Op zondag 8 februari 2026 liet een opvallend beeld zich zien op de Europese elektriciteitsmarkt: Portugal ontwaakte met een vrijwel symbolische gemiddelde dagprijs op de groothandelsmarkt, terwijl andere landen zich in veel hogere tarieven bewogen. Op de ‘day-ahead’ prijskaart die die dag circuleerde — met data toegeschreven aan Energy-Charts en OMIE — bleek het Iberische schiereiland een anomalie in het continent: Portugal met €0,80/MWh en Spanje met €5,92/MWh, vergeleken met Frankrijk met €76,61/MWh of Ierland met €166,61/MWh.
Het debat laaide op op LinkedIn na een bericht van energietrendspecialist Antonio Vidigal, die een dagelijkse analyse gaf met gegevens over productie en verbruik. In zijn samenvatting noteerde hij dat Portugal een verbruik van 154 GWh had, met een opvallende windenergiebijdrage (65 GWh) en een meer gematigde zonnestroomproductie (8 GWh). Dezelfde tekst benadrukte een cruciale factor om te begrijpen waarom het ‘Portugees wonder’ niet automatisch over Europa wordt gedeeld: de handelscapaciteit van de interconnectie met Spanje bleef beperkt, in een bereik van 500-1500 MW, wat leidde tot marktsegmentatie.
Die zin —“de markten scheiden zich weer”— vormt het spoor dat de extreme prijzen verbindt met de fysieke realiteit van het systeem. Het Iberische marktgebied (MIBEL) functioneert doorgaans gekoppeld, maar wanneer de beschikbare interconnectie vol raakt, activeert het mechanismen van market splitting: de stroomtransfers worden onvoldoende om prijzen gelijk te trekken en elke regio “bepaalt haar eigen prijs”. Tijdens dagen van hoge hernieuwbare opwek en lage vraag versterkt dat fenomeen de scheiding: het lokale overschot duwt de prijs richting nul (of zelfs negatieve waarden), omdat het systeem letterlijk energie nodig heeft dat geconsumeerd wordt.
Vidigal vat het samen met een inmiddels iconisch citaat: “Onder dit niveau… alleen nog nul.” Zijn bericht ging inderdaad over een intraday-prijs van -0,4 €/MWh. Dit is geen toeval in markten met hoge hernieuwbare penetratie; het is een economische consequentie van overvloedige ‘goedkope’ wind- en zonne-energie en beperkte exportcapaciteit op het moment van productie.
Wat de prijs niet verklaart (en waarom dat relevant is voor datacenters)
De verleiding ligt voor de hand: als Portugal en Spanje elektriciteit voor belachelijke prijzen aanbieden op de groothandelsmarkt, dan is de ‘echte reden’ dat de Iberische Schiereilanden dé plek zijn voor datacenters. Een aantrekkelijke interpretatie voor sociale media, maar te simplistisch als men dat letterlijk neemt.
De day-ahead-prijs is een signaal, geen contract. Een datacenter plant geen miljardeninvesteringen enkel op basis van een goedkope zondag: het heeft stabiele toegang tot vermogen, verbindingscontracten, regelgevende garanties, realistische planningen en vooral een kostenstructuur op lange termijn nodig. Toch weegt het signaal zwaar. Heel zwaar.
Ten eerste, omdat het een overvloed aan hernieuwbare energie en een koers van prijzen toont die, onder bepaalde condities, bijna ineenstort. Voor de datacenterindustrie — vooral in een tijdperk van AI, high-performance computing en 24/7-belasting — is energie niet meer slechts een kostenpost: het wordt de factor die de levensvatbaarheid van een locatie bepaalt, samen met latentie, connectiviteit en grond- en vergunningenbeschikbaarheid.
Ten tweede, omdat het een idee introduceert dat grote spelers in de sector steeds meer omarmen: flexibiliteit. Als het elektriciteitssysteem urenlang een overschot heeft, kan een datacenter een slimme consument worden: niet-essentiële taken uitstellen, intensieve belasting plannen wanneer de prijs daalt, en zelfs hybridiseren met opslag om goedkope energie op te slaan en het verbruik te stabiliseren. Het gaat niet alleen om minder betalen, maar om beter inkopen.
De andere zijde: interconnecties en knelpunten
Hetzelfde fenomeen dat de elektriciteitskosten op het schiereiland verlaagt, wijst tevens op een structureel knelpunt: de netwerken laten niet altijd toe dat het overschot aan energie wordt ‘verkocht’ aan de rest van Europa. Dit is niet onbelangrijk, omdat de herhaalde loskoppeling van de Iberische markt in wezen een symptoom is van congestie.
Naast de lokale beperkingen werkt Europa al jaren aan het uitbreiden van interconnecties. Projecten zoals de verbinding tussen het Baskisch-Golfeiland en Frankrijk moeten de uitwisselingscapaciteit aanzienlijk verhogen en deze divergences in prijs verminderen. Ook binnen het schiereiland worden technische verbeteringen en capaciteitstenders voorgesteld, want zonder meer netwerkkracht bestaat het risico dat de regio steeds meer wordt geteisterd door ‘renovable cannibalisatie’: hoge productie, lage prijzen, overschotten en beperkingen.
Voor een datacenter betekent dit dat goedkope energie vaak gepaard gaat met lokale beperkingen. Het vereist een fijne afweging: precieze locatie, netknooppunt, verbindingscondities, daadwerkelijke beschikbaarheid van vermogen en plannen voor versterkingen. Het is niet genoeg om enkel het prijzenoverzicht van één dag te bekijken; men moet het systeem als geheel begrijpen.
Waarom Spanje en Portugal op de radar komen (en waar de sector op moet letten)
Desalniettemin groeit de interesse aanzienlijk en wordt deze steeds relevanter. Sectorrapportages wijzen op een toenemend aantal nieuwe datacenters in de Iberische regio, gedreven door de combinatie van hernieuwbare energie, digitale vraag, internationale kabels en connectiviteit, en een markt die zich ontwikkelt voor grote projecten. In dit kader zien industrieel en technisch specialisten — zoals Quark Sener Group, genoemd in de LinkedIn-discussie — een duidelijke kans om betrokken te raken bij de energietransitie van projecten, van ontwerp tot integratie met kritieke infrastructuur.
De lessen uit dit scenario gaan verder dan enthousiasme: als een land in minder dan 24 uur een gemiddelde van €0,80/MWh kan laten zien en tegelijkertijd over marktsegmentatie door beperkte interconnecties spreekt, dan wordt duidelijk dat energieconcurrentie niet lineair is, maar dynamisch. En in die dynamiek zullen degenen winnen die de prijs kunnen omzetten in strategie: goed gestructureerde PPA’s, meervoudige locatieplanning en ontwerpen die volatiliteit kunnen benutten en accepteren.
Veelgestelde vragen
Waarom kunnen elektriciteitsprijzen in Portugal en Spanje dicht bij 0 €/MWh of zelfs negatief uitkomen?
Dit gebeurt vooral wanneer er veel hernieuwbare energie (vooral wind) wordt opgewekt en de vraag relatief laag is. Als exportmogelijkheden beperkt zijn door interconnecties, blijft het overschot binnen de landen en drukt het de marktprijs neer.
Wat is market splitting in de Iberische markt (MIBEL) en hoe beïnvloedt dat de prijs?
Het is een mechanisme waarbij Spanje en Portugal niet meer één prijs delen zodra de interconnectie vol raakt. In dat geval bepalen ze apart hun prijs op basis van lokale aanbod en vraag, wat kan leiden tot flinke prijsverschillen tijdens congestieperiodes.
Heeft de prijs op de groothandelsmarkt (OMIE/MIBEL) directe invloed op de kosten voor een datacenter?
Het beïnvloedt, maar het is niet het enige element. Een datacenter combineert meestal lange-termijncontracten (zoals groene PPA’s), hedges en netkosten. De day-ahead-prijs is een nuttige referentie, maar geen volledige kostenbasis.
Waarom kijken grote spelers naar Spanje en Portugal voor nieuwe datacenters?
Omdat er steeds meer hernieuwbare energie beschikbaar komt, er opties voor lange termijncontracten zijn, en de connectiviteit en infrastructuur verder ontwikkelen. Toch blijven lokale factoren zoals capaciteit, vergunningen, water, land en netversterking van groot belang.
Bron: LinkedIn