Het 98,8% zero-carbon-uur in Groot-Brittannië: wat Nederland eruit kan leren voor zijn capaciteitsmarkt

Op woensdagmiddag 22 april 2026, tussen 15:30 en 16:00 uur, leverden zero-carbon-bronnen 98,8% van de elektriciteit op het Britse transmissienet. Een dag later, op 23 april om 11:30, klokte de Britse zonne-energieproductie 15.158 MW: 42% van de totale productie van 36,4 GW op dat moment. De gas-bijdrage zakte naar 1,2%, een historisch dieptepunt. Dat zijn cijfers van NESO, de Britse netbeheerder, niet van een lobbygroep.

De cijfers zijn opmerkelijk omdat ze niet enkel voortkomen uit een opwekpiek. Dat het zero-carbon-record met 50,1% wind, 34,4% kernenergie, 9,8% biomassa, 2,2% zon, 1,5% waterkracht en 0,8% batterijen tot stand kwam, is op zichzelf veelzeggend. De Britse mix was gediversifieerd genoeg om gas vrijwel uit te zetten zonder dat de spanning instortte. Dat is een operationeel feit, geen aspiratie.

Hoe we hier kwamen

Tien jaar geleden draaide Groot-Brittannië nog 30% van zijn elektriciteit op kolen, en pieken zonder gas waren ondenkbaar. De afbouw van kolen liep parallel aan een snelle uitbouw van offshore wind: de Britten hebben nu meer dan 15 GW op zee staan en zon is opgeklommen tot ruim 17 GW geïnstalleerd vermogen. NESO heeft zich tegelijk verbonden aan een doel om vanaf 2025 het systeem in pieken volledig op zero-carbon-bronnen te kunnen runnen. Het record van 22 april (98,8%) is een opvolger van het vorige record van 97,7% op 1 april 2025.

Nederland zit op een ander punt in die curve. In 2025 was 52% van de elektriciteitsproductie duurzaam, met wind, zon en biomassa samen op circa 48%, volgens het Nationaal Energie Dashboard. Aardgas leverde nog circa 36% van de Nederlandse elektriciteit. In januari 2026 zakte het duurzame aandeel naar 38% door minder zon en minder wind, een normaal seizoenseffect. Het verschil tussen Britse pieken en het Nederlandse gemiddelde is dus reëel, maar grotendeels structureel verklaarbaar uit de mix: meer wind op zee, meer kernenergie en meer biomassa per eenheid afgenomen elektriciteit.

De economie erachter

Wat het Britse moment vooral demonstreert is een tweede-orde-effect. Als regelbaar gas tot 1,2% van de productie zakt, daalt de bezettingsgraad van die centrales mee. Dat raakt het verdienmodel: een gascentrale die enkele honderden uren per jaar draait, kan zijn vaste kosten niet meer terugverdienen op de spotmarkt. Investeringsbeslissingen voor onderhoud of nieuwbouw blijven dan uit, ook als de centrales nodig zijn op de paar dagen dat zon en wind tegelijk wegvallen.

Precies dat probleem signaleert TenneT in zijn Monitor Leveringszekerheid 2024 en 2025: vanaf 2030 ontstaan risico's, en de Europese ERAA2025-monitor schuift dat moment al naar 2028. Een onderzoek van Compass Lexecon uit 2025 voor Energie-Nederland becijfert dat Nederland in 2033 ongeveer 9 GW regelbaar vermogen aan boord heeft, terwijl 23 GW nodig is. Dat gat van 14 GW is niet te dichten met alleen hernieuwbare opwek. Het rebound-risico is dat Nederland na een succesvolle uitbouw van zon en wind alsnog stuit op leveringszekerheid die niet aan de markt kan worden overgelaten.

De Britse mix maskeert dit deels. Kernenergie en de noord-zuid-interconnectie met Frankrijk en Noorwegen geven NESO een buffer die Nederland niet op dezelfde schaal heeft. Wie het Britse record één-op-één wil kopiëren, rekent zichzelf rijk.

Implicatie voor de [energie-stack](/stacks/energie)

Voor de energie-stack van Project Alithea zit de winst niet in het zero-carbon-uur zelf, maar in wat erna komt. De Britse case toont dat zon en wind in technische zin gas kunnen verdringen tot ruim onder de twee procent, mits de mix breed genoeg is en de netbeheerder het systeem actief kan balanceren. Voor Nederland betekent dat een herwaardering van de capaciteitsmarkt-discussie. NVDE en Energie-Nederland pleiten sinds februari 2026 voor een centrale capaciteitsmarkt; de berekening van Compass Lexecon laat netto welvaartswinst zien door lagere prijspieken en hogere leveringszekerheid.

De vraag is niet langer of regelbaar vermogen overbodig wordt. De vraag is wie het betaalt en hoe het wordt beprijsd. Een capaciteitsmarkt komt neer op een verzekeringspremie: huishoudens en bedrijven dragen bij aan beschikbaarheid die alleen op een handvol kritieke dagen wordt afgeroepen. Of dat eerlijker is dan het huidige spotmarktsysteem, hangt af van hoe de premie wordt verdeeld over kleinverbruikers, industrie en datacenters. Zie de ontwikkelingen-feed voor de lopende discussie.

Wat te volgen

Drie indicatoren bepalen of Nederland in de Britse curve meekomt of erachter blijft. Ten eerste: de uitkomst van het kabinetsbesluit over de centrale capaciteitsmarkt, dat KGG voor het einde van 2026 verwacht. Ten tweede: de groei van batterijopslag in MW en MWh, omdat de Britse 0,8%-batterijbijdrage tijdens het record laat zien dat opslag al meedraait in dagdagelijkse marktverevening. Ten derde: het aandeel hernieuwbaar in de Nederlandse zomerpiekmaanden (mei tot en met augustus 2026). Zakt het gas-aandeel daar onder 25% op individuele dagen, dan begint de capaciteitsdiscussie zich operationeel af te dwingen, niet enkel theoretisch.