La ola de calor del verano ha impulsado la demanda de refrigeración de Europa, junto con la falta de generación de energía renovable, el suministro de energía nuclear y los crecientes costos del gas natural.
En este contexto, los países europeos y las compañías eléctricas se enfrentan a algunas decisiones difíciles. La actual crisis energética del continente es producto de una miríada de factores, pero la forma en que responda moldeará las instituciones energéticas de Europa en los próximos años y décadas.
Para amortiguar los peores efectos de la crisis, algunos han pedido una mayor extracción de combustibles fósiles a corto plazo, mientras que otros han abogado por un despliegue masivo de energías renovables para reducir los precios.
En este momento, sin embargo, los propietarios de proyectos de centrales eléctricas se enfrentan a un dilema: aumentar la proporción de transacciones en el mercado comercial de electricidad para aprovechar los altos precios o insistir en asegurar acuerdos de compra de energía (PPA) a largo plazo para garantizar flujos de ingresos más estables y predecibles?
La consideración clave aquí es hacia dónde piensan la empresa y el mercado que irá el precio.
El precio actual se encuentra en el punto más alto en años: el precio medio del mercado al contado ahora supera los 300 €/MWh (327 $/MWh), frente a los 50 €/MWh (54 $/MWh) a finales de 2019, varias veces más .
Los precios de la electricidad se disparan en toda Europa desde mayo de 2021
Representada por Francia, el precio de la electricidad en varios países europeos se ha disparado recientemente. El precio de la electricidad en Francia la semana pasada fue de 383,14 euros por MWh, más del 64 por ciento respecto a la semana anterior, seguido de Italia con 369,07 euros, Austria con 343,94 euros, Alemania con 323,34 euros y Grecia con 312,67 euros.
Nadie espera que la situación en Europa se resuelva pronto, especialmente si Rusia invade Ucrania, pero las expectativas del mercado y las expectativas del precio de la electricidad serán factores clave en las decisiones de acuerdos y contratos.
¿Por qué está en crisis el mercado energético europeo?
La actual crisis energética de Europa es el resultado de una combinación de factores: eventos naturales, acciones geopolíticas, mala planificación estratégica y la invasión rusa de Ucrania. La combinación de estos factores creó una tormenta perfecta que hizo que los precios se dispararan, los gobiernos se enojaron y reformularon la política energética. En el proceso, los consumidores resultan heridos.
La tormenta comenzó el invierno pasado cuando hacía mucho frío en Europa y Asia. La competencia en el espacio del gas natural licuado (GNL) es feroz en estas regiones y, a medida que las economías comienzan a abrirse a raíz de los bloqueos de COVID-19, la competencia se ha intensificado, los precios se han disparado y, en el proceso, los precios de la electricidad .
Para empeorar las cosas, Europa tiene pocas reservas de gas natural, lo que ha hecho subir aún más los precios y ha provocado un pánico en el suministro. Además, las exportaciones de GNL de EE. UU. por debajo de lo normal a Europa y Asia debido a los severos inviernos y el caos en Texas ejercieron una mayor presión alcista sobre los precios.
Luego, el 24 de febrero, Rusia invadió Ucrania. Los gobiernos occidentales impusieron rápidamente sanciones a Rusia y pidieron a las empresas que sancionaran sus negocios en Rusia por su cuenta. Las grandes empresas de energía BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor y TotalEnergies cortaron los lazos con Rusia o dijeron que lo harían.
Alemania también se negó a aprobar el gasoducto Nord Stream 2 de Rusia a la UE, lo que provocó la quiebra del holding. Todo esto restringe aún más el suministro de gas natural y hace subir los precios.
Los países europeos han tratado de mitigar el impacto de las sanciones encontrando fuentes alternativas de gas natural. Por ejemplo, ampliar la capacidad del gasoducto Medgaz que conecta Argelia y España, Bulgaria conecta la red de gas con Rumanía y Serbia, Polonia conecta Dinamarca y Bulgaria impulsa nuevas conexiones con Grecia.
Aún así, la mayoría de estos proyectos no se completarán a finales de año y, por su propia naturaleza, son regionales, no de toda la UE, lo que significa que el frenesí y la agitación en el mercado continuarán a corto plazo.
¿Hacia dónde irán los precios de la electricidad?
Kesavarthiniy Savarimuthu, analista de energía europea de BloombergNEF, dijo que nadie espera que los precios de la electricidad vuelvan a los niveles normales en el corto plazo, y que la evolución de los precios de la electricidad este año y el próximo dependerá de varios factores, como los precios del carbón y el gas, el clima, eventos no planificados. cortes nucleares, disponibilidad de generación de energía renovable y demanda eléctrica, etc.
Y, con las reservas de gas europeas todavía bajas, no espere ninguna tendencia a la baja en la competencia por los recursos. Werner Trabesinger, jefe de productos cuantitativos de la consultora de energías renovables Pexapark, dijo: "Para alcanzar niveles cómodos de almacenamiento para el cuarto trimestre de 2022, entre el consumo de gas y las recargas de almacenamiento, se requerirán grandes cantidades de GNL durante todo el verano".
"Esto pondrá a los compradores europeos en competencia directa con los jugadores en el mercado asiático de GNL, en un mercado más ajustado donde los volúmenes de GNL rusos han sido efectivamente excluidos", dijo Trabesinger.
"La Comisión Europea ha estado negociando para diversificar las fuentes de suministro de gas y reducir la demanda de importaciones de gas ruso", dijo Savarimuthu. “Escenarios como el aumento de las importaciones de GNL podrían generar una prima, con un impacto positivo en los precios del gas y la electricidad.
Un cambio a otros combustibles, como el carbón, podría ayudar a abordar un mercado de gas ajustado. Sin embargo, aquí surge el mismo problema. Gran parte de la hulla se ha obtenido hasta ahora de Rusia, y la competencia para encontrar carbón alternativo se intensificará. "
Según la previsión de ING, los precios futuros de la energía básica en economías europeas como Francia, Alemania, Bélgica y Holanda se mantendrán elevados en torno a los 150 euros/MWh (163 dólares/MWh) a lo largo de 2022, con un descenso en verano, pero volverán a subir hasta alrededor de 175 €/MWh (190 $/MWh) de cara al invierno.
La situación actual es muy fluida e impredecible. "El precio mayorista de la electricidad en 2022 será más volátil en comparación con los niveles de la última década". Savarimuthu agregó que el suministro incierto de gas provocará una mayor volatilidad en el mercado de la electricidad.
"Creo que vamos a tener otro período muy volátil", dijo Phil Grant, socio del grupo global de generación de energía de la consultora energética Baringa. "Está afectando la forma en que la gente comercia y sus expectativas de riesgo".
La pregunta de Grant es: "Como generador, ¿desea fijar los precios a plazo ahora o está feliz de subirse a la ola de los precios comerciales?"
¿Contrato de PPA a largo plazo o comercio de mercado comercial?
Con precios que subieron un 8,1 % en el primer trimestre de 2022 y un 27,5 % interanual, el mercado europeo de PPA de energías renovables es "más competitivo que nunca", según LevelTen Energy. Antes del conflicto de Ucrania, se esperaba que los precios se estabilizaran este año y ahora han subido durante cuatro trimestres consecutivos.
El índice europeo de precios Q1 2022 PPA de LevelTen señaló que la fuerte demanda de energía renovable ha llevado a una escasez de opciones de proyectos de compradores. Según un resumen del 25 % más bajo de las ofertas solares, el índice P25 subió un 4,1 % hasta situarse ahora en 49,92 €/MWh (54,1 $/MWh), un 20 % más (8,32 €/MWh) año tras año.
Índice de precios de la energía solar P25 por países europeos
"Este apetito de los compradores crea rápidamente un desequilibrio entre la oferta y la demanda de energías renovables, ya que los desarrolladores luchan por seguir el ritmo de la demanda".
"Creo que el mercado de PPA seguirá aumentando", dijo Gregor McDonald, jefe de negociación y PPA de European Energy AS. "Pero no creo que vaya a ser una correspondencia uno a uno con el mercado mayorista. Obviamente, se deben considerar diferentes términos de contrato".
Pero, ¿qué significa esto para los flujos de ingresos de los generadores, los generadores de energía planean vender a través de PPA y el porcentaje de electricidad negociada en el mercado al contado?
No hay una respuesta correcta o incorrecta a esta pregunta, "es una decisión basada en una cartera de proyectos propiedad de desarrolladores individuales o productores independientes de energía (IPP), que no es una simple elección binaria dada la compleja estructura comercial de muchos proyectos. "
Al final del día, es una cuestión de riesgo y de expectativas de los accionistas, y la misma cartera o activo puede tomar decisiones muy diferentes solo por la estructura de capital que las respalda. "
Grant sugirió que si el propietario es una empresa de infraestructura, un fondo de pensiones o una empresa de energía renovable que cotiza en bolsa, puede ser prudente eliminar el riesgo y asegurar un contrato de PPA de tres a cinco años.
"Van a ser contratos premium, y con las condiciones actuales del mercado, el valor en efectivo puede ser más bajo que las alternativas comerciales, pero también es un mundo mucho menos riesgoso".
Según Pietro Radoia, analista sénior de BNEF, el apetito de los inversores por el riesgo comercial está creciendo, en parte debido a un desajuste entre las expectativas de venta y venta de PPA a largo plazo.
Sin embargo, para las grandes instituciones, las grandes empresas de energía y las empresas comerciales establecidas que tradicionalmente han disfrutado de los mercados comerciales, tiene sentido un mayor riesgo de activos dada la capacidad de estas instituciones para monetizar eficazmente sus carteras. Grant respalda esta opinión.
Al mismo tiempo, Pexapark ve desafíos crecientes para los acuerdos de PPA a largo plazo por parte de las empresas de servicios públicos, con solo una pequeña fracción del aumento reciente en los precios mayoristas que se traduce en mejores precios de PPA a medida que los compradores han comenzado a cotizar acuerdos. Incluidos los colchones de riesgo extremo, "esperamos que los niveles de precios extremos en la parte delantera de la curva de liquidez actual se traduzcan en más actividad de PPA de menor duración".
"Además de los precios de venta mayoristas más altos, los vencimientos de liquidez más cortos exponen a los compradores a un riesgo menos irreparable, lo que reduce las reservas de riesgo y mejora la competencia entre los compradores".
Por supuesto, es poco probable que los administradores de cartera estén completamente comprometidos con uno u otro, pero en cualquier momento pueden verse influenciados por productos respaldados por el gobierno, PPA de precio fijo, PPA flotantes y alguna combinación de mercado comercial. Grant dijo que los gerentes consideran los niveles de precios futuros y los eventos geopolíticos al decidir el saldo de las inversiones comerciales.
Cuando se trata de compradores corporativos, Grant dijo que se espera que los precios comiencen a caer nuevamente el próximo año y, dado eso, es poco probable que estas entidades firmen contratos a largo plazo (de tres a cinco años, según él) a los precios actuales de la electricidad. antes de fijar el precio del futuro Ante la falta de consenso, la industria ha recurrido a contratos de compra de energía más cortos.
McDonald señaló que cuando se trata de proyectos más nuevos, "se puede ganar dinero por adelantado con más soluciones de mercado y cobertura que con PPA a largo plazo".
El mercado mayorista se ha disparado, pero los precios de los PPA no han seguido el ritmo, dijo McDonald. "En un mercado más líquido, si gana tanto dinero en el mercado mayorista en cinco años como gana en diez años a través de un PPA, entonces el PPA no se ve tan bien como solía ser".
La mayor ventaja de ingresar al mercado mayorista sobre los PPA es que puede operar rápidamente. McDonald explicó que si se cambia a un producto de carga de referencia estandarizado y puede lidiar con el riesgo de compra, puede ejecutar transacciones en minutos y el cierre del PPA es mensual, lo que realmente dificulta el mercado hoy.
Por otro lado, LevelTen dijo: "Para competir en un mercado cada vez más competitivo, los compradores corporativos deben comprender a fondo sus objetivos, ser flexibles al contratar y cerrar negocios rápidamente".
Además, es posible que las entidades comerciales, como los supermercados o los centros de datos, deseen cerrar contratos muy largos de 10-15 años con generadores si pueden obtener el precio correcto.
"Si pueden asegurar contratos a £40-50/MWh ($59-66/MWh), eso sería atractivo, pero sería un contrato bilateral con un solo generador, no en la implementación actual del mercado una estrategia de cobertura".