Bijlage Visie op de Energietransitie beleidsversie

De rode lijn is duidelijk: kerncentrales kúnnen technisch enige flexibiliteit leveren, maar veilig, economisch en organisatorisch zijn ze vooral geschikt als stabiele basislastcentrales. Ze inzetten als volwaardig regelvermogen is in strijd met hun ontwerp en vergroot structureel de risico’s in een RES-gedomineerd systeem. Bronnen Hoofdstuk 9 (APA-7) • • • • • • •

IAEA. (2017). Fuel Performance and Behaviour in Normal Operation and Transients. IAEA. (2018). Fatigue Assessment of Nuclear Power Plant Components. 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. 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.

10. De internationale samenhang en de mythe van Europese saldo-uitwisseling Waarom Europa elkaars tekorten niet kan opvangen Een hardnekkige aanname in het Nederlandse energiebeleid is dat Europa structureel onze tekorten en overschotten kan opvangen: wat wij te veel produceren, exporteren we; wat we tekortkomen, importeren we simpelweg terug. Dit uitgangspunt werkt goed voor marginale

30

handelsvolumes, maar is onhoudbaar als structureel systeemprincipe in een RES-dominante toekomst (ENTSO-E, 2022, 2023; IEA, 2022; Fraunhofer ISE, 2021, 2022). Allereerst zijn wind- en zonneprofielen in Noordwest-Europa sterk gecorreleerd. Wanneer het in Nederland donker en windstil is, geldt dat vaak ook voor Duitsland, België en Denemarken (Fraunhofer ISE, 2021). Zonnige middagen en winteravonden vallen in grote delen van Europa samen. Dat betekent dat overschotten en tekorten gelijktijdig optreden, niet complementair. In zulke omstandigheden kan handel pieken afvlakken en lichte tekorten dempen, maar geen structurele seizoensschommelingen opvangen. Daarnaast zijn interconnecties ontworpen voor handel aan de marge, niet voor massale uitwisseling van 20–30 GW piekvermogen. De import- en exportcapaciteit van Nederland is beperkt ten opzichte van de mogelijke tekorten in 2040, en buurlanden gebruiken hun capaciteit al intensief voor eigen regionale uitwisseling (ENTSO-E, 2023). Ook de veronderstelling dat Scandinavische stuwmeren de buffer voor heel Europa kunnen zijn, klopt niet: het flexibele volume is te klein, waterkracht is nodig voor de eigen energietransitie en politieke bereidheid om strategische voorraden voor derden in te zetten is beperkt (SINTEF, 2021; IEA, 2022).

De recente jaren laten bovendien zien dat landen in crisissituaties hun eigen leveringszekerheid vooropstellen. Frankrijk beperkte export tijdens nucleaire problemen, Duitsland reduceerde export tijdens de gascrisis, Noorwegen voerde restricties in tijdens droogte, en grensoverschrijdende netversterking wordt regelmatig tegengehouden door nationale belangen (ENTSO-E, 2022; OECD/NEA, 2019). ENTSO-E zelf benadrukt dat leveringszekerheid in toenemende mate als nationale verantwoordelijkheid wordt gezien. Om Europese saldo-uitwisseling écht op grote schaal mogelijk te maken, zouden honderden miljarden euro’s nodig zijn voor een pan-Europees HVDC-netwerk, versterking van nationale netten, extra opslag en gecoördineerde capaciteitsmarkten (Fraunhofer ISE, 2022; European Commission, 2021). Dergelijke investeringen zijn niet voorzien en politiek uiterst gevoelig. De praktische conclusie: Europese integratie blijft waardevol voor handel, prijsafvlakking en noodhulp, maar is niet de basis voor Nederlandse leveringszekerheid. Bij hoge RES-aandelen ontstaan schaarste- en overschotsituaties grotendeels synchroon. Europa kan onze seizoensbalans en piekzekerheid niet structureel garanderen. Nederland zal zijn eigen opslag, back-upvermogen en systeembalans moeten organiseren. Bronnen Hoofdstuk 10 (APA-7) • • • • • • • •

ENTSO-E. (2022). Winter Outlook 2022–2023 and Adequacy Assessment. ENTSO-E. (2023). European Resource Adequacy Assessment (ERAA). European Commission. (2021). A European Strategy for Energy System Integration. Fraunhofer ISE. (2021). Correlation of Wind and PV Generation Across Europe. Fraunhofer ISE. (2022). A Cost-Optimal Pan-European HVDC Network. IEA. (2022). Renewables 2022 – Market Analysis and Forecast. SINTEF. (2021). Hydropower Flexibility in the Nordic Region. OECD/NEA. (2019). Electricity Security in the Transition to a Low-Carbon System.

31

11. De noodzaak van opslag Drie lagen opslag als ruggengraat van het toekomstige systeem Na de voorafgaande hoofdstukken is de centrale boodschap onontkoombaar: een energiesysteem met veel wind en zon, minder industriële grondlast en beperkte Europese buffer kan alleen functioneren met grootschalige opslag. Zonder opslag worden pieken en dalen extreem, wordt kernenergie onrendabel en onveilig, loopt het net vol en zakken businesscases voor RES en elektrolyse in elkaar (ENTSO-E, 2022, 2023; European Commission, 2021; Fraunhofer ISE, 2022, 2023). De literatuur onderscheidt grofweg drie noodzakelijke opslaglagen: 1. Korte-termijnopslag (seconden tot uren) voor frequentie- en spanningsstabiliteit, microcongestie en kortdurende fluctuaties. Dit is het domein van batterijen, supercondensatoren en andere snelle opslagvormen. Zij zijn onmisbaar, maar lossen dag/nacht- en seizoensverschillen niet op (Van der Kam & Van Sark, 2021). 2. Middellange opslag (uren tot dagen) voor dag/nacht- en week/weekendverschillen. In een PV-rijk systeem is dit de cruciale schakel: zonnige middagen lopen niet gelijk met avondvraag, weekends verschillen van werkweken en windstiltes kunnen 12–72 uur duren. Grootschalige batterijen, wijkbatterijen, warmtebuffers en bepaalde vormen van power-to-heat zijn hier geschikt, maar vergen aanzienlijke investeringen en ruimtelijke inpassing (Fraunhofer ISE, 2023). 3.

Seizoensopslag (weken tot maanden) voor het overbruggen van structurele zomeroverschotten en wintertekorten. Hier ligt de grootste strategische uitdaging. PV-productie is in Nederland vele malen hoger in de zomer dan in de winter, terwijl warmte- en elektriciteitsvraag in de winter piekt. Batterijen, pumped hydro en zoutcavernes schieten op de benodigde schaal tekort; alleen chemische dragers zoals ammoniak kunnen op het niveau van tientallen tot honderden TWh worden ingezet (HyDelta, 2022; Fraunhofer ISE, 2022; PBL, 2025). Studies voor Noordwest-Europa wijzen op een behoefte van 100–200 TWh seizoensopslag in 2050, waarvan een significant deel in of voor Nederland nodig is (ENTSO-E, 2023; Fraunhofer ISE, 2022). Dat is vele orders groter dan wat met batterijen of waterstof in zoutcavernes haalbaar is. Ammoniak – in combinatie met kernenergie en een beperkt aantal strategische gas- of NH₃-centrales – is daarmee de meest realistische drager voor seizoensopslag op grote schaal. Economisch is opslag geen luxe, maar een kostenreductie-instrument. PBL, CE Delft en Fraunhofer tonen aan dat gerichte investeringen in opslag curtailment substantieel kunnen verminderen, de waarde van RES verhogen, de benuttingsgraad van kerncentrales verbeteren en de noodzaak van netverzwaring beperken (CE Delft, 2022; PBL, 2025; Fraunhofer ISE, 2023).

Eén euro aan opslag kan meerdere euro’s aan extra netten en piekvermogen voorkomen.

32

Voor kernenergie is opslag zelfs een randvoorwaarde. Zonder opslag wordt kernenergie gedwongen om mee te bewegen met RES-volatiliteit, wat de veiligheid en economie onder druk zet (zie Hoofdstukken 8 en 9). Met voldoende opslag kan kernenergie stabiel draaien, worden overschotten opgeslagen in chemische vorm en kan het systeem als geheel tegen lagere kosten en met hogere betrouwbaarheid worden geëxploiteerd. De combinatie van kernenergie, decentrale opwek, grootschalige NH₃-seizoensopslag en kort- en middellange opslag vormt daarmee de ruggengraat van een robuust energiesysteem. Batterijen, warmteopslag en buurtoplossingen vullen dat aan op de kortere tijdschalen, maar kunnen seizoensbalans niet vervangen. De conclusie van dit hoofdstuk is daarom scherp: opslag is geen sluitstuk, maar de centrale randvoorwaarde voor elke geloofwaardige energiestrategie. Zonder opslag kunnen RES, kernenergie en waterstof nooit samen een stabiel, betaalbaar en veilig systeem vormen. Bronnen Hoofdstuk 11 (APA-7) • • • • • • • • • •

CE Delft. (2022). 50% green hydrogen for Dutch industry: Cost assessment and system implications. ENTSO-E. (2022). Winter Outlook 2022–2023 and Adequacy Assessment. ENTSO-E. (2023). European Resource Adequacy Assessment (ERAA). European Commission. (2021). Energy System Integration Strategy. Fraunhofer ISE. (2022). Pan-European Seasonal Storage Modelling. Fraunhofer ISE. (2023). Storage in High-RES Energy Systems. HyDelta Consortium. (2022). Hydrogen Carrier Import Chains. IEA. (2022). Global Energy and Climate Review. PBL. (2025). Groene waterstof: De praktische uitdagingen tussen droom en werkelijkheid. Van der Kam, M., & Van Sark, W. (2021). Local electricity storage and solar PV: Congestion reduction in LV grids. Applied Energy, 283.

12. De onzekere kosten, bouwtijd en ruimtelijke grenzen van kernenergie en RES Waarom systeemkeuzes moeten worden gemaakt vóórdat we investeren In het politieke debat worden kernenergie en hernieuwbare energie vaak neergezet als twee parallelle sporen die gelijktijdig en grootschalig kunnen worden opgeschaald. In werkelijkheid dwingen beide technologieën Nederland tot fundamentele systeemkeuzes. De kosten, bouwtijd en ruimtelijke impact van kerncentrales en grootschalige RES zijn namelijk niet onafhankelijk van elkaar, maar versterken of verzwakken elkaars businesscase (MIT Energy Initiative, 2018; Fraunhofer ISE, 2023).

33

Kerncentrales zijn kapitaalintensief, kennen lange bouwtijden en vereisen een stabiel investeringsklimaat. In Europa liggen de gemiddelde bouwtijden van grote centrales boven de tien jaar – en vaak substantieel langer door vertragingen, juridische procedures en aanpassingen in veiligheidseisen (OECD/NEA, 2019). Tegelijkertijd zijn de uiteindelijke kilowattuurkosten sterk afhankelijk van financiering, rentestanden en risico-inschatting. Dat maakt kernenergie gevoelig voor beleidsonzekerheid, marktvolatiliteit en veranderende elektriciteitsprofielen door groeiende RES (Veenstra, Li & Mulder, 2022). Voor hernieuwbare energie geldt een andere druk. Wind op zee is technisch en economisch aantrekkelijk, maar geconfronteerd met stijgende ketenkosten, schaarste aan materialen, complexer netontwerp en ecologische beperkingen. De mislukte tender van Nederwiek I-A illustreert hoe marktpartijen stijgende financieringslasten, prijsvolatiliteit en onzekerheden in systeemwaarde niet langer kunnen dragen (TenneT, 2023). Op land zijn de ruimtelijke grenzen scherper: zonneparken concurreren met landbouw en natuur, windturbines met leefomgeving en netcapaciteit. De maatschappelijke weerstand groeit, terwijl de benodigde schaal toeneemt.

Beide technologieën – RES en kernenergie – leggen bovendien claim op dezelfde fysieke en institutionele hulpbronnen: schaarse netcapaciteit, vergunningverlening, technisch personeel, financiële ruimte en politieke aandacht. Zonder duidelijke keuzes ontstaat een systeem dat veel belooft maar weinig levert: overvolle netten, dure back-up, trage besluitvorming en hoge maatschappelijke kosten. In dat licht moet Nederland twee realiteiten onder ogen zien. Ten eerste: zowel RES als kernenergie worden duurder wanneer zij elkaar dwingen tot flexibiliteit. Grote RES-volumes verlagen de marktwaarde van kernenergie, terwijl kernenergie de waarde van RES drukt wanneer zij in dezelfde uren produceren. Beide technologieën presteren het beste wanneer het systeem voldoende opslag heeft en de onderlinge concurrentie niet leidt tot inefficiënt gebruik van kapitaalintensieve assets (Hirth, 2015; Fraunhofer ISE, 2023). Ten tweede: de ruimtelijke impact van RES is fors. Grootschalige zon en wind vragen ruimte, kabels, hoogspanningsstations en landschappelijke aanpassingen. Kernenergie vraagt minder ruimte, maar wel concentratie van risico’s en lokale acceptatie. Nederland moet kiezen welke combinatie maatschappelijk en ruimtelijk acceptabel is. De implicatie is helder: het energiesysteem van 2050 kan niet bestaan uit “alles maximaal tegelijk”.

Systeemlogica vereist dat Nederland kiest voor een beperkte set kerntechnologieën, een realistische groei van offshore wind en een gerichte inzet van zon op locaties met minimale netimpact, gecombineerd met substantiële investeringen in opslag. Zonder die keuzes overschrijden zowel de financiële als fysieke grenzen van de energietransitie. Bronnen Hoofdstuk 12 (APA-7) •

Fraunhofer ISE. (2023). Local Flexibility Markets and Distributed Generation.

34 • • • • •

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. OECD/NEA. (2019). Electricity Security in the Transition to a Low-Carbon System. TenneT. (2023). Investment Plan 2024–2033. Veenstra, A., Li, X., & Mulder, M. (2022). Economic Value of Nuclear Power in Future Energy Systems. Groningen University.

13. Slothoofdstuk – Naar een toekomstbestendig energiesysteem Systeemdenken boven technologie, realisme boven wensdenken De voorgaande hoofdstukken tonen dat de Nederlandse energietransitie geen optelsom is van technologieën, maar een systeem dat alleen functioneert wanneer alle onderdelen in balans zijn: productie, infrastructuur, opslag, industrie en vraagprofielen. Die balans is de afgelopen jaren verstoord geraakt. Basisindustrie verdwijnt, decentrale opwek groeit ongecontroleerd, het net raakt structureel overbelast, RES duwt marktprijzen naar extremen en waterstof is duurder dan vaak wordt aangenomen. Europese saldo-uitwisseling blijkt een mythe zodra tekorten continentbreed samenvallen. Kernenergie is geen flexibel regelvermogen en waterstof uit overschotten of kernenergie leidt tot inefficiënte kapitaalinzet. Toch bieden deze analyses geen reden tot pessimisme. Ze wijzen juist de route naar een robuust, betaalbaar en veilig energiesysteem. De elementen van een toekomstbestendig ontwerp zijn helder: 1. Systeemlogica in plaats van technologie-fetisjisme. Niet elke technologie past in elk systeem. Nederland moet erkennen dat bepaalde oplossingen – zoals waterstof uit binnenlandse elektrolyse – economisch en fysiek ongunstig zijn, terwijl import van ammoniak logischer en goedkoper is. 2. Herwaardering van stabiele grondlast.

Een systeem zonder industriële baseload wordt volatiel, duur en technisch kwetsbaar. Nederland hoeft niet alle industrie te behouden, maar moet wél begrijpen dat volledige deindustrialisatie grote systeemkosten veroorzaakt. 3. Opslag als ruggengraat van het energiesysteem. Zonder opslag worden alle andere investeringen minder waard: RES, kernenergie, netten en waterstofproductie. Batterijen, warmteopslag, wijkopslag én grootschalige chemische seizoensopslag (NH₃) zijn cruciaal.

35

4. Realistische rol van kernenergie. Kerncentrales moeten langdurig stabiel kunnen draaien. In een systeem met voldoende opslag kunnen zij een stabiele, emissievrije ruggengraat vormen, maar dan alleen binnen een markt die flexibiliteit niet van hen afdwingt. 5. RES binnen ruimtelijke en systeemgrenzen. Offshore wind vormt het hart van de Nederlandse duurzame opwek, maar vereist investeringen in netten, conversie en opslag. Zonne-energie moet zich verplaatsen van laagspanningsnetten naar locaties met voldoende capaciteit. 6. Eerlijke beeldvorming over waterstof. Waterstof is waardevol waar elektrificatie moeilijk is, maar Nederland wordt eerder importeur dan producent. Ammoniak wordt de dominante drager, niet pure H₂. 7. Vermijden van afhankelijkheid van Europese noodhulp. Europa blijft belangrijk, maar salderen op continentale schaal is fysiek en politiek onhaalbaar. Nederland moet eigen seizoensbalans en piekzekerheid organiseren. De strategische keuze voor Nederland De cruciale verschuiving is deze: van “technologieën stapelen” naar “een systeem ontwerpen”. Wanneer Nederland dat doet – met duidelijke keuzes, realistische aannames en investeringen in infrastructuur en opslag – kan een betrouwbaar, betaalbaar en duurzaam energiesysteem ontstaan dat industrieel concurrerend blijft en leveringszekerheid garandeert.

De VVBV bepleit daarom een koers waarin feiten, systeemwetten en veiligheid centraal staan. Niet meer hopen dat overschotten vanzelf ontstaan, dat waterstof goedkoop wordt of dat Europa altijd redt wat wij tekortkomen, maar een energiemodel bouwen dat werkt omdat het logisch is ontworpen. Een toekomstbestendig systeem is geen ideaalplaatje, maar een strategische keuze. En die keuze is nu aan Nederland.