Regelgeving batterijopslag & PV in Nederland | Stromfee

Negatieve elektriciteitsprijzen en hernieuwbare subsidie (SDE++)

De SDE++ regeling kent een expliciete bepaling die subsidie-uitkering koppelt aan de Day-Ahead marktprijs op EPEX SPOT. Het mechanisme verschilt naar aanvraagjaar en installatiegrootte:

Aanvraagronden 2016–2022 (installaties ≥ 500 kW, of windturbines ≥ 3 MW): De subsidiebijdrage over een bepaald uur vervalt als de uurprijs gedurende zes aaneengesloten uren of langer negatief is. Pas wanneer dit minimale drempelblok van zes uur is bereikt, stopt de vergoeding voor elk uur in dat blok. Vanaf 1 oktober 2025 is de berekening verder verfijnd: het zesuurblok kan op elk kwartier ingaan in plaats van alleen op hele uren, wat de precisie van de correctie vergroot RVO: SDE++ bij negatieve elektriciteitsprijzen.

Aanvraagronden 2023 en later (zon-PV, wind, waterkracht of biomassavergisting-WKK ≥ 200 kW per aansluiting): Hier gelden strengere regels — de subsidie vervalt voor elk afzonderlijk uur met een negatieve elektriciteitsprijs, zonder drempelblok van zes uur. Vanaf 1 oktober 2025 verschuift ook hier de berekening naar kwartierresolutie: elk kwartier met een negatieve prijs leidt tot correctie van de subsidie-aanspraak RVO: SDE++ bij negatieve elektriciteitsprijzen.

Er bestaat een belangrijke uitzondering: elektriciteit die in een negatief-prijsperiode wordt opgeslagen in een batterij en pas later — bij positieve marktprijzen — wordt ingevoed op het net, komt wel in aanmerking voor SDE++-subsidie. Dit schept een directe businesscase voor gecombineerde PV+BESS-installaties: de batterij absorbeert de productie tijdens negatieve uren, de subsidie blijft intact, en de energie wordt verkocht wanneer de marktprijs gunstig is RVO: SDE++ bij negatieve elektriciteitsprijzen.

In 2024 resteerde ruim € 1,7 miljard aan niet-besteed SDE++-budget voor de elektriciteitssector — het elektriciteitsdeel halveerde ten opzichte van 2023 tot circa € 0,8 miljard. Als voornaamste oorzaak noemt RVO de gecombineerde werking van netcongestie (wachttijden tot tien jaar voor nieuwe aansluitingen in overbelaste gebieden) en de ontmoedigende werking van frequente negatieve prijsmomenten in 2024, waarbij prijzen soms tot –€ 200/MWh daalden Windenergie Nieuws: SDE++ 2024 budget niet opgemaakt.

Overgang naar CfD per 2027: Conform de EU Electricity Market Design-verordening (Verordening (EU) 2024/1747, Artikel 19 quinquies) moeten lidstaten per 17 juli 2027 nieuwe directe prijssteun voor grootschalige zon- en windinstallaties uitsluitend verlenen via tweerichtings-CfD's of equivalente mechanismen. De Nederlandse Wet toepassing tweerichtingscontracten ter verrekening van verschillen was eind 2025 in consultatie bij de Raad van State; indiening bij de Tweede Kamer is voorzien voor begin 2026. Contractduur: 15 jaar (onshore hernieuwbaar) en 20 jaar (offshore wind), met jaarlijkse productieflexibiliteit via een bankingmechanisme Dentons: Wet tweerichtings-CfD Nederland (jan. 2026).

Netcongestie, abregelingsorde en verplichte flexibiliteit

Netcongestie is in Nederland uitgegroeid tot een structureel knelpunt dat de energietransitie in een houdgreep houdt. TenneT, de landelijke netbeheerder (transmissiesysteembeheerder of TSB), investeert jaarlijks meer dan € 10 miljard in netuitbreiding, maar de aanleg van nieuwe 380 kV- en 150 kV-verbindingen loopt achter op de vraag van windparken, zonneparken en industriële elektrificatie TenneT: Congestiebeheer kosten & redispatch 2024-2025.

Redispatch via TenneT: Wanneer transmissieknelpunten dreigen, kan TenneT producenten instructeren hun vermogen op- of af te regelen (redispatch). De vergoeding vindt plaats op basis van pay-as-bid. De jaarlijkse redispatch-kosten bij kritieke netverbindingen in Nederland daalden van circa € 132 miljoen in 2023 naar een geschatte € 21 miljoen in 2024 en € 20 miljoen in 2025, wat duidt op doeltreffender inzet van het net en effectiever congestiebeheer. Toch bleef het totale volume congestiebeheersmaatregelen in 2025 vrijwel ongewijzigd op 30.319 GWh (2024: 30.318 GWh), waarvan zonnecurtailment met 94% steeg tot 2.704 GWh (2024: 1.394 GWh) TenneT: Congestiebeheer kosten & redispatch 2024-2025.

GOPACS-platform: In 2019 lanceerden TenneT en de regionale netbeheerders (DSO's) het GOPACS-platform (Grid Operators Platform for Congestion Solutions) — een gedeelde nationale congestiemarkt die doorlopend werkt met pay-as-bid prijsstelling. Flexibele producenten, afnemers en batterijen kunnen biedingen indienen. TenneT verbond BritNed opnieuw aan GOPACS als leverancier van flexibel vermogen voor redispatch. Batterijen zijn uitdrukkelijk toegelaten als leverancier van congestieoplossingen TenneT: Congestiebeheer kosten & redispatch 2024-2025.

Prioritering nieuwe aansluitingen: Vanaf 1 juli 2026 hanteert de Nederlandse overheid een prioriteringskader voor nieuwe en verzwaarde elektriciteitsaansluitingen in overbelaste gebieden. Drie categorieën krijgen voorrang: (1) installaties die het net daadwerkelijk ontlasten — waaronder grootschalige batterijen; (2) kritieke infrastructuur (ziekenhuizen, defensie); en (3) maatschappelijke basisbehoeften (woningbouw, scholen, openbaar vervoer). Dit stimuleert de inzet van batterijopslag als instrument voor netontlasting Rijksoverheid: Maatregelen netcongestie, prioritering 2026.

Nieuwe Energiewet en flexibiliteitsinkoop: Artikel 3.85 e.v. van de Energiewet (in werking per 1 januari 2026, Wetsvoorstel 36378) verplicht TSB's en DSO's om flexibiliteitsdiensten in te kopen via marktgebaseerde, transparante procedures. Batterij- en vraagresponsbeheerders kunnen vergoedingen ontvangen voor bijdragen aan systeembalancering en ontlasting van het net. De wet definieert opslag voor het eerst expliciet als afzonderlijke marktfunctie naast productie en verbruik Tweede Kamer: Energiewet (Wetsvoorstel 36378).

Nettarieven voor batterijopslag: dubbele last en hervormingen

De nettarievenstructuur vormt één van de grootste economische barrières voor batterijopslag in Nederland. Batterijen betalen in beginsel transporttarieven zowel bij het laden (als verbruiker) als bij het terugleveren (als producent), wat leidt tot een dubbele tarifering die de businesscase aanzienlijk verzwaart. Eneco becijferde dat nettarieven, zelfs na bestaande TenneT-kortingen, circa de helft van de totale systeemkosten van een grote batterijinstallatie uitmaken — een structureel nadeel ten opzichte van Duitsland en België, die ruimhartigere vrijstellingen kennen Eneco: Vrijstelling nettarieven batterijen noodzakelijk.

ACM-korting op transporttarieven: De ACM heeft in beginsel grond gezien voor een verlaagd transporttarief van maximaal 65% voor batterijsystemen die aantoonbaar bijdragen aan netontlasting. De toekenning is conditioneel: de batterij mag het net niet extra belasten tijdens perioden van transportschaarste. Het formele besluit over dit tariefkader was voorzien voor het eerste kwartaal van 2024; Netbeheer Nederland diende hiervoor in overleg met de ACM een apart tariefvoorstel in. Een aparte tariefcategorie voor opslag wordt tevens voorzien binnen de methodiek van de nieuwe Energiewet (Artikel 3.108 Energiewet, tarievenmethodiek ACM) ACM: Verlaagd transporttarief batterijen (65%-korting).

Energiebelasting (EB) en dubbele heffing: Grootschalige batterijinstallaties die zijn aangesloten op een grootverbruikersaansluiting (≥ 3×80A) kunnen een vrijstelling voor energiebelasting verkrijgen op elektriciteit die uitsluitend wordt opgeslagen en doorgeleverd aan eindverbruikers. Vereisten: goedgekeurde meetapparatuur die energie-in, opgeslagen energie, afgeleverde energie en verliezen afzonderlijk registreert; een schriftelijke verklaring aan de energieleverancier; en kwartaalaangifte bij de Belastingdienst (Landelijk Milieubelastingenteam). Conversieverlies in de batterij wordt niet belast. Let op: eigen verbruik van de batterijinstallatie zelf — voor koeling, verlichting en besturing — blijft belastbaar Netwerk Nederland: Vrijstelling energiebelasting batterijopslag.

Kleinschalige batterijen (huishoudelijk/MKB): Voor kleinschalige thuisbatterijen is de situatie beduidend ongunstiger. Onderzoekers schatten dat een structurele oplossing voor dubbele energiebelasting op thuisbatterijen niet vóór 2030 realistisch is, omdat de complexiteit van een fiscale vrijstellingsregeling voor kleine systemen hoog is, terwijl de huidige vrijstelling voor grootschalige installaties reeds een concurrentievoordeel oplevert voor professionele BESS-exploitanten Solar Magazine: Dubbele energiebelasting thuisbatterijen.

Tijdsafhankelijke nettarieven per 2028/2029: De ACM werkt aan een hervorming waarbij nettarieven voor grootverbruikers (vanaf 2028) en huishoudens (voorzien 2029) worden gedifferentieerd naar tijdstip van de dag. Dit creëert een extra stimulans voor batterijen om te laden in goedkope daluren en te ontladen in dure piekmomenten, en kan de businesscase voor flexibele opslag versterken Solar Magazine: Dubbele energiebelasting thuisbatterijen.

Markten voor een batterij: day-ahead, intraday, balancering en capaciteit

Een BESS-operator in Nederland heeft toegang tot meerdere opeenvolgende markten, elk met eigen prijssignalen, liquiditeit en technische toelatingseisen:

1. Day-Ahead-markt (EPEX SPOT): De Nederlandse day-ahead-veiling op EPEX SPOT sluit dagelijks om 12:00 uur CET voor levering de volgende dag. Minimale biedgrootte: 0,1 MW (per 2024 ingevoerd voor de Benelux-/DACH-zone, een verlaging ten opzichte van eerdere 1-MW-drempel). Biedingen zijn mogelijk als volume-prijs-koppels voor gehele uren of blokbiedingen. Koppeling met buurlanden via CWE-marktkoppeling (Price Coupling of Regions, PCR). Totaal verhandeld volume op EPEX SPOT day-ahead in 2024: 654 TWh over alle zones EPEX SPOT: Handelsproducten day-ahead & intraday.

2. Intradaymarkt: Na de day-ahead-veiling is handel mogelijk via doorlopende intradayhandel op EPEX SPOT (M7-platform, ook via ICE Endex voor OTC-transacties). Bijzonder voor Nederland: het Localflex Continuous NL-marktsegment, operationeel sinds 2023, centraliseert flexibiliteitsaanbiedingen van DSO's en TSO op één platform, gekoppeld aan GOPACS. Batterijen kunnen hier congestie-oplossingen aanbieden op locatie-specifieke knooppunten, met directe clearing. EPEX SPOT breidde zijn intradayveilingen in 2025 uit naar 13 landen, met een totaal verhandeld volume van meer dan 35 TWh EPEX SPOT: Handelsproducten day-ahead & intraday.

3. Balanceringsmarkten (TenneT): TenneT opereert drie regelvermogens-producten conform de Europese Platform-verordeningen:

• FCR (Frequency Containment Reserve): Primaire regelcapaciteit; continues activering bij frequentieafwijkingen ±200 mHz. Dagelijkse veilingprocedure via het MARI-gerelateerde FCR-platform.
• aFRR (Automatic Frequency Restoration Reserve): Secundaire regelenergie; automatische activering via PICASSO-platform. TenneT is per 18 oktober 2024 aangesloten op het Europese PICASSO-platform voor grensoverschrijdende aFRR-uitwisseling met Duitsland en Denemarken. Dit vergroot de liquiditeit aanzienlijk TenneT: Balanceringsmarkten FCR/aFRR/mFRR Nederland.
• mFRR (Manual Frequency Restoration Reserve): Tertiaire regelenergie; handmatige activering via MARI-platform. Standaard mFRR openstaat voor prequalificatie vanaf eind 2025 TenneT: Balanceringsmarkten FCR/aFRR/mFRR Nederland.

Minimumvermogen voor prequalificatie: 1 MW, maar aggregatie van meerdere batterijen door een BSP (Balance Service Provider) tot 1 MW is toegestaan. Technische eisen: responstijden, rampsnelheid, beschikbaarheidsgraad en communicatieprotocollen worden getoetst in het prequalificatieproces bij TenneT. Batterijen mogen FCR, aFRR en mFRR combineren met day-ahead- en intradayhandel TenneT: Balanceringsmarkten FCR/aFRR/mFRR Nederland.

Tevens is per maart 2026 Dynamische Dimensionering (Dynamic Dimensioning) ingevoerd voor alle FRR-capaciteitsproducten van TenneT, wat leidt tot efficiëntere en kleinere reservecapaciteitsblokken — voordelig voor kleinere batterijprojecten TenneT: Balanceringsmarkten FCR/aFRR/mFRR Nederland.

4. Onbalansmarkt: Elke partij met een BRP (Balance Responsible Party)-rol is onderhevig aan de onbalansverrekening van TenneT. Batterijen kunnen strategisch inspelen op onbalanskwartieren — maar dit is speculatief en uitsluitend voor ervaren marktpartijen.

5. Capaciteitsmarkt (in ontwikkeling): Nederland kent op dit moment géén operationeel capaciteitsmechanisme. Rapporten van onder meer Compass Lexecon (2025) en de NVDE waarschuwen dat zonder capaciteitsmarkt een stroomtekort dreigt vanaf circa 2033 naarmate stuurbare centrales sluiten. De ACM heeft onderzocht welke vormen van capaciteitsmechanismen denkbaar zijn (ACM/INT/524087). Een definitief besluit tot invoering is nog niet genomen; dit is een politiek open dossier Solar Magazine: Capaciteitsmarkt Nederland noodzaak.