arrow_back Alle partijpunten
Partijpunt 16 van 30

Energie

Kernprincipe: energie is welvaart. Rijke landen die weinig energie produceren, bestaan niet. België verbruikt jaarlijks ~358 TWh aan finale energie (2024), waarvan slechts ongeveer 21% elektriciteit. Het grootste deel van de rest is fossiel: aardolieproducten, aardgas, stookolie.

Kernprincipe: energie is welvaart. Rijke landen die weinig energie produceren, bestaan niet. België verbruikt jaarlijks ~358 TWh aan finale energie (2024), waarvan slechts ongeveer 21% elektriciteit. Het grootste deel van de rest is fossiel: aardolieproducten, aardgas, stookolie. HART wil alle fossiele brandstoffen uitfaseren. Dat betekent niet alleen meer stroom produceren, maar het hele energiesysteem elektrificeren. Het goede nieuws: elektrificatie is 3 tot 6 keer efficiënter dan verbranding. Warmtepompen (COP 3-4) vervangen gasketels met een kwart tot een derde van de energie. Elektrische auto's rijden op een kwart tot een zesde van de energie van een diesel. Daardoor daalt het totale energieverbruik naar ~250 TWh, terwijl de elektriciteitsvraag verdubbelt naar 155-170 TWh. Aangevuld met 57-100 TWh schone moleculen (waterstof, e-kerosine) voor wat niet kan worden geëlektrificeerd. Het moet in twee fasen. Fase 1 (tot 2040): netten uitbouwen, opslag vertienvoudigen, hernieuwbaar versnellen en het verbruik flexibel maken. Fase 2 (2035-2050): kernenergie als ruggengraat voor de basislast, met nieuwe reactoren die de productie structureel verhogen. Een staatsenergiebedrijf houdt de winst bij de burger. Goedkope, betrouwbare stroom is geen luxe. Het is de bestaansvoorwaarde voor onze industrie, onze jobs, onze AI-toekomst en ons klimaat. Wie de kernuitstap verdedigde, verdedigde de-industrialisering. In 2025 schrapte het Parlement de wettelijke kernuitstap. De opdracht is bouwen, en snel. Met alles tegelijk.

België heeft een structureel energieprobleem dat veel groter is dan de meeste politici durven zeggen. Het finale energieverbruik bedroeg ~358 TWh in 2024 (energetisch gebruik). Daarvan is elektriciteit slechts ~77 TWh (ongeveer 21%). Het grootste deel van de rest is fossiel: aardolieproducten ~140 TWh (vooral transport en stookolie) en aardgas ~101 TWh (verwarming en industrie). Van de 80,1 TWh stroom die België in 2025 in totaal verbruikte (inclusief netverliezen), produceerden we er slechts ~66 TWh zelf. Het verschil importeren we, vooral uit Frankrijk en Nederland: in 2025 netto 14 TWh. Tegelijk explodeert de vraag: datacenters, elektrische wagens, warmtepompen en industriële elektrificatie zullen de elektriciteitsvraag tegen 2050 meer dan verdubbelen naar 155-170 TWh (EnergyVille PATHS2050; Elia Blueprint). Elia waarschuwt dat de stroomimport bij ongewijzigd beleid oploopt tot 50-60 TWh in 2036.

Maar het echte verhaal gaat niet alleen over stroom. Als België alle fossiele brandstoffen wil uitfaseren, moet ruim 240 TWh aan gas, olie en diesel vervangen worden. Het goede nieuws: door de efficiëntiesprong van elektrificatie (warmtepompen zijn 3-4x efficiënter dan gasketels, EV's 4-6x efficiënter dan verbrandingsmotoren) daalt het totale energieverbruik naar ~250 TWh (PATHS2050). Maar dat vereist wel dat de elektriciteitsproductie verdubbelt, aangevuld met 57-100 TWh import van schone moleculen (waterstof, e-kerosine, ammoniak) voor luchtvaart, scheepvaart en zware industrie die niet geëlektrificeerd kunnen worden.

Ondertussen betaalt een Belgisch gezin een van de hoogste stroomprijzen van de EU: €0,3499/kWh in de tweede helft van 2025, ongeveer 21% boven het EU-gemiddelde (in de eerste helft van 2025 €0,3571/kWh, de op één na duurste van de EU). Eén op vijf Belgische huishoudens kampt met een vorm van energiearmoede. Een middelgroot Belgisch bedrijf betaalt ongeveer €157/MWh (exclusief btw, tweede helft 2025), ongeveer 30% meer dan in Frankrijk (€121/MWh), dat zijn leveranciers tot eind 2025 via het gereguleerde ARENH-mechanisme kernstroom aan €42/MWh leverde. Dat verschil telt: een 10% groter energieprijsverschil tussen twee landen leidt tot 3,2% meer industriële overnames richting het goedkopere land. In Duitsland, met een van de duurste stroomprijzen van Europa, overweegt 51% van de grote industriebedrijven de productie in te perken of naar het buitenland te verplaatsen. BASF sluit installaties in Ludwigshafen en nam in 2026 een nieuwe site van €8,7 miljard in China in gebruik.

Op 15 mei 2025 schrapte de Kamer de wettelijke kernuitstap, met 102 stemmen voor, 8 tegen en 31 onthoudingen. Dat was stap één. Maar de urgentie wacht niet op beton. Elia projecteerde in zijn adequacy- en flexibiliteitsstudie dat de Belgische stroomvraag stijgt van 82,9 TWh (2022) naar 132,9 TWh tegen 2035, een toename van 60%. Elektrische wagens, warmtepompen, datacenters en industriële elektrificatie vragen steeds meer stroom, terwijl België sinds 2023 elk jaar netto stroom invoert. Nieuwe grote reactoren zijn pas operationeel rond 2040-2044 (Europese EPR-projecten duurden 15-18 jaar). De brug daarheen moet gebouwd worden met wat snel kan: netten, opslag, hernieuwbaar en een flexibel verbruikssysteem. Tegelijk moet de nucleaire nieuwbouw in de eerste legislatuur starten, zodat de basislast er is wanneer de vraag voorbij 140 TWh gaat.

De feiten

Indicator België Context
Elektriciteitsproductie 2025 ~66 TWh (binnenlands) Verbruik: 80,1 TWh. Netto-import: 14 TWh
Elektriciteitsmix 2025 Nucleair 34%. Wind en zon 34%. Gas 19% 2024: nucleair 41,3% van de bruto productie; daling na sluiting van 3 reactoren in 2025
Nucleaire capaciteit 2.064 MWe (Doel 4 + Tihange 3) Was bijna 6 GWe. Ruim 3,8 GWe gesloten (2022-2025)
Huishoudelijke stroomprijs €0,3499/kWh (H2 2025) EU-gem.: €0,2896. FR: €0,2561. Derde duurste van de EU (H1 2025: €0,3571, op één na duurste)
Industriële stroomprijs €157/MWh (middelgrote bedrijven, 2-20 GWh/jaar, excl. btw, H2 2025) FR: €121/MWh. DE: €192/MWh. EU-gem.: €160/MWh. FR leverde tot eind 2025 ARENH-kernstroom aan €42/MWh
Energieafhankelijkheid 75% import (2024) EU-gem.: 57%. Nagenoeg alle olie en gas geïmporteerd
Energiearmoede 19,7% van huishoudens (2024) Crisisjaar 2022: 21,8%. Wallonië 29,2%, Brussel 28,2%, Vlaanderen 16,4%
Stroomverbruik per capita ~6.750 kWh/jaar (2025) 80,1 TWh verbruik voor 11,9 miljoen inwoners
Offshore wind 2.262 MW (sinds 2020) Prinses Elisabethzone (+3,5 GW) jarenlang vertraagd; energie-eiland gepland voor 2031
Zon 11,6 GW geïnstalleerd; 10,1 TWh (2025) Capaciteitsfactor: ongeveer 10%
Projectie elektriciteitsvraag 2050 155-170 TWh (PATHS2050/Elia) Verdubbeling t.o.v. 2024. Plus 57-100 TWh schone moleculen
Totaal finaal energieverbruik 2024 ~358 TWh (energetisch gebruik) Ongeveer 21% is elektriciteit. Ongeveer twee derde is fossiel
Totaal finaal energieverbruik 2050 ~250 TWh (PATHS2050) Daling door efficiëntiewinst elektrificatie
Stroomimport 2036 (Elia) 50-60 TWh bij ongewijzigd beleid 70-90 TWh import tegen 2050

Bronnen: Elia (elektriciteitsmix 2025; adequacy- en flexibiliteitsstudie; Blueprint 2035-2050); Eurostat (prijzen 2025, energiebalans, importafhankelijkheid); FOD Economie (kernpark, energiearmoede); Koning Boudewijnstichting (Barometer Energiearmoede); Statbel (bevolking).

Wat kost een MWh eigenlijk?

HART wil goedkope stroom. Dan moet je eerlijk zijn over wat elke technologie werkelijk kost, inclusief de verborgen kosten die zelden in de krantenkoppen staan.

Technologie Plant-LCOE (per MWh) Systeemkost (€/MWh) Opmerking
Onshore wind $37-86 +€5-10 (grid, balancering) Goedkoopste nieuwe productie. Groeit te traag: 3,6 GW op land eind 2025
Zon (utility-scale) $38-78 +€5-15 (opslag voor nacht) Zeer goedkoop, maar CF in België slechts ongeveer 10%. Enkel effectief met opslag
Zon op dak (klein) €57-120 (Duitsland) Laag bij zelfverbruik Duurder per MWh dan grote installaties, maar weinig extra netkosten. Ideaal voor zelfverbruik
Offshore wind $70-157 +€15-30 (grid, eiland, back-up) PEZ-tender herstart zonder prijsplafond. Systeemkost: Ventilus ~€1,6 mrd, PEZ-eiland van €2,2 naar ~€7 mrd
Bestaand nucleair (verlenging) €50-70 Laag (bestaand grid) Veruit goedkoopste basislast. BE-NUC investering: €1,6-2 mrd voor 10 jaar
Nieuw nucleair (EPR Europa) €280-470 Laag (bestaand grid) BNEF projectdata: Olkiluoto 3 ~$300/MWh, Flamanville ~$350/MWh, Sizewell C ~$400/MWh, Hinkley Point C ~$500/MWh. Elk project massaal over budget en over tijd
Nieuw nucleair (Zuid-Korea/VAE) €50-70 Laag ~$2.200/kW bouwkost in Zuid-Korea, ongeveer een kwart van de EPR. Barakah (VAE, 4 × APR-1400) levert een kwart van de stroom van het land. Seriebouw werkt
Aardgas (CCGT) $48-109 Laag Snel bouwbaar, maar fossiel. CO₂-prijs drijft kosten omhoog
Batterijopslag (4 uur) $78 n.v.t. (is zelf systeemkost) BNEF, 2025: -27% in één jaar. Cruciaal voor piekbeheer

Plant-LCOE: de kost om stroom te produceren aan de centrale. Systeemkost: de extra kosten voor het net, opslag en back-up die nodig zijn om die stroom betrouwbaar bij de consument te krijgen. Bedragen in dollar zijn Amerikaanse ramingen zonder subsidies. Bronnen: Lazard LCOE+ 2025 (wind, zon, gas), Fraunhofer ISE 2024 (zon op dak), BNEF (nieuw nucleair, batterijen), IEA/NEA 2020 (Zuid-Korea), Elia.

De les: onshore wind en zon zijn het goedkoopst ($37-86/MWh). Offshore wind is duurder ($70-157/MWh) en vereist miljarden aan netinfrastructuur. Bestaand nucleair verlengen is de goedkoopste basislast (€50-70/MWh). Nieuw nucleair bouwen op de Europese EPR-manier is een financieel fiasco: elke Europese EPR is massaal over budget gegaan, met LCOE's van $300-500/MWh (BNEF). Maar nucleair is niet inherent te duur. Zuid-Korea bouwt reactoren voor ~$2.200/kW (een kwart van Europese kosten) door seriebouw: 8-12 reactoren van hetzelfde ontwerp, doorlopende supply chain, leereffecten. Het Barakah-project in de VAE (gebouwd door Zuid-Korea) levert ongeveer een kwart van de elektriciteit van het land. De goedkoopste energiemix is daarom: onshore wind + zon op daken, parkings en bedrijfsterreinen + opslag voor de korte termijn, bestaand nucleair maximaal verlengen, en nieuwe reactoren bouwen via seriebouw naar Zuid-Koreaans model, niet als eenmalige Europese prototypes.

1. De brug naar 2040: wat eerst gebouwd moet worden

Standpunt: België heeft een stroomtekort dat elk jaar groeit. De elektrificatie van transport, verwarming en industrie wacht niet op nieuwe kerncentrales. Elia projecteert +60% stroomvraag tegen 2035 (82,9 → 132,9 TWh). Tegelijk duurt de bouw van een nieuwe grote reactor in Europa 15-18 jaar (Flamanville: 17 jaar, Olkiluoto: 18 jaar, Hinkley Point C: investeringsbeslissing in 2016, eerste stroom pas in 2030). Zelfs als België morgen begint met bouwen, levert een nieuwe reactor pas stroom rond 2040-2044. De vraag is dus niet OF we kernenergie nodig hebben (ja), maar wat we doen in de 15 jaar daarvoor.

Het antwoord is drieledig: netten, opslag en hernieuwbaar. Dit zijn de enige technologieën die snel genoeg schaalbaar zijn om de elektrificatiegolf van de komende 10-15 jaar op te vangen. Dat is geen ideologische keuze, het is een bouwtijdlijn-realiteit.

Wat we gaan doen:

  • Het elektriciteitsnet versneld uitbouwen. De Ventilus-hoogspanningslijn (380 kV, ongeveer €1,6 mrd volgens Elia) is een nationale prioriteit. Zonder Ventilus kan de Prinses Elisabethzone (+3,5 GW offshore wind) niet aangesloten worden. Het gewestelijk ruimtelijk uitvoeringsplan werd in maart 2024 definitief vastgesteld; de lijn moet zonder verder uitstel gebouwd worden. HART wil een wettelijk kader waarin nationale energiezekerheid prevaleert boven lokaal bezwaar, met eerlijke compensatie voor omwonenden (terugkooprecht woningen, waardeverminderingsvergoeding).
  • Energieopslag vertienvoudigen. De grootste opslag van België is de pompcentrale van Coo-Trois-Ponts (1.160 MW). Daar komen batterijparken bij: ENGIE Vilvoorde (200 MW/800 MWh, volledig in dienst sinds november 2025), GIGA Storage Green Turtle (700 MW/2.800 MWh, in aanbouw, gepland voor 2028) en ENGIE Kallo (100 MW/400 MWh, gepland). Via het capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM) werd bijkomende batterijcapaciteit gecontracteerd. Dat is een begin, maar het volstaat niet. HART wil 5 GW opslagcapaciteit tegen 2035, een mix van batterijopslag voor dagelijkse pieken en langetermijnopslag (compressed air, waterstof) voor Dunkelflaute-periodes.
  • Hernieuwbaar versnellen als brugcapaciteit, met de goedkoopste technologieën voorop. Onshore wind ($37-86/MWh) en zon ($38-78/MWh voor grote installaties) zijn goedkoper dan offshore wind ($70-157/MWh plant-LCOE, plus miljarden aan netkosten). Toch groeit precies daar de uitbouw te traag: eind 2025 stond er in heel België slechts 3,6 GW wind op land. HART wil een verdrievoudiging van onshore wind en verplichte zonnepanelen op elke nieuwe opslagruimte, fabriekshal en parkeerplaats. Geen zonneparken op vruchtbare landbouwgrond. Offshore wind (Prinses Elisabethzone, +3,5 GW) blijft noodzakelijk voor het volume, maar het is niet de goedkoopste route en de systeemkosten (Ventilus ~€1,6 mrd, PEZ-eiland ~€7 mrd) moeten eerlijk in de prijs worden meegerekend.
  • Flexibel verbruik als vierde pijler. Slimme meters, dynamische tarieven en vraagsturing kunnen pieken afvlakken zonder extra productie. HART wil dat elk Belgisch huishouden binnen vijf jaar een slimme meter heeft, met een opt-in voor dynamische tarieven die goedkopere stroom bieden buiten de piek.

Bewezen in: Denemarken: ruim 80% hernieuwbare stroom, dankzij massale windenergie en interconnecties met Noorwegen en Zweden. Maar afhankelijk van Scandinavische waterkracht als back-up, wat België niet heeft. Australië: South Australia haalt ongeveer driekwart van zijn stroom uit wind en zon (2024-2025), met de Hornsdale-batterij (150 MW/194 MWh, bij de opening in 2017 de grootste ter wereld). Californië: van minder dan 0,7 GW batterijopslag in 2019 naar meer dan 21 GW in 2026, die 's avonds een groot deel van de piek opvangt. België: Coo-Trois-Ponts (1.160 MW), ENGIE Vilvoorde (200 MW, in dienst sinds 2025), GIGA Green Turtle (700 MW, gepland voor 2028).

2. Kernenergie: verlengen én bijbouwen

Standpunt: Op 15 mei 2025 schrapte de Kamer de wettelijke kernuitstap, met 102 stemmen voor, 8 tegen en 31 onthoudingen. De wet van 17 mei 2025 schrapte zowel het verbod op nieuwe kerncentrales als de verplichte sluitingskalender. Dit is wat HART altijd heeft bepleit. HART wil daarbovenop 4 GWe nieuwe nucleaire capaciteit.

De levensduurverlenging van Doel 4 en Tihange 3 werd gefinaliseerd via het transactieakkoord met Engie (13 december 2023), de goedkeuring door de Europese Commissie (21 februari 2025) en de closing (14 maart 2025). Het 50/50 joint venture BE-NUC tussen de Belgische staat en Electrabel (Engie-dochter) exploiteert beide reactoren tien jaar vanaf hun herstart, tot ongeveer 2035 en uiterlijk eind 2037. Engie betaalt de staat een vast bedrag van €15 miljard, waarmee de verplichtingen voor het toekomstige nucleaire afval naar de staat overgaan.

Maar de schade van de kernuitstap is enorm. Vijf reactoren met samen ruim 3,8 GWe zijn definitief gesloten: Doel 3 (sept. 2022), Tihange 2 (jan. 2023), Doel 1 (feb. 2025), Tihange 1 (sept. 2025), Doel 2 (nov. 2025). Het aandeel kernenergie daalde van 41,3% van de bruto productie (2024) naar 34% (2025). België is sinds 2023 elk jaar netto-invoerder van stroom; in 2025 kwam er netto 10 TWh uit Frankrijk. De ironie: we sluiten onze reactoren en kopen die van de buren.

Wat we gaan doen:

  • Doel 4 en Tihange 3 verlengen tot 2045. Niet slechts tot 2035. Een verlenging van tien jaar is te kort. Wereldwijd zijn verlengingen naar 60 jaar (VS) en zelfs 80 jaar gangbaar. HART wil dat BE-NUC onmiddellijk de voorbereiding start voor exploitatie tot 2045.
  • Nieuwe grote reactoren bouwen voor 4 GWe (met APR-1000 zijn dat er vier), maar niet op de Europese EPR-manier. 4 GWe nieuwbouw is noodzakelijk voor de basislast na 2040. Maar de Europese track record is dramatisch. Elk EPR-project in Europa is massaal over budget en over tijd gegaan: Hinkley Point C van £18 mrd naar £35 mrd in prijzen van 2015, Flamanville van €3,3 mrd naar €23,7 mrd (7x de raming), Olkiluoto 3 van €3 mrd naar €11 mrd. BNEF schat de werkelijke LCOE op $300-500/MWh per project. Ter vergelijking: wind en zon op land zitten op $37-86/MWh. Waarom is Europa zo duur? First-of-a-kind kosten (de EPR was een onbeproefd ontwerp), geen seriebouw (elke centrale is een prototype), verlies van industriële nucleaire capaciteit na decennia niet bouwen, en complexe aanbestedingsregels. Maar nucleair is niet inherent te duur. Zuid-Korea bouwt reactoren voor ~$2.200/kW, een kwart van Europese kosten, in ~6 jaar. Hun geheim: seriebouw van 8-12 reactoren van hetzelfde ontwerp, een doorlopende supply chain en leereffecten. Het Barakah-project in de VAE (gebouwd door KHNP) levert ongeveer een kwart van de elektriciteit van het land. Frankrijk zet daarom in op seriebouw met het programma "Nouveau Nucléaire" (6 EPR2's, met een optie op 8 extra). HART wil daarom een partnerschap met bewezen, kostenefficiënte technologie: APR-1000 (KHNP/Zuid-Korea) als eerste keuze, AP1000 (Westinghouse) of EPR2 (EDF) als alternatief. België sluit aan bij een Europees fleet-programma waar mogelijk, zodat seriebouw-voordelen ook voor ons gelden. De bouw moet in de eerste legislatuur starten, eerste stroom realistisch rond 2040-2044. En de les van levensduurverlenging (BE-NUC: €1,6-2 mrd investering voor 10 jaar betrouwbare basislast tegen €50-70/MWh) bewijst dat bestaand nucleair veruit de goedkoopste optie is. Daarom: verlenging tot 2045 als eerste prioriteit, nieuwbouw als tweede.
  • SMR-pilootproject lanceren. Small Modular Reactors (300-470 MWe) zijn ideaal voor industriële clusters en datacenters. Canada bouwt de eerste westerse SMR (BWRX-300) op Darlington. Het VK koos Wylfa voor Rolls-Royce SMR. HART wil dat België een SMR-pilootsite selecteert. Bij voorkeur bij SCK CEN in Mol of op een industrieterrein in de Antwerpse haven.
  • Nucleair afval verantwoord beheren. Voor laagactief afval komt er een oppervlakteberging in Dessel. Voor hoogactief afval is diepe geologische berging in Boomse klei de referentieoplossing. HART wil dat de locatiekeuze in de eerste legislatuur wordt afgerond. Ontmantelingskosten (~€5,3 mrd totaal) en provisies (>€10 mrd Synatom-fonds) zijn gedekt.
  • Investeren in kernfusie en Generation IV. Private bedrijven zoals Commonwealth Fusion Systems bouwen demonstratietokamaks (SPARC) die netto fusie-energie moeten aantonen. HART wil dat België structureel investeert in fusieonderzoek en Generation IV-technologie. Niet als vervanging van fissie, maar als langetermijnaanvulling. (Zie sectie 8 voor MYRRHA, een onderzoeksinstallatie, geen stroomproducent.)

Bewezen in: Zuid-Korea/VAE: Barakah (4 × APR-1400, 5.600 MWe), gebouwd door KHNP, levert ongeveer een kwart van de stroom van de VAE; in Zuid-Korea zelf kost een reactor ~$2.200/kW (IEA/NEA). Seriebouw werkt. Frankrijk: 57 reactoren, ~65-75% van de elektriciteit. "Nouveau Nucléaire": 6 EPR2-reactoren in serie, met een optie op 8 extra (€72,8 mrd voor de eerste 6, EDF-raming van december 2025). Tot eind 2025 de laagste gereguleerde basislastprijs in de EU via ARENH. China: ongeveer 60 reactoren in bedrijf en meer dan 30 in aanbouw (2026). Bouwtijd ~6 jaar, kost ~$2.500-3.500/kW. Seriebouw van gestandaardiseerde ontwerpen, 10+ goedkeuringen per jaar. Europese EPR-track record: Hinkley Point C: £18 mrd → £35 mrd (prijzen 2015), eerste stroom pas in 2030, LCOE ~$500/MWh (BNEF). Flamanville: €3,3 mrd → €23,7 mrd, LCOE ~$350/MWh. Olkiluoto 3: €3 mrd → €11 mrd, LCOE ~$300/MWh. Elk project first-of-a-kind, geen seriebouw, geen leereffecten. België: de Kamer stemde op 15 mei 2025 met 102 tegen 8 stemmen voor de afschaffing van de kernuitstap. BE-NUC levensduurverlenging: €1,6-2 mrd voor 10 jaar basislast tegen €50-70/MWh.

3. De stroomexplosie: AI, datacenters en volledige elektrificatie

Standpunt: De elektriciteitsrevolutie is begonnen, en België is er niet klaar voor. Het IEA projecteert dat mondiaal datacenterverbruik stijgt van ~415 TWh (2024) naar 945 TWh tegen 2030, evenveel als het volledige stroomverbruik van Japan. Google en Microsoft verbruiken elk individueel meer elektriciteit dan landen als Jordanië of Ghana (~24 TWh elk in 2023); samen met Amazon en Meta overschrijden de vier techgiganten ruimschoots 100 TWh per jaar.

In België zijn de aansluitingsaanvragen van datacenters bij Elia sinds 2022 bijna verNEGENvoudigd. Microsoft bouwt Azure-datacenters rond Brussel. Google investeerde sinds 2007 miljarden in Saint-Ghislain en kondigde in oktober 2025 nog €5 miljard extra aan voor 2026-2027. Eind 2025 was voor 2034 al meer dan het dubbele gereserveerd van wat de federale netplannen voorzagen. Tegelijk moet het transport elektrificeren, moeten warmtepompen gasketels vervangen, en moet de industrie omschakelen (ArcelorMittal Gent alleen al vergt enorme bijkomende stroom voor DRI-vlamboogovens). Volgens Elia's Blueprint loopt de stroomimport bij ongewijzigd beleid op tot 50-60 TWh in 2036 en 70-90 TWh in 2050.

De conclusie is onontkoombaar: België moet zijn elektriciteitsproductie meer dan verdubbelen. Van ~66 TWh (2025) naar 155-170 TWh als directe stroom, plus tientallen TWh voor waterstofproductie en export. Binnen één generatie. En dat is alleen de elektriciteitskant: daarnaast moet 57-100 TWh aan schone moleculen worden geïmporteerd voor luchtvaart, scheepvaart en zware industrie. Hernieuwbaar alleen kan dit niet leveren. Wind en zon hebben capaciteitsfactoren van respectievelijk 34-40% (offshore) en ongeveer 10% (zon), tegenover 85-87% voor nucleair. België kent gemiddeld drie Dunkelflaute-periodes per jaar, het hoogste aantal in Europa, vooral tussen november en januari; in Europa duurt 41% van zulke periodes langer dan drie dagen (Wood Mackenzie, 2025). Tijdens Dunkelflaute moet de stroom komen van opslag, import en op korte termijn gas. Nucleair lost Dunkelflaute niet op (reactoren draaien altijd, ongeacht het weer), maar levert de constante basislast die het totale productievolume structureel verhoogt en de afhankelijkheid van import verkleint.

Wat we gaan doen:

  • Een Nationaal Elektriciteitsplan opstellen, als deel van het ene federale Energie- en Klimaatplan (art. 28 HART-grondwet), met bindende productiedoelstellingen: 120-130 TWh binnenlandse productie tegen 2035, 160-170 TWh tegen 2040, 190-210 TWh tegen 2050 (inclusief waterstofproductie). Per technologie: nucleair als basislast (~15 TWh per jaar uit Doel 4 en Tihange 3, ~30 TWh per jaar zodra de 4 GWe nieuwbouw draait, en tot ~45 TWh in de jaren dat beide samen draaien), hernieuwbaar en opslag voor de rest van de vraag, gasgestookte centrales alleen als noodcapaciteit tijdens de transitie. Daarnaast een fossiele-uitfaseringstraject: fossiel aandeel in totale energiemix onder 60% tegen 2035, onder 40% tegen 2040, netto nul tegen 2050 (85-90% reductie, rest via CCS; in lijn met EU-klimaatwet).
  • Vergunningsprocedures voor strategische energie-infrastructuur versnellen naar maximaal 2 jaar (in plaats van 5-10 jaar). De Ventilus-hoogspanningslijn (ongeveer €1,6 mrd, noodzakelijk voor offshore wind) liep jarenlang vertraging op. HART wil een wettelijk kader waarin nationale energiezekerheid prevaleert boven lokaal bezwaar. Met eerlijke compensatie voor omwonenden.
  • België positioneren als Europees datacenter-hub maar alleen als de stroomproductie mee groeit. Geen nieuwe grote datacenters goedkeuren zonder garantie op eigen koolstofarme stroomvoorziening (kernenergie of langetermijncontract hernieuwbaar).

Bewezen in: IEA (april 2025): mondiaal datacenterverbruik: 415 TWh (2024) → 945 TWh (2030). Het verbruik van AI-servers groeit met 30% per jaar. VS: datacenterverbruik stijgt van 185 naar 430 TWh tegen 2030. Microsoft, Google en Amazon tekenen contracten met kerncentrales voor AI-stroom. Elia (sept. 2024), Belgian Electricity System Blueprint: stroomimport bij ongewijzigd beleid 50-60 TWh (2036), 70-90 TWh (2050). Dunkelflaute-studie België (Journal of Applied Meteorology and Climatology, 2024): hernieuwbaar kan het gemiddelde uurverbruik slechts 11% van de tijd dekken.

4. Goedkope stroom = welvaart: de les die België moet leren

Standpunt: Er is geen rijk land ter wereld dat weinig energie produceert. De correlatie tussen goedkope elektriciteit en economische welvaart is niet toevallig. Het is causaal. Een academische studie over 41 landen toont dat een 10% groter energieprijsverschil tussen twee landen leidt tot 3,2% meer industriële overnames richting het goedkopere land (Journal of Environmental Economics and Management, 2024). Het rapport over het Europese concurrentievermogen voor de Europese Commissie (2024) stelt vast dat Europese bedrijven 2 à 3 keer meer betalen voor stroom dan hun Amerikaanse concurrenten.

De landen die energie-overvloed combineren met welvaart delen één kenmerk: massale staatsinvestering in basislastproductie. Noorwegen, een van de rijkste landen ter wereld: bijna 90% waterkracht en ruim 23 MWh stroomverbruik per inwoner per jaar, bijna het dubbele van de VS. IJsland: vrijwel 100% hernieuwbare stroom (waterkracht en geothermie) en ongeveer 50 MWh per inwoner per jaar, het hoogste ter wereld. Drie aluminiumsmelters, daar gevestigd voor de goedkope stroom, zijn goed voor ongeveer een derde van de goederenexport. Frankrijk: 57 reactoren leveren ~65-75% van de stroom; tot eind 2025 leverde het via ARENH kernstroom aan €42/MWh, de laagste gereguleerde basislastprijs in de EU. Zweden: nucleair + waterkracht + wind = ~98% koolstofarme productie. Quebec: waterkracht levert de goedkoopste industriële stroom van Noord-Amerika.

Het tegenmodel is Duitsland: een van de hoogste huishoudelijke stroomprijzen van de EU (€0,3869/kWh in de tweede helft van 2025). 51% van de industriebedrijven met meer dan 500 werknemers overweegt de productie in te perken of naar het buitenland te verplaatsen (DIHK, 2024). In 2024 sloten 196.100 bedrijven de deuren, het hoogste aantal sinds 2011 (ZEW en Creditreform). BASF sluit sinds 2023 productie-installaties in Ludwigshafen en nam in 2026 een nieuwe site van €8,7 mrd in het Chinese Zhanjiang in gebruik. Volkswagen schrapt tegen 2030 meer dan 35.000 banen in Duitsland. De Duitse economie kromp in 2023 (-0,9%) en opnieuw in 2024 (-0,5%) (Destatis, herziene cijfers van 2025). België, met een van de duurste stroomprijzen van Europa, riskeert hetzelfde pad.

Wat we gaan doen:

  • Een wettelijk plafond op de stroomprijs voor strategische industrie. Naar Frans model (ARENH): een gegarandeerde basislastprijs voor energie-intensieve bedrijven die in België investeren en jobs creëren. Gefinancierd uit de opbrengsten van nucleaire productie. Niet uit subsidies.
  • Elke investering in energieproductie toetsen aan de vraag: maakt dit stroom goedkoper? Geen subsidies voor technologieën die stroom duurder maken. Wel investeren in technologieën die de systeemkost verlagen: nucleaire basislast, opslag, netoptimalisatie.
  • Een jaarlijkse Energiecompetitiviteitsindex publiceren die België vergelijkt met de top-10 industrielanden op stroomprijs, betrouwbaarheid en koolstofintensiteit. Afwijkingen worden publiek gemotiveerd en gecorrigeerd.

Bewezen in: Noorwegen: bijna 90% waterkracht, ruim 23 MWh stroomverbruik per inwoner per jaar. Aluminiumindustrie volledig gebouwd op goedkope stroom. Staatsoliefonds: $2,0-2,1 biljoen ($360.000 per inwoner). IJsland: vrijwel 100% hernieuwbare stroom, ongeveer 50 MWh per inwoner per jaar, datacenters aangetrokken door goedkope stroom. Frankrijk: 57 reactoren; tot eind 2025 ARENH-kernstroom aan €42/MWh, sinds 2026 een nieuw kader met een streefprijs rond €70/MWh. Duitsland: huishoudelijke stroom €0,3869/kWh (tweede helft 2025). 51% van de grote industriebedrijven overweegt productie in te perken of te verplaatsen (DIHK, 2024). BASF: installaties in Ludwigshafen gesloten, €8,7 mrd in een nieuwe site in China. 196.100 bedrijfssluitingen in 2024.

5. Een Belgisch staatsenergiebedrijf: winst voor de burger, niet voor Parijs

Standpunt: De meest succesvolle energiebedrijven ter wereld zijn in staatshanden. EDF (Frankrijk, 100% staat): 57 reactoren, omzet €139,7 mrd (2023), EBITDA €39,9 mrd. Statkraft (Noorwegen, 100% staat): Europa's grootste hernieuwbare producent, 66,3 TWh (2024), bijdrage aan de Noorse staat NOK 29,7 mrd (~€2,5 mrd). Vattenfall (Zweden, 100% staat): 100 TWh productie, omzet ~€22 mrd, plant SMR-bouw bij Ringhals. Ørsted (Denemarken, 50,1% staat): van fossiel bedrijf getransformeerd tot 's werelds grootste offshore-windproducent.

België's energiemarkt wordt gedomineerd door buitenlandse multinationals. Engie Electrabel bezit 66% van de productiecapaciteit (eind 2025). Luminus (EDF-dochter) is de tweede grootste leverancier. De winsten vloeien naar Parijs, niet naar Brussel. Terwijl Noorwegen via staatsinkomsten uit energie een soeverein vermogensfonds van $2,0-2,1 biljoen opbouwde ($360.000 per inwoner), subsidieert België de energierekening met belastinggeld.

Een staatsenergiebedrijf is juridisch haalbaar onder EU-recht. Artikel 107 TFEU staat staatsinvestering toe als die voldoet aan de Market Economy Operator Test. Meerdere EU-landen exploiteren succesvolle staatsbedrijven zonder concurrentieregels te schenden.

Wat we gaan doen:

  • Een Belgisch staatsenergiebedrijf oprichten, naar het model van Statkraft/Vattenfall. Het bedrijf produceert en verkoopt energie op de markt tegen marktprijzen. Geen subsidies, geen overheidskrediet als vangnet. Het bedrijf moet op eigen kracht rendabel zijn, in lijn met het HART-partijpunt Overheidsbedrijven (winstgevende staatsbedrijven).
  • Nucleaire activa als startkapitaal. België bezit via BE-NUC al 50% van Doel 4 en Tihange 3. Nieuwe nucleaire capaciteit wordt eigendom van het staatsbedrijf. De winst vloeit naar een Belgisch Energiefonds. Niet naar de algemene begroting, maar geoormerkt voor investeringen in productiecapaciteit en verlaging van energiearmoede.
  • Burgers en gemeenten laten mee-investeren. België heeft een uniek sterk coöperatief netwerk: Ecopower (~67.000 leden), SeaCoop (33 coöperatieven, €450 mln gericht op 20% burgerparticipatie in offshore wind). HART wil dat het staatsbedrijf minimaal 20% van nieuwe projecten openstelt voor burgerparticipatie. Omwonenden profiteren mee van de winst.
  • Geen politieke benoemingen. De raad van bestuur wordt samengesteld op basis van expertise, niet partijkaart. Een onafhankelijke toezichthouder bewaakt de commerciële discipline. De les van EDF (€17,9 mrd verlies in 2022 door politiek opgelegde onderprijzing) moet worden geleerd.

Bewezen in: Statkraft (Noorwegen, 100% staat): Europa's grootste hernieuwbare producent. 66,3 TWh (2024). Bijdrage aan staat: NOK 29,7 mrd (~€2,5 mrd/jaar). Vattenfall (Zweden, 100% staat): 100 TWh productie, ~€22 mrd omzet. Plant SMR-bouw. Ørsted (Denemarken, 50,1% staat): van DONG Energy (fossiel) naar 's werelds grootste offshore-windproducent. Noors Staatsoliefonds: ~$2,0-2,1 biljoen, ~$360.000 per inwoner, 25% van de nationale begroting. Alaska Permanent Fund: $1.702 dividend per inwoner (2024) uit energieopbrengsten. EDF (Frankrijk, 100% staat sinds 2023): 57 reactoren. Omzet €139,7 mrd. Waarschuwing: politieke inmenging leidde tot €17,9 mrd verlies (2022) en €64,5 mrd schuld.

6. Hernieuwbare energie: urgente partner, geen vervanging

Standpunt: HART steunt massale investeringen in hernieuwbare energie. Op korte termijn (tot 2040) is hernieuwbaar, samen met netten en opslag, de enige manier om de elektrificatiegolf op te vangen. Nieuwe kerncentrales leveren pas stroom rond 2040-2044. Tot die tijd MOET hernieuwbaar het zware werk doen. Maar hernieuwbaar kan kernenergie niet volledig vervangen. De feiten zijn duidelijk: om dezelfde jaarlijkse productie te leveren als 1 GW nucleair (capaciteitsfactor 85-87%) heb je 2,2 GW offshore wind (CF 34-40%) nodig, 3,7 GW onshore wind (CF 20-25%), of 8,5 GW zon (CF ongeveer 10%). En zelfs dan lever je geen stroom wanneer het windstil en bewolkt is.

België kent gemiddeld drie Dunkelflaute-periodes per jaar, het hoogste aantal in Europa, vooral tussen november en januari; in Europa duurt 41% van zulke periodes langer dan drie dagen (Wood Mackenzie, 2025). Een Belgische meteorologische studie op 41 jaar weerdata (Journal of Applied Meteorology and Climatology, 2024) concludeert dat hernieuwbaar het gemiddelde uurverbruik slechts 11% van de tijd kan dekken. Daarom is de combinatie essentieel: hernieuwbaar + opslag voor de korte termijn, nucleair als betrouwbare basislast voor de lange termijn.

De offshore winduitbreiding stagneert. De 2.262 MW in de Noordzee is ongewijzigd sinds 2020. De Prinses Elisabethzone (+3,5 GW) liep jaren vertraging op: de eerste tender werd in 2025 stopgezet en in 2026 met een nieuw kader (één contract for difference, zonder prijsplafond) opnieuw voorbereid. De eerste fase van het energie-eiland dat de zone aansluit, is gepland voor 2031, en ook de Ventilus-hoogspanningslijn (ongeveer €1,6 mrd) liep jarenlang vertraging op. Ook onshore wind groeit te traag: eind 2025 stond er in heel België 3,6 GW wind op land. Dit moet radicaal veranderen als België de brug naar nucleaire basislast wil overleven.

Wat we gaan doen:

  • Offshore wind uitbouwen voor volume, maar met eerlijke kostencalculatie. De Prinses Elisabethzone moet vergund en gebouwd worden. Doelstelling: 5,8 GW offshore zodra het energie-eiland in dienst is, goed voor ruim 10 TWh extra per jaar. Maar offshore wind is niet goedkoop: de plant-LCOE ($70-157/MWh) ligt hoger dan die van onshore wind of zon, en daar komen systeemkosten bovenop (Ventilus ~€1,6 mrd, PEZ-eiland ~€7 mrd, back-up voor Dunkelflaute). Het all-in kostplaatje ligt naar schatting rond €95-125/MWh. Dat is nog steeds lager dan nieuw Europees nucleair op de EPR-manier (€280-470/MWh), maar het verschil is kleiner dan de plant-LCOE suggereert. Elke GW offshore wind vergt flexibele back-up voor windstilte: batterijopslag, pompopslag (Coo), vraagsturing, en op korte termijn gascentrales als noodcapaciteit. Nucleair is geen back-up (reactoren zet je niet aan en uit), maar complementaire basislast die het totale productievolume structureel verhoogt.
  • Ventilus deblokkeren. De 380 kV-hoogspanningslijn is een nationale prioriteit. HART steunt eerlijke compensatie voor omwonenden (terugkooprecht woningen, waardeverminderingsvergoeding) maar accepteert geen verder uitstel.
  • Zonne-energie stimuleren op daken, niet op landbouwgrond. België had eind 2025 11,6 GW zon geïnstalleerd; Elia verwacht 33,6 GW tegen 2035. HART wil dat elke nieuwe opslagruimte, fabriekshal en parkeerplaats verplicht zonnepanelen krijgt. Geen zonneparken op vruchtbare landbouwgrond.
  • Capaciteitsfactoren eerlijk communiceren. Elk energiebeleidsdocument moet naast geïnstalleerde capaciteit (GW) ook de verwachte productie (TWh) en capaciteitsfactor vermelden. Geen misleidende vergelijkingen tussen nucleair en hernieuwbaar.

Bewezen in: Elia: Belgische offshore wind: 2.262 MW, ongewijzigd sinds 2020; wind op zee en op land samen 12,3 TWh in 2025. Capaciteitsfactor offshore: 34-40%. Dunkelflaute-studie België (Journal of Applied Meteorology and Climatology, 2024): hernieuwbaar dekt het gemiddelde uurverbruik slechts 11% van de tijd. Wood Mackenzie (2025): België telt gemiddeld drie Dunkelflautes per jaar, het meest van Europa. Elia: zon groeit naar 33,6 GW (2035), maar de capaciteitsfactor blijft ongeveer 10%.

7. Technologie: CCS, waterstof, opslag en industriële decarbonisatie

Standpunt: België heeft unieke troeven in industriële decarbonisatie. Maar de projecten lopen vast op hoge energieprijzen en regelgevingsonzekerheid. Het Antwerp@C-consortium (Air Liquide, BASF, Borealis, ExxonMobil, INEOS, TotalEnergies, Fluxys, Port of Antwerp-Bruges) plant een CO₂-exportterminal met een capaciteit van 10 Mt CO₂ per jaar, de helft van de havenemissies, met een eerste fase van 2,5 Mt per jaar. Het Kairos@C-project van BASF en Air Liquide moet CO₂ afvangen uit bestaande fabrieken in de haven, met ruim €365 mln steun uit het Europese Innovatiefonds en €260 mln Vlaamse staatssteun (goedgekeurd door de Europese Commissie in 2026). Toch stelde BASF de investeringsbeslissing in 2025 uit, omdat de business case niet rond raakt. De gevangen CO₂ moet naar Noorwegens Northern Lights-faciliteit.

Het waterstofnetwerk is in opbouw: Fluxys hydrogen werd in 2024 aangesteld als waterstofnetbeheerder voor 20 jaar, met een backbone-investering van >€1,5 mrd. De haven van Antwerpen-Brugge verbruikt al ~500.000 ton waterstof per jaar, het grootste cluster in de Benelux. Maar vrijwel alles is grijze waterstof. Groene waterstof kost €5-8/kg, terwijl de ArcelorMittal DRI-investering van €1,1 mrd waterstof nodig heeft tegen €2,5-3/kg om rendabel te zijn. Die investering werd in 2024 on hold gezet.

ArcelorMittal Gent's Steelanol-project (80 mln liter ethanol/jaar uit hoogovengas, LanzaTech-technologie, geopend dec. 2022) wordt bedreigd met sluiting omdat EU-regels de emissiereducties niet erkennen. Het Torero-project (afvalhout naar biokool, -112.500 ton CO₂/jaar) kampt met technische problemen.

Wat we gaan doen:

  • CCS-infrastructuur versnellen. De Antwerp@C-exportterminal is strategische infrastructuur. HART wil dat de overheid mede-investeert in de backbone en aansluitingen, niet alleen in subsidies voor individuele projecten.
  • Waterstofhub Antwerpen-Brugge uitbouwen. België's positie als import- en transitland voor waterstof benutten. Het Fluxys-netwerk verbindt Zeebrugge, Gent en Antwerpen met buurlanden. John Cockerill, een Belgisch bedrijf, is een van de grotere spelers op de mondiale elektrolysemarkt. HART wil dat België niet alleen waterstof importeert maar ook elektrolysetechnologie exporteert.
  • Energieopslag massaal uitbreiden. Coo-Trois-Ponts (1.160 MW/6.450 MWh, ENGIE) is de grootste opslagfaciliteit van België. De batterijmarkt groeit snel: ENGIE Vilvoorde (200 MW/800 MWh, bij ingebruikname een van de grootste van Europa) en GIGA Storage Green Turtle (700 MW/2.800 MWh, gepland voor 2028). Via het CRM werd bijkomende batterijcapaciteit gecontracteerd. Maar dit volstaat niet voor meerdaagse Dunkelflautes. Nucleair blijft essentieel.
  • ArcelorMittal Gent redden. De €1,1 mrd DRI-EAF-investering (-3,9 Mt CO₂/jaar) is on hold door hoge energieprijzen en dure waterstof. HART wil dat deze investering wordt gedeblokkeerd via gegarandeerde stroomcontracten uit het staatsenergiebedrijf en versnelde CBAM-bescherming voor staal.

Bewezen in: Antwerp@C: geplande CO₂-exportterminal van 10 Mt per jaar. Kairos@C: ruim €365 mln Innovatiefonds-steun en €260 mln Vlaamse staatssteun, investeringsbeslissing uitgesteld. Noorwegen Northern Lights: operationeel sinds augustus 2025, fase 1: 1,5 Mt per jaar, uitbreidbaar naar ≥5 Mt per jaar. Coo-Trois-Ponts: 1.160 MW pompopslagcentrale, volledig vermogen in <2 minuten. Batterijkosten: ~$70/kWh voor stationaire opslag (BNEF, 2025), een scherpe daling tegenover voorgaande jaren. John Cockerill: belangrijke Belgische speler op de mondiale elektrolysemarkt.

8. Energieonderzoek en medische isotopen: een Belgische wereldpositie

Standpunt: België behoort tot de absolute wereldtop in nucleair onderzoek en medische isotopen. Een positie die decennia van investering heeft gekost en die we moeten beschermen en uitbouwen. Maar energieonderzoek is breder dan nucleair alleen. De energietransitie vereist doorbraken in opslag, gridtechnologie en hernieuwbare innovatie. HART wil dat België op alle fronten investeert. De BR2-reactor bij SCK CEN in Mol levert 25-65% van de mondiale Mo-99-vraag (het meest gebruikte medische isotoop, afhankelijk van de productieperiode) en bereikte in 2025 een productierecord: voldoende voor 13 miljoen patiënten. BR2 produceert ook lutetium-177 voor prostaatkankertherapie (opschaling naar 60.000 patiënten/jaar tegen 2030) en wereldrecordvolumes neutronen-gedopt silicium voor de halfgeleiderindustrie.

Het IRE (Instituut voor Radio-Elementen) in Fleurus produceert ~20% van de mondiale Mo-99 en schakelde volledig om naar laagverrijkt uranium. IRE ontwikkelt met ASML het SMART-project: afvalvrije Mo-99-productie via elektronenbundels, met €52 mln overheidsfinanciering en een geplande marktlancering in 2028.

Het MYRRHA-project bij SCK CEN wordt 's werelds eerste grootschalige onderzoeksreactor die door een deeltjesversneller wordt aangedreven (Accelerator-Driven System, €1,6 mrd). MYRRHA is een subkritische onderzoeksinstallatie, geen stroomproducent. De drie toepassingen zijn transformatief: transmutatie-onderzoek (radioactief afvalvolume met factor 100 reduceerbaar, gevaarlijke periode van 300.000 naar ~300 jaar), medische isotopenproductie, en materialentests voor fusiereactoren. Fase 1 (MINERVA, een 100 MeV-versneller) is sinds 2024 in aanbouw; de volledige installatie is voorzien in de jaren 2030. De middelen volstaan niet om MYRRHA volledig te realiseren.

Wat we gaan doen:

  • SCK CEN's budget structureel verhogen. Een jaarbudget van ~€180 mln en 800+ medewerkers is onvoldoende voor de ambitie. HART wil een verdubbeling van de publieke financiering. Elke euro die in nucleair onderzoek gaat, komt veelvoudig terug via medische isotopen, halfgeleidertechnologie en intellectueel eigendom.
  • MYRRHA financieren als nationale onderzoeksprioriteit. De Belgische staat verbond zich tot €558 mln (2019-2038), maar de middelen om MYRRHA volledig te realiseren zijn verre van toereikend. HART wil dat het budget wordt gegarandeerd, zo nodig verhoogd, en dat Europese cofinanciering actief wordt gezocht. MYRRHA kan nucleair afval transformeren van een probleem van 300.000 jaar naar 300 jaar. Dat is de definitie van doorbraaktechnologie. Maar het project zal alleen slagen als de financiering realistisch en structureel is.
  • België positioneren als Europees centrum voor medische isotopen. Met BR2, IRE en het SMART-project heeft België alle troeven. HART wil een Belgisch Isotopen Exportagentschap dat de commerciële valorisatie coördineert. Naar model van Canada's AECL/CNL.
  • Investeren in niet-nucleair energieonderzoek. De energietransitie vereist doorbraken buiten kernenergie. HART wil structurele investeringen in drie aanvullende pijlers: (1) opslagtechnologie: next-generation batterijen (solid-state, ijzer-lucht), langetermijnopslag (compressed air, waterstof) en seizoensopslag voor Dunkelflaute-periodes; (2) gridtechnologie: slimme netten, vraagsturing, interconnecties en high-voltage DC voor Europese stroomhandel; (3) hernieuwbare innovatie: perovskiet-zonnecellen, drijvende offshore wind, en geothermie. EnergyVille en VITO zijn Belgische topinstellingen die deze rol kunnen vervullen. HART wil hun budget op hetzelfde niveau brengen als SCK CEN.

Bewezen in: SCK CEN BR2: 25-65% van de mondiale Mo-99 (afhankelijk van de productieperiode). Record 2025: 13 mln patiënten geholpen. Lutetium-177: opschaling naar 60.000 patiënten per jaar (2030). IRE Fleurus: ~20% van de mondiale Mo-99, volledig omgeschakeld naar laagverrijkt uranium. SMART-project met ASML: afvalvrije Mo-99-productie, €52 mln, geplande marktlancering 2028. MYRRHA: 's werelds eerste grootschalige ADS-onderzoeksreactor (subkritisch, geen stroomproducent), €1,6 mrd. Transmutatie: afvalvolume ×100 lager, gevaarlijke periode 300.000 → ~300 jaar. Financiering ontoereikend. SCK CEN: erkend IAEA International Centre based on Research Reactors, 800+ medewerkers, €180 mln per jaar. EnergyVille/VITO: 200+ onderzoekers. PATHS2050-referentiestudie voor Belgische energietransitie.

9. Energiearmoede structureel oplossen: niet met subsidies, maar met productie

Standpunt: Eén op vijf Belgische huishoudens kampt met een vorm van energiearmoede: 19,7% in 2024 (FOD Economie en Koning Boudewijnstichting). Tijdens de crisis van 2022 was dat 21,8%, met schrijnende regionale verschillen: Wallonië 29,2%, Brussel 28,2%, Vlaanderen 16,4% (Barometer Energiearmoede 2024).

Het sociaal energietarief beschermt ongeveer één op tien energieklanten. Van februari 2021 tot eind juni 2023 werd het tijdelijk uitgebreid naar zo'n half miljoen extra mensen met een verhoogde tegemoetkoming; alleen al voor 2021 en 2022 kostte die uitbreiding €674,7 mln aan voorschotten. De overheid gaf tijdens de energiecrisis miljarden euro uit aan steunmaatregelen. Sinds 1 april 2023 geldt voor gezinnen permanent 6% btw op elektriciteit en aardgas. In augustus 2022 bereikte de groothandelsprijs voor stroom recordhoogtes.

De structurele oplossing is geen subsidie maar productie. Tegen Franse gezinsprijzen (€0,2561/kWh in de tweede helft van 2025) zou een gezin dat 3.500 kWh per jaar verbruikt ongeveer €330 per jaar besparen; tegen het EU-gemiddelde (€0,2896/kWh) ongeveer €210. Hoge stroomprijzen remmen bovendien de elektrificatie van verwarming en vervoer.

Wat we gaan doen:

  • De stroomprijs structureel verlagen door meer te produceren, niet door meer te subsidiëren. Elke GW extra nucleaire capaciteit drukt de marktprijs. Het staatsenergiebedrijf levert stroom tegen kostprijs aan kwetsbare huishoudens via het sociaal tarief. Gefinancierd uit de marge op marktverkopen, niet uit belastingen.
  • Het sociaal energietarief behouden en indexeren. Wie recht heeft op het sociaal tarief, behoudt die bescherming. HART wil een automatische toekenning op basis van inkomen. Geen ingewikkelde aanvraagprocedures.
  • Energierenovatie versnellen via het Woonagentschap (link met HART Wonen). Elke sociale woning wordt binnen 10 jaar energieneutraal gerenoveerd. Prioriteit: isolatie, warmtepompen, zonnepanelen. In die volgorde.
  • De elektriciteits-gasprijsverhouding fixen. Voor Belgische gezinnen kost een kWh stroom bijna vier keer zoveel als een kWh aardgas (3,9x in 2025). Warmtepompen worden pas economisch competitief bij een ratio onder 3x. Zonder prijshervorming geen massale overstap van gas naar stroom. HART wil de stroomprijs structureel verlagen via productie (niet subsidies) en de gasbelasting geleidelijk verhogen om de werkelijke maatschappelijke kosten van fossiel te reflecteren. Het doel: een stroom/gas-ratio van maximaal 2,5x tegen 2035, zodat de elektrificatie van verwarming economisch vanzelfsprekend wordt.
  • Btw op elektriciteit permanent op 6%. Sinds 1 april 2023 geldt voor gezinnen permanent 6% btw op elektriciteit en aardgas. HART bevestigt dit en verzet zich tegen elke verhoging. Op termijn, wanneer het staatsenergiebedrijf winstgevend is, wordt onderzocht of het tarief naar 0% kan voor primair verbruik.

Bewezen in: FOD Economie (2025): 19,7% van de huishoudens kampt met een vorm van energiearmoede (2024). Barometer Energiearmoede (KBS, 2024): 21,8% in 2022; Wallonië 29,2%, Brussel 28,2%, Vlaanderen 16,4%. Uitgebreid sociaal tarief (februari 2021 tot juni 2023): zo'n half miljoen extra begunstigden, €674,7 mln voorschotten voor 2021 en 2022 (CREG). Eurostat: gezinsstroom €0,3499/kWh tegen €0,0898/kWh voor gas (tweede helft 2025).

Samenvatting: wat HART gaat doen

De brug naar 2040: eerst bouwen wat snel kan. Ventilus-hoogspanningslijn zonder verder uitstel. Energieopslag naar 5 GW (2035). Offshore wind naar 5,8 GW met de Prinses Elisabethzone. Slimme meters voor elk huishouden (binnen vijf jaar). Flexibel verbruik als vierde pijler. Termijn: onmiddellijk starten, resultaat binnen 5-10 jaar.

Kernenergie: verlengen én bijbouwen. Doel 4 en Tihange 3 verlengen tot 2045. Nieuwe grote reactoren bouwen voor 4 GWe (met APR-1000 zijn dat er vier), eerste stroom realistisch rond 2040-2044. SMR-pilootproject lanceren. Nucleair afval verantwoord beheren via diepe geologische berging. Termijn: bouw starten in de eerste legislatuur.

De stroomexplosie opvangen en alle fossiele brandstoffen uitfaseren. Nationaal Elektriciteitsplan met bindende doelen: 120-130 TWh (2035), 160-170 TWh (2040), 190-210 TWh (2050, incl. waterstofproductie). Fossiel aandeel in totale energiemix: onder 60% (2035), onder 40% (2040), netto nul (2050, 85-90% reductie, rest via CCS; in lijn met EU-klimaatwet). Totaal finaal energieverbruik daalt naar ~250 TWh door efficiëntiewinst elektrificatie. Import van 57-100 TWh schone moleculen voor luchtvaart, scheepvaart en zware industrie. Vergunningsprocedures versnellen naar max. 2 jaar. Datacenters alleen goedkeuren met eigen koolstofarme stroomgarantie. Termijn: plan binnen 1 jaar.

Goedkope stroom als industriebeleid. Gegarandeerde basislastprijs voor strategische industrie. Jaarlijkse Energiecompetitiviteitsindex. Elke energieinvestering toetsen aan de vraag: maakt dit stroom goedkoper? Termijn: doorlopend.

Staatsenergiebedrijf oprichten. Naar Statkraft/Vattenfall-model. Nucleaire activa als startkapitaal. Winst naar Belgisch Energiefonds. 20% burgerparticipatie in nieuwe projecten. Geen politieke benoemingen. Termijn: oprichten binnen 2 jaar.

Hernieuwbare energie versnellen als urgente partner. Offshore wind naar 5,8 GW zodra het energie-eiland in dienst is. Ventilus deblokkeren. Zonnepanelen verplicht op commerciële daken. Geen zonneparken op landbouwgrond. Termijn: doorlopend.

Technologie en industriële decarbonisatie. Antwerp@C CCS-hub voltooien. Waterstofnetwerk Fluxys uitbouwen. Energieopslag massaal uitbreiden. ArcelorMittal Gent DRI-investering deblokkeren. Termijn: 1-2 legislaturen.

Energieonderzoek verdubbelen. SCK CEN-budget ×2. MYRRHA financieren als nationale onderzoeksprioriteit (Europese cofinanciering zoeken). Belgisch Isotopen Exportagentschap oprichten. Niet-nucleair energieonderzoek op hetzelfde niveau: EnergyVille/VITO budget versterken voor opslag, grid en hernieuwbare innovatie. Termijn: 1 legislatuur.

Energiearmoede structureel oplossen. Stroomprijs omlaag door productie, niet subsidies. Sociaal tarief behouden en automatiseren. Energierenovatie versnellen. Btw permanent 6%. Termijn: doorlopend.

Er is een simpele waarheid die elk land dat welvaart wil begrijpen moet: energie is de moeder van alle economische activiteit. Je kunt geen staal maken zonder stroom. Je kunt geen AI trainen zonder stroom. Je kunt geen warmtepomp draaien zonder stroom. Je kunt geen fabriek runnen, geen ziekenhuis verlichten, geen trein laten rijden zonder stroom. En je kunt die stroom niet importeren van je buren en hopen dat het goed komt. Want als iedereen tegelijk stroom tekort heeft, sta je in de kou. België sloot vijf kernreactoren en importeert stroom uit Frankrijk. België betaalt een van de hoogste stroomprijzen van Europa en kijkt toe hoe Duitsland de-industrialiseert. België heeft een structureel productietekort (14 TWh netto-import in 2025) en de vraag verdubbelt tegen 2050. HART weigert dit te accepteren. HART wil bouwen. Kerncentrales, windparken, zonnedaken, opslagfaciliteiten, een waterstofnetwerk, een staatsbedrijf dat de winst bij de burger houdt. Niet omdat energie een doel op zich is, maar omdat het de voorwaarde is voor alles wat daarna komt: jobs, innovatie, welvaart, onafhankelijkheid. Wie de energie heeft, heeft de toekomst. HART wil dat België die toekomst bezit.