Hoogtepunten in deze marktupdate
Winterpremie drijft energieprijzen verder omhoog, ook voor volgend jaar.
Geopolitieke spanningen en lage gasvoorraden vergroten de onzekerheid.
Gasprijzen schieten omhoog en trekken de elektriciteitsmarkt mee.
Kolen en CO₂ stijgen mee, maar blijven achter bij gas en elektriciteit.
Minder negatieve stroomprijzen, terwijl dure avondpieken aanhouden.
Onbalansmarkt wordt duurder, terwijl capaciteitsvergoedingen verder dalen.
Netcongestie neemt fors toe, met opvallende verschuivingen tussen netbeheerders.
Langetermijnprijzen lopen op: gespreid inkopen wordt steeds belangrijker.
Algemeen
Oktober was de maand waarin de energiemarkt de winter steeds nadrukkelijker ging inprijzen. Waar september nog een scherpe prijspiek liet zien die daarna grotendeels wegebde, ging het in oktober vrijwel de hele maand één kant op. Opvallend is dat dit keer ook de prijzen voor volgend jaar fors meestegen.
De aanleiding ligt vooral buiten Europa. De oorlog rond Iran en de aanvallen op olie- en LNG-routes in de Golf houden de aanvoer krap, terwijl Europa de winter ingaat met minder gas in de opslag dan gebruikelijk. Iedere nieuwe escalatie in de regio werkte deze maand vrijwel direct door in de gasprijs en, via gas, ook in de elektriciteitsprijzen.
Kolen
Het API2-frontmonthcontract (Rotterdam) opende op $143,30/ton op 1 oktober en zakte een dag later naar $142,90/ton, het laagste punt van de maand. Daarna liep de prijs op tot $154,40/ton op 19 oktober, gaf vervolgens een deel van die stijging terug en sloot op 30 oktober op $147,75/ton. Daarmee eindigde het contract 3,1% hoger, bij een gemiddelde van $147,96/ton.
Verderop in de curve was de stijging iets groter. Cal27 liep op van $137,01/ton naar $143,24/ton.
Kolen bewoog dus wel mee met gas, maar duidelijk minder sterk. Bovendien lag de piek halverwege de maand en niet aan het einde. Per saldo bleef kolen daarmee de rustigste markt binnen het energiecomplex.
Gas
De gasmarkt bleef opnieuw de motor van de energiemarkt. De TTF-frontmonth opende op €73,94/MWh op 1 oktober, zakte op 5 oktober naar het dieptepunt van de maand €73,51/MWh en klom daarna vrijwel onafgebroken verder. Het novembercontract piekte op 28 oktober op €100,72/MWh en liep een dag later af.
Op de laatste handelsdag van de maand (30 oktober) sloot de frontmonth op een maandrecord. Het decembercontract eindigde op €103,94/MWh. Op basis van de doorlopende frontmonthreeks ligt dat ruim 40% hoger dan op 1 oktober, bij een gemiddelde van €86,79/MWh. De day-aheadprijs liep op van €72,90/MWh op 1 oktober naar €105/MWh op 31 oktober, bij een maandgemiddelde van €86,21/MWh.
Verderop in de curve was het beeld duidelijk anders dan een maand eerder. TTF Cal27 steeg van €58,30/MWh naar €77,86/MWh, een stijging van 33,6%. In september bedroeg die stijging nog 9,9%. De curve blijft daarmee in backwardation: de komende winter is duurder dan volgend jaar. Dat Cal27 in één maand toch ongeveer een derde duurder werd, laat echter zien dat de markt de huidige krapte steeds minder als tijdelijk beschouwt.
De fundamenten verklaren die beweging. De Europese gasopslagen stonden eind oktober op 74,7% en de Nederlandse op 65,8%. Volgens ACER begint Europa de winter daarmee met een vullingsgraad onder het gemiddelde van de afgelopen negen jaar. Tegelijkertijd blijft de LNG-aanvoer onder druk door de spanningen in het Midden-Oosten. Volgens Rystad ontvingen importeurs dit jaar 60,7 miljoen ton minder LNG en betaalden zij daar minstens 39 miljard dollar meer voor.
CO₂
Het EUA Dec26-contract opende op €85,64/ton op 1 oktober, zakte op 5 oktober naar €83,87/ton en liep daarna op tot €89,20/ton op 29 oktober. Het slot op 30 oktober lag met €89,19/ton vrijwel op dat hoogste niveau. Daarmee eindigde het contract 4,1% hoger, bij een gemiddelde van €86,64/ton.
Het dieptepunt viel op dezelfde dag als dat van de TTF-frontmonth. De richting was dus vergelijkbaar, maar de beweging bleef veel kleiner dan bij gas. Hogere gasprijzen maken kolencentrales relatief aantrekkelijker en ondersteunen daarmee de vraag naar emissierechten, zonder dat dit in oktober tot een zelfstandige prijssprong leidde.
Voor afnemers bleef de CO₂-component daarmee een relatief bescheiden factor in de kostprijs. De brandstofprijzen bepaalden het beeld.
Elektriciteit
De termijnmarkt volgde de gasmarkt vrijwel één op één. De Nederlandse frontmonth Dutch Power Baseload opende op €171,71/MWh op 1 oktober, zakte op 5 oktober naar €169,28/MWh en piekte op 28 oktober op €229,58/MWh voor het novembercontract. Op 30 oktober sloot de frontmonth, inmiddels het decembercontract, op €225,92/MWh. Op basis van de doorlopende frontmonthreeks betekent dit een stijging van 31,6%, bij een gemiddelde van €196,89/MWh.
Cal27 baseload liep op van €127,05/MWh naar €163,23/MWh, een stijging van 28,5%, bij een gemiddelde van €144,45/MWh. Begin en einde van de maand vormden hier vrijwel het laagste en hoogste punt. Opvallend is bovendien dat de dieptepunten van stroom, gas en CO₂ allemaal op 5 oktober vielen.
Op de spotmarkt bewogen de gemiddelde day-aheadprijzen tussen €23,25/MWh op 25 oktober en €311,53/MWh op 29 oktober, bij een maandgemiddelde van €172/MWh. Dagen met veel wind drukten de prijs sterk naar beneden, terwijl windstille avonden juist een veelvoud kostten.
Er waren 63 kwartieren met negatieve prijzen, tegenover 110 in september. Het laagste kwartier noteerde -€5/MWh op zondag 25 oktober om 12:45 uur, midden in de zonnetop. Het hoogste kwartier lag juist in de avondpiek: €554,56/MWh op 29 oktober om 17:30 uur. Nu de zon lager staat, worden negatieve kwartieren schaarser en verschuift de prijsspreiding steeds meer naar het vroege avondvenster.
Balancering
De onbalansmarkt was in oktober opnieuw duurder dan een maand eerder. De gemiddelde onbalansprijs bij systeemtekort kwam uit op €191,60/MWh, tegenover €163,40/MWh in september. Bij systeemoverschot steeg het gemiddelde van €127/MWh naar €154/MWh.
Het aantal ISP’s met een tekortprijs van €500/MWh of hoger liep op van 22 naar 32. Het aantal ISP’s met een overschotprijs onder -€100/MWh daalde juist van 20 naar 7.
De extremen bleven in dezelfde orde van grootte. Het duurste kwartier noteerde €4.168/MWh, tegenover €4.200/MWh in september. Het laagste kwartier kwam uit op -€1.000/MWh, tegenover -€1.927/MWh. De schaarste aan de opregelkant nam dus toe, terwijl de momenten met grote overschotten minder extreem werden.
Over 2.972 ISP’s lag het aandeel regeltoestand 2, waarbij TenneT binnen hetzelfde kwartier zowel op- als afregelt, op 49,6%. Over het hele jaar tot nu toe was dit 41,8%. Bijna de helft van de kwartieren kende daarmee een balans die binnen hetzelfde kwartier omsloeg.
De capaciteitsvergoedingen liepen over de hele linie terug, ondanks dat oktober één dag meer telt dan september. aFRR-opregelcapaciteit bracht €11.043/MW op, tegenover €14.659/MW, gemiddeld €3,71/MW per kwartier. Afregelcapaciteit kwam uit op €4.853/MW, tegenover €6.160/MW, FCR op €13.741/MW tegenover €18.058/MW en mFRR-opregelen op €6.194/MW tegenover €8.750/MW.
Voor partijen die flexibiliteit aanbieden, verschuift de waarde daarmee verder van de capaciteitsmarkt naar de onbalansmarkt zelf. De vaste vergoedingen dalen, terwijl duurdere tekortmomenten juist meer kunnen opleveren voor partijen die op het juiste moment kunnen leveren.
Congestie
Via GOPACS werden in oktober 233 congestiemeldingen gepubliceerd, ruim drie keer zoveel als de 77 meldingen in september. Enexis meldde er 114, Liander 78, Stedin 38 en TenneT 3.
Enexis blijft daarmee de grootste melder, maar de opvallendste stijging zien we bij Liander: van 2 meldingen in september naar 78 in oktober. Voor partijen met een aansluiting in een knelpuntgebied blijven flexcontracten en tijdgebonden transportrechten daarom serieus het overwegen waard, nu netbeheerders steeds vaker om flexibiliteit vragen.
Strategische inzichten
Oktober liet zien dat de huidige krapte niet langer alleen een winterverhaal is. De TTF-frontmonth steeg ruim 40%, maar ook Cal27 werd in dezelfde maand ongeveer een derde duurder. Wie de afgelopen maanden heeft gewacht op een terugval in de verder gelegen leveringsjaren, ziet die prijzen nu juist oplopen. Bij elektriciteit zien we hetzelfde beeld: Cal27 baseload sloot de maand rond het hoogste niveau.
Voor elektriciteitsafnemers blijft het profiel minstens zo belangrijk als het gemiddelde prijsniveau. Een gemiddelde day-aheadprijs van €172/MWh, gecombineerd met een avondkwartier van €554,56/MWh en een middagkwartier van -€5/MWh, laat zien hoeveel waarde verschuifbaar verbruik kan hebben. Wie verbruik uit de vroege avonduren kan verplaatsen, kan een deel van die prijsspreiding benutten.
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 prijspiek in. De bergingsvulling blijft daarbij een belangrijk aandachtspunt. Met 74,7% in Europa en 65,8% in Nederland kan iedere koude, windstille week of nieuwe verstoring van de LNG-aanvoer deze winter snel in de prijs doorwerken. Dat pleit ervoor om openstaand wintervolume niet tot het laatste moment te laten lopen.
