Leveringszekerheid was ook de topprioriteit voor gasproducenten, die hun gas verkochten via lange-termijn contracten. Falen was geen optie. Deze contracten boden afnemers de mogelijkheid bij koude extra gas af te nemen. Daartoe was flexibiliteit aan productiekant noodzakelijk en ook daarvoor waren gasopslagen geschikt. Nederland had bovendien Groningen, dat in een koude winter vele miljarden kubieke meter aardgas extra kon produceren.
De oude nationale energiemonopolies zijn niet meer, de lange-termijn gascontracten zijn aflopend en Groningen is gesloten. Economen en handelaren hebben de rol van de technisch specialisten over genomen. Wat bleef, is de rol van de gasopslagen, zonder Groningen belangrijker dan ooit. Niet alleen tijdens een koude winter, maar ook als het weinig waait, of bij falen van importcapaciteit. Maar dan moeten de gasopslagen wel gevuld worden en dat gaat moeizaam.
“Gegeven de enorme omvang van de gasmarkt en de grote onzekerheid van de prijsvorming, draagt speculatie echter nauwelijks bij aan volle bergingen; de handelsrisico’s zijn te groot”
Voor handelaren zijn gasopslagen reuze handig, want ze geven flexibiliteit. Of in handelstermen te spreken, ze leveren optiewaarde. Die kan op verschillende manieren verzilverd worden. Meest tot de verbeelding spreekt de speculant, die gas inkoopt in de superieure verwachting dat de gasprijs tijdens de winter fors gaat stijgen en het opgeslagen gas met flinke winst doorverkocht kan worden. Gegeven de enorme omvang van de gasmarkt en de grote onzekerheid van de prijsvorming, draagt speculatie echter nauwelijks bij aan volle bergingen; de handelsrisico’s zijn te groot.
Belangrijker zijn contractuele verplichtingen. In de eerste plaats zijn er nog oude langlopende contracten over. Naar verluid is dat de reden dat Gasterra nog tot eind 2026 bestaat. Ook zijn er leveranciers die hun klanten gas (of elektriciteit) tegen een vaste prijs tot na de winter verkopen. Zij kunnen hun prijs- en volumerisico, denk aan een koude winter, flink beperken door het benodigde wintergas, zodra ze het verkoopcontract aangaan, in te kopen en op te slaan. Dit kan ook via een financieel instrument, dan verschuift deze incentive naar de aanbieder daarvan.
Dat geldt niet bij contracten met dynamische prijzen. De risico-beperkende strategie voor zo’n leverancier is dagelijks de markt op te gaan om gas (en elektriciteit) voor de volgende dag te kopen. Contracten met variabele tarieven zitten hier tussen in. Gegeven dat deze variabele tarieven met hooguit een paar maanden vertraging ‘de markt’ volgen, zal een risicomijdende opslagstrategie dit patroon volgen; dus niet vullen in de zomer, maar pas vanaf september of nog later. Daarbij komt dat contracten met variabele en dynamische prijzen snel opzegbaar zijn. Een leverancier moet de markt volgen, want als hij te vroeg energie inkoopt die achteraf te duur is, dan lopen z’n klanten weg en dreigt faillissement.
“Lange-termijn contracten zouden de liquiditeit van de markt hinderen en het afsluiten daarvan werd daarom gefrustreerd”
Sinds de liberalisatie is er een tendens richting korte-termijn contracten. Lange-termijn contracten zouden de liquiditeit van de markt hinderen en het afsluiten daarvan werd daarom gefrustreerd. Pas vrij recent geldt dat een contract tegen vaste prijs ook echt vast is. Dynamische prijzen raken in zwang. De consequentie is dat het voor leveranciers steeds minder aantrekkelijk is een (nood)voorraad gas voor een (koude) winter op te slaan.
Nu zult u wellicht denken: zorgt het prijsverschil tussen zomer- en wintergas niet voor volle bergingen? Nou, dat valt tegen, want dit prijsverschil is relatief gering ten opzichte van de fluctuaties in de overall prijs van gas. Daardoor kan zomergas zelfs duurder zijn dan wintergas. Daar komt bij dat gasprijzen de gemiddelde verwachtingen van de markt weergeven, waarmee impliciet gestuurd wordt op een gemiddelde winter. Terwijl gas in de opslagen juist in koude winters van levensbelang is.
Aardgas voor het eerste kwartaal 2026 kost thans bijna €36/MWh. Dat is slechts €2/MWh meer dan gas deze zomer. Dat levert handelaren geen fijne business case. Want van deze €2/MWh (2 €ct/m3) moet opslagruimte worden gehuurd, moet circa 1% compressiekosten worden betaald en een half jaar renteverlies van het opgeslagen gas worden overbrugd. Begin april dit jaar, terwijl de bergingen opmerkelijk leeg waren, was het verschil tussen zomer- en wintergas zelfs nihil.
Hoe verder. Dat er weer flexibele lange-termijn contracten komen lijkt me uitgesloten. Wel zouden we als maatschappij consumenten kunnen gaan stimuleren ruim van te voren vaste prijsafspraken maken met leveranciers, in plaats van ze weg te zetten als ouderwets. Dat zou helpen, maar onvoldoende. Wat impliceert dat er steeds minder incentives zullen zijn de gasopslagen voldoende te vullen voor een koude winter en ander onverwacht ongemak, met alle risico’s van dien, mocht het een keertje tegen zitten.
Actie is daarom gewenst om de leveringszekerheid van de gasmarkt en daarmee de energiemarkt, zeker te stellen. Op de korte termijn ligt voor de hand de huidige vultaak van EBN te verlengen. Op iets langere termijn zou kunnen worden overwogen de huidige piekgasregeling uit te breiden tot alles boven een gemiddelde winter en daar idealiter ook de elektriciteitssector bij te betrekken. Een flinke strategische gasvoorraad kan ook helpen, zie het recente rapport van de Mijnraad. Idealiter wordt dat een Europees systeem zoals bij de olievoorraden, waarbij elk land haar bijdrage levert naar rato van het verbruik. Dat voorkomt dat individuele landen opdraaien voor de kosten, zoals nu ook bij EBN, terwijl de baten heel Europa ten goede komen. Haast is daarbij geboden. Na sluiting van Groningen en opheffing van GasTerra erop rekenen dat het vanzelf wel goed komt, lijkt me een nogal riskante en daarmee maatschappelijk ongewenste strategie.