Hoe wind en zon de kolensector overdag wegconcurreren
In het Australische elektriciteitsnet kantelt stilletjes een zekerheid die decennialang onaantastbaar leek. Kolencentrales verliezen terrein op precies de momenten waarop ze vroeger het meest verdienden. Windmolens, zonnepanelen en batterijopslag hebben de sleuteluren overgenomen — en de cijfers liegen er niet om.
Waar vroeger koleneenheden dag en nacht op volle kracht draaiden, dicteren hernieuwbare energiebronnen nu de toon. Nieuwe gegevens uit Australië laten zien hoe razendsnel een volledig stroomsysteem kan verschuiven, en wat dat betekent voor het businessmodel van fossiele centrales.
Vijftig procent hernieuwbaar: een historische kanteling
In het vierde kwartaal van 2025 was al 50 procent van de elektriciteit in de Australische National Electricity Market (NEM) afkomstig uit hernieuwbare bronnen. Wind en zon samen leverden 45 procent. Kolen zakte naar 47 procent en verloor daarmee voor het eerst in decennia zijn koppositie.
De meest opvallende verschuiving speelt zich midden op de dag af. Volgens een analyse van BloombergNEF dekten wind- en zonne-energie in diezelfde periode gemiddeld 69,7 procent van de stroomvraag rond het middaguur. Op één dag in oktober liep dat aandeel zelfs op tot 76,2 procent.
Rond het middaguur voorzien wind en zon in de NEM al bijna zeven tiende van de vraag — kolencentrales spelen dan nog nauwelijks een rol.
Dit holt het operationele model van grote kolencentrales volledig uit. Ze kunnen niet langer ononderbroken draaien en de hele dag inkomsten genereren. Veel exploitanten moeten hun installaties tijdens de middaguren drastisch terugschroeven en ze pas vroeg in de ochtend en 's avonds weer opstarten.
Zonnepanelen op daken vreten de markt van grootschalige centrales op
Het sterkste effect komt niet eens van grote zonnevelden in de woestijn, maar van de miljoenen zonnepanelen op gewone huisdaken. In steeds meer netgedeelten drukken privézonnepanelen de vraag naar conventioneel opgewekte stroom rond de middag richting nul — of zelfs daaronder.
In Zuid-Australië was deze trend bijzonder uitgesproken. Daar lagen de gemiddelde minimumbelastingen in het net in het vierde kwartaal op min 138 megawatt. Het net moet dan actief stroom kwijt: exporteren of opslaan in buffers.
- Privézonnestroom verlaagt de middagvraag in het net drastisch.
- Grootschalige centrales schroeven hun vermogen terug of schakelen volledig af.
- Negatieve prijzen dwingen wind- en zonneparken regelmatig tot beperking van hun productie.
Sommige exploitanten van kolencentrales testen al nieuwe bedrijfsmodi. Ze willen bepaalde eenheden tijdens de middaguren volledig stilleggen en alleen nog 's ochtends en 's avonds bijspringen. Dit aan-uitrijden legt een zware druk op installaties en personeel en vergroot het technische risico op storingen.
Batterijen betwisten de kolensector nu ook het avondpiek
Lang gold de avondspits als het laatste bolwerk van fossiele opwekkers. Wanneer de zon ondergaat en mensen beginnen te koken, wassen en streamen, stegen de stroomprijzen fors — een goudmijn voor kolen en gas. Precies op dat moment dringen batterijopslagsystemen nu binnen.
Grote netbatterijen vergroten hun marktaandeel tijdens het avondpiek in een razend tempo. Volgens BloombergNEF dekten ze om 19 uur gemiddeld al 4,4 procent van de vraag — bijna driemaal zoveel als een jaar eerder. Op één dag begin december bereikten ze zelfs 9,9 procent.
Grootschalige batterijen nemen kolen en gas rond 19 uur precies die uren af waarop die vroeger hun hoogste winsten boekten.
Batterijen kopen stroom op momenten van lage of negatieve prijzen — doorgaans 's middags — en verkopen die in de dure avonduren terug aan het net. Zo drukken ze niet alleen de prijzen, maar verminderen ze ook de behoefte aan snel regelbare fossiele centrales.
De sluipende ondergang van de "basislastvermogen"-mythe
In energiepolitieke debatten duikt de term "basislastcentrale" nog steeds regelmatig op — doorgaans als argument vóór kolen. De realiteit in het Australische net ziet er intussen heel anders uit. De gemiddelde bezettingsgraad van kolencentrales in de NEM daalde naar slechts 51,3 procent, aldus BNEF.
Ter vergelijking: veel moderne windparken halen vergelijkbare of zelfs hogere capaciteitsfactoren. Windpark Diapur in de staat Victoria bereikte in de beschouwde periode 67 procent. In New South Wales zaten de resterende koleninstallaties gemiddeld op slechts 47 procent.
| Type installatie | Gemiddelde capaciteitsfactor (Q4 2025, geselecteerde voorbeelden) |
|---|---|
| Kolencentrales totaal (NEM) | 51,3% |
| Kolencentrales in New South Wales | 47% |
| Windpark Diapur (Victoria) | 67% |
Voor exploitanten van kolencentrales wordt dit een ernstig economisch probleem. De vaste kosten blijven hoog en onderhoud is duur. Om die kosten te dekken, moeten de installaties een groot deel van het jaar volledig benut worden. Maar de uren met winstgevende prijzen worden steeds schaarser, omdat hernieuwbare energie en opslag precies in die tijdvensters dringen.
Zuid-Australië als blik op de toekomst van stroom
Zuid-Australië geldt internationaal intussen als een levend laboratorium. De staat haalt jaarlijks gemiddeld meer dan 75 procent van zijn stroom uit hernieuwbare bronnen en mikt op 100 procent netto al tegen eind volgend jaar.
Daar toont zich hoe een net zonder kolen technisch stabiel kan functioneren. De laatste kolencentrales gingen er zo'n tien jaar geleden van het net. De veiligheidsargumenten die vaak worden aangehaald voor lange looptijden van koleninstallaties — zoals bij de grote centrale Eraring in New South Wales — klinken in dat licht steeds minder overtuigend.
Zuid-Australië steunt zijn netstabiliteit op een combinatie van synchrone condensatoren en netondersteunende batterijen. Deze technologieën nemen taken over die vroeger klassieke grote centrales vervulden: spanningsondersteuning, frequentieregeling en het leveren van traagheidsvermogen in het net.
Waar hernieuwbare energie nog wordt afgeremd
Ondanks de indrukwekkende groei kampen wind- en zonneparken nog altijd met aanzienlijke beperkingen. Netcongesties en beperkte opnamecapaciteit dwingen exploitanten hun installaties tijdelijk te begrenzen. Vakspecialisten noemen dat "curtailment" of productiebeperking.
In het beschouwde kwartaal bedroeg de afregeling van windstroom gemiddeld 16 procent. In Victoria liep dat cijfer op tot 25,8 procent. Grote zonneparken worden op veel plaatsen nog harder getroffen. In Zuid-Australië moesten ze vanwege negatieve prijzen gemiddeld 59 procent van hun potentiële productie van het net halen. De effectieve bezettingsgraad van die installaties zakte daardoor naar een magere 13 procent.
Zonder meer netuitbreiding en extra opslag worden steeds grotere delen van potentiële groene stroom simpelweg weggedrukt — ondanks een stijgende vraag naar schone energie.
Hier doet zich een paradoxale situatie voor. Terwijl kolencentrales vechten voor voldoende bezetting, staan windmolens en zonneparken klaar om meer te leveren maar worden kunstmatig afgeremd. De bottleneck zit niet bij de installaties zelf, maar in de netten en bij het gebrek aan opslagcapaciteit.
Wat dit betekent voor Europa en de Lage Landen
Australië ligt ver weg, maar de fundamentele dynamiek lijkt sterk op de situatie in Europa — alleen iets verder gevorderd in de tijd. Een hoge penetratie van zonnepanelen, groeiend windvermogen en de opbouw van grote batterijopslagsystemen zijn ook in Nederland en België centrale trends.
Australië geeft een voorproefje van hoe snel marktregels, prijsstructuren en investeringsprikkels kunnen verschuiven. Businessmodellen die steunen op hoge, constante vollast van kolen- of gascentrales komen onder druk. Tegelijkertijd ontstaan nieuwe inkomstenbronnen voor flexibele spelers:
- Exploitanten van batterijopslag profiteren van prijsschommelingen en systeemondersteunende diensten.
- Industriële bedrijven kunnen via vraagsturing en eigen stroomproductie hun energiekosten optimaliseren.
- Huishoudens met zonnepanelen en thuisbatterijen verschuiven hun verbruik steeds vaker naar momenten van hoge eigen opwekking.
Wie vandaag stroomsystemen plant, moet deze flexibiliteitsopties van meet af aan meenemen: netten, markten en regelgevende kaders. Een star systeem dat uitsluitend op "basislastvermogen" is afgestemd, past steeds slechter bij een productiemix die sterk bepaald wordt door zon en wind.
Begrippen, risico's en kansen — een diepere blik
Een centrale maatstaf in de energiesector is de "capaciteitsfactor". Die geeft aan hoe sterk een installatie gemiddeld belast wordt ten opzichte van haar nominaal vermogen. Een kolencentrale met een capaciteitsfactor van 50 procent draait gemiddeld slechts de helft van de mogelijke vollasturen. Voor kapitaalintensieve installaties met hoge vaste kosten kan dat snel problematisch worden.
Voor wind- en zonne-installaties werkt een dalende capaciteitsfactor anders. Hun bedrijfskosten liggen aanzienlijk lager en de brandstof is gratis. Toch vermindert productiebeperking hun rendabiliteit en vertraagt die de uitbouw wanneer projecten financieel minder aantrekkelijk worden. Extra opslag biedt hier een dubbel voordeel: het stabiliseert netten én verhoogt de benutting van hernieuwbare energie door overschotten op te slaan.
Een realistisch scenario voor de komende jaren in veel landen ziet er zo uit: middagaandelen van 70 tot 80 procent hernieuwbare opwekking, versterkt door dak-PV en grote zonneparken. 's Avonds treden dan batterijopslagsystemen, flexibele gascentrales en in toenemende mate ook stuurbare verbruikers op het toneel. Kolencentrales verliezen eerst de middaguren, daarna de avondpieken — totdat verdere exploitatie economisch nauwelijks meer te rechtvaardigen valt.
Voor investeerders, energiebedrijven en beleidsmakers betekent dit een strategische keuze. Wie nu nog investeert in starre, weinig flexibele grote centrales, neemt een aanzienlijk risico om zich enkele jaren later met een waardeloos geworden asset te bevinden. Projecten voor opslag, netuitbreiding, stuurbare lasten en intelligente beheersystemen profiteren daarentegen van elke extra windmolen en elk nieuw zonnedak — en groeien mee met de energietransitie.
