Dat mondde in 2023–2024 uit in de herziening van de Electricity Market Design (EMD). De uitkomst was helder: marginale prijszetting bleef overeind. De hervorming richtte zich vooral op flankerende instrumenten, zoals Contracts for Difference (CfD’s), meer langetermijncontractering en versterkte consumentenbescherming. De impliciete boodschap: niet het prijsmechanisme zelf is het probleem, maar de blootstelling aan fossiele brandstoffen en de beperkte mogelijkheden om risico’s te dempen.
Eind 2024 kreeg het debat een nieuwe impuls door het concurrentierapport van Mario Draghi. Draghi wees op het structurele nadeel van hoge en volatiele energieprijzen voor de Europese industrie en benadrukte dat elektriciteitsprijzen in Europa sterk meebewegen met gasprijzen. Daarmee bracht hij het idee van (gedeeltelijke) loskoppeling opnieuw onder de aandacht.
In 2025 koos de Commissie in haar bredere agenda, waaronder het Affordable Energy Action Plan en de Industrial Clean Deal, niet voor een fundamentele herziening van het prijsvormingsmechanisme. De nadruk lag juist op versnelling van hernieuwbare energie, elektrificatie en netinfrastructuur. De onderliggende gedachte: als gas minder vaak de marginale technologie is, zal de prijs vanzelf minder door gas worden bepaald. Niet het systeem aanpassen, maar de energiemix verbeteren.
Anno 2026 laait de discussie opnieuw op. Verschillende lidstaten en industriële spelers pleiten voor een herbezinning. In februari erkende Ursula von der Leyen dat energieprijzen in Europa “te hoog en te volatiel” blijven, en gaf aan dat de Commissie verschillende opties voor verdere hervormingen van het elektriciteitsmarktontwerp zal verkennen. Tegelijkertijd onderstreepte zij de complexiteit van het systeem: ingrepen in prijsvorming raken direct aan investeringen, grensoverschrijdende handel en leveringszekerheid.
Maar wat is het marktontwerp eigenlijk?
De merit order is geen marktontwerp. Het is de uitkomst van vrije handel in een homogeen goed. Eén kilowattuur geleverd op hetzelfde moment en dezelfde locatie is identiek, ongeacht of die uit wind, zon of gas komt. In een competitieve markt met veel aanbieders en vragers ontstaat dan vanzelf één uniforme marktprijs.
Producenten bieden elektriciteit aan op basis van hun marginale kosten: de kosten om één extra eenheid te produceren. Voor wind- en zonneparken zijn die vrijwel nul. Voor gascentrales bestaan ze vooral uit brandstofkosten en de kosten van CO₂-emissierechten. Wanneer de marktprijs boven de marginale kosten ligt, ontstaat het verschil dat nodig is om vaste kosten en kapitaallasten te dekken: de zogeheten inframarginale inkomsten.
In een vrije markt met transparante informatie bewegen transacties naar één prijs: de prijs van de laatste gewenste, en dus duurste, eenheid die nodig is om de vraag te dekken. Zou een producent lager verkopen, dan is er altijd een andere afnemer bereid iets meer te betalen. Zou een afnemer meer betalen dan nodig is, dan zal een andere producent goedkoper willen leveren. Concurrentie duwt de markt dus naar het punt waar marginale vraag en marginaal aanbod elkaar raken. Dat is in essentie de pay-as-cleared uitkomst: alle producenten die worden ingezet ontvangen dezelfde clearing price, de prijs van de marginale eenheid.
Wat daarbij vaak over het hoofd wordt gezien, is dat de clearing price niet uitsluitend door marginale productiekosten wordt bepaald, maar door het snijpunt van vraag en aanbod. In veel uren ligt dat snijpunt bij de kosten van de laatste centrale die nodig is om de vraag te dekken. Maar dat is geen natuurwet. Stel dat de laatste draaiende centrale elektriciteit kan produceren voor €50 per MWh, terwijl de volgende centrale pas bij €120 per MWh kan produceren. Als de marginale afnemer bereid is €80 te betalen, dan zal de marktprijs op dat niveau uitkomen. De vraag bepaalt dan de prijs, omdat een hogere prijs nodig is om vraag en aanbod te laten matchen. Wie alleen naar de productiekosten van centrales kijkt, ziet dus slechts de helft van het verhaal. Prijzen ontstaan altijd uit de interactie tussen aanbod én vraag.
Dat mechanisme zorgt voor twee dingen. Ten eerste efficiënte dispatch: productie met de laagste marginale kosten wordt als eerste ingezet, wat de totale systeemkosten minimaliseert. Ten tweede optimale allocatie van vraag: alleen afnemers met een betalingsbereidheid die de marginale kosten rechtvaardigt, worden geleverd. Vraag die economisch gezien te duur is, valt buiten de markt.
Producenten hebben in zo’n systeem een duidelijke prikkel om rond hun marginale kosten te bieden. Bied je hoger, dan loop je het risico niet te worden ingezet. Bied je lager, dan ontvang je alsnog de clearing price. Ook als je naar verwachting de laatste centrale bent in de merit order is het bieden op marginale productiekosten rationeel omdat de prijs ook bepaald wordt door de vraag. Het is dus concurrentiedruk, niet regelgeving, die dit gedrag afdwingt.
Marginale prijszetting levert daarmee twee fundamentele baten op. Allereerst zorgt zij voor efficiënte allocatie van schaarse middelen. Daarnaast geeft zij scherpe prijssignalen voor investeringen. Hoge prijzen bij schaarste maken investeringen in nieuwe capaciteit of vraagreductie aantrekkelijk. Lage prijzen stimuleren opslag, vraagrespons en nieuwe toepassingen van elektriciteit.
Belangrijk is bovendien dat producenten en afnemers niet verplicht zijn om op een specifieke markt te handelen. Zij kunnen bilaterale contracten sluiten, termijnposities innemen of Power Purchase Agreements (PPA’s) afsluiten. Spotmarkten zoals de day-ahead en intraday markten spelen echter een centrale rol omdat marktpartijen hun posities voortdurend moeten bijstellen naarmate levering dichterbij komt en voorspellingen voor vraag, wind en zon nauwkeuriger worden. Daarnaast bieden termijnmarkten vaak alleen gestandaardiseerde producten, terwijl spotmarkten het mogelijk maken om volumes met veel fijnere granulariteit te verhandelen en open posities te balanceren.
Het pay-as-cleared systeem past daar logisch bij: partijen concurreren op hun werkelijke kosten, niet op hun inschatting van wat de marktprijs zal worden. In een pay-as-bid systeem verschuift de focus naar het inschatten van de verwachte marktprijs. Producenten proberen hun biedingen dan zo dicht mogelijk onder die verwachte prijs te plaatsen. In theorie kan de uiteindelijke uitkomst nog steeds vergelijkbaar zijn met een pay-as-cleared markt: als alle partijen goed geïnformeerd zijn, zullen biedingen zich rond dezelfde prijs concentreren.
Het verschil is vooral hoe die prijs tot stand komt. In een pay-as-cleared systeem concurreren partijen direct op hun werkelijke kosten en ontstaat de prijs transparant uit het snijpunt van vraag en aanbod. In een pay-as-bid systeem wordt hetzelfde evenwicht indirect bereikt via individuele prijsinschattingen mits iedereen toegang heeft tot dezelfde informatie.
Uniforme prijsvorming en vrijwillige marktdeelname vormen zo samen een mechanisme dat efficiëntie, investeringszekerheid en flexibiliteit ondersteunt. Volatiliteit is daarin geen fout, maar een kernonderdeel van het systeem dat steeds meer afhankelijk wordt van variabele hernieuwbare productie.
Als we, tegen beter weten in, toch een andere uitkomst willen, aan welke knoppen kunnen we dan draaien? Tegenstanders van marginale prijszetting wijzen grofweg op twee routes, maar beide hebben structurele bijeffecten.
(1) Beperken van vrij handelen
Price caps. Door een maximumprijs in te stellen, wordt de clearing price kunstmatig gedrukt. Een price cap op aardgas kan ook indirect doorwerken op de elektriciteitsmarkt. Spanje hanteert bijvoorbeeld zo’n systeem. De prijs weerspiegelt dan niet langer de werkelijke marginale kosten. Dat betekent vaak dat vraag wordt bediend die economisch te duur is om te produceren. Het verschil moet via subsidies of compensatiemechanismen worden opgevangen wat uiteindelijk de systeemkosten verhoogt.
Voorgeschreven handelsvormen. Wanneer beleidsmakers voorschrijven waar en hoe elektriciteit moet worden verhandeld, bijvoorbeeld via gesplitste markten voor verschillende technologieën (dispatchable versus non-dispatchable) of via verplichte contractvormen, wordt de vrije prijsvorming beperkt. Liquiditeit raakt versnipperd, flexibiliteit neemt af en het risico op inefficiënte dispatch groeit. Daarmee zullen systeemkosten uiteindelijk juist stijgen, omdat vraag en aanbod minder efficiënt bij elkaar worden gebracht en risico’s lastiger kunnen worden gespreid.
(2) Belasting op inframarginale inkomsten
In 2022 voerde de EU een tijdelijke inframarginale heffing in. De clearing price bleef bestaan, maar inkomsten boven een bepaald plafond werden afgeroomd en herverdeeld. In theorie verandert dat de dispatch niet, maar wel de investeringsverwachtingen: als marktpartijen verwachten dat hoge opbrengsten structureel worden afgeroomd, stijgt het risico en daarmee de kapitaalkosten. In de praktijk bleek zo’n maatregel echter moeilijk te richten. Werkelijke inframarginale inkomsten per centrale zijn namelijk niet direct observeerbaar, er bestaat geen objectieve “merit order curve” waaruit die precies zijn af te lezen. Ook wordt elektriciteit vaak meerdere keren verhandeld voor levering waardoor de inframarginale inkomsten niet eenduidig toe te rekenen zijn. Het Europese plafond werd daarom gebaseerd op een administratieve prijsgrens in plaats van de werkelijke kosten van individuele assets. Op termijn zal zo’n maatregel zich daardoor vertalen in hogere kapitaalkosten, minder investeringsbereidheid en uiteindelijk hogere kosten voor consumenten.
De kern van de discussie is geen technisch detail maar een economische trade-off:
Efficiënte markt: effectieve prijssignalen, lagere systeemkosten, sterke investeringsprikkels, maar volatiliteit.
Gereguleerde markt: meer prijszekerheid, maar verzwakte prijssignalen, hogere kapitaalkosten en inefficiënties.
Wie het prijssignaal aanpast, verandert niet alleen de uitkomst van vandaag, maar ook de investeringen van morgen. Laten we hopen dat politieke frustratie over energieprijzen niet uitmondt in beleid dat uiteindelijk vooral het energiesysteem frustreert.