Om het energiesysteem te decarboniseren wordt niet alleen over hernieuwbare energiebronnen maar ook over kernenergie gesproken. Kerncentrales hebben echter hoge vaste kosten en moeten daarom een hoge benuttingsgraad hebben. Hoe goed past een kerncentrale in een systeem met reeds veel weersafhankelijke energiebronnen als wind en zon?
In het kort
- Voor het rendement van wind- en zonneparken is toevoeging van kerncentrales minder ongunstig dan meer wind en zon.
- Met name voor consumenten lijkt investeren in nog meer wind en zon echter gunstiger dan investeren in een kerncentrale.
- Batterijen verkleinen het negatieve effect van nieuwe wind- en zonneparken op het rendement op hernieuwbare energie.
Om de CO2-emissies van de energievoorziening flink omlaag te brengen, moet er veel geïnvesteerd worden in installaties om met name elektriciteit op een CO2-vrije manier te produceren. CO2-vrije opwekking van elektriciteit heeft de laatste jaren een sterke groei doorgemaakt, met name door de toename van windturbines en zonnepanelen (IEA, 2025). De verwachting is dat de omvang van het geïnstalleerde vermogen aan wind- en zonne-energie de komende jaren nog veel verder zal toenemen (PBL, 2024).
Een andere manier om elektriciteit op een CO2-vrije manier op te wekken is kernenergie. Tot een aantal jaren terug werd hierover nog nauwelijks gesproken, maar inmiddels lijkt het tij voor deze opwekkingstechniek gekeerd. De rijksoverheid is het afgelopen jaar begonnen met marktverkenningen voor de bouw van twee kerncentrales van in totaal 2.000 tot 3.300 megawatt (Rijksoverheid, 2025).
Over de wenselijkheid en geschiktheid van kerncentrales in het toekomstige elektriciteitssysteem is echter nog veel discussie (Mulder en Veenstra, 2023; TNO, 2024; Milieu Centraal, 2025). Voorstanders wijzen op het belang van het hebben van opwekkingstechnieken die niet weersafhankelijk zijn, om daarmee de elektriciteitsvoorziening robuuster te maken. Tegenstanders wijzen bij kernenergie niet alleen op milieu- en veiligheidsrisico’s, maar brengen ook economische bezwaren naar voren. Die bezwaren houden dan vooral in dat kerncentrales heel grote investeringsbedragen vergen, terwijl de bouwtijd en toekomstige opbrengsten nogal onzeker zijn.
De onzekerheid over toekomstige opbrengsten hangt samen met het gegeven dat wind- en zonneparken kerncentrales onnodig maken wanneer het waait en de zon schijnt, waardoor de benuttingsgraad van de centrales omlaag gaat. Vanwege de hoge kapitaalintensiteit van kerncentrales is een hoge benuttingsgraad echter een belangrijke voorwaarde om ze rendabel te kunnen exploiteren.
De vraag is dus of kerncentrales passen binnen een toekomstig elektriciteitssysteem met reeds veel hernieuwbare energie. In een vorig ESB-artikel toonden we aan dat kerncentrales goed kunnen passen in een systeem met veel hernieuwbare energie (Mulder en Veenstra, 2023). In dit artikel verkennen we, in een toekomstig elektriciteitssysteem met een groot aandeel hernieuwbare energie, de financiële effecten voor alle partijen in het energiesysteem van investeringen in nieuwe kerncentrales, vergeleken met investeringen in nog meer wind- en zonneparken. We gaan, vergeleken met Mulder en Veenstra (2023) ook dieper in op de kosten, prijsvorming en benuttingsgraad van de verschillende technieken.
We vergelijken de economische effecten van een investering in een kerncentrale van 2.500 megawatt met een investering in hernieuwbare energietechnieken, bestaande uit een mix van windparken (op zowel land als zee) en zonneparken, die gezamenlijk evenveel elektriciteit produceren als die kerncentrale. Het toekomstige elektriciteitssysteem baseren we op scenario’s van het Europees netwerk van transmissiesysteembeheerders voor het jaar 2030 (ENTSOE, 2024).
Economisch rendement per techniek
Het economische rendement van de verschillende opwekkingstechnieken hangt af van de kosten die daarmee gemoeid zijn en de opbrengsten die ze in de elektriciteitsmarkt kunnen realiseren. Bij die kosten gaat het niet alleen om de bouwkosten, maar ook om de bouwtijd, de kapitaalkosten en de operationele kosten. Op basis van de literatuur hebben we een inschatting gemaakt van de verschillende relevante onderdelen van de kosten van investeringen in wind-, zonne- en kernenergie zoals die naar verwachting in 2030 zullen bedragen (tabel 1). We hebben hierbij ook rekening gehouden met de verwachte kostenreductie tot aan dat jaar. Omdat de toekomstige kosten onzeker zijn, bepalen we distributies die bandbreedtes van de mogelijke kosten weergeven. We gebruiken deze distributies om de economische effecten te schatten met een Monte-Carlo-simulatie, waarbij 10.000 keer de economische effecten worden gesimuleerd door ad-hoc-trekkingen uit die distributies te doen.
De kosten per eenheid energie (de zogenoemde levelized cost of energy, LCOE) hangen niet alleen af van de investerings- en operationele kosten, maar ook van de hoeveelheid energie die gedurende de levensduur geproduceerd wordt, oftewel de benuttingsgraad. Deze wordt veelal gezien als een (exogeen) technisch gegeven, maar dat is niet correct omdat deze ook afhangt van de interactie met andere aanbieders en de vragers op de elektriciteitsmarkt: wanneer er een overaanbod van elektriciteit en dus negatieve prijzen dreigen, zullen aanbieders van elektriciteit immers minder aanbieden.
Om te bepalen hoe het samenspel tussen alle aanbieders en vragers uitpakt, maken we gebruik van een model van een internationale elektriciteitsmarkt (Veenstra en Mulder, 2024). Het model rekent de evenwichtsprijzen uit voor elk uur in elk land, rekening houdend met de beschikbare productiecapaciteit per land en transportcapaciteit tussen landen. De per uur beschikbare productiecapaciteit per land hangt af van zowel de geïnstalleerde vermogens per techniek als de technische beschikbaarheid, die weer afhangt van onder meer weersomstandigheden en onderhoudsperiodes.
De simulatie van de toekomstige elektriciteitsmarkt doen we op basis van het scenario van ENTSOE (2024), dat voor elk land heeft gespecificeerd hoeveel capaciteit er per techniek aanwezig is en hoe groot de elektriciteitsvraag in 2030 zal zijn. Vergeleken met de situatie in 2023 is er in dat jaar onder andere beduidend meer hernieuwbare opwekking, een veel hogere elektriciteitsvraag en ook veel meer flexibiliteit in de energievraag aanwezig.
Figuur 1 laat de kosten per eenheid energie (LCOE) van kernenergie, wind en zon zien, net als de benuttingsgraad en de elektriciteitsprijs die elk van deze technieken kan realiseren in een toekomstig energiesysteem in 2030. Opvallend is dat de LCOE van een kerncentrale niet alleen veel hoger is dan die van hernieuwbaar, maar ook veel onzekerder is. De schatting loopt uiteen van iets minder dan 100 euro tot boven de 400 euro per megawattuur. Bij de hernieuwbare technieken liggen de bandbreedtes op een beduidend lager niveau.
De kosten per eenheid energie bij kernenergie zijn relatief hoog, ondanks het feit dat de benuttingsgraad van de kerncentrales hoog is. Dit verschil in kosten per eenheid energie komt vooral door de hoge investeringskosten (tabel 1).
Tegenover de hogere kosten per eenheid energie staat echter dat de gemiddelde prijs waartegen de aanbieder energie levert (de zogenaamde capture price) bij kerncentrales beduidend hoger is dan bij de hernieuwbare technieken. De achtergrond hiervan is dat hernieuwbaar, en met name zon, met zichzelf concurreert: als de zon schijnt, produceren alle zonnepanelen, wat leidt tot een groot aanbod en lage prijzen, ook in dit energiesysteem in 2030 waarin er al wel veel flexibiliteit in de energievraag aanwezig is. Een kerncentrale daarentegen profiteert van de uren waarin er weinig wind en zon is, en dus de elektriciteitsprijzen hoog zijn.
Rendementseffecten investeringen
Vervolgens onderzoeken we wat de rendementseffecten zouden zijn als er geïnvesteerd wordt in een kerncentrale van 2.500 megawatt dan wel in hernieuwbare energie waarmee evenveel elektriciteit kan worden geproduceerd. Dit doen we niet alleen voor het ENTSOE-scenario, maar ook voor een zestal varianten op dit scenario om daarmee de gevoeligheid van verschillende aspecten te onderzoeken: twee varianten over de hoeveelheid flexibiliteit in het systeem (dat wil zeggen de hoeveelheid geïnstalleerde batterijen, electrolysers en de mate waarin de vraag de hernieuwbare productie volgt), twee varianten over de gas- en CO2-prijzen en twee varianten over de omvang van de elektriciteitsvraag. In al deze tweetallen gaat het in één variant om twee keer zo veel als wat in het ENTSOE-scenario is verondersteld, en in de andere variant om de helft zo veel.
De modeluitkomsten in figuur 2 laten zien dat met name de benuttingsgraad van zonnepanelen omlaag gaat wanneer er in hernieuwbare energie wordt geïnvesteerd, terwijl het effect van investeringen in kernenergie op de eigen benuttingsgraad veel kleiner is. Dit komt omdat zonnepanelen voornamelijk op dezelfde momenten elektriciteit opwekken (wanneer de zon schijnt). Wanneer er extra zonnepanelen bijkomen neemt vooral de beschikbare capaciteit vooral toe op de momenten met veel zon, zodat de productie in deze perioden eerder wordt afgeschakeld om overproductie te voorkomen. Doordat kerncentrales bijna altijd kunnen produceren, is het effect van een nieuwe kerncentrale voor kernenergie veel minder groot. Dit geldt in alle scenario’s, behalve wanneer in het elektriciteitssysteem beduidend meer flexibele installaties aanwezig zijn. In dat geval kan de overproductie van zonnepanelen worden benut door bijvoorbeeld batterijen op te laden of waterstof via electrolyse te produceren, zodat afschakelen niet of minder aan de orde is.
Wat voor de benuttingsgraad geldt, geldt nog sterker voor de capture price. Investeringen in hernieuwbare energie verlagen die voor zon en wind beduidend sterker dan die voor kernenergie. De verklaring hiervoor is vergelijkbaar met die van de benuttingsgraad: op het moment dat er meer zonnepanelen en windturbines bijkomen, daalt de stroomprijs vooral op de momenten dat de zon schijnt en/of de wind waait, en dus wanneer de productie van zonnepanelen en windturbines hoog is. Het toevoegen van kerncentrales heeft een kleiner effect op de gerealiseerde elektriciteitsprijs voor kerncentrales, omdat de productiemogelijkheden meer constant zijn. Bovendien vervangen de nieuwe investeringen in kerncentrales in 2030 een deel van de bestaande gascentrales, wat leidt tot hogere schaarsteprijzen in uren waarin er weinig zon en wind beschikbaar is. Dit prijseffect geldt voor alle varianten op het ENTSOE-scenario, ook die waarin er heel veel batterijen en andere flexibele opties aanwezig zijn.
Door de relatief sterke effecten op benuttingsgraad en capture price, is het rendement van zonnepanelen, maar ook van wind, sterker afhankelijk van nog meer investeringen in wind- en zonnenergie, dan dat het rendement van kernenergie afhankelijk is van investeringen in nieuwe kerncentrales.
Op basis van de veronderstelde kostenverdelingen voor de verschillende technieken blijkt de subsidiebehoefte van hernieuwbare energieopwekking in de meeste scenario’s nog wel iets onder die van kerncentrales uit te komen (figuur 3). Deze bevinding wijkt af van de resultaten in Veenstra en Mulder (2023) omdat we ons hier baseren op nieuwe informatie over de hoge verwachte investeringskosten van kerncentrales en kostendalingen bij hernieuwbaar.
De scenariovarianten in figuur 3 laten zien dat meer flexibiliteit, hogere gas- en CO2-prijzen, en een hogere elektriciteitsvraag leiden tot lagere subsidiebehoeftes, omdat in deze varianten meer geproduceerd kan worden (in geval van meer flexibiliteit of hogere vraag), of de stroomprijzen hoger zijn (in geval van hogere gas- en CO2-prijzen).
Bredere economische effecten
Om de verschillende technieken voor elektriciteitsopwekking met elkaar te vergelijken moet ook gekeken worden naar hoe ze in een toekomstig elektriciteitsysteem samen met andere technieken, gebruikers en aanbieders van flexibiliteit functioneren.
We verkennen het effect van de toevoeging van kerncentrales of meer hernieuwbare technieken aan het consumentensurplus en de operationele winsten van aanbieders van flexibiliteit en andere producenten. Daarnaast kijken we ook wat er gebeurt met de emissies van broeikasgassen gedurende de levensloop van de investeringen, en de uitbreidingen van het elektriciteitsnet die nodig zijn om de investeringen zinvol te maken.
In figuur 4 vergelijken we de bredere economische effecten voor de twee typen investeringen. We rekenen in deze figuur met een schaduwprijs voor CO2-emissies van ongeveer 100 euro per ton en kosten van netuitbreidingen om het hoofd te kunnen bieden aan de toename in de piekvraag van ongeveer 175.000 euro per megawattuur piekbelasting.
Consumenten hebben profijt van investeringen in meer opwekkingscapaciteit, ongeacht de techniek. Investeringen in kernenergie leiden tot lagere elektriciteitsprijzen, wat resulteert in een toename van het consumentensurplus van meer dan 600 miljoen euro. De investeringen in hernieuwbare technieken hebben een nog groter positief effect op het consumentensurplus. Dit komt doordat deze investeringen met name de lage stroomprijzen doen dalen, wat leidt tot grotere volume-effecten. Ook aanbieders van flexibele installaties profiteren van de extra investeringen, omdat de prijsvolatiliteit toeneemt.
De meeste andere stroomproducenten hebben last van de extra investeringen door de toename in concurrentie. Opvallend genoeg hebben producenten van hernieuwbare elektriciteit minder last van investeringen in een kerncentrale dan van investeringen in nog meer hernieuwbare energie. De verklaring hiervoor is eenvoudig: hernieuwbaar concurreert vooral met zichzelf. Wanneer er meer wind- of zonneparken bij komen, dan verslechtert het rendement van bestaande wind- of zonneparken.
Daarnaast is een investering in een kerncentrale gunstiger voor de totale emissies van broeikasgassen gedurende de gehele levenscyclus, omdat er per saldo minder emissies gedurende de gehele levensloop vrijkomen dan bij zon en wind. Dit komt omdat in het geval van meer zon- en windcentrales vaker gascentrales ingezet moeten worden, dan wanneer een kerncentrale erbij wordt gebouwd. Het bouwen van een kerncentrale leidt ook tot minder extra kosten van het elektriciteitsnet, want er zijn minder netuitbreidingen nodig omdat de piekbelasting van het net minder stijgt.
Extra investeren in kernenergie is dus voor het gehele energiesysteem per saldo iets minder ongunstig dan extra investeringen in zon- en windcentrales. Wanneer we echter de hogere gemiddelde subsidiebehoefte voor kernenergie verrekenen, blijkt investeren in hernieuwbare energiebronnen per saldo minder ongunstig te zijn dan investeren in kernenergie.
Conclusies
Wind- en zonneparken concurreren vooral met zichzelf, in lijn met de resultaten van Mulder en Veenstra (2023). Het effect van investeringen in kernenergie op het rendement van kerncentrales is beperkter. Desondanks blijkt dat het rendement van nieuwe wind- en zonneparken in een toekomstig energiesysteem hoger is dan dat van nieuwe kerncentrales. Het rendement van wind- en zonneparken is groter naarmate de hoeveelheid flexibiliteit in het energiesysteem toeneemt.
Omdat investeringen in nieuwe wind- en zonneparken de benuttingsgraad en gerealiseerde elektriciteitsprijs voor hernieuwbare energie erg drukken, is het voor zon- en windenergie zelf wel gunstiger wanneer er een kerncentrale wordt toegevoegd dan er wanneer nog meer opwekking via wind en zon wordt toegevoegd.
Wanneer echter ook de effecten op andere partijen in het energiesysteem, zoals consumenten, handelaren in elektriciteit en aanbieders van flexibiliteit, worden meegewogen, dan lijkt het per saldo wel gunstiger om in nog meer wind en zon te investeren dan in een kerncentrale. Deze conclusie blijft overeind wanneer we ook de effecten op de CO2-emissies gedurende de levensduur van de installaties en de kosten van benodigde netuitbreidingen meenemen. Voor een volledige welvaartsanalyse moeten uiteraard ook de – hier niet geanalyseerde – effecten op landschap, watergebruik en veiligheid worden meegenomen.
Literatuur
ENTSOE (2024) ERAA 2023 Edition. European Resource Adequacy Assessment, Rapport, mei.
Fraunhofer ISE (2024) Levelized cost of electricity renewable energy technologies. Fraunhofer ISE, Studie, juli. Te vinden op www.ise.fraunhofer.de.
Ghadim, H.V., J. Haas, C. Breyer et al. (2025) Are we too pessimistic? Cost projections for solar photovoltaics, wind power, and batteries are over-estimating actual costs globally. Applied Energy, 390, 125856.
IEA (2025) Electricity 2025: Analysis and forecast to 2027. International Energy Agency, Rapport, februari.
Milieu Centraal (2025) Kernenergie. Informatie op www.milieucentraal.nl.
Mulder, M. en A. Veenstra (2023) Kerncentrale past goed in energiesysteem met veel hernieuwbare bronnen. ESB, 108(4818), 66–69.
PBL (2024) Klimaat- en energieverkenning 2024. Planbureau voor de Leefomgeving, Rapport, 24 oktober.
Rijksoverheid (2025) Kernenergie. Te vinden op dashboardklimaatbeleid.nl.
Sens, L., U. Neuling en M. Kaltschmitt (2022) Capital expenditure and levelized cost of electricity of photovoltaic plant and wind turbines: Development by 2050. Renewable Energy, 185, 525–537.
TNO (2024) Toekomst van het Nederlandse energiesysteem. TNO Whitepaper, mei.
Veenstra, A.T. en M. Mulder (2024) Impact of contracts for differences for non-carbon electricity generation on efficiency of electricity market. Energy Economics, 136, 107674.
Auteurs
Categorieën