Regelgeving voor batterijopslag en hernieuwbare energie in België

Negatieve Prijzen & Steun voor Hernieuwbare Energie

België beschikt niet over één federaal steunmechanisme voor hernieuwbare energie. De drie gewesten beheren elk hun eigen systeem van groenestroomcertificaten (GSC), waarbij producenten per megawattuur hernieuwbare productie een certificaat ontvangen dat zij vervolgens kunnen verkopen aan leveranciers die een quotaverplichting dragen.

Een historisch markante hervorming speelt zich af in Vlaanderen: de Vlaamse regering keurde op 23 september 2025 in principe een ontwerpbesluit goed dat de toekenning van GSC's en warmtekrachtcertificaten (WKC) schort tijdens periodes van negatieve day-aheadprijzen op de groothandelsmarkt. Luminus — Vlaamse GSC-schorsing bij negatieve prijzen (sept. 2025) De nieuwe drempel bedraagt een kwartier (15 minuten) negatieve prijs — een drastische verlaging ten opzichte van de vroegere vrijstelling van zes opeenvolgende uren. Het besluit sluit aan bij de Europese staatssteunrichtsnoeren voor klimaat, energie en milieu (CEEAG) van 27 januari 2022, die opleggen dat steun wordt geschorst wanneer de marktprijs negatief is, om overcompensatie en marktverstoring te vermijden. EC Staatssteunrichtsnoeren CEEAG 2022 — Energiesteun & negatieve prijzen

Twee vrijstellingscategorieën blijven buiten het toepassingsgebied van de schorsing:

• Bestaande installaties met een bruto nominaal vermogen van maximaal 400 kW
• Nieuwe installaties in dienst genomen na 1 januari 2026 met een vermogen tot maximaal 200 kW

De maatregel treft alle technologieën: zonnepanelen, windturbines, warmtekrachtkoppeling (WKK) en biomassa. Oorspronkelijk was inwerkingtreding voorzien op 1 april 2026, maar het besluit werd voor advies voorgelegd aan de Raad van State, die kritische opmerkingen formuleerde over de vereiste onderbouwing. Het Vlaams Energie- en Klimaatagentschap (VEKA) dient bijkomend onderzoek af te ronden, met verwachte resultaten in de zomer van 2026. Luminus — Vlaamse GSC-schorsing bij negatieve prijzen (sept. 2025) De definitieve inwerkingtreding is daarmee uitgesteld en nog te bevestigen — eigenaren van grote installaties dienen dit nauwgezet op te volgen.

In Wallonië en Brussel zijn vergelijkbare hervormingen nog niet gepubliceerd (te verifiëren bij CWaPE respectievelijk BRUGEL). Op federaal niveau voorziet de EU Verordening 2024/1747 EU Richtlijn 2024/1711 — Stroommarkthervorming (wijziging Richtlijn 2019/944) in bindende regels voor de markttoelating van steunmechanismen bij negatieve prijzen, die de nationale kaders verder zullen beïnvloeden.

Afregelingsverplichting & Verplichte Flexibiliteit

In België zijn de bevoegdheden voor hernieuwbare energie gespreid tussen het federale niveau (offshore windenergie op zee) en de gewesten (onshore wind, zon, biomassa). Elia beheert als federale transmissiesysteembeheerder het evenwicht op het hoogspanningsnet en beschikt over de bevoegdheid om producenten te verzoeken hun productie te verlagen (afregeling) wanneer de netintegriteit of de systeembalans dit vereist. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang

De Belgische Elektriciteitswet van 29 april 1999, meerdere malen gewijzigd, legt de juridische grondslag voor Elia's rol als transmissiesysteembeheerder. Een Koninklijk Besluit stelt de netcode vast die de operationele en toegangsvoorwaarden voor het transmissienet bepaalt, inclusief de spelregels voor afregelings- en herschikkingsdiensten (redispatch). Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang Producenten die op het transmissienet zijn aangesloten, zijn in principe verplicht gehoor te geven aan Elia's operationele instructies, al verschilt de juridische afdwingbaarheid naargelang het type aansluitingscontract en netcode.

Elia publiceerde in 2024 een Adequacy & Flexibility Study voor de periode 2024–2034, die aantoont dat de nood aan flexibele activa sterk toeneemt naarmate het aandeel variabele hernieuwbare energie groeit. Projecties voor 2030 wijzen op een tekort aan stuurbaar vermogen dat deels via opslag moet worden ingevuld. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang Tegelijkertijd verplicht de EU Richtlijn 2024/1711 EU Richtlijn 2024/1711 — Stroommarkthervorming (wijziging Richtlijn 2019/944) lidstaten om een regulatoir kader voor flexibiliteitsdienstverleners (FSP's) in te voeren, inclusief duidelijke prequalificatiecriteria en niet-discriminatoire toegang. De Belgische omzetting hiervan loopt; exacte nationale uitvoeringsbesluiten zijn te verifiëren bij CREG en Elia.

Voor zonne- en windinstallaties op het distributienet gelden andere spelregels. Netbeheerders kunnen bij lokale congestie actief afregelverzoeken sturen, maar een verplichte contractuele flexibiliteitsverplichting voor kleine installaties (onder 1 MVA) bestaat in België nog niet als algemeen regime. De snel toenemende frequentie van negatieve prijzen — in 2025 meer dan 520 uur CREG Monitoring Rapport 2024 — Belgische groothandelsmarkt elektriciteit — vergroot de economische prikkel voor installaties om zélf hun productie bij te sturen of op te slaan, zonder dat daarvoor momenteel een wettelijk gebod bestaat voor kleine spelers.

Nettarieven voor Batterijopslag: Dubbele Belasting & Vrijstellingen

De nettariefstructuur is voor batterijopslagprojecten een van de grootste regulatoire uitdagingen in België. Een batterij die elektriciteit van het net afneemt, betaalt bij het laden nettarieven als afnemer; bij het terugleveren aan het net wordt zij behandeld als producent en zijn opnieuw nettarieven verschuldigd. Deze zogenaamde dubbele nettariefheffing ondermijnt de businesscase van opslag aanzienlijk wanneer er geen vrijstellingsregeling van toepassing is. VREG — Distributienettarieven 2025 goedgekeurd (vrijstelling standalone opslag)

Op het niveau van het transmissienet (hoge spanning, beheerd door Elia) geldt reeds een gedeeltelijke vrijstellingsregeling voor energieopslagsystemen:

• Nieuwe installaties (in dienst genomen na 1 juli 2018) komen gedurende de eerste tien jaar na inbedrijfstelling in aanmerking voor een volledige vrijstelling van transporttarieven op zowel afname als injectie.
• Bestaande installaties (vóór 1 juli 2018 in dienst gesteld) die hun geïnstalleerde capaciteit of opgeslagen energie met meer dan 7,5% hebben uitgebreid, kunnen gedurende vijf jaar een vrijstelling van 80% genieten.
• De vrijstelling geldt enkel voor transporttarieven; aansluitingstarieven blijven volledig verschuldigd.

Op het niveau van het distributienet is de situatie complexer en gewestelijk bepaald. In Vlaanderen heeft de gewestelijke regulator VREG een vrijstelling voor standalone-opslagsystemen op het distributienet ingevoerd met ingang van 1 januari 2025. VREG — Distributienettarieven 2025 goedgekeurd (vrijstelling standalone opslag) PV-Vlaanderen en ODE (branchevereniging voor hernieuwbare energie) hebben bepleit dat deze vrijstelling op termijn ook thuisbatterijen en zonnepanelen met gecombineerde opslag omvat, maar dit is vooralsnog niet het geval.

De distributienettarieven voor 2025 in Vlaanderen zijn door VREG goedgekeurd en meegerekend een gemiddelde stijging van circa 33% voor residentiële afnemers ten opzichte van 2024. VREG — Distributienettarieven 2025 goedgekeurd (vrijstelling standalone opslag) Dit maakt de vrijstelling voor opslagsystemen economisch des te relevanter. In Wallonië (CWaPE) en Brussel (BRUGEL) gelden afzonderlijke tariefbesluiten; gelijkaardige vrijstellingen voor standalone-opslag zijn nog te verifiëren bij de respectieve gewestelijke regulatoren.

De EU Richtlijn 2019/944 EU Richtlijn 2024/1711 — Stroommarkthervorming (wijziging Richtlijn 2019/944), gewijzigd door Richtlijn 2024/1711, verplicht lidstaten in principe om dubbele nettarifering van opslag te elimineren of te compenseren. De volledige Belgische omzetting, inclusief de distributieniveaus in alle gewesten, is een werk in uitvoering dat nauwlettend gevolgd dient te worden.

Markten voor een Batterij: Day-Ahead, Intraday, Balancering & CRM

Een Belgisch batterijopslagsysteem heeft toegang tot meerdere inkomstenbronnen, die in principe gecombineerd kunnen worden. De voornaamste zijn: de groothandelsmarkt (arbitrage), de balanceringsmarkten van Elia, en het Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM).

Day-ahead en intraday (EPEX SPOT)
De Belgische spotmarkt voor elektriciteit verloopt via EPEX SPOT (vroeger Belpex, opgericht in 2005 en in 2015 gefuseerd met EPEX SPOT). EPEX SPOT — Belgische day-ahead & intraday markt De day-aheadveiling sluit elke dag om 12:00 CET voor levering de volgende dag; de intradaymarkt loopt continu tot vlak voor leveringstijd. Marktdeelname vereist een handelslicentie en registratie als Balancing Responsible Party (BRP) of samenwerking met een BRP. Batterijen kunnen prijsarbitrage toepassen door goedkoop te laden (bij lage of negatieve prijzen) en duur te verkopen (bij pieken). Met 520 negatieve uren in 2025 CREG Monitoring Rapport 2024 — Belgische groothandelsmarkt elektriciteit is de spread tussen piek en dal historisch hoog, wat arbitrageopbrengsten substantieel maakt.

Balanceringsmarkten (Elia): R1, R2, R3
Elia organiseert drie balanceringsproducten waaraan batterijen kunnen deelnemen:

• R1 – Frequentiebeheervermogen (FCR): automatische respons binnen 30 seconden op frequentieafwijkingen; vereist minimaal 1 MW aanbod; Belgisch marktvolume circa 86 MW. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang
• R2 – Automatisch Frequentieherstelreserve (aFRR): geactiveerd binnen 30 seconden, volledig beschikbaar binnen 7,5 minuten; marktvolume circa 145 MW. Elia is in 2024 toegetreden tot het PICASSO-platform voor Europese koppeling van de aFRR-markt. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang
• R3 – Manuele Frequentieherstelreserve (mFRR): manuele activering, volledig beschikbaar binnen 15 minuten; marktvolume circa 844 MW. België is in 2024 aangesloten bij het MARI-platform voor Europese mFRR-koppeling. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang

Deelname vereist prequalificatie door Elia: de aanbieder moet technische compliance aantonen voor de betreffende dienst. Batterijsystemen met beperkt energiereservoir moeten voor aFRR een energiebeheersstrategie (EMS) indienen bij Elia die vooraf wordt gevalideerd. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang De vergoedingsstructuur bestaat uit een beschikbaarheidsvergoeding (voor gereserveerde capaciteit) en — voor aFRR en mFRR — een activeringsvergoeding bij daadwerkelijke inzet.

Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM)
Het Belgische CRM, ingevoerd via de Elektriciteitswet gewijzigd in april 2019 en verder uitgewerkt bij Koninklijk Besluit, veilt langetermijncontracten voor beschikbaar vermogen om de leveringszekerheid te garanderen. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang Batterijopslagsystemen zijn volledig toegelaten als capaciteitsleverancier. De derating factor — die de feitelijke bijdrage aan leveringszekerheid weerspiegelt — bedroeg bij de Y-4 veiling 2024 circa 38% voor een twee-uurs batterij, 50% voor drie uur en 57% voor vier uur; de meeste inschrijvers kozen voor vier uur.

De resultaten van de CRM-veilingen van 2024 en 2025 tonen de explosieve opmars van batterijopslag: Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang

• Oktober 2024: 450 MW BESS gecontracteerd (100 MW voor 2025–2026 en 350 MW voor 2028–2029)
• Y-4 veiling 2025 (levering 2029–2030): 412 MW BESS nieuwbouw geselecteerd, clearingprijs €27.300/MW/jaar, contracten tot 15 jaar
• Y-2 veiling 2025 (eerste ooit): 300 MW BESS geselecteerd, clearingprijs €25.100/MW/jaar
• Y-1 veiling 2025 (levering 2026–2027): 255 MW BESS nieuwbouw, clearingprijs €14.100/MW/jaar

Cumulatief zijn via alle CRM-rondes tot en met de veilingen van 2025 meer dan 1,6 GW aan nominale batterijcapaciteit gecontracteerd. Elia — Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM): veilingresultaten & toegang Inkomsten uit CRM, balanceringsmarkten en spotarbitrage mogen in principe gecumuleerd worden, wat de Belgische CRM-markt bijzonder aantrekkelijk maakt voor grootschalige BESS-projecten.