Afbeelding
In de eerste vier maanden van 2025 waren er bijna twee keer zoveel uren met negatieve prijzen op de ‘day-ahead’-markt voor elektriciteit als in 2024. En niets wijst erop dat deze trend op korte termijn zal omkeren, ook al blijft het fenomeen relatief marginaal (+/-5% van de tijd). De oorzaak: de voortdurende groei van de geïnstalleerde zonne-energiecapaciteit in België in de afgelopen jaren. Op zonnige lentedagen bedraagt de fotovoltaïsche productie tot 1,4 keer het nationale verbruik op dat moment. Het resultaat is een punctuele overaanbod aan elektriciteit dat moeilijk te exporteren is en leidt tot negatieve prijzen op de groothandelsmarkten (tot -462 €/MWh op 11 mei tussen 13 en 14 uur). Daar komt nog de windenergieproductie en de basisproductie van kerncentrales bij. De CREG spreekt in een recent rapport van ‘zonne-kannibalisatie’ (een fenomeen dat in de meeste Europese landen wordt waargenomen, en in veel extremere vorm bijvoorbeeld op het Iberische schiereiland).
In deze context zouden sommige prosumenten die voor een variabel of dynamisch teruglevercontract hebben gekozen, op bepaalde momenten moeten betalen om hun overtollige elektriciteitsproductie terug te leveren. Dit is weliswaar een ongekende situatie in België, maar niet onlogisch (het is elders, met name in Nederland, al vaak het geval).
De elektriciteitsprijs op de groothandelsmarkt is lang niet de enige kost die energieleveranciers moeten dragen. Een belangrijke bijkomende kost is die van de onevenwichten (onbalans). Al vele jaren zijn industriële producenten (klassieke centrales, grootschalige zonneparken, windenergie) en leveranciers onderworpen aan onbalanstarieven (de leverancier moet altijd zo nauwkeurig mogelijk de hoeveelheid energie injecteren die zijn klanten op een bepaald moment zullen verbruiken – hij is verantwoordelijk voor dit evenwicht en wordt bestraft in geval van onbalans)
De energieleverancier loopt ook een aanzienlijk volumerisico: zal de klant verbruiken volgens de verwachtingen? Zal de productie van hernieuwbare energie overeenstemmen met de prognoses? Zal de zon schijnen of zal het bewolkt zijn? Zal het waaien of niet?
Statistisch gezien verbruikt de gemiddelde Belgische prosument slechts 30 % van de energie die hij lokaal produceert en voert hij 70 % terug naar het net – vaak op momenten dat de prijzen het laagst zijn of zelfs negatief, zoals in het weekend en op feestdagen wanneer de vraag/het verbruik het laagst is.
Deze massale, soms onvoorspelbare injectie zorgt voor een onevenwicht in het net en in de portefeuille van de leveranciers, die contractueel verplicht zijn deze energie terug te kopen (dus ook wanneer de prijzen op de markt negatief zijn). Als het verbruik van hun klanten laag is, blijven ze met een overschot in hun portefeuille zitten. En als de leverancier ook producent is, moet hij soms zijn eigen productie verminderen (bijvoorbeeld zijn windmolens stilleggen) om extra boetes te vermijden.
Maar deze ontwikkeling, hoe verrassend ook, weerspiegelt een structurele realiteit: de opkomst van gedecentraliseerde productie en de noodzaak van een eerlijke verantwoordingsplicht voor alle actoren in het energiesysteem.
Gelukkig zijn er oplossingen. De markt voor de levering en injectie van elektriciteit is concurrentieel: leveranciers bieden verschillende producten aan en de klant kan kiezen wat het beste past bij zijn zelfverbruiksprofiel en zijn risicobereidheid – een vast, variabel of dynamisch injectietarief. Hij kan zijn energie ook lokaal delen.
Maar bovenal ligt een van de sleutels in het verhogen van het zelfverbruik. Door meer van zijn eigen productie te verbruiken, vermindert de prosument zijn afhankelijkheid van het net en vermijdt hij de ongewenste effecten van negatieve prijzen. Dit kan worden bereikt door:
- Intelligente beheersinstrumenten (EMS – Energy Management Systems – apps, platforms, waarschuwingen) aangeboden door de leveranciers;
- Stimulerende tarieven: een vrij aanbod van tarieven die prosumenten ertoe aanzetten om op het meest geschikte/rendabele moment te verbruiken of terug te leveren, dus dynamische prijzen voor het energiegedeelte van de factuur en (binnenkort) ToU-tarieven (per tijdsperiode) voor het gedeelte netdiensten van de factuur.
- Opslag (huishoudelijke batterijen of thermische opslag) om het verbruik te spreiden;
- Elektrificatie van het eindverbruik: elektrische voertuigen, warmtepompen, enz., waardoor energie op het juiste moment kan worden verbruikt of teruggeleverd.
Deze paradigmaverschuiving is al aan de gang. In Vlaanderen bijvoorbeeld produceert bijna een derde van de huishoudens elektriciteit. Ze zijn pioniers op het gebied van zonne-energie en zullen dat ook zijn op het gebied van elektrische mobiliteit en duurzame verwarming. Met deze verplaatsbare en flexibele lasten beschikken ze over de ideale cocktail om hun zelfverbruik te maximaliseren.
Bovendien investeren verschillende marktspelers ook massaal in extra opslagcapaciteit, met name via grote batterijparken, om overtollige energie op te vangen en het evenwicht in het net te behouden. Dat kost tijd, vooral vanwege de klassieke problematiek van lange vergunningsprocedures.
Marc Van den Bosch, algemeen directeur van FEBEG: “Leveranciers willen deze transitie begeleiden door passende tools, diensten en advies ter beschikking te stellen. Want naast het individuele voordeel is het hele systeem erbij gebaat: minder investeringen in netwerken, meer stabiliteit en een vlottere energietransitie.”
Lees meer over dit thema:
