Direct naar inhoud

Minder langetermijncontracten, meer volatiele gasmarkten

Geplaatst in sectie:
Geschreven door:
Gepubliceerd op: 24 januari 2022

In de recente HCSS-studie over gasmarkten en de leveringszekerheid van gas worden drie aandachtpunten genoemd: langetermijncontracten, het tijdig vullen van opslagen en het stimuleren van de eigen gasproductie. Bij twee van deze punten ligt het voor de hand om zo snel mogelijk actie te ondernemen. Daarbij gaat het om de vulgraad van de Europese en in het bijzonder de Nederlandse gasopslagen aan het begin van de winter. Men wil het zich immers niet nog een keer laten overkomen dat een belangrijke partij als Gazprom de eigen Europese opslagen gedurende de zomer niet vult. Snelle actie moet ook een al te snelle daling van de eigen Nederlandse gasproductie voorkomen, en dan met name die in de offshore. Het zijn deze twee elementen die ook terugkeerden in het recente regeerakkoord.

Jilles van den Beukel. (Foto: zelf aangeleverd)

Voor het al of niet afsluiten van langetermijncontracten voor de inkoop van gas, zoals dat vroeger door Gasunie/Gasterra werd gedaan, ligt dat moeilijker. Ook als men, achteraf, moet constateren dat het misschien beter was geweest het afgelopen decennium dit soort contracten niet geheel vaarwel te zeggen, kan men zich afvragen of men er in de huidige situatie nog aan moet beginnen. Aan de andere kant: er gebeuren nu dingen op de gasmarkten die zorgwekkend zijn en grote gevolgen kunnen hebben voor de betaalbaarheid en leveringszekerheid van gas in de komende jaren. Hoe hier het best mee om te gaan vereist meer aandacht dan het welhaast blinde vertrouwen in marktwerking dat het ministerie van EZK hier tentoon spreidt.

Gas-geïndexeerde kortetermijncontracten pakken nu duur uit voor Europa

Tot voor ongeveer vijftien jaar geleden werd gas vooral aangekocht en verkocht met langetermijncontracten die veelal olie-geïndexeerd waren. Met het uitmiddelen over een bepaalde periode, zeg zes of twaalf maanden, werden de pieken en dalen in de prijs glad getrokken. Dat systeem werd vervangen door marktwerking waarbij de prijs, veelal de prijs op het dominante TTF-platform, bepaald werd door vraag en aanbod. Bedrijven kunnen hier nog steeds vooruit inkopen, maar dat gebeurt op een basis van bijvoorbeeld één of twee jaar vooruit. Daarentegen hadden de langetermijncontracten van weleer een looptijd van bijvoorbeeld twintig jaar of zelfs langer.

In deze periode van de afgelopen vijftien jaar zijn ook de prijscondities in de contracten volledig veranderd. Van een verhouding olie-geïndexeerd versus gas-geïndexeerd van ongeveer 80%-20% is deze gegaan naar het omgekeerde: 20%-80%.

Het is van belang bij de discussie over langetermijncontracten onderscheid te maken tussen twee aspecten: het volumeaspect (vooral van belang voor de leveringszekerheid) en het prijsaspect (gas-geïndexeerd voor de huidige contracten, veelal olie-geïndexeerd voor de vroegere contracten).

Het afgelopen decennium hebben consumenten in de EU geprofiteerd van de gasindexatie van de Europese gasimport. Het IEA berekende afgelopen oktober dat het Europa ongeveer €70 mrd heeft opgeleverd. Het IEA berekende tevens dat de hoge prijzen in 2021 dat voor een substantieel deel weer teniet deden en dat de EU in 2021 ongeveer €30 mrd meer zou betalen ten opzichte van het oude olie-geïndexeerde systeem.

De IEA-berekening was nog voor de prijspiek in december. Als we nu een schatting zouden moeten maken van het geld dat de EU deze winter, tot aan april, verliest (bij de huidige TTF forward pricing) is dat bedrag van dezelfde orde van grootte als de €70 mrd die het nieuwe systeem het afgelopen decennium opleverde. Vervolgens staan ons, volgens de huidige TTF forward pricing, de komende jaren relatief hoge gasprijzen te wachten. Voor het eerste jaar, tot aan april 2023, liggen die prijzen niet ver onder het huidige niveau. Tot aan 2025 komen er weinig nieuwe LNG-fabrieken op de markt en wordt er gerekend met relatief krappe gasmarkten.

Gazprom is nu een dominante prijssteller

Gazprom is het afgelopen halfjaar financieel binnengelopen (het bedrijf verkocht nog slechts 13% olie-geïndexeerd). Partijen die short zaten voor hun leveranties op de Europese markt hebben veel verlies geleden. Voor een aantal partijen, die met oude olie-geïndexeerde contracten long zaten, bood en biedt de huidige situatie grote mogelijkheden. Een aantal Duitse importeurs kon bijvoorbeeld gas terugsturen naar het oosten, naar Polen.

In ruime gasmarkten is het prijszettend vermogen van Gazprom zeer beperkt en is het een price taker. Maar in krappe markten is Gazprom de dominante prijssteller. Het verlies dat geleden wordt door iets minder aan volume te leveren wordt dubbel en dwars gecompenseerd door de veel hogere prijzen die dit met zich mee brengt. Het is aannemelijk dat Gazprom hier ook een rol speelt in Poetins geopolitieke spel rondom Oekraïne.

Nu aan de Aziatische kant het vertrouwen groeit dat men daar de winter goed gaat doorkomen, gooit men een aantal nog niet afgeleverde LNG-ladingen de markt op om te profiteren van de hoge prijzen in Europa. Deze arbitrage wordt mede mogelijk gemaakt omdat in Azië nog ongeveer 65% van de gasinkoop olie-geïndexeerd is. Door de LNG-ladingen (en door de tot nu toe relatief zachte Europese winter) dalen de prijzen in Europa. Dat gebeurt echter slechts in beperkte mate, omdat de situatie in Oekraïne nog steeds boven Europa’s hoofd hangt. Uiteindelijk zijn het de Europese afnemers, particulier of industrieel, die hier aan het kortste eind trekken.

Op weg naar volatiele prijzen voor energie in Europa

Of men op de lange termijn, met het huidige systeem bestaande uit geliberaliseerde markten met in de praktijk veelal gas-geïndexeerde relatief kortetermijncontracten, beter of minder goed uit is ten opzichte van het oude systeem, is geen uitgemaakte zaak. Maar voor Europa vormt het zeker een risico. Ook omdat de grootste afnemer ter wereld, Azië en met name China, wel inzet op langetermijncontracten die veelal olie-geïndexeerd zijn (of soms een combinatie van olie-, kolen- en gas-geïndexeerd) .

Wat wel zeker lijkt, is dat Europa zich op moet maken voor grote schommelingen in de Europese prijzen voor energie in het algemeen en gas in het bijzonder. De kans op krappere oliemarkten neemt nu toe. Ook spelen daar de beperkte investeringen die olie- en gasbedrijven nog kunnen doen in het huidige klimaat op de achtergrond een rol.

Met gas als voornaamste aanvulling op zon en wind in de Europese elektriciteitsvoorziening, wordt de vraag naar gas -mede gezien de afnemende rol van kolen en nucleair- meer variabel. Volatiele gasprijzen leiden tot volatiele elektriciteitsprijzen. Het is de marginale bron van elektriciteit die de elektriciteitsprijzen zet en vaak is dat gas. Dit prijssysteem zorgt ervoor dat afnemers van elektriciteit niet de lage kosten van goedkope stroom uit zon en wind zien, maar wel de pijn van duur gas. Hoe lang zullen die afnemers deze werkwijze blijven accepteren?

Het lijkt onwaarschijnlijk dat Europa voorlopig afscheid zal nemen van het huidige systeem. Hooguit zal men de scherpe randjes er af proberen te halen met compensatie voor de meest getroffen afnemers en maatregelen betreffende de vulgraad van gasopslagen en het tegengaan van mogelijke marktmanipulatie door Gazprom.

Na een in 2014 aangebroken periode van relatief lage energieprijzen, lijkt nu een nieuwe periode te zijn aangebroken: een tijd van volatiele energieprijzen die eerder hoge dan lage prijzen te zien zal geven.