De transitie naar een klimaatneutraal energiesysteem is een van de grootste uitdagingen van onze tijd. Nederland heeft zich gecommitteerd aan een volledig klimaatneutrale energievoorziening in 2050. Wat is de huidige stand van zaken en welke aanpak kan de energietransitie versnellen?
In het kort
- De klimaatdoelstelling voor 2030 raakt uit zicht omdat de energietransitie vertraagt.
- Vergoeding van opwekcapaciteit en gerichte vraagsturing versterken de rol van de elektriciteitssector in de energietransitie.
- Nederland aarzelt meer dan Duitsland en het VK bij het organiseren van de energietransitie.
In de energietransitie hebben de elektriciteitssector en -markt een centrale rol omdat elektrificatie van industrie, mobiliteit en gebouwde omgeving vooralsnog de kern vormt van de beoogde emissiereductie. Hernieuwbare energiebronnen als zon en wind, aangevuld met andere CO2-vrije bronnen zoals kernenergie, staan daarbij voorop.
De praktijk blijkt echter weerbarstig: het realiseren van het klimaatdoel voor 2030 is uit beeld en cruciale keuzes over marktordening en investeringen worden uitgesteld (PBL, 2025).
In dit artikel analyseren we de huidige stand van zaken. We stellen belangrijke belemmeringen en problemen vast, en verkennen vervolgens mogelijke oplossingsrichtingen rond de elektriciteitsmarkt om de energietransitie te versnellen. Omdat Nederland nauw verweven is met de Europese elektriciteitsmarkt, betrekken we daarbij ook ervaringen en beleidskeuzes in Duitsland en het Verenigd Koninkrijk (VK).
Klimaatdoelstelling 2030 nog niet in zicht
Het huidige Nederlandse energiesysteem is nog steeds sterk afhankelijk van fossiele brandstoffen. In 2015 bedroeg het aandeel fossiel 91 procent, in 2024 was dit licht gedaald tot 82 procent (CBS, 2025). Vooral het aandeel van kolen is sterk gedaald (van 15,1 naar 6,6 procent), terwijl het aandeel olie juist toenam van 37 naar bijna 40 procent, en dat van gas licht afnam van 39 naar 36 procent. Hernieuwbare energie blijft een bescheiden deel van ons primaire energieverbruik: 5 procent in 2015, oplopend naar 16 procent in 2024.
Ook in 2030 is het verwachte aandeel van fossiele brandstoffen nog hoog, 70 procent, zo laat de recente Klimaat- en Energieverkenning (KEV) van het PBL (2025) zien. Het is daarom heel erg onwaarschijnlijk dat het streefdoel voor 2030 uit de Klimaatwet – een uitstoot van broeikasgassen in 2030 die 55 procent lager is dan in 1990 – wordt gehaald: de kans daarop is minder dan 5 procent.
Ook de elektriciteitssector ligt volgens de KEV niet op koers om de beoogde emissiereductie te realiseren. Het indicatieve restemissiedoel voor de elektriciteitssector is 13 megaton in 2030; de kans dat dit doel wordt gehaald, is slechts 40 procent. Een van de redenen hiervoor is dat het aandeel hernieuwbare elektriciteit in het elektriciteitsverbruik achterblijft bij de verwachtingen (figuur 1). Zo was de KEV-raming voor 2024 nog dat dit aandeel in 2030 op 72 procent zou uitkomen (PBL, 2024a), in de laatste KEV is dit gedaald naar 60 procent. Deze bijstelling wordt vooral veroorzaakt door de vertraging van projecten voor windenergie op zee. Wind-op-zee komt volgens de KEV uit op circa 10 gigawatt in 2030, waar de regering initieel nog uitging van 21 gigawatt rond 2030 (Eerste Kamer, 2022). Inmiddels heeft de minister van Klimaat en Groene Groei (KGG)de planning ook bijgesteld, naar 23 gigawatt in 2033 en een groei vanaf 2036 tot 2040 tot minimaal 30 gigawatt, en afhankelijk van de ontwikkeling van de vraag naar 40 (Tweede Kamer, 2025).
Niet alleen blijft het aanbod van hernieuwbare energie achter, ook de vraag naar elektriciteit in de verschillende sectoren neemt slechts bescheiden toe. De elektriciteitsvraag neemt met een derde toe tussen 2015 en 2030, een toename van 33 terawattuur. Alleen de sector Mobiliteit laat een relatief grote stijging van de elektriciteitsvraag zien vanwege de toename van elektrische voertuigen, van 2 terawattuur in 2015 naar 13 in 2030. In de industrie neemt de vraag in diezelfde periode toe met 12 terawattuur: van 35 naar naar 47 terawattuur. De industrie is cruciaal in de energietransitie omdat veel elektriciteitsvraag vanuit de industrie komt: 46 procent van de elektriciteitsvraag in 2030 volgens het Nationaal Plan Energiesysteem (MinEZK, 2023). Er zijn echter geen doelstellingen van de overheid voor de elektrificatie van de industrie. Wel gaf de Routekaart Elektrificatie in de Industrie in 2021 aan dat er een potentieel was van 30 tot 80 terawattuur in 2030 (TNO, 2021). Dit potentieel wordt dus slechts beperkt gerealiseerd.
De achterblijvende vraag naar elektriciteit zien we ook terug in de ontwikkeling van de productie van groene waterstof. Het nationale doel was om in Nederland in 2030 circa 4 gigawatt aan elektrolysecapaciteit te realiseren (Tweede Kamer, 2023), goed voor ongeveer 40 petajoule aan waterstofproductie. Met de laatste inzichten uit de KEV is het beeld nu dat er in 2030 een vraag is van ruim 8 petajoule groene waterstof en een productie binnen Nederland van ruim 7 petajoule, aanzienlijk minder dan de ambitie.
De energietransitie gaat dus beduidend langzamer dan eerder was gepland. Het aanbod van duurzame elektriciteit blijft achter, de elektrificatie van de energievraag verloopt moeizaam en de productie en het verbruik van groene waterstof laten slechts een bescheiden groei zien.
Vier problemen
Er zijn verschillende redenen waarom de transitie in de elektriciteitssector traag verloopt.
Hernieuwbare businesscase onder druk
Ten eerste staat de businesscase voor wind-op-zee onder druk. Bij de tender voor IJmuiden Ver Alpha en Beta schreven er slechts twee partijen in per kavel (RVO, 2025a), aanmerkelijk minder dan bij eerdere tenders. De daaropvolgende tender voor Nederwiek I-A trok zelfs geen enkele inschrijving (RVO, 2025b). Ook in het Verenigd Koninkrijk, Duitsland en Denemarken zijn recente aanbestedingen mislukt omdat er geen inschrijvingen waren (Brussels Signal, 2024; Oxford Institute, 2024; OffshoreWind.biz, 2025).
Een van de redenen waarom nieuwe wind-op-zee-projecten onder druk staan, zijn de periodes van zeer lage of zelfs negatieve elektriciteitsprijzen. Windenergie kent niet of nauwelijks marginale kosten; zodra de turbines draaien, kost elke extra opgewekte kilowattuur nauwelijks iets. Dit drukt de prijzen op elektriciteitsmarkten, waar stroom wordt verhandeld tegen marginale kosten. Het effect wordt versterkt omdat nieuw aanbod van zonne- en windenergie op hetzelfde moment elektriciteit produceert als de al bestaande windparken en zonne-installaties. Hierdoor zullen de opbrengsten per megawattuur van windparken nog verder afnemen als de opwek van hernieuwbare elektriciteit uit wind toeneemt. Voor zonne-energie zien we dit effect duidelijk in het prijsverloop over de dag, waarbij in periodes zoals de zomer de prijzen overdag zeer laag of negatief kunnen worden. Daarnaast is er onvoldoende vraag naar elektriciteit omdat elektrificatie in de industrie achterblijft. Deze combinatie van factoren zorgt ervoor dat nieuwe aanbieders van windparken geen partijen kunnen vinden om contracten voor langetermijn-afname mee te sluiten (Rooijers, 2025), en al helemaal niet tegen acceptabele prijzen.
Tegelijkertijd zijn de investeringskosten van windenergie de laatste jaren gestegen (MinEZK, 2024). Dit komt door de hoge inflatie na de inval van Rusland in Oekraïne, de gestegen rente waardoor de kosten van financiering zijn opgelopen, verstoringen van toeleveringsketens, de grootte en complexiteit van turbines en de toenemende afstand tot de kust waardoor windmolens in dieper water moeten worden geïnstalleerd. Ook de kosten voor de aansluiting van windparken en de verbinding met het land zijn de laatste jaren fors gestegen.
Problematiek rondom regelbaar vermogen
Ten tweede staat de businesscase voor regelbaar vermogen onder druk. Regelbaar vermogen is elektriciteitsproductie die je naar behoefte kunt op- of afschalen, zoals gascentrales. In een elektriciteitssysteem met een hoog aandeel variabele en onzekere elektriciteit is regelbaar vermogen belangrijk om de fluctuaties in de productie van zon en wind op te kunnen vangen. Naarmate er meer zon en wind in de elektriciteitsmix komt, neemt het aantal draaiuren van dergelijke centrales, zoals gascentrales, echter af. Ook ontstaan er grotere verschillen tussen jaren waarin er slechts beperkt een beroep zal worden gedaan op de centrales en jaren waarin het aantal draaiuren hoog uitvalt. Dit maakt investeringen in nieuwe centrales en in groot onderhoud onaantrekkelijk omdat het rendement op de investering een aanzienlijke onzekerheid kent (TenneT, 2025). De consensus in de literatuur is dat dit tot onvoldoende investeringen zal leiden bij risicomijdende bedrijven (Petitet et al., 2017).
Zonder voldoende regelbaar vermogen stagneert de energietransitie omdat de markt een verdere groei van hernieuwbare bronnen niet kan accommoderen. Zelfs met meer opslag van elektriciteit in batterijen, sturing van de vraag naar elektriciteit en uitwisseling van elektriciteit over een groter gebied blijft regelbaar vermogen cruciaal, vanuit kostenoogpunt en om tijdens Dunkelflauten – langere periodes zonder zon en wind – de leveringszekerheid te kunnen waarborgen.
Achterblijvende vraag uit de industrie
Ten derde blijft de vraag naar duurzame elektriciteit vanuit de industrie achter bij de eerdere verwachtingen. Dit heeft meerdere oorzaken. De energieprijzen in Europa zijn relatief hoog vergeleken met andere regio’s zoals de VS, wat de concurrentiepositie verzwakt (Draghi, 2024). De Nederlandse prijzen zijn binnen Europa extra hoog, vooral door hoge en toenemende netkosten en een relatief hoge energiebelasting (zowel op gas als op elektriciteit) voor grootverbruikers (Strategy&, 2025). Daar staan weliswaar de nodige subsidies tegenover, maar tot nu toe zijn de maatwerkafspraken – afspraken tussen het Ministerie van KGG en energie-intensieve bedrijven om de emissies te reduceren – geen groot succes.
Netcongestie
Een van de meest acute problemen is, tot slot, de netcongestie: een te hoge vraag naar of aanbod van elektriciteit op het net. In een groot deel van het land zijn er wachtrijen voor nieuwe aansluitingen op het elektriciteitsnetwerk (Netbeheer Nederland, 2025), zowel voor afnemers (zoals bedrijven, scholen en nieuwe woonwijken) als voor producenten (zoals nieuwe zonneparken). Het huidige elektriciteitsnet is niet ontworpen voor de grootschalige, gedecentraliseerde opwekking van hernieuwbare energie en de toenemende vraag. De uitbreiding van de netcapaciteit blijft achter bij de groei van zowel de opwek- als de vraagcapaciteit.
Oplossingsrichtingen
Er zijn rond de elektriciteitsmarkt drie belangrijke beleidsopties die de energietransitie kunnen versnellen.
Gerichte stimulering van de vraag
In plaats van uitsluitend het aanbod van hernieuwbare energie te subsidiëren – wat bij lage vraag of hoge productie kan leiden tot afschakelen van productie (curtailment) en hoge kosten – is het verstandiger om voldoende vraag voor de geproduceerde hernieuwbare elektriciteit te stimuleren, in zijn totaliteit én op de momenten dat die elektriciteit beschikbaar is.
Er zijn verschillende mogelijkheden om de elektriciteitsvraag gericht te verhogen. Een mogelijkheid is om elektrificatie in de industrie te stimuleren zodat er meer vraag komt die kan inspelen op momenten van overvloedige en goedkopere hernieuwbare energie. Beleidsinstrumenten daarvoor zijn bijvoorbeeld de SDE++, de subsidieregeling voor het grootschalig reduceren van CO2-emissies, en maatwerkafspraken tussen overheid en bedrijven, die het voor grootverbruikers financieel aantrekkelijk maken om te elektrificeren.
Een andere mogelijkheid is om de vraag naar duurzaam geproduceerde producten te stimuleren. Een voorbeeld hiervan is het stimuleren van groen staal – staal dat wordt geproduceerd met een aanzienlijk lagere CO2-uitstoot dan traditionele methoden – door bij staalproductie een norm te stellen voor een verplicht aandeel groen staal.
Inzetten op flexibiliteit
In een elektriciteitssysteem met veel wind en zon is flexibiliteit belangrijk om de markt op elk moment in evenwicht te kunnen brengen (PBL, 2024b). Dat kan door te sturen op een meer flexibele vraag. Bijvoorbeeld door hogere flexibiliteitsvergoedingen, waarbij afnemers een korting krijgen als ze tijdens piekuren minder elektriciteit afnemen of aanbieden, dan wel door alternatieve contracten met aan tijdsduur of tijdsblok gebonden tarieven (IBO, 2025).
Ook voor kleinverbruikers kan inzet op meer flexibiliteit door bijvoorbeeld dynamische contracten bijdragen aan een efficiënter gebruik van hernieuwbaar opgewekte energie, omdat op momenten met een hoog aanbod de prijs laag zal zijn. Voor individuele huishoudens is het echter vooralsnog over het algemeen niet aantrekkelijk om een dynamisch contract af te sluiten (Imelda et al., 2024). Het stimuleren van dynamische contracten waardoor deze wél financieel aantrekkelijker worden, kan helpen om het aandeel te vergroten.
Een tweede vorm van flexibiliteit is opslag. Batterijen en andere vormen van opslag kunnen bijdragen aan een grotere benutting van de geproduceerde hernieuwbare elektriciteit door deze op te slaan op momenten dat er anders capaciteit van zon of wind zou moeten worden afgeschakeld. TenneT verwacht dat er in 2033 11,4 gigawatt aan batterijen staat (TenneT, 2025), in lijn met wat als nodig wordt gezien om vraag en aanbod te kunnen matchen (CE Delft, 2023).
Een derde mogelijkheid is de uitbreiding van de netwerkverbindingen tussen landen, de interconnectiecapaciteit. Door de internationale verbindingen te versterken, kan Nederland profiteren van de complementariteit van verschillende Europese energiesystemen (Zachmann et al., 2024). Wind op de Noordzee kan bijvoorbeeld compenseren voor zonnige periodes in Zuid-Europa en vice versa. Daarnaast heeft uitbreiding van de interconnectiecapaciteit andere voordelen, zoals minder prijsvolatiliteit, een lagere inzet van fossiele brandstoffen en minder benodigde back-up-capaciteit. Hierdoor nemen de kosten van het Europese elektriciteitssysteem ook af.
Meer flexibiliteit in het energiesysteem is niet alleen belangrijk om beter in te kunnen spelen op de momenten dat er een groot aanbod is van elektriciteit uit wind en zon, het kan ook bijdragen aan een efficiënter gebruik van het elektriciteitsnetwerk. Meer flexibiliteit zorgt ervoor dat vraag en aanbod van elektriciteit op de momenten dat de belasting van het net op zijn hoogst is, af zal nemen. Hierdoor neemt de netcongestie af (IBO, 2025) en zijn er minder investeringen in netverzwaring nodig.
Herziening van de marktinrichting
Het organiseren van een capaciteitsmarkt zou een oplossing kunnen bieden voor de problematiek rondom regelbaar vermogen (Duggan, 2020). In een capaciteitsmarkt worden energieproducenten niet alleen betaald voor de energie die ze leveren, maar ook voor het beschikbaar houden van capaciteit. Dit creëert zekerheid voor investeerders in regelbaar vermogen. Capaciteitsmechanismen zijn wel complex en vragen de nodige aandacht voor de details in het ontwerp. Zo zou een capaciteitsmechanisme zich bijvoorbeeld niet moeten beperken tot specifieke oplossingen, maar alle technologieën mee moeten nemen die kunnen helpen om capaciteitstekorten op te lossen. Dit betekent dat naast grote elektriciteitscentrales ook opslag en flexibiliteit aan de vraagkant deel kunnen nemen (Giesbertz, 2024).
Duitsland en VK zijn daadkrachtiger
Duitsland en het Verenigd Koninkrijk voeren een actiever elektriciteitsbeleid dan Nederland, zowel in de organisatie van een capaciteitsmarkt als in het stimuleren van industriële vraag.
Duitsland stimuleert vraag energie
In Duitsland is de Energiewende eerder ingezet dan in Nederland, zijn kerncentrales gesloten en manifesteren de problemen rond de elektriciteitsmarkt zich pregnanter. Er wordt vervolgens ook duidelijker richting gekozen dan in Nederland.
Nog meer dan in Nederland is er in Duitsland een mismatch tussen de snelle uitbouw van wind- en zonne-energie en achterblijvende capaciteit van hoogspanningsleidingen (EWI&BET, 2025). De in het voorjaar van 2025 aangetreden regering heeft onlangs een realitycheck uitgevoerd, waarin de doelen voor hernieuwbaar opgewekte elektriciteit, de verwachte elektriciteitsvraag en de uitbouw van het net naast elkaar werden gelegd. Omdat de nieuwe regering kosten van de transitie zwaarder weegt, is het doel voor de toename van hernieuwbaar opgewekte elektriciteit neerwaarts bijgesteld (CLEW, 2025). Tegelijkertijd is er besloten tenders voor nieuwe gascentrales uit te schrijven om over voldoende regelbaar vermogen te kunnen beschikken. Van de in totaal nodig geachte 20 gigawatt nieuw gasvermogen zal zo mogelijk tegen het eind van dit jaar minimaal voor 5 gigawatt worden getenderd.
Al eerder was besloten dat alle kosten voor hernieuwbaar opgewekte energie door de staat (via belastingen) worden betaald (hiervoor waren het de gebruikers).
En men blijft proberen door overleg tussen regering en alle belanghebbenden een vorm van coördinatie van de ontwikkeling van het landelijk energiesysteem tot stand te brengen.
Cruciaal in de Duitse energietransitie wordt het meenemen van de energie-intensieve industrie geacht. Dat is niet zo raar gezien het – maatschappelijk breed gedragen – belang van deze sector voor de Duitse economie en het feit dat de productie hiervan in de periode 2021–2025 met twintig procent is gedaald (Statistisches Bundesamt, 2025). Om deze industrie te steunen gaan de industriële elektriciteitstarieven voor drie jaar met een kwart (5 cent per kilowattuur) omlaag, de maximale staatssteun die door de Europese Commissie is toegestaan. Hiertoe wordt de energiebelasting voor deze bedrijven vrijwel afgeschaft, de uitgaven voor gasopslag worden door de staat overgenomen en de netkosten worden geminimaliseerd. Ook is besloten voor drie jaar een elektriciteitstarief voor de energie-intensieve industrie van 5 cent per kilowattuur in te voeren.
De verlaging van de energiekosten voor burgers, die ook in het Duitse regeerakkoord was afgesproken, wordt om budgettaire reden op de lange baan geschoven. Duitsland kiest er als industrienatie dus voor om de industrie bij tarieven en heffingen te ontzien, ook als kleinverbruikers dat moeten betalen.
Verenigd Koninkrijk organiseert capaciteitsmarkt
In het VK is het debat anders. De huidige Labourregering is medio 2024 aan de macht gekomen met grote beloftes inzake energie- en klimaatbeleid. Centraal daarin stond dat de elektriciteitsvoorziening al in 2030 koolstofvrij moet zijn, dus eerder dan in Nederland.
De ondersteuning van koolstofvrije elektriciteit vindt hier plaats middels contracts-for-difference, waarbij de elektriciteitsproducent een vaste, via veiling bepaalde prijs ontvangt – de strike price. Als de marktprijs lager is, ontvangt de producent subsidie en als de marktprijs hoger is, betaalt de producent het verschil aan de overheid. Dit systeem geeft zekerheid voor de producent en wordt volgens afspraak in de Europese Unie vanaf uiterlijk 2027 ook in Duitsland en Nederland ingevoerd. Maar het lost niet alle problemen op. Vooral de extra wind-op-zee zorgt daarbij voor hoofdbrekens, omdat de voorlaatste veiling voor extra capaciteit voor wind-op-zee mislukt was (Oxford Institute, 2024). In augustus is een nieuwe veilingronde gestart met langere subsidieduur en lagere vergunningseisen, in de hoop dat nog meer aanbod van wind-op-zee zal volgen. Dat is ook nodig, anders wordt het gestelde doel onbereikbaar.
Sinds 2014 bestaat er in het VK al een capaciteitsmarkt, waarin de nodig geachte capaciteit (of gegarandeerde afname van verbruik) één en vier jaar vooruit wordt geveild. Deze is ‘technologieneutraal’, dat wil zeggen dat gegarandeerde productie, afschaling van de vraag en een gegarandeerde afzet van productie in het buitenland, inclusief gebruik van de internationale netten, mee mogen spelen. Onlangs werd deze markt geëvalueerd, waarbij de conclusie was dat de rationale ervan belangrijker is dan ooit (Department for ESNZ, 2024).
De industrie speelt ook in het VK een rol, maar anders dan in Duitsland. De de-industrialisatie heeft er allang plaatsgevonden, en de industriële elektriciteitsprijzen zijn er ook veel hoger. Het industriedebat in het VK gaat vooral om de bevordering van nieuwe industrie (waaronder de bouw van kleine kerncentrales) en daarnaast het redden van enkele resterende energie-intensieve bedrijven, zoals de laatste staalfabrieken.
Conclusie
Elektriciteit moet de ruggengraat van het Nederlandse energiesysteem worden, maar de transitie verloopt minder snel dan voorzien. Op alle fronten – uitbreiding van netten, toename van hernieuwbare elektriciteit en vraag naar elektriciteit – zijn er problemen. Deze hangen ook samen: investeringen in hernieuwbaar aanbod zijn onzekerder als de vraag niet gegarandeerd is. De onzekerheid over de vraag hangt vooral samen met de onduidelijkheid over de toekomst van de energie-intensieve industrie: men aarzelt met investeringen. In de landen om ons heen – zoals Duitsland en het Verenigd Koninkrijk – is dit niet veel anders. Zeker is echter wel welke stappen noodzakelijk zijn om de energietransitie te versnellen. Nederland aarzelt daarbij meer dan zowel Duitsland als het VK.
Literatuur
Brussels Signal (2024) Largest tender process for offshore wind in Danish history ends in failure. Nieuwsbericht op brusselssignal.eu, 6 december.
CBS (2025) Energiebalans; aanbod en verbruik, sector. CBS Statistiek, 18 juli.
CE Delft (2023) Beleid voor grootschalige batterijen en opweknetcongestie. CE Delft Rapport, 23.220493.148.
CLEW (2025) Stakeholders say German gov’t drawing questionable conclusions from energy transititon ‘reality check’. Artikel op www.cleanenergywire.org, 16 september.
Department for ESNZ (2024) Capacity market: 10-year review. Department for Energy Security & Net-Zero, 16 december. Te vinden op www.gov.uk.
Draghi, M. (2024) The future of European competitiveness. Europese Commissie Rapport, september. Te vinden op commission.europa.eu.
Duggan, J.E. (2020) Capacity market mechanism analyses: A literature review. Current Sustainable/Renewable Energy Reports, 7(4), 186–192.
Eerste Kamer (2022) Aanvullende routekaart windenergie op zee 2030. Kamerbrief Ministerie van Economische Zaken en Klimaat, DGKE-E / 22235501.
EWI&BET (2025) Energiewende. Effizient. Machen. – Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode. Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln, september. Te vinden op www.bundeswirtschaftsministerium.de.
Giesbertz, P. (2024) Wel of geen capaciteitsmarkt? Opinie op energeia.nl, 10 juni.
IBO (2025) Schakelen naar de toekomst: IBO bekostiging elektriciteitsinfrastructuur. IBO Publicatie. Te vinden op www.algemenebestuursdienst.nl.
Imelda, M. Fripp en M.J. Roberts (2024) Real-time pricing and the cost of clean power. American Economic Journal: Economic Policy, 16(4), 100–141.
MinEZK (2023) Nationaal Plan Energiesysteem. Ministerie van Economische Zaken en Klimaat Publicatie, 1 december. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
MinEZK (2024) Offshore Wind Energy Market Study – Implications for Tender IJmuiden Ver Gamma and Nederwiek I. Ministerie van Economische Zaken, april. Te vinden op www.rvo.nl.
Netbeheer Nederland (2025) Stand van de uitvoering. Rapport te vinden op www.netbeheernederland.nl, oktober.
OffshoreWind.biz (2025) Germany’s 2.5 GW offshore wind tender fails to attrack bids. Artikel op www.offshorewind.biz, 6 augustus.
Oxford Institute (2024) Contracts for difference: The instrument of choice for the energy transition. The Oxford Institute for Energy Studies. OIES Paper, ET34.
PBL (2024a) Klimaat- en Energieverkenning 2024. PBL Publicatie, 5490.
PBL (2024b) Trajectverkenning klimaatneutraal 2050: Trajecten naar een klimaatneutrale samenleving voor Nederland in 2050. PBL Publicatie, 5093.
PBL (2025) Klimaat- en Energieverkenning 2025. PBL Publicatie, 5692.
Petitet, M., D. Finon en T. Janssen (2017) Capacity adequacy in power markets facing energy transition: A comparison of scarcity pricing and capacity mechanism. Energy Policy, 103, 30–46.
Rooijers, E. (2025) Bouw nieuwe windparken dreigt volledig stil te vallen, vreest sector. Het Financieele Dagblad, 2 juni.
RVO (2025a) Vergunningen windparken IJmuiden Ver Alpha en Beta. Rijksdienst voor Ondernemend Nederland Bericht, 8 september.
RVO (2025b) Vergunning windpark Nederwiek I-A. Rijksdienst voor Ondernemend Nederland Bericht, 4 december.
Statistisches Bundesamt (2025) Bedeutung der energieintensiven Industriezweige in Deutschland. Statistisches Bundesamt.
Strategy& (2025) Speelveldtoets 2025: Internationale vergelijking klimaatbeleid. Strategy& Rapport, april. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
TenneT (2025) Monitor Leveringszekerheid 2025. TenneT Rapport, EPN-2025-022.
TNO (2021) Elektrificatie: cruciaal voor een duurzame industrie: Routekaart Elektrificatie in de Industrie. TNO, DNV en TKI Energie en Industrie.
Tweede Kamer (2023) Kabinetsaanpak Klimaatbeleid. Kamerstuk, 32813, nr. 1291.
Tweede Kamer (2025) Het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee. Kamerbrief, DGKE-DRE / 99614154.
Zachmann, G., C. Batlle, F. Beaude et al. (2024) Unity in power, power in unity: why the EU needs more integrated electricity markets. Policy Brief op www.bruegel.org, 14 februari.
Auteurs
Categorieën