Hoe wind en zon het dagelijkse werk van kolencentrales overnemen
In het Australische elektriciteitsnet kantelt stilletjes een zekerheid die decennialang gold: kolencentrales verliezen terrein op precies de momenten waarop ze vroeger het meeste verdienden. Waar vroeger doorlopend kolenblokken draaiden, bepalen windturbines, zonnepanelen en batterijsystemen vandaag de doorslaggevende uren.
In het vierde kwartaal van 2025 was al 50 procent van de stroom in de Australische National Electricity Market (NEM) afkomstig uit hernieuwbare bronnen. Wind en zon samen waren goed voor 45 procent. Kolen zakte terug naar 47 procent en verloor daarmee voor het eerst zijn langjarige koppositie.
De meest opvallende verschuiving vindt midden op de dag plaats. Volgens een analyse van BloombergNEF leverden wind- en zonne-energiecentrales in diezelfde periode gemiddeld 69,7 procent van de stroomvraag op het middaguur. Op één dag in oktober liep dat aandeel zelfs op tot 76,2 procent.
Rond het middaguur dekken wind en zon in de NEM al ongeveer zeven tiende van de vraag — kolencentrales spelen dan vaak nog maar een bijrol.
Dat verandert het hele bedrijfsmodel van de grote kolencentrales. Ze kunnen niet langer de klok rond draaien en de hele dag inkomsten genereren. Veel exploitanten moeten hun installaties tijdens de middaguren sterk terugschroeven en ze pas vroeg in de ochtend en 's avonds weer opstarten.
Dakzonnepanelen vreten de markt van grootschalige centrales op
Het sterkste effect komt niet eens van grote zonnevelden in afgelegen gebieden, maar van de miljoenen zonnepanelen op particuliere daken. In steeds meer netdelen drukken die de behoefte aan conventioneel opgewekte stroom tijdens het middaguur richting nul — of zelfs eronder.
In Zuid-Australië was deze trend bijzonder uitgesproken. De gemiddelde minimumbelasting in het net bedroeg in het vierde kwartaal minus 138 megawatt. Het net moet dan actief stroom kwijt, door te exporteren of op te slaan in batterijen.
- Particuliere zonnestroom verlaagt de middagvraag in het net drastisch.
- Grootschalige centrales schroeven hun vermogen in die periode terug of schakelen volledig uit.
- Negatieve stroomprijzen dwingen wind- en zonneparken vaak tot bijsturing.
Sommige kolencentrales testen al nieuwe bedrijfsmodi. Ze willen afzonderlijke blokken tijdens het middaguur volledig stilleggen en alleen nog 's ochtends en 's avonds bijspringen. Dit aan-uitrijden zet installaties en personeel onder druk en vergroot het technische risico op storingen.
Wanneer batterijen de avondmarkt van kolen afpakken
Lange tijd gold de avondpiek als het laatste bolwerk van fossiele energieopwekkers. Zodra de zon onderging en mensen gingen koken, wassen en streamen, stegen de prijzen — een goudmijn voor kolen en gas. Precies op dat punt treden nu batterijsystemen in actie.
Grote netbatterijen breiden hun marktaandeel in de avondpiek razendsnel uit. Volgens BloombergNEF dekten ze om 19.00 uur gemiddeld al 4,4 procent van de vraag, bijna drie keer zoveel als een jaar eerder. Op één dag begin december bereikten ze zelfs 9,9 procent.
Grootschalige batterijen nemen kolen en gas rond 19.00 uur precies die uren af waarop die vroeger de hoogste winsten boekten.
Batterijen kopen stroom op momenten van lage of negatieve prijzen — doorgaans rond het middaguur — 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 dood van de "basislast"-mythe
In veel energiepolitieke debatten duikt de term "basislastcentrale" nog regelmatig op, meestal als argument voor kolen. De realiteit in het Australische net ziet er inmiddels heel anders uit. De gemiddelde benutting van kolencentrales in de NEM daalde volgens BNEF naar slechts 51,3 procent.
Ter vergelijking: veel moderne windparken halen tegenwoordig vergelijkbare of zelfs hogere capaciteitsfactoren. Het windpark Diapur in de deelstaat Victoria behaalde in de betreffende 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, onderhoud is duur. Om die kosten te dekken, moeten de installaties een groot deel van het jaar op volle toeren draaien. In de praktijk worden de uren met winstgevende prijzen steeds schaarser, omdat hernieuwbare bronnen en opslag precies in die tijdsloten opdringen.
Zuid-Australië als blik op de energietoekomst
Zuid-Australië geldt internationaal inmiddels als een levend laboratorium. De deelstaat wekt jaarlijks gemiddeld meer dan 75 procent van zijn stroom op uit hernieuwbare bronnen en mikt op 100 procent netto al tegen het einde van volgend jaar.
Daar wordt zichtbaar hoe een net zonder kolen technisch stabiel kan functioneren. De laatste kolencentrales gingen er zo'n tien jaar geleden uit bedrijf. De veelgehoorde veiligheidsargumenten voor lange exploitatieperiodes van koleninstallaties — zoals momenteel bij de grote centrale Eraring in New South Wales — klinken tegen deze achtergrond steeds minder overtuigend.
Zuid-Australië borgt zijn netstabiliteit op een combinatie van zogenaamde synchrone condensatoren en netformerende batterijen. Deze technologieën nemen taken over die vroeger klassieke grote centrales vervulden: spanningsondersteuning, frequentieregeling en het leveren van traagheid aan het net.
Waar hernieuwbare energie nog wordt afgeremd
Ondanks de indrukwekkende groei kampen wind- en zonneparken nog altijd met forse beperkingen. Netcongestie en beperkte opnamecapaciteit zorgen ervoor dat exploitanten hun installaties tijdelijk moeten terugschakelen. Vakkundigen spreken van "curtailment".
In het betreffende kwartaal bedroeg de afregeling van windstroom gemiddeld 16 procent. In Victoria liep die waarde zelfs op tot 25,8 procent. Grote zonneparken worden op veel plaatsen nog harder getroffen. In Zuid-Australië moesten ze door negatieve stroomprijzen gemiddeld 59 procent van hun potentiële productie van het net halen. De effectieve benutting van die installaties zakte daardoor naar een ontnuchterende 13 procent.
Zonder meer netuitbreiding en opslag wordt een steeds groter deel van de potentiële groene stroom simpelweg weggedrukt — ondanks de toenemende vraag naar schone energie.
Hier doet zich een paradoxale situatie voor. Terwijl kolencentrales vechten om hun benutting op peil te houden, staan windturbines en zonnevelden klaar om meer te leveren — maar worden kunstmatig afgeremd. De knelpunten zitten niet bij de installaties zelf, maar in de netinfrastructuur en bij het gebrek aan opslagcapaciteit.
Wat dit betekent voor Europa en de Nederlandstalige wereld
Australië mag ver weg zijn, maar de onderliggende dynamiek lijkt sterk op de situatie in Europa — alleen wat vroeger in de tijd. Een hoge PV-dichtheid, groeiend windvermogen en de opbouw van grootschalige batterijopslag zijn ook in Nederland en België centrale trends.
Australië geeft een voorproefje van hoe snel marktregels, prijsstructuren en investeringsprikkels kunnen verschuiven. Businessmodellen die gebaseerd zijn op hoge, constante vollastbedrijf van kolen- of gascentrales komen onder druk te staan. Tegelijkertijd ontstaan nieuwe inkomstenbronnen voor flexibele spelers:
- Exploitanten van batterijopslag profiteren van prijsschommelingen en systeemondersteunende diensten.
- Industriële bedrijven kunnen met vraagbeheer en zelfverbruik hun stroomkosten 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 én regelgevende kaders. Een star systeem dat uitsluitend op "basislast" is ingericht, past steeds minder bij een opwekkingsmix die sterk door zon en wind wordt bepaald.
Begrippen, risico's en kansen — een verdiepende blik
Een centrale maatstaf in de energiesector is de capaciteitsfactor. Die geeft aan hoe sterk een installatie gemiddeld over het jaar belast wordt ten opzichte van het nominale 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 een probleem worden.
Voor wind- en zonne-installaties werkt een dalende capaciteitsfactor anders. Hun bedrijfskosten liggen aanzienlijk lager en de brandstof is gratis. Toch vermindert curtailment hun rendabiliteit en vertraagt het de uitbouw wanneer projecten moeilijker rendabel te maken zijn. Extra opslag biedt hier een dubbel voordeel: het stabiliseert netten én verhoogt de benutting van hernieuwbare bronnen door overschotten op te nemen.
Een realistisch scenario voor de komende jaren in veel landen ziet er als volgt uit: middagaandelen van 70 tot 80 procent hernieuwbare opwekking, versterkt door dak-PV en grote zonneparken. 's Avonds treden dan batterijsystemen, flexibele gascentrales en steeds vaker ook stuurbare verbruikers op de voorgrond. Kolencentrales verliezen eerst de middaguren, dan de avondpieken — tot het moment waarop verdere exploitatie economisch nauwelijks nog te rechtvaardigen valt.
Voor investeerders, energiebedrijven en beleidsmakers betekent dit een strategische keuze. Wie nu nog investeert in starre, weinig flexibele grootschalige centrales, neemt een aanzienlijk risico dat die installaties binnen enkele jaren als stranded assets eindigen. Projecten voor opslag, netuitbreiding, stuurbare verbruikers en intelligente beheersystemen profiteren daarentegen van elke extra windturbine en elk nieuw zonnedak — en groeien daar gewoon mee mee.
