Gas schiet omhoog, profiel bepaalt de rekening
Hoogtepunten in deze marktupdate
Risicopremie keert terug: gas zet de hele energiemarkt in beweging.
Lage gasvoorraden maken de markt gevoeliger dan de zomer doet vermoeden.
Kolen blijft relatief rustig, maar de langere termijn beweegt opvallend mee.
CO₂ koppelt los van gas en draagt nauwelijks bij aan de prijsstijging.
Elektriciteit volgt gas op de termijnmarkt, maar spot leeft een eigen leven.
Zonne-overschotten overdag en avondpieken maken het profiel steeds bepalender.
Onbalans wordt minder extreem dan in juni, maar blijft grillig binnen kwartieren.
Congestie blijft vooral lokaal knellen en maakt flexibiliteit steeds belangrijker.
Strategisch inkopen blijft maatwerk: spreiden, timing kiezen en niet wachten tot de piekBovenkant formulier.
Algemeen
Juli stond in het teken van een terugkerende risicopremie in gas. De TTF-frontmonth opende op €42,78/MWh op 1 juli, meteen het dieptepunt van de maand. Vervolgens liep de prijs op naar €63,58/MWh op 24 juli en sloot de maand op €59,07/MWh op 31 juli. Daarmee eindigde de frontmonth bijna 40% hoger dan aan het begin van de maand, bij een maandgemiddelde van €53,74/MWh.
De gehele energiemarkt bewoog mee, maar in sterk uiteenlopende mate. De Nederlandse frontmonth Dutch Power Baseload steeg met 23,8%, kolen met 5,6% en CO₂ met slechts 2,2%.
Het contrast tussen termijn- en spotmarkt was het scherpst zichtbaar bij elektriciteit. Terwijl de frontmonth bijna een kwart duurder werd, bleef de gemiddelde day-aheadprijs redelijk constant. Het maandgemiddelde van €105,86/MWh verhulde daarbij een grote spreiding: daggemiddelden van €62,48/MWh op 4 juli tot €150,85/MWh op 16 juli, 410 kwartieren met negatieve prijzen, een hoogste kwartierprijs van €339,01/MWh op 29 juli om 19:45 uur en een laagste kwartierprijs van -€25,10/MWh op 12 juli om 13:45 uur.
De onderliggende kwetsbaarheid zit vooral in de gasopslagen. De Europese gasopslagen stonden eind juli op 56,6% en de Nederlandse op 36,6%. Op dat niveau houdt de injectiebehoefte de zomervraag nog maanden hoog. Dat maakt de gasprijs gevoeliger voor aanbodstoringen dan de kalender doet vermoeden. Het verklaart ook waarom een risicopremie deze zomer sneller in de curve landt dan in een seizoen met normale vulling.
Kolen
De kolenmarkt bewoog het rustigst van alle markten. Het API2-frontmonthcontract (Rotterdam) opende op $115,50/ton op 1 juli, zakte naar $113,90/ton op 10 juli, tikte $122,90/ton aan op 22 juli en sloot op $122,00/ton op 31 juli. Daarmee eindigde het contract 5,6% hoger, bij een maandgemiddelde van $118,87/ton.
Verderop in de curve was de beweging groter. Cal27 liep op van $110,24/ton naar $124,28/ton en steeg daarmee in absolute zin harder dan de frontmonth.
Waar gas de risicopremie vooral op korte termijn inprijst, verwerkt de kolenmarkt juist een duurder leveringsjaar 2027. Voor afnemers met kolenindexatie is dat het belangrijkste signaal van de maand.
Gas
De gasmarkt was opnieuw de motor van de energiemarkt. De TTF-frontmonth opende op €42,78/MWh op 1 juli, meteen het maanddieptepunt. Daarna klom de prijs naar €63,58/MWh op 24 juli en sloot op €59,12/MWh op 31 juli. Daarmee eindigde de frontmonth bijna 40% boven de openingsstand, bij een maandgemiddelde van €53,74/MWh.
De spotmarkt volgde vrijwel synchroon. De day-aheadprijs steeg van €43,45/MWh op 1 juli naar €58,12/MWh op 31 juli, een stijging van 33,8%. De laagste dagprijs lag op €42,62/MWh op 2 juli en de hoogste op €63,74/MWh op 25 juli, bij een gemiddelde van €53,25/MWh.
Verderop in de curve was de beweging kleiner, maar allerminst verwaarloosbaar. Cal27 liep op van €34,58/MWh naar €41,91/MWh, een stijging van 21,2%.
Dat de frontmonth harder steeg dan Cal27 laat zien dat de markt de risicopremie vooral op korte termijn inprijst. Toch gaat een stijging van ruim een vijfde in leveringsjaar 2027 verder dan een tijdelijke verstoring.
De fundamenten ondersteunen dat beeld. Met 56,6% Europese en 36,6% Nederlandse bergingsvulling aan het einde van de maand loopt de injectiebehoefte tot diep in het najaar door.
CO₂
De emissiemarkt koppelde zich los van de gasbeweging. Het EUA Dec26-contract opende op €79,54/ton op 1 juli, zakte naar €79,04/ton op 8 juli, liep op naar €86,63/ton op 22 juli en sloot op €81,26/ton op 31 juli. Daarmee eindigde het contract 2,2% hoger over de maand, bij een gemiddelde van €81,25/ton.
Tegenover een gasstijging van bijna 40% is dat een beperkte beweging. De verklaring ligt in de brandstofswitch: bij deze prijsverhouding tussen gas en kolen verschuift de inzet niet zodanig dat de vraag naar emissierechten volledig meebeweegt.
Voor afnemers betekent dit dat de CO₂-component in juli nauwelijks heeft bijgedragen aan de totale kostprijsstijging.
Elektriciteit
De termijnmarkt prijsde de duurdere brandstof grotendeels door. De Nederlandse frontmonth baseload opende op €99,85/MWh op 1 juli, piekte op €131,50/MWh op 24 juli en sloot op €123,64/MWh op 30 juli. Daarmee eindigde het contract 23,8% hoger, met een maandgemiddelde van €117,39/MWh.
Cal27 ging van €88,30/MWh naar €100,98/MWh, een stijging van 14,4%. De hoogste stand lag op €108,21/MWh op 24 juli, bij een maandgemiddelde van €98,25/MWh.
Beide contracten piekten op dezelfde dag als de TTF-frontmonth. Dat bevestigt de gasgedreven aard van de beweging. Dat Cal27 minder hard steeg dan de frontmonth volgt hetzelfde patroon als in gas.
Op de spotmarkt gold een eigen dynamiek. De day-ahead-daggemiddelden bewogen tussen €62,48/MWh op 4 juli en €150,85/MWh op 16 juli, bij een maandgemiddelde van €105,86/MWh. Met een slotstand van €146,25/MWh tegenover €148,57/MWh aan het begin van de maand kwam de markt per saldo 1,6% lager uit.
Er waren 410 kwartieren met negatieve prijzen. Het laagste kwartier noteerde -€25,10/MWh op 12 juli om 13:45 uur, midden in de zonnetop. Het hoogste kwartier lag juist in de avondpiek: €339,01/MWh op 29 juli om 19:45 uur, wanneer de zon wegvalt terwijl de vraag nog hoog is.
Dat beide uitersten in dezelfde maand vallen, is de kern van het spotbeeld. Niet het niveau, maar het profiel bepaalt in toenemende mate de rekening.
Balancering
De onbalansmarkt was rustiger dan in juni. De gemiddelde onbalansprijs bij systeemtekort kwam uit op €109,80/MWh, tegenover €127,80/MWh in juni. Bij systeemoverschot lag de gemiddelde prijs op €85,00/MWh, tegenover €96,80/MWh in juni.
Het aantal ISP’s met een tekortprijs boven €500/MWh daalde scherp, van 42 naar 15. Het aantal ISP’s met een overschotprijs onder -€100/MWh liep terug van 15 naar 10.
Extremen bleven echter bestaan. Het duurste kwartier noteerde €3.977/MWh en het laagste -€526/MWh, tegenover -€1.000/MWh in juni.
Over 2.968 ISP’s lag het aandeel regeltoestand 2, waarbij TenneT binnen hetzelfde kwartier zowel op- als afregelt, op 43,1%, tegenover 40,1% over het jaar tot nu toe. Er waren dus minder uitschieters, maar de balans sloeg vaker binnen hetzelfde kwartier om.
De capaciteitsvergoedingen daalden verder na de voorjaarspiek. aFRR-opregelcapaciteit bracht in juli €20.674/MW op, tegenover €38.631/MW in juni. Dat komt neer op gemiddeld €6,95/MW per kwartier.
Afregelcapaciteit kwam uit op €6.611/MW, tegenover €7.763/MW in juni. mFRR-opregelen kwam uit op €8.688/MW, tegenover €9.286/MW, en FCR op €21.686/MW, tegenover €24.208/MW.
Alle producten leverden minder op dan in juni, met aFRR-opregelen als scherpste daler. Voor wie flexibiliteit aanbiedt, is dat een duidelijk signaal: de vergoedingen liggen nog altijd hoog, maar de piek van het voorjaar is voorbij.
Congestie
Via GOPACS werden in juli 351 congestiemeldingen gepubliceerd, vooral door regionale netbeheerders: Enexis 270, Liander 32 en Stedin 31. TenneT publiceerde 18 meldingen. De acute knelpunten zitten daarmee onverminderd op de distributienetten, met het Enexis-gebied als duidelijke hotspot.
De combinatie van zonoverschotten overdag en zware avondpieken, die zich in juli 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
Juli laat zien hoe snel een gecorrigeerde markt kan herprijzen. Wie in de zomerdip wintervolume heeft vastgezet met de TTF-frontmonth rond €42,78/MWh, zit comfortabel. Bijkopen op de slotstand van €58,18/MWh kost ruim een derde meer.
De curve biedt daarbij houvast. De frontmonth steeg bijna 40% en Cal27 21,2%, waardoor verder weg gelegen leveringsjaren relatief aantrekkelijker zijn gebleven voor wie de blootstelling over meerdere jaren spreidt. In stroom geldt hetzelfde patroon, met een stijging van 23,8% op de frontmonth tegenover 14,4% op Cal27.
Voor elektriciteitsafnemers is het profiel dit jaar belangrijker dan het niveau. Een maandgemiddelde van €105,86/MWh, met 410 negatieve kwartieren en een avondpiek van €339,01/MWh, betekent dat de waarde van verschuifbaar verbruik toeneemt. Een vlak afnameprofiel pakt juist duurder uit. Wie verbruik naar het middagvenster kan verplaatsen, verzilvert een deel van diezelfde spreiding. Wie dat niet kan, betaalt ervoor.
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 56,6% in Europa en 36,6% in Nederland aan het einde van juli landt elke aanbodstoring dit najaar directer in de prijs. Dat pleit ervoor om openstaand wintervolume niet tot het laatste moment te laten lopen.
