De energiemarkt verandert continu, daarom praten wij je bij en blikken wij alvast vooruit op volgende week.
De gasmarkt stond afgelopen week vooral in het teken van geopolitieke ontwikkelingen. De TTF-frontmaand liet aan het begin van de week een scherpe daling zien, doordat handelaren een deel van de eerder opgebouwde risicopremie uit de markt haalden. Aanleiding hiervoor waren berichten over mogelijke diplomatieke vooruitgang tussen de Verenigde Staten en Iran en het gedeeltelijke herstel van de Saoedische olie-export. Hierdoor daalde de TTF-frontmaand met ruim 12% tot circa €67/MWh.
Later in de week nam de nervositeit op de energiemarkten echter weer toe. Nieuwe stevige uitlatingen van president Trump richting Iran zorgden voor hernieuwde onzekerheid, waardoor een deel van de eerder ingezette prijsdaling weer werd teruggedraaid en eindigden we de week op €73/MWh.
| Gas (MWh) | 17 Sep | 24 Sep | Elektriciteit (MWh) | 17 Sep | 24 Sep |
| TTF Daggas | 76.35 | 74.98 | Base Okt 26 | 167.4 | 168.0 |
| TTF Okt 26 | 76.35 | 75.10 | Peak call 27 | 140.2 | 139.7 |
| TTF call 27 | 57.58 | 58.41 | Base call 27 | 126.2 | 128.4 |
| TTF call 28 | 36.45 | 37.91 | Base call 28 | 94.95 | 98.02 |
Europa
Fundamenteel blijft de Europese gasmarkt kwetsbaar. De gasopslagen liggen duidelijk onder het niveau van vorig jaar en Europa blijft richting de winter sterk afhankelijk van LNG-importen. De Europese vulgraad is inmiddels de 70% gepasseerd, terwijl Nederland met een vulgraad van bijna 56% duidelijk achterblijft bij het Europese gemiddelde. Hierdoor blijft de markt gevoelig voor een koude winter, verstoringen in de LNG-aanvoer en onverwachte productieverstoringen.
Daarnaast blijft de concurrentie met Azië om beschikbare LNG-ladingen groot. Europa is afhankelijk van voldoende LNG-importen om de winter comfortabel door te komen en zal daarvoor aantrekkelijke prijsniveaus moeten bieden. Hoewel de winterrisicopremie inmiddels is afgenomen, blijft de markt daardoor gevoelig voor forse prijsschommelingen richting het stookseizoen.
Elektra
Ook de ontwikkeling van de gasopslagen speelt momenteel een belangrijke rol in de prijsvorming. De Europese gasopslagen zijn inmiddels voor circa 69% gevuld. Om de druk op de markt te beperken, heeft Europa besloten de vuldoelen te verlagen. Voor Nederland betekent dit dat het doel wordt verlaagd van 115 TWh naar 93 TWh, wat overeenkomt met een vulgraad van circa 64%. Volgens het kabinet blijft de leveringszekerheid hiermee voldoende geborgd.
De Nederlandse gasopslagen zijn momenteel voor circa 53% gevuld. Tegelijkertijd heeft Duitsland staatsbedrijf SEFE gevraagd extra gas in te kopen om de Duitse opslagvulling verder te ondersteunen. De combinatie van relatief lage opslagniveaus en onzekerheid over de gasaanvoer betekent dat de markt ook richting de komende winter gevoelig blijft voor verstoringen. Daarmee blijft de kans op aanhoudend verhoogde gasprijzen voor de komende winter aanzienlijk.
Elektra
Op de elektriciteitsmarkt bleef de gasprijs de belangrijkste bepalende factor. De Nederlandse termijnprijzen voor elektriciteit bewegen nog altijd op relatief hoge niveaus, ondanks de recente daling van de TTF-gasprijs. De onderliggende zorgen over de gasvoorziening voor komende winter zijn echter nog niet verdwenen. Daarnaast spelen gascentrales nog steeds een belangrijke rol in de prijsvorming op de elektriciteitsmarkt.
Op de spotmarkt zorgden gunstige weersomstandigheden afgelopen week wel voor enige verlichting. Een hogere windproductie in Noordwest-Europa verminderde de inzet van gascentrales en drukte daarmee de kortetermijnprijzen. Vooral in Nederland en Duitsland nam de windopwekking duidelijk toe, terwijl de temperaturen relatief mild bleven voor de tijd van het jaar.
Tegelijkertijd blijven de elektriciteitsprijzen structureel ondersteund door de hoge kosten van fossiele productie. De Europese CO₂-emissierechten bewegen momenteel rond €80–85 per ton. Hierdoor blijft elektriciteitsproductie met zowel gas- als kolencentrales relatief kostbaar, wat een belangrijke bodem onder de elektriciteitsprijzen vormt.
Wet bijmengverplichting
Volgende week wordt naar verwachting duidelijk of de Wet bijmengverplichting groen gas per 1 januari 2027 daadwerkelijk in werking treedt. Een meerderheid in de Tweede Kamer lijkt bereid het wetsvoorstel te steunen. Tegelijkertijd lopen de discussies over de hoogte van de verplichting, de gevolgen voor de kosten van eindgebruikers en de manier waarop de regeling de komende jaren wordt geëvalueerd en bijgestuurd.
Voor glastuinbouwbedrijven en andere grootverbruikers van aardgas is dit een belangrijk dossier. De bijmengverplichting verplicht energieleveranciers om een oplopend aandeel groen gas aan hun portfolio toe te voegen. Omdat de beschikbaarheid van groen gas voorlopig beperkt is, zal dit naar verwachting leiden tot hogere kosten voor aardgasgebruikers.
Om de gevolgen voor de glastuinbouw gedeeltelijk op te vangen, heeft het kabinet tijdens Prinsjesdag een compensatieregeling van €51 miljoen voor 2027 aangekondigd. Tegelijkertijd is nog niet duidelijk hoe de uiteindelijke kostenverdeling eruit komt te zien en in welk tempo de jaarlijkse bijmengverplichting verder zal worden verhoogd. Vanuit de Tweede Kamer wordt daarom aangedrongen op aanvullende monitoring en een jaarlijkse evaluatie van de effecten op de markt.
Vooruitblik
De markt zal de komende weken vooral gericht blijven op de geopolitieke ontwikkelingen in het Midden-Oosten. Verdere diplomatieke vooruitgang tussen de Verenigde Staten en Iran kan ertoe leiden dat een deel van de huidige risicopremie uit de gasmarkt verdwijnt. Tegelijkertijd blijft de situatie kwetsbaar: nieuwe spanningen of verstoringen in de regio kunnen de prijsdruk juist weer snel doen toenemen.
De weersverwachtingen voor Noordwest-Europa wijzen op relatief zachte temperaturen, bovengemiddelde zoninstraling en voldoende windproductie. Hierdoor blijft de vraag naar gas voor verwarming beperkt, terwijl de productie uit hernieuwbare bronnen op een relatief hoog niveau blijft. Dit zorgt met name op de spotmarkt voor neerwaartse prijsdruk.
Voor de elektriciteitsmarkt betekent dit dat de EPEX-prijzen de komende periode onder druk kunnen blijven staan. Vooral tijdens de middaguren kan de combinatie van een hoge zonneproductie en een beperkte elektriciteitsvraag leiden tot lage, en lokaal mogelijk zelfs negatieve, spotprijzen.
Op de termijnmarkt blijven de gasprijzen en de kosten van CO₂-emissierechten belangrijke prijsdrijvers. De relatief hoge CO₂-prijzen houden de productiekosten van gas- en kolencentrales op een verhoogd niveau. Daarmee blijven deze kosten een belangrijke factor in de prijsvorming en bieden zij tegelijkertijd ondersteuning aan de langetermijnprijzen voor elektriciteit.