f97.beDE WERKPLAATS VAN ERIK SCHMIDT
← Alle begrippen

Woordenlijst · Energiesector & energietransitie

Feed-in Premium

feed-inpremie Injectiepremie marktpremie hernieuwbare energie ondersteuning elektriciteitsmarkt

Feed-in Premium, in het Duits meestal Einspeiseprämie (inspeisepremie), is een steunbetaling voor ingevoede elektriciteit die bovenop de marktopbrengst wordt betaald. De exploitant ontvangt dus geen door de overheid vastgelegde afnameprijs. Hij verkoopt zijn stroom zelf of via een dienstverlener op de markt en krijgt daar een premie bovenop. In het Duitse recht inzake hernieuwbare energie heet de belangrijkste vorm van dit model marktpremie.

De premie wordt betaald per opgewekte en daadwerkelijk ingevoede hoeveelheid energie, doorgaans in cent per kilowattuur of euro per megawattuur. Ze heeft dus betrekking op elektrische arbeid en niet op het geïnstalleerde vermogen. Een windturbine van vijf megawatt ontvangt de premie niet voor haar nominale vermogen, maar voor elke daadwerkelijk ingevoede kilowattuur. Dat is belangrijk: steunkosten, marktopbrengsten en prikkels hangen af van de opgewekte hoeveelheid energie. Netaansluiting, ruimtebehoefte en de bijdrage aan het gegarandeerde vermogen hangen daarentegen van andere grootheden af.

Afbakening ten opzichte van invoedingstarief en verschilcontract

Een Feed-in Premium ligt tussen een vast invoedingstarief en een zuiver marktgefinancierde elektriciteitsproductie. Bij het vaste tarief krijgt de exploitant voor elke kilowattuur een vooraf vastgelegd bedrag; de marktprijs speelt nauwelijks een rol voor zijn opbrengsten. Bij de Feed-in Premium blijft de marktprijs daarentegen deel uitmaken van de opbrengstberekening.

  • Vaste premie: bovenop de marktopbrengst komt een constante toeslag. Stijgt de marktprijs, dan stijgt ook de totale opbrengst. Daalt hij, dan daalt de totale opbrengst. De exploitant draagt daarmee een aanzienlijk prijsrisico.

  • Glijdende premie: er wordt een streefwaarde vastgelegd, in de EEG de „anzulegender Wert“ (aan te leggen waarde). De premie compenseert het verschil tussen deze waarde en een referentiemarktwaarde. Stijgt de marktwaarde, dan daalt de premie; daalt de marktwaarde, dan stijgt de premie. Zo'n model heet ook Sliding Market Premium.

  • Tweezijdig verschilcontract: bij een Two-sided CfD vloeien betalingen in beide richtingen. Ligt de referentieprijs boven de overeengekomen waarde, dan moet de exploitant meeropbrengsten terugbetalen.

Niet elke inspeisepremie is dus een Contract for Difference. De Duitse marktpremie volgens EEG 2023 is eenzijdig. Bijlage 1 bij de EEG berekent haar als aan te leggen waarde min maand- of jaarmarktwaarde. Levert dat een waarde onder nul op, dan wordt de premie op nul gezet; een terugbetaling is er niet. Een vereenvoudigd voorbeeld: bij een aan te leggen waarde van 7 ct/kWh en een marktwaarde van 5 ct/kWh bedraagt de premie 2 ct/kWh. Ligt de marktwaarde op 9 ct/kWh, dan is de premie nul en behoudt de exploitant de hogere marktopbrengst. Welke referentiewaarde geldt, hangt af van de datum van ingebruikname of van de toewijzing. Installaties met ingebruikname of toewijzing vóór 1 januari 2023 rekenen in beginsel met de technologiespecifieke maandmarktwaarde en rekenen maandelijks af. Andere installaties rekenen met de jaarmarktwaarde en rekenen jaarlijks af.

Waarom de premie relevant is voor het elektriciteitssysteem

Vaste invoedingsvergoedingen hebben de groei van wind, fotovoltaïsche zonne-energie en biomassa sterk gestimuleerd, omdat ze voorspelbare opbrengsten boden. Naarmate het aandeel van deze installaties groeide, werd echter duidelijker: het elektriciteitssysteem heeft niet alleen over het jaar genoeg stroom nodig. Opwekking, verbruik, netcapaciteit en balanceringsenergie moeten ook in de tijd op elkaar aansluiten. De inspeisepremie moet exploitanten daarom dichter bij de elektriciteitsmarkt brengen, meestal via directe marktafzet. Daarbij verkoopt een directe vermarkter of de exploitant zelf de stroom op de beurs, buiten de beurs of via leveringscontracten. Daarvoor zijn prognoses, vermarkting en balansverantwoordelijkheid nodig. Wijkt de daadwerkelijke opwekking af van de prognose, dan ontstaan er balanceringskosten. In het stelsel met vaste vergoeding werden die sterker over de gemeenschap verdeeld; in het premiemodel dragen vermarkters en exploitanten ze minstens gedeeltelijk.

De fysische eigenschappen van de opwekking veranderen hierdoor niet. Een fotovoltaïsche installatie blijft afhankelijk van de zoninstraling, een windturbine van het windaanbod. De marktbinding verbetert prognose, vermarkting en de reactie op prijzen. Opslag, netcapaciteit en gegarandeerd vermogen vervangt ze niet. Commerciële vermarkting is dus iets anders dan technische stuurbaarheid.

Prikkels bij lage en negatieve prijzen

De vormgeving wordt vooral belangrijk bij zeer lage of negatieve elektriciteitsprijzen. Bij een glijdende premie die op een maand- of jaargemiddelde berust, ligt de premie per kilowattuur binnen de afrekenperiode vast. Zonder tegenregel loont invoeding dan ook bij een negatieve beursprijs, zolang de premie hoger is dan het bedrag dat de exploitant voor de afname moet betalen. De installatie blijft dus invoeden, hoewel de prijs een overschot signaleert.

Duitsland heeft hierop gereageerd met de stapsgewijze aanscherping van § 51 EEG. Welke regel geldt, hangt af van de datum van ingebruikname of van de biedtermijn:

  • Tot eind 2015: geen korting.

  • 2016 tot 2020: 6-urenregel. De steun vervalt pas na zes aaneengesloten uren met negatieve prijzen.

  • 2021 tot 2022: 4-urenregel.

  • 1 januari 2023 tot 24 februari 2025: gefaseerde 4-3-2-1-urenregel.

  • Sinds 25 februari 2025 (Solarspitzengesetz): de aan te leggen waarde daalt al vanaf het eerste kwartier met een negatieve spotmarktprijs naar nul. In ruil daarvoor wordt de steunperiode verlengd met de getroffen kwartieren, bij pv-installaties via een naar seizoen gewogen tijdcontingent. Bij installaties onder 100 kW geldt de nieuwe regel pas na de installatie van een intelligent meetsysteem.

  • Voor bepaalde biogasinstallaties met aanbestedingsplicht geldt een bijzondere regel: de steun vervalt al bij spotmarktprijzen tot 2 ct/kWh.

Bestaande installaties kunnen vrijwillig naar de nieuwe regel overstappen. Voorwaarden zijn een intelligent meetsysteem en een verklaring in tekstvorm. In ruil stijgt hun aan te leggen waarde met 0,6 ct/kWh. Zulke regels bepalen of installaties bij overschot vrijwillig afregelen en of flexibiliteit loont.

Bij wind en fotovoltaïsche zonne-energie komt daar een gelijktijdigheidseffect bij. Voeden veel gelijksoortige installaties tegelijk in, dan daalt hun gemiddelde marktwaarde. Dat heet kannibalisatie-effect. Bij een glijdende premie compenseert de steun dit waardeverlies. Dat behoudt weliswaar de uitbouw, maar beantwoordt niet de vraag hoe opslag, flexibele vraag, netuitbreiding en stuurbare opwekking meegroeien.

Verdeling van risico's en kosten

Een Feed-in Premium verdeelt vooral risico's. Beter voorspelbare opbrengsten verlagen de kapitaalkosten. Dat is bij wind- en zonne-installaties bijzonder belangrijk, omdat ze hoge initiële investeringen en nauwelijks brandstofkosten hebben. Stijgt het opbrengstrisico sterk, dan eisen kapitaalverschaffers hogere rendementen. Een schijnbaar marktgerichter model kan zo in totaal duurder worden. De andere kant dragen consumenten, de overheidsbegroting of heffingssystemen, afhankelijk van de financiering. Bij een eenzijdige glijdende premie verhogen dalende marktwaarden de steunbetalingen. Stijgende marktwaarden ontlasten het steunsysteem weliswaar, maar meeropbrengsten boven de aan te leggen waarde blijven bij de exploitant. Precies hier zetten tweezijdige verschilcontracten in.

Ook de bevoegdheden zijn verdeeld. Wetgever en regulator leggen subsidiabiliteit, referentiewaarden, aanbestedingen en de regels bij negatieve prijzen vast. Netbeheerders blijven verantwoordelijk voor aansluiting en netveiligheid. Directe vermarkters nemen vermarkting en balansgroep over. Exploitanten van installaties dragen investerings- en exploitatierisico's en, afhankelijk van het model, een deel van het opbrengstrisico.

Rechtsontwikkeling: EU-voorschrift over tweezijdige CfD's

Met de hervorming van de elektriciteitsmarkt van 2024 werd artikel 19d ingevoegd in de EU-Verordening interne elektriciteitsmarkt 2019/943. De gewijzigde versie berust op Verordening (EU) 2024/1747. Daarna moeten regelingen voor directe prijsondersteuning voor investeringen in nieuwe installaties worden vormgegeven als tweezijdige verschilcontracten of als modellen met hetzelfde effect. Dit betreft onder meer wind, zon, geothermie, run-of-river waterkracht zonder opslag en kernenergie en geldt voor contracten vanaf 17 juli 2027. Voor hybride offshoreprojecten die op meerdere biedzones zijn aangesloten, geldt 17 juli 2029. De Europese Commissie heeft richtsnoeren over de vormgeving gepubliceerd. Daarna moeten zulke contracten de marktprikkels van vergelijkbare niet-gesteunde installaties zo veel mogelijk behouden.

Voor Duitsland heeft het federale kabinet op 29 juli 2026 een regeringsontwerp voor de EEG 2027 aangenomen. Dat voorziet in tweezijdige verschilcontracten voor de gesteunde directe marktafzet. Een kabinetsbesluit is nog geen geldend recht. Totdat een nieuwe regeling is aangenomen en in werking treedt, geldt de eenzijdige marktpremie volgens EEG 2023. Voor bestaande installaties gelden in beginsel de regels die bij ingebruikname of toewijzing bepalend waren.

Typische misverstanden

  • De premie zou onafhankelijk zijn van de marktprijs: bij glijdende modellen hangt de hoogte juist af van de marktwaarde.

  • Directe marktafzet zou volledige systeemverantwoordelijkheid betekenen: verkoop op de beurs betekent niet dat een installatie bijdraagt aan de piekbelasting of dat haar invoeding de behoefte volgt.

  • Lage steunbetalingen zouden een hoge rentabiliteit betekenen: bij hoge marktprijzen kan de premie laag zijn, hoewel de installatie nog steeds door het steunkader wordt afgedekt. Hoge premies volgen vaak uit lage marktwaarden, niet noodzakelijk uit hoge installatiekosten.

  • Elke marktpremie zou een CfD zijn: de Duitse marktpremie volgens EEG 2023 kent geen terugbetaling van meeropbrengsten.

Feed-in Premiums laten zien dat steun niet alleen een kwestie van stroomhoeveelheid is. Ze leggen vast hoe marktopbrengsten, prijsrisico's en investeringszekerheid samenhangen. De term duidt daarmee minder op één enkele betalingstechniek dan op een raakvlak tussen opwekkingssteun, directe marktafzet en kortetermijnprijssignalen.

Bronnen

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47

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