A onda de calor do verão impulsionou a demanda de resfriamento da Europa, juntamente com a falta de geração de energia renovável, fornecimento de energia nuclear e aumento dos custos do gás natural.
Nesse cenário, os países europeus e as empresas de energia estão enfrentando algumas decisões difíceis. A atual crise energética do continente é produto de uma infinidade de fatores, mas a forma como ela responde a ela moldará as instituições energéticas da Europa nos próximos anos e décadas.
Para amortecer os piores efeitos da crise, alguns pediram maior extração de combustíveis fósseis no curto prazo, enquanto outros defenderam um lançamento maciço de energia renovável para reduzir os preços.
Neste momento, no entanto, os proprietários de projetos de usinas enfrentam um dilema: aumentar a proporção de transações no mercado de eletricidade comercial para aproveitar os altos preços ou insistir em fechar contratos de compra de energia (PPAs) de longo prazo para garantir fluxos de receita mais estáveis e previsíveis ?
A principal consideração aqui é para onde a empresa e o mercado pensam que o preço irá.
O preço atual está no ponto mais alto em anos – o preço médio do mercado spot está agora acima de € 300/MWh (US$ 327/MWh), acima de cerca de € 50/MWh (US$ 54/MWh) no final de 2019, várias vezes acima .
Preços da eletricidade disparam em toda a Europa desde maio de 2021
Representado pela França, o preço da eletricidade em vários países europeus disparou recentemente. O preço da eletricidade na França na semana passada foi de 383,14 euros por MWh, mais de 64% em relação à semana anterior, seguido pela Itália com 369,07 euros, Áustria com 343,94 euros, Alemanha com 323,34 euros e Grécia com 312,67 euros.
Ninguém espera que a situação na Europa seja resolvida tão cedo, especialmente se a Rússia invadir a Ucrânia, mas as expectativas do mercado e as expectativas de preço da eletricidade serão fatores-chave nas decisões de acordos e contratos.
Por que o mercado europeu de energia está em crise?
A atual crise energética da Europa é resultado de uma combinação de fatores: eventos naturais, ações geopolíticas, planejamento estratégico deficiente e a invasão russa da Ucrânia. A combinação desses fatores criou uma tempestade perfeita que fez os preços dispararem, os governos se irritaram e reformularam a política energética. No processo, os consumidores são prejudicados.
A tempestade começou no inverno passado, quando estava particularmente frio na Europa e na Ásia. A concorrência no espaço de gás natural liquefeito (GNL) é acirrada nessas regiões e, à medida que as economias começam a se abrir após os bloqueios da COVID-19, a concorrência se intensificou, os preços dispararam e, no processo, os preços da eletricidade .
Para piorar a situação, a Europa tem baixas reservas de gás natural, o que elevou ainda mais os preços e provocou um pânico na oferta. Além disso, as exportações de GNL dos EUA abaixo do normal para a Europa e Ásia devido a invernos rigorosos e caos no Texas pressionaram ainda mais os preços.
Então, em 24 de fevereiro, a Rússia invadiu a Ucrânia. Os governos ocidentais rapidamente impuseram sanções à Rússia e pediram às empresas que sancionassem seus negócios na Rússia por conta própria. As principais empresas de energia BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor e TotalEnergies cortaram relações com a Rússia ou disseram que o fariam.
A Alemanha também se recusou a aprovar o gasoduto Nord Stream 2 da Rússia para a UE, levando a holding à falência. Tudo isso restringe ainda mais a oferta de gás natural e eleva os preços.
Os países europeus tentaram mitigar o impacto das sanções encontrando fontes alternativas de gás natural. Por exemplo, expandir a capacidade do gasoduto Medgaz conectando a Argélia e a Espanha, a Bulgária conectando a rede de gás à Romênia e Sérvia, a Polônia conectando a Dinamarca e a Bulgária pressionando por mais conexões com a Grécia.
Ainda assim, a maioria desses projetos não será concluída até o final do ano e, por sua própria natureza, são regionais, não em toda a UE, o que significa que o frenesi e a turbulência no mercado continuarão no curto prazo.
Para onde irão os preços da eletricidade?
Kesavarthiniy Savarimuthu, analista de energia europeu da BloombergNEF, disse que ninguém espera que os preços da eletricidade voltem aos níveis normais tão cedo, e a evolução dos preços da eletricidade neste ano e no próximo dependerá de vários fatores, como preços de carvão e gás, clima, eventos não planejados. interrupções nucleares, disponibilidade de geração de energia renovável e demanda de eletricidade, etc.
E, com as reservas de gás europeias ainda baixas, não espere nenhuma tendência de flexibilização na competição por recursos. Werner Trabesinger, chefe de produtos quantitativos da consultoria de energia renovável Pexapark, disse: “Para atingir níveis de armazenamento confortáveis até o quarto trimestre de 2022, entre o consumo de gás e as recargas de armazenamento, serão necessárias grandes quantidades de GNL durante o verão”.
"Isso colocará os compradores europeus em concorrência direta com os players do mercado asiático de GNL, em um mercado mais apertado, onde os volumes de GNL russo foram efetivamente excluídos", disse Trabesinger.
"A Comissão Europeia está negociando para diversificar as fontes de fornecimento de gás e reduzir a demanda por importações de gás russo", disse Savarimuthu. “Cenários como o aumento das importações de GNL podem gerar um prêmio, com impacto positivo nos preços do gás e da eletricidade.
Uma mudança para outros combustíveis, como o carvão, pode ajudar a lidar com um mercado de gás apertado. No entanto, o mesmo problema surge aqui. Grande parte do carvão duro até agora vem da Rússia, e a competição para encontrar carvão alternativo se intensificará. "
De acordo com a previsão do ING, os preços futuros da energia básica em economias europeias como França, Alemanha, Bélgica e Holanda permanecerão altos em torno de 150 euros/MWh (US$ 163/MWh) ao longo de 2022, com queda no verão, mas subirão novamente para cerca de € 175/MWh ($ 190/MWh) entrando no inverno.
A situação atual é muito fluida e imprevisível. "O preço de atacado da eletricidade em 2022 será mais volátil em comparação com os níveis da década passada." Savarimuthu acrescentou que o fornecimento incerto de gás estimulará mais volatilidade no mercado de eletricidade.
"Acho que teremos outro período muito volátil", disse Phil Grant, sócio do grupo global de geração de energia da consultoria de energia Baringa. "Está afetando a forma como as pessoas negociam e suas expectativas de risco."
A pergunta de Grant é: "Como gerador, você quer fixar os preços a termo agora ou está feliz em aproveitar a onda dos preços comerciais?"
Contrato de longo prazo PPA ou comércio no mercado comercial?
Com os preços subindo 8,1% no primeiro trimestre de 2022 e 27,5% em relação ao ano anterior, o mercado europeu de PPA de energia renovável está "mais competitivo do que nunca", de acordo com a LevelTen Energy. Antes do conflito na Ucrânia, esperava-se que os preços se estabilizassem este ano e já subiram por quatro trimestres consecutivos.
O Índice de Preço Q1 2022 PPA Europeu da LevelTen observou que a forte demanda por energia renovável levou a uma escassez de opções de projetos fora do mercado. De acordo com um resumo dos 25% mais baixos de ofertas solares, o índice P25 subiu 4,1% para agora € 49,92/MWh (US$ 54,1/MWh), um aumento de 20% (€ 8,32/MWh) ano a ano.
Índice de Preços Solar P25 por Países Europeus
“Esse apetite do comprador cria rapidamente um desequilíbrio entre oferta e demanda por energias renováveis, já que os desenvolvedores lutam para acompanhar a demanda”.
"Acho que o mercado de PPA continuará crescendo", disse Gregor McDonald, chefe de negociação e PPAs da European Energy AS. "Mas não acho que será uma correspondência direta com o mercado atacadista. Obviamente, termos de contrato diferentes precisam ser considerados."
Mas o que isso significa para os fluxos de receita dos geradores, os geradores de energia planejam vender por meio de PPAs e o percentual de eletricidade negociado no mercado spot?
Não há resposta certa ou errada para esta pergunta, "é uma decisão baseada em um portfólio de projetos de propriedade de desenvolvedores individuais ou produtores independentes de energia (IPPs), que não é uma simples escolha binária, dada a complexa estrutura comercial de muitos projetos. "
No final das contas, é uma questão de risco e expectativas dos acionistas, e o mesmo portfólio ou ativo pode tomar decisões totalmente diferentes apenas por causa da estrutura de capital que os sustenta. "
Grant sugeriu que, se o proprietário for uma empresa de infraestrutura, fundo de pensão ou empresa de energia renovável de capital aberto, pode ser prudente remover o risco e garantir um contrato de PPA de três a cinco anos.
“Serão contratos premium e, com as condições atuais de mercado, o valor em dinheiro pode ser menor do que as alternativas comerciais, mas também é um mundo muito menos arriscado”.
De acordo com Pietro Radoia, analista sênior da BNEF, o apetite dos investidores por risco de negócios está crescendo, em parte devido a um descompasso entre as expectativas de venda e de venda para PPAs de longo prazo.
No entanto, para grandes instituições, grandes empresas de energia e empresas comerciais estabelecidas que tradicionalmente desfrutam de mercados comerciais, um risco de ativos mais alto faz sentido, dada a capacidade dessas instituições de monetizar efetivamente seus portfólios. Grant endossa essa visão.
Ao mesmo tempo, a Pexapark vê desafios crescentes para acordos de PPA de longo prazo pelas concessionárias, com apenas uma pequena fração do recente aumento nos preços de atacado se traduzindo em melhores preços de PPA, já que os compradores começaram a precificar os negócios. Incluindo amortecedores de risco extremo, "Esperamos que os níveis extremos de preços no front-end da atual curva de liquidez se traduzam em mais atividades de PPA de duração mais curta".
"Além de preços de venda no atacado mais altos, vencimentos de liquidez mais curtos expõem os off-takers a menos riscos não protegidos, reduzindo assim os buffers de risco e melhorando a concorrência entre os off-takers".
É claro que é improvável que os gerentes de portfólio estejam totalmente comprometidos com um ou outro, mas a qualquer momento podem ser influenciados por produtos apoiados pelo governo, PPAs de preço fixo, PPAs flutuantes e algum mix de mercado comercial. Grant disse que os gerentes consideram os níveis de preços futuros e eventos geopolíticos ao decidir sobre o equilíbrio dos investimentos comerciais.
Quando se trata de compradores corporativos, Grant disse que os preços devem começar a cair novamente no próximo ano e, dado que, é improvável que essas entidades fechem contratos de longo prazo (três a cinco anos, ele acredita) aos preços atuais da eletricidade, antes de precificar o futuro Na ausência de consenso, a indústria recorreu a PPAs mais curtos.
McDonald observou que, quando se trata de projetos mais novos, "você pode ganhar dinheiro antecipadamente com mais soluções de mercado e hedge do que com PPAs de longo prazo".
O mercado atacadista saltou, mas o preço do PPA não acompanhou o ritmo, disse McDonald. "Em um mercado mais líquido, se você ganha tanto dinheiro no mercado atacadista em cinco anos quanto em dez anos por meio de um PPA, o PPA não parece tão bom quanto costumava ser."
A maior vantagem de entrar no mercado atacadista sobre os PPAs é que você pode negociar rapidamente. McDonald explicou que, se você mudar para um produto de carga de referência padronizado e for capaz de lidar com o risco off-take, poderá executar negociações em minutos, e o tempo de fechamento do PPA é mensal, o que realmente atrapalha o mercado hoje.
Por outro lado, LevelTen disse: "Para competir em um mercado cada vez mais competitivo, os compradores corporativos precisam entender completamente seus objetivos, ser flexíveis ao contratar e fechar negócios rapidamente".
Além disso, entidades comerciais como supermercados ou data centers podem querer fechar contratos muito longos de 10-15 anos com geradores se conseguirem o preço certo.
"Se eles puderem fechar contratos a £40-50/MWh ($59-66/MWh), isso seria atraente, mas seria um contrato bilateral com um único gerador, não no mercado atual implementar uma estratégia de cobertura."