De energietransitie vraagt om investeringen in het Europees hoogspanningsnet, maar deze investeringen vinden plaats onder onzekerheid over de toekomstige vraag en het aanbod van elektriciteit. Wat zijn de verwachte financiële gevolgen wanneer er tussen 2030 en 2050 meer of minder wordt geïnvesteerd in netwerkuitbreidingen? Een scenario-analyse.
In het kort
- Investeringen in het Europese hoogspanningsnet kunnen bedrijven en huishoudens behoeden voor hoge energiekosten.
- Als kernenergie duur of maatschappelijk ongewenst is, levert extra transmissiecapaciteit aanzienlijke besparingen op.
- Als kernenergie financieel en maatschappelijk aantrekkelijk is, heeft extra transmissiecapaciteit weinig toegevoegde waarde.
De energietransitie – de grootschalige overstap van de industrie, het transport en de warmtevoorziening naar duurzaam opgewekte elektriciteit – vraagt om aanvullende investeringen in het Europese hoogspanningsnet.Volgens de Europese netbeheerders is er een verdrievoudiging van de netwerkcapaciteit nodig voor intra-Europees transport tussen 2025 en 2050 (ENTSO-E, 2025).
Deze uitbreiding is met name noodzakelijk vanwege het verwachte aandeel van hernieuwbare bronnen in de elektriciteitsmix van 2050. Hernieuwbare bronnen zijn ongelijk verdeeld over Europa, zoals bijvoorbeeld wind op de Noordzee, zon in Zuid-Europa en waterkracht in Scandinavië en daardoor ligt de productie van elektriciteit doorgaans verder van de verbruikscentra dan bij conventionele bronnen zoals kolen, gas en uranium. Bovendien is de productie weersafhankelijk waardoor extra netcapaciteit nodig is om pieken in het aanbod op te vangen als het veel waait of er veel zon is.
Europese landen besluiten nu al over investeringen in het hoogspanningsnet omdat de aanlooptijd en levensduur van het net lang is. Deze investeringen vinden echter plaats onder aanzienlijke onzekerheid over hoe groot de elektriciteitsvraag in 2050 zal zijn en welke bronnen van elektriciteit dan aantrekkelijk zijn voor marktpartijen. In de tussentijd kunnen zowel economische ontwikkelingen als maatschappelijke voorkeuren immers veranderen.
De rol van kern- en windenergie illustreert deze onzekerheid: beide technologieën kennen onzekere kosten en zijn onderwerp van maatschappelijk debat. Volgens ENTSO-E (2025) vraagt de energietransitie met een sterke nadruk op wind-op-zee om omvangrijke investeringen in het Europese hoogspanningsnet. Mocht de uitrol van windenergie achterblijven, dan bestaat het risico dat een deel van deze investeringen onderbenut blijft.
Om een beter beeld te krijgen van de financiële gevolgen van de investeringen brengen we in dit artikel de financiële kosten en besparingen in kaart van drie netwerkvarianten – compact, uitgebreid en referentie – voor verschillende toekomstscenario’s voor 2050.Voor elk van deze netwerkvarianten laten we zien welke investeringen vanaf 2030 nodig zijn en welke besparingen in elektriciteitskosten daar in 2050 mogelijk tegenover staan.
Methode
Voor onze analyse gebruiken we COMPETES, een door het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL)ontwikkeld model van de Europese elektriciteitsmarkt. COMPETES simuleert een elektriciteitsmarkt onder volledig vrije mededinging en berekent welke investeringen in opwek, opslag en transmissie de laagste kosten opleveren bij een gegeven elektriciteitsvraag.
We gebruiken data en projecties over de elektriciteitsvraag en transmissiekosten (ENTSO-E, 2025), de technologiekosten voor zon, wind en gascentrales (DEA, 2024), kernenergie (TNO, 2018), en vraagprofielen en hernieuwbare potentiëlen (PBL, 2024). Daarbij nemen we aan dat alle opwek- en opslagcapaciteit, met uitzondering van waterkracht, tegen 2050 vervangen zijn. Het hoogspanningsnet heeft een langere levensduur. We nemen de verwachte transmissiecapaciteit in 2030 als uitgangspunt.
We gebruiken COMPETES in twee stappen. Eerst bepalen we de transmissiecapaciteiten behorende bij verschillende netwerkvarianten, op basis van de geprognosticeerde productiekosten en de elektriciteitsvraag voor 2050. Vervolgens zetten we deze transmissiecapaciteit vast en berekenen we de (minimale) kosten bij volledig vrije mededinging, omgerekend naar kosten in euro’s op jaarbasis (prijspeil 2010), om aan de vraag te voldoen onder verschillende toekomstscenario’s. Op die manier brengen we de langetermijnkosten en potentiële besparingen in kaart.
Netwerkvarianten
We analyseren drie netwerkvarianten: een compact, referentie- en uitgebreid netwerk. Ten opzichte van het netwerk in 2030 kent het compacte netwerk een beperkte uitbreiding. Dit netwerk vereist een additionele investering van 36 miljard euro, waarmee in 2050 voor 25 gigawatt aan aanvullende netcapaciteit beschikbaar komt voor intra-Europees transport. Het uitgebreide netwerk past bij een grootschalige elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen op locaties verder van de vraag, waarvoor meer netwerkcapaciteit nodig is. Deze netwerkvariant vereist een investering van 477 miljard euro voor 331 gigawatt aan aanvullende netcapaciteit. Het referentienetwerk is gebaseerd op een scenario met vraag- en kostenontwikkelingen die sterk vergelijkbaar zijn met bestaande scenarioverkenningen (ENTSO-E en ENTSOG, 2025) en bevindt zich tussen de eerste twee varianten in. Dit netwerk vereist een investering van 260 miljard euro voor 174 gigawatt aan aanvullende netcapaciteit.
We vergelijken de netwerkvarianten door de extra investeringskosten ten opzichte van het compacte netwerk af te zetten tegen de besparingen in energiekosten onder verschillende toekomstscenario’s.
De drie netwerkenvarianten bieden een verschillende mate van flexibiliteit om structurele veranderingen in het elektriciteitsaanbod op te vangen.Additionele transmissiecapaciteit vergroot de flexibiliteit doordat vraag en aanbod over grotere afstanden binnen Europa worden verbonden, en helpt congestie op het hoogspanningsnet te voorkomen. Hierdoor zijn landen minder afhankelijk van lokale energiebronnen om tussentijdse veranderingen in het aanbod op te vangen die het gevolg zijn van ongunstige kostenontwikkelingen of veranderende maatschappelijke voorkeuren. Wanneer bijvoorbeeld kerncentrales voortijdig sluiten, hoeft dit bij een uitgebreid netwerk niet lokaal te worden gecompenseerd met nieuwe investeringen in wind- en zonne-energie of waterstof-gestookte gascentrales (Davis en Hausman, 2016). In plaats daarvan kunnen landen elektriciteit importeren vanuit regio’s met relatief veel zon- en winduren, waardoor investeringen in hernieuwbare energiebronnen juist daar worden gestimuleerd (Gonzales et al., 2023). Het uitgebreide netwerk biedt landen daarmee de meeste flexibiliteit, het compacte netwerk het minste, terwijl het referentienetwerk een middenpositie inneemt (figuur 1).
Mate van kernenergie bepalend
Om de drie netwerkvarianten te vergelijken, variëren we systematisch aannames over de elektriciteitsvraag en de kosten van verschillende opwek- en opslagtechnologieën, ten opzichte van het referentiescenario (tabel 1). We kijken daarbij naar variaties in de elektriciteitsvraag, de vaste kosten van kernenergie, wind-op-zee, wind-op-land, zon en batterijen, en de variabele kosten van groene waterstof voor elektriciteitsproductie.
De resultaten suggereren dat de toekomstige vaste kosten van kernenergie bepalend zijn voor de vraag of de financiële besparingen in energiekosten de kosten van additionele transmissiecapaciteit overstijgen (figuur 2). Bij hoge kernenergiekosten is het uitgebreide netwerk het voordeligst: de aanvullende vaste kosten voor het netwerk bedragen 9,6 miljard euro, terwijl de besparingen 11,2 miljard euro per jaar zijn. Bij lage kernenergiekosten is het compacte netwerk voordeliger: de kosten van opwek en opslag liggen 7,2 miljard euro hoger, maar de vaste kosten van het netwerk liggen 9,9 miljard euro per jaar lager. In alle andere scenario’s leidt uitbreiding tot het referentienetwerk tot de laagste kosten.
In scenario’s waarin kernenergie financieel of maatschappelijk onaantrekkelijk is, biedt de grotere flexibiliteit van het uitgebreide netwerk aanzienlijke voordelen.Figuur 3 toont de resultaten voor zes alternatieve scenario’s waarin kernenergie een beperkte of geen rol speelt. In de eerste vier scenario’s zijn de vaste kosten van kernenergie een veelvoud van die in het referentiescenario (Kernenergie ×2, ×3; tabel 1), in één scenario is kernenergie geheel uitgesloten uit de Europese energiemix (Kernenergie verboden), en in het laatste scenario worden hoge kernenergiekosten gecombineerd met lage kosten voor wind, zon, opslag en waterstof (Hernieuwbare toekomst).
In al deze scenario’s leveren aanvullende investeringen in het hoogspanningsnet jaarlijkse besparingen van tientallen miljarden euro’s op, die ruimschoots opwegen tegen de kosten van transmissiecapaciteit. Dit geldt zowel voor de uitbreiding van het compacte naar het referentienetwerk, als van het referentie- naar het uitgebreide netwerk.
De besparingen komen voort uit de grotere flexibiliteit van het hoogspanningsnet, dat structurele veranderingen in het aanbod beter kan opvangen. Landen hoeven bij het gedeeltelijk of volledig wegvallen van kernenergie niet lokaal te investeren in vervangende capaciteit, maar kunnen elektriciteit importeren uit Europese regio’s met een overvloed aan hernieuwbare bronnen.
Wanneer kernenergie daarentegen financieel aantrekkelijk is en hernieuwbare energie minder rendabel of beperkt beschikbaar is, biedt extra transmissiecapaciteit weinig toegevoegde waarde.Figuur 4 toont dit voor twee scenario’s. In het eerste scenario zijn de vaste kosten van kernenergie laag, en de kosten van hernieuwbare technologieën hoog (Kernenergie toekomst). In het tweede scenario is hernieuwbare opwek beperkt beschikbaar doordat wind-op-zee niet wordt ingezet (Wind-op-zee verboden). In beide scenario’s leiden grote investeringen in het hoogspanningsnet tot hogere totale kosten voor bedrijven en huishoudens. Omdat de opwek en opslag van elektriciteit dichter bij de vraag plaatsvindt, zijn potentiële besparingen relatief laag en wegen deze niet op tegen de hogere investeringskosten. In deze situaties leidt het compacte netwerk tot de laagste kosten.
Verzekering tegen hoge energiekosten
De resultaten geven aan dat het Europese hoogspanningsnet kan fungeren als een verzekering tegen hoge energiekosten. Aanvullende investeringen in transmissiecapaciteit boven op het referentienetwerk brengen, net als een verzekering, jaarlijks terugkerende kosten met zich mee, zonder dat daar in alle gevallen directe besparingen tegenover staan. De additionele netcapaciteit vergroot echter de mogelijkheid voor landen om in hun elektriciteitsvraag te voorzien door elektriciteit te betrekken uit Europese regio’s waar de productie het goedkoopst is.
In de toekomstscenario’s, die binnen de bandbreedte vallen van de verwachte vraag- en kostenontwikkelingen, wegen de besparingen doorgaans niet op tegen de kosten van extra capaciteit. Een belangrijke uitzondering vormen scenario’s waarin de kosten van kernenergie ongunstig uitvallen of de maatschappelijke steun voor kernenergie laag is. Als er onvoldoende transmissiecapaciteit beschikbaar is om goedkopere elektriciteit uit hernieuwbare bronnen elders in Europa te importeren, worden huishoudens en bedrijven in dergelijke situaties geconfronteerd met aanzienlijk hogere energiekosten.
Conclusie
De keuze voor de omvang van het Europees hoogspanningsnet vraagt om een maatschappelijke en strategische afweging. De extra investeringskosten in netcapaciteit voor intra-Europese handel vanaf 2030 zijn hoog en leiden tot structureel hogere uitgaven voor huishoudens en bedrijven, terwijl de baten onzeker zijn en zich alleen in specifieke scenario’s manifesteren. Een te compact netwerk kan bij oplopende kernenergiekosten leiden tot fors hogere elektriciteitsprijzen en daarmee een verslechterende concurrentiepositie voor Europese bedrijven. Een te uitgebreid netwerk betekent daarentegen dat huishoudens en bedrijven jarenlang kunnen meebetalen aan overcapaciteit. Naast de financiële afweging spelen ook strategische overwegingen mee, zoals energieveiligheid en leveringszekerheid in geopolitiek onzekere tijden.
Meer onderzoek is nodig om de kosten en baten van aanvullende investeringen in het Europese hoogspanningsnet in kaart te brengen.In deze studie hebben we drie typen netwerkvarianten doorgerekend aan de hand van de meest recente kostenprojecties, om de mogelijke gevolgen van meer en minder investeren in transmissiecapaciteit in uiteenlopende toekomstscenario’s te illustreren. Verdere analyse met meer gedetailleerde modellen, zoals die van de netbeheerders, zou gerichter de kosten en baten van meerdere netwerkvarianten kunnen kwantificeren.
Ook verdient het aanbeveling om voor Nederland specifiek te onderzoeken hoe de kosten en baten afhangen van uitbreidingen van het Europese netwerk en van veranderingen in de energiemix in buurlanden. Hoewel de exacte cijfers kunnen verschillen, verwachten we dat de kernconclusie overeind blijft: investeren in transmissiecapaciteit biedt flexibiliteit en verzekert Europa tegen onverwachte hoge kosten in de energietransitie.
Literatuur
Davis, L. en C. Hausman (2016) Market impacts of a nuclear power plant closure. American Economic Journal: Applied Economics, 8(2), 92–122.
DEA (2024) Technology data for generation of electricity and district heating. Danish Energy Agency.
ENTSO-E (2025) TYNDP 2024: Europe’s electricity infrastructure plan. Ten-year network development plan, European Network of Transmission System Operators for Electricity.
ENTSO-E en ENTSOG (2025) TYNDP 2024: Scenarios Methodology Report. Final version, januari.
Gonzales, L.E., K. Ito en M. Reguant (2023) The investment effects of market integration: Evidence from renewable energy expansion in Chile. Econometrica, 91(5), 1659–1693.
PBL (2024) Klimaat- en Energieverkenning 2024. PBL Rapport, 5490.
TNO (2018) Nuclear energy economics: An update to fact finding nuclear energy. Technical Report, TNO-2018-P11577.
Auteurs
Categorieën
