Nederlandse stroomprijzen stijgen ondanks dalende gasprijzen

De elektriciteitsvraag steeg met ongeveer 2% in zowel Nederland als Duitsland door de dalende temperaturen. De grensoverschrijdende transportcapaciteit werd beperkt door de uitval van de BritNed-verbinding tussen 2 en 8 november, waardoor tot 1.016 MW aan transportcapaciteit tussen Nederland en Groot-Brittannië wegviel. Daarnaast werd de uitval van de NorNed-interconnector, die oorspronkelijk op 5 november weer beschikbaar zou zijn, verlengd tot 12 november. Hierdoor bleef nog eens 723 MW aan capaciteit tussen Nederland en Noorwegen onbeschikbaar. Deze onderbrekingen beperkten de importmogelijkheden en zorgden voor een krappere balans op de Nederlandse elektriciteitsmarkt.

Ook de binnenlandse productiecapaciteit was beperkt beschikbaar. Voor de Eemshaven-eenheden 3, 4, 5 en 7 (elk ongeveer 356 MW) golden van 27 oktober tot 5 november 17.00 uur netbeperkingen, terwijl Enecogen (464 MW) tot 5 november 22.15 uur buiten bedrijf bleef. In combinatie met de beperkingen op de interconnectoren zorgden deze onderbrekingen voor een krappere beschikbaarheid van Nederlandse productiecapaciteit en extra opwaartse druk op de spotprijzen.

Aan de brandstofzijde bedroeg de gemiddelde TTF day-ahead gasprijs in week 45 €92,7/MWh, een daling van €6,7/MWh ten opzichte van de voorgaande week. Dit kwam doordat de bredere energiemarkten daalden als gevolg van verwachtingen van de-escalatie in het Midden-Oosten. Ondanks de lagere prijzen werden de fundamentele marktomstandigheden krapper. Door het koudere weer steeg de regionale elektriciteitsvraag in Duitsland, Frankrijk, België en Nederland met 26% tot 6.270 GWh per dag. Tegelijkertijd daalde de gasvoorraad in de EU met 22 TWh tot een vulgraad van 72,7%. Daarmee lagen de voorraden 10 procentpunt onder het niveau van vorig jaar en 16,7 procentpunt onder het vijfjarig gemiddelde, wat de toenemende zorgen over de gasvoorziening tijdens de winter benadrukt.