Analyse

Scope

Nieuwbouw grote centrales (voorkeur Borssele), Borssele-LTO na 2033, SMR-programma. Aansprakelijkheid apart in analysis 35.

Kosten (bronnen)

• Investering 2 centrales: EUR 20-30 mld excl. financiering (Kamerbrief/AH-TK; source 105).
• Klimaatfonds ca. EUR 14 mld onvoldoende (sources 104/105/111).
• TNO overnight ~EUR 7.100/kW; systeemkosten bij hoge vraag inwisselbaar met wind-op-zee; bij lage vraag +EUR 0,8 mld/jr (source 103).
• LCOE NL-project: KPMG GSP 2025 81 EUR2025/MWh (publiek, 0% bouwrente) tot 98 (private componenten); 134 bij +10 mld, +5 jr, bouwinflatie (datapoints 156; source 133). Merchant W+B 2022: 114 (datapoint 150). NEA 2025: 95-168 USD/MWh near-term, 56-87 NOAK (datapoints 154-155). Literatuurband 100-400 (datapoint 114) is ruimer.
• Marktprijs: CBS day-ahead 2025 87 EUR/MWh; PBL 2030 73 (48-105); TNO forwards 2027-33 ca. 74 (datapoints 157-159).
• Kosten die de bronnen apart van de investeringsindicatie noemen: eindberging COVRA 10,3 mld met twee nieuwe centrales tegenover 3,3 mld zonder (budgetitem 110); nieuw 380 kV-station in Zeeland 0,8 tot ruim 1 mld (budgetitem 111); koelwatertunnel 'in de miljarden' (geen bedrag); redispatch 0,5-1,3 mld/jr. Zie opportunity costs punt 6.

Eigendom Borssele

Staat koopt 100% ZEH (=70% EPZ); RWE 30% (source 110 / datapoint 112). EPZ netto winstgevend 2023-2025 (datapoint 113).

Conclusie voor MKBA

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).

Update 28-09-2026: verdeling Klimaatfonds (KEF) en verdringing

• Na besluitvorming (KEF-begroting 2027, source 431): 13,2 mld vrije ruimte, waarvan 13,0 mld in het perceel Kernenergie (13.040,0 mln, p.14) en 165,5 mln in de overige percelen (p.20/24/28/31, eigen optelling). Dat is 98,7% voor kern (datapoint 531; budgetitems 16 en 102).
• Voor besluitvorming (PBL-quickscan MJP 2027, 27-03-2026, source 430): 13,7 mld vrij, waarvan 13,5 mld voor kern. De overige percelen hadden ca. 243 mln tegenover 10,5-13,5 mld aan claims (p.6-9), een factor 43-56 (datapoint 527; budgetitem 103). Energie-infrastructuur: 22,7 mln vrij tegenover 3.547-6.547 mln aan claims. Vroege fase opschaling: 228 tegenover 4.194 mln. Industrie: 1,5 tegenover 1.913 mln. Gebouwde omgeving: 0,016 tegenover 845 mln. PBL p.6: door budgettaire krapte zijn voorstellen afgewezen die van belang zijn voor klimaatneutraliteit in 2050. PBL ziet het risico op een minder evenwichtige verdeling en vraagt meer zicht op samenhang in tijd en ruimte.
• Wat het kerngeld oplevert: 14 mld is volgens PBL mogelijk voldoende voor 2 centrales, niet voor 4 (p.18; datapoint 525). In de NPE levert kern in 2050 3,5-7 GW, ca. 5-10% van de elektriciteitsproductie (p.15-16; datapoint 537). Vrijwel de hele vrije fondsruimte gaat dus naar een techniek die voor ca. 2040 geen stroom levert en in 2050 een klein aandeel heeft.
• Verdrongen of afgewezen (PBL): een aanvullend WarmtelinQ+-bedrag van 373-662 mln (p.36) en het Energiefonds energiearmoede van 750 mln, omdat het perceel geen budget had (p.85). Het aansluiten van nieuwe zonneparken loopt vertraging op (p.28). Wel toegekend: de Taskforce middenspanning, 14,966 mln (431 p.44), die de doorlooptijd met 12-18 maanden verkort (430 p.28-29).

Opportunity costs (RuleId 12): hetzelfde geld, dezelfde netruimte, ruimte en tijd

1. Geld: vermeden CO2 per euro. Volgens PBL SDE++ 2026 (source 350, tabel 20.1; datapoint 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 (source 449, tabel 11 p.27; datapoint 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; datapoint 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 (datapoints 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; datapoint 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; datapoint 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; datapoint 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; datapoint 530). De categoriehoofdstukken van dezelfde bron (p.176/181) noemen 2036; de primaire vindplaats p.56 is aangehouden. KEV 2026 (source 450, tabel 2.2 p.53; datapoint 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 (sources 432/433) stelt dat 3,2 GW kern in Zeeland niet inpasbaar is zonder 5,4-7,1 GW regionale vraag, vijf keer zoveel als nu (datapoint 533). Anders loopt de redispatch op tot ca. 477-522 mln/jr, of 0,7-1,3 mld/jr als de vraag achterblijft (datapoint 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 (datapoint 535). Twee centrales van 1,6 GW vragen 4 aansluitvelden van max. 800 MW (433 p.26; datapoint 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 (datapoint 334, analysis 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 (source 451 p.22/24/75; datapoint 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 (source 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%, datapoint 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 (datapoint 550). NEA 2011 (source 453; datapoint 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, datapoints 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 (analysis 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 (source 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 (source 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.

Vergelijking met analyses die dezelfde middelen raken

• 46, netcongestie (mandaat 18; S/C/E 8/9/8). Zelfde netcapaciteit. Stop- en bronmaatregelen (flex, V2G, warmtenetten, besparing) werken voor 2030. De netinfra-claims in het KEF (3,5-6,5 mld) werden grotendeels niet gehonoreerd. Analysis 46 verwijst sinds 28-09-2026 inhoudelijk terug naar deze analyse (velden EHO380, redispatch, station).
• 53, warmtenet tegenover all-electric (S/C/E 7/8/7). Policies 150 (flexinkoop door de netbeheerder) en 152 (dubbele EB bij V2G en opslag wegnemen), beide politiek gesteund. Het gaat om hetzelfde KEF-perceel Gebouwde omgeving en om warmte-infrastructuur (WarmtelinQ+ afgewezen). Een warmtenet vraagt 0,1-0,3 kW per woningequivalent, een warmtepomp 1,6-2,5 kW (datapoints 280/281).
• 54, deelauto's en netontlasting: TNO datapoint 334.
• 5 (energie-afhankelijkheid: uraniumtoevoer, leveringszekerheid als argument voor kern), 19 (fossiele subsidies: dezelfde begrotingsruimte), 52 (Aramis CCS: ook KEF-perceel en infra), 35 (aansprakelijkheid).
• In de database zijn geen brede-welvaartsscores vastgelegd (analysis_bwtheme en policy_bwtheme zijn leeg). Een vergelijking kan daarom alleen op S/C/E, effecten en tijdigheid. Er bestaat geen aparte analyse over energiebesparing of isolatie (gat, ticket).

Fysieke infrastructuur (RuleId 8) en mandaat

• Koelwater: tot ca. 150 m3/s bij een opwarming van 7-12 graden (source 451 tabel 3-3 p.22; datapoint 553). Bij 7 van de 9 locaties is een koelwatertunnel nodig met meerkosten 'in de miljarden'; alleen bij Eemshaven 2 en 3 is een open kanaal realistisch (p.128). Een specifieke toets van RWS voor de Westerschelde (warmtelozingsruimte) is niet gevonden (gat). Koeltorens verminderen de lozing, maar vragen ca. 20 ha extra (p.75).
• Ruimte: 60 ha hoofdterrein (blijvend) plus ca. 70 ha tijdelijk werkterrein in de bouwfase, samen 60-130 ha, plus ca. 20 ha koeltorens (datapoint 554), naast veiligheidszones.
• Netaansluiting: 4 velden van max. 800 MW. In het ontwerp van EHO380 bezetten die 4 van de 8 productievelden, zonder formele reservering (datapoint 552). In Zeeland is een nieuw 380 kV-station van 0,8 tot ruim 1 mld nodig (budgetitem 111), met congestie en redispatch (datapoints 533-535). Verder raakt dit het 380 kV-net in Zeeland en Noord-Brabant, IP26, de aanlanding van wind op zee (Borssele alpha/beta, Nederwiek 1, Doordewind, VAWOZ) en het middenspanningsnet (zonneparken).
• Eindberging: COVRA 10,3 mld (6,0-15,0) met twee nieuwe centrales, tegenover 3,3 mld (budgetitem 110). Het aantal HRA-verpakkingen CSD-V stijgt van 502 naar 8.000 (source 452 tabel 1 p.6).
• Overig: warmtenetten (WarmtelinQ), waterstofcavernes (245 mln toegekend, 431 p.44), uraniumtoevoer (alleen kwalitatief in 451; zie analysis 5).
• Mandaat: blijft 15, omdat de kern van dit dossier een publieke investering in opwek en eigendom is. De netaspecten horen bij analysis 46 (mandaat 18); de integrale afweging loopt via deze koppeling en via policy 203 (systeemtoets). Aan policy 203 zijn de eindbergingsmeerkosten en het netstation gekoppeld als posten die de toets moet meewegen.

Beleidsopties (RuleId 10)

1. Stop: policy 204. Het KEF-perceel Kernenergie wordt herijkt en niet verder vastgelegd zonder systeemtoets; verschuiving naar andere percelen is een optie. Budgetneutraal, omvang PM (policy_budgetitem 38/39).
2. Bron: policy 203. Een integrale systeemtoets op euro, netruimte, ruimte en tijdig vermeden CO2, inclusief eindberging (budgetitem 110), netstation (111), koelwater en locatiekeuze.
3. Herstel/gevolgen: netflex en V2G via policies 150 en 152 (analysis 53) en netcongestie (analysis 46). Deze zijn niet gedupliceerd.

S/C/E

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.

Aanleiding en bronkritiek

De aanleiding is Solar Magazine van 17-09-2026 (source 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. Source 451 is een eindconcept (12-06-2026). PBL 2018 is gedateerd.

Gaten (open)

• Een actueel EUR/t CO2-cijfer voor kern (alleen PBL 2018 beschikbaar; datapoints 549/550/562).
• Een officiele emissiefactor per kWh voor 2040-2050; PBL heeft de uurlijkse marginale data tot 2040 (SDE++ par. 5.1.2), maar publiceert ze niet.
• De netkosten in Eemshaven zijn niet gekwantificeerd (TenneT: geen extra boven IP26).
• Een koelwatertoets voor de Westerschelde, de tunnelkosten in euro en de uraniumtoevoer in cijfers.
• De toerekening van de COVRA-meerkosten aan nieuwbouw, en wie ze betaalt.
• Een expliciete LCOE-toeslag bij flexibel bedrijf (proxy: datapoints 550/555).
• Een analyse over energiebesparing en isolatie, en brede-welvaartsscores.
• Een CPB-beoordeling van het kernperceel bestaat niet (beoordeling via fondsbeheerder/FIN met reflectie van PBL en TNO).