Worden onze woonwijken en steden de energiecentrales van de toekomst?

Dit artikel onderzoekt een toekomstscenario. De
afzonderlijke technieken bestaan, maar de volledige combinatie op
stadsniveau is nog niet gerealiseerd. Technische haalbaarheid betekent
bovendien niet automatisch dat het systeem financieel of juridisch
uitvoerbaar is.

Nederland heeft de afgelopen jaren miljoenen zonnepanelen op daken
gelegd. Huishoudens investeerden zelf, produceerden duurzame
elektriciteit en werden daarvoor beloond via salderen en
terugleververgoedingen.

Dat model verandert. Energieleveranciers rekenen terugleverkosten, de
salderingsregeling stopt op 1 januari 2027 en zonnestroom heeft op
drukke middagen soms maar weinig marktwaarde. Tegelijkertijd kan het
lokale elektriciteitsnet niet overal alle opgewekte stroom
verwerken.

Daardoor ontstaat een vreemde situatie: Nederland wil meer duurzame
energie, maar juist op de momenten dat zonnepanelen het meeste
produceren, wordt teruglevering minder aantrekkelijk.

Wat als we zonnestroom uit de stad en windstroom van grotere
windparken als één gezamenlijke energiebron behandelen? Wat als
woningen, bedrijven en publieke gebouwen samen met windparken
elektriciteit leveren aan één stedelijk systeem met slim verbruik,
batterijen en uiteindelijk elektrolyse?

Niet als een plan dat morgen kan worden uitgevoerd, maar als een
mogelijke volgende stap in de energietransitie.

Het
idee: bestaande technieken als één systeem gebruiken

Vrijwel iedere bouwsteen van dit scenario bestaat al:

• woningen en bedrijfsgebouwen produceren zonnestroom;
• windparken leveren hernieuwbare elektriciteit buiten de zonnige
  uren;
• batterijen kunnen elektriciteit enkele uren opslaan;
• laadpalen, warmtepompen en industriële processen kunnen soms
  flexibel worden aangestuurd;
• energiehubs stemmen lokale productie, opslag en verbruik op elkaar
  af;
• elektrolysers kunnen elektriciteit omzetten in waterstof;
• industrie gebruikt waterstof nu al als grondstof en
  energiedrager.

De vernieuwende stap is niet één nieuw apparaat. Het is de gedachte
om deze technieken op stadsniveau te laten samenwerken.

De stad zou daarmee geen klassieke elektriciteitscentrale worden. De
productie blijft verspreid over duizenden daken en eventueel gekoppelde
windparken. Software zou productie en flexibel verbruik kunnen
coördineren. Een batterij en elektrolyser zouden op een geschikt
centraal energiepunt kunnen worden geplaatst.

Of dat werkelijk op één locatie kan, hangt af van de structuur en
capaciteit van het elektriciteitsnet. In sommige steden kan één centraal
knooppunt logisch zijn. Elders kunnen meerdere locaties nodig zijn.

Zon en wind vormen samen de
basis

Zonnepanelen en windmolens zijn in dit toekomstscenario
gelijkwaardige productiebronnen. De zonnepanelen benutten de grote
hoeveelheid geschikt dakoppervlak in de stad. Grotere windparken leveren
aanvullende elektriciteit van buiten het bebouwde gebied.

Zonnepanelen produceren vooral overdag en aanzienlijk meer in het
voorjaar en de zomer. De grootste zonne-overschotten ontstaan daardoor
in een beperkt aantal uren. Dat is ongunstig voor een dure installatie
zoals een elektrolyser: wanneer die alleen tijdens extreme zonnepieken
draait, wordt de investering over weinig productie-uren verdeeld.

Windparken produceren ook ’s nachts en doorgaans meer in de herfst en
winter. Op bewolkte en winderige dagen kan wind het verlies aan
zonneproductie gedeeltelijk opvangen. Op rustige zonnige dagen gebeurt
het omgekeerde. Door beide bronnen als één productiemix te organiseren,
ontstaat een veel gelijkmatiger aanbod dan met alleen zonnepanelen.

Het stedelijke systeem zou daarom niet eerst uitsluitend zonnestroom
verzamelen en later eventueel wind toevoegen. Vanaf het begin bestaat de
basis uit twee stromen:

1. Lokale zonnestroom: afkomstig van woningen,
   bedrijfsdaken, scholen, parkeerterreinen en publieke gebouwen.
2. Gekoppelde windstroom: afkomstig uit eigen
   deelnemingen in grotere windparken of uit langlopende
   stroomcontracten.

Beide stromen komen administratief samen in dezelfde
energiegemeenschap. Op ieder kwartier kan vervolgens worden bepaald welk
deel direct door deelnemers wordt gebruikt, welk deel naar de batterij
gaat en welk resterend deel beschikbaar is voor elektrolyse of
verkoop.

Ook windturbines worden soms teruggeregeld. Dat kan gebeuren door
negatieve elektriciteitsprijzen, beperkingen op het netwerk of
opdrachten om het elektriciteitssysteem in balans te houden. Die
elektriciteit kan echter niet automatisch naar een stedelijke
elektrolyser worden gestuurd. Als het netwerk tussen het windpark en de
installatie vol zit, blijft transport onmogelijk.

Een toekomstige stadsenergiehub zou daarom een rechtstreeks
stroomcontract met een windpark, een eigendomsbelang in windproductie,
voldoende netcapaciteit of in bijzondere gevallen een directe verbinding
nodig hebben. Wind maakt de gedachte financieel kansrijker en de
energievoorziening gelijkmatiger, maar lost de infrastructuurvraag niet
vanzelf op.

Hoe zou het systeem kunnen
werken?

De meest logische volgorde is een energieladder. Elektriciteit wordt
eerst gebruikt op de manier met het minste verlies en de hoogste
waarde.

1. Direct lokaal gebruiken

De eerste keuze blijft direct gebruik. Zonnestroom kan naar woningen,
winkels, scholen, kantoren en bedrijven gaan. Apparaten die niet op een
exact tijdstip hoeven te draaien, zouden meer kunnen verbruiken wanneer
veel hernieuwbare elektriciteit beschikbaar is.

Een warmtepomp kan bijvoorbeeld tijdelijk extra warmte opslaan. Een
elektrische boiler kan eerder opwarmen en een koelinstallatie kan binnen
toegestane grenzen vooruit koelen. Dat vraagt om slimme meters,
betrouwbare software en toestemming van de eigenaar.

2. Elektrische voertuigen
slim laden

Elektrische auto’s en bedrijfswagens staan een groot deel van de dag
stil. Niet ieder voertuig hoeft direct bij aansluiting op maximaal
vermogen te laden. Wanneer bekend is hoe laat een voertuig weer nodig
is, kan het laden worden verschoven naar uren met veel zon of wind.

Bidirectioneel laden kan op termijn een aanvullende mogelijkheid
worden. Auto’s zouden dan tijdens een piek tijdelijk elektriciteit
kunnen terugleveren. Brede toepassing vraagt nog om geschikte
voertuigen, laadpalen, standaarden, vergoedingen en duidelijke
accugaranties.

3. Batterijen voor korte
verschillen

Elektriciteit die niet direct kan worden gebruikt, zou enkele uren
kunnen worden opgeslagen in een grotere batterij. Die kan overdag laden
en tijdens de avondpiek ontladen.

Batterijen zijn voor korte opslag veel efficiënter dan de route via
waterstof. Ze kunnen bovendien snel reageren. Een batterij helpt echter
alleen tegen lokale netcongestie wanneer hij op de juiste plek staat en
netbewust wordt aangestuurd. Een batterij die puur op handelsprijzen
reageert, kan een lokaal knelpunt op het verkeerde moment juist
vergroten.

De benodigde omvang kan pas worden vastgesteld nadat productie,
verbruik, aansluitingen en netknelpunten van het betreffende gebied zijn
doorgerekend. Een vast aantal megawattuur noemen zonder zo’n onderzoek
zou schijnprecisie zijn.

4. Het resterende
overschot naar elektrolyse

Wanneer direct gebruik, flexibel laden en batterijen onvoldoende
ruimte bieden, zou een deel van een langdurig overschot naar een
elektrolyser kunnen gaan. Die splitst water met elektriciteit in
waterstof en zuurstof.

Voor één kilogram waterstof is ruwweg 50 tot 55 kWh elektriciteit
nodig, afhankelijk van de technologie en systeemgrenzen. Dat betekent
dat omzetting altijd energie kost. Waterstof is daarom niet de eerste
keuze voor elektriciteit die enkele uren later alweer nodig is.

De route wordt interessanter wanneer de waterstof rechtstreeks wordt
gebruikt door industrie, zwaar transport of scheepvaart. Dan hoeft de
waterstof niet opnieuw in elektriciteit te worden omgezet en wordt een
extra verliesstap vermeden.

Eén
centraal energiepunt: mogelijk, maar niet gegarandeerd

Een centrale locatie heeft aantrekkelijke eigenschappen. Een grote
batterij, elektrolyser, compressor en waterstofopslag kunnen op één
beveiligd terrein worden geplaatst. Onderhoud, toezicht en
veiligheidsmaatregelen worden dan gebundeld. Een locatie nabij een
industriegebied of waterstofleiding maakt levering aan een afnemer
eenvoudiger.

Maar alle zonnestroom uit een stad kan niet zonder meer naar dat ene
punt worden geleid. De elektriciteit moet door bestaande kabels en
transformatorstations. Juist die infrastructuur is op veel plaatsen al
overbelast.

Daarom zijn drie uitkomsten mogelijk:

1. Eén centraal punt: wanneer een sterk netknooppunt
   voldoende transportcapaciteit heeft.
2. Enkele regionale punten: wanneer verschillende
   stadsdelen achter andere netknelpunten liggen.
3. Voornamelijk digitale bundeling: waarbij productie
   en verbruik administratief en softwarematig worden afgestemd, zonder dat
   iedere kilowattuur fysiek naar dezelfde installatie gaat.

Welke variant werkt, kan alleen samen met de netbeheerder worden
vastgesteld.

HH1 laat één
bouwsteen op industriële schaal zien

Holland Hydrogen 1 van Shell is een relevant voorbeeld van
grootschalige centrale elektrolyse. Het project is ontworpen met een
vermogen van 200 MW en moet hernieuwbare elektriciteit omzetten in
waterstof voor industrieel gebruik.

HH1 bewijst niet dat het hier beschreven stadsmodel al werkt. Het
project bundelt geen duizenden particuliere zonnepanelen en vormt geen
volledige stedelijke energiehub. Het laat wel zien waarom grootschalige
elektrolyse bij voorkeur centraal, op een industriële locatie en nabij
een grote afnemer wordt gebouwd.

Dat is precies het onderdeel dat in dit toekomstscenario aan
stedelijke zonneproductie, batterijen en windcontracten zou kunnen
worden gekoppeld.

Een rekenvoorbeeld, geen
voorspelling

Stel dat een stad na direct gebruik en batterijopslag jaarlijks 50
GWh elektriciteit beschikbaar zou hebben voor elektrolyse. Bij 55 kWh
per kilogram waterstof ontstaat theoretisch ongeveer 900 ton waterstof
per jaar.

Dat getal zegt nog niets over de winstgevendheid. Het is uitsluitend
een omrekening van elektriciteit naar een mogelijke hoeveelheid
waterstof. In de praktijk moeten onder andere worden afgetrokken of
betaald:

• omzettingsverliezen en hulpenergie;
• waterbehandeling;
• compressie en opslag;
• aansluiting en transport;
• onderhoud en vervanging;
• financiering en afschrijving;
• uren waarin de installatie niet beschikbaar is.

Daarnaast is nog niet aangetoond dat een gemiddelde stad
daadwerkelijk 50 GWh bruikbaar overschot op de juiste plaats en momenten
kan verzamelen. Daarvoor zijn lokale meetgegevens en netwerkberekeningen
nodig.

Is het financieel rendabel?

Dat kan nu niet algemeen worden bevestigd.

Een elektrolyser die uitsluitend op een klein aantal goedkope
zonne-uren draait, zal zijn investering moeilijk terugverdienen. De
combinatie met windenergie kan het aantal bedrijfsuren verhogen. Een
vaste industriële afnemer kan de inkomsten voorspelbaarder maken.
Subsidies, de prijs van elektriciteit en de toekomstige waarde van
hernieuwbare waterstof blijven echter bepalend.

TNO stelt dat groene waterstof nog aanzienlijk duurder is dan grijze
waterstof en dat verdere schaalvergroting en kostenverlaging nodig zijn.
Het volledige systeem mag daarom niet worden verkocht als een
gegarandeerd winstmodel.

Een eventuele businesscase zou meerdere waarden moeten
combineren:

• verkoop van elektriciteit op gunstige momenten;
• slim laden en flexibiliteitsdiensten;
• efficiënter gebruik van bestaande aansluitcapaciteit;
• verkoop van waterstof;
• mogelijk gebruik van zuurstof en restwarmte;
• maatschappelijke waarde door minder afschakeling en gerichtere
  netinvesteringen.

Niet ieder voordeel levert automatisch inkomsten op voor dezelfde
eigenaar. Uitgestelde netverzwaring kan bijvoorbeeld maatschappelijke
waarde hebben, zonder dat dit rechtstreeks als omzet bij de energiehub
terechtkomt.

Wie verdient aan de
geproduceerde waterstof?

Dat hangt volledig af van het eigendom. Wanneer de elektrolyser van
een commercieel energiebedrijf is, ontvangt dat bedrijf de opbrengst.
Wanneer de gemeente, bewoners en lokale bedrijven gezamenlijk eigenaar
zijn via een energiecoöperatie of publiek energiebedrijf, kan de waarde
lokaal terugvloeien.

Het geld ontstaat pas wanneer de waterstof daadwerkelijk aan een
industriële afnemer wordt verkocht. Uit die omzet moeten eerst alle
kosten worden betaald: ingekochte elektriciteit, onderhoud, personeel,
water, compressie, opslag, transport, rente en afschrijving. Wat daarna
overblijft is het nettoresultaat dat verdeeld kan worden.

Een mogelijk eigendomsmodel zou er als volgt uitzien:

De gemeente verdient dus niet automatisch aan iedere kilogram
waterstof. Dat gebeurt alleen wanneer zij via een publieke onderneming
of deelneming mede-eigenaar is, grond verhuurt of contractueel meedeelt
in het resultaat. De gemeentelijke opbrengst kan vervolgens teruggaan
naar de algemene begroting of naar een lokaal energiefonds. Dat is een
politieke keuze.

Kunnen
bewoners de opbrengst afstrepen tegen hun eigen verbruik?

In dit toekomstmodel zou dat financieel kunnen, maar niet simpelweg
door de geproduceerde waterstof als elektriciteit op de meter terug te
boeken.

De energie doorloopt verschillende stappen. Een deel van zon en wind
wordt direct als elektriciteit gebruikt. Een ander deel wordt opgeslagen
en een laatste deel wordt waterstof. Zodra elektriciteit is omgezet in
waterstof, is het niet langer dezelfde kilowattuur die een huishouden
later kan salderen.

Een praktisch verdeelmodel kan uit drie lagen bestaan:

1. Directe elektriciteit
toerekenen

Wanneer een deelnemend huishouden in hetzelfde kwartier elektriciteit
gebruikt terwijl het gezamenlijke zon- en windpark produceert, kan de
energiegemeenschap die productie administratief aan het huishouden
toerekenen, voor zover wetgeving, contracten en meetregels dit toelaten.
Netbeheerkosten en belastingen verdwijnen daarmee niet automatisch.

2. Een vaste
vergoeding voor geleverde zonnestroom

Bewoners die zonnestroom aan de gemeenschap leveren, kunnen daarvoor
een afgesproken prijs per kWh ontvangen. Dat kan bijvoorbeeld een
minimumvergoeding zijn, zodat hun opbrengst minder afhankelijk wordt van
negatieve marktprijzen en wisselende teruglevervoorwaarden.

3. De
waterstofwinst als geldbedrag verrekenen

Na verkoop van de waterstof en aftrek van alle kosten kan het aandeel
van bewoners worden uitgekeerd of als krediet op hun energierekening
worden gezet. Dat is een financiële verrekening, geen technische
teruglevering en geen voortzetting van de huidige
salderingsregeling.

Een volledig hypothetisch voorbeeld maakt het verschil duidelijk.
Stel dat 10.000 deelnemende huishoudens gezamenlijk recht hebben op 40
procent van een nettojaarresultaat van €5 miljoen. Dan is €2 miljoen
voor bewoners beschikbaar, gemiddeld €200 per huishouden. In een slecht
jaar kan de uitkering veel lager zijn of zelfs volledig wegvallen. Dit
voorbeeld toont uitsluitend hoe de verdeling kan werken; het voorspelt
geen werkelijke winst.

Zo krijgen bewoners mogelijk twee inkomstenstromen: een vergoeding
voor hun geleverde zonnestroom en een aandeel in de waarde die later met
batterijhandel, flexibiliteit en waterstof wordt gecreëerd. Bewoners
zonder geschikt dak zouden kunnen deelnemen door coöperatieve aandelen
te kopen of via een collectief windproject. Daardoor kan ook de
windopbrengst onderdeel worden van hun aandeel.

Waarom zon
én wind belangrijk zijn voor de verdeling

Als alleen zonnepanelen deelnemen, ontvangen bewoners vooral waarde
tijdens zonnige uren waarin elektriciteit vaak goedkoop is. Door ook
grotere windparken in hetzelfde systeem op te nemen, ontstaat productie
in meer uren van het jaar. Dat kan drie financiële voordelen
opleveren:

• deelnemers kunnen een groter deel van hun jaarverbruik uit de
  gezamenlijke productiemix betrekken;
• de batterij en elektrolyser kunnen vaker worden benut;
• inkomsten worden minder afhankelijk van uitsluitend zonnige
  middagen.

Het systeem wordt daarmee geen verzameling zonnepanelen met een losse
windaanvulling. Zon en wind vormen samen één productiemix, waarna slim
verbruik, batterijopslag en waterstofproductie bepalen waar iedere
beschikbare kilowattuur op dat moment de meeste waarde heeft.

Wie zou dit moeten
organiseren?

Een gemeente kan het systeem niet zelfstandig aansturen alsof het
gehele elektriciteitsnet van haar is. Netbeheerders blijven
verantwoordelijk voor het netwerk en de beschikbare transportcapaciteit.
Energiebedrijven, bewoners, bedrijven en eigenaren van installaties
behouden ieder hun eigen rechten en verplichtingen.

Een mogelijke organisatievorm is een energiecoöperatie, een
gemeentelijk energiebedrijf of een publiek-private samenwerking. Zo’n
organisatie zou investeringen kunnen bundelen, afspraken met deelnemers
kunnen maken en contracten met energie- en waterstofafnemers kunnen
sluiten.

Ook dit is nog geen uitgewerkt model. Bestaande energiehubs richten
zich momenteel vooral op bedrijventerreinen en grootverbruikers.
Netbeheer Nederland rekent ook huishoudens en energiegemeenschappen tot
de mogelijke deelnemers, maar een stadsbreed systeem met duizenden
kleinverbruikers is juridisch, administratief en technisch veel
ingewikkelder.

Wat is al realiteit en wat
nog niet?

RVO meldde eind 2025 bijna 400 Nederlandse energiehub-initiatieven,
waarvan slechts enkele tientallen actief of in realisatie waren. Dat
onderstreept zowel de belangstelling als de moeilijkheid van de
uitvoering.

Wat zou eerst onderzocht
moeten worden?

Voordat een stad ook maar aan een elektrolyser denkt, zijn minstens
vijf onderzoeken nodig:

1. Energiestromen: hoeveel elektriciteit wordt per
   kwartier geproduceerd en verbruikt?
2. Netstructuur: waar bevinden zich de echte
   transportknelpunten en sterke aansluitpunten?
3. Flexibiliteit: welke voertuigen, gebouwen en
   bedrijven kunnen hun verbruik verschuiven?
4. Afzet: welke partij wil gedurende meerdere jaren
   waterstof afnemen en tegen welke voorwaarden?
5. Businesscase: welke combinatie van batterij,
   windcontract en elektrolyse levert onder verschillende prijsscenario’s
   waarde op?

Pas daarna kan worden bepaald of één centraal punt logisch is, hoe
groot de batterij moet zijn en of elektrolyse überhaupt zinvol is.

Conclusie: geen
plan, maar een serieuze vraag

Dit artikel stelt niet dat iedere stad een eigen waterstoffabriek
moet bouwen. Het stelt een andere vraag:

Wat als we bestaande technieken niet langer los van elkaar
inzetten, maar op stadsniveau combineren?

Zonnepanelen en grotere windparken zouden samen de productiebasis
vormen. Slimme apparaten en voertuigen zouden het directe gebruik
verhogen. Batterijen zouden korte verschillen opvangen. Alleen het
resterende langdurige overschot zou eventueel naar centrale elektrolyse
gaan.

Wanneer bewoners en gemeente mede-eigenaar zijn, zou de opbrengst van
verkochte waterstof na aftrek van alle kosten lokaal kunnen
terugvloeien. Bewoners zouden die waarde kunnen ontvangen als uitkering
of als financieel krediet op hun energierekening. Dat is niet hetzelfde
als salderen en kan onder de huidige regels niet zomaar worden
ingevoerd, maar het is wel een denkbaar verdelingsmodel voor een
toekomstige energiegemeenschap.

Geen van die stappen is op zichzelf revolutionair. De onzekerheid zit
in de volledige combinatie: kan het elektriciteitsnet de stromen
verwerken, kunnen duizenden deelnemers samenwerken en ontstaat er
uiteindelijk een rendabele markt voor de geproduceerde waterstof?

Het antwoord is nog onbekend. Maar de onderdelen bestaan, energiehubs
worden al ontwikkeld en grote elektrolyseprojecten laten zien dat
omzetting op industriële schaal mogelijk is. Daarmee is het geen
onrealistische fantasie, maar een toekomstscenario dat het onderzoeken
waard is.

Bronnen

• ACM
  ConsuWijzer – Energie opwekken en terugleveren
• Netbeheer
  Nederland – Energiehubs: samen slimmer omgaan met lokale
  energie
• RVO –
  Samenwerken in energiehubs
• RVO
  – Hoe ver zijn we met energiehubs in Nederland?
• RVO
  – Wat is netcongestie?
• TNO
  – Productie waterstof optimaliseren met elektrolyse
• U.S.
  Department of Energy – Hydrogen Production: Electrolysis
• Reuters
  – Shell en Holland Hydrogen 1

Transparantie: het stadsmodel, de centrale
koppeling, de voorgestelde bewonersverrekening en de scenario’s van 50
GWh en €5 miljoen nettoresultaat zijn OutOfHands-verkenningen. Ze
beschrijven geen bestaand project en vormen geen voorspelling van
opbrengst of winst.