Hoe de stroomprijs tot stand komt

Over welke prijs het gaat

Leveranciers, producenten en handelaren kopen en verkopen stroom op de groothandelsmarkt. De prijs die daar ontstaat, is één onderdeel van uw energierekening, naast de opslag van uw leverancier, netbeheerkosten, energiebelasting en btw. Hoe die samen uw factuur vormen, leest u in het artikel over de opbouw van uw energierekening.

Die handel vindt op verschillende momenten plaats: weken tot jaren vooruit op de termijnmarkt, een dag vooruit op de day-aheadmarkt en tot kort voor levering op de intradaymarkt. Deze pagina gaat over de day-aheadprijs.

De day-aheadveiling: één prijs per kwartier

De day-aheadmarkt is een gesloten veiling die elke dag van het jaar plaatsvindt, voor levering op de volgende dag. Kopers en verkopers leggen tot 12:00 uur CET hun orders in: hoeveel stroom zij in welke periode van de volgende dag willen kopen of verkopen, en tegen welke prijs. Niemand ziet vooraf de orders van anderen.

Na de sluiting worden alle verkooporders opgeteld tot een aanbodcurve en alle kooporders tot een vraagcurve. Waar die curves elkaar snijden, ligt de clearingprijs. Iedere partij van wie een order wordt uitgevoerd, betaalt of ontvangt die ene prijs, ook een koper die bereid was meer te betalen. Dit principe heet pay-as-clear. EPEX SPOT publiceert de uitkomst vanaf 12:55 uur CET.

Sinds leveringsdag 1 oktober 2025 is de marktperiode een kwartier in plaats van een uur. Een gewone dag telt daardoor 96 prijzen. Een uurprijs is sindsdien een afgeleide index: het gemiddelde van de vier kwartierprijzen in dat uur. Zie ook het artikel over kwartierprijzen op de day-aheadmarkt.

De merit order: goedkoopste productie eerst

De merit order is de rangschikking van productie naar marginale kosten, van laag naar hoog. Marginale kosten zijn wat een producent kwijt is om één kWh extra op te wekken. Brandstof en CO₂-rechten tellen daarin mee, de investering in de installatie niet.

Een zon- of windpark heeft geen brandstof nodig en kan daardoor tegen zeer lage marginale kosten leveren. Kerncentrales volgen daarna. Kolen- en gascentrales betalen per kWh voor brandstof en voor emissierechten en komen daarom later aan de beurt. De veiling neemt de verkooporders in deze volgorde aan tot de vraag in het kwartier gedekt is; de laatste aangenomen order bepaalt de prijs voor alle andere.

In deze illustratie zet een gascentrale de prijs. Alle eenheden links daarvan ontvangen dezelfde prijs en verdienen met het verschil tussen die prijs en hun marginale kosten hun investering terug. Omdat iedereen de clearingprijs ontvangt, is het voor producenten logisch om rond hun eigen marginale kosten te bieden. Wie hoger biedt, loopt het risico niets te verkopen.

Waarom de gasprijs en de CO₂-prijs doorwerken

Een gascentrale zet de prijs alleen in kwartieren waarin alle goedkopere productie al is benut. Haar marginale kosten hangen vooral af van de gasprijs en de prijs van CO₂-rechten. Stijgt een van beide, dan stijgt de stroomprijs in die kwartieren mee. Volgens TenneT lagen de Nederlandse stroomprijzen in 2025 door hogere brandstof- en CO₂-prijzen nog duidelijk boven het niveau van vóór 2021.

In Nederland wisselt gas van eigenaar op de TTF. Dat is geen beurs, maar een virtueel overdrachtspunt in het landelijke gastransportnet van Gasunie Transport Services. De gasprijs hangt onder meer af van de aanvoer via pijpleidingen en LNG-schepen, de vraag op de wereldmarkt en de vulling van de gasopslagen. Die worden in de zomer gevuld en dekken in de winter een deel van het verbruik. Hoe die factoren samen de prijs op de TTF vormen, leest u in het artikel over hoe de gasprijs tot stand komt.

Kolen- en gascentrales vallen onder het Europese emissiehandelssysteem (EU ETS). Per uitgestoten ton CO₂ leveren zij een emissierecht in, en de EU verlaagt het emissieplafond elk jaar. Een hogere prijs per emissierecht maakt hun productie per kWh duurder.

Hoe zon, wind en vraag de uitkomst verschuiven

Zon en wind staan vooraan in de merit order. Produceren zij veel, dan schuiven alle duurdere eenheden naar rechts en is de vraag gedekt voordat een dure centrale aan de beurt is. Bij weinig zon en wind gebeurt het omgekeerde.

De vraag werkt de andere kant op: hoe meer stroom er in een kwartier wordt gevraagd, hoe verder de vraaglijn naar rechts ligt en hoe eerder een duurdere eenheid nodig is. Warm weer verhoogt bijvoorbeeld het verbruik voor koeling.

Volgens de marktanalyse van TenneT over 2025 waren de prijzen van maart tot oktober rond het middaguur meestal laag, wanneer zonnepanelen het meest produceren. In Noordwest-Europa liggen de winterprijzen doorgaans hoger; in de winter van 2024 op 2025 kwam dat vooral door relatief weinig wind.

Voor een centrale die traag afschakelt, is doorproduceren tegen een negatieve prijs soms goedkoper dan stilzetten en later weer opstarten. Subsidieregelingen kunnen hetzelfde effect hebben. Bij veel zon en wind en een lage vraag kan de prijs dan onder nul zakken; zie negatieve stroomprijzen.

Europese koppeling en grenscapaciteit

De Nederlandse prijs ontstaat in één berekening met die van de buurlanden. Sinds 17 juni 2021 is er in Europa één day-aheadkoppeling: Single Day-Ahead Coupling (SDAC). Een gemeenschappelijk algoritme berekent tegelijk de prijzen in alle biedzones en verdeelt de grensoverschrijdende transportcapaciteit, kortweg grenscapaciteit.

Beursbeheerders (NEMO's) zoals EPEX SPOT en Nord Pool werken daarin samen met transmissiesysteembeheerders zoals TenneT. Per biedzone en per kwartier ontstaat één prijs, ongeacht via welke beurs een order is ingelegd. Op deze site noemen wij die de EPEX day-aheadprijs voor Nederland.

In de berekening gaat stroom van gebieden met een lage prijs naar gebieden met een hoge prijs, tot de prijzen gelijk zijn of de grenscapaciteit vol is. In dat laatste geval lopen de prijzen uiteen. Volgens TenneT waren de prijzen in de Core-regio, waartoe Nederland behoort, in 2025 maar in een beperkt deel van de uren volledig gelijk.

Frankrijk had in 2025 volgens TenneT lagere prijzen dan de rest van de regio, dankzij zijn kerncentrales. Staan kerncentrales stil voor onderhoud of zijn stuwmeren laag gevuld, dan is er minder goedkoop aanbod voor de hele gekoppelde markt.

TenneT beheert het landelijke hoogspanningsnet en bewaakt de balans, maar stelt de day-aheadprijs niet vast. Die rol komt aan bod in de artikelen over onbalans en over wie wat doet in de energiemarkt.

De prijsfactoren op een rij

Wat betekent dit voor uw organisatie

Bij een dynamisch contract bepaalt uw verbruiksprofiel wat u gemiddeld per kWh betaalt. Een organisatie die vooral op zonnige middagen verbruikt, komt anders uit dan een locatie met een piek op winteravonden. Kunt u verbruik verschuiven, dan kunt u meer afnemen in kwartieren met veel zon en wind. U krijgt wel ook de dure kwartieren mee, bijvoorbeeld bij weinig wind in de winter of een hoge gasprijs.

Met EPEX Dynamisch betaalt u per kwartier de EPEX day-aheadprijs voor Nederland plus één vaste opslag per kWh, met afrekening op kwartierbasis waar de meetdata dat toelaat. De prijzen voor de volgende dag zijn rond het middaguur bekend en staan op onze pagina EPEX-prijzen. Moet uw budget vooraf vastliggen, dan past een volledig dynamisch contract minder goed.

Een vast tarief komt anders tot stand. Bij een Vast contract betaalt u één tarief voor de hele looptijd van 1 tot 5 jaar, ingekocht op het moment dat u tekent. Termijnprijzen weerspiegelen wat marktpartijen verwachten van dezelfde factoren. Met EPEX + Vastklikken zet u op momenten die u zelf kiest delen van uw verwachte volume vast op de termijnmarkt; het niet-vastgeklikte deel blijft de EPEX-prijs volgen.

Wij voorspellen geen marktprijzen. Ons werk is inzicht in uw profiel en een contract dat daarbij past. Voor een voorstel rekenen wij uw verbruik door op historische EPEX-prijzen. Als klant ziet u in de Cedrus Energy Manager uw verbruik per kwartier naast de EPEX-prijs.

Bronnen

• EPEX SPOT, Basics of the Power Market
• EPEX SPOT, Trading Products
• EPEX SPOT, 15-minute products in Market Coupling
• ENTSO-E, Single Day-Ahead Coupling (SDAC)
• ACER, besluit 02/2026 over de geharmoniseerde maximum- en minimumprijzen (bijlage I)
• NEMO Committee, SDAC-mededeling over de minimumprijs van € -0,60 per kWh (pdf)
• Europese Commissie, About the EU ETS
• Europese Commissie, Liquefied natural gas
• Europese Commissie, Gas storage
• Gasunie Transport Services, TTF
• TenneT, Annual Market Update 2025 (pdf)