EU-stroommarkten verlagen prijsvloer naar -€600/MWh: de keerzijde van de groene transitie

Europese stroommarkten kunnen voortaan zakken tot -€600 per megawattuur. De verlaging van de uurlijkse prijsvloer, die eerder op -€500/MWh lag, is geen technische bijstelling. Het is een signaal dat het Europese energiesysteem structureel worstelt met iets wat vijf jaar geleden ondenkbaar leek: te veel groene stroom.

Wat betekent een negatieve stroomprijs?

Een negatieve stroomprijs klinkt paradoxaal, maar de mechaniek is eenvoudig. Wanneer wind- en zonne-energieproductie het actuele verbruik overstijgt en er onvoldoende opslag of flexibiliteit beschikbaar is om het overschot op te vangen, moeten producenten letterlijk betalen om hun elektriciteit kwijt te raken. Ze bieden negatief op de day-ahead spotmarkt, de veiling waarbij stroomleveranciers voor de volgende dag inkopen via beurzen als EPEX SPOT, om afnemers te verleiden toch stroom te accepteren.

Dat is goedkoper dan het alternatief: een windpark of zonneweide volledig afschakelen, wat technische en contractuele risico's meebrengt. Negatieve prijzen zijn daarmee geen marktfalen in de klassieke zin, maar een correcte marktsignalering: er is meer aanbod dan vraag, en de prijs reflecteert dat.

Waarom volstond de oude vloer van -€500 niet meer?

De prijsvloer bestaat om een ordelijk marktproces te waarborgen. Extreem diepe negatieve prijzen kunnen algoritmische handelssystemen destabiliseren en de liquiditeit op de markt beschadigen. Maar die vloer heeft een probleem als de markt er structureel tegenaan loopt.

Dat is precies wat er is gebeurd. Montel News berichtte over "European power price record lows hit EUR -500/MWh on green surge", wat aangeeft dat de bestaande grens meerdere malen werd bereikt door hernieuwbare overproductie. Wanneer de vloer een bindende beperking wordt, geeft hij geen juist signaal meer: de echte marktprijs zou dieper zijn gegaan, maar kon dat niet. De NEMO Committee, de organisatie van Europese stroombeurzen die de technische prijslimieten op day-ahead markten vaststelt, heeft daarop besloten de vloer met €100 te verlagen naar -€600/MWh. Een verbreding van 20% dieper in negatief terrein.

Het plafond aan de bovenkant is na de energiecrisis van 2022 al eerder verhoogd, van €3.000 naar €4.000/MWh. De prijsbandbreedte groeit dus aan beide kanten: extreme schaarste drijft prijzen omhoog, extreme overvloed drijft ze omlaag. Dat de onderkant nu ook moest worden bijgesteld, vertelt iets wezenlijks over de richting van de markt.

De mismatch tussen opwek en flexibiliteit

De eigenlijke oorzaak ligt dieper dan marktregels. Europa heeft de afgelopen jaren in rap tempo hernieuwbare capaciteit toegevoegd. Spanje voegde in april 2026 alleen al 1 GW aan groene capaciteit toe. Duitsland kampt tegelijkertijd met zulke volatiliteit dat de spotprijs op windstille zonnige middagen het ene moment 50% kan stijgen en het andere kan kelderen.

Die volatiliteit is inherent aan de energiemix. Wind en zon produceren wanneer de natuur het toestaat, niet wanneer de vraag het vraagt. Het systeem heeft flexibiliteit nodig om dat op te vangen: batterijopslag, vraagsturing, interconnectie met buurlanden, of het strategisch afschakelen van productie. Die flexibiliteit groeit, maar niet snel genoeg.

Het probleem wordt ook zichtbaar in Groot-Brittannië, waar "curtailment", het gedwongen afschakelen van hernieuwbare productie omdat het net de stroom niet kan verwerken, de marktstructuur herschrijft. Op het Europese vasteland is het mechanisme anders: in plaats van afschakeling koopt de markt overproductie weg via negatieve prijzen. Beide zijn symptomen van hetzelfde structurele tekort aan opslagcapaciteit en netflexibiliteit.

De paradox: overvloed die niemand voelt

En dan is er de paradox die elke energiediscussie in Europa tekent. Stroomproducenten betalen consumenten in theorie toe om elektriciteit te verbruiken op momenten van extreme overproductie. Maar de gemiddelde huishoudelijke energierekening daalt daar nauwelijks door, zoals de TIF-redactie vandaag ook beschrijft in de analyse over stijgende energierekeningen.

De verklaring ligt in de structuur van energiecontracten. De meeste consumenten zitten op jaarcontracten of variabele contracten die maandgemiddelden volgen, niet op uurprijzen. De negatieve piekprijzen zijn daarmee grotendeels zichtbaar voor grootverbruikers, handelaren en industriële afnemers met directe marktkoppeling, maar sijpelen nauwelijks door naar de eindrekening van huishoudens.

Het resultaat is een marktsignaal dat structureel op drift is geraakt: er is te veel groene stroom, de prijzen schreeuwen dat de markt flexibiliteit nodig heeft, maar de prikkel om daar op te reageren bereikt de eindgebruiker amper.

Vooruitblik

De verlaging van de prijsvloer lost het onderliggende probleem niet op. Zolang Europa's opwek-capaciteit sneller groeit dan de bijbehorende opslag en netflexibiliteit, zullen negatieve prijzen vaker voorkomen en dieper worden. De echte vraag voor de komende jaren is hoe snel batterijopslag op grote schaal kan worden uitgerold en of regelgevers marktprikkels creëren die flexibiliteit financieel aantrekkelijk maken. Tot die tijd zullen de prijsgrenzen de markt blijven volgen, naar boven én naar beneden.

Bronnen: Bloomberg Markets, EPEX SPOT, NEMO Committee, Montel News

Dit artikel is uitsluitend bedoeld ter informatie en vormt geen financieel, beleggings- of fiscaal advies. Today in Finance is geen beleggingsonderneming en beschikt niet over een vergunning als bedoeld in de Wet op het financieel toezicht (Wft). Raadpleeg altijd een gekwalificeerd financieel adviseur voordat je financiële beslissingen neemt. Today in Finance is niet aansprakelijk voor beslissingen genomen op basis van deze informatie.