Analyse negatieve stroomprijzen door overaanbod zon- en windenergie met mogelijke oplossingen.

Er wordt veel wind- en zonne-energie opgewekt. Zo veel zelfs dat de marktstroomprijs steeds vaker overdag negatief is bij overaanbod. Hierdoor worden steeds meer opwekinstallaties teruggeschakeld. Op deze momenten overstijgt de opwek van duurzame energie de vraag, met onvoldoende mogelijkheid om het stroomoverschot te exporteren naar de buurlanden.

Om negatieve effecten tegen te gaan, zoeken ontwikkelaars naar oplossingen zoals hybride projecten (zonnepanelen gecombineerd met batterijen of windenergie) en het aanpassen van stroomafnamecontracten (PPA’s). Toch blijft het opschalen van flexibiliteit – vooral via batterijopslag – cruciaal om de prijsschommelingen te dempen.

De mismatch tussen de groeiende intermitterende productie en de geplande flexibiliteitsmaatregelen door middel van opslag ondersteunt de verwachting dat negatieve prijzen zullen blijven aanhouden en mogelijk nog zullen toenemen in de tweede helft van dit decennium.

Lees verder voor meer inzicht en achtergrond, een vooruitblik en mogelijke oplossingen hoe om te gaan met de negatieve stroomprijs voor uw zon- of windinstallatie:

• Ontwikkeling negatieve prijzen onbalans & EPEX 2025
• Dunkelflaute
• Elektriciteitsproductie en hernieuwbare energie in 2025
• Ontwikkeling negatieve prijzen onbalans & EPEX 2024
• Elektriciteitsproductie en hernieuwbare energie in 2024
• Vooruitblik negatieve prijzen 2024-2026
• Europese ontwikkelingen: negatieve prijzen & supergrid
• Oplossingen voor negatieve prijzen
• Jaaroverzicht 2023 negatieve prijzen onbalansmarkt
• Hernieuwbare energie Nederland 2023
• Terugblik negatieve prijzen vanaf 2019 
• Advies COMCAM

Ontwikkeling negatieve prijzen onbalans & EPEX 2025

Onbalansmarkt

De onbalanshandel speelt in op real time behoeften en fluctuaties in het elektriciteitsnet. Onbalans staat voor het verschil dat ontstaat tussen de voorspelde en de werkelijke vraag en aanbod op het elektriciteitsnet. Dit verschil kan worden veroorzaakt door onverwachte veranderingen in het weer, storingen in energiecentrales of plotselinge veranderingen in de opwek van hernieuwbare energie of in het verbruik.

Netbeheerders moeten deze onbalans snel corrigeren om te zorgen dat het elektriciteitsnet stabiel blijft. De prijzen op deze markt kunnen sterk fluctueren, afhankelijk van het tekort of overschot aan elektriciteit.  Door de verdere groei in de hoeveelheid opgewekte hernieuwbare energie en de elektrificatie van transport en bedrijfsprocessen wordt verwacht dat de komende tien jaar de onbalans toe zal nemen.

Update onbalansmarkt publicatie balansdelta terug naar 2 minuten vertraging vanaf juli

Om de stabiliteit van het elektriciteitsnet te optimaliseren, draait TenneT de extra publicatievertraging van de balansdelta terug. In juli is de vertraging van de data op de onbalansmarkt teruggezet van 5 naar 2 minuten. Daarnaast wordt het detailniveau van de balansdelta verhoogd. De prijzen worden per 12 seconde gepubliceerd. De verwachting is dat partijen dan sneller kunnen schakelen. Dat verkleint de kans op een overreactie en zal daarmee het aantal kwartieren met regeltoestand 2 gaan reduceren.

Waarom deze wijziging?

Omdat de markt steeds dynamischer wordt. Meer volatiliteit, meer risico – maar ook meer kansen voor wie hier slim en snel op kan inspelen.

Door de toename van duurzame hernieuwbare energiebronnen is de volatiliteit in de onbalansmarkt toegenomen, met als resultaat extremere onbalansprijzen. Dit maakt passief mee-regelen, met opzet onbalans veroorzaken om te profiteren van de onbalansprijzen zonder door TenneT te zijn afgeroepen, steeds interessanter.

Het probleem van passief mee-regelen is als het aangeboden vermogen groter is, dat het vermogen de onbalans veroorzaakt. Als dit gebeurt, slaat de balans door in de andere richting, van op- naar afregelen of andersom.

Het gebeurt steeds vaker dat TenneT binnen een kwartier op- en af moet regelen om de balans te handhaven. Dit leidt tot regeltoestand 2. Dan wordt de onbalans tweezijdig geprijsd, een prijs voor afregelen en een prijs voor opregelen i.p.v. dezelfde prijs voor op- en afregelen. Alle partijen die onbalans veroorzaken in regeltoestand 2 krijgen dan een slechte prijs.

In 2025 is regeltoestand 2 op de Nederlandse onbalansmarkt opvallend vaak voorgekomen. Het aandeel hiervan steeg van 20,7% in januari naar 31,8% in juni dit jaar. Na een daling naar 24-26% in juli en augustus is het aandeel gestegen naar 31,4% in november.

Meer volatiliteit, meer risico – maar ook meer kansen voor wie hier slim en snel op kan inspelen. Lees in dit artikel hoe de snellere onbalansdata en fijnmazigere prijsinformatie van Tennet impact hebben op uw energiepositie – en hoe u hier strategisch op kunt reageren

Het aandeel was in 2024 al gestegen naar gemiddeld 17%, meer dan een verdubbeling ten opzichte van 2023 met 8% procent. Dit toont de toenemende dynamiek in de balans tussen vraag en aanbod.

Negatieve prijsuren 2025

Op de onbalansmarkt waren er 1.532 negatieve prijsuren tot en met november 2025. Dit zijn er 434 minder dan in dezelfde periode in 2024. Op 25 september om 18:15 uur werd gedurende één kwartier een uitzonderlijk hoge prijs van € 5.500 per MWh genoteerd. De balans tussen vraag en aanbod was op dat moment sterk verstoord. Na drie kwartieren met extreem hoge prijzen kwam de situatie weer onder controle en normaliseerde de marktprijs weer.

TenneT verkort de onbalansmarktvertraging in juli en verhoogt de prijsresolutie

In juli heeft TenneT een grote verandering uitgevoerd in de manier waarop realtime onbalansinformatie wordt gedeeld. De publicatietermijn van het onbalans signaal (“balansdelta”) is teruggebracht van 5 naar 2 minuten. Hierdoor krijgen marktpartijen bijna realtime inzicht in de systeemstatus en indicatieve prijzen, waardoor sneller kan worden gereageerd. En dat is niet alles: de prijsresolutie is van 1 minuut naar elke 12 seconden gegaan.

Waarom? Omdat de markt steeds dynamischer wordt. In 2025 is het aantal kwartieren met regeltoestand 2 al gestegen naar 31,8% in juni. Na een aantal maanden rond 35% en 36% deelde het percentage naar In november naar 31,4% in november. Meer volatiliteit, meer risico – maar ook meer kansen voor wie hier slim en snel op kan inspelen.

In 2024 waren er in totaal 2.145 negatieve uren op de onbalansmarkt.

Lees hier meer over slim reageren op onbalansprijzen, hoe het werkt en wat het voor uw bedrijf kan doen.

EPEX-markt (day-ahead)

De day-aheadprijzen zijn een voorspelling van de elektriciteitsprijzen voor de volgende dag. De EPEX spotmarkt omarmt vanaf maart volop de zon.

Tot en met november zijn er 583 negatieve prijsuren, t.o.v. 454 uur in dezelfde periode in 2024. Voor het eerst sinds februari van dit jaar waren er in november geen negatieve prijzen. Het koude en donkere weer in november zorgde op bepaalde dagen voor minder hernieuwbare elektriciteit.

Het recordaantal van totaal 458 uur in 2024 is dit jaar overtroffen. De verwachting eind dit jaar zal rond de 600 negatieve prijsuren zijn, afhankelijk van het weer, ontwikkelingen in gasprijzen en biedstrategieën in de laatste maand van 2025.

Vanaf 1 oktober 2025 day-ahead-kwartierprijzen

Vanaf 1 oktober breekt een nieuw tijdperk aan voor de EPEX Day Ahead-markt. Waar tot nu toe op uurniveau (H) werd gehandeld, vindt de handel voortaan plaats in blokken van 15 minuten (QH).

Deze wijziging stelt marktpartijen in staat om sneller en nauwkeuriger te reageren op de sterk fluctuerende elektriciteitsvraag, met name tijdens de ochtend- en avondpieken. Hierdoor wordt het mogelijk om efficiënter in te spelen op de dynamiek van het energiesysteem.

De eerste dagen met kwartierprijzen laten direct een aantal opvallende trends zien:

• Grotere prijsschommelingen, met lagere minima en hogere pieken
• Toegenomen spreads, soms meer dan € 30 per MWh
• Meer volatiliteit, met uitslagen boven de 10%
• Extra kansen voor batterijen, met een potentieel van circa €7.300 per MW per jaar

Maar… de grote vragen blijven:

• Verschuift het risico van de onbalansmarkt naar de day-aheadmarkt?
• Gaan batterijen hun strategie en focus aanpassen?
• Hoe ontwikkelen de ‘gekartelde’ kwartierprijsstructuren zich verder?

Analyse seizoens- en dagpatronen januari t/m juli 2025

Ooit afgevraagd hoe zon en wind de uurlijkse stroomprijzen beïnvloeden gedurende de dag en door de seizoenen heen? Nu juli voorbij is, is het het perfecte moment om deze seizoensdynamiek te verkennen en waardevolle inzichten te ontdekken.

We hebben besloten de gemiddelde uurlijkse day-ahead stroomprijzen per maand te visualiseren om seizoens- en intra-dagpatronen te analyseren. Wat eruit kwam, was een verrassend elegant en inzichtelijk beeld van de markt:

A: Winterse Winddip (lage prijzen in vroege uren – jan-feb). Hoge windproductie in de wintermaanden duwde de prijzen omlaag tijdens de nacht en vroege ochtend.

B: Schemeruren (vraagpieken). Vroege ochtenden en avonden tonen consequent hogere prijzen, wat de op- en afschakeling van vraag tijdens zonsopgang en zonsondergang weerspiegelt. In de winter worden deze pieken scherper door kortere dagen.

C: Zomerse Zonnedip (middag – mrt-aug). Van lente tot zomer is er een duidelijke prijsdaling tussen 12:00–14:00 uur, de ‘zonnebuik’, veroorzaakt door een overvloed aan PV-productie.

D: Duurste Uur: 18:00 uur in februari toont de hoogste gemiddelde prijs van € 172 MWh, waarschijnlijk door hoge verwarmingsvraag en geen zonne-invoer.

E: Laagste Prijs: 13:00 uur in mei laat de laagste gemiddelde prijs zien, dankzij hoge zonne-output en gematigde vraag.

Deze tijdsgebonden prijsgranulariteit is van onschatbare waarde voor handelaren en voorspellers. Voor batterij-operators zijn er duidelijke kansen zichtbaar: laden tijdens de middagdips en ontladen tijdens de schemerpieken.

Vanaf 1 oktober 2025 zullen de EPEX stroomprijzen niet meer per uur, maar per 15 minuten worden vastgesteld. Hierdoor zal er een nog betere afstemming komen tussen vraag en aanbod van flexibele assets bij fluctuaties van o.a. zon- en windproductie. Dit kan leiden tot nog betere voorspellingen, minder afwijkingen tussen productie en verbruik en minder noodzaak voor correcties op de onbalansmarkt.

Lees hier meer over de wijzigingen in de Europese EPEX-SPOT markten in 2025.

Elk jaar begint het aantal negatieve prijzen eerder in het jaar toe te nemen. In 2025 was het iets later dan vorig jaar door o.a. de dunkelflaute periode de afgelopen periode. Lees hier meer over verderop in dit artikel.

Door de groeiende capaciteit van zon aan opgesteld vermogen zal er dit jaar wederom een jaarrecord aan negatieve uurprijzen gevestigd gaan worden in Nederland en andere Europese landen. Voor Nederland wordt dit jaar verwacht dat het aantal negatieve prijsuren uit zal komen 650 of 700.

In 2024 waren er in totaal 458 negatieve uren op de EPEX markt.

Dunkelflaute

In de eerste maanden van 2025 heeft Europa te maken gehad met meerdere periodes van ‘dunkelflaute’, gekenmerkt door lage wind- en zonne-energieproductie. Deze periodes traden vooral op in januari en februari en duurden doorgaans enkele dagen tot weken. Tijdens deze periode is er sprake van koud, bewolkt en windstil weer, wat leid tot een verhoogde vraag naar gas en elektriciteit.

Als de dunkelflaute toeslaat, stijgen de energieprijzen met de volgende gevolgen:

– grotere afhankelijkheid van gasgestookte centrales verhoogt de kosten

– de stabiliteit van het elektriciteitsnet komt onder druk te staan

– marktvolatiliteit zet afnemers onder druk.

Deze omstandigheden benadrukken de noodzaak voor flexibele energieoplossingen en betrouwbare back-upsystemen om de stabiliteit van het elektriciteitsnet te waarborgen tijdens periodes van lage hernieuwbare energieproductie.

Over het algemeen komen dunkelflaute-evenementen in Europa 2 tot 10 keer per jaar voor. Voornamelijk tussen oktober en februari, met een totale duur van 50 tot 150 uur per jaar. Individuele gebeurtenissen duren meestal minder dan 24 uur. Langere periodes van meer dan twee dagen komen ongeveer eens in de vijf jaar voor.

Elektriciteitsproductie en hernieuwbare energie in 2025

Q3 2025

Sterke groei duurzame energieproductie, maar beperkt aandeel in opwekmix

In het derde kwartaal van 2025 is de productie van duurzame energie met 26% gestegen ten opzichte van dezelfde periode in 2024. Toch bleef de groei van het aandeel duurzame stroom in de totale opwekmix beperkt. Dit kwam doordat fossiele centrales op volle kracht draaiden en er tegelijkertijd regelmatig werd afgeschakeld. Dat blijkt uit de nieuwste kwartaalcijfers van Energieopwek.nl.

De productie van duurzame energie kende de afgelopen maanden flinke schommelingen. September was aanzienlijk windrijker dan vorig jaar, terwijl juli en augustus qua wind vergelijkbaar waren. Deze zomermaanden waren wel zonniger, wat leidde tot een stijging van circa 15% in zonne-energieproductie. Tegelijkertijd steeg de hoeveelheid afgeschakelde zonnestroom met maar liefst 70%. De combinatie van toenemende vraag en wisselend aanbod stelt de energiemarkt voor nieuwe uitdagingen.

Aircopiek drijft prijzen op

Een opvallend verschijnsel deze zomer was de zogeheten aircopiek. Tijdens warme avonden draaiden airco’s op volle toeren, terwijl de beschikbaarheid van zonne- en windenergie juist laag was. Hierdoor moesten fossiele centrales bijspringen, wat direct zichtbaar was in de sterk stijgende energieprijzen.

Opslag steeds belangrijker

Deze ontwikkelingen onderstrepen opnieuw het belang van energieopslag. Op momenten dat fossiele centrales moesten bijspringen, stonden hier andere periodes met een overschot aan duurzame stroom tegenover. Dit leidde tot een toename in het afschakelen van zonnepanelen en windmolens. De hoeveelheid duurzame energie die hierdoor niet werd benut, steeg met 70% ten opzichte van vorig jaar: van 4 PJ naar 9,5 PJ.

De productie van zonnestroom is in juni naar nieuwe recordhoogte gestegen. Uit cijfers van EnergieOpwek.nl blijkt dat Nederland op 21 juni een recordhoeveelheid stroom met zonnepanelen opwekte.

De productie had echter nog hoger kunnen uitvallen als zonnepanelen niet afgeschakeld hoefden te worden en de overtollige zonne-energie tijdelijk was opgeslagen om later alsnog gebruikt te worden.

Zonnepanelen voor het eerst de grootste stroombron van Europa

Ook in andere Europese landen steeg in juni de zonneproductie tot een recordhoogte van 22,1%. Voor het eerst in de geschiedenis is zonne-energie de grootste Europese elektriciteitsbron. Het resultaat van zonnig weer met de jaarlijkse uitbreiding van zonnepaneelinstallaties.

Q2 2025

In het tweede kwartaal was ruim tweederde van alle opgewekte elektriciteit in Nederland groen, een record. Toch werd veel wind- en zonne-energie niet benut. Ondanks een grote toename in het aantal afschakelen van zon- en wind, groeide het percentage hernieuwbare stroom toch dit kwartaal.

Als overschotten op die momenten niet opgeslagen of naar het buitenland getransporteerd kunnen worden, schakelen producenten hun wind- en zonneparken af (curtailment), omdat er niets aan te verdienen valt. Zonder curtailment hadden wind- en zonneparken nog 8 procent meer elektriciteit op kunnen wekken. Dan was het aandeel groene stroom het afgelopen kwartaal uitgekomen op 69,2%.

Door het zonnige voorjaar met af en toe ook veel wind groeide de productie van hernieuwbare energie in Nederland met 13% vergeleken met het tweede kwartaal van 2024. Zonnepanelen produceerden 30% meer stroom, windturbines 13%.

Q1 2025

De eerste drie maanden van 2025 groeide de productie van hernieuwbare energie 9%. De zonnige maand maart, een grotere bijdrage van warmtepompen, het bijstoken van biomassa en een andere rekenmethode voor bio-olie zorgden voor deze stijging. In vergelijking met het eerste kwartaal vorig jaar was de windproductie 25% lager. Vorig jaar waaide het aanmerkelijk meer. De bescheiden groei aan opgesteld vermogen op zee op land kon de windluwte dit kwartaal niet compenseren.

De groeiende hoeveelheid zonnestroom zorgde opnieuw voor pieken in het aanbod van hernieuwbare energie. Tijdens werkdagen was er met name rond de middag zoveel aanbod dat de stroomprijzen negatief werden en wind- en zonneparken werden afgeschakeld (curtailment). Hierdoor werd dit kwartaal voor 0,4 terawatt aan elektriciteit minder opgewekt dan had gekund.

Op 30 maart werd de meeste gecombineerde zonne- en windenergie opgewekt, met een totale productie van iets meer dan 300 GWh.

Als wind- en zonneparken niet waren afgeschakeld, dan was het aandeel van groene stroom in het eerste kwartwaal op 50% uitgekomen dit jaar.

Ontwikkeling negatieve prijzen onbalans & EPEX 2024

Onbalansmarkt

Op de onbalansmarkt waren er 2.145 negatieve prijsuren in 2024. Dat is een stijging van 440 uur t.o.v. 2023. In 2024 was er veel volatiliteit wat resulteerde in meer extreem goedkope uren als ook meer extreem dure uren dan eerdere jaren.

In november waren er slechts 89,5 negatieve prijsuren, het laagste aantal uren per maand dit jaar. Deze maand had Nederland te maken met een periode van weinig zon en wind, ook wel bekend als een “dunkelflaute“. Door deze lage productie van zonne- en windenergie was er een grotere afhankelijkheid van fossiele brandstoffen. TenneT moest meer noodvermogen inzetten om het net stabiel te houden. De onbalansprijzen waren hierdoor deze maand hoger dan normaal.

Door de tijdelijke vertraging van de onbalansdata verwacht Tennet minder schommelingen op het stroomnet. Deze tijdelijke regeling is van 3 december 2024 tot 3 juni 2025.

In 2023 waren er in totaal 1.705 negatieve uren op de onbalansmarkt.

EPEX-markt (day-ahead)

De day-aheadprijzen zijn een voorspelling van de elektriciteitsprijzen voor de volgende dag. In 2024 waren er in totaal 458 negatieve prijsuren op de day-ahead markt. Een stijging van 144 uur t.o.v. 2023.

In 2023 waren er in totaal 314 negatieve uren op de EPEX markt.

De negatieve prijzen in 2024 zijn gemiddeld wel minder negatief dan voorgaande jaren.

Afschakelen bij negatieve prijzen

Op negatieve prijsmomenten en bij nul prijzen worden steeds meer opwekinstallaties teruggeschakeld door overaanbod en netcongestie. De totale hoeveelheid afgeschakelde elektriciteit wordt voor 2024 geschat op ruim 3 terawattuur, 3 keer zoveel als in 2023.

De hoeveelheid afgeschakeld productievermogen wordt naar verwachting alleen maar meer. Dit komt doordat er veel wind- en zonvermogen bij komt de komende jaren. De stroomvraag zal naar verwachting minder snel groeien. Lees hier meer over.

Vanaf 2025 zal de EPEX gaan werken met  kwartierprijzen in  plaats van uurprijzen. Wat betekent dit?

Elektriciteitsproductie en hernieuwbare energie in 2024

Primeur 2024: meer dan de helft groene stroom

Van alle geproduceerde stroom was 54,2% groen in 2024. Het aandeel had 56,5% kunnen zijn zonder het uitzetten van windmolens en zonnepanelen. De totale hoeveelheid afschakelde elektriciteit wordt voor 2024 geschat op ruim 3 terawattuur, 3 keer zoveel als in 2023. Als al deze overschotten waren opgeslagen voor later gebruik, zou volgens gegevens van Energieopwek nog eens 250 miljoen kubieke meter aardgas bespaard zijn.

De groei over heel 2024 was 11%. Vooral de elektriciteitsproductie uit windmolens (+14 procent) en zonnepanelen (+15 procent) droegen hier aan bij. Belangrijkste reden hiervoor is dat er 2 zonneparken op zee in productie bijkwamen en het aantal geïnstalleerde zonnepanelen doorgroeide.

In 2024 leverden zonnepanelen 20,5% van alle benodigde stroom, windmolens op land 14,9%, windmolens op zee 12,6% procent en biomassa 6,1%.

In 8 van de 12 maanden lag de productie van groene stroom boven de 50%. April was de beste maand met ruim 68%. De windstille en grauwe novembermaand was de slechtste maand met 38% procent. Dit was ook de enige periode dat de productie van hernieuwbare energie iets daalde in vergelijking met dezelfde maand vorig jaar.

Kolen en gas steeds minder nodig om elektriciteit mee op te wekken

De productie van elektriciteit door de verbranding van kolen en aardgas is de afgelopen vijf jaar met bijna 40% afgenomen. Eind 2024 was er minder wind en zon, waardoor wat meer moest worden bijgestookt uit fossiele bronnen.

Het gebruik van fossiele brandstof zoals kolen en aardgas om elektriciteit mee op te wekken neemt sinds 2019 af. Dat zorgt voor minder uitstoot van broeikasgassen. In 2024 gaat het om een afname van de elektriciteitsproductie van 5% als het om kolen gaat, en 4% als het om gas gaat. Die afname is wat minder groot dan in voorgaande jaren.

Duurzame bronnen zoals zon, wind en biomassa waren goed voor ongeveer de helft van de elektriciteitsproductie, 10% meer dan in 2023. In de zonnige maanden mei tot en met augustus was de zon goed voor ongeveer een derde van de totale elektriciteitsproductie. In de wintermaanden kwam ruim een derde van de geproduceerde energie uit windenergie. De sterke toename van duurzame energie komt onder meer door de ontwikkeling van gasprijzen. Sinds de Russische inval in Oekraïne zijn de energieprijzen sterk gestegen en wordt een duurzaam alternatief nog aantrekkelijker.

De snelle opkomst van zonne- en windenergie, vooral op zee, zet de komende jaren door. Dat zorgt voor steeds meer volatiliteit, zowel op de day-ahead en intraday prijzen als op de onbalansprijzen.

Import en export van elektriciteit en gas 2024

Nederland importeert en exporteert elektriciteit met de buurlanden en exporteerde in 2024 netto ongeveer 4.200 GWh. Het grootste gedeelte werd geëxporteerd naar België. Het Verenigd Koninkrijk was ook netto-importeur via de BritNed-kabel. De geïmporteerde elektriciteit kwam hoofdzakelijk uit Noorwegen en Denemarken.

Gasconsumptie 2024
De gasvraag is ongeveer 25% lager vergeleken met het gemiddelde gasverbruik van vóór de energiecrisis (gedurende de jaren 2019 t/m 2021),net als in 2023.

In onderstaande grafiek is het gasverbruik uitgesplitst naar industriële gasverbruikers, gasgestookte elektriciteitscentrales en de lokale gasdistributie naar kleine bedrijven en de huishoudens. De grootste afname is te zien bij de elektriciteitscentrales, veroorzaakt door het groeiende aandeel van hernieuwbare energieopwek. Bij de kleine bedrijven en huishoudens is het gasverbruik door besparingen en elektrificatie (het proces van het vervangen van niet-elektrische systemen en apparaten door elektrische varianten) met ongeveer 25% gedaald. De industriële gasvraag is iets meer dan 20% gedaald.

Import en export van gas
Omdat de gasproductie uit het Groninger gasveld is gestopt, is Nederland afhankelijk geworden van de import van gas. Maar daarnaast speelt Nederland ook een grote rol in de gasrotonde van Europa. De gasrotonde is een op elkaar afgestemd geheel van gasinfrastructuur voor transport, opslag en doorvoer van gas. In onderstaande grafiek geeft de import en export van gas in 2024 aan. De importen kwamen hoofdzakelijk uit Noorwegen en via de LNG-terminals. Een LNG-terminal is een fabriek die vloeibaar aardgas dat per schip naar de Eemshaven komt, omzet naar gasvormig aardgas. De export van gas ging voornamelijk naar Duitsland. 

Vooruitblik negatieve prijzen 2024-2026

Het aantal negatieve uren zal verder toenemen door verdere groei van duurzame energie, een hogere elektriciteitsvraag door elektrificatie en de uitfasering van meer flexibele energiecentrales.

De komende jaren zullen negatieve uren mogelijk verdrie- tot vervijfvoudingen is de verwachting. Tijdens de piekuren vooral door veel opwek van zon in die uren en in de daluren door opwek van wind en lagere vraag.

Negatieve prijzen zullen blijven zorgen voor meer volatiliteit, zowel op de day-ahead, intraday als op de onbalansmarkt. 

Toenemende vraag door elektrificatie tezamen met meer inzet van energieopslag in batterij en via elektrolyse zal een dempend effect hebben op het aantal negatieve uren. Beide technologieën kunnen namelijk flexibel worden ingezet juist op de momenten met een overaanbod van wind en zon.

Europese ontwikkelingen: negatieve prijzen & supergrid

In steeds meer Europese landen zien we een toename in negatieve elektriciteitsprijzen, als gevolg van de grootschalige stimulans voor groene energie in de regio. Deze verschuiving wordt aangewakkerd door een overvloed aan aanbod, het resultaat van aanzienlijke investeringen in groene infrastructuur, zoals zonnepanelen en windturbines.

Bron: Montel

Ondanks de groeitrend hadden de meeste Europese markten in 2024 minder dan 5% van de tijd negatieve elektriciteitsprijzen.

In 2023 heeft Europa een recordaantal nieuwe zonnepanelen geïnstalleerd, met als doel de afhankelijkheid van aardgas te verminderen. Deze stap volgde op de stijging van de aardgasprijzen in 2022, toen de toevoer werd onderbroken door Rusland. Het aantal negatieve uren zal blijven stijgen als gevolg van de verdere groei van hernieuwbare energie, de toegenomen vraag naar elektriciteit door elektrificatie en de uitfasering van flexibelere elektriciteitscentrales.

Tegen 2026 kan het aantal negatieve uren verdrievoudigen ten opzichte van 2023. Tijdens piekuren wordt deze stijging voornamelijk veroorzaakt door overvloedige opwekking van zonne-energie, terwijl tijdens daluren windopwekking en verminderde vraag een rol spelen.

Hieronder het aantal negatieve uren in 2023 per land op de day-ahead (EPEX) met de voornaamste oorzaak.

In steeds meer Europese landen overvol stroomnet

Het stroomnet raakt overvol in steeds meer Europese landen. Netbeheerders slagen er niet in wind- en zonneparken aan te sluiten op het stroomnet. Bedrijven die een aansluiting aanvragen belanden vaak op lange wachtlijsten. Lees hier meer.

Europees super grid

Het synchrone elektriciteitsnet van continentaal Europa is het grootste ter wereld. Het bedient meer dan 400 miljoen klanten in 24 landen. De Europese Commissie streeft naar een geïntegreerd Europees elektriciteitsnet dat hernieuwbare energiebronnen integreert, elektrificatie ondersteunt en de energiezekerheid vergroot. Er zal een regelgevend kader komen dat het Europese elektriciteitsnet hiervoor klaar moet maken. Alle grensoverschrijdende – van planmatige tot juridische – knelpunten zullen in kaart worden gebracht. De Europese Investeringsbank zal extra financiële middelen beschikbaar stellen voor dit toekomstbestendig energiesysteem, het EU-supergrid.

Hieronder een overzicht van de elektriciteitsstromen tussen de verschillende Europese landen in 2023.

Bronnen: CBS, Change.inc, EEX, Engie, Energieopwek.nl, ICIS Analytics, Nationaal Energie Dashboard, Montel, Solar Magazine, Stratergy, Tennet, Tweakers.

Oplossingen voor negatieve prijzen

Doordat kleinverbruikers voorlopig nog gebruik kunnen maken van de salderingsregeling, heeft een negatieve stroomprijs nog geen gevolgen. Echter, ondernemers met een grootverbruikaansluiting die stroom terugleveren op momenten met een negatieve stroomprijs, moeten hiervoor betalen.

Mogelijke oplossingen in deze situatie om slimmer om te gaan met overaanbod kunnen zijn:

Let op: bij de subsidieregeling SDE+(+) wordt er geen subsidie uitgekeerd voor de uren dat er niet wordt geproduceerd. Ook zijn er dan geen garanties van oorsprong (GvO’s) die kunnen worden verkocht aan afnemers die groene elektriciteit willen.

Bij een aan aaneengesloten periode van 6 uren of langer met een negatieve prijs wordt er sowieso geen subsidie en geen GvO’s uitgekeerd.

Jaaroverzicht 2023 negatieve prijzen onbalansmarkt

Hieronder een overzicht van de verrekenprijzen op de onbalansmarkt in 2023 per MWh. De genoemde prijzen zijn kale prijzen, dus exclusief opslag of afslag van de leverancier.

Jaaroverzicht 2023 over negatieve stroomprijzen

Een nieuwe prijsrecord van – € 1.449 per MWh naar € 1.852 per MWh op de onbalansmarkt door veel windvariatie. Dit was in de week van 27 oktober t/m 2 november.

In juli en augustus waren geen topmaanden door veel bewolking en neerslag. Hierdoor minder uren met negatieve prijzen.
Op zondag 2 juli het eerste dieptepunt in 2023 met een prijs van – € 500 per MWh. Op deze zondag was de prijs negatief vijftien uur opeenvolgend. Een nieuw record sinds april 2020.

Andere records in juli: de stroomprijs bleef drie uur lang op – € 500 per MWh en voor het eerst een negatieve uurprijs tussen 18.00 en 19.00 uur ‘s.

In juni was er 140 uur overschot aan stroom. Toch hoefden zonnepanelen of windturbines niet altijd afgeschakeld te worden, omdat er op die momenten ook veel elektriciteit naar de buurlanden werd geëxporteerd. Hierdoor bleven de negatieve stroomprijzen in Nederland die ontstonden beperkt.

Mei was een recordmaand. Op Pinksterzondag was ’s middags zelfs in vrijwel geheel Noordwest-Europa sprake van negatieve stroomprijzen, van Finland tot Frankrijk. Uitzondering was Engeland. Ook daar worden zon en wind de komende jaren volop uitgebreid.

Negatieve stroomprijzen komen traditioneel het vaakst voor in de lente. In deze maanden wordt door zonnepanelen veel stroom opgewekt, terwijl het vergeleken met de zomermaanden ook nog relatief veel waait.

Voor 2023 kwamen negatieve prijzen incidenteel voor in het weekend of op feestdagen.

Hernieuwbare energie in Nederland 2023

In 2023 werd er 21 miljard kWh aan elektriciteit uit zonne-energie opgewekt, een toename van 24%.  Uit biomassa werd 7,0 miljard kWh energie opgewerkt, 1,7 miljard minder o.a. doordat er er minder biomassa is gestookt in kolencentrales. De elektriciteitsproductie uit fossiele bronnen daalde. Niet eerder werd er zoveel elektriciteit uitgevoerd.

Nederland produceerde 13% meer hernieuwbare energie in 2023. Bij de productie van stroom gebeurt dat in bijna de helft van de gevallen duurzaam, waarbij zonnepanelen de meeste duurzame stroom leverden.

De productie van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen steeg in 2023 naar 57 miljard kWh. De elektriciteitsproductie uit windenergie nam toe met 35%. Deze groei komt deels door de  toename van het opgestelde vermogen van windmolens op land en op zee (+ 11 GW).

In 2023 kwam 48 % van de elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen  In de periode mei tot en met juli was meer dan de helft van de elektriciteit hernieuwbaar, in juli zelfs 57%. De productie uit hernieuwbare bronnen steeg in 2023 met 21%. In het laatste kwartaal  was windenergie de grootste aanjager van deze groei.

De snelle opkomst van zonne- en windenergie, vooral op zee, zet de komende jaren door. Dat zorgt voor steeds meer volatiliteit, zowel op de day-ahead en intraday prijzen als op de onbalansprijzen.

Uitvoer elektriciteit stijgt naar recordhoogte

In 2023 werd een record van 25 miljard kWh aan elektriciteit uitgevoerd, een stijging van 10% t.o.v. 2022. Het grootste gedeelte ging naar deze landen:

Duitsland: 10 miljard kWh (+13%), o.a. door de sluiting van de laatste Duitse kerncentrale
België : 8 miljard kWh
Verenigd Koninkrijk: 4 miljard kWh (+18%)

In 2023 steeg de totale invoer van elektriciteit met 5% naar 19 miljard kWh. De invoer vanuit Noorwegen nam het meest toe (1,1 miljard kWh) door de hogere productie van Noorse waterkrachtcentrales.

Per saldo werd in 2023 ruim 5,7 miljard kWh elektriciteit uitgevoerd. Dit is het tweede jaar op rij dat er per saldo meer is uitgevoerd dan ingevoerd.

Terugblik negatieve prijzen vanaf 2019

De groei aan opslag – waaronder batterijen en elektrolysers – en meer stroomverbruik door elektrificatie houdt de groei van het duurzame aanbod niet bij. Dit zal zorgen dat het aantal uren met negatieve stroomprijzen verder groeit.

De groei in 2023 komt  door een groei in aanbod van zonne- en windenergie, maar ook door een gedaalde elektriciteitsvraag. De elektriciteitsvraag daalde in 2023 met 5% na jaren constant te zijn geweest.

De genoemde prijzen zijn kale prijzen, dus exclusief opslag of afslag van de leverancier.

Advies COMCAM

COMCAM kan u adviseren over een passende oplossing voor uw situatie.

Overweegt u te investeren in zon-of windenergie, zorg dan dat de verwachte opwek zo veel mogelijk aansluit bij uw verwachte jaarverbruik.

Bronnen: CBS, Change.inc, EEX, Engie, Energieopwek.nl, ICIS Analytics, Nationaal Energie Dashboard, Montel, Solar Magazine, Stratergy, Tennet, Tweakers.