De prijzen op de day-ahead elektriciteitsmarkt in Nederland zijn in 2025 gestegen met 12%, naar 87 €/MWh. De geïnstalleerde capaciteit van zon en wind nam toe, terwijl de kosten voor congestiemanagement vergelijkbaar bleven met een jaar eerder. Nederland exporteerde in 2025 meer elektriciteit naar omringende landen dan in voorgaande jaren. Dit blijkt uit de Annual Market Update 2025 van transmissiesysteembeheerder TenneT. Dit jaarlijkse rapport beschrijft de belangrijkste ontwikkelingen op de Europese elektriciteismarkten, met specifieke aandacht voor Nederland.
Stijging elektriciteitsprijzen
De stijging in de elektriciteitsprijs kan onder meer verklaard worden door een stijging in de CO2-prijzen (+13%) en de stijging van de gasprijzen (+5%), terwijl kolenprijzen daalden (-14%). Ook maakten kolen- en gascentrales meer draaiuren, wat leidt tot hogere prijzen op de day-ahead markt.
Het aantal uren met hoge prijzen (boven de 200 €/MWh) steeg van 98 uur in 2024 naar 127 uur in 2025. Opvallend is dat deze hoge prijzen niet meer alleen in de winter plaatsvinden, maar dat ook tijdens zomeravonden hoge prijzen voortkomen, waarschijnlijk door toegenomen gebruik van koeling, op momenten dat de productie van duurzame energie achterblijft omdat er in de latere avonduren geen zonopwek is.
Sterkere reactie op negatieve prijzen
In 2025 nam het aantal uren met negatieve elektriciteitsprijzen verder toe van 458 uur in 2024 naar 584 uur in 2025. Opvallend is dat deze prijzen minder negatief zijn dan in voorgaande jaren. Hernieuwbare energie reageert steeds vaker op negatieve prijssignalen door productie af te schalen (zogenaamde marktgebaseerde curtailment). Waar er in 2022 nog maar 88 GWh marktgebaseerde curtailment was, nam dit toe tot meer dan 1000 GWh (of 1 TWh) in 2025, een stijging van 33,5% ten opzichte van 2024 (768 GWh).
Nederland verstevigt exportpositie
Nederland was in 2025 voor het vierde jaar op rij netto-exporteur van elektriciteit. De exportpositie nam toe tot 14 TWh, waar dit in de periode 2022 tot en met 2024 nog tussen de 4 en 6 TWh lag, terwijl Nederland in de jaren daarvoor vooral elektriciteit importeerde.
De toename hangt samen met meer productie uit gascentrales (4.7 TWh meer dan in 2024), zonne-energie (+3.7 TWh) en kolencentrales (+2.4 TWh), terwijl de nationale elektriciteitsvraag stabiel blijft. De waarde van de netto export van elektriciteit in 2025 bedraagt meer dan 1 miljard euro.Veel Nederlandse gascentrales zijn relatief jong en hebben door hoge efficiëntie een sterke concurrentiepositie in Europa waardoor ze in 2025 meer konden produceren.
Gemengd beeld congestiemanagement
De totale kosten voor congestiemanagement daalden in 2025 licht met 10,2% naar 127 miljoen euro ten opzichte van een jaar eerder. Dit kan vooral verklaard worden door lagere kosten gerelateerd aan congestie door gepland onderhoud in vergelijking met 2024.
Wanneer er alleen wordt gekeken naar regulier congestiemanagement in congestiegebieden, dan stijgen de kosten met 42% van 34 miljoen euro naar 48 miljoen euro. Een belangrijk deel van deze kosten komt door hogere kosten voor congestiemanagement in congestiegebied Flevoland, Gelderland en Utrecht (FGU). De redispatch volumes
Verschillen in marktwaarde van hernieuwbare productie
De capture rate (relatieve waarde van een technologie ten opzichte van de gemiddelde waarde van elektriciteit) van zonne-energie en wind op land daalden in 2025. Dit betekent dat deze productie relatief vaker plaatsvindt op momenten met lagere prijzen. Voor wind op zee blijft de capture rate stabiel, wat wijst op productie op momenten met relatief hogere marktwaarde.
Beperkte groei in capaciteit; stijging CO2-uitstoot
In 2025 groeide het geïnstalleerd productievermogen met een bescheiden 1.3 GW. Deze groei kwam met name door nieuw geïnstalleerd vermogen zon PV. In eerdere jaren nam de capaciteit van nieuw geïnstalleerd vermogen sterker toe.
De beperkte groei in duurzame productie, gecombineerd met de toegenomen productie uit kolen- en gascentrales, resulteerde in 2025 in een stijging van de CO2-uitstoot van de Nederlandse elektriciteitsproductie, van 23 Mt CO2 naar 25 Mt CO2.
Marktintegratie en balancering blijven uitdaging
De prijsconvergentie binnen de Centraal- en Oost-Europese regio neemt af ten opzichte van de jaren vóór 2024. Slechts in 8% van de uren zijn de elektriciteitsprijzen volledig gelijk binnen deze regio. Frankrijk en -in mindere mate- België (landen met veel kernenergie) kennen lagere prijzen, terwijl Oost-Europese landen hogere elektriciteitsprijzen laten zien. Omringende landen zouden kunnen profiteren van verbeterde interconnectie met Frankrijk.
In Nederland zet de verschuiving in het balanceringssysteem verder door. Het aandeel van ‘regeltoestand 2’ (waarin zowel opwaarts als neerwaarts wordt gebalanceerd) stijgt verder van 17% van de uren in 2024 naar 27% in 2025. Dit wijst op een grotere dynamiek in de balans tussen vraag en aanbod, ook binnen de kwartieren waarop prijzen verrekend worden. Snelreagerende assets (zoals zon en wind, en ook batterijen), maar ook koppeling met Europese balanceringsdienst PICASSO, beïnvloeden deze trend.
Elektriciteitsprijzen in perspectief
De ontwikkeling van elektriciteitsprijzen blijft een belangrijke factor in de markt. Recente prijsstijgingen in 2026 door o.a. de onrust in het Midden-Oosten plaatsen de uitkomsten van 2025 in perspectief en vormen een aandachtspunt voor de verdere ontwikkeling van het elektriciteitssysteem.
Vooruitblik
De ontwikkelingen in 2025 laten zien dat de elektriciteitsmarkt zich aanpast aan een systeem met meer hernieuwbare opwek. Negatieve prijzen, een sterkere marktrespons en veranderingen in balancering spelen daarin een grotere rol. Tegelijkertijd blijven de ontwikkeling van capaciteit en de marktwaarde van duurzame productie belangrijke aandachtspunten.
