Europa koerst op een gasoverschot — wat dat betekent voor prijzen in 2025–2027
Kort samengevat: het ziet er gunstig uit voor gasprijzen in Europa. Analisten, onder wie ING-grondstoffenstrateeg Warren Patterson, verwachten dat het Europese gasmarktevenwicht de komende jaren ruimer wordt. Meer LNG-aanbod (met name uit de VS en Qatar), volle Europese gasopslagen en structureel lagere vraag drukken de prijs — al blijven er risico’s (weer, geopolitiek, storingen). Voor Nederlandse huishoudens en bedrijven vergroot dit de kans op lagere variabele én vaste tarieven richting 2026.
Inhoudsopgave
- Europa koerst op een gasoverschot — wat dat betekent voor prijzen in 2025–2027
- Waar staan we vandaag (eind september 2025)?
- Waarom spreken analisten van een komend overschot?
- Wat zeggen prijsindicatoren en vooruitzichten?
- Risico’s die dit beeld (tijdelijk) kunnen verstoren
- De Nederlandse context: wat merk jij hiervan?
- Wat betekent dit voor bedrijven?
- Scenario’s 2025–2027
- Hoe lees je het nieuws rondom gas het komende jaar?
- Conclusie: “Enorme hoeveelheid gas in aantocht” is geen loze kreet
Waar staan we vandaag (eind september 2025)?
- Opslagniveaus: Europese gasopslagen zitten comfortabel hoog voor de tijd van het jaar. Op 24 augustus stond de EU al op ~76% gevuld; sindsdien is er doorgepompt richting de start van het stookseizoen. Dat is ruim boven de EU-drempel van 75% en geeft een stevige buffer de winter in.
- Spot- en termijnprijzen: De TTF-prijs (de Europese referentie) schommelt rond €32–33/MWh (25 september). Ook de TTF-termijnprijzen voor Q4 2025 en begin 2026 handelen in die buurt — een signaal dat de markt voorlopig geen extreme krapte verwacht.
- Aanbodmix verschuift: De pijpleidingstromen uit Noorwegen blijven de ruggengraat, al drukte gepland onderhoud in eind augustus/begin september tijdelijk de leveringen; dat gaf wat opwaartse prijsdruk. Structureel blijft Noorwegen de grootste pijpleidingleverancier van Europa.
- Rusland via Oekraïne: stop: Op 1 januari 2025 is de doorvoer van Russisch pijpleidinggas via Oekraïne gestopt. De Europese markt reageerde opvallend kalm; prijzen gingen slechts beperkt omhoog dankzij volle voorraden en ruim LNG-aanbod.
- LNG-infrastructuur in de EU is opgeschaald: Nieuwe en tijdelijke terminals (zoals Eemshaven in Nederland) draaien vol mee. Eemshaven (naamplaat 8 bcm/jaar) heeft begin september nog een record neergezet en ontvangt vooral Amerikaanse LNG-ladingen.
Waarom spreken analisten van een komend overschot?
1) Een LNG-golf vanaf 2025/2026
- In de VS komen meerdere projecten in de lucht of schalen op: Plaquemines LNG (Fase 1–2), Corpus Christi Stage 3 (ramp-up vanaf 2025) en Golden Pass LNG (naar 2026 verschoven). Samen voegen ze ~5,3 Bcf/d(nominaal) toe zodra volledig operationeel — bijna +50% t.o.v. de huidige Amerikaanse exportcapaciteit. Dat is enorm voor de wereldmarkt.
- Qatar vergroot zijn capaciteit met de North Field-expansies, met eerste volumes vanaf 2026 en verdere groei richting 2027 en daarna. Analyses verwachten dat Qatar en de VS samen het gros van de extra wereldwijde LNG-groei leveren — precies in de periode dat de Europese vraag niet navenant meegroeit.
- Reuters en LSEG-schattingen schetsen zelfs een materiële wereldwijde LNG-overcapaciteit vanaf 2026, oplopend richting 2030. In zo’n omgeving staan spotprijzen doorgaans onder druk; Europa profiteert omdat het een flexibele LNG-afzetmarkt is met veel regascapaciteit.
2) Vraag in Europa blijft laag
- De IEA voorziet voor 2025 opnieuw vraagdalingen in Europa (o.a. door meer hernieuwbare elektriciteit). Na de energiecrisis is de gasintensiteit van industrie en stroomsector structureel lager; een deel van de industriële vraag is simpelweg verdwenen of vervangen door efficiëntere processen.
- Data van Bruegel en de EIA laten zien dat EU-gasverbruik sinds 2022 ruim onder het 2019–2021-gemiddelde ligt (-18% in 2023/2024) en in 2024 bleef het nog 19% onder de 2017–2021-benchmark (jan–mei). Dat is een stevige structurele knik.
- Ook in 2024 herstelde de industriële gasvraag slechts gedeeltelijk en lag eind 2024 nog ~15% onder 2019-niveau. De stroomsector draaide minder op gas dankzij extra wind en zon.
3) Meer diversificatie en minder Rusland
- De EU heeft Russisch gas razendsnel vervangen door LNG (vooral VS, oplopend marktaandeel) en alternatieve pijpleidingstromen. Rusland zakte naar <19% van alle EU-gasimporten (pijpleiding + LNG) in 2024, en de EU werkt aan verdere afbouw richting 2027. Dat reduceert geopolitieke kwetsbaarheid en stabiliseert de markt.
Wat zeggen prijsindicatoren en vooruitzichten?
- ING’s Warren Patterson karakteriseert de Europese gasmarkt voor 2025 als “cautiously bearish”: bij een normale winter eindigen we met comfortabele voorraden en zouden prijzen trendlager moeten liggen (ING-richtpunt: ~€33/MWh gemiddeld in 2025). De TTF-curve rond €32–33/MWh voor Q4 2025–Q1 2026 sluit daarbij aan.
- De IEA onderstreept dat de vraagzijde (meer hernieuwbare output, efficiëntie) en het komende LNG-aanbod de balans ruimer maken, al blijft de onzekerheidsband breed (weer, geopolitiek).
- Conclusie voor prijzen: het basisscenario is zijdelings tot dalend richting 2026, met uitschieters door weerrisico’s of storingen; structureel drukt de LNG-golf de wereldmarkt.
Risico’s die dit beeld (tijdelijk) kunnen verstoren
- Koude winter / lage windproductie
Een koude winter in Europa of weken met lage wind duwen vraag én prijzen op; bovendien vertraagt dan de opslagopbouw voor 2026. Dergelijke weereffecten waren in 2024 en 2025 al zichtbaar in de dagelijkse prijsbewegingen. - Onvoorziene aanbodschokken
Onderhoud of storingen bij Noorse velden en verwerkingsplants, of LNG-exportstops (VS, Qatar, Australië) kunnen het spotaanbod krapper maken en prijzen piekken. De Noorse onderhoudsperiode in augustus/september 2025 drukte leveringen met wel ~1/3; dat werkte direct door in TTF. - Geopolitiek en sancties
Nieuwe sancties of een EU-ban op Russisch LNG (besproken richting 2027) veranderen de Europese aanbodsbalans. De markt rekent nu vooral op VS en Midden-Oosten als vervangers; vertragingen in projecten kunnen de verwachte overschotfase uitstellen. - Concurrerende vraag uit Azië
Wanneer Azië (m.n. China, India) harder groeit dan gedacht, kunnen LNG-ladingen wegtrekken van Europa — en stijgt de Europese prijs. Voor nu wijzen sommige signalen juist op zwakkere Aziatische LNG-invoer in 2025, maar dat is conjunctuurgevoelig.
De Nederlandse context: wat merk jij hiervan?
1) Contractkeuze (vast vs. variabel vs. dynamisch)
- Variabel/dynamisch: wie meebeweegt met de markt pikt prijsdalingen doorgaans snel op. In een ruimer marktklimaat (2025–2026) levert dat vaak voordeel op, maar reken op volatiliteit bij winterpieken of storingen.
- Vast: wil je zekerheid en rust in je budget, dan kan een 1–3-jarig vast contract interessant zijn als aanbieders de dalende markt in hun tarieven verwerken. Historisch geldt: vaste tarieven lopen achter op marktbewegingen; timing loont.
- Tip: vergelijk het vaste all-in tarief met je gemiddelde variabele/dynamische kosten van de afgelopen maanden. Zakt de TTF-curve verder (zoals nu rond €32–33/MWh voor komende winter), dan is afwachten of kort vastzetten logisch — tenzij je risico-avers bent (dan kies je eerder vast).
2) Belang van verbruik en efficiëntie
Zelfs bij lagere groothandelsprijzen blijft je eindfactuur afhangen van verbruik, energiebelasting/netwerktarieven en eventuele vastrecht. Je bespaart het snelst met:
- Isolatie (spouw, vloer, dak),
- Laagtemperatuurverwarming en (hybride) warmtepomp,
- Slimme thermostaat/zoneregeling,
- Douche- en tapwaterbesparing.
Ook als gas goedkoper wordt, verdienen zulke maatregelen zich doorgaans blijvend terug.
3) Leveringszekerheid
Dat Groningen definitief dicht is sinds 1 oktober 2023, vergrootte de noodzaak om import en LNG-capaciteit te verhogen; die infrastructuur staat er nu en draait. De recente records in Eemshaven bevestigen dat de Nederlandse aanvoer- en doorvoerfunctie stevig is.
Wat betekent dit voor bedrijven?
- Hedgebeleid: De termijncurve is relatief vlak. Voor energie-intensieve bedrijven kan een gedoseerde hedge-aanpak (b.v. kwartalen 2026 in tranches) interessant zijn om van het ruimer wordende aanbod te profiteren en piekrisico’s af te dekken.
- Flexibiliteit: Overweeg demand response (lastschakeling) en procesflexibiliteit, zodat je piekuren kunt mijden. Dat drukt je profielkosten en vermindert afhankelijkheid van dure piekinkoop.
- Elektrificatie: De trend naar minder gas en meer elektrificatie (in combinatie met PPA’s, on-site zon/wind en e-boilers/warmtepompen) versnelt. Dit verkleint je blootstelling aan gasschokken structureel en sluit aan bij CO₂-doelen.
Scenario’s 2025–2027
Basisscenario: matige daling en rustiger markt (kansrijk)
- Aanbod: LNG-capaciteit in de VS loopt op (Plaquemines, Corpus Christi), Qatar start extra volumes op in 2026/27.
- Vraag: Europa blijft efficiënter, met langzaam herstellende industrie maar onder historisch niveau; stroomsector draait relatief minder op gas bij normaal weer.
- Prijs: TTF gemiddeld laag-30’s €/MWh in 2025–2026, mogelijk hoog-20’s tot laag-30’s bij zachte winters en doorrollende LNG-golf.
Opwaarts prijsrisico: kou + storingen + geopolitiek
- Koude winter, Noorse issues, LNG-uitval, of sancties die aanbod beperken, kunnen TTF tijdelijk richting €40–50/MWh duwen. Zulke spikes waren in 2024/2025 meermalen zichtbaar, maar hielden niet lang stand door hoge opslag en snelle LNG-rerouting.
Neerwaarts prijsrisico: diep overschot
- Vlottere-dan-verwachte LNG-ramp-ups + milde winter + zwakke Aziatische vraag = extra prijsdruk. In zo’n scenario kan TTF onder €30/MWh zakken in schoudermaanden.
Hoe lees je het nieuws rondom gas het komende jaar?
Let op vijf signaalmeters:
- EU-opslag (dagelijks/wekelijkse cijfers, GIE): elk procentpunt extra geeft prijsdempend effect. S&P Global
- Noorse onderhoudskalender (Gassco-updates): beperkingen → premium op TTF.
- LNG-projectnieuws (VS/Qatar): mijlpalen bij Plaquemines/Corpus/Golden Pass en North Field zijn bearish voor prijzen.
- Aziatische spotvraag (JKM): sterke Aziatische vraag trekt ladingen weg van Europa → bullish TTF. (Inverse geldt ook.)
- EU-beleid en sancties: een pad naar ban op Russisch LNG tegen 2027 kan flows herschikken; timing en uitwerking bepalen het prijseffect.
Conclusie: “Enorme hoeveelheid gas in aantocht” is geen loze kreet
De kern van het verhaal: aanbod groeit (VS, Qatar), vraag in Europa is structureel gedempt, opslag is hoog en de infrastructuur om LNG snel te ontvangen is sterk uitgebreid. In deze context is het logisch dat een strateeg als Warren Patterson (ING) uitgaat van dalende of in elk geval rustigere gasprijzen in 2025 en 2026, met meer neerwaartse dan opwaartse structurele druk. Voor consumenten en bedrijven betekent dit betere kansen bij contracten en hedges — mits je piekrisico’s blijft managen.
Praktisch advies:
- Huishoudens: zit je variabel/dynamisch, houd het voorlopig zo als je tegen risico kunt; wil je rust, kijk naar 1–2 jaar vast wanneer aanbiedingen de curve benaderen.
- MKB/industrie: spreid je hedges, bouw flexibiliteit in (demand response), en versnel waar mogelijk elektrificatie— zo profiteer je van een ruimere gasmarkt zonder je bloot te stellen aan de resterende piek-schokken.
De kans is reëel dat 2026 het jaar wordt waarin de LNG-golf het verschil maakt — en dat zal je energienota merken.
