Bijlage Visie op de Energietransitie beleidsversie

1

Visie op de Energietransitie

Vereniging Verontruste Burgers van Voorne Ir. H.J. Compter November 2025

2

3 Visie op de Energietransitie .................................................................................................................... 1 ................................................................................................................................................................ 1 Managementsamenvatting (VVBV) ........................................................................................................ 4 Aanleiding ............................................................................................................................................... 7 1. Inleiding – Een volwassen visie op de Nederlandse energietoekomst ............................................. 10 2. De verdwijnende basisindustrie – Het wegbrokkelen van het fundament ...................................... 12 3. De opkomst van decentrale opwek – kansen én systeemdruk ........................................................ 16 4. Prijsvorming in een energiesysteem met veel RES ........................................................................... 17 5. Waarom ‘gratis overschotten’ niet bestaan ..................................................................................... 22 6. De twijfelachtige businesscase van waterstof in Nederland ............................................................ 23 7.

NH₃-import als rationeel alternatief ................................................................................................. 25 8. Waarom waterstof maken uit kernenergie fout op fout is............................................................... 26 9. Veiligheidsrisico’s van flexibel kernenergiebedrijf ........................................................................... 28 10. De internationale samenhang en de mythe van Europese saldo-uitwisseling ............................... 29 11. De noodzaak van opslag ................................................................................................................. 31 12. De onzekere kosten, bouwtijd en ruimtelijke grenzen van kernenergie en RES ............................ 32 13. Slothoofdstuk – Naar een toekomstbestendig energiesysteem..................................................... 34

4

Managementsamenvatting (VVBV) VVBV – Managementsamenvatting Visie op de energietransitie van de Vereniging Verontruste Burgers Voorne (VVBV) De Vereniging Verontruste Burgers Voorne (VVBV) heeft als statutair doel de bescherming van de internationaal erkende natuurgebieden op en rond Voorne, en de kwaliteit van de woon- en leefomgeving van haar bewoners. Vanuit die brede verantwoordelijkheid volgt de VVBV kritisch de ontwikkelingen die de leefomgeving, gezondheid of veiligheid kunnen aantasten. In dat licht heeft de vereniging gekeken naar de ontwikkeling van de Nederlandse elektriciteitsvoorziening – met het accent op productie, systeemstabiliteit en ruimtelijke impact. De centrale conclusie van deze studie is dat de structurele randvoorwaarden waarop onze energievoorziening decennialang steunde – industriële grondlast, stabiele vraagpatronen, internationale balans en fossiele flexibiliteit – in hoog tempo verdwijnen, terwijl er nog geen nieuwe, uitvoerbare systeemarchitectuur voor in de plaats is gekomen. Technisch wensdenken en economische realiteit groeien uit elkaar. 1. De verdwijnende grondlast ontregelt het energiesysteem De basisindustrie verlaat Nederland door hoge energieprijzen, onzekere regelgeving en internationale concurrentie. Dat is niet alleen een economisch probleem, maar ook een systeemprobleem.

Zonder grote industriële afnemers valt de stabiele baseloadvraag weg. Dit leidt tot: • • • •

sterkere pieken en dalen in de belastingcurve; meer afhankelijkheid van duur en flexibel vermogen; hogere prijsvolatiliteit; en een elektriciteitssysteem dat instabieler en kapitaalintensiever wordt.

De studie laat zien dat industrie niet alleen “verbruiker” is, maar juist ook stabiliserende ruggengraat van het energiesysteem. 2. Decentrale opwekking veroorzaakt congestie en stijgende netkosten De snelle groei van zonnepanelen, thuisbatterijen, warmtepompen en elektrische auto’s wordt vaak gezien als ontlasting van het net. In werkelijkheid leidt deze ontwikkeling tot: • • • •

structurele congestie op midden- en laagspanningsniveau; noodzaak tot miljardeninvesteringen in transport- en distributienetten; grotere piekbelasting rond middag en avond; inefficiënter gebruik van bestaande infrastructuur.

Decentralisatie zonder regie maakt het systeem duurder en kwetsbaarder. Alleen in combinatie met vraagsturing, opslag en tijdige netverzwaring kan decentrale opwek bijdragen aan systeemefficiëntie.

5

3. RES veroorzaakt extreme prijsvolatiliteit en waardeverlies Meer wind en zon betekenen niet automatisch structureel lage prijzen. De studie bevestigt de internationale literatuur: hoge RES-aandelen leiden tot: • • • •

zeer lage prijzen en soms negatieve prijzen bij veel aanbod; zeer hoge prijzen bij weinig wind en zon; dalende marktwaarde van RES én kernenergie; stijgende behoefte aan snel regelbaar vermogen.

‘Gratis overschotten’ bestaan niet. Overschotten zijn een teken van ontbrekende opslag en infrastructuur, niet van overvloed. Ze wijzen op een systeem dat slecht is ontworpen. 4. De waterstofeconomie in Nederland is structureel onrendabel De huidige plannen voor grootschalige binnenlandse groene waterstofproductie zijn gebaseerd op optimistische aannames. In de Nederlandse praktijk is groene waterstof hinderlijk duur door: • • • • •

hoge elektriciteitskosten; lage vollasturen van elektrolysers; hoge investeringskosten; beperkte industriële vraag; en een overbelast elektriciteitsnet.

De kostprijs van Nederlandse groene waterstof (circa 5–9 €/kg) ligt een factor 3–4 hoger dan de kostprijs van geïmporteerde groene ammoniak uit zonrijke regio’s (1–3 €/kg H₂equivalent). Waterstofproductie uit kernenergie wordt in de studie beoordeeld als energetisch inefficiënt én veiligheidstechnisch onwenselijk. 5. Kernenergie moet stabiel draaien en is geen regelvermogen De studie onderschrijft de rol van kernenergie als stabiele, CO₂-arme bron, maar wijst op duidelijke grenzen: • • • •

kerncentrales zijn ontworpen voor stabiel baseloadbedrijf; frequent op- en afregelen leidt tot materiaalvermoeiing en complexe kernfysische effecten; veilig en economisch bedrijf vraagt om hoge, stabiele vollasturen; waterstofproductie uit kernenergie stapelt twee kapitaalintensieve technologieën en maakt beide kwetsbaarder.

Kernenergie is alleen zinvol als onderdeel van een systeem met voldoende opslag en een voorspelbare vraag, niet als flexibel regelvermogen. 6. Europese saldo-uitwisseling kan Nederlandse tekorten niet structureel oplossen

6

De gedachte dat Nederland tekorten eenvoudigweg via Europa kan salderen, blijkt onhoudbaar: • • • •

wind- en zonneprofielen in Noordwest-Europa zijn sterk gecorreleerd; interconnecties zijn te klein om grote vermogensverschillen structureel op te vangen; Scandinavische waterkracht heeft onvoldoende volume én politieke beperkingen; lidstaten plaatsen hun eigen leveringszekerheid voorop.

Europa blijft belangrijk voor handel en noodhulp, maar niet als structurele winterbuffer. Nederland moet zijn eigen seizoenszekerheid organiseren. 7. De toekomst vereist grootschalige opslag als randvoorwaarde De studie concludeert dat een robuust Nederlands energiesysteem opslag nodig heeft op drie niveaus: • • •

korte termijn: batterijen voor frequentiestabiliteit en kortdurende congestie; middellang: warmtebuffers en wijkbatterijen voor dag/nacht en week/weekend; langdurig (seizoensopslag): grootschalige chemische opslag in de vorm van ammoniak (NH₃) voor winterzekerheid en dunkelflaute.

Opslag is geen luxe, maar de fysieke randvoorwaarde voor een betrouwbare en betaalbare energiemix met veel RES en kernenergie. Eindconclusie Nederland moet af van het idee dat productie, vraag, import en opslag zich vanzelf in balans organiseren. Een toekomstbestendig energiesysteem vraagt om: • • • • • •

industriële verankering als stabiele grondlast; stabiele kernenergie, beschermd tegen onveilig flexibel bedrijf; gecontroleerde groei van wind en zon binnen ruimtelijke en systeemgrenzen; grote chemische seizoensopslag via ammoniakimport; realistische verwachtingen over Europese uitwisseling; en rationele, integrale infrastructuurplanning.

Deze studie biedt de kennisbasis voor een nieuwe nationale energie-architectuur, waarin systeemlogica, veiligheid en betaalbaarheid centraal staan.

7

Aanleiding 1. Inleiding – Visie op de energietoekomst van de VVBV De Nederlandse energievoorziening bevindt zich in een transitie die dieper gaat dan eerdere omschakelingen van kolen naar olie en van olie naar aardgas. Waar vroegere transities vooral technologisch en economisch werden gedreven, staat de huidige omslag onder gelijktijdige druk van klimaatdoelen, ruimtelijke beperkingen, geopolitieke onzekerheid, stijgende kosten en het wegvallen van industriële grondlast. Daardoor verandert niet alleen wát we bouwen, maar ook hóe het energiesysteem functioneert, wordt gefinancierd en maatschappelijk wordt gedragen. De VVBV benadert deze transitie niet vanuit technologische voorkeur, maar vanuit systeemlogica. Uitgangspunt is dat een energiesysteem een samenhangend geheel is van vraag, aanbod, infrastructuur, opslag, ruimte en veiligheid. Besluiten over wind op zee, zon op land, kernenergie, waterstof of ammoniak kunnen daarom alleen zinvol worden beoordeeld binnen het geheel van het systeem – en niet los als “oplossingen op zich”. 1.1 Aanleiding en doel van de studie De afgelopen jaren zijn op en rond Voorne verschillende discussies opgelaaid over windparken, ammoniak, leidingen, netten en nieuwe industriële activiteiten. Telkens bleek dat lokale zorgen en landelijke energieplannen nauw met elkaar verweven zijn.

Vanuit haar opdracht om natuur en leefomgeving te beschermen, heeft de VVBV daarom besloten om de bredere vraag te stellen: welke energie-architectuur heeft Nederland in 2050 werkelijk nodig om veilig, betaalbaar en ruimtelijk verantwoord te blijven? Deze studie heeft drie doelen: 1. het ontrafelen van cruciale systeemkeuzes achter de energietransitie; 2. het toetsen van veelgebruikte beleidsaannames aan de huidige stand van de wetenschap; 3. het schetsen van een realistisch en uitvoerbaar systeembeeld waarin leveringszekerheid, betaalbaarheid en leefomgeving in balans zijn. 1.2 Een systeem in beweging: van baseload naar volatiliteit Decennialang rustte het Nederlandse energiesysteem op drie pijlers: een robuuste basisindustrie, flexibele fossiele centrales en internationale handel. Samen zorgden zij voor stabiele vraagpatronen, voorspelbare prijzen en voldoende reservevermogen. Die structuur brokkelt nu in hoog tempo af: • • •

energie-intensieve industrieën sluiten of verplaatsen; fossiele centrales worden beperkt ingezet en versneld uitgefaseerd; wind en zon nemen snel toe, maar zijn sterk afhankelijk van weer en seizoen.

8

Het gevolg is een systeem dat steeds volatieler wordt: diepe dalen bij veel zon en wind, hoge pieken bij winterse dunkelflaute, toenemende netcongestie en een dalende marktwaarde van zowel hernieuwbare als conventionele productie. 1.3 Waarom een nieuwe energie-architectuur nodig is Veel beleidsstukken veronderstellen dat de transitie vooral een kwestie is van “opschalen”: meer wind, meer zon, meer waterstof en een aantal kerncentrales. Deze studie laat zien dat die benadering tekortschiet. Belangrijke aannames – over goedkope binnenlandse waterstof, onbeperkte Europese saldo-uitwisseling, decentrale ontlasting van het net en flexibele kernenergie – blijken bij nadere analyse weinig realistisch. Een toekomstbestendige energie-architectuur vraagt om expliciete keuzes over: • • • • • •

de rol en omvang van energie-intensieve industrie; de verhouding tussen kernenergie en RES; de mate en vorm van decentralisatie; de schaal en vorm van opslag; de rol van importketens, met name via ammoniak (NH₃); en de ruimtelijke inpassing van infrastructuur en productie.

Zonder die keuzes verschuift het systeem naar een kostbaar en instabiel evenwicht, waarin iedere nieuwe investering vooral bestaande problemen versterkt. 1.4 Opbouw van de studie De studie is opgebouwd als een samenhangend betoog: • • • • • • • • •

Hoofdstuk 2 beschrijft het verdwijnen van basisindustrie en de gevolgen voor grondlast en systeemstabiliteit. Hoofdstuk 3 laat zien hoe decentrale opwekking het net hertekent en waarom dit leidt tot congestie en hogere netkosten. Hoofdstuk 4 analyseert prijsvorming in een systeem met veel wind en zon. Hoofdstuk 5 en 6 maken duidelijk waarom ‘gratis overschotten’ niet bestaan en waarom de waterstofbusinesscase in Nederland zwak is. Hoofdstuk 7 schetst waarom NH₃-import het rationele alternatief vormt. Hoofdstuk 8 en 9 gaan in op de beperkingen en risico’s van kernenergie in een RESrijk systeem. Hoofdstuk 10 laat zien waarom Europese saldo-uitwisseling geen structurele oplossing biedt. Hoofdstuk 11 werkt de noodzaak van opslag uit op drie niveaus. Hoofdstuk 12 en 13 verbinden al deze elementen tot een integrale visie op het Nederlandse energiesysteem in 2050.

1.5 De positie van de VVBV

9

De VVBV is geen voor- of tegenstander van specifieke technologieën, maar pleit voor een energietransitie die: • • • •

feitelijk onderbouwd is; rekening houdt met natuur en leefomgeving; financiële en ruimtelijke grenzen respecteert; veiligheid en leveringszekerheid centraal stelt.

Met deze studie wil de VVBV bijdragen aan een volwassen debat, voorbij slogans en wensdenken, terug naar een rationele en samenhangende systeemvisie.

10

1. Inleiding – Een volwassen visie op de Nederlandse energietoekomst De Nederlandse energievoorziening verandert in een tempo en omvang die we sinds de introductie van aardgas in de jaren zestig niet meer hebben gezien. Anders dan eerdere transities wordt deze omslag niet alleen gedreven door technologie, maar door een complex samenspel van klimaatdoelen, infrastructuurgrenzen, industriepolitiek, geopolitiek en maatschappelijke verwachtingen. Daardoor staat niet één keuze centraal — maar het functioneren van het systeem als geheel. In deze studie kiest de VVBV bewust voor een realistische benadering. Niet de politieke belofte, maar de technische, economische en maatschappelijk haalbare oplossing staat voorop. Het doel is helder: voorkomen dat Nederland een energiesysteem ontwerpt dat wel idealen dient, maar geen rekening houdt met fysieke en economische wetten. 1.1 Waarom systeemdenken noodzakelijk is Het debat over energie wordt vaak gevoerd in losse bouwstenen: méér wind, méér zon, méér kernenergie, méér waterstof, méér warmtepompen. Maar energie is een keten waarin vraag, aanbod, infrastructuur en opslag elkaar onlosmakelijk beïnvloeden.

De praktijk laat zien dat populaire aannames — zoals goedkope waterstof uit duurzame overschotten, flexibel meebewegende kerncentrales, automatische netontlasting door zonnepanelen of het idee dat Europa onze tekorten opvangt — niet overeenstemmen met de wetenschappelijke literatuur en niet passen bij de fysieke grenzen van het systeem. Een realistische visie vereist daarom een integrale blik. Dat betekent: erkennen dat de industriële baseload afbrokkelt, dat decentrale opwekking het net juist extra belast, dat veel RES leidt tot extreme prijsvolatiliteit, dat waterstof schaars en duur blijft, en dat opslag de ontbrekende sluitsteen is van elk toekomstbestendig systeem. 1.2 Een energiesysteem dat zijn fundament verliest De basis van het Nederlandse energiesysteem — goedkope moleculen, sterke industrieclusters, stabiele vraag — staat onder druk. Energie-intensieve industrieën heroverwegen hun positie door hoge kosten, strengere milieu-eisen en onzekerheid over infrastructuur. Tegelijk groeit het aantal woningen en bedrijven dat zelf energie opwekt of opslaat. Die decentralisatie versterkt lokale duurzaamheid, maar belast het transportnet zwaarder dan ooit. Zo ontstaan twee bewegingen die elkaar versterken: een wegvallende grondlast en een explosie aan decentrale piekproductie.

Het systeem komt daardoor steeds meer onder spanning te staan: minder stabiele vraag aan de onderkant, meer variabiliteit aan de bovenkant. 1.3 Waarom deze studie nodig is Veel beleidsdocumenten schetsen een optimistisch toekomstbeeld waarin duurzame groei vanzelf leidt tot lagere kosten en grotere onafhankelijkheid. De literatuur schetst een ander

11

beeld. Duurzame productie leidt tot prijsvolatiliteit, elektrolysers draaien veel minder uren dan nodig, kerncentrales worden economisch kwetsbaar in flexibele markten, interconnecties zijn ontoereikend voor grote saldi en ammoniakimport blijkt structureel goedkoper dan binnenlandse waterstofproductie. Daarom is het nodig opnieuw te kijken naar wat wél werkt: systeemdenken, realistische aannames, veiligheid boven flexibiliteit en opslag als fundament in plaats van sluitpost. 1.4 Opzet van deze studie Dit rapport bouwt stap voor stap aan een samenhangende visie op de energietoekomst. De hoofdstukken volgen een logische volgorde: van het wegvallen van de industriële basis, via de effecten van decentralisatie en prijsvolatiliteit, naar de beperkingen van waterstof, kernenergie en internationale koppelingen. Het eindpunt is een integrale strategie voor een robuust, betaalbaar en veilig energiesysteem waarin opslag een centrale plaats inneemt. 1.5 Slotbeschouwing De energietransitie vraagt niet om idealistische beelden, maar om nuchtere systeemkunde. Energie is geen ideologisch domein — het is een fysieke, economische en veiligheidskritische structuur. Wie die realiteit negeert, ontwerpt een systeem dat onbetaalbaar wordt of simpelweg niet werkt.

Met deze studie wil de VVBV bijdragen aan een volwassen debat waarin feiten leidend zijn, haalbaarheid centraal staat en systeemdenken de basis vormt voor keuzes die Nederland echt vooruit helpen. Bronnen HOOFDSTUK 1 (APA-7) • • • • • • • • • • • • • •

CE Delft. (2022). 50% green hydrogen for Dutch industry: Cost assessment and system implications. EC Joint Research Centre. (2022). Distributed Energy Resources and Grid Stability in Europe. ENTSO-E. (2023). Ten-Year Network Development Plan 2022–2023. Fattahi, A., et al. (2024). Opportunities of hydrogen and ammonia trade between Europe and MENA. International Journal of Hydrogen Energy. Fraunhofer ISE. (2023). Local Flexibility Markets and Distributed Generation. Hirth, L. (2015). The market value of variable renewables. Renewable Energy, 74, 925–939. HyDelta Consortium. (2022). Hydrogen Carrier Import Chains. IAEA. (2018). Fatigue Assessment of Nuclear Power Plant Components. Netbeheer Nederland. (2024). Staat van het Energiesysteem. NRC. (2019). Reactor Trip and Transient Analysis. Özdemir, S., Wierman, A., & Hobbs, B. (2017). Integration Costs and Market Value of Variable Renewables. TNO. PBL. (2024). Productie, import, transport en opslag van waterstof in Nederland. PBL. (2025). Groene waterstof: De praktische uitdagingen tussen droom en werkelijkheid. TenneT. (2023). Investment Plan 2024–2033.

12 • •

TNO. (2024). Effects of Replacing Dutch Fertiliser and Steel Production with Imports. Veenstra, A., Li, X., & Mulder, M. (2022). Economic Value of Nuclear Power in Future Energy Systems. RUG

2. De verdwijnende basisindustrie – Het wegbrokkelen van het fundament De afgelopen jaren is zichtbaar geworden dat een groeiend aantal bedrijven in de basisindustrie—zoals chemie, kunstmest, metaal, papier en raffinage—productie vermindert, uitstelt of verplaatst naar het buitenland. Hoewel dit niet één oorzaak heeft, is er sprake van een structurele combinatie van economische, energetische, ruimtelijke en beleidsmatige factoren die gezamenlijk het vestigingsklimaat verslechteren. Nederland heeft (net als de EU) sinds 2021 te maken met aanzienlijk hogere energie- en gasprijzen dan concurrerende regio’s zoals de VS en het Midden-Oosten. De basisindustrie is extreem energie-intensief. • •

Het prijsverschil voor aardgas tussen de EU en VS ligt structureel een factor 3–4 hoger. Dit beïnvloedt productiekosten voor basischemicaliën, kunstmest, staal en raffinage direct.

Gevolg: bedrijven reduceren capaciteit of sluiten fabrieken (bijv. kunstmestproductie), of investeren liever in regio’s met lagere energieprijzen. Bedrijven geven aan dat het onduidelijk is welke infrastructuur wanneer beschikbaar komt zoals waterstofleidingen,CO₂-opslag (CCS) en transport, elektriciteitsnetcapaciteit, ammoniak- en importterminals enwarmtenetten. Deze onzekerheid maakt lange-termijn investeringen (30–40 jaar) risicovol. Andere landen bieden vaak duidelijkere roadmaps en gegarandeerde investeringszekerheid. Nederland kent een complex stelsel van vergunningen en rechtsbescherming, lange doorlooptijden, wisselende politieke kaders. Voor grote investeringen in chemie of energie-intensieve industrie (bijv. elektrolyse, CCSinstallaties, procesaanpassingen) is voorspelbaarheid cruciaal. Bedrijven ervaren Nederland als juridisch onzeker ten opzichte van Duitsland, Noorwegen, VS of Midden-Oosten. De Europese Green Deal en ETS-heffingen leiden tot significante kosten oplopende kosten van ETS-rechten (met name na 2030), strengere emissienormen, verplichtingen rond energiebesparing, warmte, stikstof en PFAS.

13

Bedrijven benadrukken dat deze normen sneller en scherper zijn dan in veel andere wereldregio’s. Zonder parallelle compensatie (zoals de Amerikaanse Inflation Reduction Act) ontstaat een “regulatory cost gap”. Andere regio’s bieden zware subsidies voor groene industrie (VS, Canada), goedkope grond, fiscale voordelen, gegarandeerde stroomprijzen, lagere loonkosten. Nederland biedt wel subsidie-instrumenten (SDE++, DEI+, HER+), maar deze zijn competitief (tender-based), onvoldoende voor grootschalige basiscapaciteit, traag door besluitvorming, vaak risico-avers en technologiebeperkt. Nederland heeft beperkte ruimte voor uitbreidingen van industriële clusters, buisleidingen, grootschalige energie-infrastructuur, veilige afstandscontouren (BRZO/gezondheid/omgeving), wind- en zonnevelden ten behoeve van industriële elektrificatie. Daarnaast is de maatschappelijke weerstand tegen zware industrie, verbranding, CCS, ammoniak, pijpleidingen en opslagprojecten groot, wat investeringen vertraagt. Veel multinationals (bijv. in chemie of staal) kiezen voor productie dichter bij goedkopere energie (VS, Midden-Oosten), consolidatie in minder maar grotere fabrieken, focus op groeimarkten Azië, VS. Nederland wordt daarin niet langer gezien als “natuurlijk” vestigingsland.

De basisindustrie vertrekt dus niet door één oorzaak, maar door een stapel van structurele nadelen: • • • • • •

hoge energieprijzen, trage en complexe vergunningverlening, onzekerheid over infrastructuur, strenge Europese regelgeving zonder volledige compensatie, ruimtelijke beperkingen, aantrekkelijkere alternatieven elders.

Het resultaat is een “investeringsgat”: bedrijven investeren wel in verduurzaming, maar niet meer in Nederland, waardoor productie langzaam verschuift.

De Nederlandse basisindustrie — chemie, staal, kunstmest, raffinage — is al decennialang de stille motor onder ons energiesysteem. Niet alleen vanwege werkgelegenheid of export, maar omdat deze sectoren dag en nacht een stabiele vraag leveren. Die grondlast maakt het netwerk efficiënt, houdt prijzen stabiel en ondersteunt de businesscase voor centrales, elektrolysers en infrastructuur.

14

Nu die industrie onder druk staat, verandert het energiesysteem fundamenteel. Wat vaak als economisch of sociaal vraagstuk wordt gezien, is in werkelijkheid een ingrijpende systeemverschuiving. 2.1 Industrie als ruggengraat van stabiliteit Industriële productie draait 24 uur per dag. Daardoor ontstaat een vlakke onderkant van de elektriciteitsvraag die investeringen in gas- en warmtekrachtcentrales, kerncentrales en infrastructuur rendabel maakt. De industrie fungeert bovendien als buffer voor prijsschommelingen: doordat ze niet meebeweegt met iedere prijsprikkel, stabiliseert ze de markt. En veel grote infrastructuren — van hoge druk-leidingen tot warmtenetten — bestaan feitelijk bij de gratie van intensief industrieel gebruik. 2.2 De druk op industriële productie neemt toe De internationale concurrentie verplaatst zich naar regio’s met lagere energieprijzen, soepelere vergunningstrajecten en gunstiger investeringsvoorwaarden. Tegelijkertijd worden in Nederland de milieukaders strenger, de energiekosten hoger en de infrastructuur onzekerder. Dit maakt dat steeds meer bedrijven relocation overwegen. Wat begint als een economische afweging, eindigt in een structurele verplaatsing van ketens, kennis en strategische invloed. 2.3 Wat het wegvallen van industrie betekent voor het systeem Wanneer industrie verdwijnt, daalt de constante vraag.

Daardoor worden pieken en dalen groter, stijgt de volatiliteit en moeten netten worden verzwaard voor kortdurende maxima in plaats van continue belasting. Elektrolyse verliest zijn verdienmodel omdat vollasturen wegvallen. Nieuwe windtenders worden riskanter. En het net wordt duurder per gebruiker omdat de grootste afnemers verdwijnen. Kort gezegd: zonder industrie wordt het energiesysteem instabieler, duurder en afhankelijker van import. 2.4 De paradox van verduurzaming zonder industrie Een transitie die industrie wegdrukt, leidt uiteindelijk tot een systeem dat wel groen is, maar niet efficiënt. We raken strategische autonomie kwijt, verliezen verdienvermogen en moeten hogere infrastructuurkosten dragen. De paradox is duidelijk: vanuit duurzaamheid bezien lijkt afbouw van zware industrie logisch, maar vanuit systeemlogica wordt het energiesysteem daardoor duurder, niet goedkoper. 2.5 Economische en geopolitieke gevolgen Een industriearm Nederland verliest niet alleen banen, maar ook invloed. We worden afhankelijker van import van grondstoffen, waterstof en basismaterialen. Ketens verplaatsen zich en daarmee ook innovatie en kennis. De industrie fungeert bovendien als

15

flexibiliteitsbron in tijden van schaarste — een functie die huishoudens niet kunnen overnemen. 2.6 Conclusie Het wegvallen van de basisindustrie is geen detail, maar een systeemschok. Het beïnvloedt prijsvorming, infrastructuur, investeringszekerheid en strategische autonomie. Wie een duurzaam energiesysteem wil ontwerpen, moet industrie zien als een onmisbare bouwsteen — niet als optioneel element. Bronnen hoofdstuk 2 (APA 7)

• • • • • • • • • • • • • • • • • • •

European Commission. (2023). EU industrial policy: Transition pathways for energyintensive industries. Publications Office of the European Union. European Commission. (2024). EU energy prices and costs report 2024. Publications Office of the European Union. International Energy Agency. (2023). Energy Prices and Security Report 2023. IEA. McKinsey & Company. (2022). The net-zero transition and Europe’s industrial competitiveness. McKinsey Global Institute. Ministerie van Economische Zaken en Klimaat. (2023). Industriebrief: Naar een klimaatneutrale en concurrerende basisindustrie. Rijksoverheid. Ministerie van Economische Zaken en Klimaat. (2024). Monitor Vestigingsklimaat 2024. Rijksoverheid. OECD. (2023). Industrial Transformation 2050: Pathways to Net Zero. OECD Publishing. Port of Rotterdam Authority. (2022). Industrial Decarbonisation Strategy for the Rotterdam Cluster. Havenbedrijf Rotterdam. RaboResearch. (2023). Toekomst van de Nederlandse industrie: druk op energieintensieve clusters. Rabobank. TNO. (2023). Klimaatneutrale industrie: Technologieopties en randvoorwaarden. TNO. CE Delft. (2022). 50% green hydrogen for Dutch industry: Cost assessment and system implications. EC Joint Research Centre. (2022). Distributed Energy Resources and Grid Stability in Europe. Fattahi, A., et al. (2024). Opportunities of hydrogen and ammonia trade.

International Journal of Hydrogen Energy. Fraunhofer ISE. (2023). Local Flexibility Markets and Distributed Generation. Hirth, L. (2015). The market value of variable renewables. Renewable Energy, 74, 925–939. HyDelta Consortium. (2022). Hydrogen Carrier Import Chains. Netbeheer Nederland. (2024). Staat van het Energiesysteem. Özdemir, S., Wierman, A., & Hobbs, B. (2017). Integration Costs and Market Value of Variable Renewables. TNO. PBL. (2024). Productie, import, transport en opslag van waterstof in Nederland.

16

• • • •

PBL. (2025). Groene waterstof: De praktische uitdagingen tussen droom en werkelijkheid. TenneT. (2023). Investment Plan 2024–2033. TNO. (2024). Effects of Replacing Dutch Fertiliser and Steel Production with Imports. Veenstra, A., Li, X., & Mulder, M. (2022). Economic Value of Nuclear Power in Future Energy Systems. RUG.

3. De opkomst van decentrale opwek – kansen én systeemdruk Nederland maakt in hoog tempo de transitie van een centraal gestuurd naar een gedecentraliseerd energiesysteem. Miljoenen zonnepanelen, duizenden thuisbatterijen, elektrische auto’s en warmtepompen hebben de manier waarop we elektriciteit gebruiken en produceren ingrijpend veranderd. Deze ontwikkeling versterkt de verduurzaming, maar legt tegelijkertijd een enorme druk op het elektriciteitsnet. 3.1 Een ongecoördineerde groei De groei van decentrale opwek is vooral vraaggedreven. Burgers en bedrijven investeren massaal in zonnepanelen en opslag om kosten te verlagen en bij te dragen aan verduurzaming. Maar deze groei vindt plaats zonder centrale regie, zonder afstemming op netcapaciteit en zonder een systeemarchitectuur die past bij miljoenen kleine producenten. 3.2 Waarom decentrale opwek het net niet ontlast In het publieke debat klinkt vaak dat lokale opwek het net zou ontlasten. In werkelijkheid gebeurt het tegenovergestelde. Omdat veel zonnepanelen tegelijk produceren, ontstaan hoge injectiepiekken die de fysieke capaciteit van kabels en transformatoren overschrijden. Een groot deel van de productie valt bovendien niet samen met lokale vraag: de zon schijnt wanneer huishoudens weinig verbruiken en bedrijven stilliggen. Daardoor wordt teruglevering de dominante belasting.

Het gevolg: congestie als nieuw dagelijks verschijnsel. 3.3 De kosten van groeiende piekbelasting Transport- en distributienetten moeten worden ontworpen voor maximale belasting, niet voor het gemiddelde gebruik. Door de combinatie van PV-pieken, warmtepompen en elektrisch laden groeien die pieken sterk. Het resultaat: enorme investeringen die door minder grootverbruikers moeten worden opgebracht naarmate industrie wegvalt. 3.4 Congestie als permanente realiteit Steeds meer regio’s krijgen te maken met wachtrijen voor nieuwe aansluitingen, terugleververboden en stilstand van productie. Congestie wordt niet veroorzaakt door één

17

type gebruiker, maar door de gezamenlijke druk van PV, mobiliteit en warmtepompen. Het net wordt ontworpen voor situaties die steeds vaker voorkomen: de zonnige dag met lage vraag en de koude avond met hoge piekvraag. 3.5 Beperkte rol van decentrale flexibiliteit Thuisbatterijen en wijkopslag kunnen bijdragen aan lokale balans, maar lossen de structurele problemen niet op. Ze zijn ontworpen voor zelfconsumptie en prijssignalering, niet voor systeemoptimalisatie. Ook slimme sturing van warmtepompen of EV's helpt, maar blijft marginaal zolang piekproductie van PV de bottleneck vormt. 3.6 Economische les: decentralisatie verhoogt systeemkosten Onderzoek uit binnen- en buitenland laat zien dat meer decentralisatie leidt tot hogere systeemkosten, tenzij er gelijktijdig grootschalige opslag, vraagsturing en netverzwaring plaatsvinden. Zonder coördinatie wordt het net zwaarder belast, niet ontzien. 3.7 Conclusie Decentrale opwek is een waardevolle motor voor verduurzaming, maar zonder systeemarchitectuur leidt zij tot hogere netkosten, congestie en een groeiende afhankelijkheid van zwaar transportnet. De paradox is helder: hoe meer decentrale opwek, hoe meer centraal net we nodig hebben. Bronnen Hoofdstuk 3 (APA-7) • • • • • •

EC Joint Research Centre. (2022). Distributed Energy Resources and Grid Stability in Europe. Fraunhofer ISE. (2023). Local Flexibility Markets and Distributed Generation. Netbeheer Nederland. (2024). Staat van het Energiesysteem 2024. RVO. (2024). Statline zonne-energie en decentrale capaciteit. TenneT. (2023). Investment Plan 2024–2033. Van der Kam, M., & Van Sark, W. (2021). Local electricity storage and solar PV: Congestion reduction in LV grids. Applied Energy, 283, 116–245.

4. Prijsvorming in een energiesysteem met veel RES De paradox van goedkoop opwekken en hoge systeemkosten De snelle groei van wind- en zonne-energie bepaalt in toenemende mate de dynamiek van de elektriciteitsmarkt. Vaak wordt aangenomen dat een groter aandeel duurzame opwek structureel leidt tot lagere prijzen, omdat wind en zon marginale kosten van bijna nul

18

hebben. De werkelijkheid is genuanceerder. Internationale literatuur laat zien dat naarmate het RES-aandeel groeit, de prijsvolatiliteit juist toeneemt, de marktwaarde van duurzame elektriciteit afneemt en investeringen in zowel RES, kernenergie als flexibele capaciteit risicovoller worden (Hirth, 2015; Özdemir, Wierman & Hobbs, 2017). In dit hoofdstuk wordt toegelicht waarom prijsvorming verandert in een systeem met veel variabele productie en welke gevolgen dit heeft voor investeringen, marktwerking en leveringszekerheid.

4.1 De merit order en het effect van ‘nul-marginale kosten’ De Europese elektriciteitsmarkt werkt op basis van de merit order: productie met de laagste marginale kosten komt eerst in de markt. Wind- en zonne-energie hebben vrijwel geen marginale kosten en worden daarom automatisch ingezet zodra zij beschikbaar zijn. Dit heeft twee gevolgen: 1. Bij hoge productie worden fossiele centrales uit de markt gedrukt, waardoor prijzen dalen of zelfs negatief worden (Hirth, 2015). 2. Bij lage productie stijgen de prijzen sterk, omdat flexibele centrales nodig zijn om de vraag te dekken (MIT Energy Initiative, 2018; EC-JRC, 2022). Lage marginale kosten betekenen dus níet automatisch lage gemiddelde systeemprijzen. Ze verschuiven het systeem naar extremere prijspatronen.

4.2 Toenemende prijsvolatiliteit: grotere pieken en diepere dalen De literatuur laat een consistent patroon zien: veel RES leidt tot grotere variatie in uurprijzen. Hirth (2015) beschrijft dit als value deflation: wanneer duurzame productie stijgt, daalt de marktwaarde van diezelfde productie omdat pieken vaker samenvallen. Özdemir, Wierman & Hobbs (2017) tonen dat: • • •

volatiliteit toeneemt naarmate het RES-aandeel stijgt, negatieve prijzen frequenter optreden, en piekprijzen hoger worden door schaarste op wind- en zonneloze momenten.

Dit maakt het investeringsklimaat lastiger, niet alleen voor fossiele centrales maar óók voor wind, zon en kernenergie.

4.3 Waarom RES ook de waarde van kernenergie drukt

19

Kerncentrales concurreren met wind en zon op de “onderkant” van de merit order, omdat ze lage marginale kosten hebben en ontworpen zijn voor continu bedrijf. In een RES-rijk systeem ervaren kerncentrales drie problemen (Veenstra, Li & Mulder, 2022): 1. Lage prijzen tijdens productie, juist omdat veel RES gelijktijdig levert. 2. Beperkte flexibiliteit: kerncentrales zijn technisch niet ontworpen voor frequente load-follow-operaties (IAEA, 2018; NRC, 2019). 3. Risico op economische onderbenutting, omdat vollasturen onder druk komen te staan. Het gevolg: grootschalige kernenergie is alleen rendabel in combinatie met opslag, capaciteitsmechanismen of afnamecontracten.

4.4 Negatieve prijzen: symptoom van systeemtekort, niet van overschot Negatieve prijzen worden vaak gezien als bewijs dat elektriciteit “overvloedig” is. In werkelijkheid duiden ze op systeemtekorten in infrastructuur, flexibiliteit en opslag. Negatieve prijzen ontstaan wanneer (EC-JRC, 2022; Fraunhofer ISE, 2023): • • • •

de vraag onvoldoende kan meebewegen, het net onvoldoende capaciteit heeft, opslag ontbreekt, en inflexibele productie niet snel genoeg kan afschakelen.

Negatieve prijzen zijn dus géén teken dat elektriciteit waardeloos is, maar dat het systeem moeite heeft met variabele productie.

4.5 De ‘duck curve’: de kloof tussen productie en vraag Zonne-energie veroorzaakt wereldwijd een karakteristiek patroon: overdag lage vraag naar centrale productie, ’s avonds zeer hoge pieken zodra de zon ondergaat. De Nederlandse duck curve wordt versterkt door: • • •

warmtepompen, elektrische auto’s, en beperkte industriële baseload (zie Hoofdstuk 2).

Hierdoor ontstaat een steeds groter vermogenstekort in de avonduren en neemt de behoefte toe aan snel regelbaar vermogen — gascentrales, batterijen en vraagsturing (TenneT, 2023).

20

4.6 Concurrentie aan de onderkant: RES en kernenergie tegen elkaar Zowel RES als kernenergie hebben lage marginale kosten. In markten met veel duurzame opwek concurreren zij daarom om dezelfde uren in de merit order. Gevolgen: • • • •

RES drukt kerncentrales uit de markt tijdens productiepiekuren. Kerncentrales drukken RES uit de markt op momenten met lage vraag. De gemiddelde prijs daalt, maar de piekprijzen stijgen (Hirth, 2015; MIT, 2018). De kapitaalintensieve investeringen worden risicovoller.

Dit effect verklaart mede waarom recente windtenders, zoals Nederwiek I-A, geen biedingen kregen: de waarde van productie is te onzeker.

4.7 Meer RES → meer behoefte aan piekvermogen Een veelgehoorde misvatting is dat meer wind en zon minder piekcentrales nodig maakt. In werkelijkheid werkt het andersom. Naarmate het RES-aandeel stijgt, wordt het systeem gevoeliger voor (EC-JRC, 2022): • • • •

dunkelflaute-periodes, winterse avonden met weinig wind, zonloze dagen, afgenomen industriële stabiliteit.

Daarom concludeert TenneT (2023) dat Nederland richting 2030–2040 juist meer piekcentrales nodig heeft — niet minder.

4.8 De kern: waarde-erosie in RES-systemen Wind en zon maken elektriciteit goedkoop wanneer ze produceren, maar maken het systeem duurder om te stabiliseren. De literatuur beschrijft dit als value deflation (Hirth, 2015; Fraunhofer ISE, 2023): • • •

RES verlagen de gemiddelde marktprijs, maar verlagen ook hun eigen marktwaarde, én die van andere vormen van productie.

21

Dit maakt investeringen in zowel duurzame opwek, kernenergie als elektrolyse minder aantrekkelijk zonder robuuste ondersteunende marktmechanismen, zoals: • • • •

opslag, capaciteitsmarkten, flexibele vraag, of betere interconnecties.

Nederland heeft geen van deze mechanismen op voldoende schaal.

4.9 Conclusie van Hoofdstuk 4 De prijsvorming in een systeem met veel RES is fundamenteel anders dan vaak wordt voorgesteld: • • • • • •

Lagere marginale kosten leiden niet automatisch tot lagere systeemkosten. De prijsvolatiliteit stijgt sterk. Zowel RES als kernenergie verliezen marktwaarde. Negatieve prijzen zijn een symptoom van infrastructuur- en flexibiliteitstekorten. De investeringsvraag wordt riskanter, niet eenvoudiger. Opslag en marktmechanismen zijn noodzakelijk om waarde-erosie te voorkomen.

Dit vormt de rationele basis voor Hoofdstuk 5: waarom “gratis overschotten” niet bestaan en waterstofproductie structureel duur blijft.

Bronnen Hoofdstuk 4 (APA-7) • • • • • • • •

EC Joint Research Centre. (2022). Distributed Energy Resources and Grid Stability in Europe. Fraunhofer ISE. (2023). Local Flexibility Markets and Distributed Generation. Hirth, L. (2015). The market value of variable renewables. Renewable Energy, 74, 925–939. MIT Energy Initiative. (2018). The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World. NRC. (2019). Reactor Trip and Transient Analysis. Özdemir, S., Wierman, A., & Hobbs, B. (2017). Integration Costs and Market Value of Variable Renewables. TNO. TenneT. (2023). Investment Plan 2024–2033. Veenstra, A., Li, X., & Mulder, M. (2022). Economic Value of Nuclear Power in Future Energy Systems. RUG.

22

5. Waarom ‘gratis overschotten’ niet bestaan De mythe van overvloed en de werkelijkheid van systeemkosten In het publieke debat over de energietransitie klinkt vaak het beeld van een toekomst met overvloedige duurzame elektriciteit: “we krijgen zoveel wind en zon dat er altijd overschotten zijn” of “maak van de overschotten maar waterstof”. De wetenschappelijke literatuur laat echter een andere werkelijkheid zien: er bestaat geen gratis stroom. Wat we “overschotten” noemen, zijn geen cadeautjes van de natuur, maar signalen van een systeem dat zijn infrastructuur, opslag en marktontwerp niet op orde heeft (EC-JRC, 2022; Fraunhofer ISE, 2023). Technisch gezien ontstaat een overschot wanneer het systeem productie niet kan benutten door beperkingen in netcapaciteit, opslag, vraagrespons of marktprikkels. Het is dus niet dat er objectief “te veel” energie is, maar dat de energie niet op tijd, niet op de juiste plaats of niet tegen een zinvolle prijs bij de gebruiker komt. Negatieve prijzen zijn in dat licht geen teken van gratis energie, maar van beleids- en systeemfouten: gesubsidieerd aanbod op de verkeerde plek, te weinig infrastructuur, onvoldoende flexibiliteit en een marktontwerp dat deze tekortkomingen niet corrigeert (Hirth, 2015; Özdemir, Wierman & Hobbs, 2017; Fraunhofer ISE, 2023).

Elke geproduceerde MWh heeft in werkelijkheid een schaduwprijs: systeemkosten voor transport, balancing, reserves, risico op curtailment en vooral de gemiste waarde wanneer diezelfde energie elders fossiele productie had kunnen verdringen (Hirth, 2015). Dat deze waarde niet in de uurprijs zichtbaar is, betekent niet dat zij niet bestaat. De kern van het overschotprobleem ligt in de mismatch tussen productie en vraag. In Nederland is er een uitgesproken zomers overschot aan PV bij relatief lage vraag en beperkte netcapaciteit, en een winters tekort met hoge vraag, weinig zon en onzeker windaanbod. Avondpieken en het verdwijnen van industriële grondlast versterken deze spanning (EC-JRC, 2022). Juist bij hoge RES-aandelen nemen curtailment en waarde-erosie exponentieel toe; extra zonnepanelen leveren dan steeds minder systeemwaarde, en kunnen zelfs een negatieve marginale waarde krijgen (Hirth, 2015). Tegen deze achtergrond is het idee om “overschotten” te benutten voor waterstofproductie technisch mogelijk, maar economisch zwak. Overschotten zijn kortdurend en stochastisch, waardoor elektrolysers onvoldoende vollasturen halen. Om pieken op te vangen zijn enorme vermogens nodig die vervolgens grotendeels stilvallen, wat leidt tot extreem hoge kostprijzen per kilogram waterstof (CE Delft, 2022; PBL, 2025).

Het seizoensprofiel maakt het nog problematischer: overschotten treden vooral in de zomer op, terwijl vraag naar waterstof en elektriciteit in de winter piekt. Tegelijk laat de literatuur overtuigend zien dat import van waterstofdragers zoals ammoniak uit zon- en windrijke regio’s structureel goedkoper is dan waterstof uit Nederlandse “overschotten” (Fattahi et al., 2024; HyDelta, 2022). Overschotten zijn daarmee geen systeemvoordeel, maar een kostenpost: ze wijzen op gebrek aan opslag, onvoldoende netcapaciteit, verkeerde investeringsprikkels en

23

oneconomische inzet van elektrolyse. Of zoals MIT samenvat: overschotten zijn niet het gevolg van te veel duurzame energie, maar van te weinig systeemarchitectuur (MIT Energy Initiative, 2018). De conclusie is helder: ‘gratis overschotten’ bestaan niet. In een systeem zonder voldoende opslag en infrastructuur zijn overschotten het symptoom van een slecht ontworpen energiesysteem. Waterstof uit overschotten klinkt aantrekkelijk, maar leidt in Nederlandse omstandigheden tot kapitaalvernietiging en gemiste kansen om energie daar te benutten waar zij de meeste CO₂-reductie oplevert. Bronnen Hoofdstuk 5 (APA-7) • • • • • • • •

CE Delft. (2022). 50% green hydrogen for Dutch industry: Cost assessment and system implications. EC Joint Research Centre. (2022). Distributed Energy Resources and Grid Stability in Europe. Fattahi, A., et al. (2024). Opportunities of hydrogen and ammonia trade. International Journal of Hydrogen Energy. Fraunhofer ISE. (2023). Local Flexibility Markets and Distributed Generation. Hirth, L. (2015). The market value of variable renewables. Renewable Energy, 74, 925–939. MIT Energy Initiative. (2018). The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World. Özdemir, S., Wierman, A., & Hobbs, B. (2017). Integration Costs and Market Value of Variable Renewables. TNO. PBL. (2025). Groene waterstof: De praktische uitdagingen tussen droom en werkelijkheid.

6. De twijfelachtige businesscase van waterstof in Nederland Waarom groene waterstof duur en schaars blijft Waterstof neemt in het Nederlandse en Europese debat een bijna mythische plaats in: het zou tegelijkertijd de industrie verduurzamen, mobiliteit vergroenen, flexibiliteit leveren en als buffer fungeren voor het elektriciteitssysteem. De feiten zijn soberder. Groene waterstof uit Nederlandse elektrolyse dreigt duur, schaars en afhankelijk van zware subsidies te blijven (HyDelta, 2022; PBL, 2024, 2025; Fraunhofer ISE, 2023). Internationale studies tonen dat drie condities tegelijk nodig zijn voor economisch rendabele groene waterstof: zeer goedkope duurzame elektriciteit, hoge vollasturen en lage kapitaalkosten van elektrolysers (HyDelta, 2022; PBL, 2025). Nederland voldoet aan geen van deze drie. De werkelijke systeemkosten van groene elektriciteit liggen hoog door dure offshore wind, beperkte ruimte voor goedkope onshore wind, relatief dure zon en snel stijgende netkosten. Tegelijk beperken de productieprofielen van wind en zon de

24

vollasturen van elektrolysers: in realistische scenario’s komen zij niet in de buurt van de 3000–4000 uur die nodig zijn voor concurrerende kostprijzen (PBL, 2025; EC-JRC, 2022). Kapitaalkosten staan bovendien onder druk door grondstoffenschaarste, internationale vraag en hogere rente. Het populaire idee van “waterstof uit overschotten” stapelt deze nadelen. Overschotten zijn kort en onregelmatig, waardoor elektrolysers groot vermogen moeten hebben maar weinig draaien. CE Delft beschrijft dit als het piekvermogen-dilemma van elektrolyse: hoge CAPEX wordt over te weinig uren terugverdiend, wat tot kostprijzen van €7–10/kg H₂ leidt, tegenover €1–2/kg H₂-equivalent in zonrijke exportregio’s (CE Delft, 2022; Fattahi et al., 2024). Wanneer ook systeem- en infrastructuurkosten worden meegerekend – netverzwaring, opslag, balancing en waterstofbackbone – loopt de levelized cost of hydrogen in Nederlandse omstandigheden op tot circa €5–9/kg (PBL, 2025). Tegelijkertijd wordt de potentiële vraag naar waterstof vaak overschat. Veel scenario’s gaan uit van groeiende industriële toepassing, terwijl juist die energie-intensieve sectoren – staal, kunstmest, raffinage, petrochemie – onder druk staan en mogelijk (deels) uit Nederland verdwijnen (TNO, 2024). Dat verkleint de binnenlandse H₂-markt en maakt infrastructuur moeilijk rendabel.

Ook in mobiliteit is de ruimte voor waterstof beperkter dan soms wordt voorgesteld: voor personenauto’s zijn batterijen efficiënter, voor zwaar wegtransport is waterstof een nicheoptie, en voor lucht- en scheepvaart ligt de focus vooral op synthetische brandstoffen (IEA, 2023). Als energiebuffer is waterstof bovendien een inefficiënt instrument. De keten elektriciteit– H₂–opslag–elektriciteit kent een roundtrip-efficiëntie van grofweg 20–35%, vergeleken met 75–85% voor pumped hydro en 85–92% voor batterijen (Fraunhofer ISE, 2023; MIT, 2018). Daarmee is waterstof een dure batterij, die alleen in beeld komt waar alternatieven fysiek onmogelijk of logistiek ongeschikt zijn. In de praktijk wijst alles dezelfde kant op: Nederland ontwikkelt zich eerder tot importland van waterstofdragers dan tot producent. Zonnige en winderige regio’s kunnen waterstof en vooral ammoniak tegen veel lagere kosten produceren en exporteren (HyDelta, 2022; Fattahi et al., 2024). In dat licht is de “grote waterstofeconomie” zoals die vaak wordt geschetst – gebaseerd op grootschalige binnenlandse elektrolyse – een overschatting. De rol van waterstof in Nederland zal hoogstwaarschijnlijk beperkt, strategisch en sterk afhankelijk van import zijn. Bronnen Hoofdstuk 6 (APA-7) • • • • •

CE Delft. (2022). 50% green hydrogen for Dutch industry: Cost assessment and system implications. EC Joint Research Centre. (2022). Distributed Energy Resources and Grid Stability in Europe. Fattahi, A., et al. (2024). Opportunities of hydrogen and ammonia trade. International Journal of Hydrogen Energy. Fraunhofer ISE. (2023). Local Flexibility Markets and Distributed Generation. HyDelta Consortium. (2022). Hydrogen Carrier Import Chains.

25 • • • • •

IEA. (2023). Global Hydrogen Review. MIT Energy Initiative. (2018). The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World. PBL. (2024). Productie, import, transport en opslag van waterstof in Nederland. PBL. (2025). Groene waterstof: De praktische uitdagingen tussen droom en werkelijkheid. TNO. (2024). Effects of Replacing Dutch Fertiliser and Steel Production with Imports.

7. NH₃-import als rationeel alternatief Waarom ammoniak de logische waterstofdrager voor Nederland is Als waterstof in Nederland een betekenisvolle rol blijft spelen, zal dat grotendeels in de vorm van import plaatsvinden. De internationale literatuur is opvallend eensgezind: grootschalige, goedkope waterstofproductie vindt niet plaats in Noordwest-Europa, maar in zon- en windrijke regio’s, en de dominante energiedrager in die handel is ammoniak (NH₃), niet pure waterstof (HyDelta, 2022; IEA, 2023; Fattahi et al., 2024). Daarvoor zijn vier redenen doorslaggevend. Ten eerste is ammoniak een volwassen productieketen: de wereld produceert al ruim 180 miljoen ton per jaar, met bestaande installaties, schepen, terminals en veiligheidsprotocollen. Opschaling vergt uitbreiding van bekende technologie, niet de introductie van geheel nieuwe ketens (HyDelta, 2022). Ten tweede sluit ammoniak uitstekend aan op grootschalige zonne- en windprojecten in MENA, Australië, Chili en andere regio’s, waar elektrolysers tegen lage kosten hoge vollasturen halen. Zo kan waterstof ter plekke worden omgezet in NH₃ en als energiedrager worden verscheept (Fattahi et al., 2024). Ten derde zijn de transportkosten en energieverliezen van ammoniak relatief laag vergeleken met alternatieven als vloeibare waterstof of LOHC’s.

Bestaande LPG-schepen en -infrastructuur zijn met beperkte aanpassingen inzetbaar, en de volumetrische energiedichtheid van NH₃ maakt grootschalige intercontinentale handel economisch aantrekkelijk (HyDelta, 2022; Fraunhofer ISE, 2023). Ten vierde is ammoniak in veel toepassingen zélf eindproduct: als grondstof voor kunstmest en chemie, als potentiële scheepsbrandstof en mogelijk als brandstof voor turbines. Terugconversie naar H₂ is dan alleen nodig voor specifieke toepassingen, waardoor de energetische verliezen van kraken slechts op een deel van de stroom drukken. De kostenvergelijking is duidelijk. Waar groene waterstof uit Nederlandse elektrolyse, inclusief systeemkosten, in realistische scenario’s uitkomt op circa €5–9/kg H₂, ligt de kostprijs van geïmporteerde groene ammoniak uit zonrijke regio’s – inclusief transport – in de orde van €1,5–3/kg H₂-equivalent (CE Delft, 2022; PBL, 2024; Fattahi et al., 2024; HyDelta, 2022). Nederland is geografisch simpelweg geen logische productielocatie: lage zonne-intensiteit, dure offshore wind en een vol elektriciteitsnet steken ongunstig af tegen regio’s met goedkope zon en wind en veel ruimte.

26

Juist voor Nederland sluit ammoniakimport logistiek goed aan. De Rotterdamse haven is nu al een van de belangrijkste ammoniakhubs van Europa, met bestaande opslag, overslag en veiligheidsregimes. De industriële clusters rond Rotterdam en elders gebruiken NH₃ en afgeleide producten nu al op grote schaal. Vanuit die infrastructuur kan ammoniak worden ingezet als grondstof, brandstof én seizoensopslagmedium (PBL, 2024; TNO, 2024). Daarmee lost de NH₃-route ook systeemproblemen op die binnenlandse elektrolyse juist creëert. Het Nederlandse net wordt ontlast omdat de bulk van elektrolyse buiten Nederland plaatsvindt, grootschalige waterstofproductie hoeft niet op een toch al overbelast elektriciteitsnet te worden aangesloten, en seizoensopslag kan in de vorm van chemische energie worden georganiseerd zonder grote ruimtelijke impact op land (HyDelta, 2022; Fraunhofer ISE, 2023). Samengevat: ammoniakimport is geen randoptie, maar de rationele kern van een Nederlandse waterstofstrategie. Nederland is, gegeven zijn geografie, infrastructuur en industriële structuur, geen logisch waterstofproductieland, maar wél een logisch ammoniakimportland. Bronnen Hoofdstuk 7 (APA-7) • • • • • • • •

CE Delft. (2022). 50% green hydrogen for Dutch industry: Cost assessment and system implications. Fattahi, A., et al. (2024). Opportunities of hydrogen and ammonia trade between EU and MENA. International Journal of Hydrogen Energy. Fraunhofer ISE. (2023). Hydrogen and Ammonia Transport Chains: Technical and Economic Assessment. HyDelta Consortium. (2022). Hydrogen Carrier Import Chains. IEA. (2023). Global Hydrogen Review. PBL. (2024). Productie, import, transport en opslag van waterstof in Nederland. PBL. (2025). Groene waterstof: De praktische uitdagingen tussen droom en werkelijkheid. TNO. (2024). Effects of Replacing Dutch Fertiliser and Steel Production with Imports.

8. Waarom waterstof maken uit kernenergie fout op fout is De ongelukkige combinatie van twee kapitaalintensieve technologieën Steeds vaker wordt geopperd om kerncentrales in te zetten voor waterstofproductie: stabiele nucleaire stroom zou dan worden omgezet in H₂, vooral in uren met lage elektriciteitsprijzen. Op papier klinkt dat logisch; in de praktijk stapelen de problemen zich op. Zowel kerncentrales als elektrolysers zijn kapitaalintensieve installaties die alleen rendabel zijn bij hoge en stabiele vollasturen. Door ze aan elkaar te koppelen, concurreert men om dezelfde uren en worden beide investeringen kwetsbaarder (MIT Energy Initiative, 2018; Veenstra, Li & Mulder, 2022).

27

De economische kern is eenvoudig: kernenergie verdient zich terug door langdurig, vrijwel continu baseloadbedrijf. Als een deel van de productie niet meer naar de elektriciteitsmarkt gaat, maar naar waterstof, dalen de benuttingsgraden in de markt en stijgt de kostprijs per geleverde kWh. Tegelijk vragen elektrolysers óók om hoge vollasturen om hun vaste kosten over voldoende productie te spreiden. Het resultaat is een zogenoemd CAPEX-stackingprobleem: twee dure technologieën die elkaar economisch in de weg zitten (CE Delft, 2022). Energetisch is de route al even ongelukkig. De keten kernenergie → elektriciteit → elektrolyse → waterstof → opslag → terug naar elektriciteit kent een totale efficiëntie van grofweg 20–25%, vergeleken met 85–95% bij directe elektrificatie en 75–85% bij alternatieve opslagvormen (MIT, 2018; IEA, 2023). Waar directe nucleaire stroom fossiele centrales efficiënt verdringt, gaat via waterstof een groot deel van de toegevoegde waarde verloren. Daar komt bij dat het beeld van “surpluskernenergie” niet klopt. Een goed ontworpen kerncentrale is niet bedoeld om structureel overschotten te produceren; zij wordt gebouwd voor langdurig baseloadbedrijf. Lage prijzen zijn geen teken van fysiek overschot, maar van markt- en systeemontwerp waarin RES-volatiliteit, onvoldoende vraag en gebrek aan opslag samenkomen (EC-JRC, 2022; Fraunhofer ISE, 2023).

Kernenergie gebruiken om die fout te maskeren met waterstofproductie, maakt het systeem duurder zonder de onderliggende oorzaken op te lossen. Belangrijker nog zijn de veiligheidsrisico’s. Flexibel kernenergiebedrijf en frequente vermogenswisselingen vergroten thermomechanische vermoeiing, materiaaldegradatie, xenoninstabiliteit en de kans op scrams (IAEA, 2017, 2018; OECD/NEA, 2014; NRC, 2019; Suzuki & Wakai, 2019). Juist de dynamiek die onregelmatige waterstofvraag met zich meebrengt – snel op- en afregelen, wisselende afname, koppeling aan volatiele RESprofielen – vergroot de technische en organisatorische druk op kerncentrales. De internationale literatuur is helder: kernenergie functioneert veilig en economisch vooral bij stabiel baseloadbedrijf; frequent load-following verhoogt zowel kosten als risico’s. Daartegenover staat een veel robuustere optie: kernenergie inzetten voor directe elektrificatie en waterstof, waar nodig, via goedkope import van ammoniak uit zonrijke regio’s (HyDelta, 2022; Fattahi et al., 2024). In dat beeld levert kernenergie stabiele CO₂vrije elektriciteit, terwijl de waterstofketen wordt georganiseerd waar de productiekosten laag zijn. De conclusie: waterstofproductie uit kernenergie is een schoolvoorbeeld van slecht systeemontwerp.

Ze is economisch inefficiënt, energetisch verliesgevend, veiligheidstechnisch risicovol en strategisch overbodig in een wereld met goedkope NH₃import. Bronnen Hoofdstuk 8 (APA-7) •

CE Delft. (2022). 50% green hydrogen for Dutch industry: Cost assessment and system implications.

28 • • • • • • • • • • • • •

EC Joint Research Centre. (2022). Distributed Energy Resources and Grid Stability in Europe. Fattahi, A., et al. (2024). Opportunities of hydrogen and ammonia trade. International Journal of Hydrogen Energy. Fraunhofer ISE. (2023). Hydrogen and Ammonia Transport Chains. HyDelta Consortium. (2022). Hydrogen Carrier Import Chains. IAEA. (2017). Fuel Performance and Behaviour in Normal Operation and Transients. IAEA. (2018). Fatigue Assessment of Nuclear Power Plant Components. MIT Energy Initiative. (2018). The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World. NRC. (2019). Reactor Trip and Transient Analysis. OECD/NEA. (2014). Component Ageing and Material Degradation in Nuclear Power Plants. OECD/NEA. (2016). Human and Organisational Factors in Nuclear Safety. PBL. (2025). Groene waterstof: De praktische uitdagingen tussen droom en werkelijkheid. Suzuki, M., & Wakai, S. (2019). Fuel behaviour under load-follow conditions. Journal of Nuclear Materials, 515, 215–228. Veenstra, A., Li, X., & Mulder, M. (2022). Economic Value of Nuclear Power in Future Energy Systems. Groningen University.

9. Veiligheidsrisico’s van flexibel kernenergiebedrijf Waarom kerncentrales geen regelvermogen zijn Parallel aan de waterstofdiscussie leeft het idee dat moderne kerncentrales “gewoon flexibel kunnen meebewegen” met wind en zon. Hoewel sommige reactorontwerpen beperkte load-following ondersteunen, laten internationale veiligheidsstudies zien dat frequente en diepe vermogenswisselingen structurele risico’s vergroten (IAEA, 2017, 2018; OECD/NEA, 2014; NRC, 2019). Kerncentrales zijn primair ontworpen voor stabiel, continu bedrijf. Hun brandstofcyclus, materiaalkeuze en licenties zijn gebaseerd op een voorspelbaar vermogensprofiel. Thermomechanische vermoeiing van leidingen, drukvaten en stoomgeneratoren neemt disproportioneel toe wanneer temperatuur en belasting regelmatig schommelen. Dat leidt tot microscheurvorming, spanningscorrosie en versnelde veroudering (OECD/NEA, 2014). Daarnaast introduceert flexibel bedrijf complexere kernfysica. Xenon-135, een sterk neutronenabsorber, reageert vertraagd op vermogenswisselingen en kan zogenaamde xenonoscillaties veroorzaken: schommelingen in neutronenflux en vermogensverdeling die moeilijk te beheersen zijn en kunnen leiden tot lokale hotspots en reactiviteitsproblemen (IAEA, 2017; Suzuki & Wakai, 2019). Bij stabiel baseloadbedrijf zijn deze processen goed voorspelbaar; bij frequent op- en afregelen wordt dat veel lastiger.

29

Ook organisatorisch neemt het risico toe. Load-following betekent meer handelingen, kortere reactietijden en hogere cognitieve belasting voor operators. Onderzoek van OECD/NEA (2016) wijst erop dat complexere bedrijfsregimes de kans op menselijke fouten en organisatie-gerelateerde incidenten vergroten. NRC-data laten bovendien zien dat flexibele centrales significant meer scrams kennen dan centrales in stabiel baseloadbedrijf (NRC, 2019). Elke scram brengt thermische en mechanische stress met zich mee, vergroot slijtage en vergroot tijdelijk de kwetsbaarheid van het systeem. In een systeem met veel RES en grote prijsvolatiliteit wordt de druk om kernenergie flexibel te maken primair gedreven door marktprikkels, niet door netbeveiliging. IAEA (2018) waarschuwt expliciet voor vermogensregimes die worden bepaald door marktcondities: de onregelmatigheid en onvoorspelbaarheid daarvan staat haaks op de ontwerpfilosofie van kerncentrales. Wanneer kernenergie bovendien wordt gekoppeld aan waterstofproductie, wordt die druk nog groter. Onregelmatige vraag vanuit elektrolysers betekent extra belastingcycli, meer transiënten in het primaire circuit en complexere operatie, precies de dynamiek die veiligheidsorganisaties willen vermijden.