Marktprijzen voor elektriciteit en batterijwinsten, terugblik op winter 2024-2025 en vooruitblik op 2025

Het jaar 2024 was een boeiend jaar op de elektriciteitsmarkt. Ten opzichte van het crisisjaar 2022 tekenden we een bijna 10x lagere groothandelsprijs voor elektriciteit op. Desalniettemin werd 2024 een héél volatiel jaar. In België en Nederland werd een record aantal uren opgetekend waarbij de groothandelsprijs voor stroom negatief was, wat dan weer het verdienmodel van elektriciteitsopslag in batterijen een boost gaf. We evalueren de winter 2024-2025 en kijken vooruit op de markt in de rest van dit jaar.

Een fascinerend jaar 2024

We beginnen met een grafiek die de uurprijzen (per kwartier) over de periode 2019 januari tot 11 maart 2025 weergeeft:

Dit zijn de zogenaamde “dynamische” prijzen (ENG: Day-Ahead Reference Price, DA-SRP) die in YUSO contracten voorkomen. Deze komen tot stand daags voor levering van stroom en worden door de stroombeurs (NordPool of EpexSpot) tegen 13u gepubliceerd. Je kan je inschrijven op een dagelijkse mailer met deze stroomprijzen voor de volgende dag door hier een gratis YUSO account te maken.

Wat opvalt is het contrast tussen prijzen vorig jaar 2024 en die in het crisisjaar 2022 toen uurprijzen tot 871 EUR/MWh werden opgetekend. Ook via de YUSO site komen we te weten wat in 2024 de gemiddelde stroomprijs was:

Over het ganse jaar 2024 was de gemiddelde stroomprijs 70.28 EUR/MWh waarbij het laatste kwartaal gemiddeld duurder was dan het eerste. Dit werd vooral door gestegen gasprijzen veroorzaakt, in combinatie met koeler dan gemiddeld weer alsook de onder gemiddelde productie uit hernieuwbare energie, wind en zon.

Een donkere winter 2024-2025

Tijdens de meteorologische winter 2024 (1 december tot 1 maart 2025) hebben we vaak te maken gehad met zogenaamde “dunkelflaute”. Dat is een Duits begrip dat duidt op een meteorologische periode die arm is aan wind- en zoninstraling, met een beperktere productie uit hernieuwbare energie tot gevolg. Dit, in combinatie met beneden gemiddelde temperaturen heeft hogere gasprijzen tot gevolg gehad die zich deels hebben vertaald in een gestegen stroomprijs. Begin 2025 zijn de prijzen gestabiliseerd rond 110 EUR/MWh en vervolgens vanaf maart weer aan een neerwaartse beweging begonnen, toen dezelfde gasprijs is gedaald.

Omdat er de laatste maanden vaker dunkelflaute optrad is daarmee ook de grootste bron van vraag- en aanbod schommelingen afwezig gebleven. Dat heeft tot gevolg gehad dat er een merkelijke daling is opgetekend in de volatiliteit van de prijzen op de markt, zowel op Day-Ahead als onbalans. 

De grafiek beneden geeft over de periode januari 2019 tot begin maart 2025 de maandelijkse volatiliteit van de markt weer. Dit is een zogenaamde "boxplot" waarbij we vertrekken van het verschil tussen onbalansprijzen en uurprijzen per kwartier voor elke maand. Dit zijn typisch zowat 3000 verschillen die dan in een verdeling kunnen uitgezet. De stippellijn geeft de grenswaarden aan: 2,5% van de verschillen zijn hoger, en 2,5% lager dan de waarde op de verticale as. Zo wordt de lengte van de stippellijn een maatstaf voor de volatiliteit. Op die manier is de lengte van de stippellijn een maat voor de volatiliteit van het prijsverschil onbalans versus Da-Ahead (dynamische) prijzen per kwartier. 
Omdat de volatiliteit van prijzen op de markt in direct verband staat met de verdiensten uit een batterij kunnen we concluderen dat de volatiliteit over het ganse jaar 2024 bijna even groot was dan deze in het crisisjaar 2022. In die zin was het jaar 2023 dat ertussen ligt een overgangsjaar waarbij een sterke daling van de groothandelsprijzen werd vastgesteld, terwijl de volatiliteit uit bovenstaande grafiek lager was dan in 2024 voorafgaand en het daaropvolgende jaar 2025.

Nog uit de grafiek hierboven is duidelijk het effect van dunkelflaute op te merken: De stippellijnen overeenkomstig de afgelopen maanden december, januari en februari 2025 zijn korter dan deze over de afgelopen drie jaar 2022, 2023 en 2024. Er was dan ook eind november een structuurwijziging in het marktmechanisme dat aan de basis ligt van de vorming van onbalansprijzen in België (PICASSO) waardoor het uitgesproken voorkomen van negatieve prijzen uit de tweede helft van 2023 en het volledige jaar 2024 allicht in 2025 niet meer wordt herhaald.

Het is belangrijk uit het voorafgaande te onthouden dat zowel het niveau van prijzen in de groothandelsmarkt (relevant voor aan- en verkoopcontracten voor elektriciteit) als de volatiliteit ervan (belangrijk voor de inkomsten uit batterij sturing) onderhevig kunnen zijn aan schommelingen die grotendeels meteorologische begronding hebben maar dus ook door nieuwe regelgeving kunnen geïnduceerd.

Vooruitblik op 2025

Naar alle waarschijnlijkheid zullen gasprijzen op korte termijn verder gaan dalen, omdat ook de prijs van ruwe olie aan een dalende trend onderhevig is. Sommige langetermijncontracten voor gaslevering hebben nog een olie-gerelateerde index in hun prijsvoorwaarden wat de correlatie tussen olie- en gasprijzen bewerkstelligt. Onze visie is dus dat stroomprijzen op uren met weinig hernieuwbare energieproductie zullen dalen in de komende maanden.  Echter valt het op dat de maand maart al van bij begin enkele mooie weer dagen heeft gekend met veel zon. Dit heeft zich in maart bij uitzondering al vertaald in grote verschillen tussen stroomprijzen op ochtend- en avonduren met weinig of geen zon ten opzichte van de prijzen op de namiddag, zoals de volgende grafiek weergeeft.

Ook al is begin maart niet meteen een periode waar we niveaus van instraling verwachten gelijk met de zomer, toch hebben we in de week van 3 tot 9 maart al op de namiddag dynamische uurprijzen onder nul opgetekend.  Dat belooft voor de zomer van 2025.

Hoe inzetten op deze evoluties?

Nu we de voornaamste gedragingen van de stroommarkt en de volatiliteit ervan achter de rug hebben, rijst de vraag hoe je hiermee in je bedrijf aan de slag kan gaan.

Uit de gedragingen van dynamische prijzen stellen we vast dat zonne-energie installeren om deze vervolgens op het net te injecteren geen business plan meer is. Het is bij de dimensionering van een PV systeem uitermate van belang je verbruik goed te matchen met je afname zelf. Alles wat als “overschot” op het net wordt geplaatst is vaak héél laag geprijsd of komt zelfs tegen een bepaalde kost. Desondanks blijft zonne-energie de goedkoopste energiebron om zelf als bedrijf, achter je eigen netmeter, stroom te produceren.

Belangrijk is echter de vrijwel onvermijdelijke overschotten aan stroom (injectie) uit zonne energie te verplaatsen naar injectie of verbruik op andere uren dan deze waarop de zon schijnt.  De technologie van batterijopslag is de laatste vijf jaar dan ook aan een forse opmars bezig. Met een batterij bij je bedrijf kan je vermijden dat er (waardeloze of zelfs kostelijke) injectie ontstaat door deze in een goed gedimensioneerd batterijsysteem op te slaan en deze achter dezelfde meter te verbruiken op uren waar stroom veel duurder is, bijvoorbeeld in de ochtend- en avondperiode. Op die manier bespaar je niet alleen op het zuivere prijsverschil in dynamische prijzen maar ook op netkosten omdat je het net niet gebruikt.

Er is voor een batterijsysteem altijd wel een tweede verdienmodel nodig, los van “zelfvoorziening” hierboven beschreven. Een interessante case kan gemaakt door de batterij op gezette tijdstippen toch via de markt te laden of ontladen, in cadans met respectievelijke lage- en hoge onbalansprijzen. Daardoor kunnen de volle mogelijkheden van je bedrijfsbatterij beter benut worden, ten voordele van een extra inkomst in termen van inkomsten uit de onbalans sturing.

Toch is de onbalansmarkt een markt zoals vele anderen, met hoogtes en laagtes. Het is daarom belangrijk te beseffen dat marktrisico gepaard gaat met de installatie van een batterijsysteem via onder meer de Day-Ahead en onbalans. Het meest vastliggende deel van de inkomsten uit een BESS bestaat doorgaans uit zelfvoorziening, hoewel onbalans sturing absoluut voordelen biedt in termen van operationele en financiële optimalisatie van je bedrijfsbatterij.