De gasprijs steeg in juli bijna 40 procent en de stroomprijs bewoog mee. De Europese gasvoorraden staan op het laagste niveau ooit voor deze tijd van het jaar, terwijl de markt heen en weer schiet tussen angst voor escalatie en hoop op een akkoord rond de Straat van Hormuz. Dit is wat er gebeurde, en wat het betekent voor uw inkoop.
Juli begon bedrieglijk rustig. De TTF-frontmonth opende op 1 juli op € 42,78 per MWh, meteen het dieptepunt van de maand. Drie weken later stond er € 63,58 op het bord, en de maand sloot op € 59,07. Wie alleen naar de kalender keek zag een zomermaand; wie naar de markt keek zag een prijsstijging van bijna 40 procent.
Begin augustus is een deel daarvan weer weggelopen: het maandcontract noteert rond de € 53 tot 55, na een piek van € 64,35 vorige week. De aanleiding voor die daling is hoop, geen feit: berichten over een mogelijk akkoord tussen Iran en Oman over de Straat van Hormuz. Zolang dat akkoord er niet is, blijft elke krantenkop de prijs bewegen. Hieronder zetten wij op een rij wat er in de markt gebeurde en welke keuzes dat vraagt bij uw inkoop.
Opvallend: de piek van eind juli lag hóger dan de piek bij het uitbreken van het conflict in maart. Dat is geen paniek, dat is rekenwerk. Elke maand dat de LNG-export uit de Straat van Hormuz stilligt, verdwijnt er zo'n 10 miljard kuub uit de wereldmarkt; Qatar stond voor ongeveer een vijfde van alle LNG ter wereld. Die export ligt op korte adempauzes na al ruim vijf maanden stil.
Tegelijk zijn de buffers dun. De Europese gasvoorraden stonden eind juli op 56,6 procent, het laagste niveau voor deze tijd van het jaar sinds het bijhouden ervan, en twaalf procentpunten onder vorig jaar. De Nederlandse voorraden staan er met 36,6 procent nog magerder voor. En omdat gas voor directe levering nu duurder is dan gas voor de winter, is er nauwelijks een financiële prikkel om die voorraden te vullen. Analisten rekenen op een vulling van 67 tot 76 procent bij het begin van de winter, waar 80 procent het doel is.
Day-aheadprijzen per handelsdag. Het maandgemiddelde van juli kwam uit op € 53,74 per MWh.
In de eerste week van augustus zakte de gasprijs verder. Het maandcontract kwam over week 31 gemiddeld uit op € 59,5 per MWh, tegen € 60,8 een week eerder, met een piek van € 63,0 op maandag en een slot rond € 59,4. Begin augustus liep dat verder terug naar ongeveer € 55, nadat de aanvallen werden afgeblazen. Het Aug-26-contract verloor € 4,6 naar € 59,0 en het leveringsjaar 2027 € 3,6 naar € 41,9.
Let wel op wat de markt daar precies zegt. Veel handelaren gaan inmiddels uit van een langdurige verstoring: LNG-transporten door de Straat van Hormuz blijven naar verwachting tot eind 2026 beperkt en herstellen pas in het eerste kwartaal van 2027. De risicopremie is dus niet verdwenen, alleen iets afgevlakt.
Persbureau Reuters zette deze week de winterscenario's van analisten op een rij. Normaliseert het verkeer door Hormuz, dan beweegt gas deze winter waarschijnlijk tussen de € 60 en € 80 per MWh. Blijft Qatar van de markt én wordt het een koude winter, dan kan de gemiddelde dagprijs tussen november en maart richting € 110 lopen, met voorraden die eind maart op 10 procent staan. Wie dan een grotere buffer wil aanhouden, jaagt de prijs verder op. Het zijn scenario's en geen voorspellingen, maar ze laten zien hoe smal de marge is geworden.
Het interessantste signaal zit niet in de prijs zelf, maar in het verschil tussen het maandcontract en het jaarcontract. Heel 2025 lag dat verschil rond nul. Sinds het conflict schommelde het tussen de 5 en 15 euro, en sinds eind juni is het structureel groter geworden, richting de 20 euro per MWh.
De markt zegt daarmee: de grootste krapte zit in de komende maanden, niet in 2027. Voor het leveringsjaar 2027 steeg de prijs ook, maar veel minder hard. Er is simpelweg meer tijd om de krapte op te lossen: nieuwe LNG-projecten komen online, en in december schuift het actieve jaarcontract door naar 2028.
| Markt | 1 juli | 31 juli | Verschil |
|---|---|---|---|
| Gas TTF frontmonth | € 42,78 | € 59,07 | +38% |
| Gas TTF Cal27 | € 34,58 | € 41,91 | +21,2% |
| Stroom NL frontmonth | € 99,85 | € 123,64 | +23,8% |
| Stroom NL Cal27 | € 88,30 | € 100,98 | +14,4% |
| Kolen API2 frontmonth | $ 115,50 | $ 122,00 | +5,6% |
| CO₂ EUA Dec26 | € 79,54 | € 81,26 | +2,2% |
Slotkoersen per markt, prijzen in euro per MWh, dollar per ton en euro per ton.
| Leveringsjaar | Stroom base | Week | Stroom piek | Week | Gas | Week |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2027 | 101,04 | -7,21 | 107,52 | -8,05 | 41,96 | -3,67 |
| 2028 | 82,42 | -5,71 | 91,05 | -3,09 | 29,74 | -1,35 |
| 2029 | 77,04 | -1,76 | 85,26 | -1,57 | 25,53 | -0,43 |
Termijnprijzen in euro per MWh, met de verandering over de week. Hoe verder in de tijd, hoe kleiner de beweging: 2029 kwam nog maar € 0,43 lager uit.
Zo ziet u de risicopremie afpellen. In het leveringsjaar 2027 ging er in één week € 7,21 van de stroomprijs af en € 3,67 van gas, in 2029 nog maar een paar dubbeltjes. Wie ver vooruit koopt, koopt een markt die veel minder van deze crisis in de prijs heeft zitten.
Twee dingen vallen op in die tabel. Ten eerste dat de frontmonth overal harder steeg dan het leveringsjaar 2027: de risicopremie zit vooral op de korte termijn. Ten tweede dat CO₂ nauwelijks meebewoog. Bij deze prijsverhouding tussen gas en kolen verschuift de inzet van centrales niet zodanig dat de vraag naar emissierechten meebeweegt. Voor afnemers betekent dat: de CO₂-component droeg in juli bijna niets bij aan de kostenstijging.
Prijzen zijn een mening, aangekomen schepen zijn een feit. En die schepen worden zichtbaar minder. In juli meerden in Nederland twaalf LNG-tankers aan, tegen eenentwintig in juni en eenentwintig in mei. In Duinkerken en Montoir samen kwamen er acht aan, na tien in juni en twaalf in mei. In Zeebrugge waren het vijf tankers, na negen en twaalf.
Bij elkaar liep het aantal aankomsten in deze drie regio's terug van vijfenveertig in mei naar vijfentwintig in juli: bijna de helft minder ladingen in twee maanden. Dat is de fysieke kant van hetzelfde verhaal dat de curve vertelt.
Frankrijk is Duinkerken en Montoir samen. Nederland is voornamelijk Rotterdam, met enkele aankomsten in Eemshaven.
Interessanter nog is waar dat gas vandaan kwam. Van de twaalf Nederlandse ladingen in juli kwamen er zeven uit de Verenigde Staten. De rest kwam uit Rusland (twee), Noorwegen, Peru en Trinidad en Tobago. Amerika levert dus bijna zes op de tien ladingen die hier aankomen.
| Herkomst | Ladingen juli | Aandeel |
|---|---|---|
| Verenigde Staten | 7 | 58% |
| Rusland | 2 | 17% |
| Noorwegen | 1 | 8% |
| Peru | 1 | 8% |
| Trinidad en Tobago | 1 | 8% |
Aankomsten in Nederland in juli 2026, naar land van herkomst van het gas. Daarnaast kwamen er drie tankers met Russisch condensaat aan.
Dat maakt twee dingen concreet. Ten eerste hoe afhankelijk Noordwest-Europa is geworden van één leverancier aan de andere kant van de oceaan: het Russische aandeel in de Europese gasmarkt liep terug van ongeveer 55 naar 14 procent, terwijl het Amerikaanse aandeel van vrijwel nul naar zo'n 30 procent klom. Ten tweede dat er nog steeds Russisch gas aankomt, terwijl het Europese verbod op Russisch LNG vanaf het eind van dit jaar volledig gaat gelden. Die twee ladingen per maand moeten dus ook nog worden vervangen.
Eén reden dat de stroomprijs niet nog harder meesteeg met gas, zit in de brandstofkeuze van de centrales. Kolen werd in juli maar 5,6 procent duurder en de emissierechten slechts 2,2 procent, tegenover bijna 40 procent voor gas. Bij die prijsverhouding blijft stroom uit kolen concurrerend met gasgestookte productie, en dat remt de vraag naar gas voor stroomproductie.
Datzelfde mechanisme verklaart waarom CO₂ nauwelijks bewoog: als de inzet niet verschuift van kolen naar gas of omgekeerd, verandert de vraag naar emissierechten ook niet. Voor uw kostprijs betekent dat: de CO₂-component droeg vorige maand bijna niets bij aan de stijging.
De marge van gascentrales kwam er wel onder. Het Nederlandse augustuscontract daalde met ongeveer € 14 per MWh terwijl gas veel minder zakte, waardoor de Clean Spark Spread voor augustus € 4,4 per MWh kleiner werd. Verderop op de curve bleven die marges stabiel of verbeterden ze licht. Waar kolen goedkoop blijft en de spread smal, draaien kolencentrales dus langer door dan de energietransitie doet vermoeden.
De stroommarkt liftte mee op gas. De Nederlandse frontmonth baseload steeg met 23,8 procent en piekte op dezelfde dag als de gasprijs. Zo ver, zo voorspelbaar.
Maar begin augustus liepen gas en stroom juist uit elkaar. Terwijl gas licht daalde, steeg de Nederlandse day-ahead baseload in week 31 naar gemiddeld € 116,0 per MWh, € 8,0 meer dan de week ervoor, en de gemiddelde piekprijs zelfs naar € 75,2, een sprong van € 13,6. Dat had niets met brandstof te maken en alles met krapte aan de aanbodkant:
Voor wie op de spotmarkt inkoopt is dat het signaal van de maand: uw rekening hangt niet alleen aan de gasprijs, maar ook aan wat er in Nederland en om ons heen beschikbaar is.
Day-aheadprijzen per handelsdag. De piek van € 150,85 viel op 16 juli, het dal van € 69,64 op zondag 19 juli.
Het echte verhaal zat in de spotmarkt. Het maandgemiddelde van € 105,86 verhulde een enorme spreiding: daggemiddelden van € 62 tot € 151, 410 kwartieren met negatieve prijzen, een dieptepunt van min € 25,10 midden in de zonnetop op 12 juli en een piek van € 339,01 in de avond van 29 juli, toen de zon wegviel terwijl de vraag nog hoog was.
Beide uitersten in dezelfde maand: dat is de kern. Niet het prijsniveau maar het verbruiksprofiel bepaalt in toenemende mate wat u betaalt. Wie verbruik naar de zonnetop kan schuiven of de avondpiek kan mijden, ziet dat direct terug op de factuur. De onbalansmarkt was in juli overigens rustiger dan in juni, maar bleef grillig: het duurste kwartier noteerde bijna € 4.000 per MWh.
Brent ging sinds het uitbreken van het conflict van zo'n $ 70 naar boven de $ 100, en zakte de afgelopen dagen terug naar ongeveer $ 79 tot 80. Ook hier is de aanleiding hoop: volgens Reuters ligt er een dealtekst op tafel waarin Iran zeggenschap krijgt over het inkomende verkeer door de Straat van Hormuz, met een discussie over doorvaartvergoedingen (Iran wil 5 tot 7 procent van de ladingwaarde, Oman circa 3 procent, de Verenigde Staten nul). Regionale bronnen waarschuwen tegelijk dat een akkoord niet aanstaande is; over het uitgaande verkeer is nog niets beslist.
Dat de olieprijs minder hard steeg dan u bij zo'n crisis zou verwachten, komt door de ventielen: pijpleidingen door Saoedi-Arabië en de Verenigde Arabische Emiraten brengen olie buiten Hormuz om naar zee, en China verlaagde zijn import fors door op strategische reserves te teren. Maar die ventielen hebben een prijs. Grote tankers kunnen het Suezkanaal alleen half beladen door, ladingen worden onderweg meermaals doorverkocht en schepen liggen daardoor langer op zee. Het vervoer van een vat olie van het Midden-Oosten naar Azië kost inmiddels ruim $ 12 aan vracht.
Saudi Aramco verlaagde intussen zijn officiële verkoopprijzen voor september richting Noordwest-Europa met $ 3 per vat over de hele linie, terwijl zware olie richting Azië juist $ 1,25 duurder werd. Ook dat vertelt een verhaal: Europa moet met korting worden verleid tot de lange omweg, terwijl Azië vecht om zware olie. Rusland stuurt zijn olie inmiddels over de Noordelijke IJszee naar China, waardoor India uitwijkt naar andere leveranciers en voor het eerst sinds 2019 weer volop Venezolaanse olie koopt.
Er is een kant van dit verhaal die in de krantenkoppen ondersneeuwt: de verzekeraars. Energie-econoom Anas Alhajji wees erop dat Lloyd's of London reders heeft laten weten dat hun dekking vervalt als zij Iran betalen voor doorvaart. Dat zet de hele fee-discussie op zijn kop. Een reder die betaalt is verzekerd noch veilig, en een reder die niet betaalt komt er niet door. Zolang dat niet is opgelost, betekent een akkoord op papier nog geen schepen op zee.
Er is bovendien een goede kans dat u naar de verkeerde thermometer kijkt. Iedereen citeert Brent of WTI, maar dat zijn de markers voor de Noordzee en Noord-Amerika. In Azië wordt gerekend met Dubai en Oman, en daar liep medium sour ruwe olie in maart op tot boven de $ 170 per vat, om daarna rond $ 155 te blijven hangen. Precies bij die prijzen stopte China met de import van zo'n 6 miljoen vaten per dag: vraagafbraak, geen vrijwillige bezuiniging. Wie de crisis afmeet aan een Brentkoers van $ 80 onderschat wat er in Azië gebeurt, en Azië is de markt waarmee Europa concurreert.
De alternatieven hebben ook een plafond. Kazachstan viel met 1,4 miljoen vaten per dag weg, en Venezuela kan zijn export volgens de meeste inschattingen opvoeren tot ongeveer 1,1 tot 1,2 miljoen vaten per dag en dan stokt het, want meer vraagt jaren investeren. India's recordimport uit Venezuela vult het gat dus niet; het verschuift het.
Op de gasmarkt is de verschuiving nog scherper. Het Russische aandeel in de Europese gasmarkt liep terug van ongeveer 55 naar 14 procent, terwijl het Amerikaanse aandeel van vrijwel nul naar zo'n 30 procent klom. Europa is daarmee van pijpleidingen met vaste prijzen naar een wereldmarkt met schepen gegaan, en op zo'n markt wint wie het meest biedt.
De echte fysieke krapte zit bij de producten: diesel, kerosine en stookolie. Oekraïense aanvallen legden Russische raffinaderijen stil, waardoor Rusland zelfs netto-importeur van brandstoffen werd, en China beperkt zijn productexport. Dat verklaart waarom olieproducten procentueel harder stegen dan ruwe olie. Heeft u een wagenpark op diesel, machines of noodaggregaten op gasolie, of laat u veel over de weg vervoeren? Dan voelt u die krapte eerder dan de Brent-koers suggereert.
Bij Kaub, het bekendste knelpunt van de Rijn, stond eind juli 25 centimeter water waar 300 tot 400 centimeter normaal is. Het verhandelde kolenvolume viel driekwart terug en de laagwatertoeslag liep op tot € 100 per ton, tegen € 3 tot 18 normaal. Kolenhandelaren stellen hun inkoop uit tot september. Dat raakt de stroommarkt indirect, want kolencentrales zijn juist in krappe maanden de achtervang.
Dit zijn de punten waarop wij nu het scherpst letten in gesprekken met ondernemers.
Een marktupdate is geen advies voor uw bedrijf. Deze vier punten bepalen op dit moment wel het gesprek.
De frontmonth is nerveus, het leveringsjaar 2027 veel minder. Wie nu volume voor 2027 of 2028 vastklikt, koopt de rust van de lange curve in plaats van de spanning van de korte. Spreiden over meerdere momenten blijft het uitgangspunt: niemand raakt de bodem.
De voorraden zijn historisch laag en de winterscenario's lopen ver uiteen. Wie zijn gasvolume voor de winter nog helemaal niet heeft ingekocht, loopt een risico dat niet bij elke organisatie past. Dek in stappen af; de dip van deze week kan er morgen anders uitzien.
Bij deze prijsniveaus tikt een fout in tarieven, netbeheerkosten of energiebelasting harder aan dan ooit. Wij controleren facturen standaard na en vorderen te veel betaalde bedragen terug.
Met 410 negatieve kwartieren en avondpieken boven de € 300 wordt flexibiliteit geld waard. Kunt u verbruik verschuiven naar de zonnetop, of teruglevering slim timen? Dan verdient uw profiel mee, welke contractvorm u ook heeft.
De markt prijst hoop en angst tegelijk: hoop op een Hormuz-akkoord in de olieprijs van deze week, angst voor de winter in de gasvoorraden en de curve. Beide kunnen morgen kantelen. Wat blijft staan: historisch lage voorraden, een structureel krappere LNG-markt zolang Qatar niet levert, en een stroommarkt waarin uw profiel steeds zwaarder telt. Voor uw eigen planning betekent dat: reken met scenario's, spreid uw inkoopmomenten en laat uw facturen controleren nu elke euro per MWh doortikt.
Wij nemen graag uw energiesituatie met u door en laten zien waar de kansen zitten. Vrijblijvend en zonder verplichtingen.
