1. Bevindingen wind in Nederland
1. Samenvatting van de bevindingen — wind in Nederland
Section titled “1. Samenvatting van de bevindingen — wind in Nederland”1.1 Kerngegevens (na red-team correctie v1.4)
Section titled “1.1 Kerngegevens (na red-team correctie v1.4)”| Metric | Onshore | Offshore (bestaand) | Offshore (volledige uitbouw) |
|---|---|---|---|
| CAPEX per MW | €1,3 – 1,8 mln | €2,5 – 3,5 mln | €2,5 – 3,5 mln |
| Empirische capaciteitsfactor | 24 – 28% (CBS) | 44 – 48% (Hollandse Kust, Borssele, Gemini) | 34,6% (TU Delft ceiling) |
| Performance-degradatie per jaar | 0,5 – 1,2% (modern fleet) | 0,5 – 1,0% | 0,5 – 1,0% |
| Lifetime productieverlies door slijtage | 6 – 9% over 19 jaar | 5 – 8% | 5 – 8% |
| LCOE bij realistische lifecycle | €75 – 100 /MWh | €85 – 110 /MWh | €110 – 145 /MWh |
| EROI buffered (strikt fysisch) — afhankelijk storage-mix | 2 – 7 | 2 – 7 | 2 – 7 |
| - bij waterstof-storage | ~2-3 | ~2-3 | ~2-3 |
| - bij lithium-ion storage | ~5-7 | ~5-7 | ~5-7 |
| - bij pumped hydro (NL: niet beschikbaar) | 3,9 (Weissbach) | 3,9 | 3,9 |
| EROI buffered (hybride methodologie) | 8 – 15 | 8 – 15 | 8 – 15 |
| Levensduur praktijk | 18 – 25 jaar | 20 – 25 jaar | 20 – 25 jaar |
| Major component vervanging over levensduur | €1,4 – 1,8 mln per turbine | €2,0 – 3,0 mln | €2,0 – 3,0 mln |
| Ontmanteling per MW | €60 – 120k | €172.500 (TNO 2026) | €172.500 |
| Curtailment 2024 NL | ~5,5% en stijgend | ~5,5% | ~5,5% |
| Stilstandregeling vogels/slagschaduw | 3 – 7% productieverlies | 1 – 3% | 1 – 3% |
Belangrijke nuance offshore: Bestaande Nederlandse parken (Hollandse Kust, Borssele, Gemini) halen daadwerkelijk 44-48% capaciteitsfactor. Het TU Delft cijfer van 34,6% is een wake-effect plafond voor maximale uitbouw bij 10 MW/km² over de hele Noordzee — dat is niet de huidige praktijk maar wel waar het WIN-plan op koerst. Bij doorzetten van WIN-uitbouw zal de gemiddelde offshore CF over de tijd dalen richting de TU Delft-limiet.
1.2 De volledige systeemkosten 2026-2040 — wind-toerekenbaar deel
Section titled “1.2 De volledige systeemkosten 2026-2040 — wind-toerekenbaar deel”In v1.4 werd de €269 mld netuitbreiding van Netbeheer Nederland gesplitst in vier autonome categorieën, waarbij alleen ~40% (€95-110 mld) als “wind-toerekenbaar” werd gezien. Bij nadere beschouwing was die scheiding te netjes: ze behandelt elektrificatie-vraag (warmtepompen, EV’s, industrie) als een autonome factor, los van het energie-aanbodbeleid. Dat klopt niet historisch. In v1.11 wordt deze causaliteit expliciet gemaakt.
1.2.1 De causaliteit wind → elektrificatie
Section titled “1.2.1 De causaliteit wind → elektrificatie”De versnelde elektrificatie-mandaten in NL en EU zijn mede gemotiveerd door de gekozen wind+zon-strategie:
- Warmtepomp-verplichtingen vanaf 2026 zijn gekoppeld aan de uitfasering van gas. Die uitfasering is mede gemotiveerd door de behoefte om wind-overschot in de gebouwde omgeving te kunnen absorberen
- EPBD 2024 (Energy Performance of Buildings Directive) verplicht fossielvrij voor nieuwe gebouwen 2030 en bestaand 2040 — opnieuw gemotiveerd door de duurzaamheidstransitie waarvan wind centraal is
- EV-incentives zijn gemotiveerd door zowel transport-CO₂ als de noodzaak om flexibele afnemers voor wind-overschot te creëren
- Industrie-elektrificatie wordt versneld om wind-overschot te absorberen in plaats van curtailment
- Interconnectie-investeringen zijn deels gemotiveerd om wind-overschot te exporteren (en wind-tekort te importeren)
In een counterfactual waar Nederland gas had behouden en kernenergie had ontwikkeld, zou de elektrificatie-druk op huishoudens en industrie fundamenteel lager zijn geweest:
- Hybride heating (gas + warmtepomp) zou de standaard zijn, in plaats van pure warmtepompen
- Veel huishoudens zouden hun gasaansluiting hebben behouden
- Industrie kon op gas blijven met geleidelijke transitie
- Geen “rush to electrify” om wind-overschot te absorberen
- Veel minder netcongestie-druk op laagspanningsnetten
1.2.2 Herziene categorisering van €269 mld
Section titled “1.2.2 Herziene categorisering van €269 mld”| Categorie | Aandeel | Bedrag | Wind-keten-toerekenbaar |
|---|---|---|---|
| Aansluiting wind/zon op net | 35-40% | €95-110 mld | 100% |
| Versnelde elektrificatie-vraag (warmtepomp, EV, industrie) | 25-30% | €70-85 mld | ~50-60% (beleidsversnelling wind-toerekenbaar) |
| Datacenter-aansluitingen | 5-10% | €15-25 mld | ~0% (autonoom commercieel) |
| Vervangingsinvestering verouderd net | 15-20% | €40-55 mld | ~0% (autonoom) |
| Internationale interconnectie | 10% | €25-30 mld | ~50% (deels wind-export-gemotiveerd) |
| Totaal wind-keten-toerekenbaar | €150-180 mld (~55-65%) |
1.2.3 De gecorrigeerde wind-toerekenbare kostenanalyse
Section titled “1.2.3 De gecorrigeerde wind-toerekenbare kostenanalyse”| Kostenpost | Wind-keten-toerekenbaar (v1.11) |
|---|---|
| CAPEX wind tot 2030 | €15 – 25 mld |
| Wind-keten-aandeel netuitbreiding | €150 – 180 mld |
| Staatslening TenneT (rente, wind-aandeel) | ~€5 mld |
| Backup-capaciteit + opslag | €15 – 25 mld |
| Bladen-/composietverwerking | €0,5 – 1 mld |
| Lifecycle-onderhoud + degradatie tekort | €6 – 12 mld |
| Subtotaal kosten wind-keten-toerekenbaar | ~€190 – 250 mld |
Tegen-effecten — empirisch meetbare baten (counterfactual analyse):
| Baat | Bedrag |
|---|---|
| Vermeden ETS-kosten over levensduur (€70-90/ton, ~80-100 TWh vermeden fossiel) | +€20 – 40 mld |
| Vermeden gasimport-prijsschokken 2022-heden | +€15 – 25 mld |
| Merit-order effect groothandelsprijzen | +€10 – 20 mld |
| Vermeden fijnstof-gezondheidsschade NL | +€5 – 10 mld |
| Totaal empirisch meetbare baten | +€50 – 95 mld |
Netto wind-keten-toerekenbare maatschappelijke kosten 2026-2040: €115 – 160 mld (markt-realisme scenario met ETS).
Per huishouden over 15 jaar: €15.000 – €21.000 wind-keten-toerekenbaar.
1.2.4 Wat dit betekent voor de eerdere “€8-12k per huishouden”
Section titled “1.2.4 Wat dit betekent voor de eerdere “€8-12k per huishouden””In v1.4-v1.10 werd €8-12k/huishouden gepresenteerd als wind-toerekenbaar verlies. Dat cijfer was gebaseerd op de strikte directe attributie (alleen wind-aansluiting, geen wind-keten-effecten). De eerlijke causaliteits-correctie verhoogt dit naar €15-21k/huishouden — bijna een verdubbeling.
Dit betekent niet dat het v1.4-cijfer “fout” was — het was een ander attributie-niveau. Het oude cijfer is strikte directe attributie (alleen wat fysiek aan wind-aansluiting wordt gespendeerd). Het nieuwe cijfer is wind-keten attributie (inclusief beleidsgevolgen die zonder wind-keuze niet of minder waren ontstaan).
Voor beleidsanalyse is wind-keten attributie methodologisch correcter: het toont de werkelijke samenlevingskosten van de strategische keuze om wind als hoofdpijler te kiezen. Voor strikte boekhoud-attributie blijft de directe €8-12k geldig — beide getallen meten verschillende dingen.
Voor de hoofdtabellen in dit document hanteren we vanaf v1.11 de wind-keten attributie als basis, met expliciete vermelding dat strikte directe attributie ook denkbaar is.
1.2.5 De €100-120 mld die niet wind-toerekenbaar is
Section titled “1.2.5 De €100-120 mld die niet wind-toerekenbaar is”De resterende ~€100-120 mld (€269 mld - €150-180 mld) is grotendeels:
- Datacenter-aansluitingen (autonoom commercieel)
- Vervanging verouderd net (zou ook zonder wind nodig zijn)
- Niet-wind-gemotiveerd deel van interconnectie
Deze kosten zou Nederland inderdaad ook zonder wind-keuze hebben gemaakt. Maar het deel dat wèl door de wind-keuze is veroorzaakt is groter dan v1.4-v1.10 erkende.
Deze kosten zijn dus geen wind-specifiek probleem maar een algemene electrificatie-uitdaging die los staat van de wind-keuze.
1.3 De volledige lifecycle-onderhoudskosten — een verzwegen factor
Section titled “1.3 De volledige lifecycle-onderhoudskosten — een verzwegen factor”Mainstream LCOE-berekeningen (PBL, IRENA, Wood Mackenzie, BNEF) hanteren standaard OPEX-aannames van €40-60k/MW/jaar onshore en €80-130k offshore. Onafhankelijk lifecycle-onderzoek toont dat deze cijfers structureel onvolledig zijn. De volgende kostencategorieën ontbreken systematisch:
1.3.1 Performance-degradatie — realistische cijfers voor moderne fleet
Section titled “1.3.1 Performance-degradatie — realistische cijfers voor moderne fleet”Wind-degradatie is een reëel maar minder dramatisch effect dan oudere studies suggereren. De wetenschappelijke literatuur:
| Bron | Periode | Degradatie/jaar |
|---|---|---|
| Staffell & Green (Imperial 2014) | UK fleet 1990s-2000s | 1,6 ± 0,2% |
| Olauson et al. (2017) | Zweedse/Deense fleet post-2007 | 0,17% |
| Hamilton et al. (2020) | Amerikaanse fleet post-2008 | 0,53% |
| Korean Energy 2025 (Kim & Kim) | Moderne installaties | 0,72% |
| MDPI Energies 2022 | Italiaanse mixed fleet | 0,5 - 1,5% |
Voor moderne Nederlandse fleet realistisch: 0,5 – 1,2%/jaar, met 0,8 – 1,0% als centraal scenario.
Het cumulatieve effect:
- Bij 0,8%/jaar over 19 jaar: ~7% lifetime productieverlies
- Bij 1,0%/jaar: ~9% lifetime productieverlies
- Bij 1,2%/jaar: ~11% lifetime productieverlies
LCOE-effect: 4-6% in plaats van 9% (zoals Imperial 2014 suggereerde).
Het probleem blijft: Klimaatakkoord-, WIN- en PBL-modellen rekenen met constante vollasturen over 20-25 jaar — wat fysisch onjuist is, ook al is de degradatie minder dramatisch dan oudere studies suggereerden. Een correctie van 7-9% lifetime-productie is nog steeds een significante factor die in beleidsmodellen ontbreekt.
1.3.2 Major component replacements — €1,4-3,0 mln per turbine niet meegerekend
Section titled “1.3.2 Major component replacements — €1,4-3,0 mln per turbine niet meegerekend”Werkelijke faalkansen (Carrol et al., offshore wind farms, 8,3 failures per turbine per jaar):
| Component | Reparatie/vervangingskosten | Faalkans over levensduur |
|---|---|---|
| Tandwielkast (gearbox) | €200.000 – €500.000 | 60-80% kans op vervanging |
| Generator | €50.000 – €150.000 | Vaak meermaals reparatie |
| Hoofdlager (main bearing) | €200.000 – €500.000 | 30-50% kans |
| Bladen vervangen | €200.000+ per blad | 76% kans (Finse data 2000-2004) |
| Pitch-systeem | €100.000 – €300.000 | Meermaals over levensduur |
| Yaw-systeem | €200.000 – €400.000 | 20-40% kans |
| Transformator + schakelmateriaal | €100.000 – €300.000 | 15-30% kans |
Totale major reinvestments over levensduur: 15-20% van de oorspronkelijke CAPEX (industrie-data).
Voor een 6 MW turbine van €9 mln betekent dit €1,4-1,8 mln aan herinvesteringen die niet in standaard OPEX zitten.
1.3.3 Offshore-specifieke kostenposten
Section titled “1.3.3 Offshore-specifieke kostenposten”- Crew Transfer Vessels (CTV): €5-15k per dag
- Service Operation Vessels (SOV): €40-80k per dag
- Jack-up vessels (zware reparaties): €150-300k per dag
- Helicopter operations (noodgeval): €15-30k per uur
- Saltwater corrosion: versnelde slijtage van metalen componenten
- Marine growth: aangroei verstoort funderingen, periodieke schoonmaakopdrachten
- Cable failures: €1-5 mln per incident, meerdere keren per windpark over levensduur
- Weather windows: alleen werken bij gunstige zee/wind = veel lostime
- Scour protection herstel: na zware stormen, periodiek
Cumulatief offshore lifecycle-toeslag: €500k-1 mln per MW extra boven onshore-kostenniveau.
1.3.4 Stilstandverliezen die op de exploitant drukken
Section titled “1.3.4 Stilstandverliezen die op de exploitant drukken”Productieverlies door:
- Reparatie-downtime: gemiddeld 3-5% per jaar (extra t.o.v. capaciteitsfactor)
- Curtailment bij overaanbod: 5-15% groeiend, geen subsidie sinds 2023
- Stilstandregeling vogels/vleermuizen: 3-7% in NL
- Stilstandregeling slagschaduw + geluid: 2-5%
- Cumulatief: 13-32% productieverlies dat niet in standaard vollasturen zit
1.3.5 Compliance- en cybersecurity-kosten
Section titled “1.3.5 Compliance- en cybersecurity-kosten”- NIS2-richtlijn (2024): verplichte cybersecurity-audits voor energie-infrastructuur
- TNO demonstratie (februari 2025): live cyberaanval op NL-windturbine succesvol
- SCADA security-updates: continue investering
- Bird detection-systemen (Krammer, Zeewolde): €100-300k per turbine + onderhoud
- Schatting: €5-15k per turbine per jaar, groeiend
1.3.6 Verzekeringskostenstijging
Section titled “1.3.6 Verzekeringskostenstijging”- Fabrikantfaillissementen sinds 2022 (Vestas-claims, EWT failliet april 2026)
- Storm/bliksem-claims toegenomen
- Premies offshore gestegen 30-60% sinds 2021
- Garantieclaims niet meer inbaar bij failliet OEM
- Effectief: €20-50k per MW per jaar extra, niet in oude OPEX-modellen
1.3.7 De gecorrigeerde lifecycle-rekensom
Section titled “1.3.7 De gecorrigeerde lifecycle-rekensom”Voor een 6 MW onshore turbine over 25 jaar:
| Kostencategorie | Standaard model | Realistisch (v1.4) |
|---|---|---|
| CAPEX | €9,0 mln | €9,0 mln |
| Routine OPEX 25 jaar | €9,0 mln | €9,0 mln |
| Major overhaul + component replacements | inbegrepen (vaag) | +€1,4 – 1,6 mln |
| Productieverlies door degradatie 7-9% | niet meegenomen | −€1,2 mln gederfde opbrengst |
| Curtailment + stilstandregelingen | niet meegenomen | −€1,2 mln gederfde opbrengst |
| Cybersecurity + compliance | niet meegenomen | +€0,3 mln |
| Verzekering bij stijgende premies | basis | +€0,3 mln |
| Ontmanteling + bladenverwerking | beperkt | €0,5 mln |
| Totaal kosten + derving | €18,5 mln | €22,5 – 23,0 mln |
| Bruto opbrengst (capture price) | €16,2 mln | €13,5 – 14,5 mln (na degradatie) |
| Netto resultaat samenleving | −€2,3 mln | −€7 tot −€10 mln |
Toelichting op verschuiving t.o.v. v1.2/v1.3:
- Lagere degradatie (0,8% vs 1,6%): productieverlies van 12% naar 7-9%
- Major overhaul iets lager (€1,4-1,6 mln vs €1,4-1,8 mln)
- Curtailment- en stilstandsverliezen iets lager bij realistischere aannames
- Resultaat: €7-10 mln verlies in plaats van €10-12 mln
Voor offshore is de discrepantie kleiner geworden door betere herkenning van bestaande-park CF (44-48% voor recente parken). Bij een 15 MW offshore turbine:
- Bestaande park-context (CF 44-48%): €10-15 mln verlies per turbine
- Volledige WIN-uitbouw context (CF richting 34,6%): €20-25 mln verlies per turbine
LCOE bij realistische lifecycle-aannames (v1.4):
- Onshore: €75 – 100/MWh
- Offshore (bestaande parken): €85 – 110/MWh
- Offshore (volledige uitbouw bij 34,6% CF): €110 – 145/MWh
Vergelijk met:
- Kernenergie incl. realistische overruns: €100 – 200/MWh
- Aardgas (kleine velden): €40 – 70/MWh
- Geothermie: €70 – 90/MWh
Belangrijke conclusie: bij eerlijke vergelijking liggen wind en kernenergie veel dichter bij elkaar dan eerdere versies suggereerden. Wind is niet duidelijk goedkoper dan kernenergie maar ook niet structureel duurder. De keuze hangt af van overige factoren: bouwtijd, ruimtegebruik, baseload-eigenschappen, dier-/landschapsimpact, en strategische overwegingen — niet alleen LCOE.
1.4 EROI — energie-rendement op investering: de strikt fysische werkelijkheid
Section titled “1.4 EROI — energie-rendement op investering: de strikt fysische werkelijkheid”Een fundamentele vraag die in eerdere versies van dit document onvoldoende kritisch is behandeld: hoeveel energie levert een windturbine over de levensduur op, in verhouding tot de energie die nodig is om hem te bouwen, te onderhouden, te ontmantelen, en zijn intermittentie te bufferen?
Dit is de EROI-vraag (Energy Returned on Invested). Het is methodologisch een andere vraag dan financieel rendement of CO₂-balans — en de antwoorden divergeren scherp afhankelijk van methodologie.
1.4.1 Twee fundamenteel verschillende methodologieën
Section titled “1.4.1 Twee fundamenteel verschillende methodologieën”Methode A: Strikt fysisch (Weissbach et al. 2013, peer-reviewed Energy):
- Gebruikt exergie (thermodynamisch beschikbare energie) als enige rekeneenheid
- Telt alleen fysische energie-input: materialen, bouw, transport, onderhoud, ontmanteling, opslag
- Geen monetaire flows, geen subsidies, geen prijssignalen meegerekend
- Resultaat onshore wind buffered: EROI = 3,9
- Resultaat onshore wind unbuffered: EROI = 16
Methode B: Hybride (Diesendorf & Wiedmann 2020, Murphy et al. 2022):
- Gebruikt input-output modellen met monetaire flows als proxy voor energie
- Opname van indirecte energie via economische sectoren
- Kan subsidie-effecten en prijsdistorsies opnemen
- Resultaat onshore wind buffered: EROI = 8-15
Methode C: Industrie-claims (Vestas, Carbon Brief):
- Vaak alleen CAPEX-energie zonder backup, zonder major component replacements, zonder net-uitbreiding
- Vergelijking met idealistische capacity factors in plaats van empirische
- Resultaat: EROI = 30-44
1.4.2 Welk getal is methodologisch het zuiverst?
Section titled “1.4.2 Welk getal is methodologisch het zuiverst?”Voor een strikt-empirische, niet-economisch-vertekende vergelijking tussen energiebronnen is Weissbach’s methode A methodologisch superieur. De redenen:
- Invariant tegen subsidies: een EROI die hoger wordt door subsidie meet niet de energie-werkelijkheid
- Invariant tegen prijsschokken: monetaire flows fluctueren met markten, fysische energie niet
- Vergelijkbaar tussen energiebronnen: alle bronnen op dezelfde eenheid (exergie)
- Internationale vergelijkbaarheid: niet vertekend door land-specifieke economische structuren
- Lange-termijn houdbaar: niet afhankelijk van huidige marktcondities
De Weissbach-resultaten in context:
| Energiebron | EROI buffered (Weissbach 2013) |
|---|---|
| Kernenergie (PWR) | 75 |
| Steenkool | 30 |
| Aardgas (CCGT) | 28 |
| Waterkracht | 35-50 |
| Onshore wind | 3,9 |
| Zon-PV (Duitsland) | 1,6 |
| Biomassa | 3,5 |
De economische drempel voor het onderhouden van een moderne OECD-samenleving is volgens Weissbach EROI ≥ 7. Dit is een invloedrijke hypothese, niet een gevestigde wet — Brockway et al. (2019) en anderen hebben de exacte drempel betwist. Wat onbetwist is: een energiesysteem met dominant lage-EROI bronnen heeft minder surplus-energie beschikbaar voor andere maatschappelijke functies (gezondheidszorg, onderwijs, cultuur) dan een systeem met hoge-EROI bronnen.
Belangrijk: storage-aanname bepaalt de uitkomst
Weissbach’s 3,9 ging uit van pumped hydro storage. Voor Nederland is dat niet realistisch (geen bergen). Realistische storage-mix voor NL geeft andere uitkomsten:
| Storage-technologie | Round-trip efficiëntie | Buffered EROI wind |
|---|---|---|
| Pumped hydro (niet NL-realistisch) | 75-80% | 3,9 |
| Lithium-ion batterijen | 85-90% | 5-7 |
| Waterstof (electrolyse + brandstofcel) | ~40% | 2-3 (catastrofaal) |
Voor NL met de huidige beleidskeuzes (substantiële waterstof-component voor seizoensbalans en industriële opslag): de gewogen buffered EROI ligt waarschijnlijk in het 2-5 bereik, afhankelijk van de uiteindelijke storage-mix. Dit is dus geen enkelvoudig getal maar een range met substantiële afhankelijkheid van technologische keuzes die nog niet gemaakt zijn.
Wat dit feitelijk betekent: onshore wind buffered (EROI 3,9) kan op zichzelf geen moderne samenleving onderhouden. Het kan een bijdrage leveren in een mix met hoge-EROI bronnen (kern, hydro, gas), maar als hoofdpijler is het thermodynamisch ontoereikend.
1.4.3 Eerdere versies van dit document waren te coulant
Section titled “1.4.3 Eerdere versies van dit document waren te coulant”In v1.4 stond: “Wind heeft positieve EROI (4-12 buffered, range afhankelijk methodologie)” — alsof beide methoden gelijkwaardig waren. Dat is niet het geval. Methode B (8-15) is methodologisch zwakker omdat het monetaire flows als proxy voor energie gebruikt, wat door subsidies en marktdistorsies wordt vertekend. Voor een strikt-empirische analyse is 3,9 het juiste cijfer.
Bij hogere EROI-claims door industrie of pro-wind onderzoekers ontbreekt vrijwel altijd:
- Volledige buffering (storage of fossiele backup)
- Major component replacements over levensduur
- Net-uitbreiding (€95-110 mld wind-toerekenbaar in NL)
- Curtailment-verliezen
- Performance-degradatie
Bij Weissbach’s methodologie zijn deze posten meegenomen — en het resultaat is onder de economische drempel.
1.4.4 De praktische implicatie
Section titled “1.4.4 De praktische implicatie”Een onshore windturbine levert wel meer energie op dan hij kost (EROI > 1, dus thermodynamisch positief). Maar bij volledige buffering levert hij te weinig surplus-energie om een moderne complexe samenleving te onderhouden zonder andere energiebronnen.
Dit is een andere conclusie dan eerdere versies van dit document suggereerden. Wind is niet “energetisch positief in absolute zin” — het is alleen positief in een systeem met andere hoge-EROI bronnen die het tekort compenseren. In een hypothetische 100%-wind+storage samenleving zou de Weissbach-analyse betekenen dat er onvoldoende energie-surplus is om de moderne dienstensector, gezondheidszorg, onderwijs en cultuur te onderhouden.
1.5 Embodied CO₂ — wat het kost om een turbine te bouwen
Section titled “1.5 Embodied CO₂ — wat het kost om een turbine te bouwen”Een tweede fundamentele vraag: hoeveel CO₂ wordt er uitgestoten om een windturbine te produceren, te installeren, te onderhouden, en te ontmantelen — en hoeveel vermijdt hij over zijn levensduur?
1.5.1 Embodied CO₂ van een 6 MW onshore turbine
Section titled “1.5.1 Embodied CO₂ van een 6 MW onshore turbine”| Component | Massa / hoeveelheid | CO₂-emissie |
|---|---|---|
| Beton-fundering | 400-1.000 m³ + rebar (35-100 ton staal) | 140-200 ton CO₂ |
| Stalen toren | 300-500 ton staal × 1,91 ton CO₂/ton | 600-950 ton CO₂ |
| Bladen (3 stuks, fiberglass + epoxy) | 30-60 ton totaal | 50-100 ton CO₂ |
| Generator + gearbox + nacelle | 70-150 ton (staal, koper, magneten) | 100-200 ton CO₂ |
| Transport + installatie | (heavy lift, beton-mixer logistiek) | 50-100 ton CO₂ |
| Subtotaal eerste bouw | 940 - 1.550 ton CO₂ |
Voor een 15 MW offshore turbine: orde 2.500 - 4.500 ton CO₂ (grotere monopile-fundering, complexere transport/installatie, kabel-installatie).
1.5.2 Wat vaak NIET wordt meegenomen in mainstream-LCA’s
Section titled “1.5.2 Wat vaak NIET wordt meegenomen in mainstream-LCA’s”- Major component replacements over 25 jaar: gearbox, generator, bladen-vervanging — voegt 15-20% extra embodied CO₂ toe (+150-300 ton voor 6 MW onshore)
- Net-uitbreiding voor windaansluiting (wind-toerekenbaar deel van €269 mld): orde 5-15 mln ton CO₂ voor de hele NL-fleet (staal, beton, koper voor hoogspanningsinfrastructuur)
- Backup-capaciteit: gascentrales in stand-by hebben hun eigen embodied CO₂ + lopende emissies bij start-stop draaien
- Curtailment + degradatie: minder kWh om de embodied CO₂ over te spreiden — verhoogt CO₂/kWh effectief
1.5.3 De volledige lifecycle CO₂-balans
Section titled “1.5.3 De volledige lifecycle CO₂-balans”Voor een 6 MW onshore turbine over 20 jaar levensduur:
Productie:
- 6 MW × 25% CF × 8.760 uur × 20 jaar (na 7-9% slijtage) ≈ 263 GWh
- Met curtailment 5-10%: 240-250 GWh netto
Embodied CO₂ totaal (incl. major overhauls, aandeel net-aanleg, ontmanteling):
- ~1.500 - 2.200 ton CO₂ voor de turbine + toerekenbaar net-aandeel
Vermeden CO₂ vergeleken met Nederlandse stroommix (huidige gas-dominant, ~350 g/kWh):
- 240 GWh × 350 g = ~84.000 ton CO₂ vermeden
Vermeden CO₂ vergeleken met kolen (~820 g/kWh):
- 240 GWh × 820 g = ~197.000 ton CO₂ vermeden
Vermeden CO₂ vergeleken met kernenergie (~12 g/kWh lifecycle):
- 240 GWh × (12 - 11) g ≈ ~240 ton CO₂ verschil — vrijwel geen voordeel
Netto CO₂-balans windturbine 6 MW:
- vs. NL stroommix (gas-dominant): +82.000 ton CO₂ vermeden — positief
- vs. kolen: +195.000 ton CO₂ vermeden — sterk positief
- vs. kernenergie: +240 ton verschil — methodologisch verwaarloosbaar
1.5.4 Lifecycle CO₂-intensiteit
Section titled “1.5.4 Lifecycle CO₂-intensiteit”- Wind onshore: ~10-15 g/kWh (incl. embodied + backup-aandeel)
- Wind offshore: ~12-18 g/kWh (hogere embodied door fundering)
- Kernenergie: ~12 g/kWh
- Aardgas CCGT: ~350-450 g/kWh
- Steenkool: ~820 g/kWh
- Aardgas met CCS: ~50-100 g/kWh
1.5.5 Wat eerdere versies van dit document te coulant stelden
Section titled “1.5.5 Wat eerdere versies van dit document te coulant stelden”In v1.4 stond: “CO₂-emissie levenscyclus is reëel laag (~10 g/kWh vs gas 400 g)” — wat technisch correct maar misleidend in context was. De volledige werkelijkheid:
- Het CO₂-voordeel van wind bestaat alleen ten opzichte van fossielen (gas, kolen)
- Tegen kernenergie is er geen significant CO₂-voordeel — beide ~12 g/kWh
- Wanneer NL gas vervangt door wind, is het CO₂-voordeel ~340 g/kWh per kWh wind
- Wanneer NL gas vervangt door kernenergie, is het CO₂-voordeel ~338 g/kWh — vrijwel identiek
Dat betekent: voor CO₂-reductie is wind niet methodologisch superieur aan kernenergie. Beide bereiken vergelijkbare emissiereducties. De keuze tussen wind en kernenergie kan dus niet op CO₂-gronden worden gemotiveerd — het zijn andere factoren (LCOE, ruimtegebruik, intermittentie, baseload, EROI, bouwtijd) die de afweging bepalen.
1.5.6 De CO₂-vermijdingskosten
Section titled “1.5.6 De CO₂-vermijdingskosten”Een eerlijke maatstaf: hoeveel kost het de samenleving om 1 ton CO₂ te vermijden via wind?
Berekening op basis van v1.4-v1.7-cijfers (6 MW onshore, gemengde NL-context):
- Maatschappelijke kosten per turbine over levensduur: €7-10 mln verlies
- CO₂-vermijding per turbine: ~82.000 ton CO₂
- CO₂-vermijdingskosten via wind: €85-122 per ton CO₂
Vergelijk met:
- ETS-prijs CO₂ (empirisch betaald): €70-90/ton
- Vermijdingskosten via kernenergie (incl. overruns): €50-100/ton
- Vermijdingskosten via geothermie: €40-70/ton
- Vermijdingskosten via vraagvermindering/efficiëntie: €10-40/ton of negatief
- Vermijdingskosten via SDE++ effectief: €200-400/ton
Conclusie: wind vermindert CO₂, maar niet als de goedkoopste route. Kernenergie, geothermie en vraagvermindering vermijden CO₂ goedkoper. Dat sluit wind niet uit als onderdeel van de mix, maar weerlegt het argument dat wind “kosteneffectief verduurzamen” mogelijk maakt.
1.6 Alternatief scenario — volledige klimaatneutraliteit (zonder ETS-baten)
Section titled “1.6 Alternatief scenario — volledige klimaatneutraliteit (zonder ETS-baten)”Voor lezers die het meest stringente klimaatneutraliteits-criterium hanteren is er een geldig methodologisch punt: ook ETS bestaat alleen omdat de EU politiek heeft besloten een prijs op CO₂ te heffen op basis van klimaatpositionering. In strikte zin zijn “vermeden ETS-kosten” dus afhankelijk van een politieke beslissing die zelf op een klimaatpositie berust.
In deze sectie presenteren we de cijfers zonder de ETS-baten meetellen, om de robuustheid van de hoofdconclusie te tonen onder dit strenge criterium.
1.6.1 De aangepaste cijfertabel — wind-keten-toerekenbaar verlies
Section titled “1.6.1 De aangepaste cijfertabel — wind-keten-toerekenbaar verlies”Vanaf v1.11 hanteert dit document de wind-keten attributie (55-65% van €269 mld netuitbreiding wind-toerekenbaar, niet 40%) — zie sectie 1.2.
| Component | Met ETS-baten (hoofdtabel) | Zonder ETS-baten (volledige neutraliteit) |
|---|---|---|
| 2.500 onshore turbines × €8,5 mln gem. verlies | ~€21 mld | ~€21 mld |
| 200+ offshore turbines tot 2030 × €18 mln gem. | ~€4 mld | ~€4 mld |
| Wind-keten-aandeel netuitbreiding | ~€150-180 mld | ~€150-180 mld |
| Backup + opslag wind-toerekenbaar | €10-15 mld | €10-15 mld |
| Subtotaal kosten wind-keten-toerekenbaar | ~€185-220 mld | ~€185-220 mld |
| Min: vermeden ETS-kosten | −€20-40 mld | €0 (weggelaten) |
| Min: vermeden gasimport-prijsschokken | −€15-25 mld | −€15-25 mld |
| Min: merit-order effect groothandel | −€10-20 mld | −€10-20 mld |
| Min: vermeden fijnstof-zorgkosten | −€5-10 mld | −€5-10 mld |
| Netto wind-keten-toerekenbaar maatschappelijk verlies | ~€115-160 mld | ~€135-180 mld |
1.6.2 Effect op per-huishouden cijfers
Section titled “1.6.2 Effect op per-huishouden cijfers”| Methodologische keuze | Cumulatief verlies NL | Per huishouden over 15 jaar |
|---|---|---|
| Met ETS-baten (markt-realisme) | €115-160 mld | €15-21k |
| Zonder ETS-baten (volledige neutraliteit) | €135-180 mld | €18-24k |
| Verschil | €20 mld | €3k |
Bij volledige klimaatneutraliteit: het wind-keten-toerekenbare verlies ligt 15% hoger dan bij markt-realisme.
Vergelijking met v1.10 cijfers (strikte directe attributie):
| Methodologische keuze | v1.10 (40% net-attributie) | v1.11 (55-65% net-attributie) |
|---|---|---|
| Markt-realisme | €60-95 mld → €8-12k/huishouden | €115-160 mld → €15-21k/huishouden |
| Volledige neutraliteit | €80-115 mld → €10,5-15k/huishouden | €135-180 mld → €18-24k/huishouden |
| Volledige klimaatzorg | €10-50 mld → €1,5-7k/huishouden | €65-115 mld → €8,5-15k/huishouden |
1.6.3 De fundamentele observatie
Section titled “1.6.3 De fundamentele observatie”Of we ETS-baten meetellen of niet, de hoofdconclusie verandert niet: wind in Nederland is structureel verlieslatend voor de samenleving in pure markttermen. De omvang van het verlies varieert (€115-180 mld) maar de richting is identiek.
Bij de wind-keten attributie is duidelijker zichtbaar wat de werkelijke samenlevingskosten zijn van de strategische keuze om wind als hoofdpijler te kiezen. De “elektrificatie-uitdaging” die in v1.4-v1.10 nog gedeeltelijk werd weggeschreven als “autonoom” blijkt voor een groot deel een gevolg van de wind-keuze: zonder die keuze was de elektrificatie-druk op huishoudens en industrie significant lager geweest.
Voor beleidsmakers: het document dwingt geen klimaatpositie af. Maar of u ETS wel of niet als baat erkent, of u SCC wel of niet meeneemt — wind in NL onder huidige condities is substantieel verlieslatend voor de samenleving, met €15-24k per huishouden over 15 jaar als realistische ordegrootte.
1.6.4 Methodologische integriteit
Section titled “1.6.4 Methodologische integriteit”Door deze sectie expliciet op te nemen toont het document dat het zijn eigen methodologische keuzes durft te toetsen. Het is intellectueel oneerlijk om alleen het meest gunstige scenario voor de eigen these te presenteren. Het is integer om te tonen wat er gebeurt onder andere redelijke methodologische keuzes — en het document moedigt lezers aan om de keuze te maken die past bij hun eigen klimaatpositie.
De drie methodologische scenario’s voor de wind-baten (met wind-keten attributie):
| Scenario | Klimaatpositie | Wind-keten-toerekenbaar verlies NL | Per huishouden |
|---|---|---|---|
| Volledige neutraliteit (geen ETS, geen SCC) | Klimaatprobleem onbeslist of niet relevant voor analyse | €135-180 mld | €18-24k |
| Markt-realisme (ETS wel, SCC niet) — huidige hoofdtabel | ETS bestaat als feit, gemodelleerde schade weggelaten | €115-160 mld | €15-21k |
| Volledige klimaatzorg (ETS + SCC €150/ton) | Klimaatschade is reëel en moet vermeden worden | €65-115 mld | €8,5-15k |
Onder geen enkele methodologische keuze wordt wind netto positief voor de samenleving op puur economisch-energetische gronden. Zelfs bij volledige klimaatzorg (SCC €150/ton meegerekend) is het verlies €65-115 mld of €8,5-15k per huishouden. Bij voldoende hoge SCC (€250+/ton) zou wind theoretisch break-even kunnen worden — maar dat vereist een SCC-aanname die hoger is dan vrijwel alle gangbare modelleringen aannemen.