f97.beDE WERKPLAATS VAN ERIK SCHMIDT
← Alle begrippen

Woordenlijst · Energiesector & energietransitie

Verschilkosten

Verschilkosten EEG-omslag marktpremie CfD ondersteuning elektriciteitsmarkt hernieuwbare energie

Verschilkosten ontstaan wanneer een toegezegde vergoedingswaarde voor elektriciteit hoger ligt dan de opbrengst die deze elektriciteit op de markt oplevert of rekenkundig zou opleveren. Het gaat om de financiële kloof tussen een steunaanspraak en de marktwaarde van de opgewekte elektriciteit. De term komt voor bij de invoedvergoeding, bij de glijdende marktpremie en bij Contracts for Difference. Alle drie de instrumenten zekeren investeringen af zonder de elektriciteit volledig bloot te stellen aan het prijsrisico op de markt.

De basisberekening is eenvoudig. Een installatie wekt een bepaalde hoeveelheid elektriciteit op, meestal gemeten in megawattuur (MWh) of kilowattuur (kWh). Voor die hoeveelheid bestaat een referentiewaarde: in de Duitse EEG de aan te leggen waarde ("anzulegender Wert"), bij een differentiecontract een overeengekomen uitoefenprijs (strike price). Daarvan wordt een marktwaarde of referentiemarktprijs afgetrokken. Dit verschil maal de relevante hoeveelheid elektriciteit levert de verschilkosten op. Een rekenvoorbeeld ter illustratie: de aan te leggen waarde bedraagt 6 ct/kWh (60 €/MWh), de marktwaarde 4,5 ct/kWh. De compensatie bedraagt dan 1,5 ct/kWh. Bij een jaarlijkse productie van 10.000 MWh is dat 150.000 euro. Ligt de marktwaarde boven de steunwaarde, dan daalt de compensatie tot nul. Of er dan zelfs terugbetalingen zijn, hangt af van het betreffende steunmodel.

Belangrijk is het verschil tussen een waarde per energiehoeveelheid en de absolute kosten. Een groot verschil in euro per MWh leidt alleen tot hoge totale kosten als ook grote hoeveelheden elektriciteit worden gesteund. Omgekeerd kan een klein verschil bij zeer grote hoeveelheden veel geld vergen. Verschilkosten hangen daarom altijd van drie grootheden af: vergoedingsniveau, marktwaarde en gesteunde hoeveelheid.

Berekening en marktwaarde

Bij wind- en zonne-energie is de relevante opbrengst niet gewoon de gemiddelde beursprijs van elektriciteit. Deze installaties voeden in naargelang het weer, het tijdstip van de dag en het seizoen. De EEG berekent daarom een technologiespecifieke marktwaarde. Daarvoor wordt de spotmarktprijs van elk kwartier gewogen met de geëxtrapoleerde invoeding van de betreffende technologie in dat kwartier. De som wordt vervolgens gedeeld door de totale opgewekte hoeveelheid. Wekken veel zonne-installaties tegelijk elektriciteit op, dan daalt de prijs in die uren vaak. De marktwaarde van zonnestroom ligt dan onder de eenvoudige gemiddelde prijs. Voor windstroom geldt hetzelfde in winderige uren.

Dit profieleffect, ook aangeduid als profielrisico, is centraal voor verschilkosten. Daalt de marktwaarde van een technologie, dan stijgen bij gelijke vergoeding de verschilkosten. Dat betekent niet dat de technologie technisch duurder is geworden. Het toont alleen aan dat haar elektriciteit in de uren waarin ze wordt ingevoed, op de markt minder opbrengt. Oorzaken kunnen hoge gelijktijdige productie, weinig flexibele vraag, netcongestie, ontbrekende opslag of de vormgeving van de elektriciteitsmarkt zijn.

De glijdende marktpremie in de EEG

Bij de glijdende marktpremie verkopen exploitanten hun elektriciteit in principe zelf of via een directe vermarkter. Daarnaast ontvangen zij een premie. Volgens bijlage 1 bij de EEG 2023 is die gelijk aan de aan te leggen waarde min de marktwaarde. Is het resultaat negatief, dan wordt de premie op nul gesteld. De Duitse marktpremie werkt dus tot nu toe maar in één richting: hoge marktprijzen verlagen de toelage tot nul, maar leiden niet tot een terugbetaling. Meeropbrengsten boven de aan te leggen waarde blijven bij de exploitant.

Gecorrigeerd werd de veronderstelling dat de premie steeds met een maandmarktwaarde wordt berekend. Een maandmarktwaarde geldt alleen voor installaties die vóór 1 januari 2023 in bedrijf zijn genomen of vóór die datum een toeslag hebben gekregen. Voor de overige installaties wordt de premie jaarlijks en met terugwerkende kracht berekend aan de hand van een technologiespecifieke jaarmarktwaarde. Dat verandert de prikkels: een jaarwaarde vlakt seizoensschommelingen uit. Een exploitant wiens installatie beter dan het gemiddelde van zijn technologie wordt vermarkt, profiteert daarvan. Wie slechter presteert, draagt het nadeel zelf.

Ook negatieve prijzen beïnvloeden de verschilkosten. Volgens § 51 EEG 2023 vervalt voor installaties met ingebruikname of toeslag vanaf 25 februari 2025 de betalingsaanspraak in elk kwartier met een negatieve spotmarktprijs. Als compensatie verlengt § 51a EEG de vergoedingsperiode dienovereenkomstig. Voor oudere installaties gelden, naargelang het jaar van ingebruikname en het vermogen, eerdere urenregels of uitzonderingen. In uren met overaanbod ontstaan daardoor voor nieuwe installaties geen verschilkosten. Tegelijk loont het in zulke uren om de installatie af te regelen of een opslagsysteem te gebruiken.

Tweezijdige differentiecontracten

Bij een tweezijdige CfD wordt de compensatie in beide richtingen geregeld. Ligt de referentieprijs onder de uitoefenprijs, dan ontvangt de exploitant het verschil. Ligt ze erboven, dan betaalt de exploitant het verschil terug. In hoogprijsfasen kunnen verschilkosten daardoor negatief worden: er vloeit geld terug naar de steunverlener. Hoe een CfD werkt, hangt sterk af van de gekozen referentieprijs, de betrokken hoeveelheden en de vraag of de installatie blijft reageren op kortetermijnprijssignalen.

De hervorming van de EU-elektriciteitsmarkt heeft in artikel 19d van de Verordening betreffende de interne markt voor elektriciteit vastgelegd: directe prijssteun voor investeringen in nieuwe installaties, bijvoorbeeld voor opwekking uit wind, zon, geothermie en waterkracht zonder reservoir, moet voortaan worden vormgegeven als tweezijdig differentiecontract of als gelijkwaardig systeem. Grondslag is Verordening (EU) 2024/1747. Volgens gangbare weergave geldt de verplichting voor steuncontracten vanaf 17 juli 2027. De verordening noemt als mogelijke vormen onder meer invoedingsgebaseerde contracten met een of meer uitoefenprijzen, minimumprijzen en capaciteitsgebaseerde of benchmarkcontracten. De lidstaten mogen terugvloeiingen uit dergelijke contracten verdelen onder eindafnemers.

Duitsland bereidt de omschakeling voor met een EEG-wijziging. Het federale ministerie van Economie heeft daarvoor in juli 2026 een wetsontwerp van de federale regering gepubliceerd. Naar de stand van dit onderzoek is de wijziging nog niet goedgekeurd. Details zoals referentieperiode, drempelwaarden en overgangstermijnen kunnen dus nog veranderen.

Afbakening ten opzichte van steunkosten, elektriciteitsprijs en systeemkosten

Verschilkosten worden vaak gelijkgesteld met steunkosten. Dat klopt maar gedeeltelijk. Ze beschrijven de compensatie tussen marktopbrengst en steunwaarde, maar niet noodzakelijk alle kosten van een steunsysteem. De jaarlijkse EEG-financieringsbehoefte omvat volgens de Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) het verschil tussen de inkomsten en uitgaven van de transmissiesysteembeheerders. Daartoe behoren naast marktpremies en vaste vergoedingen ook posten zoals profielservicekosten en liquiditeitsreserves, evenals de verrekening met het saldo van de EEG-rekening. Ook de betalingen aan exploitanten zijn niet hetzelfde als verschilkosten, omdat een deel ervan door marktopbrengsten wordt gedekt.

Verschilkosten zijn evenmin hetzelfde als systeemkosten. Systeemkosten omvatten bijkomend netuitbreiding, redispatch, reservevermogen, opslag, meet- en regeltechniek en andere kosten van bevoorradingszekerheid. Verschilkosten tonen enkel een financiële compensatie binnen het steunregime. Op zichzelf zeggen ze niets over de macro-economische kosten die een bepaalde productiestructuur veroorzaakt.

Evenmin zijn verschilkosten gelijk te stellen met de elektriciteitsprijs voor huishoudens of bedrijven. Vroeger werden ze in Duitsland gefinancierd via de EEG-omslag en waren ze zo rechtstreeks zichtbaar op de elektriciteitsfactuur. De omslag werd per 1 juli 2022 op nul verlaagd. Sinds 2023 wordt de EEG-steun gefinancierd uit de federale begroting. De transmissiesysteembeheerders publiceren de financieringsbehoefte elk jaar in oktober voor het volgende jaar. Voor 2026 bedroeg die, zonder rekening te houden met het rekeningsaldo, 16,152 miljard euro. De kosten verdwijnen niet door de overstap, ze lopen alleen via een ander kanaal. Daardoor veranderen de verdeling van de lasten en de politieke prikkels.

Waarom verschilkosten relevant zijn in het elektriciteitssysteem

Installaties voor hernieuwbare energie vereisen hoge initiële investeringen en hebben nauwelijks brandstofkosten. Voor investeerders telt daarom hoe betrouwbaar de toekomstige opbrengsten zijn. Een steunwaarde verkleint het prijsrisico en kan de financieringskosten verlagen. Lagere kapitaalkosten verlagen op hun beurt de nodige vergoeding. Een steuninstrument is daarom niet alleen een betalingssysteem. Het bepaalt ook welk risico exploitanten, overheid, verbruikers en andere marktpartijen dragen.

Hieruit volgt een spanningsveld. Hoe sterker de opbrengsten zijn afgezekerd, hoe gemakkelijker investeringen te financieren zijn. Tegelijk kunnen de prijssignalen zwakker worden wanneer installaties worden vergoed ongeacht de kortetermijnwaarde van hun invoeding. Moderne steunmodellen moeten daarom investeringsrisico's beperken zonder de reactie op negatieve prijzen, netcongestie of flexibiliteitsbehoefte volledig uit te schakelen. Daartoe dienen regels zoals § 51 EEG of de EU-rechtelijke vereiste dat CfD's marktgericht gedrag moeten behouden.

Verschilkosten tonen bovendien hoe de uitbouw van hernieuwbare energie en de ontwikkeling van de marktwaarden samenhangen. Met een groeiend aandeel weerafhankelijke productie worden uren met hoge gelijktijdige invoeding frequenter. Ontbreken flexibele verbruikers, opslag, elektrolyseurs, netuitbreiding of andere vormen van flexibiliteit, dan dalen de opbrengsten in die uren. De verschilkosten stijgen dan, ook al kunnen de productiekosten van nieuwe installaties verder dalen.

Typische verkeerde interpretaties

  • "Hoge verschilkosten bewijzen inefficiënte installaties": deze conclusie negeert de band met de marktprijs. Dalen de groothandelsprijzen, dan stijgen de verschilkosten rekenkundig. Tegelijk kunnen de aankoopkosten voor leveranciers en verbruikers dalen, onder meer door het merit-ordereffect. Het totale effect hangt af van het financieringssysteem, van verbruiksprofielen en van aankoopstrategieën.

  • "Lage verschilkosten betekenen dat de steun gratis is": lage of negatieve waarden in hoogprijsfasen kunnen berusten op uitzonderlijk hoge gasprijzen, schaarse centralecapaciteit of geopolitieke schokken. Een steunmechanisme kan alleen zinvol worden beoordeeld over meerdere prijsfasen heen.

  • "Elke verschilbetaling is een subsidie": dat is te onnauwkeurig. Een verschilbetaling kan een overheidssteun zijn. Ze kan echter ook zijn vormgegeven als contractuele risicocompensatie die bij hoge prijzen terugbetalingen uitlokt. Voor de kwalificatie telt wie de referentiewaarde vastlegt, of de toegang via een aanbesteding in concurrentie wordt toegekend, wie het prijsrisico draagt en of het mechanisme in beide richtingen of slechts in één richting werkt.

  • "Eén jaar zegt alles": één enkel jaar met hoge compensatiebetalingen zegt weinig over de langetermijnkwaliteit van een steunontwerp. Belangrijk zijn looptijd, prijsveronderstellingen, kapitaalkosten, uitbouwdoelen en de vraag of de steun nieuwe capaciteit mogelijk maakt die fossiele brandstofkosten en emissies vervangt.

Institutionele betekenis

Verschilkosten zijn ook een kwestie van bevoegdheid. Bij een omslag dragen de elektriciteitsverbruikers de kosten volgens wettelijk vastgelegde regels. Bij financiering uit de begroting concurreert de compensatie met andere overheidsuitgaven en hangt ze af van begrotingsbeslissingen. Bij tweezijdige contracten kunnen meeropbrengsten in hoogprijsfasen gericht worden afgeroomd en herverdeeld. Elke financieringsvorm verandert zichtbaarheid, verdeling en politieke sturing.

Ook kleine verschillen in vormgeving beïnvloeden het gedrag. Een maandmarktwaarde zet andere prikkels dan een jaarmarktwaarde of een uurlijkse referentieprijs. Een steun die bij negatieve prijzen vervalt, werkt anders dan een doorlopende vergoeding. Een CfD dat is gekoppeld aan de werkelijke invoeding, werkt anders dan een contract met verwijzing naar een referentie-installatie of capaciteit. Zulke regels bepalen mee of exploitanten opslag toevoegen, installaties afregelen, leveringscontracten afsluiten of andere flexibiliteitsopties benutten. De term verschilkosten verklaart dus niet alle kosten van het elektriciteitssysteem. Hij maakt wel een belangrijk verband zichtbaar tussen steun, marktwaarde en financiering.

Bronnen

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:01

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