Werkelijke kosten windturbines NL (v2)

Windturbine: werkelijke kosten, energie-rendement en terugverdientijd in Nederland

Een kritische analyse van land- en zee-windturbines, gebaseerd op realistische cijfers — niet op marketingmateriaal.

Versie 2.0 — uitgebreid met de €50+ miljard netuitbreidingsoperatie en de historische bladendump-problematiek.

0. Executive samenvatting

Metric	Wind op land (NL)	Wind op zee (NL)
CAPEX per MW geïnstalleerd	€1,3 – 1,8 mln	€2,5 – 3,5 mln
Werkelijke capaciteitsfactor (CBS gemiddelde fleet)	24 – 28%	34 – 45%
Vollasturen (CBS realistisch)	2.100 – 2.500	3.700 – 4.500
Vollasturen klimaatakkoord (optimistisch)	3.237	4.500+
LCOE realistisch (NL, 2024-2025)	€70 – 95 /MWh	€90 – 140 /MWh
EROI unbuffered (recycled-content methode)	16 – 20	20 – 30
EROI buffered (incl. opslag/backup)	3 – 7	5 – 10
EROI inclusief netuitbreiding	3 – 5	4 – 8
Energie-terugverdientijd (puur productie)	7 – 14 maanden	8 – 18 maanden
Financiële terugverdientijd zonder subsidie	12 – 18 jaar	15 – 25 jaar
Ontmantelingskosten (TNO 2026)	€60 – 120k /MW	€172.500 /MW (vol)
Curtailment-verlies 2024 NL	~5%	~5%
Levensduur (praktijk)	20 – 25 jaar	20 – 25 jaar
Netuitbreiding TenneT 2026-2040	~€50 mld + €25 mld staatslening	(komt bovenop CAPEX windparken)
Vertraging netuitbreidingsprojecten	60% gemiddeld 2,5 jaar te laat	(TenneT 2025)
Niet-recyclebare bladenfractie	10 – 15% (composiet)	10 – 15% (composiet)
Bladen-afvalstroom EU 2030	~52.000 ton/jaar	(~14.000 bladen/jaar)

Kernconclusie: een windturbine in Nederland is netto-energetisch rendabel maar financieel niet rendabel zonder subsidie, en de ware kosten op systeemniveau zijn drie- tot vijfvoudig hoger dan de project-LCOE suggereert. Sinds 2019 zijn windturbinebladen feitelijk gedumpt op stortplaatsen in Litouwen (vanuit NL) en Wyoming/Texas (US) — wat aangeeft dat de circulaire belofte tot voor kort gewoonweg niet werd waargemaakt. Pas vanaf januari 2026 geldt een Europese zelfgereguleerde stortverbod.

1. Wat kost een windturbine echt? (CAPEX)

1.1 Wind op land

Een moderne onshore turbine van 4-6 MW kost in Nederland typisch €1,3 – 1,8 miljoen per MW geïnstalleerd vermogen, all-in:

Turbine (rotor, gondel, toren): ~70% van CAPEX
Fundering (beton + staal): 5-10%
Civiel (toegangswegen, kraanopstelplaats): 5-8%
Elektrische infrastructuur + netaansluiting: 8-12%
Vergunningen, ontwikkelkosten, grondvergoeding: 5-10%

Een typisch onshore park van 30 MW kost dus €40 – 55 miljoen plus €5-10 mln. extra voor ontwikkeltraject, juridische procedures en eventueel uitkoop omwonenden.

Sinds 2021 zijn turbineprijzen met circa 40% gestegen door grondstofinflatie, hogere transport- en kapitaalkosten — een trend die WindEurope en Lazard bevestigen. De LCOE-daling die tussen 2009 en 2021 plaatsvond, is sindsdien gestopt en omgekeerd.

1.2 Wind op zee

Offshore is structureel duurder:

CAPEX: €2,5 – 3,5 mln per MW (BNEF/JRC range)
15 MW turbine kost installed €37 – 52 mln
Een offshore park van 1 GW: €2,5 – 3,5 miljard CAPEX

Extra kosten t.o.v. onshore:

Monopile-fundering tot 70m onder zeebodem
Scour protection (bodemerosie-bescherming)
Onderzee-exportkabels (vaak >50 km)
Offshore HV-station
Specialistische installatie-vaartuigen (€150-300k per dag)
Hogere O&M (helikopters, jack-ups)

1.3 Operationele kosten (OPEX)

Vaak onderschat in calculaties:

Onshore: €40-60k per MW per jaar (~€363k voor 6 MW turbine)
Offshore: €80-130k per MW per jaar (helikopters, schepen, langere downtime)
Verzekeringen: 0,5-1% CAPEX/jaar
Grondvergoeding/erfpacht: €5-15k per MW per jaar
Versleten gondels/tandwielkasten: meestal vervanging na 10-15 jaar (€500k-€2 mln per turbine, niet altijd in OPEX-aannames)

2. Hoeveel energie kost het maken van een windturbine? (EROI)

2.1 Het verschil tussen “marketing-EROI” en “werkelijke EROI”

Dit is misschien wel het meest kritieke punt van de hele analyse, en hier wijken industrie-claims systematisch af van onafhankelijke analyses.

Industrie-claim (Vestas, Siemens Gamesa LCA’s):

Energieterugverdientijd: 6-12 maanden
EROI levenscyclus: 30-40
“38× meer energie geleverd dan verbruikt”

Onafhankelijke wetenschappelijke meta-analyses:

Kubiszewski et al. (2010, n=119 turbines): gemiddelde EROI 19,8 voor operationele installaties
Weissbach et al. (Enercon E-66 1,5 MW): EROI 16 met recycled-content methode
Vestas V136 4,2 MW: 40 (avoided impacts) versus 28,8 (recycled content)

Het verschil zit in de methodologie:

Avoided impacts approach (Vestas-voorkeur): tel alle voorkomen emissies van fossiele alternatieven mee als “winst”. Geeft hoge EROI.
Recycled content approach (wetenschappelijk verantwoorder): tel alleen materialen die daadwerkelijk gerecycled worden mee. Geeft lagere maar realistischere EROI.

2.2 De doorslaggevende nuance: buffered vs unbuffered EROI

Dit is het cijfer dat de hele discussie verandert. Wikipedia, op basis van peer-reviewed literatuur:

“EROI wind turbines is around 16 unbuffered and 4 buffered.”

Unbuffered EROI = energie geleverd / energie geïnvesteerd in de turbine zelf.

Buffered EROI = inclusief de energie nodig voor:

Batterij-opslag voor windstille periodes
Pumped hydro / waterstof-conversie
Backup gasturbines die in stand-by draaien
Extra netuitbreiding voor afvoer van pieken (zie hoofdstuk 6!)
Conversieverliezen (ronde-trip efficiency van opslag: 70-85%)

Een EROI van 4 betekent dat een wind+opslagsysteem slechts 4× zoveel energie levert als het kost te bouwen. Ter vergelijking: een EROI < 7 wordt door Charles Hall (de bedenker van EROI) als problematisch beschouwd voor een complexe industriële beschaving. Aardgas (~30), steenkool (~30-80), kernenergie (~75-100), waterkracht (~100+) liggen hier ruim boven.

2.3 Energie-input voor 1 turbine van 6 MW (orde van grootte)

Staal toren: ~250 ton × 25 GJ/ton = 6.250 GJ
Beton fundering: 800-1.500 m³ × 2,5 GJ/m³ = 2.000-3.750 GJ
Composiet bladen: 60-80 ton × 100+ GJ/ton = 6.000-8.000 GJ
Generator + magneten (zeldzame aarden): 500-1.500 GJ
Transport, installatie, kraanwerk: 1.000-2.000 GJ
Net + kabels naar grid: 1.000-3.000 GJ

Totaal: circa 18.000 – 25.000 GJ embedded energy per 6 MW turbine, equivalent aan 5 – 7 GWh aan primaire energie.

Bij 2.300 vollasturen op land (realistisch fleet-gemiddelde) levert deze turbine 13,8 GWh per jaar. Energieterugverdientijd = circa 5-7 maanden — maar dit is unbuffered en exclusief net-systeemkosten.

Met buffering kom je op 18-30 maanden terugverdientijd voor de energie-input alleen.

3. Werkelijke productie in Nederland (vollasturen)

3.1 Wind op land — de kloof tussen aanname en realiteit

Bron	Vollasturen	Capaciteitsfactor
Klimaatakkoord 2019 (gerekend mee)	3.237	37%
CBS realisatie 2019	2.106	24%
CBS realisatie 2020	2.154	25%
CBS realisatie 2024 (genormaliseerd)	~2.450	28%
Nieuwe XL turbines (>200m tip)	3.000-3.500	34-40%
Toekomstprojectie NWEA/NVDE 2050	~3.900	45%

Kritisch punt: het Klimaatakkoord rekent met 3.237 vollasturen, terwijl het CBS jaar in jaar uit cijfers van rond de 2.200-2.500 publiceert voor de huidige fleet. Het verschil van 30-40% in productie heeft directe gevolgen voor:

Berekende terugverdientijden
Subsidiehoogten (PBL OT-model)
Klimaatdoelstellingen

De industrie en overheid rekenen consistent met best-case nieuwbouw-cijfers, niet met de realiteit van de bestaande fleet.

3.2 Wind op zee

Beter, maar nog steeds met variatie:

Bron	Vollasturen	Capaciteitsfactor
CBS 2019	3.733	43%
Klimaatakkoord 2019	4.500	51%
Realistische range moderne parken NL	3.700 – 4.400	42-50%

3.3 De “afgeschakelde” productie — een groeiend probleem

Curtailment 2024 in Nederland:

~3 TWh aan zon+wind productie verloren (afgeschakeld door overaanbod)
Dat is ~5,5% van de totale wind+zon productie (54 TWh)
Verwacht voor 2025: 6-9%
458 uren met negatieve day-ahead prijzen in 2024 → 585 uren in 2025

Een windpark dat in 2024-2025 wordt gebouwd kan dus rekenen op een structureel productieverlies van 5-15% dat ongesubsidieerd is — sinds 2023 keert SDE++ géén subsidie uit tijdens negatieve prijzen.

4. LCOE — wat kost wind nou écht per MWh?

4.1 De enorme bandbreedte

Bron	Range	Opmerking
Wood Mackenzie 2024 (mondiaal onshore)	$23 – 139 /MWh	Beste tot slechtste locaties
EU JRC 2022 onshore	€33 – 74 /MWh	EU range
EU JRC 2022 offshore bottom-fixed	€61 – 140 /MWh	Sterk afhankelijk van afstand kust
WindEurope 2025 onshore Europa	€40 – 80 /MWh	Geen NL-specifieke breakdown
Lazard 2025 (USA)	$30 – 80 /MWh	3 jaar op rij gestegen
Realistische schatting NL onshore	€70 – 95 /MWh	Bij 2.500 vollasturen
Realistische schatting NL offshore	€90 – 140 /MWh	Tegen 4.000 vollasturen

4.2 Waarom NL aan de bovenkant zit

Lage windkwaliteit op land (binnenland) versus modelaannames
Hoge ontwikkelkosten (juridische procedures, omwonenden)
Hoge grondkosten / erfpacht
Schaarste netaansluiting (€100-500k/MW extra of jarenlange wachttijden)
Nieuwe milieumaatregelen: stilstandregeling slagschaduw + geluidsoverlast + vleermuisbescherming = 3-7% productieverlies
Verlichtingscompensatie (transponder-systemen): meerkosten ~€20k/turbine

4.3 LCOE versus marktwaarde — het profieleffect

LCOE meet wat productie KOST. Maar wat een windturbine VERDIENT op de spotmarkt is structureel lager:

Profieleffect: omdat windparken samen produceren (bij wind), drukken ze tijdens hun productie de marktprijs. Een windturbine ontvangt daardoor gemiddeld 20-35% minder dan de gemiddelde elektriciteitsprijs (PBL noemt dit de “profielfactor”). Dit verschil groeit bij toenemende windpenetratie.

In de praktijk (NL 2024-2025):

Gemiddelde EPEX day-ahead prijs: ~€85-95/MWh
Capture price wind onshore: ~€55-70/MWh (na profieleffect en negatieve uren-uitsluiting)
LCOE onshore: ~€75-90/MWh

Conclusie: zonder subsidie of CO₂-prijs is wind op land in NL momenteel niet rendabel uit pure marktprijs.

5. De subsidiestructuur — verborgen kosten

5.1 SDE++ in een notendop

PBL berekent jaarlijks per technologie de basisbedrag (kostprijs) en het correctiebedrag (verwachte marktopbrengst). Het verschil = onrendabele top = subsidie. Looptijd: 12-15 jaar voor wind.

Voor een windpark op zee betekent dit dat de Nederlandse staat (en uiteindelijk de belastingbetaler en energieconsument via de ODE) het verschil tussen €100-130/MWh en de werkelijke marktprijs bijpast — over typisch 15 jaar × 4.000 vollasturen × MW subsidiabele productie.

Voor een park van 1 GW kan dat oplopen tot €2-6 miljard subsidie over de looptijd, afhankelijk van marktprijzen.

5.2 Wat zit NIET in de LCOE-getallen

De gepubliceerde LCOE-cijfers excluderen consequent:

Netwerkuitbreiding — zie hoofdstuk 6 voor de werkelijke schaal hiervan
Backup capaciteit: gascentrales moeten in stand-by blijven
Curtailment: afgeschakelde productie is verloren energie maar wel betaalde investering
Opslag: voor een baseload-equivalent moet circa 15-40% van de jaarproductie via opslag
Bird/bat mitigatie: stilstandregelingen kosten 3-7% productie

6. De infrastructuuropschaling — de €100+ miljard verzwegen rekening

Dit hoofdstuk is essentieel voor een eerlijke beoordeling. Geen enkele LCOE-publicatie van TenneT, PBL of WindEurope toont deze cijfers naast de wind-LCOE — terwijl ze er onlosmakelijk mee verbonden zijn. Een windpark zonder netaansluiting produceert niets.

6.1 Het TenneT investeringsplan 2026-2040

In oktober 2025 publiceerde TenneT zijn ontwerp-investeringsplannen Net op Land en Net op Zee voor de periode 2026-2040. De cijfers zijn ongekend:

Totale investeringsambitie 2026-2040: ~€50 miljard (alleen TenneT NL, exclusief Duitsland)
Bijna 700 infrastructuurprojecten in Nederland gepland
11 grote netuitbreidingsprojecten op zee (waaronder Doordewind, LionLink, Nederwiek 3)
Manon van Beek (CEO TenneT, 2024): “Niet investeren in het elektriciteitsnet is geen optie; de maatschappelijke en economische kosten van netcongestie zijn veel hoger dan de vereiste netinvesteringen.”

6.2 De staatslening van €25 miljard

In januari 2024 stelde het kabinet een lening van €25 miljard ter beschikking aan TenneT — alleen al voor de financieringsbehoefte voor 2024-2025. Reden: TenneT moest in 2024 alleen al €13 miljard nieuwe financiering aantrekken. De lening wordt terugbetaald in de periode 2030-2040.

Dit is een gigantisch bedrag — vergelijk het met:

De volledige Nederlandse defensiebegroting 2024 (~€21 mld)
De totale jaarlijkse uitgaven aan onderwijs (~€48 mld)
Het BNP van Luxemburg

Deze staatslening verschijnt niet in enige wind-LCOE-publicatie maar is een directe systeemkost van het kiezen voor wind als energie-pijler.

6.3 Enexis en de regionale netbeheerders

Bovenop TenneT investeren regionale netbeheerders eveneens fors:

Enexis: €11 miljard extra investering in 3 jaar (€4 mld + €7 mld extra aangekondigd in november 2025)
Stedin, Liander vergelijkbaar in volume
Tot 2028: 3.200+ kilometer kabel de grond in alleen al door Enexis
6 nieuwe hoogspanningsstations + 13 uitbreidingen in Groningen alleen

Totale Nederlandse netinvesteringen 2025-2040: circa €100-150 miljard, waarvan een aanzienlijk deel direct geattribueerd kan worden aan de transitie naar wind/zon.

6.4 De vertraging — 60% van de projecten 2,5 jaar te laat

Het meest pijnlijke deel van het TenneT 2025-rapport:

“Inmiddels verwachten we dat 60% van onze uitbreidingsprojecten gemiddeld 2,5 jaar later dan voorzien zal worden opgeleverd. De plaatsen waar het relatief eenvoudig is om elektriciteitsinfrastructuur te bouwen zijn wel zo’n beetje benut.”

Dit betekent concreet:

Nieuwe windparken worden gerealiseerd vóórdat het net ze kan afvoeren → curtailment vanaf dag 1
Wachttijden voor zwaardere aansluitingen voor bedrijven en huishoudens lopen op tot 5-10 jaar
Vergunningstrajecten zijn de bottleneck: vergunningen voor één 380 kV-tracé duren makkelijk 7-10 jaar (zie 380 kV Noord-Holland Noord: 2024 NRD ter inzage, oplevering 2031+)
TenneT spreekt expliciet over “het historisch grootste werkpakket uit haar geschiedenis”

Dit is het bekende “grid lock”-probleem: wind kan sneller worden gebouwd dan het kan worden afgevoerd. Iedere extra GW windvermogen zonder netuitbreiding leidt tot meer afschakeling.

6.5 Wat dit doet voor de werkelijke EROI

Als je de €50 miljard TenneT-investering toerekent aan ~30 GW nieuwe wind+zon (de globale orde van grootte voor 2040 NL):

€1.700 per kW extra netinfrastructuur, alleen aan TenneT-zijde
Bijkomend €1.000-2.000/kW vanuit Enexis/Stedin/Liander
Totale extra infrastructuur per kW wind: €2.500-4.000

Dit is een verdubbeling tot verdrievoudiging van de CAPEX van de windturbine zelf, alleen al om de geproduceerde energie naar de gebruiker te krijgen.

In termen van embedded energy: het Nederlandse hoogspanningsnet uitbreidingsprogramma vergt:

~3.000 km nieuwe 380 kV bovengrondse lijnen + onderzeekabels
Tonnen koper, aluminium, staal, beton
Schatting: 5-15% extra energie-input bovenop de turbine zelf

Hierdoor zakt de systeem-EROI nog verder, naar 3-5 voor onshore en 4-8 voor offshore — onder het kritieke niveau van 7 dat Charles Hall noemt voor een complexe industriële maatschappij.

6.6 De backup-paradox

Het netwerk moet niet alleen de pieken van wind kunnen verwerken, maar ook de dalen kunnen overbruggen via backup. In de winter van 2024-2025 (Dunkelflaute november 2024) viel windproductie soms terug tot 5% van capaciteit gedurende meerdere dagen. Dat betekent:

Gascentrales moeten in stand-by blijven voor de 100-200 uur per jaar dat het echt nodig is
Hun economische LCOE bij 1.000 vollasturen: €150-250/MWh (Lazard 2025)
Dit verschijnt op de elektriciteitsfactuur van consumenten, niet op de balans van de windpark-eigenaar

6.7 Wie betaalt? — De ODE en netwerktarieven

De €100+ miljard infrastructuurinvestering wordt gefinancierd via:

Nettarieven (transporttarief op je energierekening): rechtstreeks
Belasting: via algemene middelen voor staatslening + rente
Rente op de staatslening: marktconform, betaald door TenneT uit nettarieven

Concreet: een huishouden in NL betaalt anno 2026 circa €450-600 per jaar aan netbeheerkosten — een bedrag dat de komende 15 jaar zal stijgen naar circa €700-900 per jaar (gerekend op TenneT’s eigen scenario’s). Het verschil van ~€300/jaar × 8 mln huishoudens = €2,4 miljard/jaar collectief, exclusief bedrijfsverbruik.

Dit is de “verzwegen rekening” van de wind-uitrol.

7. Ontmantelingskosten — onderschat tot 2026

7.1 De TNO-update van februari 2026

Tot 2025 hanteerde de Nederlandse overheid een bankgarantie van €120.000 per MW voor offshore ontmanteling. TNO publiceerde in februari 2026 een nieuwe simulatie:

Scenario	Kosten per MW	Toelichting
Bankgarantie (oud)	€120.000	2016 inschatting
Volledige ontmanteling	€172.500	Inclusief verwijdering monopile + scour protection
Gedeeltelijke ontmanteling	€110.600	Monopile op 6m onder zeebodem doorzagen
Per 15 MW turbine all-in	€2,5 miljoen	TNO 2026

40% van de offshore ontmantelingskosten komt voor rekening van scour protection — bodemerosie-bescherming verwijderen is logistiek extreem complex en weersafhankelijk.

7.2 Onshore ontmanteling

Onshore is de financiële rekensom anders:

Demontage turbine + transport: ~€80-150k per turbine
Slopen fundering (vaak 800-1.500 m³ beton + tonnen staal): ~€50-150k per turbine
Schrootwaarde staal/koper: €100-300k per turbine — vaak deels positief saldo

Effectieve ontmantelingskosten per MW onshore: €30-90k netto. Probleem: rotorbladen (composiet) — zie volgend hoofdstuk.

8. Het bladenprobleem — historische dump op stortplaatsen wereldwijd

Dit is het hoofdstuk dat het mainstream verhaal het minst graag vertelt. Het beeld van “duurzame circulaire energie” botst frontaal met de werkelijkheid van massabegravingen van composietbladen op stortplaatsen vanaf ongeveer 2018-2024.

8.1 De fundamentele technische barrière

Een rotorblad bestaat uit:

70-75% glasvezel of koolstofvezel
20-25% epoxy/polyester thermoharder hars (irreversibel uitgehard)
5-10% balsahout, sandwichmaterialen, gelcoat

Het probleem is de thermoharder hars: zodra deze uitgehard is, kan ze niet meer worden gesmolten zoals thermoplasten. Mechanisch malen levert een laagwaardig vulmiddel op. Pyrolyse haalt vezels terug maar vernietigt de hars. Geen enkele commerciële technologie maakt 100% scheiding economisch haalbaar in 2025.

Bovendien zijn bladen ontworpen om orkaanwinden te overleven — ze zijn ongelooflijk taai. Een blad van 80m lengte (typisch voor moderne 6 MW turbine) weegt 25-35 ton. Het kost diamantzaag of speciale mobiele kettingzaag om in 3 stukken te krijgen, op locatie. Transport: per oplegger, één stuk per keer, met begeleidingsvoertuigen.

8.2 Casper, Wyoming — het beruchte massagraf

In 2019-2020 ontstond de eerste internationale media-aandacht voor de Casper Regional Landfill in Wyoming, USA:

>1.000 windturbinebladen begraven sinds 2019
Per blad ~30-44,8 m³ stortruimte = totaal ~448.000 m³ stortruimte
870+ bladen al begraven in 2020 in 9 meter diepe gaten, gestapeld
Inkomsten voor de stortplaats: $675.485 in één project
Bloomberg-cover (5 februari 2020): “Wind Turbine Blades Can’t Be Recycled, So They’re Piling Up in Landfills”
Quote landfill-supervisor: “Once they are in the ground, the blades will remain there essentially forever — they do not degrade over time”

Vergelijkbare faciliteiten: Sweetwater (Texas) — duizenden bladen op een veld, Lake Mills (Iowa), Sioux Falls (South Dakota).

8.3 De Amerikaanse situatie in cijfers

~8.000 bladen per jaar worden in de USA buiten gebruik gesteld (NPR/Bloomberg 2020)
Sinds 2024 mag het ook in opgegeven kolenmijnen in Wyoming (federale Office of Surface Mining and Reclamation, januari 2025)
Argument: lege kolenmijnen hebben “veel grotere gaten te vullen” dan stortplaatsen
Critici noemen dit “de meest cynische mogelijke uitkomst van de groene transitie”: oude kolenmijnen vullen met onafbreekbare windmolenbladen

8.4 Europa en Nederland — landfill-verbod sinds 2021, maar…

Nederland, Duitsland, Oostenrijk en Finland hebben sinds rond 2021 een stortverbod voor composietbladen. Dit klinkt schoon, maar de werkelijkheid is genuanceerder:

Wat er werkelijk gebeurde:

Nederland exporteerde bladen naar Litouwen voor “verwerking” — feitelijk vaak storten daar
Voorbeeld: Windpark Samen voor de Wind Swifterbant (Flevoland, sanering 2019): bladen op transport naar Litouwen
Anderen werden verbrand in cementovens als brandstof + vulmiddel (“co-processing”)
WindEurope zelf erkent: cement-co-processing veroorzaakt extra emissies tijdens verbranding

WindEurope’s 2021 oproep is veelzeggend: pas in 2021 riep de branchevereniging op tot een EU-breed stortverbod “vanaf 2025”. Dat betekent: tot 2025 is bladenstort gewoon Europese praktijk geweest — buiten de 4 landen met een verbod, en vaak via export uit die landen.

De zelfgereguleerde verbod gaat pas in op 1 januari 2026 — vier jaar na de eerste oproep. Tot die datum was er geen Europees-bindende verplichting.

8.5 De volumes — wat staat ons te wachten

WindEurope’s eigen schattingen:

Jaar	Volume bladenafval EU	Aantal bladen
2025	~25.000 ton/jaar	~6.500 bladen
2030	~52.000 ton/jaar	~14.000 bladen

Verdeling 2030 (verwacht):

Duitsland: 23.300 ton/jaar (de grootste)
Spanje: 16.000 ton
Italië: 2.300 ton
Rest EU: 10.000+ ton, inclusief Nederland

Cumulatief over 2025-2040: circa 600.000-800.000 ton composiet-afval alleen al uit windturbinebladen.

8.6 Bestaande verwerkingsroutes — geen volledige oplossing

Methode	Status	Probleem
Mechanisch malen	Volwassen	Laagwaardige toepassing (vulmiddel beton)
Pyrolyse	Pilot/demo schaal	Energie-intensief, vezels gedegradeerd
Microgolf-pyrolyse	R&D fase	Niet commercieel
Solvolysis	R&D fase	Hoge kosten chemicaliën
High-voltage pulse fragmentation	R&D fase	Niet schaalbaar
Cement co-processing	Operationeel	Verbranding = emissies, energie-intensief
Hergebruik (bruggen, geluidsschermen)	Niche	Slechts klein percentage absorbeerbaar

De realiteit anno 2026: de circulaire belofte is grotendeels marketing. Voor elk hergebruik-voorbeeld (BladeBridge in Ierland, Blade Made geluidsschermen in NL, speeltuinen) is er een Casper of Sweetwater. WindEurope’s “circularity hub” lanceerde pas in 2025 — als reactie op groeiende publieke onrust.

8.7 De ironie: groene energie met fossiele afbouw

Het meest pijnlijke detail: in januari 2025 werd in de USA een federale regel goedgekeurd dat oude kolenmijnen mogen worden volgegooid met afgedankte windmolenbladen. Het beeld is symbolisch:

Een uitgebrande kolenmijn — de erfenis van de fossiele eeuw — wordt opgevuld met onafbreekbare composiet-resten van de “groene” eeuw.

In Nederland is de situatie esthetisch beter (we exporteren) maar materieel hetzelfde: het probleem wordt verplaatst, niet opgelost.

8.8 Wat kost dit?

Verwerkingskosten composiet: €500-2.000 per ton (afhankelijk van methode)
Per blad van 30 ton: €15.000-60.000 enkel voor verwerking
Per 6 MW turbine met 3 bladen: €45.000-180.000 alleen voor bladenverwerking
Voor een park van 100 turbines bij ontmanteling: €4,5-18 mln alleen aan bladen

Deze kosten zitten niet in de TNO-cijfer van €172.500/MW — die gaat over de hardware-ontmanteling. De composiet-verwerking komt bovenop die kosten.

9. Netto rekensom — wat verdient een windturbine?

9.1 Voorbeeldcase: 6 MW onshore turbine in NL

Aannames (realistisch, niet optimistisch):

CAPEX: €1,5 mln/MW × 6 MW = €9 mln
OPEX: €60k/MW × 6 MW × 25 jaar = €9 mln (incl. major overhaul jaar 12)
Vollasturen realistisch: 2.400/jaar
Levensduur: 25 jaar
Curtailment + downtime: 8% af
Profieleffect: ontvangst 70% van gemiddelde marktprijs
Marktprijs gemiddeld lifecycle: €70/MWh nominaal
Ontmantelingskosten: €60k/MW × 6 = €360k netto + €100k bladen verwerking = €460k
Inflatie/discontering: buiten beschouwing voor eenvoud

Productie levensduur:

Bruto: 6 MW × 2.400 uur × 25 jaar = 360.000 MWh
Na curtailment/downtime: 331.000 MWh

Inkomsten zonder subsidie:

Capture price: 0,7 × €70 = €49/MWh
Bruto opbrengst: 331.000 × €49 = €16,2 mln

Kosten over levensduur:

CAPEX: €9 mln
OPEX: €9 mln
Ontmanteling + bladen: €0,46 mln
Totaal: €18,5 mln

Netto resultaat (zonder subsidie): −€2,3 mln verlies.

9.2 Met SDE++ subsidie

Bij een SDE++ basisbedrag van bijvoorbeeld €72/MWh × 12 jaar × subsidiabel deel productie:

Subsidiabele productie: 6 MW × 2.400 uur × 0,92 (na curtailment) × 12 jaar = 159.000 MWh
Subsidie = (basisbedrag − basisenergieprijs) × hoeveelheid ≈ €25-40/MWh × 159.000 MWh = €4-6,4 mln

Netto met subsidie: +€2 tot +€4 mln winst over 25 jaar — terugverdientijd ongeveer 15-18 jaar.

9.3 Voorbeeldcase offshore: 1 GW park

CAPEX: €3 mln/MW × 1.000 = €3 mld
OPEX over 25 jaar: €100k × 1.000 × 25 = €2,5 mld
Productie: 1.000 × 4.000 × 25 × 0,92 = 92 TWh
Capture price: 0,75 × €85 = €64/MWh
Bruto opbrengst: €5,9 mld
Ontmanteling: €172,5 mln + bladen ~€30-60 mln = €200-230 mln

Netto zonder subsidie: 5,9 − 3,0 − 2,5 − 0,22 = +€0,2 mld (over 25 jaar zonder discontering — werkelijke NPV is negatief!)

Met 5% discontering ligt de NPV van een offshore park zonder subsidie typisch tussen −€500 mln en +€500 mln — afhankelijk van wind, prijzen en bouwjaar. Daarom dat tenders zonder subsidie momenteel mislukken (zie Tweede Kamer 2025: aanleg windparken op zee staat onder druk).

Niet meegerekend in de exploitanten-rekensom:

TenneT-aandeel grid-aansluiting (komt voor rekening collectief via nettarieven)
Backup-capaciteit (gascentrales, betaald via systeemtarieven)
Curtailment-derving boven de 8%

10. Kritische kanttekeningen — wat het mainstream verhaal mist

10.1 Reële problemen die zelden in publicaties komen

Schaalproblemen 200m+ turbines: hogere torens vergen meer staal kwadratisch.
Versnelde slijtage: nieuwere XL turbines hebben gondel/lager-problemen op grotere schaal — Vestas en Siemens Gamesa hebben in 2023-2024 honderden miljoenen aan garantieclaims afgeschreven.
Repowering paradox: bestaande turbines worden vervangen door 4× grotere — oude funderingen moeten dan vaak alsnog worden uitgegraven.
Magneten en zeldzame aarden: een 6 MW direct-drive turbine bevat ~1.000 kg neodymium-ijzer-borium magneten. China controleert >85% van de raffinage.
Lokale impact: laagfrequent geluid, slagschaduw, horizonvervuiling, waardedaling onroerend goed, vogel/vleermuis sterfte.
Opportuniteitskosten: 1 km² windpark = beperkte alternatieve grondgebruik (visserij, recreatie, landbouw).
Modellering wind = optimisme bias: NWEA/NVDE projecteert 3.900 vollasturen voor 2050 — bijna 60% hoger dan de huidige fleet.
De infrastructuur-opschaling (hoofdstuk 6): de werkelijke schaal van TenneT/Enexis/Stedin investeringen wordt zelden gekoppeld aan de wind-LCOE.
De bladendump (hoofdstuk 8): pas vanaf 2026 EU-zelfbindende stortverbod — terwijl in NL de fleet uit de jaren 2000-2010 nu massaal wordt gesaneerd.

10.2 Waar het kritische verhaal echter overdrijft

In het belang van eerlijkheid:

EROI is netto positief, ook buffered. Een EROI van 4-7 is laag, maar niet onder 1.
CO₂-balans is positief. Lifecycle-emissies wind: ~7-15 g CO₂/kWh versus aardgas 380-500 g, kolen 800-1.000 g.
“Windmolens kosten meer energie dan ze opwekken” is feitelijk onjuist.
Subsidies dalen sterk. SDE++ basisbedragen voor wind op land waren in 2024-2025 voor de meeste projecten lager dan de marktprijs in 2022-2023.
Technologieleercurves bestaan echt. Turbines van 2025 zijn dramatisch efficiënter dan die van 2010.
Bladen zijn niet-toxisch. Anders dan asbest of zware metalen zijn glasvezel-epoxy bladen chemisch inert. Het probleem is het volume en de eeuwige duurzaamheid, niet acute toxiciteit.

11. De systeemvraag — wat het kritische verhaal niet vaak stelt

De fundamentele vraag is niet “kost een windturbine meer dan hij oplevert?” — dat is duidelijk niet zo. De échte vragen zijn:

Bij welke penetratie wordt wind systematisch onrendabel? Voorbij ~30-40% van de elektriciteitsmix begint het profieleffect zo hard te bijten dat marktprijs voor wind onder de productiekosten zakt zonder dat additionele opslag dit kan opvangen. NL nadert dit punt nu.
Wie betaalt voor backup en opslag? Gascentrales moeten draaiende blijven voor Dunkelflaute. Hun economische LCOE bij <2.000 vollasturen is €150-250/MWh.
Wie betaalt voor de €100+ miljard infrastructuur? Antwoord: alle Nederlandse huishoudens en bedrijven via netbeheerderstarieven. Een verhoging van naar schatting €300/jaar per huishouden over 15 jaar.
Wie betaalt voor de bladenverwerking? Bij faillissement van exploitant (in de offshore-sector een reëel risico bij gestegen rente): de Nederlandse staat via de bankgarantie — die volgens TNO 44% te laag is.
Wat is een redelijke planhorizon? 25 jaar levensduur, daarna repowering of ontmanteling. Een steenkoolcentrale kan 50+ jaar mee, een waterkrachtcentrale 80+, een kerncentrale 60+.
Is het Nederlandse beleid kostenefficiënt? Het Tweede Kamer-antwoord 16 juli 2025 vermijdt zorgvuldig de eerlijke vergelijking met kernenergie, geothermie of efficiëntiemaatregelen.

12. Conclusies

12.1 Energetisch

Een windturbine in Nederland levert netto-positieve energie, maar veel minder dan industriebrochures suggereren:

Unbuffered EROI 16-30: industrie-claim, alleen geldig op turbine-niveau
Buffered + grid EROI 3-5: realistische waarde inclusief opslag, backup, netuitbreiding, curtailment
Energieterugverdientijd: 6-12 maanden marketing, 24-36 maanden realistisch op systeemniveau

12.2 Financieel

Zonder subsidie en zonder hoge CO₂-prijs is wind in Nederland in 2026 niet rendabel:

Onshore: kostprijs €70-95/MWh, capture price €50-65/MWh → verlies
Offshore: kostprijs €90-140/MWh, capture price €60-75/MWh → verlies
Met subsidie: terugverdientijd 12-20 jaar, op het randje van levensduur

12.3 Systeemkosten — het verzwegen verhaal

De werkelijke kosten van de Nederlandse wind-uitrol zijn:

Project-CAPEX: €15-25 miljard (alle wind tot 2030)
Netuitbreiding TenneT 2026-2040: ~€50 miljard
Regionale netbeheerders 2025-2030: ~€30-50 miljard
Staatslening TenneT (renteverplichting): €25 miljard
Backup-capaciteit, opslag, curtailment-verlies: nog eens €10-20 miljard cumulatief
Bladen-/composiet-verwerking 2025-2040: €0,5-1 miljard
Totaal systeemkosten orde van grootte: €130-170 miljard

Dit komt voor rekening van: belastingbetalers (staatslening, subsidies), energieverbruikers (nettarieven, ODE), en deels de exploitanten zelf (CAPEX, ontmanteling).

12.4 De circulaire belofte

Tot 2025 was de “circulaire” belofte van de windindustrie grotendeels marketing. De feiten:

Casper, Sweetwater, Lake Mills, Sioux Falls: massadumpings in USA
Litouwen-export uit Nederland tot in 2019
Cement-coprocessing met emissies als alternatief
Pas vanaf 1 januari 2026 EU-zelfbindende stortverbod
Volwassen recyclingstechnologie bestaat nog niet op commerciële schaal

Anno 2026 is de industrie aan het bouwen aan oplossingen — dat is positief — maar het beeld dat windenergie altijd al een cradle-to-cradle technologie was, is niet waar. De eerste generatie turbines uit 2000-2010 die nu massaal wordt gesaneerd, is niet circulair afgehandeld.

12.5 De eerlijke conclusie

Wind is geen oplichterij, maar ook geen wondermiddel. Het is een gemiddeld renderende energiebron met enorme systeemkosten en beperkte schaalbaarheid voorbij 30-40% van de mix, waarbij:

De turbine-economie rond is, mits gesubsidieerd
De systeem-economie alleen rond komt als netuitbreiding lukt — en die loopt 2,5 jaar achter op planning
Het afval-probleem pas vanaf 2026 EU-breed wordt aangepakt — terwijl de eerste fleet al 7+ jaar wordt gesaneerd
De vergelijking met kernenergie, gas+CCS of efficiëntiemaatregelen systematisch wordt vermeden in officiële publicaties

Een rationeel beleid zou:

Stoppen met optimistische vollasturen in modellen (gebruik CBS-realisatie 2.400 vs Klimaatakkoord 3.237)
Systeem-LCOE rapporteren naast project-LCOE, inclusief netuitbreiding en backup
Ontmantelingsgaranties indexeren naar TNO 2026-cijfer + bladen-verwerking
Buffered + grid EROI gebruiken voor strategische beslissingen
De €25 mld staatslening en €50 mld TenneT-investeringen publiekelijk koppelen aan de wind-LCOE
Eerlijk vergelijken met alternatieven (kern, gas+CCS, geothermie, vraagvermindering)
Bladencirculariteit afdwingen vóór nieuwe vergunningen, niet erna

De grootste blinde vlek van het mainstream verhaal blijft de aanname dat leercurves blijven dalen en opslag goedkoop genoeg wordt om alle problemen op te lossen. De 3 jaar van stijgende LCOE sinds 2021, de groeiende curtailment, en de 2,5 jaar vertraging van netuitbreidingen laten zien dat deze aanname onder druk staat. De rekening voor ons collectieve enthousiasme van 2015-2022 wordt nu pas zichtbaar — in de vorm van €100+ miljard infrastructuurkosten, vertragingen, en de stortvolumes van 52.000 ton/jaar bladen die we vanaf 2030 moeten verwerken.

Bronnen

Officiële NL bronnen

PBL: Eindadvies basisbedragen SDE++ 2024 en 2025; Voorlopige correctiebedragen 2024 en 2025
TNO: Kostenraming ontmanteling offshore windparken (februari 2026); Decommissioning offshore wind parken (SmartPort 2021)
CBS: Windenergie op land productie en capaciteit per provincie (juni 2025)
RVO: Monitor Wind op Land 2024
TenneT: Investeringsplan Net op Land 2026-2040 (oktober 2025); Investeringsplan Net op Zee 2026-2040 (januari 2026)
Rijksoverheid: Kabinet stelt €25 miljard lening ter beschikking aan TenneT (januari 2024)
RTV Noord: Enexis €11 mld investering Groningen (november 2025)
Tweede Kamer der Staten-Generaal: Antwoorden op vragen Groei (16 juli 2025)

Internationale onderzoeksbronnen

Wood Mackenzie: 2024 Global LCOE Analysis
IRENA: Renewable Power Generation Costs 2023
Lazard: LCOE+ 2025
EU JRC: Wind Energy in the European Union (EUR 31678)
Kubiszewski et al. (2010): “Meta-analysis of net energy return for wind power systems”, Renewable Energy
Weissbach et al.: EROI analysis Enercon E-66
Vestas LCA reports V136, V150, V236

Bladenproblematiek

WindEurope: “Wind industry calls for Europe-wide ban on landfilling turbine blades” (2021); “No blade left behind” (2025); Circularity Hub launch (2025)
NedZero: “From January 1, 2026, a self-imposed European ban on dumping wind turbine blades will take effect” (januari 2026)
Bloomberg: “Wind Turbine Blades Can’t Be Recycled, So They’re Piling Up in Landfills” (5 februari 2020)
Cowboy State Daily: “Why Old Wind Turbine Blades Aren’t Being Buried In Landfills Anymore” (augustus 2024); Casper landfill coverage (2019-2024)
Snopes: factcheck Casper Wyoming wind turbine graveyard (2024)
WyoFile: “Where to dispose of piles of old wind turbine blades? Coal mines.” (januari 2025)
Lombard Odier: “Wind turbine graveyards — a growing problem?” (2022)
NPR: “Unfurling the Waste Problem Caused by Wind Energy”
Samen voor de Wind: documentatie sanering Swifterbant 2019 (Litouwen-export)

Kritische bronnen

David Turver (Substack): EROEI critical analysis
De Groene Rekenkamer: Welvaartsverlies door windenergie
Humsterland Energie: Formules en netuitbreidingskosten
COMCAM: Negatieve stroomprijzen 2024 en 2025
De Ingenieur (Thijs ten Brinck): Curtailment-analyse 2025

Dit document is bedoeld als kritische maar eerlijke onderbouwing. Het accepteert de fysica van EROI > 1 en de klimaatwinst, maar verwerpt de marketing-aannames van industrie en mainstream-modellen. Cijfers gebaseerd op realistische CBS-data, TenneT-investeringsplannen, TNO-onderzoek, WindEurope-rapporten, en onafhankelijke peer-reviewed studies — niet op fabrikant-LCA’s met avoided-impacts methodologie.

Versie 2.0 voegt twee kritieke dimensies toe die in versie 1.0 te beknopt waren: (1) de werkelijke schaal van de netuitbreidingsoperatie en (2) de historische bladenstortpraktijk in zowel USA als Europa.