f97.beDE WERKPLAATS VAN ERIK SCHMIDT
← Alle begrippen

Woordenlijst · Energiesector & energietransitie

Curtailment Risk, curtailmentrisico (afregelingsrisico)

Curtailmentrisico Curtailment windenergie fotovoltaïsche energie PPA netcongestie marktwaarde

Curtailment Risk of curtailmentrisico (afregelingsrisico) is het economische risico dat een productie-installatie minder stroom kan invoeden, verhandelen of vergoed krijgen dan zij technisch zou kunnen opwekken. De invoeding wordt dan beperkt, uitgesteld of volledig verhinderd. Het gaat dus niet alleen om het technische proces van de afregeling, maar ook om het te verwachten effect ervan op stroomvolumes, opbrengsten, contractposities, financiering en waardering van een project. Beeldend gezegd: de wind waait en de zon schijnt, maar een deel van de mogelijke kilowattuur bereikt nooit de markt of de afnemer, of levert daar geen geld op.

Het afregelingsrisico wordt meestal gemeten als gemiste energiehoeveelheid in megawattuur of als aandeel van de verwachte jaarproductie in procent. In projectmodellen verschijnt het als afslag op de verwachte opbrengst, bijvoorbeeld ten opzichte van een P50- of P90-opbrengstrapport. P50 is de mediaan van de opbrengstverdeling: statistisch gezien wordt die waarde in de helft van de jaren overschreden en in de helft van de jaren niet gehaald. P90 is een voorzichtigere waarde die met 90 procent waarschijnlijkheid wordt gehaald of overschreden. Belangrijk is dat zuivere opbrengstrapporten meestal alleen weer en techniek weergeven. Afregeling moet afzonderlijk worden gemodelleerd. Omdat ze vaak juist optreedt in uren met hoge opbrengst, kan ze de volledige opbrengstverdeling van een wind- of zonnepark verschuiven.

Netgerelateerde afregeling: redispatch in Duitsland

Netgerelateerd wordt afgeregeld wanneer een netbeheerder de invoeding verlaagt om overbelasting van leidingen of transformatoren te voorkomen of om spanning en netveiligheid te waarborgen. De aanleiding is meestal een netcongestie en niet een landelijk tekort aan vraag. Sinds 1 oktober 2021 is het vroegere invoedingsmanagement (Einspeisemanagement) volgens de EEG overgeheveld naar het redispatchsysteem van het Energiewirtschaftsgesetz. Onder de noemer Redispatch 2.0 worden sindsdien ook installaties voor hernieuwbare energie en WKK-installaties betrokken bij het op planningsgegevens gebaseerde congestiebeheer. Wie in Duitsland tegenwoordig over Einspeisemanagement spreekt, bedoelt daarom doorgaans redispatchmaatregelen volgens §§ 13, 13a en 14 EnWG.

Voor het risico is bepalend dat netgerelateerde afregeling in Duitsland in beginsel wordt gecompenseerd. Daarvoor bestaan twee niveaus. Bij de balanscompensatie vervangt de netbeheerder de ontbrekende hoeveelheid in de balansgroep. De handelaar of directe vermarkter hoeft de afgeregelde hoeveelheid dus niet zelf bij te kopen. De financiële compensatie volgens § 13a lid 2 EnWG geldt als passend wanneer zij de exploitant van de installatie, rekening houdend met de balanscompensatie, economisch niet beter en niet slechter stelt dan zonder de maatregel. Grondslag van de afrekening is de gemiste productie (Ausfallarbeit), dus de geschatte hoeveelheid die zonder ingreep zou zijn opgewekt.

Volgens de uitleg van de Bundesnetzagentur moet bij gesubsidieerde installaties in de directe vermarkting in de kern de gemiste marktpremie worden vergoed en niet de volledige toe te passen waarde (anzulegender Wert). De marktwaarde van de hoeveelheid ontvangt de exploitant al via de balanscompensatie. In afzonderlijke gevallen kan het saldo zelfs een betaling van de exploitant van de installatie aan de netbeheerder opleveren. Het restrisico ligt daarom minder in een totale uitval van opbrengsten. Het ligt eerder in onnauwkeurige schattingen van de gemiste productie, in vertragingen bij afrekening en liquiditeit, in opbrengstcomponenten die buiten de compensatie vallen en in toekomstige wetswijzigingen.

Marktgerelateerde en contractuele afregeling

Hiervan te onderscheiden is de marktgerelateerde afregeling. Bij negatieve stroomprijzen kan een installatie technisch invoeden, maar is het economisch vaak zinvol de productie te verlagen. Hiervoor bestaat geen compensatie van de netbeheerder. Daarbij komen subsidieregels: volgens § 51 EEG 2023 in de sinds 25 februari 2025 geldende versie daalt de toe te passen waarde bij nieuwe, daaronder vallende installaties al vanaf het eerste kwartier met een negatieve spotmarktprijs naar nul. Voor oudere installaties gelden, afhankelijk van ingebruikname en omvang, drempels in uren of uitzonderingen. Voor bepaalde installaties worden de uitgevallen perioden via § 51a EEG aan het einde van de subsidieperiode toegevoegd. Dat verschuift opbrengsten naar de toekomst, maar vervangt ze niet tegen gelijke waarde.

Een derde bron zijn aansluit- en contractvoorwaarden. Sommige installaties krijgen slechts een beperkte netaansluiting, bijvoorbeeld met een vaste begrenzing van het invoedingsvermogen of met overeengekomen flexibele beperkingen. Of daarvoor een compensatie wordt betaald, hangt af van de betreffende overeenkomst en rechtsgrondslag en moet per geval worden getoetst. Voor de rentabiliteit maakt het een groot verschil of een installatie slechts in enkele piekuren wordt beperkt of regelmatig in haar meest opbrengstrijke tijdvensters.

Afbakening ten opzichte van aanverwante risico's

Het afregelingsrisico wordt vaak met andere risico's vermengd. Het prijsrisico betreft de prijs waartegen opgewekte stroom wordt verkocht. Het volumerisico, ook Volume Risk genoemd, beschrijft hoeveel stroom een installatie daadwerkelijk opwekt als gevolg van weer, technische beschikbaarheid of installatievermogen. Het netaansluitrisico gaat over de vraag of een installatie überhaupt tijdig en met de geplande capaciteit wordt aangesloten. Het afregelingsrisico ligt daar tussenin: de installatie is aangesloten en zou kunnen produceren, maar een deel van de mogelijke productie bereikt de markt niet of wordt niet vergoed.

Ook de marktwaarde is een aanverwant, maar eigen begrip. Zij beschrijft de gemiddelde opbrengst van een technologie in de uren waarin zij invoedt. Daalt de marktwaarde van fotovoltaïek doordat veel installaties tegelijk produceren, dan is dat in eerste instantie een prijseffect. Wordt in dezelfde uren bovendien afgeregeld, dan komt er een volume-effect bij. Beide effecten versterken elkaar vaak, maar moeten in analyses afzonderlijk worden berekend. Dat geldt evenzeer voor het nauw verwante Profile Risk.

Bij een PPA bepaalt de contractstructuur wie het risico draagt. Bij een pay-as-produced-contract ontvangt de afnemer de daadwerkelijk opgewekte hoeveelheid. Afgeregelde hoeveelheden ontbreken dan gewoon, en het contract regelt of daarvoor zogeheten deemed-generation-betalingen, dus betalingen voor fictief opgewekte hoeveelheden, of prijsdrempels gelden. Bij baseload- of fixed-volume-contracten moet de producent een overeengekomen hoeveelheid leveren. Ontbrekende hoeveelheden moet hij op de markt inkopen, wat duur kan uitvallen wanneer schaarse uren en afregeling samenvallen. Netgerelateerde afregeling wordt in Duitsland weliswaar via de balansgroep gecompenseerd. Of deze compensatie de PPA-afnemer bereikt of bij de producent blijft, hangt echter af van de toewijzing aan de balansgroep en van contractclausules.

Omvang en betekenis voor projecten

Landelijk is afregeling geen randverschijnsel. Volgens de Bundesnetzagentur kon in het derde kwartaal van 2025 circa 96 procent van de hernieuwbare opwekking naar de eindverbruikers worden getransporteerd. De financiële compensatie voor afgeregelde installaties voor hernieuwbare energie bedroeg in dat kwartaal circa 127 miljoen euro. De toezichthouder beschrijft bovendien een gewijzigde congestiesituatie: hoge fotovoltaïsche invoeding veroorzaakt in toenemende mate oost-west-laststromen. Dergelijke gemiddelden verhullen grote regionale verschillen. Afzonderlijke netgebieden en locaties kunnen duidelijk hogere percentages hebben.

Bij wind- en zonneprojecten vallen de meeste kosten vóór de ingebruikname aan, brandstofkosten zijn er nauwelijks. De rentabiliteit hangt daarom af van hoeveel megawattuur er over de levensduur daadwerkelijk worden verkocht of vergoed. Voor banken en investeerders beïnvloedt het afregelingsrisico daarom het vermogen om de schulden te dienen, het rendement op eigen vermogen en de veiligheidsafslagen. Een zeer winderige locatie kan financieel minder aantrekkelijk zijn dan een zwakkere als daar frequente ingrepen te verwachten zijn of de compensatieregels voor een deel van de uitval niet gelden. Twee technisch vergelijkbaar afgeregelde projecten kunnen daarom economisch zeer verschillend worden geraakt, afhankelijk van vergoeding, contractclausules en verantwoordelijkheid voor de balansgroep.

Veelvoorkomende misvattingen

  • „Er is te veel stroom”: Meestal is er op een bepaald moment op een bepaalde plaats te veel invoeding in verhouding tot de transportcapaciteit en de beschikbare flexibiliteit. Een congestie in Noord-Duitsland betekent niet dat er in Zuid-Duitsland geen vraag is.

  • „Elke afregeling is verspilling”: Technisch blijft energie ongebruikt. Macro-economisch kan een beperkte afregeling echter goedkoper zijn dan een netuitbreiding die slechts enkele piekuren volledig opvangt. Doorslaggevend zijn de totale kosten van net, opslag, stuurbare belastingen, locatiekeuze en marktregels.

  • „Compensatie betekent geen risico”: De redispatchcompensatie vergoedt in beginsel alleen de schade door de maatregel, niet elke verwachte projectwaarde. Marktgerelateerde afregeling en nulvergoeding bij negatieve prijzen blijven ongecompenseerd.

  • „Meer vermogen betekent meer bruikbare energie”: Bij hoge gelijktijdigheid, bijvoorbeeld rond de middag bij fotovoltaïek of bij harde wind, levert extra geïnstalleerd vermogen vaak minder dan evenredig extra verhandelbare energie op.

Flexibiliteit, opslag en locatiekeuze

Het afregelingsrisico daalt wanneer stroom ruimtelijk of in de tijd beter kan worden opgenomen. Ruimtelijk betekent dat: netten transporteren de energie naar de verbruikscentra, en netuitbreiding heft structurele congestie op. In de tijd betekent dat: opslag, elektrolysers, warmtepompen, laadinfrastructuur of industriële processen nemen stroom op in uren met hoge invoeding. Dergelijke flexibiliteit verhoogt de vraag precies op het moment waarop anders productie verloren zou gaan.

Een batterijopslag bij het zonnepark helpt vooral wanneer deze in de kritieke uren vrije capaciteit heeft, achter dezelfde congestie is aangesloten en zo wordt bedreven dat hij laadt bij hoge lokale productie. Ligt de congestie elders of is de opslag al vol, dan werkt hij nauwelijks. Bij locatiebeslissingen tellen daarom naast windsnelheid en zoninstraling steeds vaker netcapaciteit, lokale belasting en invoedingsprofielen mee. Wie het afregelingsrisico zorgvuldig analyseert, ziet vroeg of een project vooral een net-, prijs-, contract- of flexibiliteitsprobleem heeft. Daarvan hangt af welk antwoord past: netuitbreiding, opslag, andere PPA-clausules, een andere locatie of lokale vraag.

Bronnen

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:23

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