Zomer voelt als winter: risicopremie kruipt de curve in
Hoogtepunten in deze marktupdate
Gas zet de stijging door: de zomer voelt steeds meer als wintervoorbereiding.
Risicopremie verschuift naar de langere termijn, niet alleen de korte markt beweegt.
Gasopslagen blijven kwetsbaar, waardoor elk aanbodbericht zwaarder meeweegt.
Elektriciteit volgt gas op de termijnmarkt, maar spot blijft een markt van uitersten.
Negatieve prijzen overdag en hoge avondpieken maken het profiel bepalend.
Kolen beweegt rustiger, maar kortetermijnprijzen lopen alsnog op.
CO₂ draagt meer bij dan vorige maand, maar blijft relatief gedempt.
Onbalans wordt onrustiger: niet vaker kantelen, wel scherpere prijzen.
Flexibiliteitswaarde verschuift steeds meer richting afregelvermogen.
Congestie blijft lokaal knellen, vooral op regionale distributienetten.
Algemeen
De stijging van de gasprijs in juli zette in augustus onverminderd door. De TTF-frontmonth opende op 3 augustus op €57,51/MWh, zakte twee dagen later nog kort naar €52,40/MWh en stond op 25 augustus op €66,59/MWh. Daarmee steeg de prijs met 15,8%.
De hele energiemarkt bewoog mee. Anders dan in juli zit de risicopremie echter niet alleen voorin de curve. Juist de prijzen voor levering in 2027 liepen harder op. TTF Cal27 steeg met 17,8%. Bij elektriciteit was het verschil nog groter: Cal27 steeg met 13,6%, tegenover 5,9% voor de frontmonth baseload.
Kortom: de markt maakt zich niet alleen zorgen over vandaag, maar ook over volgend jaar.
Op de spotmarkt voor elektriciteit was het prijsprofiel opnieuw minstens zo interessant als het gemiddelde. De gemiddelde prijs kwam tot en met 25 augustus uit op €128,00/MWh. De daggemiddelden varieerden van €86,82/MWh op 23 augustus tot €176,75/MWh op 17 augustus.
Tegelijkertijd waren er 176 kwartieren met negatieve prijzen. Het duurste kwartier noteerde €487,38/MWh op 13 augustus om 19:45 uur. Van negatieve prijzen overdag naar bijna €500/MWh in de avondpiek: het blijft een markt van uitersten.
De onderliggende kwetsbaarheid zit nog altijd in de gasopslagen. De Europese bergingen zijn voor 63,3% gevuld. Nederland blijft daar met 44,6% ruim onder. Het injectieseizoen duurt nog iets meer dan een maand. Er moet dus nog flink wat gas de opslagen in, waardoor de vulbehoefte de vraag hoog houdt. Logisch dat ieder bericht over tegenvallend aanbod dan snel in de prijzen terechtkomt.
De kalender zegt eind augustus. De gasmarkt is duidelijk nog niet klaar met de zomer.
Kolen
De kolenmarkt bewoog rustiger dan gas, maar niet vlak. Het API2-frontmonthcontract (Rotterdam) opende op $118,05/ton op 3 augustus, zakte naar $114,05/ton op 5 augustus, tikte $128,50/ton aan op 24 augustus en stond op 25 augustus op $127,25/ton. Daarmee eindigde het contract 7,8% hoger, bij een gemiddelde van $121,39/ton.
Verderop in de curve liep Cal27 op van $122,15/ton naar $127,00/ton.
Dat de frontmonth harder steeg dan Cal27 is het omgekeerde van wat gas en stroom deze maand laten zien. Voor afnemers met kolenindexatie zit het signaal daarmee vooral kortbij: de brandstof wordt duurder in het lopende leveringsjaar, terwijl 2027 minder sterk meebeweegt.
Gas
De gasmarkt bleef de motor van de energiemarkt. De TTF-frontmonth opende op €57,51/MWh op 3 augustus, vond op 5 augustus met €52,40/MWh het dieptepunt, piekte op €68,32/MWh op 24 augustus en stond op 25 augustus op €66,59/MWh. Daarmee lag de prijs 15,8% boven de openingsstand, bij een gemiddelde van €60,85/MWh.
De spotmarkt liep vrijwel gelijk op. De day-aheadprijs ging van €58,81/MWh op 1 augustus naar €68,20/MWh op 25 augustus, een stijging van 16,0%. De laagste dagprijs lag op €52,08/MWh op 6 augustus, bij een gemiddelde van €60,27/MWh.
Verderop in de curve was de beweging deze keer groter dan kortbij. Cal27 liep op van €40,72/MWh naar €47,96/MWh, een stijging van 17,8%. Dat is een ander beeld dan in juli, toen de frontmonth de premie droeg en Cal27 achterbleef. De markt rekent de aanbodonzekerheid nu ook in voor leveringsjaar 2027.
De fundamenten ondersteunen dat beeld. Met 63,3% Europese en 44,6% Nederlandse bergingsvulling loopt de injectiebehoefte tot in het najaar door. Dat maakt de curve gevoelig voor elke onderbreking in de aanvoer.
CO₂
De emissiemarkt bewoog gedempt mee met de gasbeweging. Het EUA Dec26-contract opende op €80,86/ton op 3 augustus, tevens het dieptepunt van de periode, en liep op naar €84,42/ton op 25 augustus. Daarmee eindigde het contract 4,4% hoger, bij een gemiddelde van €82,27/ton.
Tegenover een gasstijging van 15,8% is dat beperkt, maar het is wel ruim het dubbele van de 2,2% stijging in juli. De verklaring ligt in de brandstofverhouding: hoe duurder gas wordt ten opzichte van kolen, hoe eerder kolenstook in beeld komt en hoe meer emissierechten daarvoor nodig zijn.
Voor afnemers is de CO₂-component daarmee nog steeds een kleine, maar niet langer verwaarloosbare bijdrage aan de kostprijsstijging.
Elektriciteit
De termijnmarkt prijsde de duurdere brandstof gedeeltelijk door. De Nederlandse frontmonth Dutch Power Baseload opende op €129,60/MWh op 3 augustus, zakte naar €120,59/MWh op 5 augustus, piekte op €137,51/MWh op 24 augustus en stond op 25 augustus op €137,31/MWh. Daarmee lag het contract 5,9% hoger, bij een gemiddelde van €130,72/MWh.
Cal27 ging van €98,58/MWh naar €111,95/MWh, een stijging van 13,6%. De hoogste stand lag op €112,99/MWh op 24 augustus, bij een gemiddelde van €103,67/MWh. Beide contracten piekten op dezelfde dag als de TTF-frontmonth, wat de gasgedreven aard van de beweging bevestigt. Dat Cal27 ruim twee keer zo hard steeg als de frontmonth is het spiegelbeeld van juli.
Op de spotmarkt gold opnieuw een eigen dynamiek. De day-ahead-daggemiddelden bewogen tussen €86,82/MWh op 23 augustus en €176,75/MWh op 17 augustus, bij een gemiddelde van €128,00/MWh over de periode. Met €126,48/MWh op 25 augustus tegenover €117,08/MWh op 1 augustus kwam de maand tot dusver 8,0% hoger uit.
Er waren 176 kwartieren met negatieve prijzen. Het laagste kwartier noteerde -€14,65/MWh op 8 augustus om 14:00 uur, midden in de zonnetop. Het hoogste kwartier lag juist in de avondpiek: €487,38/MWh op 13 augustus om 19:45 uur, wanneer de zon wegvalt terwijl de vraag nog hoog is.
Ruim €500 verschil binnen dezelfde maand is het profiel waar afnemers mee te maken hebben.
Balancering
De onbalansmarkt was onrustiger dan in juli. De gemiddelde onbalansprijs bij systeemtekort kwam uit op €144,80/MWh, tegenover €110,00/MWh in juli. Bij systeemoverschot lag de gemiddelde prijs op €118,60/MWh, tegenover €84,50/MWh in juli.
De extremen liepen mee. Het duurste kwartier noteerde €4.400/MWh, tegenover €3.977/MWh in juli. Het laagste kwartier kwam uit op -€1.940/MWh, tegenover -€526/MWh in juli. Het aantal ISP’s met een tekortprijs boven €500/MWh liep op van 11 naar 17. Het aantal ISP’s met een overschotprijs onder -€100/MWh daalde juist van 10 naar 7.
Over 2.392 ISP’s lag het aandeel regeltoestand 2 — waarbij TenneT binnen hetzelfde kwartier zowel op- als afregelt — op 40,0%, tegenover 40,1% over het jaar tot nu toe. De balans slaat dus niet vaker binnen het kwartier om; de prijzen die eruit rollen zijn wel hoger.
De capaciteitsvergoedingen bewogen niet één kant op. aFRR-opregelcapaciteit bracht €15.967/MW op, tegenover €17.627/MW in hetzelfde venster van juli. Dat komt neer op gemiddeld €6,653/MW per kwartier. FCR kwam uit op €17.077/MW, tegenover €18.131/MW.
Afregelcapaciteit ging juist omhoog, van €5.941/MW naar €7.709/MW, en mFRR-opregelen steeg van €5.570/MW naar €6.234/MW.
Dat afregelen duurder wordt terwijl opregelen goedkoper wordt, past bij een systeem dat vaker overschotten moet wegwerken. Voor wie flexibiliteit aanbiedt, verschuift de waarde daarmee richting afregelvermogen.
Congestie
Via GOPACS werden tussen 1 en 25 augustus 240 congestiemeldingen gepubliceerd, vooral door regionale netbeheerders: Enexis 212, Stedin 15 en Liander 12. TenneT publiceerde slechts 1 melding. Het beeld is daarmee ongewijzigd: de acute knelpunten zitten op de distributienetten, met het Enexis-gebied als hotspot.
De combinatie van zonoverschotten overdag en zware avondpieken, die zich deze maand ook in de spotprijzen aftekende, vergroot juist daar de lokale netbelasting. Voor partijen met een aansluiting in een knelpuntgebied blijft dit de belangrijkste reden om flexcontracten en tijdgebonden transportrechten serieus te wegen.
Strategische inzichten
De eerste 25 dagen van augustus laten zien dat de herprijzing van juli geen incident was. Wie in de dip van begin augustus wintervolume heeft vastgezet met de TTF-frontmonth rond €52,40/MWh, zit comfortabel. Bijkopen op €66,59/MWh kost ruim een kwart meer.
Anders dan in juli biedt de curve daarbij minder houvast. Cal27 steeg met 17,8% harder dan de frontmonth met 15,8%, waardoor uitstellen naar verder gelegen leveringsjaren deze maand geen korting opleverde.
In stroom is dat verschil nog uitgesprokener, met een stijging van 5,9% op de frontmonth tegenover 13,6% op Cal27. Voor wie de blootstelling over meerdere jaren spreidt, is dat het belangrijkste signaal van de maand tot nu toe: de premie zit niet langer alleen in de komende winter.
Voor elektriciteitsafnemers blijft het profiel belangrijker dan het niveau. Een gemiddelde van €128,00/MWh, met 176 negatieve kwartieren en een avondpiek van €487,38/MWh, betekent dat verschuifbaar verbruik meer waard wordt. Een vlak afnameprofiel pakt juist duurder uit. Wie verbruik naar het middagvenster kan verplaatsen, verzilvert een deel van die spreiding.
Een geleidelijke en gebalanceerde hedge-aanpak blijft passend: behoud het reeds vastgezette deel, koop aanvullende volumes gespreid in en stap niet in één keer op een piek in.
Aandachtspunt voor de komende maanden is de bergingsvulling. Met 63,3% in Europa en 44,6% in Nederland richting de laatste fase van het injectieseizoen landt elke aanbodstoring dit najaar direct in de prijs. Dat pleit ervoor om openstaand wintervolume niet tot het laatste moment te laten lopen.
De cijfers over de volledige maand volgen begin september.
