Waar de batterijmarkt naartoe gaat
Wat er tot 2030 verandert aan de markt, welke risico's analisten zien, en waarom sommige projecten wel doorgaan en andere niet.
Wie nu in een batterij investeert, investeert vijftien jaar vooruit in een markt die elk jaar verandert. De vraag is niet of het rendeert bij de prijzen van vandaag, maar of het standhoudt bij de markt van 2030. Hieronder wat we weten en wat we niet weten.
De grootste verandering: er komt een capaciteitsmarkt
In juni 2026 koos het kabinet definitief voor een marktbreed capaciteitsmechanisme. Kort gezegd: partijen krijgen een vaste vergoeding om beschikbaar te zijn, ook als ze niet leveren. TenneT organiseert de veilingen, de eerste staat gepland voor 2028 en de levering start in het jaar 2029-2030.
Dat is voor batterijen wezenlijk. Tot nu toe verdient een batterij alleen als er iets gebeurt op de markt. Met een capaciteitsvergoeding krijgt hij ook betaald om er te staan — en vaste inkomsten zijn precies waar financiers om vragen. Nederland was tot nu toe het enige land in de Europese vergelijking zonder zo’n mechanisme, en dat was volgens RaboResearch een van de vier grote barrières.
Er zit een adder onder het gras: de de-ratingfactor. Die bepaalt hoeveel van uw vermogen meetelt als betrouwbaar beschikbaar op het moment dat het echt nodig is. Voor een batterij van vier uur is dat minder dan honderd procent, want een windstille week duurt langer dan vier uur.
Hoeveel batterij er komt, en hoeveel dat oplost
Bron: TenneT en CBS
De groei is stevig, maar TenneT tempert de verwachtingen over wat het oplost. Van al dat vermogen is maar een klein deel beschikbaar op de momenten dat het echt schaars is: vijf procent in 2028 en elf procent in 2035. Een batterij van vier uur helpt tegen een avondpiek, niet tegen een windstille week.
Vanaf 2030 wordt de Nederlandse norm van maximaal vier uur verwachte tekorten per jaar in alle scenario’s overschreden. In 2035 kan dat oplopen tot 37 tot 46 uur.
Wat de prijzen gaan doen
Het gemiddelde daalt waarschijnlijk. TNO voorziet zo’n 70 euro per MWh in 2030, door meer hernieuwbare opwek en betere internationale verbindingen.
Voor een batterij telt dat gemiddelde niet. Wat telt is het verschil binnen de dag, en dat verschil hangt af van hoeveel flexibiliteit er tegenover de zon en de wind staat. Aurora Energy Research verwacht dat het aantal uren met een negatieve prijs richting 2030 kan verdubbelen als er te weinig flexibiliteit bij komt, en schat dat er minstens 6 GW nodig is om dat te beperken.
Dat is de spanning in dit hele verhaal: te weinig batterijen betekent grote prijsverschillen en dus goede rendementen, maar ook een systeem dat vastloopt. Te veel batterijen betekent een stabiel systeem en dunne marges. Ergens daartussen zit het punt waarop het klopt.
De risico’s die analisten noemen
- Transporttarieven — een batterij wordt als afnemer gezien en betaalt daarnaar. Volgens de ACM kan dat oplopen tot zestig procent van de operationele kosten.
- De netaansluiting — wachtlijsten van jaren, en in schaarstegebieden alleen een aansluiting met een sturingscontract.
- Kannibalisatie — hoe meer batterijen, hoe kleiner de prijsverschillen. De opbrengsten uit de reservemarkten dalen al sinds 2020.
- Onvoorspelbaar beleid — regels rond subsidies, tarieven en marktinrichting veranderen sneller dan de looptijd van een investering.
Daar staat tegenover dat Nederland en Duitsland de grootste piek-daluitslagen van Europa hebben, juist doordat er midden op de dag zoveel zon op het net komt en de avondpiek door gas wordt bepaald.
Waarom projecten stranden
Een batterijproject heeft vier dingen tegelijk nodig: een vergunning, een netaansluiting, een financiering en een partij die de batterij aanstuurt. Die vier moeten samenvallen. Valt er één weg, dan schuift het geheel — en soms voorgoed.
In de praktijk struikelen projecten het vaakst op de aansluiting en op de financiering. Dat laatste verandert waarschijnlijk met de capaciteitsmarkt, want banken rekenen liever met een vaste vergoeding dan met een handelsresultaat.
Het is ook de reden dat wij projecten niet los verkopen maar zelf ontwikkelen, financieren én exploiteren. Wie alleen bouwt, is afhankelijk van vier partijen die elkaar moeten vinden.
Wat dit betekent als u nu overweegt
Drie dingen. De markt wordt de komende jaren gunstiger georganiseerd, niet ongunstiger — de capaciteitsmarkt komt eraan en de kosten van de techniek dalen door. De prijsverschillen waar een batterij aan verdient zijn nu groot en worden op termijn kleiner, dus vroeg beginnen heeft waarde. En de aansluiting is de schaarste die het tempo bepaalt, niet de techniek en niet het geld.
Vraag een QuickScan aan — dan rekenen we uw locatie door met drie scenario’s, zodat u ziet waar de bandbreedte zit in plaats van één getal.
Veelgestelde vragen
Komt er een capaciteitsmarkt in Nederland?
Ja. Het kabinet koos in juni 2026 definitief voor een marktbreed capaciteitsmechanisme: partijen krijgen een vaste vergoeding om beschikbaar te zijn, ook als ze niet leveren. TenneT organiseert de veilingen. De eerste veiling staat gepland voor 2028, met levering vanaf het jaar 2029-2030, onder voorbehoud van goedkeuring door de Europese Commissie. Het mechanisme is technologieneutraal: zon, wind, opslag, gas, waterstof, biomassa en vraagsturing mogen meedoen, kolencentrales niet. De kosten worden geraamd op 300 tot 600 miljoen euro per jaar en komen via de nettarieven bij eindgebruikers terecht.
Wat betekent een capaciteitsmarkt voor een batterij?
Een extra inkomstenbron die niet van de handel afhangt. Nu verdient een batterij alleen als er iets gebeurt op de markt; met een capaciteitsvergoeding krijgt hij ook betaald om er te staan. Dat maakt de businesscase voorspelbaarder en daarmee makkelijker te financieren, want banken rekenen liever met vaste inkomsten dan met handelsresultaten. Hoe groot dat effect wordt hangt af van de de-ratingfactor: hoeveel van het vermogen meetelt als betrouwbaar beschikbaar op het moment dat het echt nodig is.
Hoeveel batterijvermogen komt er in Nederland?
TenneT rekent op 5,7 GW in 2028, 8,6 GW in 2030 en 15,8 GW in 2035. De raming voor 2030 werd in 2026 opwaarts bijgesteld van 6,7 naar 8,6 GW. Ter vergelijking: eind 2024 stond er 0,35 GW aan grote batterijen. TenneT verwacht ook dat de investeringskosten tot 2035 met ongeveer 55 procent dalen.
Lossen batterijen het probleem van leveringszekerheid op?
Niet alleen. TenneT rekent erop dat van al dat batterijvermogen maar een klein deel beschikbaar is op de momenten dat het echt schaars is: 0,3 GW in 2028 en 1,8 GW in 2035, oftewel vijf en elf procent van het totaal. Een batterij van vier uur helpt niet tegen een windstille week. Vanaf 2030 wordt de Nederlandse norm van maximaal vier uur verwachte tekorten per jaar in alle scenario's overschreden; in 2035 kan dat oplopen tot 37 tot 46 uur.
Wat gebeurt er met de stroomprijs richting 2030?
De verwachtingen lopen uiteen. TNO voorziet een gemiddelde die daalt naar ongeveer 70 euro per MWh in 2030, door meer hernieuwbare opwek en betere internationale verbindingen. Voor een batterij telt het gemiddelde weinig: het gaat om het verschil binnen de dag. Aurora Energy Research verwacht dat het aantal uren met een negatieve prijs richting 2030 kan verdubbelen als er te weinig flexibiliteit bij komt, en schat dat er minstens 6 GW aan flexibel vermogen nodig is om dat te beperken.
Wat zijn de grootste risico's van een batterijinvestering in Nederland?
Analisten noemen er vier. De transporttarieven, doordat een batterij als afnemer wordt gezien; volgens de ACM kunnen die oplopen tot zestig procent van de operationele kosten. De netaansluiting, met wachtlijsten van jaren. Het lange tijd ontbreken van een capaciteitsmarkt, waardoor langetermijninkomsten onzeker waren; dat verandert nu. En kannibalisatie: hoe meer batterijen er komen, hoe kleiner de prijsverschillen waar ze aan verdienen. De opbrengsten uit de reservemarkten dalen al sinds 2020.
Zijn de prijsverschillen in Nederland groot genoeg?
Voorlopig wel. Nederland en Duitsland hebben volgens RaboResearch de grootste piek-daluitslagen van Europa, doordat er midden op de dag veel zon op het net komt en de avondpiek door gas wordt bepaald. Vooral in de zomermaanden zijn de verschillen groot. Tegelijk is de regelgeving hier minder gunstig dan in het Verenigd Koninkrijk, Duitsland of Italië, vooral door de transporttarieven.
Wat veranderde er door de overgang naar kwartierprijzen?
Sinds 1 oktober 2025 wordt de day-ahead markt in kwartieren verhandeld in plaats van in hele uren. Het handelsvolume steeg in de eerste weken met dertig tot veertig procent. Voor een batterij is dat gunstig: pieken en dalen die eerder binnen een uur tegen elkaar wegvielen, zijn nu apart verhandelbaar. Voor zonneparken pakt het andersom uit, omdat de prijs nu de werkelijke opwek van kwartier tot kwartier volgt.
Waarom halen sommige batterijprojecten het niet?
Meestal omdat een van de schakels niet op tijd rondkomt. Een project heeft tegelijk een vergunning, een netaansluiting, een financiering en een marktpartij nodig die de batterij aanstuurt — en die vier moeten samenvallen. Valt er één weg, dan schuift het geheel. In de praktijk struikelen projecten het vaakst op de aansluiting en op de financiering, omdat banken zonder vaste langetermijninkomsten terughoudend zijn.
Wat is tolling en wat is merchant?
Twee manieren om de opbrengst van een batterij te regelen. Bij tolling verhuurt u de batterij voor een vaste vergoeding aan een handelspartij, die alle markrisico draagt en alle opbrengsten houdt. Bij merchant handelt u zelf of via een aggregator en houdt u het resultaat, goed of slecht. Tolling is voorspelbaar en makkelijker te financieren, merchant heeft meer opwaarts potentieel. In Nederland komen beide voor: het project in Vlissingen draait merchant, terwijl er voor projecten in Delfzijl en Winschoten meerjarige tolling-contracten zijn getekend.
Hoeveel thuisbatterijen staan er in Nederland?
Meer dan 63.900 per juli 2026, samen goed voor ruim 810 MW. In het tweede kwartaal van 2026 alleen al kwamen er 21.439 bij, ruim een verdubbeling ten opzichte van een jaar eerder. De verwachting is ongeveer 100.000 nieuwe systemen per jaar, met een piek in 2027 als de salderingsregeling stopt.
Wat gebeurt er met de salderingsregeling?
Die stopt per 1 januari 2027. Uw leverancier moet daarna alle teruggeleverde stroom vergoeden, en die vergoeding moet tot 2030 minimaal vijftig procent van het kale leveringstarief zijn. Leveranciers mogen wel kosten rekenen voor het verwerken van teruglevering, maar alleen de kosten die zij werkelijk maken. In 2026 liepen die terugleverkosten al uiteen van ongeveer elf tot achttien cent per kilowattuur, afhankelijk van de leverancier.
Hoe werkt batterijopslag bij een bedrijf?
Waar verdient een batterij aan?
