Opwekking

Kernenergie, zon of wind: wat kost stroom echt?

30 oktober 2026

In het kort
Per kWh uit de installatie behoren zon en wind op land nu tot de goedkoopste nieuwe bronnen. Een nieuwe kerncentrale kost ongeveer het dubbele. Een bestaande kerncentrale die langer openblijft, is wel goedkoop. Die prijs laat het net, de reserve en de opslag weg. Daar verschillen de studies het meest. Hoeveel ongevals- en afvalrisico een samenleving aanvaardt, is een keuze. Cijfers beslissen dat niet.

Veelgehoord: wat klopt er?

Wat u hoort	Klopt het?	Waarom
"Kernenergie is de goedkoopste stroom."	Hangt ervan af	Een bestaande kerncentrale die langer openblijft, is goedkoop. Een nieuwe kost volgens de NEA ongeveer het dubbele van zon of wind op land.
"Zon en wind zijn nu al de goedkoopste stroom."	Klopt gedeeltelijk	Bij nieuwbouw klopt dat per kWh uit de installatie, in de studies die bronnen vergelijken. Een bestaande kerncentrale die langer openblijft, is volgens de NEA nog goedkoper. Kosten voor net, opslag en reserve komen erbij.
"Zon en wind leveren niets als het donker en windstil is, dus je hebt altijd centrales nodig."	Klopt gedeeltelijk	Er is altijd reserve nodig. Die kan ook uit opslag, import en vraagsturing komen. Wat dat kost, verschilt per studie.
"Kernafval is een onoplosbaar probleem."	Klopt gedeeltelijk	België koos diepe berging. Volgens NIRAS duurt het project nog vele decennia. Een gekozen locatie is in de geraadpleegde bronnen niet te vinden.
"Elke kerncentrale is even gevaarlijk als Tsjernobyl."	Klopt niet	Per kWh zijn er volgens Our World in Data veel minder doden dan bij kolen en gas, al zegt dat gemiddelde weinig over het risico van een zeldzaam zwaar ongeval.
"Windmolens en zonnepanelen krijgen meer steun dan ze opbrengen."	Hangt ervan af	Er bestond en bestaat steun voor alle technologieën, ook voor de verlengde kerncentrales. Een totaalcijfer dat ze eerlijk vergelijkt, bestaat voor zover bekend niet.

Wat "kost per kWh" betekent

Studies vergelijken bronnen met de LCOE (levelised cost of electricity). Dat is de gemiddelde prijs per MWh waarmee een centrale al haar kosten over haar hele leven terugverdient: bouw, onderhoud, brandstof en ontmanteling. Eén MWh is 1.000 kWh.

Kosten in de toekomst tellen minder zwaar mee. De disconteringsvoet bepaalt hoeveel minder. De NEA, het kernenergieagentschap van de OECD, rekent met 5% per jaar bovenop de inflatie en schrijft dat zulke aannames nooit neutraal zijn. Ze wegen het zwaarst bij installaties met hoge bouwkosten, zoals kerncentrales en windparken.

De LCOE zegt niets over het moment waarop de stroom komt. Ze zegt ook niets over de kosten van net, reserve en opslag.

De capaciteitsfactor is het deel van het jaar dat een installatie op vol vermogen zou draaien. Hij bepaalt hoeveel vermogen u moet bouwen.

Rekenvoorbeeld (illustratief)
U wilt 1 TWh per jaar opwekken, dus 1.000.000 MWh. Een jaar telt 8.760 uur. Het benodigde vermogen is 1.000.000 gedeeld door (8.760 × capaciteitsfactor). De capaciteitsfactoren zijn de aannames van de NEA voor België. Kerncentrale (85%): ongeveer 134 MW. Wind op zee (37%): ongeveer 309 MW. Wind op land (25%): ongeveer 457 MW. Zonnepark (11%): ongeveer 1.038 MW. Dit toont enkel hoeveel u bouwt voor evenveel kWh per jaar, niet wat het kost of wanneer de stroom komt.

Wat vier studies vinden

De NEA en het Amerikaanse onderzoeksinstituut EPRI publiceerden in september 2026 The Costs of Generating Electricity 2025. Het is de nieuwste editie van de reeks uit 1983. Het rapport rekent in Amerikaanse dollar en dekt 21 landen, waaronder België. De NEA is een agentschap voor kernenergie. EPRI is een onderzoeksinstituut van de energiesector.

Technologie	LCOE NEA (USD/MWh, 21 landen)	NEA, België	Capaciteitsfactor (België)	Bouwtijd (aanname NEA)	CO2 over de levensduur (g CO2e/kWh, IPCC)
Nieuwe grote kerncentrale	95 tot 168 (mediaan 140)	163	85% (vaste aanname)	6 tot 8 jaar	12
Bestaande centrale, 10 jaar langer	39 tot 64	50	85%	2 jaar werken	12
Wind op land	36 tot 141 (mediaan 59)	74	25%	2 jaar	11
Wind op zee	83 tot 247 (mediaan 115)	120	37%	3 tot 4 jaar	12
Zonnepark	33 tot 124 (mediaan 68)	96	11%	1 jaar	48

Een prijsjaar voor de dollar is in het NEA-rapport niet te vinden. De capaciteitsfactoren zijn invoerwaarden van de NEA en EPRI, geen gemeten Belgische cijfers. De CO2-cijfers zijn medianen uit de IPCC-rapportage van 2014 (AR5). De kolom "Bouwtijd" geeft de aanname van de NEA, geen gemeten tijd.

Drie andere studies geven een vergelijkbare rangorde, met eigen aannames:

IRENA (agentschap voor hernieuwbare energie, 2025, in dollar van 2025 per MWh): wereldwijd gewogen gemiddelde van 33 voor wind op land, 44 voor zon en 78 voor wind op zee. Capaciteitsfactoren: 36%, 16% en 41%. In China kost wind op land 27 en wind op zee 49. In de VS kost wind op zee 141.
Lazard (Amerikaanse investeringsbank, juli 2026, VS, dollar per MWh, zonder subsidies, 60% lening tegen 8% en 40% eigen geld tegen 12%): zon 40 tot 98, wind op land 37 tot 99, wind op zee 105 tot 167 en een nieuwe kerncentrale 175 tot 255. Dat laatste cijfer volgt uit het Amerikaanse project Vogtle.
Fraunhofer ISE (Duits onderzoeksinstituut, juli 2024, Duitsland, euro van 2024): wind op land 4,3 tot 9,2 cent per kWh, wind op zee 5,5 tot 10,3, zon 4,1 tot 14,4 en een nieuwe kerncentrale 13,6 tot 49,0. Dat laatste cijfer bevat geen eindberging. 1 cent per kWh is 10 euro per MWh.

De uitkomst hangt per bron van andere factoren af. Bij kernenergie telt de bouwkost: de NEA ziet nu 8.760 tot 14.940 dollar per kW, en 2.487 tot 6.791 als er standaardreeksen komen. Bij zon en wind tellen de capaciteitsfactor (bij zon 26% in Australië tegen 11% in België) en de rente. Voor een reeks gestandaardiseerde grote kerncentrales ("NOAK") ziet de NEA 56 tot 87 dollar per MWh. In het Westen is zo'n reeks nog niet gebouwd.

Wat de LCOE weglaat: de kosten van het hele systeem

Het systeem is de centrales, het net, de opslag, de import en het verbruik samen. De NEA schrijft dat er geen maatstaf bestaat die systeemkosten eerlijk aan één technologie toewijst.

Heptonstall en Gross (Nature Energy, 2021) overzagen de literatuur. Bij een laag aandeel zon en wind zijn de kosten om ze in het net in te passen klein. Bij een hoog aandeel is er minder bewijs en lopen de schattingen sterker uiteen, omdat ze afhangen van de prijs van flexibiliteit (opslag, verbindingen, vraagsturing).
Sepulveda en collega's (Joule, 2018) vonden met modellen dat "vaste" koolstofarme bronnen een volledig koolstofvrij net 10% tot 62% goedkoper maken. Daartoe horen kernenergie, gas met CO2-opslag en biomassa. Vraagsturing vult die bronnen aan.
Brown en collega's (Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2018) reageerden op Heard en collega's (2017), die een net met enkel hernieuwbare bronnen onhaalbaar achten. Zij betwisten dat en wijzen op technische oplossingen.
Fraunhofer schrijft dat een kerncentrale in een net met veel hernieuwbare bronnen veel duurder wordt dan gas- of waterstofcentrales, omdat kerncentrales maar beperkt regelbaar zijn. De NEA ziet hetzelfde mechanisme: een kerncentrale die minder uren draait, wordt duurder per kWh. De NEA concludeert anders. In haar Zwitserse voorbeeld was het systeem met langer draaiende bestaande kerncentrales het goedkoopste.
Lazard vindt dat zon en wind, ook met de kosten voor reserve, in de VS nog concurreren met nieuwe gascentrales.

De NEA wijst erop dat veel zon op hetzelfde moment de prijzen drukt. Het overschot moet soms worden afgeregeld (curtailment). Dat verhoogt de kost per bruikbare kWh. Verbindingen met buurlanden helpen minder als daar hetzelfde weer heerst.

Zonnepanelen op Jeugdheem De Reynaert in Wellen

Wanneer is elke bron goedkoper?

Kernenergie: als bestaande kerncentrales blijven draaien, als nieuwbouw in reeks en zonder vertraging lukt, bij lage rente en als elders weinig flexibiliteit bestaat.
Zon en wind op land: op goede locaties, bij lage rente en zolang hun aandeel klein blijft of er veel flexibiliteit is.
Wind op zee: bij sterke wind. De NEA noemt capaciteitsfactoren boven 50% aantrekkelijk, maar de bouwkost blijft hoog.

Bouwtijd en overschrijdingen

Recente westerse kerncentrales kwamen laat en duur klaar.

Flamanville 3 (Frankrijk). De eerste raming was volgens persverslagen ongeveer 3,3 miljard euro, met oplevering in 2012. De reactor kwam op 21 december 2024 aan het net. De Franse Rekenkamer (Cour des comptes) berekende in januari 2025 een totaal van 23,7 miljard euro (euro van 2023, met financieringskosten). EDF zelf kwam uit op 22,6 miljard. De twee bedragen zijn niet direct vergelijkbaar, want het prijsjaar verschilt.
Olkiluoto 3 (Finland). Bouwstart in 2005, reguliere productie op 16 april 2023, volgens de pers ongeveer veertien jaar later dan gepland. Het was een turnkeycontract met vaste prijs.
Hinkley Point C (Verenigd Koninkrijk). In februari 2026 raamde EDF 35 miljard pond, in prijzen van 2015, dus zonder inflatie. In lopende prijzen is het bedrag hoger. Eenheid 1 is volgens EDF klaar in 2030, oorspronkelijk eind 2025. Een jaar extra vertraging kost volgens EDF 1 miljard pond.
Vogtle 3 en 4 (VS). Eenheid 4 ging op 29 april 2024 commercieel in bedrijf. Volgens AP-berichten kostte het project de eigenaars meer dan 31 miljard dollar. Samen met de 3,7 miljard dollar die Westinghouse betaalde, komt het totaal in de buurt van 35 miljard. Bij de start lag de raming op ruim 14 miljard. Een officieel totaal van Georgia Power was niet te vinden.

De NEA wijst erop dat dit vooral eerste exemplaren zijn na jaren zonder bouw. De ervaring uit de jaren 1970 en 1980 leert dat latere reeksen goedkoper werden. Lazard neemt op advies van deskundigen aan dat Vogtle 4 ongeveer 30% minder kostte dan Vogtle 3.

Koeltorens van een kerncentrale met stoompluimen boven een groen veld

Zon en wind bouwt u sneller, maar ook daar komen vertragingen voor. Een voorbeeld is de Belgische Noordzee, met ongeveer 2,3 GW wind op zee. De Princess Elisabethzone, tot 3,5 GW, is vertraagd. De eerste aanbesteding van 700 MW werd in 2025 stopgezet. De regering keurde op 18 juli 2026 een nieuw kader goed. Het bijhorende energie-eiland moet er uiterlijk op 1 oktober 2031 staan. Het kader moet nog langs de Raad van State en de Europese Commissie. Het eiland verbindt de parken met het vasteland en kost volgens Elia 3,6 miljard euro voor de eerste fase. Voor het geheel worden bedragen van 7 tot minstens 9 miljard euro genoemd, afhankelijk van of de Britse verbinding meetelt. Dat zijn kosten van het net, niet van de turbines.

België eind oktober 2026

14 maart 2025. De regering en Engie sloten een akkoord over 10 extra jaren voor Doel 4 en Tihange 3. De staat en Engie bezitten de twee reactoren elk voor de helft. Een contract (contract for difference) laat de staat en Engie het prijsrisico delen. De staat nam de verantwoordelijkheid voor het afval over.
15 mei 2025. De Kamer schrapte de wet van 2003. Daarmee verdwenen de meeste sluitingsdata en het verbod op nieuwe kerncentrales. Voor Doel 4 en Tihange 3 blijft 2035 in de wet staan, wegens het akkoord met Engie. Er is nog geen beslissing over een nieuwe kerncentrale.
10 juli en 8 oktober 2025. Tihange 3 en Doel 4 kwamen weer op het net, na goedkeuring door het FANC (Federaal Agentschap voor Nucleaire Controle).
30 april 2026. De regering en Engie tekenden een intentieverklaring om alle zeven reactoren over te nemen. Volgens de Brussels Times van 30 april 2026 staan de lopende ontmantelingswerken aan de centrales in Doel en Tihange stil zolang de gesprekken lopen. Op 29 september meldde de VRT dat er op 1 oktober geen akkoord klaar zou zijn. Het bedrag dat Engie moet storten voor de ontmanteling, 8 tot 11 miljard euro, is volgens de VRT nog open. Volgens de Brussels Times van 27 oktober (naar De Tijd en L'Echo) lopen de gesprekken tot 4 november. Een ontwerpwet voor gedwongen nationalisatie ligt klaar voor het geval ze mislukken. Een officiële bevestiging en een nieuwer bericht waren niet te vinden.
Netbeheerder Elia. Volgens het persbericht ziet de studie van juni 2025 over 2026 tot 2036 vanaf 2028 extra capaciteit nodig. Elia vraagt duidelijkheid over de lange termijn en meer flexibiliteit. Als mogelijkheden noemt Elia onder meer langer openblijvende of nieuwe kerncentrales, meer wind op zee, meer verbindingen en minder vraag. Elia kiest geen technologie. De volledige studie was niet te raadplegen.

Risico's: waar feiten ophouden

Ongevallen. Our World in Data zet studies naast elkaar. Ze gebruikt Markandya en Wilkinson (The Lancet, 2007) voor fossiele bronnen en Sovacool en collega's (2016) voor zon en wind. Resultaat per TWh: kolen ongeveer 25 doden, olie 18, gas 3, waterkracht 1,3, wind 0,04, kernenergie ongeveer 0,03 en zon ongeveer 0,02. De cijfers voor fossiele bronnen gelden voor Europese centrales. Voor kernenergie telt Our World in Data 433 doden voor Tsjernobyl en 2.314 voor Fukushima, naar UNSCEAR en de Japanse overheid. De WHO schatte in 2005 tot 4.000 mogelijke sterfgevallen door straling bij de meest blootgestelde groepen. Andere studies schatten veel hoger. De cijfers lopen sterk uiteen.

Afval. NIRAS (de Belgische instantie voor radioactief afval) koos diepe berging. Het project duurt volgens NIRAS nog vele decennia. In de LCOE weegt ontmanteling weinig: de NEA rekent voor België ongeveer 0,56 dollar per MWh voor een nieuwe kerncentrale en 0,54 tot 0,81 voor zon en wind. Fraunhofer telt eindberging niet mee. Over de reserves voor ontmanteling wordt nog onderhandeld. Volgens de Brussels Times van 30 april 2026 zette Engie daarvoor 8,7 miljard euro opzij. De bron van dat cijfer (Synatom of de Commissie voor Nucleaire Voorzieningen) was niet te vinden. In L'Avenir meent een ingenieur kernenergie dat er 2,5 tot 3 miljard bij moet. Engie betwist projecties van bijna 3 miljard extra.

Afhankelijkheden. Volgens de Euratom Supply Agency kwam in 2024 voor de EU 15,6% van het natuurlijk uranium en 23,55% van de verrijkingsdiensten uit Rusland. Voor verrijking was dat 37,9% in 2023. Het IEA schreef in 2022 dat China bij zon in elke productiestap boven 80% zat. De nieuwe Belgische aanbesteding op zee beperkt Chinese turbines en onderdelen, volgens offshorewind.biz.

Ruimte. Lovering en collega's (PLOS ONE, 2022) vonden de laagste mediaan bij kernenergie: 7,1 hectare per TWh per jaar. Voor het grondgebruik van de centrales gebruikten ze Amerikaanse gegevens. Zon en wind nemen meer ruimte in, afhankelijk van wat u meetelt.

CO2 en natuur. Volgens de IPCC stoten wind en kernenergie over de levensduur 11 tot 12 g CO2e per kWh uit, zon op grote schaal 48, gas 490 en kolen 820. Dat zijn medianen met een grote spreiding. De UNECE (2021) geeft volgens samenvattingen 5,1 tot 6,4 voor kernenergie en 7,8 tot 16 voor wind op land. Het rapport zelf was niet te raadplegen. Het Koninklijk Belgisch Instituut voor Natuurwetenschappen schat in een presentatie uit 2020, met een rekenmodel, 290 (plus of min 205) aanvaringen per jaar voor de zes talrijkste vogelsoorten in de Belgische parken. Het gaat vooral om meeuwen. Een vergelijkbaar Belgisch cijfer voor andere bronnen was niet te vinden.

Feiten en keuzes. Een studie kan kosten, bouwtijden en uitstoot meten, ook al verschillen de aannames. Hoeveel zeldzaam maar groot ongevalsrisico, hoeveel afval voor volgende generaties en hoeveel afhankelijkheid van het buitenland een samenleving aanvaardt, is een politieke keuze. Dit artikel kiest geen technologie voor België.

Wat nu?

Vraag bij een bewering over kosten: gaat het om een bestaande of een nieuwe centrale, en om welk land en welk jaar? Een Amerikaans cijfer zegt weinig over België.
Controleer of er "systeemkosten" in zitten. Een LCOE bevat ze nooit.
Zoek de bron op. Kijk wie ze maakte: een kernenergieagentschap, een agentschap voor hernieuwbare energie of een bank.
Wilt u weten hoe België zijn stroom wil garanderen? Lees de scenario's van Elia op elia.be.

Bronnen en disclaimer

Dit is algemene informatie, geen persoonlijk advies. Cijfers en besluiten kunnen wijzigen. Stand: 30 oktober 2026.

Auteur: Wouter Hermans

Alle artikels

Blijf op de hoogte van Bronsgroen

Eens per maand nieuws over onze projecten in Limburg, activiteiten en hoe u kunt meedoen. Uitschrijven kan altijd.