De zonneproductie in de EU bereikt nieuwe hoogtes, maar de economie van die productie wordt minder rechtlijnig. (Europese Commissie)In het eerste kwartaal van 2026 bereikte het totale aantal uren met negatieve prijzen op de EU-27 day-aheadmarkten 1,223, tegenover 593 een jaar eerder. Spanje registreerde 347 van die uren, terwijl verschillende Noordse markten minder negatieve prijzen zagen dan voorheen. (pv magazine)
De kop is makkelijk te lezen als weer een verhaal over overschot aan hernieuwbare energie. Dat is slechts een deel ervan. Negatieve prijzen verschijnen meestal wanneer meerdere zaken samenvallen: sterke productie, zwakke vraag, beperkte mogelijkheid om elektriciteit over grenzen of door het net te verplaatsen, en onvoldoende flexibiliteit elders in het systeem. Zonne-energie speelt vaak mee omdat de output geconcentreerd is midden op de dag, maar is zelden de enige reden waarom prijzen onder nul zakken.
Voor zonneprojecten begint de belangrijkere kwestie voordat prijzen werkelijk negatief worden.
Wanneer meer zonne-energie lagere capture value betekent
De gemiddelde groothandelsprijs weerspiegelt niet noodzakelijk de marktwaarde van de output van een zonnepark. Zonneproductie is geconcentreerd tijdens daglichturen, en dat zijn steeds vaker dezelfde uren waarin grote volumes PV-stroom tegelijk de markt binnenkomen. Naarmate het aanbod rond de middag stijgt, kan de prijs in die uren dalen, zelfs als het bredere marktgemiddelde relatief sterk blijft.
Dat is wat capture price moet laten zien. De solar capture price is de productiegewogen groothandelsprijs tijdens de uren waarin zonne-energie produceert. De capture rate vergelijkt dat cijfer met de gemiddelde marktprijs over dezelfde periode.
Het verschil wordt moeilijker te negeren. Door Reuters aangehaalde LSEG-data lieten zien dat gemiddelde solar capture prices in Duitsland, Frankrijk, Nederland, België, Italië en Spanje in de eerste helft van 2026 ongeveer 42% lager waren dan in dezelfde periode van 2023. (Reuters)
Kpler meldde ook ongewoon zwakke solar capture rates in verschillende Europese markten tijdens het voorjaar van 2026, met grote verschillen tussen landen en seizoenen. (Kpler)
Dat is het meest direct van belang voor merchantprojecten, die rechtstreeks blootstaan aan groothandelsprijzen. PPA’s, CfD’s en andere steunmechanismen kunnen die blootstelling verzachten of hervormen, maar ze laten het onderliggende marktsignaal niet verdwijnen. Lagere capture values kunnen nog steeds beïnvloeden hoe toekomstige contracten worden geprijsd en hoe nieuwe projecten worden gefinancierd.
Frankrijk laat zien hoe snel dit van marktprijszetting naar plantoperatie kan verschuiven.
Eind 2025 had continentaal Frankrijk 30.4 GW geïnstalleerde zonnecapaciteit, na toevoeging van 5.9 GW gedurende het jaar. RTE rapporteerde ongeveer 1.6 TWh aan modulatie van zonne-output in 2025, ruwweg tweeënhalf keer het niveau van 2024. (RTE)
Specifiek tijdens perioden met negatieve prijzen schat RTE dat ongeveer 3 TWh aan wind- en zonneproductie in 2025 niet werd geproduceerd. Ongeveer 1.6 TWh kwam van zonne-energie en ruwweg 1.3 TWh van onshore wind. RTE koppelt de toename aan vaker voorkomende negatieve prijzen, stijgende zonneproductie in Frankrijk en buurlanden, en het groeiende aandeel hernieuwbare capaciteit dat output kan verminderen in reactie op marktomstandigheden. (RTE)
Beleid beweegt dezelfde kant op. Een Frans besluit van 20 juli 2026 verlaagt de omvangsdrempel voor installaties die onder deze stilleggingsbepalingen vallen van 10 MW naar 1 MW. Projecten boven 5 MW, of 5 MWp voor fotovoltaïsche installaties, vallen eronder vanaf 1 december 2026. Projecten tussen 1 MW en 5 MW, of 1 MWp tot 5 MWp voor PV, volgen vanaf 1 maart 2027. (Légifrance)
Waar batterijen passen
Zodra hernieuwbare centrales wordt gevraagd actiever te reageren op lage of negatieve prijzen, verschuift de vraag vanzelf naar opslag.
Als een deel van het probleem is dat elektriciteit op het verkeerde moment aankomt, kan een batterij een deel ervan verplaatsen.
Een solar-plus-storageproject kan laden wanneer middagprijzen zwak zijn en later ontladen, in plaats van elke beschikbare megawattuur te exporteren zodra die wordt opgewekt. De IEA ziet energy shifting als een van de belangrijkste rollen die batterijen kunnen spelen in systemen met hoge aandelen wind en zon, vooral wanneer hernieuwbare output sterk is en de vraag laag. (IEA)
De IEA mid-year electricity update 2026 wijst ook op bredere intraday prijsspreads in verschillende Europese markten en de waarde die deze spreads kunnen creëren voor flexibele bronnen zoals batterijen en vraagrespons. (IEA)
Voor een zonnepark kan dat het verkoopmoment verbeteren. Elektriciteit die anders tijdens een zwakke prijsperiode zou worden geëxporteerd, kan voor later worden vastgehouden. Sommige energie die economisch had kunnen worden afgeregeld, kan in plaats daarvan worden opgeslagen. Het project wekt niet meer zonne-elektriciteit op; het verandert wanneer een deel van die elektriciteit aan de markt wordt blootgesteld.
Er zijn duidelijke grenzen aan hoe ver dat kan gaan.
Een batterij van 1 MW/2 MWh kan ongeveer twee uur lang op vol nominaal vermogen ontladen. Als overtollige zonneproductie vijf of zes uur aanhoudt, kan de batterij niet alles opnemen. Als zij de lageprijsperiode al deels geladen ingaat, is de beschikbare headroom nog kleiner.
De commerciële rekensom is ook ingewikkelder dan elektriciteit kopen tegen de laagste prijs en verkopen tegen de hoogste. Round-trip verliezen, degradatie, cyclingstrategie, netbeperkingen en batterijbeschikbaarheid verminderen de netheid van die spread. Een batterij kan ook inkomsten verdienen uit ancillary services of andere markten, wat betekent dat gebruik voor één kans elders opportuniteitskosten kan meebrengen.
Daarom moeten gemodelleerde arbitrage-inkomsten voorzichtig worden behandeld. Een negatieve middagprijs gevolgd door een hoge avondprijs kan aantonen dat er een waardevolle spread bestaat. Het zegt niet wat elk batterijproject werkelijk zal verdienen.
Lage middagprijzen kunnen de opportuniteitskosten van laden verminderen, terwijl hogere prijzen later op de dag ontladingsinkomsten kunnen ondersteunen.
Opslag is slechts één deel van het flexibiliteitsprobleem
Dezelfde beperking verschijnt op systeemniveau. Batterijen zijn nuttig wanneer het probleem over uren kan worden verschoven, maar ze kunnen een transmissieknelpunt niet wegnemen. Of opslag congestie kan verlichten, hangt af van waar zij is aangesloten, wanneer zij laadt en ontlaadt, en welke specifieke netbeperking speelt.
Sommige flexibiliteitsproblemen duren ook langer dan de paar uur waarvoor lithium-ionbatterijen doorgaans het meest geschikt zijn. Andere komen voort uit inflexibele vraag, productiebeperkingen of marktontwerp in plaats van uit een simpel tekort aan kortdurende opslag.
Het eigen raamwerk van de IEA weerspiegelt dat. Opslag staat naast vraagrespons, flexibelere productie, regelbare gedistribueerde zonne-energie, sterkere prijssignalen, netuitbreiding en interconnectie. (IEA)
Finland en Zweden zijn in dit opzicht interessant. Beide registreerden in 2025 minder negatieve-prijsuren, en de IEA wijst op verschillende mogelijke bijdragen, waaronder veranderingen in grensoverschrijdende marktkoppeling, extra opslag en meer prijsresponsieve productie en consumptie. (IEA)
De waarde van zonne-energie wordt tijdsafhankelijker
Wat verandert, is hoe de waarde van zonne-energie moet worden begrepen. Meer elektriciteit produceren blijft belangrijk, maar jaarlijkse megawatturen vertellen minder van het verhaal zodra grote hoeveelheden productie in hetzelfde smalle venster aankomen.
De prijs die aan die megawatturen hangt, hangt steeds meer af van timing.
Batterijopslag geeft zonneprojecten enige mogelijkheid om die timing te veranderen, en daarom stijgt de waarde ervan wanneer middagprijzen verzwakken en intraday spreads breder worden. Maar batterijen kunnen alleen de elektriciteit verplaatsen die erin past, en alleen over de tijdshorizon waarvoor ze zijn ontworpen.
De Europese zonnemarkt gaat daarom een fase in waarin goedkope productie alleen niet langer genoeg is om projectwaarde te beschrijven. Steeds belangrijker is wanneer die productie het systeem bereikt, wat de markt ervoor wil betalen, en hoeveel flexibiliteit bestaat om haar naar een ander moment in de tijd te verplaatsen.
