Prijspiek zakt weg, winterrisico blijft hangen
Hoogtepunten in deze marktupdate
Prijspiek zakt weg, maar de langetermijnrisico’s blijven hangen.
Gas blijft de motor van de markt, met krappe bergingen richting winter.
De markt ziet krapte steeds minder als tijdelijk probleem.
Elektriciteit krijgt een eigen winterpremie bovenop de gasbeweging.
Minder negatieve prijzen, maar juist hogere avondpieken.
CO₂ beweegt mee, maar brandstof blijft de belangrijkste prijsdriver.
Onbalans wordt grilliger: de balans kantelt vaker binnen hetzelfde kwartier.
Flexibiliteitswaarde verschuift richting onbalans en mFRR-opregelen.
Congestiedruk neemt af, maar avondpieken blijven lokale netten belasten.
Algemeen
September liet zien hoe snel een prijspiek weer kan wegebben, zonder dat daarmee ook de risico’s voor de langere termijn verdwijnen. De TTF-frontmonth opende op €72,22/MWh, piekte halverwege de maand op €82,57/MWh en stond op 28 september weer op €73,44/MWh. Per saldo betekende dit een stijging van slechts 1,7%. Verderop in de curve was het beeld anders: TTF Cal27 steeg met 9,9%. De markt lijkt de huidige krapte daarmee steeds minder als een tijdelijk risico te beschouwen.
Bij elektriciteit was het verschil eveneens duidelijk. De frontmonth steeg met 12,5%, tegenover 8,4% voor Cal27. Op de spotmarkt bleven diepe zonnedalen en dure avonduren elkaar afwisselen. De gemiddelde day-aheadprijs kwam uit op €151,90/MWh, met een avondpiek van €617,32/MWh. Het aantal negatieve kwartieren nam af, maar het prijsprofiel werd daarmee niet vlakker. Voor elektriciteitsafnemers blijft daarom niet alleen het gemiddelde prijsniveau, maar vooral het moment van verbruik bepalend.
De onderliggende kwetsbaarheid blijft de bergingsvulling. De Europese gasopslagen stonden op 28 september op 71,2% en de Nederlandse op 57,9%. Met nog maar enkele weken van het injectieseizoen te gaan, is dat een krappe uitgangspositie voor de winter. Dat verklaart mede waarom de markt scherp reageerde op geopolitiek nieuws rond de Straat van Hormuz en de uitval van Qatarese LNG.
Een geleidelijke en gebalanceerde hedge-aanpak blijft daarom passend: behoud het reeds vastgezette deel, koop aanvullende volumes gespreid in en stap niet in één keer op een prijspiek in. Met de huidige bergingsvulling kan iedere aanbodstoring deze winter sneller in de prijs doorwerken. Dat pleit ervoor om openstaand wintervolume niet tot het laatste moment te laten lopen.
Kolen
De kolenmarkt was in september het rustigst van alle markten. Het API2-frontmonthcontract (Rotterdam) opende op $137,15/ton op 1 september, piekte op $142,10/ton op 10 september, zakte naar $134,25/ton op 21 september en stond op 28 september op $138,00/ton. Daarmee eindigde het contract 0,6% hoger, bij een gemiddelde van $138,14/ton.
Ook verderop in de curve bleef het rustig. Cal27 steeg beperkt van $134,25/ton naar $135,60/ton.
Na de stijging van augustus heeft de kolenmarkt in september dus nauwelijks nieuwe risicopremie ingeprijsd. Voor afnemers met kolenindexatie betekende dit een maand zonder noemenswaardige nieuwe kostendruk.
Gas
De gasmarkt bleef de motor van het energiecomplex, al zat de grootste beweging deze keer vooral in het midden van de maand. De TTF-frontmonth opende op €72,22/MWh op 1 september, noteerde op 3 september met €71,81/MWh het dieptepunt, piekte op €82,57/MWh op 14 september en stond op 28 september weer op €73,44/MWh. Per saldo kwam de stijging uit op 1,7%, bij een gemiddelde van €75,77/MWh.
De spotmarkt volgde vrijwel synchroon. De day-aheadprijs ging van €69,72/MWh op 1 september, tevens de laagste dagprijs, naar €71,96/MWh op 28 september. Dat betekent een stijging van 3,2%. De hoogste dagprijs bedroeg €83,41/MWh op 15 september, bij een gemiddelde van €75,84/MWh.
Verderop in de curve was de beweging aanzienlijk groter. Cal27 liep op van €52,29/MWh naar €57,49/MWh, een stijging van 9,9%. Dat de frontmonth na de piek weer terugviel terwijl Cal27 zijn winst vasthield, laat zien dat de markt de krapte steeds minder als tijdelijk beschouwt.
De fundamentals ondersteunen dat beeld. Met een Europese bergingsvulling van 71,2% en een Nederlandse vulling van 57,9% gaat Europa richting de winter met duidelijk minder buffer dan gebruikelijk, terwijl ook de LNG-aanvoer beperkt blijft.
CO₂
De emissiemarkt bewoog in september iets sterker mee dan tijdens de zomer. Het EUA Dec26-contract opende op €83,34/ton op 1 september, meteen het dieptepunt van de maand, piekte op €87,99/ton op 14 september en stond op 28 september op €86,17/ton. Daarmee eindigde het contract 3,4% hoger, bij een gemiddelde van €85,63/ton.
De piek viel op dezelfde dag als die van de TTF-frontmonth. Toch bleef de beweging relatief beperkt. Bij deze prijsverhouding tussen gas en kolen verschuift de inzet niet zodanig dat de vraag naar emissierechten sterk meebeweegt.
Voor afnemers droeg de CO₂-component in september dus wel bij aan de kostprijsstijging, maar brandstof bleef de belangrijkste prijsdriver.
Elektriciteit
De termijnmarkt prijsde meer in dan de beweging op de gasmarkt alleen verklaart. De Nederlandse frontmonth baseload opende op €149,76/MWh op 1 september, zakte naar €148,43/MWh op 3 september, piekte op €177,16/MWh op 18 september en stond op 28 september op €168,51/MWh. Daarmee eindigde het contract 12,5% hoger, bij een gemiddelde van €163,31/MWh.
Cal27 ging van €117,90/MWh naar €127,84/MWh, een stijging van 8,4%. De laagste stand bedroeg €116,59/MWh op 3 september en de hoogste €133,35/MWh op 14 september, bij een gemiddelde van €125,29/MWh.
Cal27 piekte op dezelfde dag als de TTF-frontmonth, wat de gasgedreven aard van de beweging bevestigt. Dat de frontmonth voor elektriciteit ook na de gaspiek verder opliep, wijst erop dat de markt voor oktober een eigen winterpremie inprijst.
Op de spotmarkt bewogen de day-ahead-daggemiddelden tussen €46,74/MWh op 19 september en €229,40/MWh op 14 september, bij een gemiddelde van €151,90/MWh. Met €198,41/MWh op 28 september tegenover €147,98/MWh op 1 september kwam de markt tot dusver per saldo 34,1% hoger uit.
Er waren 110 kwartieren met negatieve prijzen. Het laagste kwartier noteerde -€14,50/MWh op 5 september om 13:15 uur, midden in de zonnetop. Het hoogste kwartier lag juist in de avondpiek: €617,32/MWh op 22 september om 19:15 uur.
Nu de zon lager staat, neemt het aantal negatieve kwartieren af, terwijl de avondpieken juist hoger worden. Het profiel wordt daarmee niet vlakker; de uitschieters verschuiven steeds verder naar de avond.
Balancering
De onbalansmarkt was opnieuw onrustiger dan een maand eerder. Om beide maanden zuiver te vergelijken, gebruiken we gelijke periodes: 1 tot en met 28 september tegenover 1 tot en met 28 augustus.
De gemiddelde onbalansprijs bij systeemtekort kwam uit op €162,20/MWh, tegenover €145,20/MWh in augustus. Bij systeemoverschot steeg het gemiddelde van €118,10/MWh naar €125,90/MWh. Het aantal ISP’s met een tekortprijs boven €500/MWh bleef gelijk op 21, terwijl het aantal ISP’s met een overschotprijs onder -€100/MWh opliep van 14 naar 20.
De extremen bleven vergelijkbaar. Het duurste kwartier noteerde €4.200/MWh, tegenover €4.400/MWh in augustus. Het laagste kwartier kwam uit op -€1.927/MWh, tegenover -€1.940/MWh.
Over 2.680 ISP’s lag het aandeel regeltoestand 2, waarbij TenneT binnen hetzelfde kwartier zowel op- als afregelt, op 46,5%. Over het jaar tot nu toe ligt dat aandeel op 40,8%. De balans sloeg deze maand dus duidelijk vaker binnen hetzelfde kwartier om.
De capaciteitsvergoedingen lieten een gemengd beeld zien. aFRR-opregelcapaciteit bracht €13.207/MW op, tegenover €17.101/MW in hetzelfde venster van augustus. Dat komt neer op gemiddeld €4,91/MW per kwartier. Afregelcapaciteit kwam uit op €4.897/MW, tegenover €7.995/MW, en FCR op €16.648/MW, tegenover €18.797/MW.
mFRR-opregelen steeg juist, van €6.669/MW naar €8.172/MW.
Voor partijen die flexibiliteit aanbieden, verschuift het zwaartepunt daarmee verder. De vergoedingen voor aFRR en FCR lopen terug, terwijl er op de onbalansmarkt zelf en met mFRR-opregelen juist meer te verdienen viel.
Congestie
Via GOPACS werden van 1 tot en met 28 september 72 congestiemeldingen gepubliceerd: 55 van Enexis, 10 van TenneT, 5 van Stedin en 2 van Liander. Het Enexis-gebied blijft daarmee de duidelijke hotspot, met aan het einde van de maand herhaalde avondrestricties in Zuid-Limburg.
Het aantal meldingen ligt lager dan in de zomermaanden, nu de zonoverschotten overdag afnemen. Tegelijkertijd blijven de avondpieken die zich in de spotprijzen aftekenen de lokale netbelasting verhogen.
Voor partijen met een aansluiting in een knelpuntgebied blijven flexcontracten en tijdgebonden transportrechten daarom serieus te overwegen.
