Na jaren van snelle groei en hoge verwachtingen dwingen de cijfers van 2025 tot een nuchtere evaluatie van de Belgische energietransitie. De prestaties van offshore wind en zonne-energie tonen zowel hun potentieel als hun beperkingen, terwijl beleidswijzigingen rond kernenergie het debat over kosten, betrouwbaarheid en bevoorradingszekerheid opnieuw op scherp zetten.

De energietransitie in België staat voor complexe keuzes, zeker na een jaar waarin offshore wind in de Noordzee minder presteerde dan in voorgaande jaren. Volgens cijfers van het Belgian Offshore Platform (BOP) produceerden de windparken in 2025 ongeveer 6,6 TWh, goed voor 8,2 procent van de totale elektriciteitsconsumptie – een daling ten opzichte van 7,1 TWh in 2024 en 8 TWh in 2023.

Dit ondanks een geïnstalleerde capaciteit van 2,26 GW en negen operationele parken.

Tegelijkertijd blijft kernenergie een belangrijke pijler, met een productie die in 2025 daalde door de sluiting van oudere reactoren zoals Doel 1 (februari 2025), Tihange 1 (oktober 2025) en Doel 2 (december 2025), maar nog steeds significant bijdroeg aan de mix.

Deze ontwikkelingen roepen vragen op over de balans tussen hernieuwbare bronnen en stabiele basislast, over kostenstructuren en over de impact op bevoorradingszekerheid, milieu en systeemkosten. Hieronder een overzicht van de belangrijkste observaties.

Offshore wind: bijdrage, variabiliteit en kosten

De productie van offshore wind daalde in 2025 door lager dan gemiddeld windaanbod, ondanks betrouwbare werking van de turbines.

Het aandeel van 8,2 procent contrasteert met eerdere jaren waarin offshore wind rond de 10 procent lag en met ambities om de capaciteit tegen 2030 uit te breiden naar 5,8 GW (inclusief de Princess Elisabeth Zone).

De capaciteitsfactor schommelt typisch tussen 40 en 50 procent, wat leidt tot seizoensgebonden variaties: in winderige maanden kan het aandeel pieken, maar in rustige periodes daalt het sterk.

De investerings- en exploitatiekosten blijven hoog: initiële kosten per kW liggen significant hoger dan bij onshore varianten door complexe installatie op zee, logistiek en onderhoud.

Jaarlijkse operationele uitgaven, inclusief reparaties aan turbinebladen door erosie en zoutwaterblootstelling, vormen een substantieel deel van de totale kosten. Onderhoud op open zee vereist gespecialiseerde schepen en teams, wat de afhankelijkheid van subsidies en langetermijncontracten vergroot. Daarnaast zijn er bredere aandachtspunten zoals mariene ecosystemen (geluid bij bouw, vogel- en vleermuisimpact, microplastics door slijtage) en de toekomstige ontmantelingskosten na 20-30 jaar levensduur.

De vraag is dan ook niet of offshore wind een rol speelt in de energiemix, maar of de maatschappelijke kosten en risico’s in verhouding staan tot een structureel volatiele bijdrage van minder dan tien procent.

Zonne-energie: groei, seizoensgebondenheid, valkuilen en uitdagingen

Zonne-energie kende in 2025 een sterke groei, met een productie van ongeveer 10,1 TWh – een stijging van 21 procent ten opzichte van 2024, mede door een toename van de geïnstalleerde capaciteit met 10 procent tot 11,6 GW en een relatief zonnig jaar.

Dit maakte zonne-energie een van de snelst groeiende hernieuwbare bronnen, met een maandrecord in juni van 1,37 TWh.

Desondanks blijft de output sterk seizoensgebonden, met pieken in de zomer en een beperkte bijdrage in de winter. Dat weerspiegelt zich in een capaciteitsfactor van slechts 10 à 11 procent, aanzienlijk lager dan in zonrijkere regio’s zoals de Verenigde Staten.

Ter vergelijking: zonrijkere regio’s zoals Florida halen jaarlijks 2500 tot 3000 zonuren, tegenover 1500 à 1600 in België. Dat onderstreept dat zonne-energie hier structureel lagere opbrengsten per geïnstalleerde kW heeft, met gevolgen voor efficiëntie en systeemkosten.

Vroeger lokten forse subsidies en premies (zoals groene stroomcertificaten, investeringspremies en de terugdraaiende teller) veel particulieren en bedrijven om zonnepanelen te installeren, wat leidde tot een explosieve groei. In Vlaanderen en Brussel werden deze steunmaatregelen echter sterk afgebouwd of stopgezet, omdat de technologie rendabeler werd en de overheid de installatie niet langer als subsidiebehoeftig beschouwt. In 2025 zijn er voor nieuwe installaties geen directe premies meer beschikbaar in Vlaanderen (de Fluvius-premie stopte in 2024), en de focus ligt op injectietarieven voor overproductie. Met de digitale meter en het afschaffen van het prosumententarief (voor wie overschakelt) ontvangen eigenaars een injectievergoeding voor teruggeleverde stroom, maar die ligt vaak laag (gemiddeld 3-4 cent/kWh in 2025, soms lager), en bij extreme overproductie kunnen groothandelsprijzen negatief worden – al is dit zeldzaam voor particulieren en leidt het niet structureel tot betalen voor geïnjecteerde stroom. Dit drukt het rendement op overproductie en benadrukt de noodzaak voor zelfverbruik of opslag.

Uitdagingen omvatten de noodzaak voor netstabilisatie, aangezien overproductie op zonnige dagen kan leiden tot negatieve elektriciteitsprijzen en technische problemen met de frequentie op het net.

Daarnaast dragen investeringen in zonne-energie bij aan hogere systeemkosten voor opslag en back-up, vooral in een context waar België zijn klimaatdoelen voor 2030 niet haalt. Kritische analyses wijzen op de afhankelijkheid van weersomstandigheden en de beperkte bijdrage buiten piekperiodes, wat de rol van zonne-energie in een betrouwbare energiemix compliceert.

Kernenergie: betrouwbaarheid, beleidswijzigingen en uitdagingen

Kerncentrales leveren continue basislast met een hoge beschikbaarheidsgraad (vaak >90 procent), onafhankelijk van weersomstandigheden.

In 2025 bleef kernenergie de grootste binnenlandse koolstofarme bron, ondanks de sluiting van drie oudere reactoren (samen circa 2 GW capaciteit). De jongere reactoren Doel 4 en Tihange 3 (samen circa 2 GW) zijn verlengd tot minstens 2035.

In mei 2025 schrapte een Kamermeerderheid de wet op de kernuitstap uit 2003, die alle centrales tegen 2025 wilde sluiten en nieuwe bouw verbood. Dit opent de mogelijkheid voor verdere verlengingen en nieuwe reactoren (mogelijk tot 4 GW extra op termijn, inclusief small modular reactors). Het beleid richt zich nu op een hybride aanpak met kernenergie als ruggengraat, aangevuld met hernieuwbaar.

Operationele kosten zijn laag na de hoge initiële investering, met een lange levensduur (60+ jaar). Uitdagingen omvatten import van uranium, afvalbeheer, ontmanteling en strenge veiligheidsreviews (elke 10 jaar via FANC en IAEA).

Vergelijking: systeemkosten, betrouwbaarheid en afhankelijkheid

Studies, waaronder van het Federaal Planbureau, wijzen erop dat een mix met zowel offshore wind als kernenergie tot de laagste gemiddelde kosten kan leiden voor een CO₂-vrij systeem tegen 2050. Uitsluiting van kernenergie verhoogt systeemkosten door noodzaak aan back-up, opslag en import tijdens periodes van lage wind- of zonneproductie.

Offshore wind draagt bij aan piekdekking en diversificatie, maar de variabiliteit vraagt om aanvullende capaciteit (gas, import of andere). Kernenergie biedt stabiliteit, maar vereist lange planningshorizons en geopolitieke overwegingen rond brandstof. Beide opties zijn koolstofarm, maar verschillen in ruimtelijke footprint, milieueffecten en afhankelijkheid: wind van weer en import van componenten, kern van uranium en afvalbeheer. Kernenergie brengt ook risico’s mee op gezondheidsgevolgen bij ernstige ongevallen of rampen, zoals bij Tsjernobyl (1986) en Fukushima (2011). Daar leidde blootstelling aan radioactieve straling onder meer tot acute stralingsziekte bij werknemers, een verhoogd risico op schildklierkanker – vooral bij kinderen door radioactief jodium – en langetermijneffecten zoals een lichte toename van kankergevallen. Tegelijkertijd tonen evaluaties aan dat de directe sterfte door straling relatief beperkt bleef, terwijl psychologische gevolgen en de impact van grootschalige evacuaties, zoals stress en mentale gezondheidsproblemen, in veel gevallen groter bleken dan de zuiver radiologische effecten. Het Belgische elektriciteitsverbruik bleef in 2025 stabiel rond 80 TWh, met toenemende hernieuwbare bijdragen (vooral zonne-energie recordhoog), maar ook met importpieken.

Conclusie

De recente prestaties van offshore wind, zonne-energie en de nucleaire beleidswijziging illustreren de uitdagingen: hoe een robuuste, betaalbare en koolstofarme mix te realiseren te midden van variabele output, hoge kosten en ambitieuze EU-doelstellingen? De feiten van 2025 tonen aan dat geen enkele technologie op zichzelf volstaat – de discussie over optimale combinaties blijft actueel.

Volg Business AM ook op Google Nieuws

Wil je toegang tot alle artikelen, geniet tijdelijk van onze promo en abonneer je hier!