Instabiliteit op het elektriciteitsnet komt deels door algoritmes

• Gerlagh, R. (2025) ESB, te verschijnen. Download [383,73 kb]

Op de Nederlandse energiemarkt neemt de instabiliteit op de balansmarkt – het segment waarin op het allerlaatste moment het evenwicht tussen vraag en aanbod van elektriciteit wordt hersteld – toe. Dit leidt soms tot duurdere stroom en vormt een mogelijk systeemrisico. Wat is de oorzaak, en wat kan eraan worden gedaan?

De energietransitie is in volle gang. In 2024 kwam meer dan de helft van de elektriciteit in Nederland uit hernieuwbare bronnen zoals zon en wind (Van Teutem, 2025). Dat is goed nieuws voor het klimaat, maar het stelt het elektriciteitssysteem ook voor nieuwe uitdagingen. Zo staat bijvoorbeeld de Nederlandse balansmarkt – het mechanisme waarmee vraag en aanbod van stroom in real time in evenwicht worden gebracht – onder druk. Dit evenwicht is essentieel voor de leveringszekerheid van elektriciteit en daarmee voor de economie.

De balansmarkt verandert snel, niet alleen door hernieuwbare energie, maar ook door de inzet van batterijen en algoritmes. In dit artikel zet ik uiteen hoe de Nederlandse balansmarkt werkt, analyseer ik wat de instabiliteit veroorzaakt en wat daaraan gedaan kan worden.

De balansmarkt

In Nederland is TenneT verantwoordelijk voor het in balans houden van vraag en aanbod op het elektriciteitsnet. Om te voorkomen dat er onbalans ontstaat – een verschil tussen de hoeveelheid opgewekte en verbruikte energie – koopt TenneT een dag van tevoren zogenoemde op- en afregelcapaciteit in bij gecontracteerde Balancing Service Providers (BSP’s). Deze inkoop gebeurt via een veiling en TenneT verwerft zich daarmee het recht om die capaciteit in te zetten wanneer het nodig is – dit is de markt voor balanceringscapaciteit. Contracten worden afgesloten voor periodes van vijftien minuten, de zogenaamde Imbalance Settlement Period (ISP). In dit artikel richt ik me specifiek op automatisch inzetbaar vermogen (aFRR) en niet het noodvermogen (mFRR), dat slechts zelden wordt ingezet.

Tot uiterlijk 25 minuten voor de start van elke ISP geven BSP’s door tegen welke prijs zij bereid zijn om op of af te regelen. Tijdens de ISP selecteert TenneT vervolgens de goedkoopste biedingen die nodig zijn om het net in balans te houden. Dit vormt de markt voor balanceringsenergie.

Onbalans ontstaat grotendeels doordat Balance Responsible Parties (BRP’s) – doorgaans elektriciteitsbedrijven – afwijken van hun contractuele verplichtingen om elektriciteit te leveren of af te nemen. Vooraf controleert TenneT of de geplande posities van BRP’s in balans zijn. Achteraf wordt per BRP de daadwerkelijke balans berekend. Als een BRP afwijkt van haar contractuele positie, betaalt ze een onbalansprijs of ontvangt een vergoeding, afhankelijk van het feit of de afwijking de systeemonbalans vergroot of verkleint.

BRP’s kunnen zelf anticiperen op de verwachte onbalansprijzen. Die prijzen zijn afgeleid van de realtime biedingen in de balanceringsenergiemarkt. TenneT publiceert deze gegevens met een vertraging van twee minuten. Op basis daarvan kunnen BRP’s besluiten om op of af te regelen. Dit proces heet de onbalansmarkt, ook wel passief balanceren genoemd. Het marktmechanisme helpt TenneT door BRP’s via prijsprikkels in dezelfde richting te laten balanceren als TenneT zelf. Daardoor is er minder inzet nodig van BSP’s. Als er toch een afwijking ontstaat – bijvoorbeeld doordat er meer elektriciteit wordt opgewekt dan verbruikt – dan ontstaat een zogeheten area control error (ACE). TenneT verwerkt dit overschot of tekort met het buitenland om het net alsnog in balans te brengen.

TenneT besteedde het afgelopen jaar ongeveer 5.000 euro per vijftien minuten aan balanceringsenergie via BSP’s, en de laatste jaren lijkt er een toename van de kosten (figuur 1). De waarde van de internationale uitwisseling – berekend op basis van de Nederlandse prijzen voor balancerings­energie – om onbalans op het laatste moment te verhelpen is ongeveer de helft van de binnenlandse BSP-­uitgaven. Hoewel de totale waarde van de balansmarkten slechts enkele procenten bedraagt van de totale elektriciteitskosten in Nederland, zijn ze cruciaal voor het goed functioneren van het Nederlandse en Europese elektriciteitsnet.

Regeltoestanden en verrekenprijzen

De prijs die BRP’s betalen of ontvangen voor hun bijdrage aan het aanpakken van de onbalans, is afhankelijk van de zogenoemde regeltoestand binnen een ISP. Deze regeltoestand geeft aan hoe de balanceringsacties van BSP’s zich binnen die vijftien minuten hebben ontwikkeld, en dus hoe complex de bijsturing was.

Bij regeltoestand 0 was er geen actie van BSP’s nodig, de BRP’s rekenen hun onbalans af tegen de middenprijs, tussen de laagste prijs voor opregelen en hoogste prijs voor afregelen. Bij regeltoestand +1 of −1 is er binnen de ISP alleen opregelen (of alleen afregelen) nodig. De onbalansprijs voor BRP’s is gelijk aan de maximale (minimale) prijs die binnen de ISP aan BSP’s is betaald. Deze regeltoestand wordt ook gebruikt voor de situatie dat de bijsturing monotoon stijgt van af- naar opregelen (+1) of andersom (−1). In dat geval wordt de laatste prijs binnen de ISP gebruikt voor de verrekening met de BRP’s.

Bij regeltoestand 2 wisselt de bijsturing van richting binnen één ISP, en is niet monotoon dalend of stijgend – een teken van grote volatiliteit. In dit geval gelden duale verrekenprijzen: de BRP betaalt de hoogste prijs voor tekort en ontvangt de laagste prijs bij een overschot (maar BRP betaalt als de laagste prijs negatief is). Een duale prijs geeft een sterke prikkel aan alle BRP’s om zelf in balans te zijn, omdat afwijken van de balans onder regeltoestand 2 financieel aanzienlijk zwaarder weegt.

Een storm in 2024

In 2024 nam het aandeel ISP’s met regeltoestand 2 toe van minder dan 10 naar ruim 25 procent in de laatste maanden van het jaar (figuur 2). Dit wijst op een forse toename van de complexiteit van het balanceren. Eind 2021 en begin 2022 was er ook een aanzienlijk aandeel regeltoestand 2, maar deze was minder sterk. In dit artikel richt ik me op 2024.

Er zijn verschillende mogelijke verklaringen voor de toename van de complexiteit. Zo is er sprake van een toename van zon- en windenergie. Het weer is op korte termijn onvoorspelbaar, waardoor er vaker een plotselinge verandering van de onbalans van positief naar negatief ontstaat, en andersom. Ook wordt de vraag naar elektriciteit onregelmatiger. Door de energietransitie is het volume en de volatiliteit van de elektriciteitsvraag sterk toegenomen. Denk bijvoorbeeld aan elektrische auto’s die snelladen bij meer dan 100 kilowattuur per auto. Op deze twee transitiegerelateerde redenen richt de meeste (internationale) literatuur zich (­Goodarzi et al., 2019; Klyve et al., 2023) (kader 1).

Cycli in de balansmarkt

Voor Nederland lijkt er echter (ook) iets anders aan de hand. Hier geldt een snelle en algoritmische response van BRP’s. Moderne technologie stelt BRP’s in staat om windturbines, zonnepanelen en batterijen snel op en af te regelen. BRP’s ontwikkelen algoritmes die reageren op realtime marktinformatie. Deze kunnen, als ze massaal hetzelfde gedrag vertonen, via een feedbackloop leiden tot onbalans (zie Boulton et al. (2014) voor algoritmisch handelen op de aandelenmarkt).

Een feedbackloop kan ontstaan omdat de BRP’s hun productie of verbruik bijsturen op basis van vertraagde informatie over de inzet van BSP’s. De reactie van BRP’s beïnvloedt op zijn beurt de onbalans op het elektriciteitsnet. TenneT past daarop de inzet van BSP’s aan, waarna BRP’s opnieuw reageren, waardoor er een keten van wederzijdse bijsturing ontstaat. Wanneer zowel BRP’s als TenneT snel en stevig reageren, kan deze feedbackloop instabiel worden, waardoor (toevallige) afwijkingen versterkt worden in plaats van gedempt, wat kan leiden tot zich herhalende en moeilijk te beheersen fluctuaties op het net.

Zo’n cyclus kan bijvoorbeeld tot stand komen wanneer aan het einde van een ISP veel zonneparken zijn afgeschakeld omdat de verwachte onbalansprijs negatief is. Aan het begin van de volgende ISP worden deze parken dan weer ingeschakeld, omdat er op dat moment nog weinig informatie beschikbaar is over de verwachte verrekenprijs. Dit kan zorgen voor een elektriciteitsoverschot, waarop TenneT reageert door BSP’s af te regelen. BRP’s zien deze beweging en concluderen dat de verrekenprijs waarschijnlijk opnieuw negatief zal zijn, waarop ze hun zonneparken opnieuw uitschakelen. TenneT verlaagt daarop de afregelcapaciteit weer. Zolang BRP’s negatieve prijzen verwachten, blijven de zonneparken uitgeschakeld. Bij aanvang van de volgende ISP begint deze cyclus opnieuw.

Dit patroon ontstaat niet door één specifiek algoritme, maar juist door de interactie tussen algoritmes van BRP’s en TenneT. Kleine variaties in het systeem groeien vanzelf uit tot zich herhalend cyclisch gedrag.

Het optreden van cycli in de data wijst op een instabiele feedbackloop. Omdat de onbalansmarkt werkt met ISP’s van vijftien minuten, is het aannemelijk dat deze cycli ook een periode van vijftien minuten volgen.

Een voorbeeld van zo’n cyclisch patroon is te zien op 23 april 2024 (figuur 3). Tussen 11:45 en 15:15 uur herhaalde zich telkens hetzelfde proces. Aan het begin van elke ISP liep de afregeling snel op tot ongeveer 500 megawatt (rond minuut 6), waarna deze afnam tot ongeveer 50 megawatt (rond minuut 13). Daarna begon de cyclus opnieuw. Dit betrof een cyclus met grote amplitude: TenneT moest elke vijftien minuten een vermogen af- en weer opregelen ter grootte van de kerncentrale in Borssele. Hier lijkt dus sprake te zijn van een zichzelf versterkende feedbackloop door algoritmisch handelen tussen BRP’s en TenneT (BSP’s).

Ontwikkeling van cycli

De cycli zijn pas sinds 2022 zichtbaar in de data (figuur 4) − de kleine positieve waarden voor 2022 interpreteer ik als ruis: willekeurige ISP’s die met een strikt positieve kans het label cyclus krijgen. De cycli bepaal ik via de correlatie tussen twee opeenvolgende ISP’s: als de BSP-activering in een ISP sterk gecorreleerd is (>0,5) met die in de voorgaande én de volgende ISP, stel ik dat er een cyclus is. De cycli uit figuur 3 hebben een correlatie van ongeveer 0,7.

De cycli lijken in 2024 te ontstaan bij lage elektriciteitsprijzen, als de zon schijnt, en in regeltoestand −1. Dat suggereert een rol voor hernieuwbare energie die eenvoudig kan worden afgeschakeld. Als de elektriciteitsprijs laag is, is de verwachte verrekenprijs van de onbalans groter dan de opportuniteitskosten van de zonnestroom, waardoor zonneparkbeheerders mogelijk de panelen inzetten voor het bijsturen van de onbalans.

Oplossingsrichtingen

Er zijn verschillende oplossingsrichtingen denkbaar om het net minder instabiel te maken.

Vertraging in informatie

TenneT heeft ervoor gekozen om vanaf 3 december 2024 de informatie over de inzet van BSP’s met vijf minuten vertraging te publiceren, in plaats van met twee minuten. Dit lijkt een zeer effectieve maatregel te zijn geweest, want het aantal cycli daalde snel (figuur 4). Maar het lijkt er ook op dat de algoritmes zich in het begin van 2025 aanpasten en de cycli weer terugkwamen. Een nadeel is dat de vertraging van informatie ook de effectieve en positieve bijdrage van BRP’s aan de balancering belemmert. TenneT heeft daarom per 1 juli 2025 de vertraging in de publicatie van data weer teruggebracht naar twee minuten.

Het BSP-algoritme van TenneT

Omdat cycli het gevolg zijn van de interactie tussen de algoritmes van TenneT en de BRP’s, kan er gekeken worden of een aanpassing van het algoritme van TenneT het cyclische patroon kan doorbreken. TenneT heeft aangekondigd om sneller te reageren op een grote onbalans (TenneT, 2025). Het houdt ook rekening met de verwachte response van de BRP’s. Maar het is mij niet duidelijk onder welke condities een snellere response van TenneT leidt tot een minder sterke feedbackloop ­TenneT – BRP – TenneT. Een snellere response van TenneT kan de feedback ook versterken.

Regulering regelsnelheid

TenneT heeft BRP’s gevraagd de regelsnelheid van installaties te beperken tot twintig procent van de maximale capaciteit per minuut en maximaal 100 megawatt per minuut (ACM, 2025). Het idee is dat als de BRP’s minder heftig reageren, de cycli ook minder sterk zijn. Met het oog op de verwachte sterke groei van automatisch regelvermogen is het echter de vraag of deze grens per installatie voldoende is. Mogelijk is een maximum aan de totale sturing van vermogen door BRP’s nodig.

Een aanvullende maatregel kan zijn om vermogen dat binnen vijftien minuten van richting verandert te classificeren als hoog-frequent. Zulke vermogens zouden dan moeten worden gerapporteerd en per minuut worden verrekend, in plaats van een verrekening voor de hele ISP. Dit zou het af- en opschakelen van bijvoorbeeld zonneparken binnen dezelfde ISP minder aantrekkelijk maken.

Voorspelbare prijzen

Cycli ontstaan doordat BRP’s reageren op BSP’s en omgekeerd. BRP-algoritmes zijn ontworpen om kosten te minimaliseren of opbrengsten te maximaliseren, waarvoor ze de verwachte rekenprijs inschatten. De huidige koppeling van de verrekenprijs aan de regeltoestand maakt de prijs daardoor instabiel: kleine verschillen in het regelproces kunnen leiden tot een andere regeltoestand, en dus tot grote prijsverschillen.

Een alternatief is om verrekenprijzen te baseren op een gewogen gemiddelde van meerdere prijzen, onafhankelijk van de regeltoestand. Zo’n prijs is beter voorspelbaar en geeft BRP-algoritmes minder prikkels om abrupt te schakelen. De duale verrekenprijs, of het gemiddelde van de BSP-prijzen binnen een ISP, of de laatste prijs binnen een ISP, zijn kandidaten die als basis kunnen worden gebruikt, ongeacht de regeltoestand.

Andere ontwikkelingen

Tot 1 oktober 2025 werkt de Europese day-ahead-elektriciteitsmarkt nog met uurprijzen. Dit levert een schok in vraag en aanbod bij het begin van elk uur. We zien daardoor in het eerste kwartier van elk uur een veel grotere volatiliteit in de balansmarkt, en in de aanwezigheid van regeltoestand 2. Vanaf 1 oktober wordt op de day-ahead-markt per kwartier gehandeld. Dit zal vermoedelijk zorgen voor meer continue prijzen en daardoor minder volatiliteit in de balansmarkt tijdens het eerste kwartier van elk uur.

Conclusie

De balansmarkt is een cruciale, maar kwetsbare schakel in de energietransitie. De toename van hernieuwbare energie, nieuwe technologie en batterijen brengen niet alleen voordelen, maar ook volatiliteit en complexiteit met zich mee. Dit vraagt om een doordacht marktontwerp, waarin prijsprikkels en marktinrichting slim worden ingezet om stabiliteit te bevorderen.

Voor economen biedt de balansmarkt een interessante casus over marktontwerp, informatie-asymmetrie en strategisch gedrag. Een goed functionerende elektriciteitsmarkt is van direct belang voor investeringsbeslissingen, huishoudens en beleidsvorming. Nu de elektriciteitsmarkt verandert, is het tijd om na te denken over de vraag óf – en zo ja, hoe – het marktontwerp mee moet evolueren.

Literatuur

ACM (2025) Codewijzigingsvoorstel maximale regelsnelheid in reactie op balans. ACM Publicatie, 26 maart.

Boulton, T.J., M.V. Braga-Alves en M. Kulchania (2014) The flash crash: An examination of shareholder wealth and market quality. Journal of Financial Intermediation, 23(1), 140–156.

Goodarzi, S., H.N. Perera en D. Bunn (2019) The impact of renewable energy forecast errors on imbalance volumes and electricity spot prices. Energy Policy, 134,110827.

Klyve, Ø.S., G. Klæboe, M.M. Nygård en E.S. Marstein (2023) Limiting imbalance settlement costs from variable renewable energy sources in the Nordics: Internal balancing vs. balancing market participation. Applied Energy, 350, 121696.

TenneT (2025) Rapportage van een TenneT Webinar, 27 mei. Te vinden op tennet-drupal.s3.eu-central-1.amazonaws.com/default/2025-06/Webinar oscillations and other key developments – Follow-Up.pdf.

Teutem, S. van (2025) Renewables have taken the lead in Dutch electricity production. Statistiek op ourworldindata.org, 1 augustus.