12 januari 2023
Extra LNG importcapaciteit zorgt voor integratie in wereldmarkt
Een jaar geleden trok Vopak zich terug uit het Duitse LNG-terminal project Brunsbeuttel, omdat eisen van de Duitse toezichthouder het project onaantrekkelijk maakte. Een half jaar daarvoor ging ook al de stekker uit de geplande terminal in Wilhemshaven. Sindsdien heeft zich op de Europese energiemarkten echter een revolutie voltrokken. In Nederland regelde Gasunie in luttele maanden een drijvende LNG-aanlandingsterminal en inmiddels beschikt ook Duitsland over zulke installaties. Halverwege december werd het eerste vloeibare gas aangeland in Wilhemshaven, een initiatief van de overheid. De private drijvende LNG-terminal in Lubmin ontving eind december de eerste lading LNG, bedoeld voor testen en in gebruikstelling. Ook aan de terminal in Brunsbeuttel (met de Nederlandse Gasunie als 50% aandeelhouder) wordt sinds een half jaar weer volop gewerkt en meer drijvende terminals moeten volgen.
In Nederland werkt Gasunie aan verdere uitbreiding van de capaciteit om LNG in ontvangst te nemen en naar het achterland af te voeren. Dat door bestaande terminals uit te breiden en eventueel in Terneuzen een nieuwe installatie in gebruik te nemen. Daarnaast onderzoekt het opslagbedrijf VTTI mogelijkheden om een terminal met een capaciteit van 5 miljard/m3 jaar te ontwikkelen.
De gerealiseerde nieuwe terminals en lopende initiatieven hebben inmiddels een significante invloed op de Europese gasmarkt. Sterker nog, het heeft er veel van weg dat de aard van het gastekort fundamenteel is veranderd. Kenmerkend voor de gascrisis in 2022 was het tekort aan aanvoercapaciteit ten opzichte van de vraag. Het gat dat voornamelijk veroorzaakt werd door het grotendeels wegvallen van de aanvoer vanuit Rusland, kon door gebrek aan aanlandingscapaciteit niet volledig worden opgevuld met LNG. Omdat ook de vraag naar gas relatief hoog bleef, stegen de prijzen op de groothandelsmarkt (TTF) tot ver boven de wereldmarktprijs voor LNG. Dat onder andere tot grote frustratie van politici die met een prijsplafond voor de groothandelsmarkt de royale bonussen voor verkopers van LNG willen elimineren.
Door de significante toename van de importcapaciteit en geholpen door de vooralsnog uitzonderlijk warme winter, is de mogelijkheid om gas aan te voeren voldoende toegenomen om de vraag te dekken. Met andere woorden: TTF-prijzen liggen nu niet meer substantieel hoger dan de wereldmarktprijs voor LNG. Daarmee is de concurrentie tussen LNG-afnemers in enerzijds Europa en anderzijds Azië veel directer geworden. Nog steeds geldt dat binnen de vrijheden die contracten bieden, het gas naar de hoogste bieder gaat. En omdat de productie van LNG nog steeds een knelpunt is en dus het aanbod op de wereldmarkt beperkt is, blijven de wereldmarktprijzen ook hoog. Maar binnen de Europese markt hoeft (vooralsnog) geen extra premie te worden betaald om het aangelande gas daadwerkelijk te bemachtigen.
In de nieuwe werkelijkheid is sinds kort de LNG versus TTF premie grotendeels verdwenen en daalde de prijzen voor LNG in Europa zelfs tot iets beneden de prijzen in Azië.
Het resterende prijsverschil kan grotendeels worden verklaard door de transportkosten, die voor Europa iets lager zijn dan voor Azië. Hoewel de toekomst per definitie onzeker is, duiden deze ontwikkelingen op een verdere integratie van de Europese gasmarkt in de wereldwijde markt voor LNG. Dat houdt in dat Europese en Aziatische gasprijzen meer dan voorheen gecorreleerd zullen zijn, met het verschil in transportkosten als belangrijke verklaring voor uiteenlopende prijzen. Hoge vraag in het ene gebied, vertaalt zich dan direct in hogere prijzen in het andere gebied en vica versa.
Steekt Duitsland binnenkort Nederland als gasnatie naar de kroon?
Duitsland zet zwaar in op LNG. Niet alleen ter vervanging van het weggevallen gas uit Rusland, maar ook om over enkele jaren bruin- en steenkool te kunnen vervangen bij de productie van elektriciteit. Die elektriciteit moet tegen 2030 voor 80% uit hernieuwbare bronnen komen, maar voor een stabiele en betrouwbare elektriciteitsvoorziening is ook regelbaar vermogen nodig. In de visie van de overheid zijn daar gascentrales voor nodig. Momenteel beschikt Duitsland over 27 GW aan gascapaciteit en in de komende jaren moet nog 21 GW aan nieuwe gascentrales worden gebouwd.
Vooralsnog gaat het bij uitbreiding van het productievermogen om aardgas, maar die brandstof kan op termijn mogelijk worden vervangen door waterstof. Bij de ontwikkeling van LNG-terminals wordt rekening gehouden met de mogelijkheid om de installaties te zijner tijd ook voor import van waterstof te kunnen gebruiken.
Bovendien willen Noorwegen en Duitsland daar een waterstofpijpleiding tussen beide landen aanleggen. Het Noorse staatsbedrijf Equinor en het Duitse RWE hebben daarbij afgesproken om in Duitsland elektriciteitscentrales te bouwen die in eerste instantie op Noors aardgas draaien. Later moeten die over gaan op zogenaamde blauwe waterstof (gemaakt van aardgas waarbij de CO2 wordt afgevangen en opgeslagen) en uiteindelijk volledig op groene waterstof draaien.
Marktprijzen
Tot voor kort was het de vrees voor vraaguitval door de massale lock-downs in China die druk zette op de olieprijzen, maar die vrees is inmiddels vervangen door de vrees voor vraaguitval vanwege de gigantische hoeveelheid coronabesmettingen in China. Na aanvankelijke daling begin december, krabbelde de prijs in de tweede week van december geleidelijk op en de prijs voor brent steeg tot 86 USD/bbl. Begin dit jaar zette zich echter een forse daling in, tot 78 USD/bbl op 4 januari.
Na een kortstondige periode met een hoge energievraag vanwege koud weer, steeg de buitentemperatuur en daalden de energieprijzen. Voor steenkool betekende dat een hele maand gestage daling, geholpen door het weer in bedrijf nemen van Franse kerncentrales. Van 260 USD/ton begin december, daalden de prijzen voor zowel leveringen op korte termijn als voor jaar-vooruit, naar pakweg 180 USD/ton begin januari.
De afnemende vraag naar steenkool heeft een overeenkomstig gevolg voor de prijzen van CO2-emsissierechten. Ook deze daalden, vooral begin januari. Echter, in de eerste helft van december zette de prijsstijging hard door, van een kleine 85 EUR/ton op 30 november tot 90 EUR/ton op 12 december. Vervolgens sloeg de richting om en ging het dus vooral begin januari hard omlaag tot 78 EUR/ton.
In lijn met de kolenprijzen vertoonden ook de elektriciteitsprijzen in december een gestage daling. Door de relatief hoge buitentemperaturen is de vraag relatief laag en door de relatief harde wind is de productie van hernieuwbare energie gestegen. Voor de middellange termijn is relevant dat Duitse kerncentrales mogelijk iets langer open blijven. De groothandelsprijzen voor basislast maand vooruit daalden van 400 EUR/MWh begin december gestaag naar een kleine 175 EUR/MWh begin januari. Komend van een iets lager niveau op zo’n 372 EUR/MWh, daalde ook het jaar-vooruit basislastcontract tot het niveau van 175 EUR/MWh.
Ook de gasprijzen toonden in december een patroon dat overeenkomt met dat van steenkool en elektriciteit: gestage daling sinds het einde van de periode met koud weer begin december. De gasopslagen in Europa zijn goed gevuld en sommige opslagen worden dezer dagen zelfs bijgevuld. (met uitzondering van de grote opslag Grijpskerk, die op last van de Nederlandse regering geschikt wordt gemaakt voor het opslaan van pseudo Groningengas waarvoor eerst het aanwezige hoogcalorisch gas aan de opslag onttrokken moet worden). De gasprijs daalde van een kleine 150 EUR/MWh voor diverse producten, tot beneden 70 EUR/MWh met de day ahead prijs als laagterecordhouder op 62,45 einde dag 4 januari. De gasprijzen blijven echter zeer volatiel waarbij fluctuaties van 5 tot 10% zonder noemenswaardige gebeurtenissen geen uitzondering zijn.