Aanleiding
Op 15 mei 2025 publiceerde TenneT de Monitor Leveringszekerheid 2025. Het goede nieuws: tot 2030 blijft de leveringszekerheid in Nederland op peil, netjes onder de Europese norm van 4 uur LOLE (Loss-of-Load Expectation). Daarna kantelt het beeld. In 2033 stijgt de LOLE tot 12,6 uur en in 2035 zakt hij weliswaar naar 9,2 uur, maar blijft toch boven de norm. Het risico komt vooral door het verdwijnen van ouder regelbaar vermogen (m.n. oudere gascentrales, terwijl de vraag – denk aan warmtepompen, datacenters en e-mobiliteit – sterk toeneemt.
Het kabinet reageerde al eerder. In de Kamerbrief “Leveringszekerheid van elektriciteit” (10 december 2024) noemt minister Hermans een capaciteitsmechanisme een “terugvaloptie” voor het geval flexibiliteitsmaatregelen tekortschieten. De brief laat zien hoe het regelbare vermogen volgens dezelfde cijfers afneemt van 22,3 GW in 2022 naar 14,5 GW in 2030.
Hoe werkt de elektriciteitsmarkt nu?
Op dit moment hebben we in Nederland een ‘energy-only’ marktmodel. Op de day-ahead-markt bieden producenten en handelaren tot 12:00 u de elektriciteit voor de volgende dag aan. Alle biedingen worden op prijs gerangschikt – de merit order. De merit order is de manier waarop de elektriciteitsmarkt bepaalt welke energiebronnen als eerste electriciteit mogen leveren – en tegen welke prijs.
Dit systeem zorgt ervoor dat vraag en aanbod van elektriciteit efficiënt op elkaar worden afgestemd, waarbij de goedkoopste vormen van energieproductie als eerste worden ingezet.
Hoe werkt het?
- Energiecentrales worden op volgorde gezet van goedkoop naar duur
Elke elektriciteitsbron heeft zogenoemde marginale kosten: dat zijn de kosten om één extra eenheid elektriciteit te maken.- Wind en zon zijn bijna gratis (geen brandstof nodig).
- Kernenergie is goedkoop.
- Kolen is duurder.
- Gas is meestal het duurst in Nederland.
- De goedkoopste elektriciteit wordt als eerste gebruikt
Op elk moment is er een bepaalde vraag naar elektriciteit. De markt start dan met de goedkoopste aanbieders (bijvoorbeeld wind en zon) en schakelt steeds duurdere centrales in totdat de volledige vraag is gedekt. - De prijs wordt bepaald door de duurste centrale die nog nodig is
Stel dat er 100 eenheden elektriciteit nodig zijn. De eerste 80 komen van wind, zon en kernenergie. Maar voor de laatste 20 is ook een gascentrale nodig. Dan geldt de prijs van die gascentrale voor álle geleverde elektriciteit op de markt, dus ook voor de elektriciteit uit de goedkoopste bronnen.
Dit heet merit order pricing: een systeem dat stimuleert om eerst de goedkoopste stroombronnen te gebruiken, maar waarbij de prijs wordt bepaald door de verhouding tussen vraag en aanbod.
Voorbeeld: wie levert wanneer?
| Energiebron | Marginale kosten (€/MWh) | Inzetvolgorde |
| Windenergie | 0 | 1 |
| Zonne-energie | 0 | 2 |
| Kernenergie | 10 | 3 |
| Kolencentrale | 60 | 4 |
| Gascentrale | 80 | 5 |
Bij weinig vraag zijn wind, zon en kernenergie genoeg. Bij hogere vraag worden ook kolen- en gascentrales ingezet. De gascentrale – als laatste schakel – bepaalt dan de stroomprijs.
Gascentrales in de problemen
Dit zogeheten energy-only -model beloont uitsluitend geleverde energie. Bij krapte stijgt de prijs spectaculair: een prikkel voor extra aanbod of vraagreductie. Maar juist door veel uren met lage of soms zelfs negatieve prijzen verdienen conventionele centrales steeds minder. Hun vaste kosten (onderhoud, personeel, financiering) worden over te weinig draaiuren verdeeld, waardoor investeerders afhaken.
Wat is een capaciteitsmechanisme?
Een capaciteitsmechanisme introduceert een tweede inkomstenstroom: een vergoeding per beschikbaar kilowatt (MW) naast de energieprijs per kilowattuur (MWh). Er bestaan grofweg drie smaken:
| Variant | Kernprincipe | Voorbeeld |
| Strategische reserve | Netbeheerder houdt een handvol (oude) centrales stand-by buiten de markt en roept ze alleen bij nood op. | Duitsland 2016-2023 |
| Marktbrede capaciteitsmarkt | Alle aanbieders – van batterijen tot gascentrales – dingen mee in een jaarlijkse veiling voor een vast beschikbaarheidsbedrag. | Verenigd Koninkrijk, sinds 2014assets.rte-france.com |
| Capaciteitscertificaten | Producenten en grote afnemers moeten aantonen dat ze genoeg certificaten (MW-rechten) bezitten; certificaten worden onderling verhandeld. | Frankrijk, sinds 2017 |
Doel: voorkomen dat vitaal back-up-vermogen voortijdig sluit en zo tijdig nieuwe investeringen uitlokken.
Waarom komt dit nu op tafel?
Volgens TenneT verdwijnt bijna een derde van het Nederlandse thermische park vóór 2030. Daarmee daalt het firm (zeker beschikbare) vermogen tot circa 14–15 GW. De netbeheerder simuleert tientallen klimaatscenario’s en ziet vooral in 2033 structureel tekorten optreden.
Het kabinet erkent het signaal maar wijst op drie redenen om niet overhaast een capaciteitsmechanisme te starten:
- Relatief moderne gascentrales – Nederland bezit jonge, efficiënte eenheden.
- Sterke internationale kabels – import en export temperen prijspieken.
- Snel groeiende flexibiliteit – batterijen, demand response en waterstofopslag nemen sneller toe dan in eerdere prognoses.
Toch wil de minister “ontwerpkeuzes uitwerken zodat implementatie niet alsnog jaren kost als het later wél nodig blijkt”.
Alternatieven en voorwaarden
| Flex-optie | Stand van zaken | Belemmering / actiepunt |
| Vraagrespons | Industrieel afschakelen groeit van 0,4 GW (2021) naar 1,2 GW (2023). | Onbekend verdienmodel bij weinig prijspieken. |
| Batterij-opslag | >3 GW heeft al netaansluit-contract; 6,7 GW in scenario 2030. | Net-tarieven en ruimtelijke procedures. |
| Nieuwe flex-centrales | Gas‐/waterstofready of kleinschalige kernreactoren ontwerpen. | Onzekerheid over toekomstige draaiuren. |
| Interconnectie | Projecten LionLink (VK) en aanvullende kabels – verkenning met Frankrijk. | Buitenland kan bij regionale kou ook krap zitten. |
Pas als jaarlijkse monitors blijven aantonen dat al deze opties samen onvoldoende firm vermogen opleveren, wil het kabinet een capaciteitsmechanisme inzetten. Strikte ontwerpcriteria zijn dan:
- tech-neutraal (batterij, demand response én centrales kunnen meedoen),
- zo marktconform mogelijk (één transparante veiling),
- beperkte looptijd en periodieke evaluatie,
- kostenminimatie voor consumenten.
Conclusie
Voorlopig functioneert de Nederlandse energy-only-markt nog; prijsprikkels lokken opslag, flexibiliteit en import uit. Maar de Monitor Leveringszekerheid 2025 toont onmiskenbaar een knikpunt rond 2033. Het debat draait niet om afschaffing van de markt: het gaat om de vraag of de markt op tijd voldoende beschikbaar vermogen blijft belonen in een systeem dat richting 100 % hernieuwbaar schuift.
Blijft de groei van batterijen, vraagrespons en flex-centrales op koers, dan is een capaciteitsmechanisme misschien niet nodig. Zo niet, dan is het goed dat de blauwdruk klaarligt. Beleidsmakers, professionals én geïnteresseerde burgers doen er dus verstandig aan het onderscheid scherp te zien tussen energie (MWh – elke dag verhandeld) en vermogen (MW – nodig voor die paar extreem krappe uren). Juist dat onderscheid bepaalt of en wanneer Nederland een extra vangnet moet bouwen.