Kleine kerncentrales of een slimme mix van zon, wind en batterijen?

Inleiding: 80% eigen stroom, 20% zekerheid uit Europa

Nederland heeft een luxeprobleem, we hebben gigantisch veel potentieel voor zon en wind. De vraag naar elektriciteit gaat waarschijnlijk verdubbelen richting 2050, en bijna alles wat nu met gas en olie gebeurt verschuift naar elektriciteit: warmte, mobiliteit, industrie, datacenters, waterstofproductie. Tegelijk wordt het energiesysteem instabieler: meer pieken, meer dalen, meer ongemak op het net.

In die context duikt een nieuwe belofte op: kleine kerncentrales, SMR’s, als stabiele basis. Veel gemeenten willen onderzoeken of zo’n reactor “de moeite waard” is, omdat zon en wind zo fluctuerend zijn. Maar wie naar de integrale scenario’s van netbeheerders en Rijk kijkt, ziet een ander beeld ontstaan: een systeem waar wind en zon de ruggengraat vormen, ondersteund door batterijen, slim vraagbeheer en een Europese markt die de extremen opvangt. In studies voor 2050 gaan scenario’s uit van tientallen gigawatt aan zon en wind, en 40 tot 70 GW aan batterijen in Nederland alleen al, als cruciale bouwsteen voor een CO₂-vrij systeem.

Dit artikel schetst een roadmap in drie fases naar een elektriciteitssysteem waarin 80% van de piekproductie en -vraag wordt opgevangen door zon, wind en batterijen in Nederland, en de resterende 20% door import, interconnectie en eventueel flexibele energie uit waterstof en biomassa. Geen futuristisch droomplaatje, maar een pad dat aansluit op de huidige infrastructuurplannen, het Nationaal Plan Energiesysteem en de II3050-scenario’s van de netbeheerders.

Fase 1 (nu tot 2035): fundering leggen en de pieken leren managen

De eerste jaren gaan niet over exotische technologie, maar over tempo maken met wat we al kennen, en het systeem voorbereiden op een groot aandeel zon en wind. In de Integrale Infrastructuurverkenning 2030–2050 (II3050) laten de netbeheerders zien dat de vraag naar elektriciteit al richting 400 TWh per jaar kan gaan, met een enorme groei van zon-PV (100–183 GWp in 2050) en wind. Dat betekent dat de eerste bottleneck geen productie is, maar netcapaciteit en flexibiliteit.

Tot 2035 draait de roadmap daarom om drie dingen: uitrollen, versterken en experimenteren. Uitrollen: zoveel mogelijk zon op dak, infrastructuur en bestaande bedrijventerreinen, plus versnelling van wind op zee en het verstandig benutten van wind op land. Versterken: hoogspanningsnet, regionale netten, en een forse versnelling van stationsuitbreidingen en kabels. Experimenteren: grootschalige batterijen naast zonneparken en in knelpunten, thuisbatterijen, vehicle-to-grid.

Dat is geen theoretische luxe. De huidige realiteit van nul- of zelfs negatieve stroomprijzen bij veel zon en wind zet nu al de businesscase van zon en wind onder druk. Zonder flex, opslag en marktregels die flexibiliteit belonen, stokt de investeringsbereidheid. Batterijen, elektrolysers voor waterstof, vraagsturing in industrie en gebouwde omgeving zijn daarom in dit eerste decennium een randvoorwaarde.

Groei van interconnecties met buurlanden hoort ook bij fase 1. Als we 20% van de pieken uit het buitenland willen halen, moet er voldoende kabelcapaciteit zijn, plus afspraken over hoe we handel en leveringszekerheid organiseren. In een sterk gekoppelde Europese markt is het zelden overal windstil en donker tegelijk. Import is daarmee geen zwaktebod, maar een bewuste verzekering tegen extreme situaties. Dat is ook de context waarin kleine kerncentrales eerlijk beoordeeld moeten worden: niet als magische oplossing voor alles, maar als één van de opties naast een sterker net, opslag en interconnectie.

Fase 2 (2035–2045): systeemoptimalisatie en 24/7 flexibiliteit

In de tweede fase verschuift het accent van uitrol naar optimalisatie. De LCOE van Zon en wind zijn tegen die tijd nog goedkoop. Zon en wind zijn dan ook opgeschaald en breed geaccepteerd in beleid. De vraag is niet meer óf we veel hernieuwbare opwek hebben, maar hoe we het systeem 24/7 betrouwbaar houden tegen zo laag mogelijke maatschappelijke kosten. In analyses voor 2035 zien we dat extra wind op land en slim gekozen verhoudingen tussen zon en wind de totale systeemkosten verlagen.

Batterijen spelen hier een hoofdrol. Netbeheerders zien in al hun scenario’s dat batterijen in 2050 het belangrijkste deel vormen van het flexibele vermogen, met 40–70 GW aan opgesteld batterijvermogen. In fase 2 groeit Nederland richting dit soort ordes van grootte. Dat betekent grootschalige batterijprojecten op knooppunten in het net, batterijclusters bij datacenters en industrie, maar ook miljoenen thuisbatterijen in woningen en elektrische auto’s, die via slimme sturing en tariefprikkels bijdragen aan balans in het net.

Naast batterijen wordt waterstof volwassen als flexibele schakel. Niet als baseload, maar als buffer: elektrolysers die draaien bij overschotten aan goedkope stroom, en waterstofcentrales of -turbines die alleen inspringen bij langdurige dunkelflautes of extreme vraag. Rapporten over het energiesysteem in 2050 benadrukken dat waterstof een cruciale energiedrager wordt in sectoren waar elektrificatie lastig is, én kan zorgen voor seizoensopslag en flexibiliteit.

Deze periode leent zich ook voor een realistische evaluatie van kleine kernreactoren. Tegen de tijd dat een gemeente vandaag besluit om een SMR te willen, zitten we al snel in 2035–2040 voordat er daadwerkelijk gebouwd kan worden. Ondertussen worden zon, wind, batterijen en interconnecties jaar op jaar goedkoper, en blijkt uit scenario’s dat een systeem met veel hernieuwbaar en opslag technisch haalbaar is. De vraag wordt dan: voegt een kleine kernreactor nog zekerheid toe tegen lagere kosten dan een combinatie van extra interconnectie, batterijen en flexibele waterstofcapaciteit? De kans is groot dat die vergelijking voor veel regio’s uitvalt in het voordeel van de hernieuwbare route, zeker als we de maatschappelijke kosten (veiligheid, afval) meenemen.

Fase 2 is ook het moment om de 80/20-verdeling institutioneel te verankeren. Dat betekent: duidelijk beleid dat inzet op 80% van de piekcapaciteit als binnenlandse zon, wind en batterijen, plus ongeveer 20% aan flexibele capaciteit elders in Europa, vastgelegd in afspraken en Europese marktregels. Daarmee creëren we voor investeerders een helder speelveld: Nederland investeert maximaal in eigen hernieuwbare bronnen en opslag, maar steunt voor de extremen op een robuuste Europese back-up.

Fase 3 (2045–2055): een geïntegreerd, klimaatneutraal en robuust systeem

In de laatste fase groeit het energiesysteem door naar een volledig klimaatneutrale, grotendeels geëlektrificeerde economie. De grote lijnen zijn dan duidelijk: wind op zee vormt de stevige basis; zon vult overdag grote delen van de vraag; batterijen strijken de dagelijkse pieken en dalen glad; waterstof vangt de langere periodes van schaarste op; interconnecties met buurlanden zorgen dat we pieken en dalen Europees delen.

Onderzoek van het Planbureau voor de Leefomgeving schat dat de zonne-energiecapaciteit in 2050 kan oplopen tot 150 GW. Combineer dat met 50–90 GW windvermogen zoals in II3050-scenario’s en je krijgt een systeem waarin hernieuwbare opwek in goede uren ver boven de binnenlandse vraag kan uitkomen. Dat vraagt om structurele curtailment (bewust afschakelen), maar ook om slimme sturing: extra elektrolyse voor export van waterstof, grootschalige datacenters die draaien als de prijs laag is, en warmtenetten die bufferen via warmteopslag.

Belangrijk is dat we in deze fase accepteren dat 100% binnenlandse zelfvoorziening op elk uur van de dag, het gehele jaar door, geen rationeel doel is. De laatste paar procentpunten aan binnenlandse zekerheid zijn extreem duur – of het nu gaat om extra kernvermogen, overgedimensioneerde batterijen of extra windcapaciteit welke maar een paar uur per jaar nodig is. Door te kiezen voor 80% binnenlandse dekking met zon, wind en batterijen, en 20% import en flexibel vermogen van waterstof, behalen we een robuuste leveringszekerheid tegen lagere systeemkosten. CE Delft laat in analyses zien dat er een punt is waarop extra zon nauwelijks nog bijdraagt aan het dekken van vraag, maar vooral tot overschotten leidt die moeilijk te benutten zijn. De kunst is om precies vóór dat punt te stoppen, en de rest via Europese koppeling op te vangen.

Wat betekent dit concreet voor de discussie over nieuwe kerncentrales en kleine reactoren in gemeenten? In een energiesysteem dat afhankelijk is van enorme hoeveelheden goedkope zon- en windcapaciteit, waar batterijen 40–70 GW aan flexibiliteit bieden en waar waterstof als seizoensbuffer werkt, blijft er voor kernenergie nog maar een beperkte niche over: langlopende, kapitaalintensieve baseload in een markt met volatiele prijzen. Dat is een risico waar publieke en private partijen samen goed naar moeten kijken. In veel scenario’s blijkt een mix van extra interconnectie, beter marktontwerp, en investeringen in batterijen en elektrolysers een veel flexibeler en goedkoper pad naar leveringszekerheid dan het vastleggen van miljarden in een klein kernreactorproject met lange doorlooptijd.

De roadmap naar 80% zon, wind en batterijen voor Nederland in 2050 is geen sprong in het duister, maar een door de netbeheerders en planbureaus onderbouwd pad. Het vraagt wel politieke helderheid: durven we te zeggen dat hernieuwbare bronnen de basis vormen, dat import van stroom geen zwakte maar een strategie is, en dat kernenergie – als we het al willen – een kleine rol speelt in de marge van een verder sterk geëlektrificeerd en flexibel systeem? De komende jaren bepalen of we die lijn vasthouden, of ons laten afleiden door dure prestigeprojecten.