Spaans stroomplan van €9 miljard mist oorzaak

Vorige week keurde de Europese Commissie een Spaans capaciteitsmechanisme van € 9 miljard goed. Daarmee krijgen elektriciteitscentrales betaald om beschikbaar te blijven op momenten van piekvraag. Spanje had het plan al in december 2024 bij Brussel gemeld, maar de blackout van april 2025, waarbij 50 miljoen mensen zonder stroom kwamen te zitten, versnelde de politieke behandeling. Uit het technische onderzoek bleek dat de storing ontstond door spanningsinstabiliteit. Het net verloor de controle over de elektriciteitsstromen, niet over het aanbod. Capaciteitsbetalingen lossen dat probleem niet op.

Wat de ingenieurs werkelijk vonden

Toen het Spaanse stroomnet op 28 april 2025 uitviel, had het land ruim voldoende productiecapaciteit om aan de vraag te voldoen. ENTSO-E, de organisatie die de Europese elektriciteitsnetten coördineert, besteedde een onderzoek van 472 pagina's aan de vraag wat er misging. Gascentrales leverden geen blindvermogen, de elektrische ondersteuning die de spanning stabiel houdt, hoewel zij daar contractueel toe verplicht waren. Zonnepanelen konden onder verouderde regels niet bijdragen aan spanningsbeheer, terwijl zij daar technisch wel toe in staat waren.

In geen van de 21 aanbevelingen van ENTSO-E komen capaciteitsmechanismen voor. De Clean Air Task Force wijst erop dat zulke mechanismen niet zijn gericht op de diensten voor spanningsregeling die juist faalden. Het nieuwe mechanisme van € 9 miljard garandeert alleen dat er voldoende megawatt beschikbaar is. Over de vraag of het net die productie in realtime kan sturen, zegt het niets.

Wie krijgt betaald, wie betaalt de rekening

De jaarlijkse kosten van € 900 miljoen (El País, Concurrences) belanden als gereguleerde heffing op de stroomrekening. Volgens ramingen van de regering komt dat voor een doorsnee huishouden met een standaardcontract neer op ongeveer 4 eurocent per dag. Producenten die veilingen winnen van netbeheerder Red Eléctrica innen de betalingen.

Vooral de gevestigde spelers profiteren. Iberdrola, Naturgy en Endesa boekten in het eerste kwartaal van 2026 samen € 4,25 miljard winst, 27,2% meer dan een jaar eerder. Dat kwam deels door noodmaatregelen na de blackout, die gasproductie voorrang gaven.

De prijsverschillen bij de dienst die daadwerkelijk tekortschiet, laten zien waar het scheef zit. Gascentrales ontvangen € 100 tot € 200 per geleverde eenheid spanningsregelingsdienst, terwijl hernieuwbare producenten ongeveer € 1 krijgen. De Spaanse energietoezichthouder stelde voor dat tarief voor hernieuwbare energie te verdubbelen naar € 2. De zonne-energiesector eiste € 50.

Spanje is niet het enige land met de verkeerde diagnose

In de afgelopen tien jaar ging volgens Aurora Energy Research meer dan twee derde van ongeveer € 87 miljard aan Europese capaciteitsbetalingen naar thermische producenten. De uitgaven lopen op. Volgens ACER, de Europese energieregulator, bedragen de EU-brede kosten inmiddels € 6,5 miljard per jaar, 40% meer dan een jaar eerder. Duitsland werkt aan een eigen mechanisme, waarvan de German New Energy Economy Association de kosten tot 2050 op € 340 tot € 435 miljard raamt. Volgens Bruegel verschillen veilingprijzen meer dan een factor tien tussen lidstaten. Dat wijst eerder op politieke druk dan op een scherp technisch bewijs voor de uitgaven.

Goedkopere en gerichtere ingrepen werken inmiddels wel. Spanje paste in 2025 zijn netcode aan, het technische regelboek voor de aansluiting van centrales op het netwerk, zodat hernieuwbare producenten kunnen bijdragen aan spanningsregeling. In april 2026 had al 14,5 GW zich aangemeld voor het programma, waaronder 6 GW aan hernieuwbare capaciteit. De batterijopslagcapaciteit groeide sinds de blackout met 589%. De markt kwam dus in beweging zonder duw van € 9 miljard.

Spanje heeft zijn netcodes aangepast om het technische probleem te verhelpen, maar geeft toch € 9 miljard uit aan een politieke oplossing. Consumenten betalen voor allebei.