Energiemarkt analyse 11 december 2024

“Rusland is India’s grootste leverancier van ruwe olie geworden.” – Tsvetana Paraskova van OilPrice

Nu de rente stijgt in Rusland en financieringskosten voor de handel de pan uitrijzen zijn veel kleine handelspartijen en tussenpartijen recent uit de Russische oliehandel met India gestapt. Aldus Reuters op basis van douane- en verschepingsgegevens.

India, één van Ruslands grootste afnemers van door het Westen verbannen olie, is nu voor een groot deel van haar consumptie afhankelijk van Russische olie. Sinds 2022 is Rusland de grootste olie- leverancier van India. In 2022 en 2023 waren veel handelaren graag bereid Russische olie aan India te leveren. Vanwege de hoge risico’s zijn er lucratieve handelswinsten te behalen.

Nieuwe onbekende handelsbedrijven hebben grote volumes Russische olie en olieproducten afgehandeld sinds de Russische invasie en de terugtrekking van Westerse landen uit de Russische oliehandel. Deze nieuwe oliehandelsbedrijven, als paddenstoelen opgekomen uit de grond, hebben zich gevestigd in jurisdicties buiten Europa. Ze zijn vaak notoir ondoorzichtig in hun management en handel.

Rusland heeft haar benchmarkrente verhoogd tot 21%, het hoogste niveau in twee decennia. Dit  beïnvloedt de financieringskosten voor handelaren die afhankelijk zijn van Russische banken voor het financieren van Russische olie-transacties. Westerse banken mogen dat namelijk niet meer doen. Sinds de financieringskosten eerder dit jaar fors toenamen, zijn veel tussenpersonen uit de handel met India gestapt. Diverse handelshuizen hebben deze handelsactiviteit overgenomen. De Indiase vraag naar Russische olie, goedkoper dan alternatieven vanwege de sancties, is recent zo hoog dat de kortingen, waartegen Russische olie wordt verkocht aan India, zijn gedaald.

Prijs Ruwe olie – Brent februari 2024 ($/barrel) – week cloud candle, log scale

De vraag naar elektriciteit van datacenters, cryptocurrencies en AI zou kunnen oplopen tot 1.000 Terawattuur (TWh) in 2026 – ongeveer gelijk aan het elektriciteitsverbruik van Japan.” – Felicity Bradstock van OilPrice

De wereldwijde elektriciteitsvraag neemt significant toe door de snelle groei van datacentra nodig voor de ondersteuning van AI. Deze vraagtoename dreigt de ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen voorbij te lopen. Internationale regulering is nodig om te garanderen dat Techbedrijven schone energie gebruiken voor het minimaliseren van hun impact op klimaatdoelen.

Nu overheden wereldwijd nieuw klimaatbeleid introduceren en miljarden pompen in alternatieve energiebronnen en schone tech, zouden al deze pogingen teniet gedaan kunnen worden door de verhoogde elektriciteitsvraag van datacentra. Tenzij meer internationale regelgevende actie wordt ondernomen om te verzekeren dat bedrijven investeren in schone energiebronnen en geen fossiele brandstoffen meer gebruiken voor elektriciteit. De International Energy Agency (IEA) publiceerde in oktober dit rapport hierover, “What the data centre and AI boom could mean for the energy sector”. Het laat zien dat de elektriciteitsvraag de afgelopen twee jaar snel is gestegen met de toenemende investeringen in nieuwe datacentra, vooral in Amerika. Een trend die vooralsnog lijkt aan te houden.

Het rapport toont dat in Amerika de jaarlijkse investeringen in de constructie van datacentra alleen al in de afgelopen twee jaar zijn verdubbeld. China en de EU zien ook snel toenemende investeringen in datacentra. In 2023 waren de totale investeringen door techbedrijven Google, Microsoft en Amazon groter dan die van de Amerikaanse olie- en gasindustrie. Dat is ongeveer 0,5% van het Amerikaanse BBP.

De techsector verwacht komende decennia meer wijdverbreid AI-technologieën te implementeren wanneer de technologie is verbeterd en meer ingebed in het alledaagse leven. Het is slechts één van de diverse, geavanceerde technologieën waarvan verwacht wordt dat deze bijdraagt aan de toename van de wereldwijde elektriciteitsvraag in de komende decennia.

De wereldwijde geaggregeerde elektriciteitsvraag zal tegen 2030 naar verwachting zijn gestegen met 6.750 terawatt-uur (TWh) volgens het Stated Policies Scenario van IEA. Deze wordt verder aangezwengeld door diverse factoren waaronder digitalisering, economische groei, elektrisch vervoer, airconditioners en het toenemende belang van elektrisch-intensieve industrie. In grote economieën zoals Amerika, China en de EU dragen datacentra momenteel bij aan ongeveer 2 tot 4% van de totale elektriciteitsconsumptie. De sector is al goed voor meer dan 10% van de electriciteitsconsumptie in ten minste vijf Amerikaanse staten. In Ierland is dit aandeel al meer dan 20% van alle elektriciteitsconsumptie.

Terwijl de snelheid en wijze waarop AI zal groeien onzeker blijft en efficiency verbeteringen volgens verwachting nog te maken zijn, zal de elektriciteitsvraag van datacentra, cryptovaluta en AI in 2026 een volume van 1.000 Terawatt-uur (TWh) kunnen bereiken. De organisatie roept op voor meer publiek-private dialoog met beleidsmakers, de techsector en de energie-industrie om de koppen bij elkaar te steken en de discussie voeren over zowel het managen van verwachtingen als het energiegebruik. Meer internationale regulering van de techsector is vereist om te garanderen dat de groeiende elektriciteitsvraag van datacentra niet zwaarder weegt dan wat er wereldwijd met de energietransitie moet worden bereikt.

Op dit moment hebben veel techbedrijven datacentra met een capaciteit van ongeveer 40 MW. Komende jaren echter zullen naar verwachting meer bedrijven investeren in centra van 250 MW of meer. Wanneer een toenemend aantal van 500 MW of meer opkomen in de komende decennia, equivalent aan de elektriciteit benodigd voor 350.000 woningen, zou dat kunnen leiden tot een sterke toename van de vraag naar gas-gegenereerde elektriciteit. En dat na jaren van nationale investeringen in hernieuwbare energie.

Terwijl Amerika de grootste expansie van datacentra zal zien in de komende decennia, zal Europa’s elektriciteitsconsumptie van datacentra naar verwachting verdrievoudigen rond 2030. Ondertussen heeft China in recente jaren meer dan $ 6,12 miljard in een nationaal project geïnvesteerd voor de ontwikkeling van datacentra.

Een samenwerkingsbenadering zal nodig zijn voor het reguleren van het energiegebruik van datacentra. Hiermee kan worden vermeden dat de geanticipeerde toename van de elektriciteitsvraag de ontwikkeling van de wereldwijde energietransitie in de weg zit. Overheden wereldwijd moeten met duidelijke regulering komen en limieten stellen op het energiegebruik door vooral techbedrijven ten behoeve van geavanceerde technologieën zoals AI. Anders zullen de Paris Agreement klimaatbeloften niet worden gehaald. Dit zou kunnen inhouden dat bedrijven verplicht wordt hun energiebehoeften via schone energiebronnen op te wekken zoals hernieuwbaar en nucleair, als ook het uitroltempo van deze technologieën te faseren.

De prijs van elektriciteit op weekbasis handelt weer in de cloud na twee weken erboven vertoefd te hebben. De lagging lijn, die er 26 weken ‘achteraan loopt’, moet bevestiging geven van de prijs.

Prijs Baseload Elektriciteit leverjaar 2025 (eur/MWh) – week cloud candle, log scale

De relatie met de gasmarkt is duidelijk te zien aan vrijwel eenzelfde prijsverloop op weekbasis. Twee lange rode week candles zegt nog weinig, maar ziet er correctief uit waarbij de opwaartse golven te diep geretraced worden voor een echte bull markt. De tijd zal het leren. Prijssteun op weekbasis is de cloud.

Prijs TTF gas leverjaar 2025 (eur/MWh) – week cloud candle, log scale

“Europese gasopslag raakt snelst leeg sinds 2016.” – John Kemp, senior analist JKempEnergy 

Europa’s gasvoorraden zijn in het snelste tempo over de laatste 8 jaar leeg getrokken. Dit komt door herhaaldelijke golven van kouder-dan-normale temperaturen en lage windsnelheden sinds het begin van het winterstookseizoen. Gecombineerde voorraden in ondergrondse opslagplaatsen in de Europese Unie en Groot-Brittannië zijn met 83 terawatt-uur (TWh) afgenomen tussen de officiële start van de winter op 1 oktober en 26 november.

Voorraden zijn meer dan 4 keer sneller gedaald dan het 20-jaars gemiddelde. En sneller dan elk jaar sinds 2016 volgens gegevens van operators samengesteld door Gas Infrastructure Europe (GIE). Voorraden waren nog steeds 58 TWh (+6%) boven het vorige 10-jarig seizoen gemiddelde op 26 november. Het overschot is echter afgenomen van 122 TWh  (+13%) aan het begin van de winter.

Opslagfaciliteiten in de EU waren gemiddeld voor 87% gevuld, fors lager dan 97% op dezelfde datum in 2023 en 94% in 2022. Noordwest-Europa heeft dit jaar een koudere start van de winter, na uitzonderlijk milde winters in 2023/24 en 2022/23. Dit heeft de stookvraag een boost gegeven.

Nu het stookseizoen 20% onderweg is, heeft Frankfurt 377 stookdagen gehad, dichtbij het gemiddelde van de afgelopen 10 jaar. Veel meer dan in 2023 (303) en 2022 (345). Londen heeft inmiddels 327 stookdagen ervaren, de koudste start van de winter in 5 jaar. Ver boven het aantal in 2023 (268) en 2022 (219).

Terwijl lagere temperaturen de stookvraag hebben opgestuwd, zijn windsnelheden op de Noordzee lager dan normaal. Hierdoor is de productie van offshore windparken lager en is men gedwongen vaker te leunen op gasgestookte centrales.

Gebaseerd op voorraadbewegingen over het afgelopen decennium kunnen de voorraadniveaus deze winter eindigen op zo’n 30% onder de record carryouts eind winter 2023/24 en 2022/23. De voorraden in de EU en Groot-Brittannië zijn op weg de winter te eindigen op ongeveer 468 TWh, met een waarschijnlijke range van 293 tot 573 TWh. De voorspelde carryout is al veel lager dan de 532 TWh aan het begin van de winter, met een waarschijnlijke range van 349 tot 718 TWh.

Voorraden bevinden zich nog steeds op comfortabele niveaus, maar kunnen niet langer als overvloedig worden beschreven. De gasprijzen zijn gestegen waardoor consumptie wordt ontmoedigd en meer LNG-vrachten naar Europa zullen worden getrokken. Front maand termijnprijzen op de Nederlandse Title Transfer Facility (TTF) noteerden gemiddeld € 45 per megawattuur. In september lag het front maand gemiddelde op € 36, in februari bedroeg dit gemiddelde nog € 24.

Door de veel grotere onttrekking deze winter, anticiperen handelaren erop dat Europa veel meer gas moet kopen om haar opslagfaciliteiten aan te vullen in de zomer van 2025. Veel meer dan het geval was in de zomers van 2024 en 2023. Termijnprijzen voor de zomer 2025 (april-september) handelden recent tot € 4 per megawatt-uur boven de prijzen van termijncontracten voor de winter van 2025/26 (oktober-maart).

De ongebruikelijke backwardation is een teken dat handelaren verwachten dat Europa komende zomer meer moet gaan betalen om de gasbuffers aan te vullen.  De markt zorgt er via dit prijsmechanisme voor dat voorraden terug zijn op een comfortabel niveau voor de winter van 2025/26.

Europa zal komende zomer meer LNG-vrachten moeten wegtrekken van snelgroeiende gasmarkten in Azië. Dat impliceert hogere prijzen. In de meeste seizoensgebonden grondstofmarkten wordt het grootste risico op tekorten niet veroorzaakt door een enkele verstoring, maar door herhaaldelijke verstoringen in opeenvolgende jaren. De voorraden zijn doorgaans voldoende voor het absorberen van één onverwachte aanbodverstoring of vraagschok. Ze raken hierdoor echter wel uitgeput en zijn dan minder goed voorbereid op een gebeurtenis van een volgende verstoring of schok.

Europa’s grootste uitdaging is wat er zou gebeuren als de winter 2024/25 kouder blijft dan normaal, gevolgd door nog een koude winter in 2025/26. Om dat risico te minimaliseren zullen voorraden in de zomer van 2025 weer moeten worden opgebouwd. Handelaren gokken er al op dat dit kostbaar gaat worden nu Europa voor meer gas moet concurreren met snelgroeiende economieën in Azië.

Prijs TTF gas leverjaar 2025 (eur/MWh) – dag cloud candle, log scale

“Concurrerende markten – niet de dictaten van verre vermogensbeheerders – moeten de prijs bepalen die Amerikanen betalen voor elektriciteit.” – Ken Paxton, procureur-generaal van Texas

Voor het vermeend breken van antitrust wetgeving door samen te spannen om kolen te onderdrukken waardoor elektriciteitsprijzen stegen, voert Texas met tien andere Amerikaanse staten een nieuwe rechtszaak tegen BlackRock, Vanguard en State Street. Deze bedrijven worden beschuldigd van het “opzettelijk en kunstmatig beperken van het aanbod”, waardoor prijzen opliepen en investeringsbedrijven buitengewone winsten konden opstrijken. Deze klacht is één van de hoogste profiel rechtszaken gericht op bedrijven die Environmental, Social & Governance (ESG) doelstellingen promoten.

BlackRock, Vanguard en State Street worden ervan beschuldigd hun aandelenbelang in Peabody Energy, Arch Resources en andere bedrijven te gebruiken om druk uit te oefenen op het management hun CO2-emissies te verlagen. Dit begon in 2021 op de hoogte van de ESG-hype volgens Bloomberg. De bedrijven gingen in zee met groepen als Climate Action 100+ en de Net Zero Asset Managers Initiative waarin ze “overeenkwamen hun collectieve belangen van publiek verhandelde kolenbedrijven aan te wenden om industrie-wijde productieverlagingen te forceren.”

Gedurende meerdere jaren bouwden deze drie spelers substantiële aandelenbelangen op in elke significante, publiek genoteerde, kolenproducent in Amerika. Hierbij verkregen ze de macht het beleid van kolenbedrijven te bepalen. Door gebruik te maken van hun gecombineerde invloed op de kolenmarkt, kondigde dit investeringskartel in 2021 collectief hun commitment aan hun aandelen in te zetten om kolenbedrijven te dwingen ‘groene energie’ doelen na te streven.

Prijs ICE Coal leverjaar 2025 (usd/t) – week cloud candle, log scale

“De prognose voor de productie van EV’s in 2025 lijkt maar één kant op te gaan: omlaag.”. – Daniel Roeska, analist bij Bernstein

Nu de glitter en het allure van elektrische auto’s én de overheidssubsidies geleidelijk zijn verdwenen, gecombineerd met hoge concurrentie en robuust aanbod, stagneert de verkoop van EVs. Dat was het onderwerp van dit rapport van Financial Times (FT). Hierin wordt getoond dat de verschuiving van de auto-industrie richting EVs, ooit gezien als essentieel, nu tegen serieuze uitdagingen aanloopt:

• Northvolt, de Europese topproducent van batterijen, is recent failliet verklaard. Dit roept vragen op over de industriële strategie in Europa.
• Stellantis kondigde de sluiting aan van haar fabricage van bestelbusjes in Groot-Brittannië waardoor 1.100 banen op de tocht komen te staan.
• Volkswagen en Ford waarschuwden voor significante banenreducties en fabriekssluitingen vanwege de zwakker-dan-verwachte EV-vraag.
• General Motors kondigde aan dat het meer dan $ 5 miljard aan non-cash kosten en afschrijvingen zal nemen om de teruglopende activiteiten in China aan te pakken.

Dit weerspiegelt de uitdagingen waarmee autofabrikanten wereldwijd worden geconfronteerd in de automarkt. Nu riskeert Amerika verder achter te raken in haar groene transitie door het achterblijven van EV-adoptie. Trump is van plan in de subsidies te snijden. Zo wordt de vooruitgang verder bedreigd. President Biden streeft naar een EV-aandeel van 50% van de autoverkopen tegen 2030, echter dit aandeel bedroeg afgelopen jaar slechts nog maar 10% volgens FT.

Autofabrikanten hebben hun productieplannen teruggeschroefd. De Amerikaanse EV-productie zal naar verwachting met 50% afnemen, die van Europa krimpt volgens Bernstein met 29%. Tegen 2025 zal de EV-markt in Europa een aandeel bereiken van 23% en 13% in Amerika. FT rapporteerde dat de trage groei van EV-adoptie wereldwijd wordt veroorzaakt door hoge initiële kosten, zorgen over actieradius en laadinfrastructuur.

Ook is het voordeel op de energieprijs langzaamaan verdwenen vanwege geopolitieke spanningen. Toenemende rentestanden hebben de leasekosten verder opgedreven. In Europa zijn EV-prijzen gestegen van € 40.000 in 2020 naar € 45.000 eind 2024. Dat is ver boven de € 20.000 die veel consumenten maximaal bereid zijn te betalen. Ondertussen hebben inconsistente subsidies geleid tot ongelijke adoptie. Duitsland en Frankrijk hebben bijvoorbeeld de financiële prikkels hiervoor afgebouwd.

China heeft haar EV-strategie succesvol geïntegreerd, in tegenstelling tot Europa. Meer dan de helft van de verkochte auto’s in China is een EV of een plug-in hybride. Europa kan het Chinese staatsmodel niet volgen en heeft besloten tarieven te heffen op Chinese EV-import.

Prijs Emissierechten – Dec-24 contract EEX (eur/t) – week cloud candle, log scale

“Het is absurd dat Groot-Brittannië Schotse windmolenparken betaalt om uit te gaan als het waait, terwijl het tegelijkertijd gascentrales in het zuiden betaalt om aan te gaan.” – Clem Cowton, directie Octopus Energy Group

Totaal verspilde windenergie

Groot-Brittanië betaalt 1 miljard pond om een recordhoeveelheid windenergie te verspillen volgens Bloomberg. Ontluikende capaciteit en onstuimig weer zouden goed moeten zijn geweest voor een aanzienlijke productietoename in 2024. Maar het stroomnet kan het aanbod niet aan en dwingt de netbeheerder de windparken te betalen hun turbines uit te zetten. Kosten die uiteindelijk door alle afnemers zullen worden gedragen. Het is een situatie die de plannen om het netwerk tegen 2030 te decarboniseren in de waagschaal stellen en het moeilijker maakt de energiekosten te verlagen.

Essentieel voor de netto nul doelstelling is een grootschalige uitbouw van hernieuwbare elektriciteit, vooral van wind. Groot-Brittannië heeft haar offshore vloot de afgelopen 5 jaar met 50% vergroot. Deze zal naar verwachting verdubbelen in de komende 5 jaar, verwacht Bloomberg. Het stroomnet is echter niet in hetzelfde tempo geëxpandeerd. Als gevolg hiervan betaalt de netbeheerder steeds vaker windparken, vooral in Schotland, om niet te draaien. Groot-Brittannië heeft tot nu toe dit jaar € 1,25 miljard aan congestiekosten uitgegeven om fabrieken uit te zetten die geen elektriciteit konden leveren vanwege netbeperkingen, en om andere conventionele centrales aan te zetten.

Afgelopen maand nog, tijdens Storm Bert, lag een aantal van de nieuwste en grootste windparken stil in Groot-Brittannië. Het Schotse Seagreen project van £ 3 miljard, eigendom van SSE plc en TotalEnergies, werd uitgezet. De ontwikkeling van SSE’s Viking op de Shetland eilanden werd ook gesloten.

Wind versus Gas

Britse producenten verkopen hun output meestal van te voren op de groothandelsmarkt. Deze transacties houden echter geen rekening met de fysieke beperkingen van het in real time balanceren van aanbod en vraag. Voor het aanhouden van de lichten moet de netbeheerder ingrijpen door sommige centrales te betalen om offline te gaan en andere centrales, dichterbij de vraag, aan te vonken. Vaak betekent dit het uitzetten van een verafgelegen windpark en tegelijkertijd het opstarten van een gascentrale op een locatie dichtbij een stad.

De windverliezen zijn aanzienlijk. Een aantal voorbeelden:

• General Electric (GE): GE offshore wind business zal naar verwachting $ 1 miljard verliezen in 2023 en 2024. Dit is te wijten aan een aantal uitdagingen, waaronder:
  • Inflatie
  • Hoge rentestanden
  • Bottlenecks in de toeleveringsketens
  • Toenemende kosten van componenten
• Siemens: verloor bijna $ 1 miljard op wind afgelopen jaar.
• Vestas: zag een operationele winstdaling van 369%.

Daarbij hebben nieuwe windprojecten te maken met:

• Verhoogde kosten: Prijzen van grondstoffen zoals staal en koper, evenals constructie- en operationele kosten, zijn gestegen.
• Regelgevingsproces: duurt gemiddeld zes jaar, maar kan in sommige landen korter zijn.
• Rechtszaken en desinformatie: rechtszaken van belangenbehartigingsgroepen en desinformatie campagnes vertragen verdere ontwikkeling.

Geannuleerde  projecten

• Eind 2023 annuleerde Orsted de 2.400 MW Ocean Wind 1 en 2 projecten in New Jersey. Redenen waren naar verluid: stijgende rentestanden, hoge inflatie en vertragingen in de toeleveringsketen.
• In januari trok Orsted de toezeggingen in aan de Publieke Diensten Commissie van Maryland om de Skipjack 1 en 2 projecten te bouwen. In totaal 966 MW, maar is nog steeds bezig met geavanceerde ontwikkeling en toestemming.
• Eind 2023 zette de ontwikkelaar van het 20-MW Icebreaker Wind project aan de Ohio’s kust van Lake Erie het project stop vanwege stijgende kosten en verlies aan financiering.

De impact van de Jones Act op offshore turbines in Amerika

Een andere significante belemmering voor offshore wind ontwikkeling in Amerika behelst een eeuwenoude wet bekend als de Jones Act. De Jones Act vereist dat schepen die vrachten verschepen tussen Amerikaanse punten, in Amerika gebouwd, door Amerika afgehandeld en in eigendom van Amerika moeten zijn.

Deze wet werd geschreven om de scheepsindustrie na de 1^ste Wereldoorlog een boost te geven. Er zijn wereldwijd echter maar drie installatieschepen groot genoeg om de offshore windturbines te kunnen transporteren die voorgesteld zijn voor Amerikaanse projecten. Geen van deze schepen zijn compliant met de Jones Act.

Dit betekent dat windturbinecomponenten door kleinere schepen vanaf Amerikaanse havens vervoerd moeten worden. Daarna kunnen ze geïnstalleerd worden door buitenlandse installatieschepen die offshore liggen te wachten. Dit verhoogt de kosten en de kans op vertragingen.

Hierdoor heeft Amerika de hoogste verschepingskosten ter wereld.

De Biden regering heeft de doelstelling om 30 Gigawat te installeren aan offshore windcapaciteit tegen 2030. Het werkelijke aantal zal eerder de helft zijn volgens Bloomberg: Materiaalkosten en arbeidskosten zijn gestegen, de prijs van geld (rente) is gestegen en de oppositie tegenover projecten is geïntensiveerd. De afzeggingen laten zien dat deze projecten, ten minste de offshore, absoluut niet winstgevend zijn, zelfs niet met forse subsidies.