Sommarens värmebölja har drivit på Europas kylbehov, tillsammans med bristen på förnybar energiproduktion, kärnkraftsförsörjning och skyhöga naturgaskostnader.
Mot denna bakgrund står europeiska länder och kraftbolag inför några svåra beslut. Kontinentens nuvarande energikris är resultatet av en myriad av faktorer, men hur den reagerar på den kommer att forma Europas energiinstitutioner i år och årtionden framöver.
För att mildra de värsta effekterna av krisen har vissa krävt större utvinning av fossila bränslen på kort sikt, medan andra har förespråkat en massiv utbyggnad av förnybar energi för att få ner priserna.
I det här ögonblicket står emellertid kraftverksprojektägare inför ett dilemma: om de ska öka andelen transaktioner på den kommersiella elmarknaden för att dra fördel av höga priser, eller insistera på att låsa in långsiktiga kraftköpsavtal (PPA) för att säkerställa mer stabila, förutsägbara intäktsströmmar ?
Det viktigaste här är vart företaget och marknaden tror att priset kommer att gå.
Det nuvarande priset är på den högsta punkten på flera år – det genomsnittliga spotmarknadspriset är nu över 300 €/MWh (327 USD/MWh), upp från cirka 50 €/MWh (54 USD/MWh) i slutet av 2019, upp flera gånger .
Elpriserna har stigit i höjden i Europa sedan maj 2021
Representerat av Frankrike har elpriset i olika europeiska länder skjutit i höjden den senaste tiden. Frankrikes elpris förra veckan var 383,14 euro per MWh, en ökning med mer än 64 procent från föregående vecka, följt av Italien på 369,07 euro, Österrike på 343,94 euro, Tyskland på 323,34 euro och Grekland på 312,67 euro.
Ingen förväntar sig att situationen i Europa kommer att lösas när som helst snart, särskilt om Ryssland invaderar Ukraina, men marknadens förväntningar och elprisförväntningar kommer att vara nyckelfaktorer i affärer och kontraktsbeslut.
Varför är den europeiska energimarknaden i kris?
Europas nuvarande energikris är resultatet av en kombination av faktorer: naturhändelser, geopolitiska åtgärder, dålig strategisk planering och den ryska invasionen av Ukraina. Kombinationen av dessa faktorer skapade en perfekt storm som fick priserna att skjuta i höjden, regeringar blev arga och omformade energipolitiken. I processen skadas konsumenterna.
Stormen startade i vintras när det var särskilt kallt i Europa och Asien. Konkurrensen på området för flytande naturgas (LNG) är hård i dessa regioner, och när ekonomierna börjar öppna upp i spåren av covid-19-låsningarna har konkurrensen intensifierats, priserna har skjutit i höjden, och i processen elpriserna .
För att göra saken värre har Europa låga naturgasreserver, vilket ytterligare har pressat upp priserna och väckt en leveranspanik. Dessutom satte lägre än normalt amerikansk LNG-export till Europa och Asien på grund av stränga vintrar och kaos i Texas ytterligare press uppåt på priserna.
Sedan, den 24 februari, invaderade Ryssland Ukraina. Västerländska regeringar införde snabbt sanktioner mot Ryssland och uppmanade företag att sanktionera sin verksamhet i Ryssland på egen hand. Energibolagen BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor och TotalEnergies har klippt banden med Ryssland eller sagt att de skulle göra det.
Tyskland vägrade också att godkänna gasledningen Nord Stream 2 från Ryssland till EU, vilket fick holdingbolaget att gå i konkurs. Allt detta begränsar naturgasförsörjningen ytterligare och pressar upp priserna.
Europeiska länder har försökt mildra effekterna av sanktioner genom att hitta alternativa naturgaskällor. Till exempel att utöka kapaciteten för Medgaz-gasledningen som förbinder Algeriet och Spanien, Bulgarien som ansluter gasnätet till Rumänien och Serbien, Polen som ansluter Danmark och Bulgarien driver på för ytterligare anslutningar till Grekland.
Ändå kommer de flesta av dessa projekt inte att slutföras i slutet av året, och till sin natur är de regionala, inte EU-omfattande, vilket innebär att frenesi och turbulens på marknaden kommer att fortsätta på kort sikt.
Vart tar elpriserna vägen?
Kesavarthiniy Savarimuthu, europeisk energianalytiker på BloombergNEF, sa att ingen förväntar sig att elpriserna kommer att falla tillbaka till normala nivåer snart, och att elprisernas utveckling i år och nästa år kommer att bero på flera faktorer, såsom kol- och gaspriser, väder, oplanerade kärnkraftsavbrott, tillgång till förnybar energiproduktion och efterfrågan på el, etc.
Och, med de europeiska gasreserverna fortfarande låga, förvänta dig inte någon avtagande trend i resurskonkurrensen. Werner Trabesinger, chef för kvantitativa produkter på konsultföretaget Pexapark för förnybar energi, sa: "För att nå bekväma lagringsnivåer till fjärde kvartalet 2022, mellan gasförbrukning och lagringspåfyllning, kommer stora kvantiteter LNG att behövas under hela sommaren."
"Detta kommer att sätta europeiska köpare i direkt konkurrens med aktörer på den asiatiska LNG-marknaden, på en stramare marknad där ryska LNG-volymer i praktiken har uteslutits", sa Trabesinger.
"Europeiska kommissionen har förhandlat om att diversifiera gasförsörjningskällorna och minska efterfrågan på rysk gasimport", sa Savarimuthu. "Scenarier som ökad LNG-import kan generera en premie, med en positiv inverkan på gas- och elpriserna.
En övergång till andra bränslen, såsom kol, kan hjälpa till att hantera en stram gasmarknad. Samma problem uppstår dock här. Mycket av stenkolet har hittills hämtats från Ryssland och konkurrensen om att hitta alternativt kol kommer att hårdna. "
Enligt ING:s prognos kommer framtida basenergipriser i europeiska ekonomier som Frankrike, Tyskland, Belgien och Nederländerna att förbli höga på cirka 150 euro/MWh ($163/MWh) under hela 2022, med en nedgång under sommaren, men kommer att stiga igen till runt 175 €/MWh (190 USD/MWh) på väg mot vintern.
Den nuvarande situationen är mycket flytande och oförutsägbar. "Grossistpriset på el år 2022 kommer att vara mer volatil jämfört med nivåerna under det senaste decenniet." Savarimuthu tillade att den osäkra gastillgången kommer att stimulera till mer volatilitet på elmarknaden.
"Jag tror att vi kommer att ha ytterligare en mycket volatil period", säger Phil Grant, en partner i den globala kraftgenereringsgruppen på energikonsultföretaget Baringa. "Det påverkar hur människor handlar och deras förväntningar på risk."
Grants fråga är: "Vill du som generator låsa in terminspriser nu, eller är du glad att åka på vågen av kommersiella priser?"
PPA långtidskontrakt eller kommersiell marknadshandel?
Med priser som skjutit i höjden 8,1 procent under första kvartalet 2022 och upp med 27,5 procent jämfört med föregående år, är den europeiska PPA-marknaden för förnybar energi "mer konkurrenskraftig än någonsin", enligt LevelTen Energy. Före Ukraina-konflikten förväntades priserna plana ut i år och har nu klättrat i fyra raka kvartal.
LevelTens europeiska Q1 2022 PPA-prisindex noterade att en stark efterfrågan på förnybar energi har lett till en brist på alternativa projektalternativ. Enligt en sammanfattning av de lägsta 25 procenten av solenergierbjudandena steg P25-indexet med 4,1 procent till att nu stå på 49,92 €/MWh (54,1 USD/MWh), en ökning med 20 procent (8,32 €/MWh) från år till år.
Solar P25 prisindex efter europeiska länder
"Denna köparaptit skapar snabbt en obalans mellan utbud och efterfrågan på förnybara energikällor, eftersom utvecklare kämpar för att hålla jämna steg med efterfrågan."
"Jag tror att PPA-marknaden kommer att fortsätta att stiga", säger Gregor McDonald, chef för handel och PPA på European Energy AS. "Men jag tror inte att det kommer att bli en en-till-en-korrespondens med grossistmarknaden. Det är klart att olika avtalsvillkor måste övervägas."
Men vad betyder detta för generatorernas intäktsströmmar, kraftproducenterna planerar att sälja genom energiköpsavtal och andelen el som handlas på spotmarknaden?
Det finns inget rätt eller fel svar på denna fråga, "det är ett beslut baserat på en portfölj av projekt som ägs av enskilda utvecklare eller oberoende kraftproducenter (IPP), vilket inte är ett enkelt binärt val med tanke på den komplexa kommersiella strukturen i många projekt. "
I slutändan är det en fråga om risk och aktieägarnas förväntningar, och samma portfölj eller tillgång kan fatta väldigt olika beslut bara på grund av kapitalstrukturen som ligger till grund för dem. "
Grant föreslog att om ägaren är ett infrastrukturföretag, en pensionsfond eller ett börsnoterat företag för förnybar energi, kan det vara klokt att ta bort risker och låsa in ett PPA-avtal på tre till fem år.
"De kommer att vara premiumkontrakt, och med nuvarande marknadsförhållanden kan kontantvärdet vara lägre än kommersiella alternativ, men det är också en mycket mindre riskabel värld."
Enligt Pietro Radoia, senioranalytiker på BNEF, växer investerarnas aptit för affärsrisk, delvis på grund av en bristande överensstämmelse mellan förväntningar på säljsidan och avtagandesidan för långsiktiga PPA.
Men för stora institutioner, stora energiföretag och etablerade handelsföretag som traditionellt har åtnjutit kommersiella marknader, är högre tillgångsrisk vettigt med tanke på dessa institutioners förmåga att effektivt tjäna pengar på sina portföljer. Grant stöder denna uppfattning.
Samtidigt ser Pexapark ökande utmaningar för långsiktiga PPA-affärer från energibolag, med endast en liten bråkdel av den senaste uppgången i grossistpriser som leder till bättre PPA-prissättning eftersom uttagarna har börjat prissätta affärer. Inklusive extrema riskbuffertar, "Vi förväntar oss att extrema prisnivåer på framsidan av den nuvarande likviditetskurvan kommer att översättas till mer PPA-aktivitet med kortare varaktighet."
"Förutom högre försäljningspriser i grossistledet exponerar kortare likviditetsförfall uttagarna för mindre osäkra risker, vilket minskar riskbuffertarna och förbättrar konkurrensen bland avtagarna."
Naturligtvis är det osannolikt att portföljförvaltare är helt engagerade i det ena eller det andra, men kan när som helst påverkas av statligt stödda produkter, fastpris-PPA, flytande PPA och viss kommersiell marknadsmix. Grant sa att chefer överväger framtida prisnivåer och geopolitiska händelser när de beslutar om balansen mellan handelsinvesteringar.
När det kommer till företagsköpare, sa Grant att priserna förväntas börja falla igen nästa år, och med tanke på att dessa enheter sannolikt inte kommer att låsa in långsiktiga (tre till fem år, tror han) kontrakt till nuvarande elpriser, före prissättning av framtiden I avsaknad av konsensus har branschen övergått till kortare energiköpsavtal.
McDonald noterade att när det gäller nyare projekt, "kan du tjäna pengar i förväg med fler marknadslösningar och säkringar än med långsiktiga PPA."
Grossistmarknaden har hoppat, men PPA-prissättningen har inte hållit jämna steg, sa McDonald. "På en mer likvid marknad, om du tjänar lika mycket pengar på grossistmarknaden på fem år som du tjänar på tio år genom en PPA, så ser PPA inte lika bra ut som det brukade vara."
Den största fördelen med att komma in på grossistmarknaden framför PPA är att du kan handla snabbt. McDonald förklarade att om du går över till en standardiserad benchmark-lastprodukt och kan hantera avdragsrisk, kan du utföra affärer på några minuter, och PPA:s stängningstid är på månadsbasis, vilket verkligen hindrar marknaden idag.
Å andra sidan, sa LevelTen, "För att kunna konkurrera på en allt mer konkurrensutsatt marknad måste företagsköpare noggrant förstå sina mål, vara flexibla vid kontrakt och avsluta affärer snabbt."
Dessutom kan kommersiella enheter som stormarknader eller datacenter vilja ha mycket långa, 10-15 års kontrakt med generatorer om de kan få rätt pris.
"Om de kan låsa in kontrakt för £40-50/MWh ($59-66/MWh) skulle det vara attraktivt, men det skulle vara ett bilateralt kontrakt med en enda generator, inte i den nuvarande marknadsimplementeringen en säkringsstrategi."