Day-ahead-markt · Woordenlijst

De day-ahead-markt is de georganiseerde elektriciteitsmarkt waarop elektrische energie voor de volgende leverdag wordt verhandeld. Marktdeelnemers plaatsen koop- en verkoopbiedingen voor afzonderlijke leveringsperioden of voor gestandaardiseerde blokken. Uit alle biedingen berekent één enkele veiling voor elke leveringsperiode prijzen en volumes. Zo worden verwachte productie, verwacht verbruik en grensoverschrijdende handelsmogelijkheden omgezet in bindende handelsposities voor de volgende dag. In Europa is de kleinste leveringsperiode, de Market Time Unit (MTU), sinds leverdag 1 oktober 2025 het kwartier. Daarvoor was dat het uur.

Er wordt energie verhandeld, geen vermogen in technische zin. De hoeveelheid wordt uitgedrukt in megawattuur (MWh), de prijs in euro per megawattuur. Wie gedurende een heel uur constant 100 megawatt levert, levert 100 MWh. In één enkel kwartier is dat bij hetzelfde vermogen slechts 25 MWh. Vermogen beschrijft dus de momentane invoeding of afname, energie de over de periode geleverde hoeveelheid. Voor de day-ahead-markt is dit onderscheid belangrijk: de markt wijst aan elke leveringsperiode energiehoeveelheden toe. Netbeheer en systeemveiligheid moeten daarentegen bovendien rekening houden met de gelijktijdige vermogensbalans, netbelastingen en reserves. De day-ahead-prijs is daarom een prijs voor elektrische arbeid in een bepaalde leveringsperiode. Hij is geen volledige prijs voor gegarandeerd vermogen of netstabiliteit.

Europese marktkoppeling en verloop van de veiling

In de EU en in enkele andere landen is de day-ahead-handel georganiseerd als gekoppelde veiling, de Single Day-Ahead Coupling (SDAC). Elektriciteitsbeurzen, in het EU-recht aangewezen elektriciteitsmarktbeheerders (NEMO's), en transmissiesysteembeheerders berekenen het resultaat samen met een uniform algoritme. Dat houdt gelijktijdig rekening met alle biedingen en de beschikbare grensoverschrijdende transmissiecapaciteit. Het doel is de maatschappelijke welvaart, de zogeheten welvaart, te maximaliseren en schaarse koppelcapaciteit zo efficiënt mogelijk te gebruiken.

Biedingen worden tot de gate-sluitingstijd om 12:00 uur Midden-Europese tijd op de dag ervoor aanvaard. Daarna rekent het algoritme en worden de resultaten gepubliceerd. Sinds handelsdag 30 september 2025 ontstaan de prijzen in alle SDAC-biedzones en aan alle zonegrenzen met een resolutie van een kwartier. Ierland blijft volgens EPEX SPOT bij eenheden van 30 minuten. Uurproducten en blokbiedingen blijven mogelijk: een uurbod wordt dan toegepast op de vier kwartieren van het uur. Zwitserland maakt geen deel uit van de EU-marktkoppeling. Volgens EPEX SPOT is de eigen day-ahead-veiling van Zwitserland in november 2026 eveneens overgestapt op kwartieren.

In gekoppelde markten stromen handelsvolumes van zones met een lagere prijs naar zones met een hogere prijs, zolang er voldoende transmissiecapaciteit beschikbaar is. Volstaat de capaciteit niet, dan lopen de prijzen van de zones uiteen. Ze blijven dan zover uit elkaar als de congestie afdwingt. Het resultaat van elke prijszone is dus nauw verbonden met dat van de buurzones. Een winderige dag in Noord-Duitsland kan bijvoorbeeld ook de prijzen in buurlanden drukken.

Biedingen en prijsvorming

De prijsvorming volgt in de kern de merit order. Verkoopbiedingen worden gesorteerd van laag naar hoog, koopbiedingen van hoog naar laag. Waar de aanbod- en de vraagcurve elkaar snijden, ontstaat de marktclearingprijs. Installaties met lage kortetermijn-marginale kosten staan vaak vooraan, zoals windenergie, fotovoltaïsche zonne-energie of draaiende kerncentrales in landen die er nog hebben. Gas- en kolencentrales of opslag bieden, afhankelijk van brandstof- en CO₂-kosten, rendement, startkosten en opportuniteitskosten, tegen hogere prijzen aan. Bij opslag gaat het vooral om de verwachte opbrengsten in andere uren. Binnen een prijszone ontvangen in beginsel alle aanvaarde biedingen dezelfde prijs, ook als afzonderlijke installaties lager hebben geboden (uniforme-prijsmethode, Engels pay-as-cleared). Bij blokbiedingen en andere complexe biedingen kan een bod ondanks een ogenschijnlijk passende prijs worden afgewezen. De reden is dat blokken alleen volledig of helemaal niet worden aanvaard.

Deze uniforme prijs wordt vaak verkeerd begrepen. Hij betekent niet dat elke centrale in elk kwartier haar volledige kosten vergoed krijgt. Hij betekent evenmin dat de duurste producent de prijs politiek „bepaalt". De prijs is het resultaat van een veilingregel die schaarse productie- en verbruiksopties voor een concrete leveringsperiode ordent. Via de biedingen werken brandstofprijzen, CO₂-kosten, weersvoorspellingen, technische beschikbaarheid en vraagverwachtingen door in het resultaat. Langetermijninvesteringskosten komen er slechts indirect in voor, bijvoorbeeld via verwachte opbrengsten of risicopremies. Strategisch gedrag is alleen toegestaan binnen de regels tegen marktmisbruik.

De prijzen zijn technisch naar boven en naar beneden begrensd. Deze geharmoniseerde maximum- en minimumprijzen berusten op een methodologie volgens artikel 41 van de CACM-verordening, die ACER laatst heeft gewijzigd met Besluit nr. 02/2026 van 4 februari 2026. De referentiewaarden zijn +4000 euro/MWh naar boven en −500 euro/MWh naar beneden. Stijgen of dalen de prijzen in de buurt van deze grenzen, dan past een automatisch mechanisme ze aan. Sinds leverdag 29 mei 2026 ligt de ondergrens op −600 euro/MWh, de bovengrens ongewijzigd op +4000 euro/MWh. Omdat de grenzen zich automatisch kunnen aanpassen, moet men vóór gebruik de actuele stand bij de beurzen controleren.

Afbakening ten opzichte van termijnmarkt, intradaymarkt en regelenergie

Op de termijnmarkt dekken leveranciers, producenten en grote verbruikers elektriciteitsvolumes weken, maanden, kwartalen of jaren vooraf af. Dat dient vooral het risicobeheer. De day-ahead-markt legt daarentegen de concrete levering voor de volgende dag vast. Het resultaat is tegelijk de belangrijkste referentieprijs voor veel termijncontracten en leveringsovereenkomsten.

Van de intradaymarkt verschilt hij door het tijdstip en de functie. Na de veiling veranderen de prognoses: windparken voeden anders in dan verwacht, bewolking verschuift de fotovoltaïsche productie, centrales vallen uit of verbruiksprofielen wijken af. Op de intradaymarkt kunnen marktdeelnemers hun posities tot kort voor de levering aanpassen. Hij corrigeert prognosefouten, maar vervangt niet de coördinerende werking van de day-ahead-veiling.

Regelenergie is een afzonderlijk niveau. Transmissiesysteembeheerders zetten ze in om in real time resterende afwijkingen tussen productie en verbruik te compenseren en de netfrequentie stabiel te houden. De day-ahead-markt produceert programma's en handelsposities. Regelenergie behandelt ongeplande afwijkingen in de feitelijke werking. Wie de day-ahead-prijs leest als prijs voor bevoorradingszekerheid, vermengt marktcoördinatie met systeemdiensten.

Programma's, balansverantwoordelijkheid en netbeheer

Het marktresultaat bestaat niet alleen uit prijzen. Het legt ook handelsposities vast waaruit programma's ontstaan. Leveranciers, handelaren, directe vermarkters, opslagexploitanten en grote verbruikers brengen hun invoedingen, afnames en transacties onder in een balansgroep. Dat is een rekenkundige rekening die in elke afrekeningsperiode in evenwicht moet zijn. Wijken de feitelijke volumes af van de gemelde programma's, dan dragen de balansverantwoordelijken het financiële risico via de onbalansprijzen.

Voor netbeheerders vormen deze programma's een belangrijke informatiebasis. Binnen een prijszone brengt de day-ahead-markt echter geen netcongesties in beeld. Duitsland en Luxemburg vormen een gemeenschappelijke biedzone, hoewel windstroom vooral in het noorden wordt opgewekt en veel stroom in het zuiden wordt verbruikt. De Europese herziening van de biedzones had in 2025 een opsplitsing in maximaal vijf zones aanbevolen. Het Duitse federale ministerie van Economische Zaken heeft in december 2025 met het „Aktionsplan Gebotszone" besloten vast te houden aan de eenheidszone. Een wijziging kan hoe dan ook niet louter nationaal worden besloten. Zou het marktresultaat leidingen overbelasten, dan grijpen netbeheerders in met redispatch: installaties worden in afwijking van het marktresultaat op- of afgeregeld.

Deze scheiding van markt en net is institutioneel gewild, maar veroorzaakt kosten en verdelingseffecten. Een lage day-ahead-prijs betekent niet dat levering op elke plaats zonder extra kosten mogelijk is. Kosten voor redispatch, reservehouding en systeemdiensten zitten niet in de beursprijs. Ze worden voor een groot deel via de nettarieven betaald.

Hernieuwbare invoeding, negatieve prijzen en flexibiliteit

Met een groeiend aandeel wind en fotovoltaïsche zonne-energie verandert de rol van de day-ahead-markt. Weersafhankelijke installaties hebben zeer lage marginale kosten, maar een wisselende beschikbaarheid. Zijn veel wind en zon voorspeld, dan verschuift het aanbod naar lage prijzen. Bij hoge vraag en weinig hernieuwbare invoeding zijn duurdere flexibele installaties nodig en stijgen de prijzen. De resolutie van een kwartier maakt bovendien kortstondige rampen zichtbaar, bijvoorbeeld 's ochtends en 's avonds, wanneer de zonneproductie stijgt of daalt.

Negatieve prijzen ontstaan wanneer in een leveringsperiode meer productie wordt aangeboden dan tegen positieve prijzen wordt gevraagd en er onvoldoende flexibiliteit is. Oorzaken kunnen zijn: minimumvermogens van conventionele centrales, warmtegeleide warmtekrachtkoppeling, steunregels die ondanks lage prijzen tot invoeden aanzetten, ontbrekende opslag, trage vraag of beperkte exportmogelijkheden. Negatieve prijzen betekenen niet dat elektriciteit fysiek waardeloos zou zijn. Ze tonen dat op dat moment het vermogen schaars is om elektriciteit op te nemen, te verschuiven of de productie af te remmen.

Daardoor wint flexibiliteit economisch aan waarde. Batterijopslag laadt bij lage en ontlaadt bij hoge prijzen. Warmtepompen, elektrolyseurs, laadpunten voor elektrische auto's en industriële processen kunnen hun verbruik verschuiven, als techniek, comforteisen, tarieven en marktregels dat toelaten. Het prijssignaal alleen creëert echter nog geen flexibiliteit. Daarvoor zijn meting, stuurbaarheid, geschikte tarieven, aggregatoren, passende balanceringsregels en investeringen in installaties en IT nodig.

Wat de day-ahead-prijs toont en wat hij verbergt

De day-ahead-prijs is een van de belangrijkste referentieprijzen in het elektriciteitssysteem. Hij beïnvloedt directe vermarkting, aankoopstrategieën, opslagopbrengsten en politieke debatten over stroomkosten. Nettarieven, belastingen, heffingen, verkoopkosten, langetermijndekking, reserve- en redispatchkosten zijn er echter niet in begrepen. Huishoudelijke en industriële elektriciteitsprijzen laten zich daarom niet uitsluitend uit de day-ahead-prijs verklaren.

Een verdere versimpeling ontstaat wanneer men het marktresultaat opvat als directe afspiegeling van de elektriciteitsmix van een kwartier. De veiling wijst handelsvolumes toe aan prijszones. De fysieke stroom volgt daarentegen de wetten van de elektrotechniek en de opbouw van het net, niet de contracten. Handelsstromen, fysieke stromen en boekhoudkundig toegewezen herkomstgaranties zijn verschillende niveaus. Wie ze vermengt, verwart prijsvorming, klimaatboekhouding en netbeheer.

Ook voor investeringen geeft de day-ahead-markt geen volledig beeld. Frequente prijspieken kunnen flexibele productie, opslag en lastverschuiving aantrekkelijker maken. Frequente lage of negatieve prijzen kunnen de opbrengsten verlagen van installaties die in dezelfde uren veel invoeden. Of er daadwerkelijk wordt geïnvesteerd, hangt ook af van de verwachte volatiliteit, financieringskosten, regulatoire risico's, netaansluitvoorwaarden en andere inkomstenbronnen. De day-ahead-markt zendt een signaal uit, maar garandeert geen toereikend gegarandeerd vermogen.

De day-ahead-markt is daarmee de centrale veilingslaag voor de economische coördinatie op korte termijn van het elektriciteitssysteem. Hij maakt verwachte schaarste voor de volgende dag zichtbaar, creëert bindende handelsposities en levert een prijssignaal voor productie, verbruik en flexibiliteit. Zijn zeggingskracht eindigt waar netrestricties, afwijkingen in real time, systeemdiensten en langetermijninvesteringsrisico's beginnen.

Bronnen

15-minute products in Market Coupling — EPEX SPOT; unbekannt (Inhalt mit Stand November 2026). Abschnitt Introduction of 15-minute MTU contracts for Day-Ahead – SDAC
Successful Implementation of 15-Minute Market Time Unit (MTU) in SDAC — EPEX SPOT / SDAC-Parteien; 2025-10-07. Pressemitteilung, Abschnitt About SDAC
ACER Decision No 02/2026 on the harmonised maximum and minimum clearing price methodology for SDAC — Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER); 2026-02-04. Erwägungsgründe sowie Anhang Artikel 3 (die Werte sind in der von OMIE veröffentlichten Fassung derselben Entscheidung belegt)
New Harmonized Minimum Clearing Prices for Nordic currencies starting from the 28th May 2026 (Trading Date) — Nord Pool; 2026-05-08. Operational Message
Politik: Regierung hält an einer deutschen Strompreiszone fest — Energie & Management; 2025-12 (genaues Datum unbekannt). Nachrichtenartikel zum Aktionsplan Gebotszone des BMWE

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:35