Negatieve stroomprijzen maken zonnepark steeds vaker onrendabel ondanks subsidie

Dat staat in de Monitor Zon-PV 2026, die de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) heeft gepubliceerd.

Geen inkomsten
Een zonnepark ontvangt alleen SDE-subsidie op momenten dat de stroomprijs niet negatief is. Zakt de prijs op de energiemarkt onder nul, dan vervalt de subsidie voor dat uur.

In 2021 waren er 70 uur per jaar met negatieve stroomprijzen op de zogeheten day-aheadmarkt, de markt waarop stroom voor de volgende dag wordt verhandeld. In 2025 waren dat er 581. Dat levert een concreet verlies op: voor een typisch zonnepark gold in 2025 dat 24 procent van zijn potentiële productie geen subsidie opleverde. In 2021 was dat aandeel nog 3 procent. Dat klinkt als een technische voetnoot, maar het betekent in de praktijk dat een significant deel van alle opgewekte zonnestroom geen inkomsten meer genereert voor de exploitant.

Twee regimes, twee verliezen
Niet alle SDE-projecten worden gelijk getroffen. Wie vóór 2023 een SDE-beschikking ontving, valt onder het oude regime: subsidie vervalt pas na 6 aaneengesloten uren met negatieve prijzen. Wie vanaf 2023 subsidie aanvroeg, verliest subsidie bij elk uur met een negatieve prijs, ongeacht hoe lang dat duurt.

Onder die strengere regels zou in 2025 24 procent van de productie niet subsidiabel zijn; onder het oude regime is dat 15 procent. Beide cijfers zijn fors hoger dan in voorgaande jaren, maar projecten die recent zijn beschikt betalen de hoogste prijs.

Zonnestroom stroomt over
Achter de negatieve prijzen zit een systemisch probleem. In 2025 waren er 583 uur waarin de productie van zonnestroom in Nederland de gemiddelde binnenlandse elektriciteitsvraag oversteeg. Tot 2022 was dat zeldzaam; nu is het meer dan 6 procent van alle uren op jaarbasis. Op die momenten is er eenvoudigweg meer stroom dan het stroomnet kan afnemen, exporteren of opslaan. Exploitanten reageren door hun installatie uit te schakelen, zodat ze geen verlieslatende stroom produceren.

Schattingen van de hoeveelheid afgeschakelde wind- en zonne-energieproductie lopen uiteen: TenneT houdt het op circa 1,7 procent van de hernieuwbare opwek, onderzoekscentrum Entrance op 7,8 procent. Hoe dan ook: een deel van de opgestelde capaciteit levert niets op, niet voor de exploitant en niet voor het elektriciteitsnet.

Batterij als uitweg
De structurele oplossing –  zonnestroom in de middag opslaan in batterijen en ‘s avonds leveren als de vraag groter is dan het aanbod – bestaat wel, maar is volgens de onderzoekers nog te klein om het probleem te dempen. Eind 2025 bedroeg de totale batterijopslagcapaciteit in Nederland 2,9 gigawattuur. Op een gemiddelde zomerdag wekt Nederland 121 gigawattuur aan zonnestroom op: de opslag dekt daarmee slechts 2,5 procent van die dagproductie.

TenneT verwacht dat de opslagcapaciteit groeit naar 23,1 gigawattuur in 2030, wat neerkomt op bijna een verachtvoudiging in vijf jaar tijd. Vanaf 2028 zou opslag bijna 10 procent van de dagelijkse zomerse zonnestroomproductie kunnen bufferen, en in 2030 bijna 14 procent. Dat helpt, maar lost het probleem niet volledig op.

Businesscase onder druk
De gecombineerde werking van negatieve prijzen, afgeschakelde productie en groeiende onbalanskosten – de kosten die exploitanten betalen als hun werkelijke productie afwijkt van wat ze de dag ervoor hadden opgegeven – drukt de nettomarktopbrengst van zonnestroom structureel. De zogeheten profielfactor, de verhouding tussen wat een zonnepark feitelijk opbrengt en de gemiddelde marktprijs, daalde van 101 procent in 2018 naar 54 procent in 2025.

Met andere woorden: zonnestroom brengt gemiddeld nog maar de helft op van wat de gemiddelde stroomprijs suggereert. De opvolger van de SDE-regeling, de contracts for difference-regeling die naar verwachting in 2027 van start gaat, biedt als belangrijk verschil wel gedeeltelijke compensatie bij negatieve prijsuren. Tot die tijd blijft het subsidiegat groeien.