Energiemarkt analyse 6 februari 2024
EU vermijdt verrassend recessie in Q4 2023.
Bij COMCAM analyseren we doorlopend ontwikkelingen op de energiemarkt. Onze kennis en inzichten delen we in onze wekelijkse marktanalyse.
Ga direct verder naar
> Introductie > Ruwe olie > Elektriciteit > Aardgas > Steenkool > Emissierechten > Hernieuwbaar
“Europe is still recovering from a lingering energy shock and has not experienced the same degree of fiscal stimulus as the more resilient US economy in recent years.” – Nicola Mai, econoom bij vermogensbeheerder Pimco
Introductie
Na een daling van 0,1% in Q3 2023 was de algemene verwachting dat in de eurozone een vergelijkbare situatie zou plaatsvinden in Q4. Dat zou een technische recessie betekenen waardoor de ECB ruimte zou krijgen voor renteverlagingen. Een onverwachte groei in Spanje en een verbetering in Italië compenseerden het Duitse drama en de Franse stagnatie. Zo werd op verrassende wijze een recessie vermeden.
Wat betreft de Spaanse groei snijdt het mes echter aan twee kanten. Het Spaanse bureau voor de statistiek meldde dat hogere elektriciteitsprijzen resulteerden in een onverwachte 3,3% toename van de inflatie in december tot 3,5% in januari, als gevolg van de uitfasering van belastingverlichting. Terwijl economen een prijsstijging van 3,1% hadden voorspeld.
Ierland en Letland gingen mee in de malaise van Duitsland. Hun bruto binnenlands product kromp in Q4 2023. Amerika was werelds snelst groeiende ontwikkelde economie met een jaarlijkse groei van 3,1%. De Chinese overheid raamde haar groei op 5,2% het afgelopen jaar.
Door deze verrassend meevallende groei van de Eurozone wordt de kans op een renteverlaging in april door handelaren als minder waarschijnlijk ingeschat. ECB-president Lagarde zegt op basis van indicatoren uit de dienstensector een aantrekkende groei te verwachten. Overheden zijn echter een groot deel van hun energie en voedselsubsidies aan het afbouwen die dienden ter compensatie van de stijgende kosten van levensonderhoud na de energie prijspiek van 2021 en 2022. Dit zou mogelijk iedere vraagopleving de kop kunnen indrukken.
“There is likely to be much speculation on the potential implications on global oil demand over the medium and long term. This also marks a change in tone from one of the world’s largest oil producers at the government level.” – Biraj Borkhataria , analist RBC Capital Markets
Ruwe olie
Oliehandelaren werden vorige week verrast door de wijziging van de Saoedische staat van haar eerdere plannen. Aramco werd gedwongen de expansie van haar maximum capaciteit tot 13 miljoen vaten per dag (bpd) te beëindigen en de structurele productiecapaciteit op 12 miljoen bpd te houden. Dit houdt in dat de piekcapaciteit jarenlang lager zal zijn dan de voorspelde vraagtoename. Dat betekent dat de olieprijzen over langere termijn veel hoger zullen liggen.
Aramco zei in een statement dat haar maximum duurzame capaciteit bepaald wordt door de staat onder een wet uit 2017. Saoedi-Arabië heeft een capaciteit van 12 miljoen bpd. Het land produceert momenteel 9 miljoen bpd. In 2021 meldde Aramco de wens om haar productiecapaciteit uit te breiden naar 13 miljoen bpd. Een capaciteitsexpansie die volgens verwachting tegen 2027 volledig online zou komen. De beslissing neemt een significant deel uit het aanbod in de komende jaren waar handelaren wel vanuit gingen. Een gat dat moeilijk door andere partijen kan worden opgevuld.
Het handhaven van reservecapaciteit is duur. Zeker als het land al ver beneden haar maximum capaciteit produceert. De vraaggroei zal naar verwachting vertragen door de energietransitie. De ironie wil dat de CEO van Aramco vaak heeft gewaarschuwd dat de industrie onder-investeert in nieuw olieaanbod. Ongeacht de diverse scenario’s zal komende decennia meer olieaanbod nog volop nodig zijn. De grootste onder-investeerder is tegenwoordig niemand minder dan Aramco zelf.
Deze maatregel van Saoedi-Arabië zal lange termijn effecten hebben voor de oliemarkt. Door het inperken van de groeiplannen heeft het land weinig productiebuffer bij een toekomstige aanbodschok, zeker in een periode met een volatiel Midden-Oosten. Het is een garantie voor een hogere prijs als ook een meer volatiele prijs. Vooral als de huidige productieopleving, gedreven door aanhoudende fusies & overnames, in de Amerikaanse schalie voorbij haar piek is.
OPEC+ zal mogelijk besluiten tot een verlenging van de vrijwillige olie productie verlagingen van in totaal 2,2 miljoen vaten per dag (bpd). Hiervan neemt Saoedi-Arabië 1 miljoen bpd voor haar rekening. Bronnen binnen OPEC+ hebben aan Reuters gemeld dat ze verwachten dat de kartelleden in maart zullen beslissen de productiebeperkingen te verlengen.
Veel Chinese particuliere raffinaderijen zijn dit jaar moeizaam gestart. Dit komt door de hogere prijzen voor de import van gesanctioneerde olie uit Iran en lagere raffinagemarges door dalende binnenlandse dieselprijzen in een haperende Chinese economie. Vanwege de komende Nieuwjaarsvakantie in China later deze maand, is de industriële activiteit teruggeschroefd. Dit heeft geleid tot een ineenstorting van de dieselprijs als ook een 50% crash in de raffinagemarges, doorgaans een belangrijke steunpilaar voor de winstgevendheid van de particuliere raffinaderijen.
De prijs van Brent ruwe olie koerst al meer dan een jaar rond het niveau van $ 80 per vat. Ondanks de onrust in het Midden-Oosten waarbij commerciële schepen in de Rode Zee worden aangevallen met suïcide drones en raketten.
Prijs Ruwe olie – Brent april 2024 ($/barrel) – dag cloud candle, log scale
Wordt Hinckley Point het duurste en meest uitgestelde elektriciteitsproject ter wereld?
“Yes, they are still building the Hinckley Point C nuclear power station in the United Kingdom, and yes the latest estimated cost is more than the previously estimated cost and the completion date has receded another two years into the future.” – Leonard Hyman & William Tilles via OilPrice.com
Elektriciteit
Het Britse nucleaire project, Hinckley Point C, kreeg in 2012 haar bouwvergunning met geschatte kosten van £18 miljard en een verwachte voltooiing in 2025. De laatste schatting geeft een opleverdatum van 2029-2030 met een kostenplaatje van £46 miljard. Dit zal resulteren in een centrale minstens twee keer zo duur als de oorspronkelijke schatting. In dezelfde periode zullen de investeringskosten voor solar en wind ten minste gehalveerd zijn. Het is nog niet zeker of Hinckley Point een all-time record zal zetten als het duurste en meest uitgestelde elektriciteit-gerelateerde project in de geschiedenis, maar het is zeker een mededinger.
Zoals het geval bij zo veel klimaat- en energiezekerheid-gerelateerde projecten worden vaak significante subsidies verstrekt aan de bouwer. Maar veelvuldig op verschillende manieren. De meeste overheden bieden tegenwoordig subsidies om de productieniveaus op een punt te brengen waar schaalvoordelen gaan werken. Kosten zullen dan snel dalen. De kostencurves voor wind, solar en energie-opslag laten zien hoe deze strategie werkt. Deze vlieger gaat echter niet op voor nucleair waar de kosten eerder lijken toe te nemen dan te dalen.
De keuze voor nucleair begin vorig decennium, leek meer een ideologische dan een technologische of economische keuze. Vooral voor Britse Conservatieve politici. Kernenergie was destijds onderdeel van het pakket. Zelfs al waren de nucleaire kosten per geïnstalleerde kW toen 5-8 keer duurder dan niet-fossiele alternatieven. Gelukkig draait de Britse overheid niet direct op voor de extra kosten. De Chinese co-investeerder in het project heeft aangegeven dat het niet meer zal bijdragen. Het lijkt er dus op dat het Franse EDF voor de hogere kosten opdraait. Dit zou de verdere constructie van nucleaire centrales kunnen ontmoedigen. Gegeven het grote risico op kosteninflatie is het risico om nieuwe projecten te starten alleen te dragen door een overheidsagentschap.
Hinckley Point is een goede aanleiding om de aannames bij nucleaire projecten kritisch te bekijken. Er zijn twee redenen om een nucleaire centrale te bouwen: het zekerstellen van nationale leveringszekerheid en het reduceren van CO2. Wat betreft de laatste doelstelling maakt het voor het klimaat niet uit waar deze reducties plaatsvinden. Er zijn aannemers in een aantal landen zoals Rusland en Zuid-Korea die nucleaire fabrieken blijkbaar goedkoper kunnen bouwen dan in Europa of Amerika. Dus waarom geen centrales bouwen op plaatsen waar het economisch rendabeler is en de betreffende landen betalen voor hun CO2 reducties? En wellicht, als er nog geld te besteden is, zouden de betalende landen die aardgasbuffers hebben en deze willen inzetten voor leveringszekerheid, de besparingen in een internationaal carbon reductie fonds kunnen stoppen. Met andere woorden, de substantiële nucleaire besparingen die mogelijk worden gemaakt door verschillen in bouwkosten zouden een mogelijkheid kunnen creëren voor nucleaire kostenarbitrage. Het is een andere kijk op mondiale samenwerking. Concluderend, Hinkley Point C zou een stop kunnen betekenen voor de bouw van nieuwe, nucleaire centrales in het Westen, maar hoeft geen ontmoediging te zijn voor de nucleaire bouw in landen die dit significant goedkoper kunnen.
De prijs van elektriciteit blijft in een neerwaartse trend en volgt de gasprijs die ook onder druk staat door goed gevulde buffers en mild weer.
Prijs Baseload Elektriciteit leverjaar 2025 (eur/MWh) – week cloud candle, log scale
“Despite climate and energy experts’ warnings that any new fossil fuel production will push the world beyond 1.5°C heating, $223 billion of this trillion dollar sum is set to go on developing and operating new gas extraction sites to supply Europe.” – Global Witness
Aardgas
De olie- en gasindustrie zal komend decennium naar verwachting meer dan $ 1 biljoen uitgeven voor het leveren van aardgas in Europa. Dit stelt klimaatcampagnegroep Global Witness in een nieuwe analyse op basis van Rystad Energy gegevens. Tegen 2033 zal $ 223 miljard gespendeerd zijn. De supermajors ExxonMobil, Shell, TotalEnergies, Equinor en Eni zullen hieraan de grootste bijdrage leveren.
De Europese gasvraag zal waarschijnlijk structureel dalen. Het continent heeft aanbod nodig voor het vervangen van Russisch pijpleidinggas dat in 2022 nog de belangrijkste bron was. Europa richt zich sindsdien op LNG en hogere pijpleidingleveranties uit Noorwegen en Afrika om aan de vraag te voldoen.
De International Energy Agency (IEA) zei recent dat lagere prijzen en een hogere vraag deze winter zullen zorgen voor de terugkeer van een sterke groei in de aardgasconsumptie in 2024. Dit jaar zal de aardgasvraag met 2,5% toenemen ten opzichte van een 0,5% groei in 2023, verwacht IEA in haar meest recente Gas Market Report Q1 2024.
Prijs TTF gas leverjaar 2025 (eur/MWh) – dag cloud candle, log scale
LNG
“Reducing production of LNG actually harms the world achieving net zero sooner rather than later. It’s a mistake.” –Kathy Mikells, Chief Financial Officer (CFO) Exxon
Om de planeet te redden van een onvermijdelijke klimaatramp heeft de Biden regering gekozen voor een tijdelijke pauze in afwachting van besluiten over de export van LNG. Industrie insiders, Wall Street en zelfs een aantal overheidsofficials zijn absoluut verbaasd over de reden achter deze pauze van nieuwe LNG-vergunningen in Texas, aangezien het de 3de grootste LNG-exporteur ter wereld is.
Jack Fusco, CEO van Cheniere Energy, zegt dat het besluit van de Biden regering om de goedkeuring van LNG exportlicenties te pauzeren nogal verwarrend is. Hij wijst erop dat Amerikaanse LNG bijdraagt aan het verminderen van de meer vervuilende emissies die voortkomen uit de verbranding van fossiele brandstoffen.
Mike Sommers, president van het Amerikaanse Petroleum Instituut (API), vindt de beslissing waarschijnlijk de slechtste energiebeslissing van Biden. Hij verwacht door deze pauze dat mogelijke investeringen binnen Amerika elders naar toe gaan. Kathy Mikells, CFO van Exxon noemt de onderbreking van nieuwe LNG-permissies een fout die klimaatschadelijke emissies niet zal verlagen. Exxon en Qatar bouwen een LNG exportterminal aan de Amerikaanse Golfkust, het zogenaamde Golden Pass project, dat volgend jaar operationeel zal zijn. LNG is 50% schoner dan kolen als deze wordt gebruikt bij het produceren van elektriciteit.
“In Europa zijn veel projecten voor nieuwe LNG-importterminals gebaseerd op de aanname van stabiele lange termijn relaties met de VS”, stelt Didier Holleaux, voorzitter van Eurogas. “Als er geen extra LNG-exportcapaciteit uit Amerika komt, bestaat het risico dat de wereldwijde onbalans in het aanbod groter wordt en langer aanhoudt en de prijsvolatiliteit neemt toe.”
“Surging new renewable energy capacity installations and aging coal plants will soon tip the scales clearly in favor of fossil-free alternatives and a falling share for coal in the power mix will only gather pace.” – Steve Hulton, Head of Global Coal Industry Research
Steenkool
Hulton verwacht dat de wereldwijde kolengestookte elektriciteitsproductie in 2024 zal afnemen, voor een deel vanwege de ontwikkelende elektriciteitsnetten in Azië. Er wordt voorspeld dat het gebruik van kolen in de power sector met 33,7 terawatt-uur (TWh) zal dalen, een jaarlijkse afname van 0,3% nu Azië de rem begint te zetten op nieuwe kolen-power projecten.
De gemodelleerde krimp is klein maar significant met 2023 als hoogtepunt voor wereldwijde kolengestookte opwek. China, India en Indonesië blijven voor nu topconsumenten van kolen. Het tij is echter aan het keren. De groei van hernieuwbare energiecapaciteit en verouderende kolencentrales zullen de ontwikkeling in gaan zetten ten gunste van fossiel-vrije alternatieven. Een afnemend aandeel voor kolen in de power mix kan dan snel gaan.
Prijs ICE Coal leverjaar 2025 (usd/t) – week cloud candle, log scale
“Let me be clear, GM remains committed to eliminating tailpipe emissions from our light-duty vehicles by 2035, but, in the interim, deploying plug-in technology in strategic segments will deliver some of the environment or environmental benefits of EVs as the nation continues to build this charging infrastructure.” – Mary Barra, CEO General Motors
Emissierechten
Het lijkt erop dat de vrije markt zelf prima in staat is de meest efficiënte oplossing te vinden. Met als recent voorbeeld General Motors die plannen heeft haar product line-up te wijzigen en meer plug-in hybride voertuigen gaat fabriceren in plaats van volledig elektrische. CEO Barra kondigde plannen aan om plug-in hybride elektrische voertuigen (PHEV’s) te introduceren in Noord-Amerika voor een beperkte selectie modellen. Deze verschuiving weerspiegelt industrie-trends nu autofabrikanten hybride technologie adopteren om tegemoet te komen aan de vraag van consumenten en overheidsstandaarden. GM volgt hiermee haar rivalen die al hybride en PHEV’s verkopen, volgens CNBC. Deze verandering in strategie lijkt echter in strijd met de recente focus van de industrie op EV’s met de significante investeringen die hiermee gemoeid zijn in navolging van het beleid van de Biden regering om het EV-gebruik in Amerika te stimuleren.
Barra hintte op het potentiële gebruik van plug-in hybride technologie, vergelijkbaar met de technologie die het bedrijf heeft geïmplementeerd in China. Dit volgens het CNBC rapport. Het bedrijf was een pionier in plug-in EV’s in de 2010s met de Chevrolet Volt, maar stopte hiermee in 2019 vanwege tegenvallende vraag en kosten issues.
Conclusie: de automobielindustrie ziet grote fabrikanten hun investeringen in EV-ontwikkeling terugtrekken. Volledig elektrische wagens zijn financieel nog niet interessant.
Prijs Emissierechten – Dec-24 contract EEX (eur/t) – week cloud candle, log scale
“BC Hydro is taking steps to actively manage the drought, including conserving water by drawing on less impacted regions and importing more power – a common activity during low water years.” – Kyle Donaldson, woordvoerder BC Hydro
Hernieuwbaar
De westerse provincies van Canada worden geteisterd door de ergste droogte in jaren. Nutsbedrijven draaien verliezen nu hun hydro power opwekcapaciteit is verminderd door lage waterreservoirs. Volgens gegevens van de federale overheid is Canada de op één na grootste producent van hydro-elektriciteit ter wereld. Hydro power is normaliter goed voor ongeveer 60% van het elektriciteitsaanbod van het land, met British Columbia en Manitoba als belangrijkste provincies van deze natuurlijke energiebron.
Door de droogte in British Colombia wordt nutsbedrijf BC Hydro gedwongen water te trekken uit de minst beïnvloede gebieden en elektriciteit te importeren, aldus Bloomberg. Er wordt elektriciteit uit Alberta geïmporteerd en uit een aantal westerse Amerikaanse staten. De elektriciteit-importen zijn afgelopen maanden toegenomen. Er worden geen black-outs verwacht.
De woordvoerder van BC Hydro beschrijft de droge omstandigheden als historisch. Het bedrijf is al meer dan een jaar bezig met realtime planning om dergelijke omstandigheden het hoofd te kunnen bieden. Het vegetatiebeheerprogramma is de afgelopen jaren opgevoerd gezien de droogte en de weer-gerelateerde uitdagingen. Gedurende de recordpiek van elektriciteitsvraag tijdens het koude weer van halverwege januari zei BC Hydro dat deze droogte een aantal van BC Hydro’s grootste reservoirs heeft uitgeput in het noorden en zuidoosten van de provincie.
COMCAM – analyse op maat
Onze analyse geeft op hoofdlijnen een aantal ontwikkelingen aan die impact hebben op de energieprijzen. Een uitgebreidere analyse bieden we aan als losse dienst. Zo blijft u op de hoogte van alle relevante trends en ontwikkelingen in energie inkoop, de verwachte prijsontwikkelingen tot 3 jaar vooruit en alle relevante marktontwikkelingen op de energiebeurzen en wet- en regelgeving.
Op deze analyse rust auteursrecht van COMCAM. Teksten mogen niet worden overgenomen, gekopieerd, openbaar mogen worden gemaakt of verveelvoudigd worden, zonder expliciete toestemming van COMCAM. Ook bij citaten of gedeeltelijke overnames is dit niet toegestaan.
Volg ons op LinkedIn om op de hoogte te blijven van wat er speelt in de energiemarkt, de energietransitie & verduurzaming.