Vertragingen bij Belgische offshore wind leiden tot hogere elektriciteitsfacturen

Nieuwe analyse van de PATHS2050 Coalitie toont de impact van de Belgische uitrol van offshore wind die minstens vijf jaar achterligt op schema. Het tekort aan offshore wind wordt naar verwachting grotendeels opgevangen door gascentrales, waardoor de CO₂-uitstoot van de elektriciteitssector in 2030 met ongeveer 2 miljoen ton (Mt) stijgt. Door hogere CO₂-kosten die worden doorgerekend aan eindgebruikers, krijgen huishoudens en bedrijven te maken met een tijdelijke stijging van de elektriciteitsfactuur met 4 tot 7%.

De PATHS2050 Coalitie, waarin VITO/EnergyVille de krachten bundelt met negen toonaangevende industriële en energiepartners, voerde deze analyse uit om de systeembrede impact van de huidige offshore windvertragingen in kaart te brengen. De editie 2025 van PATHS2050 toonde al aan dat het zo snel mogelijk uitrollen van Belgische offshore wind, het ROTORS-scenario, een duidelijke prioriteit is. Vroege investeringen in de elektriciteitssector verlagen op korte termijn de elektriciteitsfacturen en verminderen de uitstoot.

Belangrijkste bevindingen voor 2030 bij een vertraging van vijf jaar

Als de Princess Elisabeth Zone (PEZ) pas tegen 2035 volledig operationeel is, blijft de Belgische offshore windcapaciteit in 2030 op het huidige niveau van ongeveer 2,3 GW. Bovendien houdt de vertraging ook het volgende in:

• Ongeveer 12 TWh minder offshore windproductie in 2030. Ter vergelijking: dit komt overeen met 15% van de totale elektriciteitsvraag in 2025.

• Het tekort wordt vooral opgevangen door gascentrales, ongeveer 6 TWh in 2030, plus extra elektriciteitsimport en extra PV-productie, elk ongeveer 2,5 tot 3 TWh.

• De CO₂-uitstoot van de elektriciteitssector stijgt met ongeveer 2 miljoen ton (Mt) in 2030, samen ongeveer 12 miljoen ton (Mt) over 2026–2035.

• Omdat meer fossiele productie leidt tot meer CO₂-kosten, bij een veronderstelde CO₂-prijs van €185 per ton, en omdat deze kosten worden doorgerekend in de factuur, stijgen elektriciteitsfacturen tijdelijk met 4 tot 7% rond 2030 ten opzichte van het ROTORS-scenario met snellere winduitrol. Dit is meer dan 20% hoger dan de niveaus van 2025, goed voor ongeveer €400 miljoen extra in 2030.

• België zal waarschijnlijk andere EU-landen met een overschot aan hernieuwbare energie moeten betalen om de kloof te dichten in de voortgang richting de 2030 doelstelling voor hernieuwbare energie, tegen een geschatte kost van €100 miljoen per jaar.

Een langere vertraging verlengt de druk op de facturen

Als de Princess Elisabeth Zone pas tegen 2040 volledig operationeel is, toont de analyse een gelijkaardige stijging van de elektriciteitsfacturen rond 2030. Bovendien blijft de impact aanhouden tot 2035, waardoor de druk op huishoudens en bedrijven langer aanhoudt.

Zelfs als de volledige Princess Elisabeth Zone tegen 2035 operationeel is, blijven vertraagde supranationale offshore windprojecten in de Noordzee een extra onzekerheid. De huidige verwachtingen wijzen op weinig of geen supranationale offshorecapaciteit tegen 2035. Bij de veronderstelde CO₂-prijsniveaus en zonder aansluiting op een Noordzee-offshoregrid wordt België meer afhankelijk van elektriciteitsimport en gascentrales, wat de elektriciteitsfacturen structureel met 30% of meer verhoogt ten opzichte van de huidige niveaus.

De PATHS2050-analyse wijst erop dat offshore windvertragingen de stroommix in het begin van de jaren 2030 verschuiven naar meer fossiele productie en meer import, met directe gevolgen voor uitstoot, doelstellingen voor hernieuwbare energie en elektriciteitsfacturen. Duidelijke, gecoördineerde stappen rond opleveringstermijnen en cruciale infrastructuur zijn essentieel om België op een kostenefficiënt en veerkrachtig transitiepad te houden, terwijl voldoende hernieuwbare elektriciteitsvoorziening wordt verzekerd.