f97.beDE WERKPLAATS VAN ERIK SCHMIDT
← Alle begrippen

Woordenlijst · Energiesector & energietransitie

Capture rate

Capture rate Capture price marktwaarde marktwaardefactor windenergie fotovoltaïsche energie elektriciteitsmarkt Kannibalisatie-effect

De capture rate geeft aan welk deel van de gemiddelde marktprijs een stroomopwekking met haar werkelijke invoedingsprofiel realiseert. Dat kan een afzonderlijke installatie, een portefeuille of een volledige technologie zijn. Er wordt altijd een bepaalde periode bekeken. Bij 100 procent komt de behaalde gemiddelde prijs precies overeen met het marktgemiddelde. Ligt de waarde lager, dan werd er meer stroom ingevoed in periodes met ondergemiddelde prijzen. Ligt ze hoger, dan viel de opwekking eerder in periodes met hoge prijzen. De kengetal hangt dus af van wanneer er wordt ingevoed, en niet van hoeveel.

Definitie en berekening

Men deelt de zogeheten capture price door de eenvoudige gemiddelde marktprijs in dezelfde periode. De capture price is de productiegewogen gemiddelde prijs. Daarvoor wordt elke opgewekte megawattuur gewaardeerd tegen de prijs van de handelsperiode waarin ze werd ingevoed. De som van deze opbrengsten wordt vervolgens gedeeld door de totale productiehoeveelheid. De capture price heeft een geldeenheid, bijvoorbeeld euro per megawattuur of cent per kilowattuur. De capture rate is daarentegen een dimensieloze verhoudingsgetal en wordt meestal in procent uitgedrukt.

Een eenvoudig voorbeeld: een fotovoltaïsche installatie realiseert in een maand gemiddeld 50 euro per megawattuur. De gemiddelde beursprijs bedraagt in dezelfde maand 70 euro per megawattuur. De capture rate bedraagt dan 50 gedeeld door 70, dus ongeveer 71 procent. Een reëel voorbeeld uit Duitsland: voor 2025 publiceerden de transmissiesysteembeheerders een jaargemiddelde van de spotmarktprijs van 8,932 cent per kilowattuur. De jaarmarktwaarde voor zon bedroeg 4,508 cent, voor wind op land 7,441 cent en voor wind op zee 8,059 cent. Daaruit volgen capture rates van ongeveer 50 procent voor zon, 83 procent voor wind op land en 90 procent voor wind op zee.

Als referentieprijs dient vaak de day-ahead-prijs van de betreffende biedzone. Die is wijdverbreid, maar niet de enige mogelijke referentie. In Duitsland bepalen de elektriciteitsbeurzen de spotmarktprijs van de veiling van de dag voordien inmiddels per kwartier. Ook de wettelijke marktwaardeberekening werkt per kwartier. Een analyse moet daarom altijd vermelden welke periode, welke markt en welke tijdsresolutie worden gebruikt. Een capture price op basis van day-ahead-prijzen is bovendien niet hetzelfde als de werkelijke opbrengsten van een exploitant. Die kunnen afkomstig zijn uit directe vermarkting, regelenergie, langetermijnleveringscontracten of steunmechanismen. De capture rate beschrijft in eerste instantie alleen een prijsverhouding op de elektriciteitsmarkt, niet de volledige economische opbrengst van een installatie.

Afbakening ten opzichte van capture price, marktwaarde en marktwaardefactor

De capture price is een absolute waarde. De capture rate zet hem in verhouding tot het marktgemiddelde. Ze toont daarmee of een invoedingsprofiel prijstechnisch gunstig of ongunstig was. In het Duitse steunsysteem bestaat hiervoor het begrip marktwaarde. Volgens bijlage 1 bij de EEG wordt de energiedragerspecifieke marktwaarde van wind- en zonnestroom als volgt berekend: de spotmarktprijs van elk kwartier wordt vermenigvuldigd met de geraamde productie van de technologie. De producten worden opgeteld en gedeeld door de totale productiehoeveelheid. Dat komt methodisch overeen met een technologiebrede capture price. De marktwaardefactor zet deze marktwaarde in verhouding tot de gemiddelde prijs en komt daarmee in essentie overeen met de capture rate. In internationale analyses wordt meestal de term capture rate gebruikt.

Een bijzonderheid van de EEG-rekenmethode: de basis is een online-extrapolatie van de productie op grond van gemeten referentie-installaties. Afregelingen door de netbeheerder of in het kader van directe vermarkting worden daarbij uitdrukkelijk niet in aanmerking genomen. De officiële marktwaarde is daarom een referentiewaarde voor de hele technologie. Ze is niet de capture price van een concrete installatie, waarvan locatie, oriëntatie en afregeling van het gemiddelde kunnen afwijken.

De capture rate is niet hetzelfde als de jaaropbrengst. De opbrengst is een energiehoeveelheid in kilowattuur of megawattuur. De capture rate waardeert daarentegen het tijdstip waarop die energie wordt opgewekt. Een technisch zeer productieve installatie kan een lage capture rate hebben als ze vooral in laagprijsperiodes invoedt. Omgekeerd zegt een hoge capture rate niets over de vraag of een installatie rendabel is ondanks hoge investerings-, netaansluitings- of exploitatiekosten. Ook met de stroomproductiekosten mag de kengetal niet verward worden. Die beschrijven de gemiddelde productiekosten over de levensduur. Voor een uitspraak over rendabiliteit moeten opbrengsten, kosten, steunregels, financiering en risico's samen worden beschouwd.

Waarom het invoedingsprofiel de marktwaarde bepaalt

De capture rate is bijzonder belangrijk voor weersafhankelijke opwekking uit fotovoltaïsche zonne-energie en windenergie. Deze installaties produceren niet wanneer de prijs hoog is, maar wanneer zon of wind beschikbaar zijn. Bij weinig installaties heeft dat nauwelijks invloed op de prijsvorming. Bij een hoog aandeel vergelijkbare installaties verschuift die echter.

Fotovoltaïsche installaties voeden grotendeels tegelijk rond de middag in. Stijgt de vraag in die uren onvoldoende, laden opslagsystemen niet voldoende, reageren flexibele verbruikers nauwelijks of zijn exportmogelijkheden beperkt, dan daalt de beursprijs. Hij kan dan zelfs in het bereik van negatieve elektriciteitsprijzen belanden. Zonnestroom wordt dus precies dan verkocht wanneer het extra zonneaanbod de prijs drukt. In Duitsland is dat duidelijk te zien: de capture rate van zonnestroom bedroeg in 2025 slechts ongeveer de helft van de gemiddelde spotprijs. In mei en juni 2025 lagen de maandmarktwaarden voor zon zelfs onder twee cent per kilowattuur.

Bij windenergie ontstaat een vergelijkbaar effect bij winderige weersomstandigheden, wanneer veel windparken tegelijk veel stroom opwekken. Het is echter meestal zwakker dan bij fotovoltaïsche zonne-energie. Wind is sterker gespreid over dag- en jaargetijden, en weerssituaties werken ruimtelijk verschillend. Dat tonen ook de duidelijk hogere capture rates van wind op land en op zee in 2025. De basisvraag blijft dezelfde: in welke mate valt de opwekking van een technologie samen met lage of hoge marktprijzen?

Dit verband wordt vaak aangeduid als kannibalisatie-effect. Extra installaties met een vergelijkbaar productieprofiel kunnen de marktwaarde van de reeds bestaande installaties van dezelfde technologie verlagen. De capture rate maakt dit effect meetbaar. Ze toont echter niet alleen hoe sterk een project economisch wordt getroffen. De opbrengsten hangen ook af van steunmechanismen, afdekkingstransacties, eigen verbruik, locatiekwaliteit en vermarktingsstrategie.

Betekenis in het Duitse steunsysteem

In Duitsland bepaalt de technologiespecifieke marktwaarde rechtstreeks de hoogte van de marktpremie volgens de EEG. De marktpremie is het verschil tussen de aan te leggen waarde en de marktwaarde. Valt ze rekenkundig negatief uit, dan wordt ze op nul gezet. Welke marktwaarde geldt, hangt af van het installatiebestand. Voor installaties die vóór 1 januari 2023 in bedrijf zijn genomen of eerder een toewijzing hebben gekregen, geldt in principe de maandmarktwaarde. Voor andere installaties geldt de jaarmarktwaarde. Oudere installaties die de afbakenings- of forfaitaire optie volgens § 19 lid 3b of 3c gebruiken, worden eveneens op basis van de jaarmarktwaarde afgerekend. De transmissiesysteembeheerders publiceren de maandwaarden uiterlijk op de tiende werkdag van de volgende maand en de jaarwaarden uiterlijk op de tiende werkdag van het volgende jaar.

De overstap naar de jaarmarktwaarde heeft gevolgen voor het risico. Bij maandafrekening compenseert de glijdende marktpremie lage zomerwaarden binnen dezelfde maand. Bij jaarafrekening is dat niet het geval: een installatie die in hoogprijsperiodes beter dan het technologiegemiddelde invoedt, kan daar voordeel uit halen. Een installatie met een ongunstiger profiel draagt daarentegen meer opbrengstrisico. Bovendien ontvangen nieuwere EEG-installaties volgens de begin 2025 ingevoerde regels van de zogeheten Solarspitzengesetz in tijden van negatieve prijzen geen steun. Dat versterkt voor deze installaties de prikkel om productie in laagprijsperiodes te vermijden of te verschuiven.

Relevantie voor investeringen, flexibiliteit en marktontwerp

Voor investeerders toont de capture rate of toekomstige opbrengsten met de gemiddelde beursprijs mogen worden geraamd. Ook bij regelbare centrales is dat slechts een benadering. Bij weersafhankelijke installaties kan ze echter bijzonder sterk vertekenen. Wie zonne- of windprojecten enkel met gemiddelde jaarprijzen waardeert, overschat mogelijk de opbrengsten wanneer het invoedingsprofiel systematisch in laagprijsperiodes valt.

Voor het elektriciteitssysteem toont de kengetal hoe waardevol flexibiliteit is. Batterijopslag kan stroom opnemen in tijden van lage prijzen en bij hogere prijzen weer afgeven. Ook flexibele vraag kan goedkope productie-uren beter benutten, bijvoorbeeld via elektrolyseurs, warmtepompen met buffervaten, industriële lastverschuiving of slim laden van elektrische voertuigen. Netuitbreiding en een ruimtelijk bredere spreiding van installaties kunnen gelijktijdige overschotten verminderen of beter verdelen.

De capture rate raakt daarmee ook aan de vraag hoe een elektriciteitsmarkt met hoge aandelen hernieuwbare energie investeringssignalen afgeeft. Als zeer veel installaties in dezelfde uren produceren, daalt hun marktwaarde. Zonder extra inkomstenbronnen, steuninstrumenten of voldoende flexibele vraag kan dat de uitbouw afremmen. Tegelijk is de prijsval een zinvol signaal: stroom is in deze uren ruim beschikbaar en moet worden gebruikt, opgeslagen of naar andere regio's worden getransporteerd.

Hoe belangrijk de capture rate voor een project is, hangt ervan af wie welke risico's draagt. Bij de glijdende marktpremie neemt het steunmechanisme een deel van het marktwaarderisico over. Bij niet-gesteunde projecten of langetermijncontracten voor stroomlevering, een power purchase agreement, wordt het profielrisico verdeeld tussen installatie-exploitant, afnemer en vermarkter. Bij contracts for difference, capaciteitsmechanismen of technologiespecifieke aanbestedingen ziet de situatie er anders uit, omdat de opbrengsten niet enkel uit de kortetermijnbeursprijs voortkomen. De kengetal blijft belangrijk, maar moet worden ingepast in de betreffende markt- en steunordening.

Typische foutieve interpretaties

Een lage capture rate betekent niet dat een technologie technisch slecht of volkseconomisch nutteloos is. Ze toont in eerste instantie alleen dat de stroom wordt geproduceerd in tijden van lage prijzen. Zonnestroom kan toch waardevol zijn als hij fossiele opwekking verdringt, de invoerbehoefte verlaagt of overdag de belasting dekt. De dalende marktwaarde toont echter wel dat extra installaties met hetzelfde profiel zonder begeleidende flexibiliteit minder opbrengst per kilowattuur realiseren.

Omgekeerd is een hoge capture rate geen volledig kwaliteitsbewijs. Een installatie kan een hoge capture rate hebben omdat ze zelden, maar in hoogprijsperiodes produceert. Is de totale hoeveelheid gering of zijn de kosten hoog, dan volgt daaruit geen rendabiliteit. Bij korte periodes of weinig gegevens kan de kengetal sterk schommelen. Afzonderlijke hoogprijsfasen, een Dunkelflaute of uren met negatieve prijzen kunnen maandwaarden aanzienlijk vertekenen.

Ook de wijze van middeling verandert het resultaat. Wie het gemiddelde van twaalf maandelijkse capture rates berekent, krijgt een andere waarde dan bij een hoeveelheidsgewogen jaarberekening. In de jaarberekening wegen de productiesterke zomermaanden met lage prijzen zwaarder door. Voor zonnestroom in Duitsland leverde in 2025 het eenvoudige gemiddelde van de maandverhoudingen ongeveer 65 procent op. De verhouding van de officiële jaarwaarden lag daarentegen bij ongeveer 50 procent. Beide waarden zijn correct berekend, maar beantwoorden verschillende vragen.

Bijzonder voorzichtig moet men zijn wanneer de gemiddelde marktprijs zeer laag, nul of negatief is. Omdat de capture rate een verhouding is, kunnen kleine veranderingen in de noemer dan grote uitschieters veroorzaken. Bij een gemiddelde prijs rond nul of daaronder verliest het percentage zijn zeggingskracht. Dan is de absolute capture price vaak veelzeggender.

De capture rate is ook geen zuivere eigenschap van de technologie. Ze hangt weliswaar af van het productieprofiel, maar evenzeer van het vraagverloop, het centralepark, brandstof- en CO₂-prijzen, netcongestie, aanwezige opslag, import- en exportmogelijkheden en de marktregels. Een voorbeeld: in een elektriciteitssysteem met hoge middagbelasting, grote batterijopslag en sterke netten kan de capture rate van zonnestroom duidelijk anders uitvallen dan in een systeem met starre vraag en beperkte leidingen.

Regionale verschillen mogen evenmin over het hoofd worden gezien. In Duitsland wordt één uniforme beursprijs voor de hele biedzone gevormd, terwijl netcongestie regionaal optreedt. Een capture rate op basis van de zonale prijs toont daarom niet of een installatie ter plaatse het net ontlast of belast. Redispatch, afregeling en netaansluitingsvoorwaarden kunnen reële opbrengsten en systeemkosten veranderen zonder dat dit zichtbaar wordt in een eenvoudige capture-rateberekening. De officiële EEG-marktwaarde laat afregelingen bij de extrapolatie zelfs bewust buiten beschouwing.

De capture rate maakt het verschil tussen energiehoeveelheid en marktwaarde zichtbaar. Ze toont dat het tijdstip van invoeding economisch belangrijker wordt naarmate het aandeel weersafhankelijke opwekking groter is. Bevoorradingszekerheid, totale kosten of de technische integratie van hernieuwbare energie verklaart ze op zichzelf echter niet. Ze wordt pas veelzeggend in combinatie met belastingsprofielen, flexibiliteitsopties, netvoorwaarden, steunregels en investeringskosten.

Bronnen

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 16:55

© 2026 Erik Schmidt. All rights reserved. Quotations with a link to the source are welcome.