Evropski rizik povezan sa prirodnim gasom ponovo postaje jedna od ključnih varijabli u finansiranju elektroenergetskih projekata u jugoistočnoj Evropi. Tokom 23. nedelje, terminski ugovori za gas na holandskom čvorištu TTF u proseku su iznosili 48,56 €/MWh, dok se jednomesečni terminski ugovor trgovao na nivou od približno 49,335 €/MWh. Ovaj cenovni nivo dovoljno je visok da utiče na cene električne energije, pretpostavke u projektnoj finansijskoj analizi i strategije zaštite od tržišnih rizika širom regiona JIE.
Prirodni gas je važan zato što često određuje ili značajno utiče na marginalnu cenu električne energije tokom perioda povećane potražnje, naročito na tržištima kao što su Italija, Grčka, Turska, Mađarska i Rumunija. Čak i tamo gde gas ne dominira u ukupnoj proizvodnji električne energije, on može određivati cenu fleksibilnosti tokom večernjih vršnih opterećenja, perioda slabe proizvodnje iz vetroelektrana i intervala povećane potrošnje.
Tokom 23. nedelje ovaj trend je bio jasno vidljiv. Regionalna potražnja za električnom energijom porasla je za 8,2%, proizvodnja iz promenljivih obnovljivih izvora energije smanjena je za 8,9%, dok je proizvodnja iz termoelektrana povećana za 24,5%. U Turskoj je proizvodnja električne energije iz gasnih elektrana porasla za čak 278,1%, dok je i Rumunija povećala proizvodnju iz termoenergetskog sektora uz veći doprinos elektrana na prirodni gas. Gas je tako postao deo mehanizma za balansiranje sistema, a ne samo pitanje tržišta goriva.
Za investitore ovo menja ekonomiku energetskih projekata. Prihodi projekta zasnovanog na obnovljivim izvorima energije mogu rasti tokom skokova cena izazvanih rastom cena gasa, ali istovremeno mogu postati složeniji troškovi balansiranja i strukture ugovora o otkupu električne energije (PPA). Elektrana na prirodni gas može ostvariti korist od visokih cena usled nestašice kapaciteta, ali izloženost troškovima goriva može smanjiti profitabilnost ukoliko nije adekvatno zaštićena instrumentima hedžinga. Industrijski kupac električne energije može se suočiti sa višim cenama struje čak i ako direktno ne kupuje prirodni gas.
Rizik povezan sa cenom gasa danas je rezultat mnogo više faktora od uobičajenih sezonskih kretanja u popunjenosti skladišta. Izveštaj ukazuje na geopolitičku neizvesnost, tenzije između SAD i Irana, rizike po energetske tokove kroz Persijski zaliv i zabrinutost u vezi sa globalnim snabdevanjem LNG-om. Evropska skladišta gasa bila su popunjena približno 38%, dok su američki LNG izvozni terminali radili sa oko 94% iskorišćenosti kapaciteta, što ograničava kratkoročnu fleksibilnost ponude.
Rizik vezan za LNG posebno je značajan. Oko 20% globalne trgovine LNG-om prolazi kroz Hormuški moreuz, a eventualni poremećaji u izvozu iz Katara mogli bi da primoraju azijske kupce da agresivnije konkurišu za isporuke iz atlantskog basena. Analitičari citirani u izveštaju procenjuju da bi evropske cene gasa morale da porastu za 40–50% u odnosu na sadašnje nivoe kako bi privukle dovoljne količine LNG-a ukoliko bi se poremećaji nastavili.
Za finansiranje elektroenergetskih projekata u jugoistočnoj Evropi to znači da scenariji stresa povezani sa cenama gasa moraju biti ažurirani. Kreditori bi trebalo da testiraju prihode od prodaje električne energije na tržištu, indeksaciju u okviru PPA ugovora, troškove na tržištu balansiranja i kreditnu sposobnost industrijskih kupaca u uslovima viših cena goriva. Projekat koji izgleda finansijski održivo pri ceni gasa od 45–50 €/MWh može pokazati znatno drugačije rezultate ukoliko cena na TTF tržištu značajno poraste.
Cene gasa takođe utiču na inflaciju i kamatne stope. Više cene gasa mogu dovesti do rasta cena električne energije, povećanja troškova industrijske proizvodnje i ubrzanja inflacije. To može uticati na politiku centralnih banaka, troškove finansiranja i ukupnu potražnju. U regionu u kojem se veliki broj energetskih projekata oslanja na dugoročne kreditne aranžmane, volatilnost cena goriva vrlo brzo može prerasti u pitanje finansijskih tržišta.
Poruka iz 23. nedelje je jasna. Rizik povezan sa prirodnim gasom ponovo je sastavni deo modela finansiranja elektroenergetskog sektora. Investitori u jugoistočnoj Evropi više ne mogu posmatrati TTF kao sporednu tržišnu varijablu. On ponovo postaje jedan od ključnih faktora koji utiču na tržišne cene električne energije, potrebe za hedžingom, troškove električne energije za industriju i scenarije procene otpornosti energetskih projekata.
Pripremljeno od strane energy.clarion.engineer
