Nederland plant twee (mogelijk vier) nieuwe grote kerncentrales, bedrijfsduurverlenging van Borssele na 2033, en een SMR-programma. Officiele investeringsindicatie voor twee centrales: EUR 20-30 mld excl. financieringslasten; Klimaatfonds-reservering ca. EUR 14 mld is onvoldoende. Marktconsultatie (KPMG e.a.) toont dat private partijen zonder GSP/CfD/publiek kapitaal niet bouwen. LCOE: KPMG (GSP 2025, 2x1.650 MW, capex 30 mld) 81 EUR2025/MWh bij volledig publieke financiering zonder rente tijdens de bouw, 88-98 met private componenten, 134 bij 10 mld overschrijding + 5 jaar vertraging + bouwinflatie; merchant (W+B 2022) 114; NEA 2025 near-term 95-168 USD/MWh. Marktprijs: day-ahead 2025 87 EUR/MWh (CBS), PBL-raming 2030 73 (48-105), forwards 2027-2033 ca. 74 (TNO). Afgeschreven Borssele is wel winstgevend (EPZ netto EUR 3-7 mln/jr); dat zegt niets over nieuwbouw-IRR.
Kernnieuwbouw is geen merchant-businesscase: alleen bij volledig publieke, goedkope financiering nadert de LCOE (81) de verwachte marktprijs (73-75 EUR/MWh); met private financiering of kostenoverschrijding ligt ze er ruim boven (98-134; merchant 114). De betaalbaarheid hangt dus aan de Staat die kapitaal- en bouwrisico draagt. Borssele-LTO en SMR's delen dezelfde governance- en risicovragen (eigendom Staat 70% EPZ, WAKO-plafond, ANVS). Zonder geintegreerde MKBA (LCOE, systeemkosten TNO R11293, aansprakelijkheid, eigendom) dreigt asymmetrische verdeling van risico (publiek) en rendement (deels privaat).
Effecten van de situatie zonder nieuw beleid, in € miljoen per jaar met 1 decimaal. Negatief is een nadelig effect. Lage impact is de grens die het dichtst bij 0 ligt, hoge impact de grens die het verst van 0 ligt, voor positieve en negatieve effecten. Financiële effecten zijn begrotingsuitgaven, begrotingsinkomsten en gemiste belastinginkomsten; maatschappelijke effecten zijn welvaartseffecten; risico's staan als jaarlijkse bufferpremie, kans maal schade. Overdrachten en andere bedragen die niet in het saldo tellen staan apart en tellen niet mee in het totaal. Onderaan staat het totaal.
| Effect | Lage impact € mln/jaar | Midden € mln/jaar | Hoge impact € mln/jaar | Hoeveelheid | Bron |
|---|---|---|---|---|---|
| Financiële effecten (begroting en gemiste inkomsten) | |||||
| Begrotingsuitgaven (huidige situatie) | -92,2 | -92,2 | -92,2 | – peiljaar 2027 | dp:1606 src:1625 |
Begrotingsuitgaven huidige situatie, ontwerpbegroting 2027. Hfdst XXIII KGG art. 31 regeling Projecten Kernenergie 80,2 mln en Diverse subsidies kernenergie 12,0 mln. Hfdst M KEF art. 1 Kernenergie 0,6 mln niet meegeteld: dat is een bijdrage aan een ander begrotingshoofdstuk, dus een interne overboeking die anders dubbel telt. Budgetitem 16 KEF-reservering kernenergie is een meerjarige reservering en niet als jaaruitgave 2027 meegeteld. Aandeel bestaande Borssele versus nieuwbouw niet te scheiden. dp:1606, Bron src:1625. Prijspeil en begrotingsjaar 2027; de bron geeft een puntraming, dus laag, midden en hoog gelijk. Uitgave, dus negatief. | |||||
| Subtotaal financiële effecten | -92,2 | -92,2 | -92,2 | ||
| Risico's (jaarlijkse bufferpremie) | |||||
| Rampenrisico (jaarlijkse premie) (eigen schatting) | -114,6 | -190,0 | -378,0 | 0,00 (0,00 tot 0,00) peiljaar 2040 | dp:1600 src:1620 src:1621 src:1623 src:1689 |
Rampenrisico extra reactorjaren door nieuwbouw van 2 grote reactoren, vanaf ingebruikname rond 2040, PeilJaar 2040. Zelfde methode als ae:1: 2 reactoren x kans 1 op 5.129 / 5.000 / 3.625 per reactorjaar dp:1600, Bron src:1620, dp:1601, Bron src:1621, x schade 294 / 475 / 685 mld euro: Fukushima dp:1603, Bron src:1623, plus 2.351 rampgerelateerde doden x VSL dp:1689, Bron src:1689, Bron src:1659. Laag -114,6, midden -190,0, hoog -378,0 mln per jaar. Geen dubbeltelling met ana:35: dat is de bestaande reactor; Borssele-LTO valt na 2033 onder ana:35. Alternatief PSA Gen III+ circa 1e-6 per reactorjaar geeft circa -1 mln, niet leidend om dezelfde reden als ae:1. SMR's niet meegeteld. Schatting. Schade, dus negatief. | |||||
| Subtotaal risico's | -114,6 | -190,0 | -378,0 | ||
| Totaal effect huidig beleid | -206,8 | -282,2 | -470,2 | financiële effecten + maatschappelijke effecten + risico's | |
| waarvan eigen schatting: -114,6 / -190,0 / -378,0 € mln per jaar (lage impact / midden / hoge impact) | |||||
Open data: help mee. Zie je een fout, een betere bron of een ontbrekend cijfer in deze analyse? Stel een correctie of aanvulling voor. Voorstellen worden alleen door een mens beoordeeld en doorgevoerd; elke wijziging wordt gelogd.
Correctie of aanvulling voorstellenNieuwbouw grote centrales (voorkeur Borssele), Borssele-LTO na 2033, SMR-programma. Aansprakelijkheid apart in ana:35.
Staat koopt 100% ZEH (=70% EPZ); RWE 30% (src:110 / dp:112). EPZ netto winstgevend 2023-2025 (dp:113).
Alleen bij publieke financiering ligt de LCOE dicht bij de marktprijs (weinig CfD nodig); dan draagt de Staat kapitaal- en overschrijdingsrisico. Welvaartsargument loopt via systeem/leveringszekerheid/beleid, niet via private IRR. Budgetitems CAPEX en Klimaatfonds horen zichtbaar in de rekentool, net als de meerkosten voor eindberging en netaansluiting (budgetitems 110/111).
1. Geld: vermeden CO2 per euro. Volgens PBL SDE++ 2026 (src:350, tabel 20.1; dp:532) is de subsidie-intensiteit van wind op land 52-106 EUR/t CO2, van grondgebonden zon 62 en van zon op daken 93. Een procesgeintegreerde warmtepomp kost 5 EUR/t. Voor kernenergie bestaat geen actueel PBL-, CPB- of TNO-cijfer in EUR/t. Het enige gevonden cijfer is gedateerd: PBL 2018 (src:449, tabel 11 p.27; dp:549) raamt de nationale kosten van 1,6 GW extra kern in 2030 op -40 tot 20 EUR/t, bij 8.000 vollasturen. Op dezelfde maatstaf (tabel 6 p.22 en S1 p.6; dp:562) kosten 8 GW grootschalige zon en 5,4 GW wind op land -20 EUR/t, en kern en de eerste 5,3 GW wind op zee 20 EUR/t. Kern zat in 2018 dus aan de dure kant van de goedkope opties. Dat is een andere maatstaf dan de SDE++-subsidie-intensiteit, met kostendata uit 2016-2017. Let op: KEF-geld voor kern is deels kapitaal (eigen vermogen, lening of GSP) dat via opbrengsten kan terugvloeien. Het is dus niet een-op-een vergelijkbaar met SDE++-subsidie. De onrendabele top hangt af van de financiering: LCOE 81-134 EUR/MWh tegenover een marktprijs van 73-87 (dp:156-159). Binnen het KEF zelf geeft PBL doelmatigheidsindicaties voor tijdige alternatieven. Met ISDE 68 mln komen er ca. 17.000 warmtepompen bij, met SAH 77 mln ca. 11.000 warmtenetaansluitingen, samen 0,05 Mt CO2 (p.83-84; dp:536). ISDE en isolatie zijn positief geevalueerd.
2. Tijd: tijdig vermeden CO2 (2030-2040). Nieuwe kerncentrales werken op zijn vroegst vanaf ongeveer 2040 (KEV 2025 p.50; TNO: 2 centrales in 2040, 4 in 2050; dp:528). Hun bijdrage aan de doelen voor 2030 en 2035 is dus nul. De elektriciteitssector daalt al van 23,1 Mt (2024) naar 12,1 (9,0-19,8) Mt in 2030, vooral door wind en zon (KEV 2025 p.48; dp:529). De marginale emissiefactor die PBL voor de SDE++ gebruikt, is 0,13 kg CO2/kWh: het ongewogen gemiddelde van de uurlijkse marginale factoren in 2037 (SDE++ par. 5.1.2 p.56; dp:530). De categoriehoofdstukken van dezelfde bron (p.176/181) noemen 2036; de primaire vindplaats p.56 is aangehouden. KEV 2026 (src:450, tabel 2.2 p.53; dp:551) raamt de uitstoot van de elektriciteitssector in 2040 op 5,6-16,7 Mt in het basispad, en 5,0-13,6 Mt met aanvullend beleid. De tekst op p.95 noemt 5,1; de tabelwaarde is aangehouden. Volgens KEV 2026 p.94 bepalen gascentrales in 2040 in veel uren nog de prijs en de uitstoot, door een tekort aan CO2-vrij flexibel vermogen. Dat nuanceert het beeld: ook na 2040 verdringt een CO2-vrije kWh in een deel van de uren gas. Een kWh voor 2035 vermijdt naar verwachting wel meer CO2 dan een kWh na 2040. Een officiele emissiefactor per kWh voor 2040-2050 bestaat niet (gat). Er is geen eigen factor afgeleid, omdat de bandbreedtes van emissie en productie (517-752 PJ, tabel 22 p.204) niet gepaard zijn. Het KEV 2026-basispad rekent al met 1 nieuwe centrale van 1,1 GW in 2040 (bandbreedte 0-3,3 GW, p.94). Volgens KEV 2025 p.50 is er geen plausibel pad naar een CO2-vrije elektriciteitssector in 2035; daarvoor zijn regelbaar CO2-vrij vermogen, opslag en flexibele vraag nodig. Maatregelen met effect binnen 1-3 jaar (ISDE, SAH, isolatie, netaansluiting via de taskforce, flex) vallen wel binnen het venster 2030-2035. Omdat CO2 zich ophoopt, telt vroege reductie zwaarder voor de cumulatieve emissie (kwalitatief).
3. Netcapaciteit. TenneT (src:432/src:433) stelt dat 3,2 GW kern in Zeeland niet inpasbaar is zonder 5,4-7,1 GW regionale vraag, vijf keer zoveel als nu (dp:533). Anders loopt de redispatch op tot ca. 477-522 mln/jr, of 0,7-1,3 mld/jr als de vraag achterblijft (dp:534). Dan is 3-10 TWh/jr niet transporteerbaar, en wordt ca. 2,8 GW gedurende ongeveer 2.100 uur/jr afgeregeld. De redispatch alleen fors beperken kan door Borssele alpha/beta en Nederwiek 1 (wind op zee) plus bestaand gas- en kernvermogen uit de markt te halen (dp:535). Twee centrales van 1,6 GW vragen 4 aansluitvelden van max. 800 MW (433 p.26; dp:552). Het geplande station EHO380 in Eemshaven heeft 8 productievelden (433 p.28 tabel 13). In dat ontwerp zijn ze met 2 velden voor wind op zee Doordewind, 2 voor VAWOZ en 4 voor kern alle 8 bezet; kern neemt dus de helft (eigen afleiding uit tabel 13). Een formele reservering van velden of MW voor kern bestaat niet; dat is zelf de bevinding. Kern en wind op zee concurreren dus direct om dezelfde 380 kV-velden en transportcapaciteit. De structurele oplossing kost tientallen miljarden en komt niet voor 2045. In Eemshaven of met SMR's buiten Zeeland zijn geen extra netinvesteringen nodig boven IP26 (432 p.4/12). TenneT adviseert de systeemkosten expliciet mee te wegen en te focussen op vraag en flexibiliteit. Ter vergelijking noemt TNO voor decentrale interventies (slim laden, V2G, warmtepompen, batterijen) een besparing van 4,5-24,5 mld op 107 mld aan netinvesteringen op land tot 2040 (dp:334, ana:54).
4. Ruimte. Een centrale met 2 eenheden vraagt een hoofdterrein van ca. 60 ha plus in de bouwfase een tijdelijk werkterrein van ca. 70 ha, en met koeltorens nog ca. 20 ha extra (src:451 p.22/24/75; dp:554). Dat is 60-130 ha, en meer met koeltorens. Per MWh is dat relatief weinig vergeleken met wind en zon (kwalitatief); hier is kern relatief gunstig. Daarbij komen veiligheidszones, het koelwatertraject en de COVRA-opslag. Een vergelijking per vermeden ton ontbreekt (gat).
5. Lock-in: baseload tegenover een flexibel systeem. Volgens TNO R11293 (src:103) is kern bij een hoge elektriciteitsvraag inwisselbaar met wind op zee; bij een lage vraag kost kern 0,8 mld/jr meer aan systeemkosten. De LCOE-ramingen gaan uit van een hoge bedrijfstijd (W+B: capaciteitsfactor 90%, dp:149). PBL 2018 p.27 noemt kern technisch flexibel, maar flexibel bedrijf bedrijfseconomisch niet aantrekkelijk. Bij 7.000 in plaats van 8.000 vollasturen stijgen de kosten van -40 tot 20 naar -24 tot 43 EUR/t (dp:550). NEA 2011 (src:453; dp:555) meldt voor load-following in Frankrijk een verlies aan capability factor van ca. 1,2% (JRC: tot 2%) (rapport-p.47). Onder een load factor van ca. 65% verslechtert de concurrentiepositie (rapport-p.48). Een expliciete LCOE-toeslag staat alleen in een figuur en is niet afgelezen. Deze cijfers dienen als proxy. Door de hoge vaste kosten staat een kerncentrale economisch onder druk om continu te draaien. Op een net met veel wind en zon leidt dat tot afregelen van CO2-vrij vermogen (TenneT: curtailment en redispatch, dp:534-535). TenneT en KEV 2025 p.50 wijzen juist op flexibele vraag, opslag en regelbaar vermogen. De GSP/CfD-verplichtingen en een levensduur van ca. 60 jaar leggen toekomstige begrotingen en systeemkeuzes vast (ana:35).
6. Kosten buiten het kernbudget. (a) Eindberging: COVRA raamt de eindberging in klei met de Masterplan-inventaris, inclusief twee nieuwe kerncentrales, op 10,3 mld (6,0-15,0). Met de huidige inventaris is dat 3,3 mld (2,0-4,8). Het gaat om overnight kosten, excl. btw, prijspeil 2022 (src:452 p.6/9; budgetitem 110). Het verschil van ca. 7 mld is een eigen afleiding en niet volledig aan nieuwbouw toe te rekenen: de Masterplan-inventaris bevat ook Urenco tot 2050 en 20 jaar extra bedrijfsduur voor Borssele. COVRA splitst dit niet uit. Wie deze kosten draagt (afvaltarief of Staat), is in de database niet vastgelegd (gat). (b) Netaansluiting: in Zeeland is een nieuw 380 kV-station nodig, eventueel met aanpassing van het 150 kV-net: 800 mln tot meer dan 1 mld (src:433 p.4; budgetitem 111). In Eemshaven is dat volgens TenneT niet nodig. (c) Koelwater: bij 7 van de 9 onderzochte locaties is een koelwatertunnel nodig, met meerkosten 'in de miljarden' (451 p.128, geen bedrag). (d) Redispatch 0,5-1,3 mld/jr (punt 3). Daarnaast noemt 451 p.128 veiligheidsmaatregelen van 100-500 mln (Eemshaven 2, Terneuzen 1A) tot 0,5-1 mld (Sloegebied, met uitkoop van bedrijven). Tegenover de investering van 20-30 mld noemt 451 (p.130) de locatiespecifieke meerkosten relatief beperkt. Deze posten staan niet in de KEF-reservering. Ze drukken op netgebruikers, COVRA of de Staat en verkleinen de ruimte voor andere maatregelen. De locatiekeuze (Zeeland of Eemshaven) is daarmee zelf een kostenbeslissing ter grootte van ca. 1 mld aan netstation plus mogelijk miljarden aan tunnel.
Ongewijzigd (8/9/8). De nieuwe feiten (eindberging, netstation, koelwater, velden) verfijnen en vergroten de kostenkant, maar veranderen de schadeklasse, complexiteit en escalatie niet: die waren al hoog vanwege de 20-30 mld, het publieke risico en de netinpassing.
De aanleiding is Solar Magazine van 17-09-2026 (src:434, secundair). Het artikel schrijft de cijfers na besluitvorming (13,2 / 13,0 / 0,2 mld) toe aan PBL; die komen uit de KEF-begroting (431). PBL zelf noemt 13,7 / 13,5 mld en ca. 243 mln (stand maart 2026). Waar het artikel waarschijnlijk voldoende zegt, schrijft PBL mogelijk voldoende. De 15 mln voor de taskforce is bij PBL een conceptbeoordeling; de definitieve toekenning staat in 431. Inconsistenties in bronnen: SDE++ 2026 noemt voor 0,13 kg/kWh zowel 2037 (p.56) als 2036 (p.176/181); aangehouden is p.56. KEV 2026 noemt 5,0 Mt (tabel 2.2) en 5,1 Mt (tekst p.95); aangehouden is de tabel. src:451 is een eindconcept (12-06-2026). PBL 2018 is gedateerd.
Voor het rampscenario en de omvang van de geldstroom is nog geen bron per bedrag vastgelegd. Hieronder staan de bronnen en datapunten van de hele analyse.