Californië haalt 56 procent groene stroom, en gooit een steeds groter deel ervan weg
Meer dan 56 procent van de elektriciteitsvraag in Californië werd in 2026 gedekt door wind, waterkracht en zon. Dat meldde CleanTechnica op basis van cijfers van netbeheerder CAISO (zie de ontwikkelingen-feed). Op 18,5 procent van alle uren dit jaar leverden die drie bronnen zelfs meer stroom dan de hele staat op dat moment nodig had. Dat klinkt als een overwinning voor de energietransitie. Het is tegelijk het probleem.
Als het aanbod de vraag structureel overtreft, moet iemand beslissen wat er met het overschot gebeurt. In 2024, het meest recente jaar met volledige cijfers, schakelde CAISO 3,4 miljoen megawattuur aan zonne- en windstroom uit. Dat is 29 procent meer dan in 2023, blijkt uit data van de Amerikaanse Energy Information Administration (EIA). Zonne-energie was verantwoordelijk voor 93 procent van die weggegooide stroom, vooral in het voorjaar, wanneer de productie hoog is en de vraag naar verwarming of koeling laag.
Hoe de zon een overschotprobleem werd
Tien jaar geleden was dit ondenkbaar. In 2014 stond er in Californië 9,7 gigawatt aan zonne- en windvermogen opgesteld. Eind 2024 was dat gegroeid naar 28,2 gigawatt, bijna een verdrievoudiging. De kostprijs per paneel daalde in diezelfde periode zo snel dat niemand nog rekende op opwekking als knelpunt. Het net werd het wel. Zonnestroom dekt in Californië inmiddels bijna de helft van de vraag tussen 8.00 en 16.00 uur. Maar de piek in verbruik valt na zonsondergang, wanneer mensen thuiskomen en de airco, de oven en de verlichting aanzetten. Die mismatch tussen aanbodmoment en vraagmoment, niet een tekort aan opwekkingscapaciteit, is de nieuwe schaarste.
De economie van te veel stroom
De markt reageert daarop, en snel. De wereldwijde benchmarkprijs voor een batterijproject van vier uur daalde in 2025 met 27 procent naar 78 dollar per megawattuur. Dat is het laagste niveau sinds BloombergNEF in 2009 begon met meten. Ontwikkelaars bouwden vorig jaar wereldwijd 87 gigawatt aan gecombineerde zonne- en opslagprojecten, tegen een gemiddelde kostprijs van 57 dollar per megawattuur. Dat is goedkoper dan een nieuwe gascentrale, die volgens dezelfde BNEF-cijfers op 102 dollar per megawattuur uitkomt. In Europa groeit de opslagmarkt naar verwachting met 78 procent naar 57 gigawattuur in 2026, tegen 32 gigawattuur vorig jaar. Duitsland, Bulgarije, Italië, het Verenigd Koninkrijk en Spanje trekken die groei, blijkt uit onderzoek van EUPD Research.
Die groei lost het tijdsprobleem maar ten dele op. Vrijwel alle nieuwe batterijcapaciteit is gebouwd voor vier uur ontlading. Dat is genoeg om de avondpiek te overbruggen, maar niet genoeg voor een bewolkte week of een seizoenspiek in de vraag. Marktregels belonen twee batterijen van vier uur vaker dan één batterij van acht uur, simpelweg omdat de vergoedingsstructuur daarop is ingericht. Voor diepe decarbonisatie is alleen al in de Verenigde Staten tussen de 125 en 680 gigawatt aan langeduuropslag nodig richting 2050, schatten sectoranalisten. Daarvan staat nu nog vrijwel niets.
Implicatie voor de energie-stack
Nederland loopt tegen een vergelijkbare knoop aan, met omgekeerd teken. Waar Californië te veel stroom heeft op het verkeerde moment, kent Nederland het omgekeerde probleem. Eind 2025 stonden ruim 15.000 grootverbruikers op de wachtlijst voor een netaansluiting, 26 procent meer dan een jaar eerder, blijkt uit cijfers verzameld door Duurzaam Ondernemen. Vanaf 1 juli 2026 geldt zo'n wachtlijst voor het eerst ook voor huishoudens in de drukste gebieden: Flevoland, Gelderland, Utrecht en delen van Brabant en Limburg.
Nederland kiest voor dezelfde oplossing als Californië: flexibiliteit belonen in plaats van alleen capaciteit bijbouwen. Sinds 2026 betalen de gezamenlijke netbeheerders huishoudens 60 tot 120 euro per kilowatt per jaar om hun thuisbatterij, laadpaal of warmtepomp op de drukste uren te laten bijsturen. Het doel is te groeien van een pilot van 35.000 huishoudens naar 50.000 à 70.000 deelnemers. TenneT waarschuwt in zijn eigen Monitor Voorzieningszekerheid 2026 wel dat die flexibiliteit vanaf 2030 niet voldoende is. In alle onderzochte scenario's wordt dan de norm van maximaal vier uur stroomtekort per jaar overschreden.
Dat is de kern van de energie-stack: schaarste aan opwekking is grotendeels opgelost, de kostprijs van zon en batterijen bewijst dat elke maand opnieuw. De resterende schaarste zit in tijd en netcapaciteit, in het vermogen om stroom te verplaatsen van het moment van overvloed naar het moment van behoefte. Dat is geen technologisch probleem meer. Het is een ontwerpprobleem in marktregels, vergunningverlening en netinvesteringen, en dus oplosbaar op dezelfde manier waarop de kostprijs van het paneel zelf werd opgelost.
Wat te volgen
Drie indicatoren laten het komende jaar zien of de opslagcurve de curtailmentcurve inhaalt. Ten eerste de maandelijkse curtailmentcijfers van CAISO, gepubliceerd via de EIA: zet de stijgende lijn van 2023 en 2024 door, of buigt die af zodra meer batterijcapaciteit online komt. Ten tweede de daadwerkelijke opslaginstallaties in Europa tegenover de prognose van 57 gigawattuur voor 2026, te volgen via de jaarrapportages van SolarPower Europe en EUPD Research. Ten derde de verschuiving in batterijduur. Het aandeel nieuwe projecten van zes uur of langer is nu nog een fractie van de markt. Dat aandeel is de beste graadmeter of opslag het seizoensprobleem oplost, of alleen de avondpiek.