| Definitief | Ontwikkelkader windenergie op zee | versie mei 2021 |

Ontwikkelkader windenergie op zee
vastgesteld in de Ministerraad van 10 juni 2022

Pagina 1 van 38

| Definitief | Ontwikkelkader windenergie op zee | versie mei 2021 |

Colofon
Ontwikkelkader windenergie op zee
Ministerie van Economische Zaken en Klimaat
Directoraat-generaal Klimaat en Energie
Postbus 20401
2500 EK Den Haag
Definitief
Eerste versie vastgesteld in de Ministerraad van 1 juli 2016
Actualisatie 15 juni 2017 door de minister:
•
Definitieve opleveringsdatum vastgelegd van het deel van het net op zee voor
verbinding van de windparken in kavels I en II van het windenergiegebied
Hollandse Kust (zuid). Zie paragraaf 4.2;
•
De aanwijzing door het kabinet op 8 december 2016 van de stroken tussen 10 en
12 nautische mijl bij de windenergiegebieden Hollandse Kust (zuid en noord) is
verwerkt in figuren 1 en 4 en paragraaf 2.2.
Actualisatie september 2018 door de minister:
•
Definitieve opleveringsdatum vastgelegd van het deel van het net op zee voor
verbinding van de windparken in kavels III en IV van het windenergiegebied
Hollandse Kust (zuid). Zie paragraaf 4.2;
•
Paragrafen 1.4, 3.3 en 4.1 geactualiseerd voor inmiddels gerealiseerde tenders en
de gepubliceerde routekaart windenergie op zee 2030.
•
De begrippen ‘nominaal vermogen’ en ‘opgesteld vermogen’ in de tekst (vooral in
paragrafen 3.5 en 3.6) vanwege gebleken verwarring vervangen door
‘geïnstalleerd vermogen’, overeenkomstig de bepalingen en definitie in de
kavelbesluiten III en IV Hollandse Kust (zuid).
•
Tekst aangepast aan de mogelijkheid van tenders zonder subsidie.
•
Verloren gegane links naar documenten op internet hersteld.
Actualisatie najaar 2019, vastgesteld in de Ministerraad van 8 november 2019:
•
Definitieve opleveringsdatum vastgelegd van het deel van het net op zee voor
verbinding van het windpark in kavel V van het windenergiegebied Hollandse Kust
(noord). Zie paragraaf 4.2;
•
Aanpassing voor de routekaart windenergie op zee 2030:
o Verwijzen naar de opgave van 49 TWh windenergie op zee in 2030 in het
regeer- en klimaatakkoord;
o Toevoegen van de windenergiegebieden Hollandse Kust (west), Ten
noorden van de Waddeneilanden en IJmuiden Ver;
o Toevoegen van gelijkstroomconcept voor IJmuiden Ver;
o Toevoegen van gegarandeerde transportcapaciteit van 2 GW voor
gelijkstroomconcept voor IJmuiden Ver;
•
Verwijderen van bepalingen over stapsteenfunctie en toevoegen van
‘WindConnector’ (paragraaf 3.3);
•
Aanpassen bepalingen aan meetcode (paragraaf 3.10);
•
Toevoegen bepalingen over natuur-inclusieve aanleg (paragraaf 3.11);
•
Verhelderen bepalingen oplevering(sdatum) (hoofdstuk 4);
•
Actualiseren en verhelderen bepalingen over levensduur (hoofdstuk 5).
Actualisatie voorjaar 2020, vastgesteld in de Ministerraad van 20 mei 2020:
•
Datums verwachte ingebruikname windparken in tabel 1 aangepast aan de meest
actuele planning (paragraaf 2.2);

Pagina 2 van 38

| Definitief | Ontwikkelkader windenergie op zee | versie mei 2021 |

•

•
•
•
•

•

Voor de gelijkstroomplatforms in IJmuiden Ver bepalingen toegevoegd over:
o toegang tot en bereikbaarheid van (paragraaf 3.4);
o beschikbaarheid en gegarandeerde transportcapaciteit (paragraaf 3.5);
o het maximaal in te voeden vermogen (paragraaf 3.6);
o aansluitverbindingen (paragraaf 3.7);
o elektrische eigenschappen en beveiliging (paragraaf 3.8);
Besluit van de minister tot het geschikt maken van de gelijkstroomplatforms in
IJmuiden Ver voor een ‘WindConnector’ opgenomen (paragraaf 3.9, dit was
voorheen paragraaf 3.4)
Besluit van de minister tot het geschikt maken van het wisselstroomplatform in
Hollandse Kust (noord) voor elektrificatie van olie- en gasplatforms opgenomen
(nieuwe paragraaf 3.10);
Opleveringsprocedure en -datums voor gelijkstroomverbindingen in IJmuiden Ver
toegevoegd (tekst en tabellen 4 en 6 in paragraaf 4.2);
Opleveringsdatum van het net op zee voor Hollandse Kust (zuid), kavels I en II
aangepast naar aanleiding van overeenstemming over het verschuiven van die
opleveringsdatum tussen de vergunninghouder van die kavels en TenneT (tabel 3
in paragraaf 4.2);
Bepalingen over de levensduur van het net op zee aangepast (hoofdstuk 5).

Actualisatie mei 2021 door de minister:
•
Definitieve opleveringsdatum vastgelegd van het deel van het net op zee voor
verbinding van de windparken in kavels VI en VII van het windenergiegebied
Hollandse Kust (west). Zie paragraaf 4.2;
•
Tekst over parlementaire behandeling van het voorstel tot wijziging van de Wet
windenergie op zee geactualiseerd. Zie paragraaf 5.3.
Actualisatie juni 2022, vastgesteld in de Ministerraad van 10 juni 2022:
•
Aanpassing van paragraaf 1.1 aan het opgehoogde doel voor windenergie op zee
rond 2030 van het kabinet Rutte IV en verduidelijking van de overheidssturing.
•
Opname van een geactualiseerde kaart van de windenergiegebieden waarop dit
ontwikkelkader betrekking heeft (paragraaf 2.1);
•
Toevoeging van (delen van) windenergiegebieden uit de Kamerbrief aanvullende
routekaart windenergie op zee 2030 aan de routekaart (paragraaf 2.2);
•
Datums verwachte ingebruikname windparken in tabel 1 aangepast aan de meest
actuele planning (paragraaf 2.2);
•
Locaties van aansluiting voor windenergiegebied IJmuiden Ver kavels I t/m IV
aangepast in tabel 2 n.a.v. keuze voorkeursalternatief en aansluitlocaties van het
net op zee voor de aanvullende routekaart windenergie op zee 2030 toegevoegd
(paragraaf 3.3);
•
Mogelijkheid van conditionele transportovereenkomsten opgenomen (paragraaf
3.5);
•
Tekst over Windconnector veralgemeniseerd tot hybride verbindingen (paragraaf
3.9);
•
Geschikt maken van het wisselstroomplatform in Ten noorden van de
Waddeneilanden voor elektrificatie van olie- en gasplatforms toegevoegd
(paragraaf 3.10);
•
Vereisten aan toeleveranciers opgenomen (paragraaf 3.13).
•
Teksten over bepalingen voor gelijkstroomverbindingen IJmuiden Ver
veralgemeniseerd zodat ze ook gelden voor de toegevoegde
gelijkstroomverbindingen voor de aanvullende routekaart windenergie op zee
2030 (hoofdstuk 3 en 4);
•
Bepaling opgenomen dat TenneT, indien noodzakelijk, contracten mag gunnen
voordat definitieve vergunningen zijn verkregen (paragraaf 4.2);
•
Toevoeging van het net op zee voor de aanvullende routekaart windenergie op
zee 2030 in tabel 4 en tabel 6. Indicatieve opleveringsdatums in tabel 6
aangepast aan de meest actuele planning (paragraaf 4.2);
•
Hoofdstuk 5 (levensduur en afschrijving van het net op zee) geactualiseerd naar
aanleiding van de gewijzigde Wet windenergie op zee (langere vergunningsduur).

Pagina 3 van 38

| Definitief | Ontwikkelkader windenergie op zee | versie mei 2021 |

Pagina 4 van 38

| Definitief | Ontwikkelkader windenergie op zee | versie mei 2021 |

Inhoud

1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6

Waarom een ontwikkelkader windenergie op zee?—7
Aanleiding voor het ontwikkelkader—7
Doel van het ontwikkelkader—8
Toetsing aan het ontwikkelkader—8
Reikwijdte en actualisatie van het ontwikkelkader—8
Inhoud van het ontwikkelkader—9
Totstandkoming van dit ontwikkelkader—9

2
2.1
2.2

Volgorde van ontwikkeling van de windparken—11
Geclusterde realisatie in aangewezen windenergiegebieden —11
Routekaart windenergie op zee—12

3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13

Wijze van aansluiten van de windparken—15
Voorgeschiedenis—15
Concept voor het net op zee—15
Aansluitlocaties en wijze van aansluiten—17
Locaties van de platforms en bereikbaarheid—18
Beschikbaarheid en minimale gegarandeerde transportcapaciteit—21
Maximaal in te voeden vermogen van de windparken —22
Aansluitverbindingen van de windturbines en exportkabels—24
Elektrische eigenschappen en beveiliging—24
Hybride verbindingen —26
Elektrificatie van olie- en gasplatforms—27
Meten van de elektriciteitsopbrengst—28
Shared services en natuur-inclusief ontwerp—28
Eisen aan toeleveranciers—29

4
4.1
4.2

Tijdspad—31
Tijdstip van ingebruikname van de windparken—31
Opleveringsdatum van het net op zee—31

5
5.1
5.2

Levensduur en afschrijving van het net op zee—35
De ACM bepaalt afschrijvingstermijn net op zee—35
Vereiste minimale levensduur net op zee—35

Pagina 5 van 38

| Definitief | Ontwikkelkader windenergie op zee | versie mei 2021 |

Pagina 6 van 38

1

Waarom een ontwikkelkader windenergie op zee?

1.1 Aanleiding voor het ontwikkelkader
Het kabinet Rutte IV heeft zichzelf tot doel gesteld om in 2030 een vermindering van de
CO2-uitstoot te bereiken van minstens 55% ten opzichte van het jaar 1990 1. In zijn brief
over de uitwerking van het coalitieakkoord 2 geeft de minister 3 aan daarvoor in te zetten
op een totaal van circa 21 gigawatt (GW, dit is gelijk aan 21.000 megawatt (MW)) rond
2030. Hiervoor is een planmatige aanpak noodzakelijk met een regiefunctie voor het rijk.
Onderdeel van die aanpak is de aanleg van een net op zee. Daarvoor is het wenselijk te
werken met een plan waarin de investeringen voor het net op zee zijn opgenomen,
vergelijkbaar met de plannen die netbeheerders voor netten op land maken. De
complicerende factor is echter dat de netbeheerder van het net op zee en marktpartijen in
beginsel niet zelfstandig kunnen beoordelen op welke uitgangspunten het investeringsplan
moet zijn gestoeld. Immers, waar en wanneer en met welke omvang windparken kunnen
worden gerealiseerd is de komende jaren afhankelijk van het beleid van de rijksoverheid.
De sturing vanuit de rijksoverheid wordt vormgegeven door middel van
•
Het Programma Noordzee 4, dat onderdeel is van het Nationaal Waterprogramma. In
het Programma Noordzee wijst het kabinet windenergiegebieden aan.
•
Kavelbesluiten en vergunningen op grond van de Wet windenergie op zee voor de
windparken. Daarnaast coördineert het rijk onder de rijkscoördinatieregeling (RCR)
de ruimtelijke procedures voor de aanleg van het net op zee.
•
Indien nodig: subsidie op grond van het Besluit stimulering duurzame
energieproductie en klimaattransitie.
•
Een routekaart windenergie op zee, waarin het kabinet aangeeft welke (delen van)
windenergiegebieden wanneer ontwikkeld worden. Over de routekaart heeft het
kabinet in fasen besloten op basis van achtereenvolgens het Energieakkoord (2013) 5,
Klimaatakkoord (2019) 6 en het coalitieakkoord Rutte IV en met meerdere brieven de
Tweede Kamer geïnformeerd 7.
•
Een ontwikkelkader windenergie op zee, op grond van artikel 16e van de
Elektriciteitswet 1998. Dit artikel bepaalt dat in het ontwikkelkader in ieder geval
wordt opgenomen:
a. de locatie van één of meerdere windparken;
b. het verwachte tijdstip van ingebruikname van ieder windpark;
c. de verwachte levensduur van windparken;
d. het maximale vermogen van ieder windpark;
e. de minimale transportcapaciteit ten behoeve van ieder windpark;
f. de wijze van elektrische ontsluiting van ieder windpark;
g. de beoogde opleveringsdatum van onderdelen van het net op zee;
h. toekomstige ontwikkelingen inzake windenergie op zee waarmee bij de
elektrische ontsluiting rekening wordt gehouden.
De bovenstaande elementen a t/m d hebben daarbij betrekking op de windparken en
vatten de brieven van het kabinet over de routekaart samen. Dit is hoofdzakelijk
terug te vinden in hoofdstuk 2 van onderhavig ontwikkelkader. De elementen e t/m h
hebben betrekking op het net op zee en staat in hoofdstukken 3 t/m 5.
Kamerstuk 35788, nr. 77 bijlage blg-1009826.
Kamerstuk 32813, nr. 974.
Met ‘minister’ en ‘ministerie’ bedoelt dit ontwikkelkader de bewindspersoon en het ministerie die/dat verantwoordelijk is
voor windenergie op zee.
4
De vigerende versie is het Programma Noordzee 2022-2027, zie Kamerstuk 35325, nr. 5, blg-1022234.
5
Energieakkoord voor duurzame groei, 6 september 2013 (Kamerstuk 30 196, nr. 202, blg-248998).
6
Klimaatakkoord, 28 juni 2019, Kamerstuk 32813, nr. H, blg-890294
7
De routekaart windenergie op zee is opgebouwd uit een deel t/m het jaar 2023 (op basis van het Energieakkoord uit 2013,
zie Kamerstuk 33 561, nr. A/11) en uit een deel voor de jaren 2024 t/m 2030 (op basis van het regeerakkoord en
(ontwerp)klimaatakkoord, zie Kamerstuk 33561, nr. 42 en Kamerstuk 33561, nr. 48).
1
2
3

Pagina 7 van 38

Artikel 16e van de Elektriciteitswet 1998 bepaalt dat de minister dit ontwikkelkader
vaststelt.

1.2
Doel van het ontwikkelkader
Het doel van het ontwikkelkader windenergie op zee is vooral om -op hoofdlijnen- kaders
te stellen aan de vormgeving, aanleg, beschikbaarheid en levensduur van het net op zee 8.
Dit geeft vooraf duidelijkheid aan ontwikkelaars van windparken op zee over de planning
van en randvoorwaarden aan de ontwikkeling van windenergie op zee in Nederland.
Die duidelijkheid vooraf is van groot belang omdat, anders dan bij het hoogspanningsnet
op land, het net op zee specifiek voor windparken op zee wordt aangelegd. Keuzes in het
ontwerp van het net op zee hebben daardoor veelal direct invloed op het ontwerp en de
rentabiliteit van de aangesloten windparken. Het is voor ontwikkelaars van windparken op
zee van groot belang om deze keuzes te kennen voordat zij bieden op een kavel in een
windenergiegebied.
Het ontwikkelkader beschrijft op hoofdlijnen de functionele eisen en het technische
concept van het net op zee waarop de windparken worden aangesloten. Het uitgangspunt
en beoogde doel zijn daarbij telkens het minimaliseren van de totale kosten van
windenergie op zee, dus de kosten van de windparken en het net op zee samen.
Het ontwikkelkader bakent tevens de taak voor de netbeheerder van het net op zee,
TenneT 9, af. Op grond van artikel 16e van de Elektriciteitswet 1998 is TenneT verplicht
om tweejaarlijks een document op te stellen waarin ze aangeeft welke investeringen
noodzakelijk zijn voor het net op zee ter uitvoering van dit ontwikkelkader. Dit om ervoor
te zorgen dat TenneT tijdig de aansluiting van de windparken gereed heeft.
TenneT sluit mede op basis van dit ontwikkelkader en voorafgaand aan de bouwfase van
de windparken op zee een realisatieovereenkomst en een aansluit- en
transportovereenkomst 10 af met de vergunninghouders van de windparken op zee, die de
technische details verder uitwerken.

1.3 Toetsing aan het ontwikkelkader
Artikel 20d, derde lid, van de Elektriciteitswet 1998 bepaalt dat de kosten van
investeringen die TenneT doet voor het net op zee ter uitvoering van het ontwikkelkader
worden opgenomen in de toegestane inkomsten. Daarmee is geborgd dat achteraf geen
discussie meer ontstaat in hoeverre gedane investeringen nuttig en noodzakelijk waren.
Dit laat onverlet dat de Autoriteit Consument & Markt (verder: de ACM) er op toeziet dat
TenneT alleen de efficiënte kosten voor deze investeringen mag terugverdienen.

1.4 Reikwijdte en actualisatie van het ontwikkelkader
Het ontwikkelkader ziet op de doelstelling voor windenergie op zee voor een capaciteit van
circa 21 GW rond 2030 11. De bepalingen in het ontwikkelkader gelden voor de
windenergiegebieden uit de routekaart windenergie op zee, zie figuur 1. De technischfunctionele eisen aan en het technische concept van het net op zee zijn geldig voor de
gehele levensduur ervan. Waar dit van toepassing is geeft het ontwikkelkader specifieke
bepalingen voor de afzonderlijke windenergiegebieden en de daarvoor relevante delen van
het net op zee. Zo geeft dit ontwikkelkader in paragraaf 4.2 de opleveringdatum van de
delen van het net op zee voor de verschillende (kavels in de) windenergiegebieden.
Zoals gezegd informeert het kabinet de Tweede Kamer per brief apart over de routekaart windenergie op zee, dat aangeeft
wanneer het welke (delen van) windenergiegebieden ontwikkelt.
Op 5 september 2016 heeft de minister TenneT aangewezen als netbeheerder van het net op zee.
10
De inhoud van deze overeenkomsten is bekend voor de openstelling van de betreffende tender.
11
Het kabinet heeft in het Programma Noordzee 2022-2027 besloten hiervoor maximaal 10,7 GW toe te voegen aan de
oorspronkelijke routekaart 2030.
8

9

Pagina 8 van 38

Indien de situatie erom vraagt actualiseert de minister het ontwikkelkader. Uitgangspunt
daarbij is dat de functionele eisen en het technische concept van het net op zee niet
(essentieel) wijzigen, om zo de standaardisatie (zie paragraaf 3.2) en daarmee gepaard
gaande kostenbesparingen te borgen. Ook geeft dit windparkontwikkelaars zekerheid dat
zij hun ontwerp naderhand niet hoeven aanpassen.

1.5 Inhoud van het ontwikkelkader
Delen van dit ontwikkelkader zijn al vastgelegd of worden nog uitgewerkt in nadere
besluitvorming, zoals het Programma Noordzee, de routekaart windenergie op zee en de
kavelbesluiten. De volgende onderdelen zijn al vastgelegd:
•
De volgorde van de ontwikkeling van de windparken. Deze volgorde geeft aan welke
gebieden eerst worden ontwikkeld en welke daarna zullen volgen. De volgorde is al
vastgelegd in de routekaart windenergie op zee. Hoofdstuk 2 vat de routekaart samen.
•
De wijze waarop de windparken worden verbonden op het net op land: via het net op
zee. Met het oog op een planmatige realisatie en het behalen van kostenbesparing
sluit TenneT de windparken aan, en legt daarvoor een net op zee aan en beheert dit.
Het uitgangspunt van het net op zee is ook vastgelegd in de routekaart windenergie
op zee.
Met deze besluiten heeft in feite de integrale afweging van de kosten van de windparken,
ruimtelijke aspecten en consequenties voor de netbeheerder van het net op zee, zoals ten
aanzien van het ontwikkelkader wordt vermeld in de Elektriciteitswet 1998, op hoofdlijnen
al plaatsgevonden. Dit ontwikkelkader bevat een verdere uitwerking van deze hoofdlijnen
en ook een aantal nieuwe elementen. Deze laatste zijn:
•
De opleveringsdatum voor de verschillende delen van het net op zee, zie paragraaf
4.2. en verder. Het is van belang de aansluiting van de windparken tijdig gereed te
hebben om opbrengstverliezen en schade aan de windparken te voorkomen.
Overschrijding van de in dit ontwikkelkader aangegeven opleveringsdatums kan
aanleiding zijn voor een vergoeding door TenneT aan de vergunninghouder van het
windpark, overeenkomstig de bepalingen die zijn opgenomen in artikel 16f van de
Elektriciteitswet 1998.
•
Nader uitwerken van de technische randvoorwaarden en functionele eisen van het net
op zee. Het ontwikkelkader legt de technische keuzes vast waaraan het net op zee
moet voldoen. Deze randvoorwaarden en functionele eisen bepalen mede de
technische opzet van de windparken en bieden daarmee duidelijkheid en zekerheid
aan zowel TenneT als aan de vergunninghouders van windparken op zee.
Daarbij legt dit ontwikkelkader die technische randvoorwaarden en functionele eisen
vast die bepalend zijn voor het ontwerp en de kosten van het net op zee. De
gedetailleerde invulling van de randvoorwaarden en eisen, evenals het maken van
technisch-operationele afspraken, vindt plaats door TenneT, in nauwe samenwerking
met belanghebbenden uit de windsector. Uiteindelijk komen de technische detaillering
en technisch-operationele afspraken terecht in de aansluit- en realisatieovereenkomst
die TenneT en de vergunninghouders van de windparken sluiten en in de technische
codes (de voorwaarden op grond van artikel 31 van de Elektriciteitswet 1998).
•
De verwachte technische levensduren van de windparken en het net op zee waarvan
moet worden uitgegaan.

1.6 Totstandkoming van dit ontwikkelkader
Gelet op het belang van het ontwikkelkader en de bredere belangen die hiermee gemoeid
zijn is het ontwikkelkader voorbereid in overleg met TenneT, de windsector (NWEA), de
ACM en de bij de Noordzee betrokken ministeries, alsmede het ministerie van Financiën
dat namens de Staat aandeelhouder is van TenneT. Voorafgaand aan de eerste publicatie
in 2016 heeft ook een internetconsultatie plaatsgevonden.

Pagina 9 van 38

Pagina 10 van 38

2 Volgorde van ontwikkeling van de windparken
2.1 Geclusterde realisatie in aangewezen windenergiegebieden
Tijdens de evaluatie van de vorige uitgifteronde van windenergie op zee is de conclusie
getrokken dat het kostenvoordelen biedt wanneer de realisatie van windenergie op zee
geclusterd en onder regie van de rijksoverheid zal plaatsvinden 12. Dit is onderkend bij
het maken van afspraken in het Energieakkoord, die worden gecontinueerd in het
Klimaatakkoord en het kabinetsbeleid. Concreet betekent dit dat de realisatie plaatsvindt
in clusters per windenergiegebied dat is aangewezen in het Programma Noordzee. In elk
windenergiegebied worden vervolgens kavels vastgesteld door middel van een
kavelbesluit. De vergunningen (en eventuele subsidie) worden uitgegeven via een
tenderprocedure op grond van de Wet windenergie op zee.
Op basis van berekeningen door ECN 13 is voor de fase voor het Energieakkoord
vastgesteld in welke windenergiegebieden windparken tegen de laagste kosten kunnen
worden gerealiseerd. Dat zijn de windenergiegebieden die het dichtst bij de kust liggen.
Vooral de relatief korte verbindingen vanuit de windparken naar het landelijk
hoogspanningsnet, en het voordeel dat deze kunnen worden uitgevoerd met de relatief
goedkope wisselstroomtechniek maken dat de kosten per kilowattuur voor windparken
dicht bij de kust lager zijn dan voor windparken die verder van de kust liggen.

2.2 Routekaart windenergie op zee
De routekaart windenergie op zee geeft de volgorde waarin de windenergiegebieden
worden ontwikkeld. De realisatie van windenergie op zee start met de ontwikkeling van
de gebieden Borssele (circa 1,4 GW), Hollandse Kust (zuid) (circa 1,4 GW) en Hollandse
Kust (noord) (circa 700 MW). Dit zijn relatief dicht bij de kust gelegen
windenergiegebieden, die met wisselstroom worden aangesloten. Daarna volgen
Hollandse Kust (west) (maximaal circa 2,1 GW), IJmuiden Ver (circa 6 GW), Nederwiek
(maximaal circa 6 GW), Ten noorden van de Waddeneilanden (circa 0,7 GW) en
Doordewind (maximaal circa 4 GW). Het kabinet besluit naar verwachting in 2024 over
de definitieve planning van Nederwiek, kavel III, Doordewind en Ten noorden van de
Waddeneilanden op basis van de resultaten van:
•
Het Programma Aansluiting Wind Op Zee - Eemshaven (PAWOZ - Eemshaven). Dit
onderzoekt mogelijke kabelroutes door het Waddengebied voor de netaansluitingen
van zowel Doordewind als Ten noorden van de Waddeneilanden.
•
Een ecosysteemstudie voor het gebied Doordewind om in kaart te brengen welke
effecten toekomstige windparken hebben op de gelaagdheid (stratificatie) van het
zeewater en wat daarvan de gevolgen zijn voor de natuur.
•
Onderzoek naar de optimale kavelindeling in het gebied Doordewind in relatie tot nog
aanwezige gaswinningsplatforms en de scheepvaartroute ten zuiden ervan.
•
Onderzoek naar de vergunbaarheid van de kabelroute van het net op zee naar
Geertruidenberg voor kavel III van Nederwiek. Deze route loopt door Natura 2000gebieden Voordelta, Haringvliet, Hollands Diep en Biesbosch.
Voor kavel VIII (0,7 GW) in het zuidelijk deel van windenergiegebied Hollandse Kust
(west) loopt onderzoek in de Verkenning Aanlanding Windenergie Op Zee 2031-2040
(VAWOZ 2031-2040) 14. Voor de aanlanding dient er voldoende aansluitcapaciteit in het
Noordzeekanaalgebied te zijn, wat afhangt van onder andere de verduurzamingsplannen
van Tata Steel. Het kabinet besluit naar verwachting in 2024 over de definitieve planning.
De onderstaande tabel 1 en figuur 1 vatten de volgorde van de ontwikkeling van de
routekaart windenergie op zee samen voor de doelstelling van circa 21 GW rond 2030.
Eindrapport Taskforce Windenergie op Zee, mei 2010. Zie https://zoek.officielebekendmakingen.nl/blg-65611.pdf.
Kamerstuk 33 561, nr. 12.
14
Kamerstuk 33561, nr. 52.
12
13

Pagina 11 van 38

Figuur 1

Windenergiegebieden van de routekaart windenergie op zee

Pagina 12 van 38

Tabel 1
Omvang
(GW)
0,75
0,75
0,76
0,76
0,76
ca. 0,7
ca. 0,7
ca. 1,0
ca. 1,0
ca. 1,0
ca. 1,0
ca. 1,0
ca. 1,0
ca. 2,0
ca. 2,0
ca. 2,0
ca. 0,7
ca. 0,7
ca. 2,0
ca. 2,0

Volgorde van ontwikkeling windenergie op zee
Windenergiegebied, kavel(s)

Borssele, kavels I en II
Borssele, kavels III, IV en V
Hollandse Kust (zuid), kavels I en II
Hollandse Kust (zuid), kavels III en IV
Hollandse Kust (noord), kavel V

Tender kavels

Gerealiseerd in 2016

2020

Gerealiseerd in 2016

2020

Gerealiseerd in 2017

(2022-2023)

Gerealiseerd in 2019

(2022-2023)

Gerealiseerd in 2020

(2023)

Hollandse Kust (west), kavel VI
Hollandse Kust (west), kavel VII

Gerealiseerd in 2022

IJmuiden Ver, kavel III

Vierde kwartaal 2023

IJmuiden Ver, kavel I
IJmuiden Ver, kavel II

(2025-2026)
(2025- 2026)

(2028)
(2029)
(2029)

IJmuiden Ver (noord), kavel V

(2029)

IJmuiden Ver (noord), kavel VI

Tweede kwartaal 2025

Nederwiek (zuid), kavel I

(2029)
(2030)

Nederwiek (noord), kavel II
2026*

Nederwiek (noord), kavel III
Hollandse Kust (west), kavel VIII
Ten noorden van de Waddeneilanden,
kavel I
Doordewind, kavel I
Doordewind, kavel II

In aanbouw:

Status

(2028)

IJmuiden Ver, kavel IV

Gerealiseerd:

(Verwachte)
ingebruikname
windpark

(2030)
(2031)

2026/2027**

N.t.b.**

2026/2027*

(2031)

2027*

(2031)

2027*

(2031)

Gepland:

* De tenderdata voor deze windenergiegebieden zijn indicatief. Naar verwachting zal in 2024 over de planning
een definitief besluit worden genomen, op basis van de resultaten van het onderzoeksprogramma Programma
Aansluiting Wind op Zee – Eemshaven (PAWOZ - Eemshaven) voor Ten noorden van de Waddeneilanden en
Doordewind, en het onderzoek naar aanlanding voor kavel III van Nederwiek. Dan is duidelijk welke kavels
voor de 10,7 GW van de aanvullende routekaart worden benut en welke onbenutte (kavels van)
windenergiegebieden kunnen doorschuiven naar de opgave voor windenergie op zee na 2031.
** De tenderdatum voor dit windenergiegebied is indicatief. In afwachting van duidelijkheid over de in
ontwikkeling zijnde plannen van Tata Steel voor verduurzaming van de energievoorziening en het
productieproces zal hierover nadere besluitvorming plaatsvinden. De besluitvorming over de aanlanding van het
betreffende deel van het net op zee zal hiermee samenhangen.

Pagina 13 van 38

Pagina 14 van 38

3

Wijze van aansluiten van de windparken

3.1 Voorgeschiedenis
In het Energieakkoord is voor de verbinding van windparken op zee met het net op land
vastgelegd dat, daar waar dit efficiënter is dan een directe individuele (“radiale”)
verbinding van windparken op het net op land, er een net op zee komt en TenneT
hiervoor de verantwoordelijkheid krijgt.
Zoals de minister in zijn brief van 18 juni 2014 15 aangeeft blijkt uit een studie van
RoyalHaskoningDHV in opdracht van het ministerie dat de aanleg van een net op zee,
onder beheer van TenneT, voordelen heeft ten opzichte van radiale verbindingen. De
voordelen liggen op het terrein van beschikbaarheid (leveringszekerheid), planologische
coördinatie, financieringslasten, standaardisatie en de hiermee gepaard gaande
kostenreductie door schaalvoordelen bij inkoop, onderhoud, kennisopbouw en
leereffecten. Ook vereenvoudigt dit model het opvangen van netfluctuaties,
flowmanagement en balanshandhaving en brengt integraal netbeheer kennisbundeling en
een overzichtelijke verdeling van taken en verantwoordelijkheden in het
elektriciteitssysteem. TenneT kan daarbij ook profiteren van de kennis en ervaring met
zijn Duitse offshore-activiteiten.
In de genoemde brief neemt het kabinet het richtinggevend besluit om TenneT bij wet aan
te wijzen als netbeheerder van het net op zee. De Elektriciteitswet 1998 bevat de juridische
basis voor aanwijzing van TenneT en werkt een en ander uit. Vooruitlopend op de
aanwijzing krijgt TenneT op grond van de Elektriciteitswet 1998 tijdelijk de wettelijke taak
om activiteiten te verrichten ter voorbereiding van het net op zee.
Naar aanleiding van bovenstaande brengt TenneT in kaart wat de kosten zijn om het net
op zee voor uitvoering van het Energieakkoord te realiseren en daarnaast ook
verantwoordelijk te zijn voor de aansluitingen van de windparken op het net op zee 16.
Dat geeft het beeld dat er substantiële besparingen mogelijk zijn door TenneT
verantwoordelijk te maken voor alle infrastructuur op zee. DNV GL heeft dan in opdracht
van TenneT het technische concept en de kostenonderbouwing gevalideerd 17. Deze
rapportage wordt in opdracht van het ministerie getoetst door ECN 18. ECN concludeert
net als DNV GL dat gecoördineerde aansluiting van windparken op zee door TenneT leidt
tot lagere maatschappelijke kosten dan individuele aansluitingen. De brieven van de
minister aan de Tweede Kamer 19 over de kosten van het net op zee bevestigen dit.
In september 2016 wijst de minister TenneT aan als netbeheerder van het net op zee.

3.2 Concept voor het net op zee
Het uitgangspunt voor de opgave voor windenergie op zee is om de windparken op de
meest kosteneffectieve wijze te realiseren. Dit gebeurt door uit te gaan van een zoveel
mogelijk gestandaardiseerd concept van TenneT voor het net op zee15. Dit concept
maakt gebruik van platforms, waarop in het geval van wisselstroomplatform per platform
circa 700 MW windenergiecapaciteit kan worden aangesloten. Bij de toepassing van

Kamerstuk 31 510, nr. 49.
Visie Netontwerp en uitrolstrategie, Toekomstbestendige netoptimalisatie, TenneT, 21 juli 2014.
Review Netontwerp en uitrolstrategie TenneT Wind op Zee, publieksversie, DNV GL, 14 mei 2014.
18
Publieksversie validatie DNV GL document “Review – Netontwerp en uitrolstrategie TenneT Wind op Zee”, ECN-N-- 14-020,
11 augustus 2014.
19
Kamerstuk 33 561, nrs. 15, 19, 21 en 25.
15
16
17

Pagina 15 van 38

Figuur 2

Schematische weergave van het net op zee, wisselstroom (boven) en gelijkstroom
(onder)

gelijkstroomplatforms bedraagt het aangesloten vermogen circa 2 GW. Op het platform
worden de windturbines van de windparken aangesloten, zie figuur 2.
Het net op zee bestaat uit afzonderlijke delen die de windenergiegebieden verbinden met
het landelijk hoogspanningsnet op land. Deze delen worden gefaseerd aangelegd,
zodanig dat ze elk op tijd gereed zijn voor het transport van de opgewekte elektriciteit
van de op dat onderdeel aangesloten windparken.
Deze wijze van aansluiten spaart meerdere platforms uit ten opzichte van de situatie
waarin elk windpark met een individueel platform en een individuele verbinding naar
land op het landelijk hoogspanningsnet wordt aangesloten. Naast een kostenbesparing
wordt hiermee ook de druk op de omgeving minimaal gehouden door een beperkte
doorkruising van het landschap ten gevolge van het standaardiseren en bundelen van de
verbindingen. Daarnaast zijn er voordelen op het gebied van de beschikbaarheid en
wordt het eenvoudiger om aan het tijdspad uit de routekaart windenergie op zee te
voldoen.
Het net op zee omvat de platforms, de zeekabels, de landkabels en een deel van (de
uitbreiding van) een station op land. Bij toepassing van gelijkstroom behoort ook het
converterstation op land bij het net op zee. De zogenoemde inter-array kabels, die de
windturbines verbinden met het platform van TenneT, behoren niet tot het net op zee,
maar tot het windpark.

Pagina 16 van 38

3.3 Aansluitlocaties en wijze van aansluiten
De kabels vanuit de windenergiegebieden worden op verschillende locaties aangesloten
op het hoogspanningsnet op land. De onderstaande tabel 2 geeft hiervan een overzicht.
De -nog nader te onderzoeken- aansluitlocaties en kabeltracés voor de
windenergiegebieden Hollandse Kust (west), kavel VII, Ten noorden van de
Waddeneilanden, en IJmuiden Ver zijn geselecteerd na een breed verkenningsproces
(Verkenning Aanlanding Netten Op Zee, VANOZ 20 en VAWOZ 2030 21) met vroegtijdige
participatie door overheden, bedrijven en maatschappelijke organisaties. De selectie
vond plaats op basis van de onderzochte effecten op techniek, kosten, milieu, omgeving
en toekomstvastheid. Dit heeft geleid tot een geografisch gespreide aansluiting, waarbij
bij voorkeur dicht bij de industriële clusters aan de kust wordt aangesloten en de
noodzaak tot investeringen in het hoogspanningsnet op land zoveel mogelijk wordt
vermeden.
In het VANOZ-traject, hetgeen later nogmaals is bevestigd in VAWOZ 2030, is besloten
tot het toepassen van conventionele elektrische aansluitverbindingen. Niet-elektrische
alternatieven, bijvoorbeeld waarbij de geproduceerde elektriciteit op zee wordt omgezet
naar waterstof en vervolgens via een pijpleiding naar het vasteland wordt
getransporteerd, bleken binnen de tijdshorizon van de routekaart (2030) geen reëel
alternatief. Dit soort concepten bevinden zich nog in een te vroege ontwikkelfase
waardoor de schaalgrootte nog onvoldoende is en het kostenniveau onvoldoende
concurrerend. Voor de periode na 2030 komen niet-elektrische opties wel in beeld.

Tabel 2

Locaties van aansluiting op het hoogspanningsnet op land

Windenergiegebied, kavel(s)

Aansluitlocatie op land

Borssele, kavels I en II

Borssele

Borssele, kavels III, IV en V

Borssele

Hollandse Kust (zuid), kavels I en II

Maasvlakte

Hollandse Kust (zuid), kavels III en IV

Maasvlakte

Hollandse Kust (noord), kavel V

Beverwijk

Hollandse Kust (west), kavel VI

Beverwijk

Hollandse Kust (west), kavel VII

Beverwijk, tracé nog vast te stellen

Ten noorden van de Waddeneilanden,
kavel I

Eemshaven

IJmuiden Ver, kavels I en II

Borssele

IJmuiden Ver, kavel III en IV

Maasvlakte

IJmuiden Ver, kavel V en VI

Maasvlakte

Nederwiek (kavel I)

Borssele

Nederwiek (kavel II)

Maasvlakte

Nederwiek (kavel III)

Nog vast te stellen: Geertruidenberg

Hollandse Kust (west), kavel VIII

Nog vast te stellen: Noordzeekanaalgebied

Doordewind (kavel I)

Nog vast te stellen: Eemshaven

Doordewind (kavel II)

Nog vast te stellen: Eemshaven

Zie Kamerstuk 33561, nr. 48, blg-879079 en https://www.rvo.nl/onderwerpen/bureau-energieprojecten/lopendeprojecten/hoogspanning/verkenning-aanlanding-netten-op-zee-2030.
21
Zie Kamerstuk 33561, nr. 52.
20

Pagina 17 van 38

De benodigde tracés voor zeekabels en landkabels van het net op zee worden bepaald
met in achtneming van de fysieke en juridische mogelijkheden, kostenefficiëntie en
gevolgen voor de omgeving als onderdeel van de rijkscoördinatieregeling (RCR). Voor
de netaansluitingen (platforms, kabels en de transformator- en/of converterstations op
land) zullen daartoe afzonderlijke milieueffectrapportages worden opgesteld. De
aansluitlocaties en kabeltracés worden in een voorkeursalternatief door de minister
vastgesteld op basis van een integrale effectenanalyse waarin naast milieu ook de
effecten van de alternatieven voor kosten, techniek, omgeving en toekomstvastheid
worden beschreven. Bij de keuze voor een voorkeursalternatief betrekt de minister ook
de reacties van betrokkenen 22 op fase 1 van de milieueffectrapportages en die op de
integrale effectenanalyse. Tevens worden de onafhankelijke Commissie voor de
milieueffectrapportage alsook de regionale overheden (provincie, gemeenten en
waterschappen) om advies gevraagd.
Voor de wijze van aanleg van de landtracés van het net op zee bepaalt dit
ontwikkelkader dat dit plaatsvindt volgens de methode verkabelen 23, mits dit technisch
mogelijk is. In het geval van de landtracés van het net op zee zijn eventuele
meerkosten voor ondergrondse aanleg gerechtvaardigd op basis van de volgende
overwegingen:
•
Maatschappelijk draagvlak. De mogelijke onderstations op land liggen deels in
druk bewoonde gebieden, waardoor de landtracés van het net op zee grote
effecten op de omgeving kunnen hebben.
•
Haalbaarheid van de planning voor de realisatie van de routekaart en daarmee van
de afspraken in het Energieakkoord, het regeerakkoord en het Klimaatakkoord over
windenergie op zee. Uit eerdere projecten voor hoogspanningsverbindingen blijkt
dat de doorlooptijd van de inpassingsprocedures aanzienlijk korter is doordat er
veel minder maatschappelijke weerstand is.
•
Minder ruimtebeslag en meer flexibiliteit in de aanleg. Een ondergronds
kabeltracé vraagt minder (vrijwarings)ruimte dan een bovengronds tracé.
•
Grotendeels relatief korte tracés. De mogelijke onderstations liggen veelal
dusdanig dat de landtracés van het net op zee beperkt van lengte zullen zijn. Dit
beperkt zowel de totale meerkosten alsook de technische gevolgen van verkabelen
voor het landelijk hoogspanningsnet op land.
Voor de windenergiegebieden die met meer dan één platform worden ontsloten, bepaalt
dit ontwikkelkader dat de landtracés van de kabels vanuit beide platforms gelijktijdig
kunnen worden aangelegd indien op die manier overlast voor de omgeving wordt beperkt,
dit kostentechnisch beter is of om andere gegronde redenen.
Gezien de relatief geringe afstand van de windenergiegebieden tot de aansluitlocaties op
land en de relatief beperkte omvang van het op te stellen vermogen zal het net op zee
voor de windenergiegebieden Borssele en Hollandse Kust worden geconfigureerd op
wisselstroom. Ditzelfde geldt voor het windenergiegebied Ten noorden van de
Waddeneilanden, hoewel de afstand van dit gebied tot een aansluitstation op land op de
grens ligt van wat met wisselstroom mogelijk is. De windenergiegebieden IJmuiden Ver,
Nederwiek en Doordewind zullen vanwege de relatief grote afstand tot de aansluitlocaties
op land en het grote aan te sluiten vermogen (elk circa 4 tot 6 GW) worden aangesloten
middels gelijkstroom (HVDC).

3.4 Locaties van de platforms en bereikbaarheid
Dit ontwikkelkader schrijft voor dat de locaties van de platforms zodanig worden
gekozen dat deze optimaal bijdragen aan het verminderen van de totale kosten van de
22
23

Een ieder kan door middel van een internetconsultatie op de integrale effectenanalyse reageren.
Onder verkabelen wordt verstaan het onder de grond aanleggen van een hoogspanningskabel.

Pagina 18 van 38

opgewekte elektriciteit in de betreffende windparken. Daarbij wordt rekening gehouden
met andere relevante belangen, waaronder bestaande tracés van netten, pijpleidingen,
telecommunicatiekabels en interconnectoren alsook archeologische belangen. De initiële
zoekgebieden voor de platformlocaties worden bepaald bij de verkaveling van de
windenergiegebieden die plaatsvindt ten behoeve van de kavelbesluiten. De definitieve
locaties worden vastgelegd in de Waterwet-vergunning van elke netaansluiting.
Afhankelijk van de definitieve indeling van de kavels voor de windenergiegebieden en
de uiteindelijke locaties van de platforms, kan blijken dat het kostentechnisch,
ruimtelijk of om andere redenen niet wenselijk is voor deze gebieden om de
voorkeurkabelcorridors van het Programma Noordzee te volgen.
3.4.1 700 MW wisselstroomverbindingen
Dit ontwikkelkader bepaalt dat de standaardwijze om de 700 MW wisselplatforms van
het net op zee te bereiken per schip 24 is. De platforms dienen hiertoe een faciliteit te
hebben die een veilige aanlanding van schepen en de overdracht van personen en
materiaal mogelijk maakt en die de bereikbaarheid per schip onder verschillende
weerscondities van het platform vergroot.
Op grond van een studie in opdracht van TenneT 25, die is geconsulteerd bij de
windsector, bepaalt dit ontwikkelkader dat de wisselstroomplatforms niet worden
uitgerust met een helikopterdek. De volgende argumenten liggen daaraan ten
grondslag 26:
•
De platforms liggen relatief dicht bij de kust en havens, waardoor de tijdswinst van
bereikbaarheid per helikopter gering is;
•
Het deel van de tijd waarin de bereikbaarheid per schip onmogelijk is en een
helikopter meerwaarde kan bieden is gering, gezien de voorziene hoge
beschikbaarheid van het net op zee;
•
De kostenbesparing van enkele miljoenen euro’s (zowel investeringskosten als
operationele kosten, samen circa 0,1 % van de totale kosten) die het achterwege
laten van een helikopterdek oplevert;
•
De grotere ruimte die beschikbaar is voor windturbines doordat obstakelvrije
helikopteraanvliegroutes binnen de kavels achterwege kunnen blijven;
•
De algemene tendens om, vanwege grotere gevolgen van een eventueel
ongeluk met een helikopter, installaties op zee steeds vaker per schip in plaats
van per helikopter te bedienen.
Een mogelijk nadeel van het ontbreken van een helikopterdek is dat het onder ongunstige
weersomstandigheden (zware zeegang) langer kan duren om een storing aan het net of
bijvoorbeeld de aansluitverbinding van de windturbines met het net op zee te verhelpen.
De kans daarop is echter zeer gering en weegt niet op tegen de besparingen. Bovendien
worden de platforms wel uitgerust met een heli-hoist voorziening 27, waarmee in het geval
van hoge urgentie of calamiteit personen en in beperkte mate materialen van en naar de
platforms getransporteerd kunnen worden.
Voor de toegang tot de wisselstroomplatforms van TenneT maakt TenneT nadere
afspraken met de vergunninghouders van de windparken in realisatie- en
aansluitovereenkomsten. Uitgangspunt daarbij is een –binnen de veiligheidsrestricties-

Hieronder worden ook verstaan crew transfer vessels, platform supply vessels en “walk to work” oplossingen.
High level review helideck and accomodation; Helideck and accommodation facilities on offshore platforms for wind
farms, public version, DNV GL, report nr. 130112-NLD-R1, Rev. A-Public, 9 June 2015. Zie
https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Our_Grid/Offshore_Netherlands/Consultatie_proces_net_op_zee/Techni
cal_Topics/27_130112_NLLD_R_A_public_version.pdf.
26
Zie TenneT consultation position paper “T.4 Access to platform”,
https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Our_Grid/Offshore_Netherlands/Consultatie_proces_net_op_zee/Technica
l_Topics/26_ONL_15-184-T4_Access_to_platform_PP_v2.pdf.
27
Een voorziening om mensen en (in zeer beperkte mate) goederen door middel van een lier vanuit een helikopter neer te
laten en op te halen.
24
25

Pagina 19 van 38

werkbare toegang van de vergunninghouders van de windparken tot apparatuur en
installaties die in hun eigendom zijn en omwille van kostenefficiëntie op het platform van
TenneT zijn gehuisvest.
De noodzaak voor vervoer naar de windparken en de wisselstroomplatforms van TenneT
wordt zoveel mogelijk verkleind door deze grotendeels op afstand te kunnen bedienen.
TenneT stelt daartoe nabij het onderstation op land, waarmee het net op zee is
verbonden, alsook op de platforms zelf voor elk windpark een adequate ruimte ter
beschikking voor het huisvesten van de benodigde computer- en communicatieapparatuur
en voorzieningen voor het tweezijdige gegevensverkeer en komt hierover nadere
afspraken overeen met de vergunninghouders van de windparken in de aansluit- en
realisatieovereenkomsten.
3.4.2 2 GW gelijkstroomverbindingen
Voor de geplande 2 GW gelijkstroomplatforms heeft TenneT, gezien de relatief grote
afstanden tot de kust, voorafgaand aan het consultatieproces een uitgebreid onderzoek 28
uitgevoerd naar de aspecten van offshore logistiek, toegang tot en uitgang van de
platforms. Op basis van deze studie bepaalt dit ontwikkelkader dat een helikopterdek op
elk van de 2 GW gelijkstroomplatforms noodzakelijk is en bijdraagt aan het beperken van
de reparatieduur bij storingen en daarmee aan een hogere beschikbaarheid van de
verbindingen. Naast een helikopterdek zal het platform uitgerust worden met faciliteiten
die een veilige aanlanding van schepen en de overdracht van personen en materiaal
mogelijk maakt en die de bereikbaarheid per schip onder verschillende weerscondities
van het platform vergroot.
Uit het consultatieproces met windparkontwikkelaars bleek dat er geen toegevoegde
waarde was om de platformen uit te rusten als logistieke hubs voor de
windparkontwikkelaars. De huidige trend in het onderhoud van windturbines op zee
evolueert naar het gebruik van serviceschepen die niet dagelijks tussen het park en de
kust heen en weer varen maar voor langere tijd op zee blijven. Daarnaast draagt het
beperken van toegang tot het platform door derden bij aan een duidelijke scheiding van
verantwoordelijkheden en het beperken van extra investeringen. Ook vanuit een
veiligheidsperspectief heeft het de voorkeur om het aantal uren dat op het platform
wordt doorgebracht te minimaliseren.
Daarnaast bleek uit het consultatieproces dat het mogelijk is om de 2 GW
gelijkstroomverbindingen zo te ontwerpen dat huisvesting van apparatuur van de
windparkontwikkelaars op het platform en landstation grotendeels voorkomen kan
worden. TenneT stelt hiertoe overigens wel ruimte beschikbaar.
Dit heeft tot gevolg dat windparkontwikkelaar gedurende de normale bedrijfsvoering
geen toegang nodig heeft tot het platform of landstation. Dit draagt bij aan een
duidelijke scheiding in verantwoordelijkheden voor TenneT en de windparkontwikkelaar
en het beperken van extra investeringen.
Tijdens de aanleg en ingebruikname van de windparken en bij storing is toegang door de
vergunninghouder van de betreffende windparken tot het platform van TenneT wel
noodzakelijk. Tijdens onderhoud en storingen dient het tevens mogelijk te zijn voor
personen om op het platform te verblijven. TenneT zal hierover nadere afspraken
overeenkomen met de vergunninghouders van de windparken in de aansluit- en
realisatieovereenkomsten. Wanneer het platform volledig operationeel is zal het als
onbemand platform geopereerd worden.

28

Zie voetnoot 22.

Pagina 20 van 38

3.5 Beschikbaarheid en minimale gegarandeerde transportcapaciteit
De voordelen van de aanleg van het net op zee zouden onder andere tot uiting
moeten komen in een hogere beschikbaarheid (betrouwbaarheid) van de
transportcapaciteit 29.
3.5.1 700 MW wisselstroomverbindingen
De wisselstroomplatforms worden elk met twee 220 kilovolt kabels verbonden met
het hoogspanningsnet op land. Dit biedt extra beschikbaarheid, waardoor het risico
van een gehele of gedeeltelijke onderbreking van de transportcapaciteit afneemt.
Daarnaast zal de elektrische installatie aan de zijde waarop de windturbines
aansluiten zodanig ingericht worden, dat ook bij uitval van één van de 220 kilovolt
kabels of de daarop aangesloten transformatoren, de windparken op één van de
transformatoren op zee geschakeld kunnen worden. Ook dit brengt additionele
beschikbaarheid met zich mee, waarmee in principe ten minste de helft van de
transportcapaciteit in stand blijft.
De windenergiegebieden Borssele, Hollandse Kust (zuid) en Hollandse Kust (west)
bevatten elk meerdere wisselstroomplatforms. Een verbinding tussen platforms
binnen hetzelfde windenergiegebied levert extra beschikbaarheid op. Uit een
kosten/batenanalyse in opdracht van TenneT 30 blijkt dat bij een verbinding op 66
kilovolt de baten opwegen tegenover de meerkosten. Dit ontwikkelkader bepaalt
daarom dat er tussen de platforms binnen de genoemde windenergiegebieden een
verbinding komt met een spanningsniveau van 66 kilovolt. Met bovenstaande
voorzieningen wordt gekomen tot een hoge beschikbaarheid, en is het onnodig dat
het platform voorzien wordt van de mogelijkheid om dieselgeneratoren te
installeren als back-up voorziening om de windturbines te conditioneren in het
geval van stroomuitval. Dit blijkt in de sector ook niet gebruikelijk bij een
vergelijkbare mate van beschikbaarheid van een netaansluiting van een windpark
op zee.
De minimale gegarandeerde transportcapaciteit van het net op zee bedraagt, tenzij
(locatie)specifieke omstandigheden dit niet mogelijk maken, 700 MW per
wisselstroomplatform. Voor het net op zee vanaf IJmuiden Ver, kavels V en VI kan
gelden dat, bij het (tijdelijk) uitblijven van voldoende energievraag en bij
onvoldoende mogelijkheden congestie via redispatch te verhelpen, de windenergie
niet zondermeer op het net op land ingevoed kan worden. Dit kan erin resulteren
dat TenneT conditionele transportovereenkomsten afsluit, waarin minder dan de
hierboven aangeduide minimale transportcapaciteit van 700 MW gegarandeerd
wordt, of dat er andere maatregelen nodig zijn. Voorafgaand aan het openstellen
van de tenders van de windkavels dient dit uitgewerkt te zijn.
3.5.2 2 GW gelijkstroomverbindingen
De gelijkstroomplatforms zullen elk worden verbonden met het converterstation op
land via 525 kilovolt gelijkstroomkabels en een metallic return. Het
converterstation op land is vervolgens verbonden met het landelijk
hoogspanningsnet. Met het oog op een zo groot mogelijke beschikbaarheid betreft
het een bipool-configuratie met een metallic return. De converter-polen op de
platforms kunnen kruiselings gekoppeld worden voor een verdere verhoging van de
beschikbaarheid.

Zie Visie Netontwerp en uitrolstrategie, Toekomstbestendige netoptimalisatie, TenneT, 21 juli 2014, Review Netontwerp en
uitrolstrategie TenneT Wind op Zee, DNV GL, 14 mei 2014 en Publieksversie validatie DNV GL document “Review –
Netontwerp en uitrolstrategie TenneT Wind op Zee”, ECN-N--14-020, 11 augustus 2014.
30
Zie TenneT consultation position paper “T.12 Redundancy & Availability”,
https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Our_Grid/Offshore_Netherlands/Consultatie_proces_net_op_zee/Technica
l_Topics/56_ONL_15-216-T12_Redundancy_availability_PP_v2.pdf.
29

Pagina 21 van 38

Voor de gelijkstroomplatforms in de betreffende windenergiegebieden zal TenneT nader
onderzoeken of een onderlinge verbinding tussen de platforms verantwoord en doelmatig
is, zie ook paragraaf 3.9.
Voor de gelijkstroomplatforms bedraagt de gegarandeerde transportcapaciteit 2
GW per platform. Voor het net op zee vanaf IJmuiden Ver, kavels V en VI kan
gelden dat, bij het (tijdelijk) uitblijven van voldoende energievraag en bij
onvoldoende mogelijkheden congestie via redispatch te verhelpen, de windenergie
niet zondermeer op het net op land ingevoed kan worden. Dit kan erin resulteren
dat TenneT conditionele transportovereenkomsten afsluit, waarin minder dan de
hierboven aangeduide minimale transportcapaciteit van 2 GW gegarandeerd wordt,
of dat er andere maatregelen nodig zijn. Voorafgaand aan het openstellen van de
tenders van de windkavels dient dit uitgewerkt te zijn.
3.5.3 Verdeling bij vermindering van de transportcapaciteit
Bij zowel de wisselstroomverbindingen als de gelijkstroomverbindingen kan om redenen
van netveiligheid, of door bijvoorbeeld de uitval van een kabel of een transformator, de
noodzaak ontstaan om de transportcapaciteit te verminderen tot minder dan de
gegarandeerde transportcapaciteit. Deze reductie vindt plaats over de aangesloten
windparken naar rato van de in de betreffende kavelbesluiten aangegeven bandbreedtes
voor het totaal geïnstalleerde vermogen 31 per kavel. Het vermogen dat uiteindelijk op
een kavel is gerealiseerd is dus niet bepalend. Voor het reduceren van vermogen zal
TenneT in zijn aansluit- en transportovereenkomst voorwaarden opnemen.

3.6 Maximaal in te voeden vermogen van de windparken
Vanuit het oogpunt van kostenefficiëntie kan het voordelig zijn om meer vermogen te
installeren dan het gegarandeerde transportvermogen. Immers de windparken zullen
lang niet altijd op vol vermogen draaien, waardoor de transportcapaciteit van het net op
zee meestal maar ten dele wordt benut. Door meer windvermogen te installeren
(“overplanting”) kan er meer elektriciteit worden geproduceerd en kunnen de kosten per
hoeveelheid elektriciteit (kWh) afnemen 32. Dit komt de beoogde kostenreductie van
windenergie op zee en het behalen van de Nederlandse CO2-reductiedoelen ten goede.
Er is echter sprake van een optimum: op een gegeven moment zal het geïnstalleerde
windvermogen de gegarandeerde transportcapaciteit van het net op zee zodanig
overstijgen dat op momenten dat het hard waait een steeds groter deel van de
elektriciteit niet meer door TenneT getransporteerd kan worden. Hierdoor zal de
noodzaak kunnen ontstaan windturbines af te schakelen. Dit optimum zal bij het
windpark afhangen van de keuze van het type windturbine, de beschikbare ruimte
voor windturbines en de toename van zog-effecten 33, waardoor niet één optimaal
vermogen van het windpark kan worden benoemd.
3.6.1 700 MW wisselstroomverbindingen
Op basis van consultatiebijeenkomsten van TenneT met de windsector heeft de
minister in 2015 bepaald dat het maximale geïnstalleerde vermogen van de
windparken per wisselstroomplatform 760 MW bedraagt 34. Dit maximale
Geïnstalleerd vermogen: het vermogen van de productie-installatie dat onder normale condities benut kan worden voor de
productie van hernieuwbare elektriciteit en dat door de leverancier gegarandeerd wordt bij continu gebruik, het tijdelijk
te leveren vermogen van een booster is hierin niet inbegrepen.
32
Door overplanting toe te staan kan de totale benodigde subsidie (indien van toepassing) voor windenergie op zee
toenemen, maar daar staat dus ook een grotere elektriciteitsproductie tegenover. Per kilowattuur nemen de kosten
echter af.
33
Hiermee wordt gedoeld op het onderling afvangen van wind door nabijgelegen windturbines.
34
De minister heeft in zijn brief van 19 mei 2015 (Kamerstuk 33 561, nr. 19) aangegeven dat 380 MW het maximum
toegestane vermogen is per kavel van 350 MW, ofwel 760 MW per wisselstroomplatform van 700 MW. Voor de
gelijkstroomplatforms liggen de mogelijkheden voor overplanting anders. Dit zal onderdeel zijn van consultatie met de
windsector in 2019. Besluitvorming hierover zal vervolgens in de betreffende kavelbesluiten worden vastgelegd.
31

Pagina 22 van 38

geïnstalleerde vermogen wordt in de kavelbesluiten voor de afzonderlijke windparken
vastgelegd. Met voortschrijdend inzicht in de ontwikkeling van de opbrengst van
windparken en windturbines is op voorhand niet uit te sluiten dat in de toekomst een
ruimere overplantingsmarge in de kavelbesluiten wordt toegestaan.
Aangezien TenneT de (beveiliging van de) componenten in het platformontwerp heeft
gedimensioneerd op het oorspronkelijk door de minister bepaalde
maximumvermogen van 760 MW, is het nodig om in dit ontwikkelkader vast te
leggen dat het maximaal in te voeden vermogen van de windparken ter hoogte van
het overdrachtspunt op het wisselstroomplatform 760 MW bedraagt.
Welk deel van het ingevoede vermogen boven de gegarandeerde transportcapaciteit
TenneT naar het hoogspanningsnet op land kan transporteren wordt ook bepaald door de
capaciteit van de kabels 35. TenneT heeft de mogelijkheid onderzocht om tijdelijk extra
transportcapaciteit te leveren door de kabels tijdelijk zwaarder te belasten op momenten
dat het hard waait (“dynamic loading”). Die mogelijkheid is onder andere afhankelijk van
de koeling van de kabels, die weer afhangt van de bodemcondities. Voor elk windpark zal
dus de omvang en tijdsduur van deze tijdelijke extra transportcapaciteit verschillen.
TenneT publiceert deze gegevens voorafgaand aan elke tender voor windparkkavels
zodat windparkontwikkelaars een eigen inschatting van de verwachte beschikbaarheid
van de tijdelijke extra transportcapaciteit kunnen maken.
De tijdelijke extra transportcapaciteit is geen gegarandeerde transportcapaciteit van het
net op zee zoals in voorgaande paragraaf, er kunnen geen rechten aan ontleend
worden. In geval van langdurige overbelasting van het net op zee zal TenneT aan de
vergunninghouders van de windparken vragen om het additionele en niet
gegarandeerde vermogen terug te regelen. Indien de aangeslotene geen gehoor geeft
aan de opdracht om vermogen terug te regelen zal TenneT genoodzaakt zijn om één of
meer 66 kilovolt aansluitverbindingen (de inter-array kabels) af te schakelen om het
vermogen terug te dringen. Zoals in paragraaf 3.6 staat vermeld zal TenneT hiervoor in
zijn aansluitovereenkomst voorwaarden opnemen.
3.6.2 2 GW gelijkstroomverbindingen
Bij windparken die worden aangesloten op een gelijkstroomplatform is het ook mogelijk
om met overplanting meer elektriciteit te produceren. Er is echter wel een verschil ten
opzichte van wisselstroomverbindingen: Gezien de aard van de gelijkstroomapparatuur is
het niet mogelijk om (tijdelijk) een hoger vermogen dan 2 GW in te voeden, zoals bij
wisselstroomplatforms wel het geval is. Voor de gelijkstroomplatforms is het maximaal in
te voeden vermogen dus gelijk aan de gegarandeerde transportcapaciteit, te weten 2 GW
per platform. Wel is het mogelijk om door middel van overplanting bij lagere
windsnelheden meer elektriciteit te produceren en te transporteren, zolang de
geproduceerde hoeveelheid elektriciteit niet groter is dan de gegarandeerde
transportcapaciteit (van 2 GW).
Doordat TenneT bij het ontwerp van de gelijkstroomplatforms en -kabels tevoren
rekening moet houden met de mate waarin deze worden belast, is het noodzakelijk om in
dit ontwikkelkader vast te leggen met welke mate van overplanting TenneT rekening
dient te houden. Tijdens de consultatie van windparkontwikkelaars ontstond consensus
over een maximaal overplantingpercentage van 15%. Dit betekent dat TenneT rekening
moet houden met een maximaal geïnstalleerd vermogen van de windparken van 2,3 GW
per gelijkstroomplatform en de daaruit voortkomende hogere belasting ("load factor").
Het maximale geïnstalleerde vermogen van de windparken zelf zal worden vastgelegd in
de desbetreffende kavelbesluiten.

35

TenneT garandeert een transportvermogen van 700 MW per platform, zie paragraaf 3.5.

Pagina 23 van 38

3.7 Aansluitverbindingen van de windturbines en exportkabels
De transportcapaciteit van de aansluitverbindingen (de inter-array kabels) die de
windturbines verbinden met het platform van het net op zee, is direct gekoppeld aan het
spanningsniveau van diezelfde verbindingen. Op dit moment is hiervoor 66 kilovolt het
spanningsniveau dat bij nieuwe windparken wordt toegepast. Dit spanningsniveau levert
(kosten)voordelen op ten opzichte van het tot voor kort toegepaste spanningsniveau van
33 kilovolt. Dit is in de eerste publicatie van dit ontwikkelkader uitgebreid beschreven.
De minister heeft daarom per brief aan de Tweede Kamer 36 meegedeeld dat het
spanningsniveau voor aansluitverbindingen (inter-array kabels) van de windparken uit
de routekaart windenergie op zee 66 kilovolt zal zijn. Dit geldt zowel voor de
wisselstroomplatforms als de gelijkstroomplatforms. Dit betekent ook dat het net op zee
geschikt moet zijn om windparken op een spanningsniveau van 66 kilovolt aan te
sluiten 37. De 66 kilovolt installatie op het platform (onderstation) van TenneT, tot aan
het fysieke aansluitpunt met de (inter-array) kabels die tot installatie van het windpark
behoren, worden daarom geacht onderdeel uit te maken van het net op zee.
3.7.1 700 MW wisselstroomverbindingen
Als gevolg van de keuze voor een spanningsniveau van 66 kilovolt kan circa 60 tot 70
MW per aansluitverbinding worden getransporteerd. Dit beperkt ook het benodigde
aantal J-tubes om de aansluitverbindingen naar het platform te leiden. Uitgaande van
een vermogen per windpark van 700 tot 760 MW (in het geval van wisselstroom) en een
capaciteit van 60-70 MW per aansluitverbinding zijn er in theorie minimaal twaalf Jtubes nodig. Tijdens het consultatieproces van TenneT met de windsector bleek echter
de behoefte aan een wat groter aantal J-tubes om zodoende voldoende flexibiliteit te
hebben in de bekabeling van de windturbines, ook in minder gunstig gesitueerde kavels.
Om die reden bepaalt dit ontwikkelkader dat een wisselstroomplatform zal worden
voorzien van zestien J-tubes per windpark van 700 MW. Naast deze zestien J-tubes per
windpark dient er een extra J-tube te zijn voor testmogelijkheden 38, en een extra J-tube
voor de kabel die de twee platforms in het windenergiegebied onderling verbindt 39.
Daarmee komt het totaal aan J-tubes voor de zijde van de aansluitverbindingen op
achttien. Het aantal J-tubes voor de 220 kilovolt kabels per wisselstroomplatform
bedraagt twee.
3.7.2 2 GW gelijkstroomverbindingen
Het aantal J-tubes voor de 66 kilovolt-kabels op de gelijkstroomplatforms bedraagt 30
(waarvan 28 voor vergunninghouders van windparken). Dit is het resultaat van de
consultatie van windparkontwikkelaars, en is gebaseerd op het aantal aansluitvelden (zie
paragraaf 3.8), de capaciteit per veld (1250 Ampère bij 66 kilovolt) en het verwachte
vermogen van de aangesloten windturbines (12 tot 20 MW per turbine). Dit aantal is
inclusief twee extra J-tubes, inzetbaar als reserve of voor mogelijk andere toekomstige
aangeslotenen.
Voor de 525 kilovolt kabels zijn er J-tubes nodig voor de verbinding met het land en voor
een mogelijke hybride verbinding (zie paragraaf 3.9). Als gevolg zijn er 2 x 3 J-tubes
nodig voor de 525 kilovolt gelijkstroomkabels en de metallic return en 2 J-tubes voor
glasvezelverbindingen.

3.8 Elektrische eigenschappen en beveiliging
Het samenstel van de windparken en het net op zee dient zo efficiënt mogelijk te
functioneren, zodat de opbrengst aan duurzame elektriciteit zo groot mogelijk is.

Kamerstuk 33 561, nr. 19.
Technische ontwikkelingen maken het in de nabije toekomst wellicht opportuun om voor de inter-array kabels een
spanningsniveau van 132 kilovolt te hanteren. Dit wordt onderzocht, en vergt een apart besluit van de minister.
38
Hieronder wordt ook verstaan demonstratieactiviteiten in een innovatiekavel.
39
Dit geldt voor de windenergiegebieden Borssele, Hollandse Kust (zuid), en Hollandse Kust (west).
36
37

Pagina 24 van 38

3.8.1 700 MW wisselstroomverbindingen
De wisselstroomplatforms van TenneT bevatten de volgende voorzieningen:
•
Een voorziening om het blindvermogen van de 220 kilovolt kabels te compenseren,
naast de voorziening die hiervoor in het station op land aanwezig is.
•
De compensatie van het blindvermogen van de kabels van de aansluitverbindingen
dient te gebeuren door gebruik te maken van de mogelijkheden van de
windturbines 40. TenneT levert daartoe een blindstroom-setpoint waaraan de
windturbines kunnen voldoen. Dit wordt beschouwd als de fijnregeling. Door het
schakelen van spoelen of condensatoren bij het landstation regelt TenneT de grove
stappen voor de compensatie van blindvermogen. Mocht het onverhoeds voor
aangesloten windturbines niet mogelijk zijn om te voldoen aan de door de TenneT
opgestelde eisen met betrekking tot de blindvermogenscompensatie rond nullast,
dan zal TenneT de blindvermogenshuishouding alsnog afstemmen op deze situatie.
Hierbij geldt echter dat de vergunninghouder primair verantwoordelijk blijft voor de
blindstroomcompensatie van zijn kabels en turbines.
•
Voldoende velden om de aansluitverbindingen aan te sluiten op het platform, maar
ook niet onnodig veel om de kans op ongebruikte velden te beperken. Gezien het
verwachte aantal van ten minste twaalf aansluitverbindingen van 66 kilovolt per
windpark van 700 MW 41, zal de elektrische installatie van TenneT rekening dienen te
houden met ten minste twaalf schakelvelden per windpark. Als een windpark
desondanks meer (maximaal zestien) aansluitverbindingen wenst aan te sluiten,
zullen er op één of twee schakelvelden twee kabels worden aangesloten. De
gecombineerde aangesloten aansluitverbindingen op een schakelveld dienen te
kunnen worden gescheiden in het geval er een storing optreedt in een van deze
kabels. Er dient een aparte schakeling aanwezig te zijn voor windturbines van een
innovatiekavel, indien dat aanwezig is. TenneT legt in zijn aansluit- en
transportovereenkomst nadere afspraken vast over onder meer de bediening van de
velden en schakelingen. In het consultatieproces van TenneT bestond unanieme
overeenstemming dat deze bediening, net als nu de praktijk is bij aansluitingen op
land, door TenneT plaatsvindt. Dit ontwikkelkader legt die keuze hierbij vast.
Om het standaardisatieconcept optimaal uit te nutten, zal er ook gebruik gemaakt
worden van een elektrisch beveiligingssysteem voor de aansluitverbindingen waarvan de
algemene functionele specificatie is gestandaardiseerd door TenneT. De eigendom,
bedrijfsvoering en onderhoud van deze beveiliging zal bij TenneT komen te liggen. Als
eigenaar van deze standaardinstallatie zal TenneT de kosten dragen van het eigendom,
de bedrijfsvoering en het onderhoud. Eventuele door de vergunninghouders gewenste
afwijkingen en aanvullingen op de standaardinstallatie van de windparken zullen niet
voor rekening van TenneT zijn.
3.8.2 2 GW gelijkstroomverbindingen
De gelijkstroomplatforms bevatten de volgende voorzieningen:
•
Voldoende aansluitvelden om de kabels van de aansluitverbindingen van een
aangesloten windpark aan te sluiten op het platform, maar ook niet onnodig veel om
de kans op ongebruikte velden te beperken. Per generatorblok van 500 MW stelt
TenneT 6 aansluitvelden ter beschikking. Voor een platform van 2 GW zijn er dus in
totaal 24 aansluitvelden beschikbaar. Bij 4 velden zal het mogelijk zijn om twee
inter-array kabels aan te sluiten om zo tot het totaal van 28 inter-array kabels te
komen. Per veld wordt een ondergrens van 625 Ampére gehanteerd (dit is de helft
van de capaciteit per veld), om onderbenutting van aansluitvelden te voorkomen.
Indien de vergunninghouder van een aangesloten windpark dat wenst kan TenneT
40

41

De Europese code voor generatoren (Requirement for Generators) vereist dat hedendaagse windturbines
blindstroomcompensatie rond nullast moeten kunnen leveren.
De tenders voor windenergiegebieden Borssele en Hollandse Kust (zuid) betroffen kavels van 350 MW. Vanaf de tenders
voor Hollandse Kust (noord) zijn dit kavels van 700 MW (bij wisselstroomverbindingen). De technische voorwaarden die
TenneT stelt in zijn aansluit- en realisatieovereenkomsten zijn echter gebaseerd op een lay-out van 2 x 350 MW.

Pagina 25 van 38

•

•

per generatorblok een extra (7e) aansluitveld beschikbaar stellen. De kosten van
een extra aansluitveld komen voor rekening van de desbetreffende
vergunninghouder van het windpark.
Voor de compensatie van het blindvermogen van de kabels van de
aansluitverbindingen bevat het platform geen voorzieningen. De vergunninghouder
van het windpark is ervoor verantwoordelijk dat er geen uitwisseling van
blindstroom plaatsvindt op het fysieke aansluitpunt.
In situaties dat er geen wind is en de vergunninghouder niet aan voorgaande
bepaling kan voldoen levert TenneT blindstroomcompensatie. Dit wordt in detail
geregeld in de aansluit- en transportovereenkomsten die TenneT met de
vergunninghouder afsluit.

De toegestane harmonische vervorming is uitgewerkt in de Netcode elektriciteit. TenneT
stelt de toegestane emissielimieten op ieder overdrachtspunt vast en verdeelt de
harmonische ruimte over de aangeslotenen. Verdere technische details kunnen worden
opgenomen in de aansluit- en transportovereenkomsten die TenneT met de
vergunninghouder afsluit.
Net als bij de wisselstroomplatforms het geval is zal er op de gelijkstroomplatforms ook
gebruik gemaakt worden van een elektrisch beveiligingssysteem voor de
aansluitverbindingen waarvan de algemene functionele specificatie is gestandaardiseerd
door TenneT. Het eigendom, de bedrijfsvoering en het onderhoud van deze beveiliging
zal bij TenneT komen te liggen. Als eigenaar van deze standaardinstallatie zal TenneT de
kosten dragen van het eigendom, de bedrijfsvoering en het onderhoud. TenneT zal de
beveiligingsinstelling afstemmen met de vergunninghouder in de aansluit- en
transportovereenkomsten.
In tegenstelling tot de situatie bij de wisselstroomplatforms is het niet voorzien dat de
vergunningshouders additionele beveiligingssystemen plaatsen op het gelijkstroom
platform. Het beveiligingssysteem op gelijkstroomplatform is uitgebreider en redundant
waardoor aanvullingen niet nodig zijn.

3.9 Hybride verbindingen
Al enige tijd denken deskundigen en beleidsmakers na over het (op termijn) onderling
verbinden van aansluitingen voor windparken op de Noordzee en hybride verbindingen:
verbindingen van windparken op zee gecombineerd met een transmissiefunctie tussen
verschillende landen 42. Op die wijze kan uiteindelijk een vermaasd net op de Noordzee
ontstaan. Een dergelijk internationaal netwerk op zee kan voordelen met zich
meebrengen. De EU-strategie over de benutting van het potentieel van hernieuwbare
offshore-energie 43 benadrukt het cruciale belang van de ontwikkeling een vermaasd net
om de uitrol van hernieuwbare energie van zee op een kostenefficiënte en duurzame
manier op te voeren. Een kenmerk van een vermaasd net op zee vormen
energieknooppunten (‘energy hubs’) op zee, die grootschalige windenergiegebieden ver
op zee ontsluiten. Energieknooppunten van verschillende landen kunnen onderling
worden verbonden.
Hybride verbindingen vormen een tussenstap tussen nationale projecten en een volledig
vermaasd offshore-energiesysteem en -netwerk. Hybride verbindingen en een vermaasd
net op zee vereisen verregaande afstemming tussen landen en partijen. Op dit moment
wordt over de ontwikkeling van een dergelijk netwerk op de Noordzee onder andere
gesproken in het kader van de in 2016 ondertekende politieke verklaring voor
samenwerking tussen Noordzeelanden 44, die eind 2021 is vernieuwd.

Een transmissieverbinding tussen verschillende landen wordt ook wel aangeduid als interconnector.
Zie https://eur-lex.europa.eu/legal-content/NL/TXT/PDF/?uri=CELEX:52020DC0741&from=EN.
44
https://www.benelux.int/files/9016/3845/2539/NSEC_Political_Declaration_signed.pdf.
42
43

Pagina 26 van 38

Het combineren van een verbinding (netaansluiting) van een windpark met een
transmissiefunctie in een hybride verbinding kan leiden tot een hogere benuttingsgraad
van de verbinding en tegelijkertijd tot kostenbesparing en ruimtebesparing voor de
interconnector: veel van de benodigde infrastructuur is immers al aangelegd voor de
netaansluiting van het betreffende windpark. Uitbreiding van de interconnectiecapaciteit draagt bij aan verdere marktintegratie en leidt daarmee tot maatschappelijke
voordelen, zoals stabielere elektriciteitsprijsontwikkeling, integratie van duurzaam
opgewekte elektriciteit, systeemflexibiliteit en leveringszekerheid. Een specifieke
studie 45 naar de gevolgen van een hybride verbinding met het Verenigd Koninkrijk
bevestigt deze maatschappelijke voordelen.
De mogelijkheid van hybride verbindingen vraagt om een anticiperende investering: op
de 2 GW gelijkstroomplatforms zal ruimte gereserveerd moeten worden om (eventueel
later) een interconnector aan te kunnen sluiten. Ook zal de hoogspanningsinstallatie
geschikt gemaakt worden voor toekomstige uitbreiding met een hybride verbinding. De
minister heeft eerder besloten dat per saldo de verwachte maatschappelijke voordelen
van een hybride verbinding met het Verenigd Koninkrijk dusdanig zijn dat anticiperende
investeringen in de platforms voor IJmuiden Ver te rechtvaardigen zijn. Voor de
navolgende gelijkstroomplatforms is hiervoor geen nieuwe analyse gemaakt.
De mogelijkheid om een extra verbinding te kunnen maken biedt echter ook de
mogelijkheid om in de toekomst, los van de interconnectie-functie, en eventueel ook
achteraf, gelijkstroomplatforms onderling te verbinden en daarmee het net op zee
robuuster te maken. De grotere mate van redundantie verbetert de leveringszekerheid.
Om dit mogelijk te maken is nader onderzoek nodig, waarbij onder andere onderzocht
zal moeten worden of en hoe gelijkstroomvermogenscheiders (‘HVDC circuit breakers’)
geïntegreerd moeten worden in het net op zee. Deze zijn nog in ontwikkeling.
Dit ontwikkelkader bepaalt, omwille van de robuustheid en flexibiliteit van het net op
zee, dat TenneT bij het standaardontwerp van alle gelijkstroomplatforms rekening moet
houden met extra ruimte voor een additionele verbinding. Een investeringsbesluit over
de realisatie van een dergelijke additionele verbinding zelf wordt separaat genomen. Er
dient hiervoor onder meer overeenstemming tussen partijen te zijn dat het Europees
regelgevend kader geschikt is voor de ontwikkeling van hybride verbindingen.
Daarnaast dient ook de Nederlandse wetgeving te worden aangepast zodat het net op
zee ook elektriciteit mag vervoeren anders dan de elektriciteit die is geproduceerd in de
op het net op zee aangesloten windparken.

3.10 Elektrificatie van olie- en gasplatforms
Bij de routekaart windenergie op zee 2030 heeft de minister aangegeven te onderzoeken
of een aantal olie- en gasplatforms de benodigde elektriciteit voor de op die platforms
aanwezige installaties kan betrekken van windparken op zee. Zo’n elektrische aansluiting
draagt bij aan vermindering van de uitstoot van CO2, stikstofoxiden (NOX) en fijnstof bij
de gaswinning en aan een efficiëntere benutting van het net op zee.
Een kansrijke mogelijkheid is het elektrificeren van gasplatforms nabij het
windenergiegebied Hollandse Kust (noord) via een aansluiting op het net op zee. De
minister heeft besloten dat een anticiperende investering in twee extra aansluitvelden op
het platform in Hollandse Kust (noord) gerechtvaardigd is. Op grond hiervan bepaalt dit
ontwikkelkader dat TenneT bij de bouw van het wisselstroomplatform voor Hollandse Kust
(noord) twee extra aansluitvelden opneemt.
Ook nabij het windenergiegebied Ten noorden van de Waddeneilanden vindt gaswinning
45

Economic appraisal of potential WindConnector developments. Pöyry, October 2019, zie https://www.tennet.eu/nl/onshoogspanningsnet/net-op-zee-projecten-nl/programma-2030/.

Pagina 27 van 38

plaats en is er concrete belangstelling voor aansluiting op het net op zee. In tegenstelling
tot het platform in Hollandse Kust (noord) is er op het platform in geen ruimte
beschikbaar voor extra aansluitvelden omdat deze ruimte wordt gebruikt voor de
blindstroomcompensatie apparatuur die nodig is in verband met de relatief lange
exportkabel naar land. Door het vergroten van het standaard platformontwerp is deze
ruimte te creëren. Daarom bepaalt dit ontwikkelkader dat TenneT bij het ontwerp van het
wisselstroomplatform voor Ten noorden van de Waddeneilanden) rekening houdt met
twee extra klantaansluitingen.
Op dit moment biedt de wetgeving nog geen mogelijkheid voor TenneT om andere
partijen dan de vergunninghouders van windparken op zee aan te sluiten op het net op
zee. Via het wetstraject voor de Energiewet wordt gewerkt aan een wetswijziging die dit
mogelijk maakt. Bij deze wetswijziging zullen ook de voorwaarden voor de aansluiting en
tarieven voor afnemers worden vastgesteld.

3.11 Meten van de elektriciteitsopbrengst
Voor het kunnen bepalen van de bijdrage van de windparken aan de doelstellingen voor
hernieuwbare energie en voor de eventuele aanspraak van de vergunninghouders van de
windparken op SDE+ subsidie is het van belang afspraken te maken over het meten van
de elektriciteitsopbrengst van de windparken. Met het oog op de economische voordelen
door o.a. de logistiek bepaalt de Meetcode elektriciteit 46 dat de aangeslotenen op een
offshore-platform met een aansluiting op het net op zee en de beheerder van het
desbetreffende offshore-platform (TenneT) gezamenlijk één meetverantwoordelijke
aanwijzen voor alle aansluitingen op het desbetreffende offshore-platform.
De metingen van alle aansluitverbindingen van één windpark worden bij elkaar opgeteld
om de hoeveelheid elektrische energie op het punt van invoeding op het openbare net te
bepalen.

3.12 Shared services en natuur-inclusief ontwerp
Naast de windparkexploitanten en TenneT willen ook andere partijen zoals de kustwacht,
diverse havenbedrijven, en het KNMI gebruik maken van de mogelijkheid om de TenneTplatforms te benutten voor bijvoorbeeld het doen van metingen of het plaatsen van
communicatiemiddelen. TenneT voorziet hiervoor in minimale voorzieningen (ruimte,
antennemast, glasvezelverbinding, elektriciteit) op zijn platforms en landstations voor de
benodigde apparatuur, voor zover dit redelijkerwijs mogelijk is binnen het bestaande
ontwerp. Rijkswaterstaat schaft deze shared services aan en beheert en onderhoudt
deze. Dit draagt bij aan het realiseren van de laagste maatschappelijke kosten.
Rijkswaterstaat stelt hiertoe een bedrijfsplan op. Kosten zullen bij betreffende partijen in
rekening worden gebracht, via Rijkswaterstaat.
Om invulling te geven aan de afspraak in het Klimaatakkoord voor het nemen van
aanvullende bredere maatregelen om de staat van instandhouding van kwetsbare soorten,
rekening houdend met hun biotopen, te verbeteren en negatieve effecten op de natuur
(zoals de biodiversiteit) te verminderen, ontwerpt en legt TenneT het net op zee voor
zover dat redelijkerwijs mogelijk is natuur-inclusief aan.
Deze maatregelen dienen in verhouding te staan tot de inspanningen die de
vergunninghouders van de windparken treffen op grond van een inspanningsverplichting
dan wel voorschrift in het betreffende kavelbesluit om het windpark zodanig te ontwerpen
en te realiseren dat het windpark actief bijdraagt aan versterking van een gezonde zee en
versterking van behoud en duurzaam gebruik van soorten en habitatten die van nature in
46

Zoals gewijzigd bij besluit van de Autoriteit Consument en Markt van 14 mei 2019, kenmerk ACM/UIT/510948 tot wijziging
van de voorwaarden als bedoeld in artikel 31 van de Elektriciteitswet 1998 betreffende meetverantwoordelijkheid op
aansluitingen op het net op zee, Staatscourant nr. 26779, 15 mei 2019.

Pagina 28 van 38

Nederland voorkomen. De toepassing van maatregelen wordt per project afgewogen op
technische haalbaarheid, risico, kosten en project-specifieke omstandigheden (projectfase
en locatie).

3.13 Eisen aan toeleveranciers
Voor de aanleg en het onderhoud van het net op zee contracteert TenneT marktpartijen.
Het gaat dan bijvoorbeeld om de bouw van platforms, productie van kabels en levering
van (hoogspannings)apparatuur.
Het net op zee betreft vitale energie-infrastructuur. Toeleverende partijen voor het net op
zee, al dan niet onderdeel van een consortium, dienen daarom te passen binnen de
voorwaarden en doelen die zijn gesteld in de Nationale Veiligheidsstrategie 2019 en de
actualisering daarvan, zoals de midterm review 2021.
De Minister van Energie en Klimaat zal bepaalde onderdelen van het net op zee (de 2 GW
gelijkstroomverbindingen) benoemen als vitaal of essentiële dienst in het kader van de
bescherming van vitale processen voor de nationale veiligheid. TenneT geeft opvolging
aan alle resulterende eisen bij het contracteren van toeleveranciers.

Pagina 29 van 38

Pagina 30 van 38

4

Tijdspad

4.1 Tijdstip van ingebruikname van de windparken
Om de politieke afspraken over de ontwikkeling van windenergie op zee zo voortvarend
mogelijk na te komen is het zaak dat de windparken zo snel mogelijk na de
vergunningverlening worden gebouwd en in gebruik genomen. De diverse
tenderregelingen bepalen dat een windpark uiterlijk 5 jaar 47 na het afgeven van de
(subsidie)beschikking volledig in gebruik is.

4.2 Opleveringsdatum van het net op zee
Om de windenergie op zee ten volle te kunnen benutten is het van belang dat het net
op zee tijdig klaar is en de windturbines daarop kunnen worden aangesloten. Tegelijk
vraagt de aanleg ook om de nodige zorgvuldigheid en een realistische planning.
TenneT en het ministerie streven er in de planning en uitvoering naar dat de
benodigde vergunningen voor de aanleg van het net op zee onherroepelijk dan wel
definitief zijn alvorens TenneT de grote contracten (zoals bijvoorbeeld de realisatie van
het platform en de kabel) voor de uitvoering ervan gunt.
De delen van het net op zee voor de windenergiegebieden IJmuiden Ver, Nederwiek en
Doordewind worden versneld ontwikkeld om uitvoering te geven aan de verhoogde
doelstelling van circa 21 GW rond 2030 in het kader van een vermindering van de
CO2-uitstoot van minstens 55% (zie ook paragraaf 1.1). Als gevolg van de versnelde
ontwikkeling en de toenemende druk richting 2030 in de gehele toeleverketen, is het
nodig dat TenneT een andere inkoopstrategie hanteert. Daarbij is TenneT voornemens
om opdrachten voor de bouw/fabricage van platforms, kabels, HVDC-apparatuur en
converterstations op land voor meerdere delen van het net op zee gebundeld in de
markt te zetten.
In het Klimaatakkoord was reeds afgesproken dat het voor een hogere ambitie in verband
met een CO2-reductiedoel van minstens 55% nodig is dat TenneT contracten kan gunnen
voordat definitieve vergunningen zijn verkregen. Nu deze hogere ambitie door het kabinet
is vastgesteld, draagt dit ontwikkelkader - met het oog op de in artikel 16e van de
Elektriciteitswet 1998 onder g genoemde beoogde opleveringsdatum van onderdelen van
het net op zee - aan TenneT op om contracten te gunnen voordat de benodigde
definitieve en onherroepelijke vergunningen voor de bovengenoemde delen van het net
op zee zijn verkregen.
Dit laat onverlet dat besluitvorming over individuele projectbudgetten door het ministerie
van Financiën plaatsvindt met project budget applications (PBA’s) en de statutaire
processen die daarvoor gelden, en dat de ACM de toegestane inkomsten voor TenneT als
netbeheerder van het net op zee vaststelt en de opname hiervan in de jaarlijkse
tariefvoorstellen van TenneT beoordeelt overeenkomstig de wettelijke procedures (zie ook
paragraaf 5.1).
4.2.1 700 MW wisselstroomverbindingen
Op basis van het tijdsschema voor de tenders, de verwachte bouwtijden van de
windparken, de ervaringen met de aanleg van platforms door TenneT en de ervaringen
met de doorlooptijden van de vergunningprocedures geeft tabel 3 de
opleveringsdatum van de delen van het net op zee voor verbinding van de windparken
waarvoor een tenderregeling al is gepubliceerd of binnenkort gepubliceerd wordt. De
47

Het uitgangspunt is dat de windparken binnen vier jaar na het verkrijgen van een subsidiebeschikking operationeel zijn.
Daarom is in artikel 14 van de Wet windenergie op zee opgenomen dat een vergunning slechts wordt verleend indien op
grond van de aanvraag voldoende aannemelijk is dat de bouw en exploitatie van het windpark gestart kan worden
binnen vier jaar na de datum waarop de vergunning onherroepelijk is geworden. Dit gaat om een beoordeling vooraf van
de haalbaarheid van die termijn. Om in de daadwerkelijk realisatie enige ruimte te bieden voor onvoorziene
omstandigheden is ervoor gekozen in de aan de beschikking verbonden voorschriften een termijn van een jaar langer te
hanteren. In het geval van subsidie start na 5 jaar de subsidietermijn van 15 jaar.

Pagina 31 van 38

opleveringsdatum is de dag waarop het relevante deel 48 van het net op zee
bedrijfswaardig is voor het elektrisch in bedrijf nemen van de aansluiting van de
betreffende windparken.

Tabel 3

Opleveringsdatum van het net op zee voor wisselstroomverbindingen

Kavel

Oplevering delen net op zee

Borssele I en II

31 augustus 2019

Borssele kavels III, IV en het innovatiekavel V

31 augustus 2020

Hollandse Kust (zuid), kavels I en II

31 december 2021

Hollandse Kust (zuid), kavels III en IV

31 maart 2022

Hollandse Kust (noord), kavel V

31 maart 2023

Hollandse Kust (west), kavel VI

31 maart 2024

Hollandse Kust (west), kavel VII

31 maart 2026

Hollandse Kust (west), kavel VIII

nader te bepalen

Ten noorden van de Waddeneilanden, kavel I

nader te bepalen

Dit betekent dat de elektrische installatie op het platform van TenneT is gebouwd in
overeenstemming met de vereiste functionaliteiten, zoals uiteengezet in dit
ontwikkelkader, en gereed is voor elektrische koppeling van de windparken, waarna de
test- en ingebruiknameperiode van de windparken op de genoemde kavels aanvangt.
Tevens dient het tweezijdige gegevensverkeer (datatransmissie) ten behoeve van
SCADA- en meetsystemen te kunnen plaatsvinden tussen de ruimten die TenneT
beschikbaar stelt aan de windparkeigenaar op de onderstations op land en op het
wisselstroomplatform en dienen deze ruimten geschikt te zijn voor het beoogde doel.
Vanzelfsprekend is op de opleveringsdatum ook de kabel tussen het relevante platform
en het hoogspanningsnet op land in staat om de minimale gegarandeerde
transportcapaciteit te leveren en is de aansluiting met het hoogspanningsnet op land
technisch in staat om deze hoeveelheid elektriciteit verder te transporteren.
De verklaring van oplevering van het relevante deel van het net op zee wordt uitsluitend
gebaseerd op basis van het gereed zijn van het betreffende onderdeel van het net op
zee, met inbegrip van de 66 kilovoltinstallatie. Op deze manier is er een duidelijk
moment van oplevering, en wordt voorkomen dat gewacht moet worden op het eerste
moment waarop daadwerkelijk de gegarandeerde transportcapaciteit kan worden
getransporteerd. Doordat de windparken veelal gefaseerd in bedrijf worden genomen,
zou dit immers maanden kunnen duren. De verklaring van oplevering zal in opdracht van
TenneT worden afgegeven door een onafhankelijke deskundige. Voor de verklaring van
oplevering stelt TenneT samen met de onafhankelijke deskundige en in overleg met het
ministerie en de windparkontwikkelaars een standaardwerkwijze op. De gekozen
werkwijze en daarmee opgedane ervaringen bij de oplevering van het eerste onderdeel
van het net op zee (de netaansluitingen voor de kavels Borssele I en II) dienen daartoe
als uitgangspunt.
Indien TenneT het betreffende deel van het net op zee later oplevert dan de genoemde
opleveringsdatum kan een recht op een vergoeding ontstaan voor vergunninghouders

48

Met het relevante deel van het net op zee wordt bedoeld het samenstel van de onderdelen die nodig zijn voor het
volwaardig kunnen functioneren van het betreffende windpark. Bijvoorbeeld voor kavels I en II van windenergiegebied
Borssele betekent dit dat het platform “Borssele Alpha”, waarop de windparken in deze kavels worden aangesloten
gereed is, maar dat het platform “Borssele Beta” nog niet gereed hoeft te zijn.

Pagina 32 van 38

van de windparken op grond van de regeling, overeenkomstig artikel 16f van de
Elektriciteitswet 1998. Op het moment van oplevering vervalt het recht op vergoeding als
gevolg van te late oplevering. Na dit moment is er alleen nog recht op een vergoeding
voor niet- beschikbaarheid van het net op zee, overeenkomstig bovengenoemd artikel
16f. Het is belangrijk om dit moment eenduidig te markeren en zodoende de discussie
over de vraag welk soort schade geclaimd moet worden (schade als gevolg van
vertraging of als gevolg van niet-beschikbaarheid) te voorkomen.
4.2.2 2 GW gelijkstroomverbindingen
De oplevering van de geplande gelijkstroomverbindingen vergt een aparte procedure
omdat, in tegenstelling tot wisselstroomverbindingen, voor het kunnen testen van de
gelijkstroomverbindingen op vol vermogen het noodzakelijk is dat het volledige windpark
aangesloten en in bedrijf is. Er is dus een grotere onderlinge afhankelijkheid tussen het
net op zee en de daarop aangesloten windparken. Drie datums zijn daarbij van belang:
1. De datum waarop het platform van TenneT gereed is voor het ontvangen van de 66
kV-kabels van het windpark (‘çable pull in’). Op deze datum is het net op zee gereed
om het windpark van spanning te voorzien en om transportcapaciteit te bieden. Dan
start ook de testfase van het gezamenlijke systeem (windpark en
gelijkstroomverbinding). De transportcapaciteit kan in deze fase nog niet volledig
worden gegarandeerd. Deze datum betreft een verplichting voor TenneT.
2. De datum waarop de vergunninghouder(s) van het windpark alle 66 kV-kabels op het
platform heeft ingetrokken en de aansluiting op het platform heeft afgerond. Vanaf
deze datum dient het windpark het volledige vermogen te kunnen leveren. Pas dan
kan het laatste deel van de test- en ingebruiknamefase starten, namelijk het testen
bij vol vermogen. Deze datum betreft een verplichting voor de vergunninghouder(s)
van het windpark.
3. De datum waarop TenneT het volledige net op zee behorend bij die betreffende
kavels moet opleveren. Op deze datum is testen van de gelijkstroomverbinding
afgerond. Vanaf deze datum dient de minimale gegarandeerde transportcapaciteit
beschikbaar te zijn. Dit is tevens de datum waarop er een recht op vergoeding kan
ontstaan op grond van artikel 16f van de Elektriciteitswet 1998, met dien verstande
dat op het moment van oplevering het recht op vergoeding als gevolg van te late
oplevering vervalt. Na dit moment is er alleen nog recht op een vergoeding voor nietbeschikbaarheid van het net op zee, overeenkomstig bovengenoemd artikel 16f. Deze
datum betreft een verplichting voor TenneT.
Tabel 4

Opleveringsdatum van het net op zee voor gelijkstroomverbindingen

Kavel

Platform gereed
voor cable pull-in

Windpark gereed voor Oplevering
leveren vol vermogen gelijkstroomverbinding

IJmuiden Ver, kavel I

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

IJmuiden Ver, kavel II

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

IJmuiden Ver, kavel III nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

IJmuiden Ver, kavel IV

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

IJmuiden Ver, kavel V

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

IJmuiden Ver, kavel VI nader te bepalen47
Nederwiek, kavel I
nader te bepalen47
Nederwiek, kavel II
nader te bepalen47
Nederwiek, kavel III
nader te bepalen47
Doordewind, kavel I
nader te bepalen47
Doordewind, kavel II
nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

nader te bepalen47

Pagina 33 van 38

4.2.3 Opleveringsdatums in relatie tot tenders en ingebruikname windparken
Voor publicatie van de tenderregelingen voor de toekomstige windparken worden de
definitieve opleverdatums vastgelegd in dit ontwikkelkader in tabellen 3 en 4 en
bekendgemaakt aan biedende partijen. Tot die tijd geven tabellen 5 en 6 een indicatieve
opleveringsdatum voor de delen van het net op zee die behoren bij (kavels in)
windenergiegebieden waarvoor in de toekomst tenders gehouden zullen worden. Aan
tabellen 5 en 6 kunnen geen rechten worden ontleend.
Nadat een tender voor een of meerdere kavels van een windenergiegebied succesvol is
afgerond treedt TenneT in overleg met de vergunninghouder(s) van het/de windpark(en)
in dat/die kavel(s) om nadere afspraken te maken, onder andere over de planning van de
aanleg van windpark(en) en het betreffende onderdeel van het net op zee en de
(gezamenlijke) testfase. Indien hieruit volgt dat de ingebruikname van het/de
windpark(en) aanzienlijk later (maar wel binnen de in de vergunning voor het windpark
gestelde termijn) zal plaatsvinden dan de in tabel 3 of tabel 4 vermelde opleveringsdatum
van het betreffende onderdeel van het net op zee, dan kan TenneT bij de minister een
verzoek indienen om dat onderdeel van het net op zee op een latere datum op te leveren.
In de afweging of een dergelijk verzoek door TenneT wordt ingediend, zal TenneT onder
meer de kaders van de Aanbestedingswet in acht nemen evenals aspecten van
programmatische aard. Een dergelijk verzoek dient te worden vergezeld van een
verklaring van geen bezwaar van de vergunninghouder(s) van het/de windpark(en).
Tabel 5

Indicatieve opleveringsdatum 49 van het net op zee voor
wisselstroomverbindingen

Kavel

Indicatieve oplevering onderdelen net op zee

Hollandse Kust (west), kavel VIII

Nader te bepalen

Ten noorden van de Waddeneilanden, kavel I

Eerste kwartaal 2031

Tabel 6

Indicatieve opleveringsdatum 50 van het net op zee voor
gelijkstroomverbindingen

Kavel

Platform gereed
voor cable pull-in

Windpark gereed
voor leveren vol
vermogen

Oplevering
gelijkstroomverbinding

IJmuiden Ver, kavel I

Eerste kwartaal 2029

Derde kwartaal 2029

Vierde kwartaal 2029

IJmuiden Ver, kavel II

Eerste kwartaal 2029

Derde kwartaal 2029

Vierde kwartaal 2029

IJmuiden Ver, kavel III

Eerste kwartaal 2028

Derde kwartaal 2028

Vierde kwartaal 2028

IJmuiden Ver, kavel IV

Eerste kwartaal 2028

Derde kwartaal 2028

Vierde kwartaal 2028

IJmuiden Ver, kavel V

Eerste kwartaal 2029

Derde kwartaal 2029

Vierde kwartaal 2029

IJmuiden Ver, kavel VI
Nederwiek, kavel I

Eerste kwartaal 2029

Derde kwartaal 2029

Vierde kwartaal 2029

Eerste kwartaal 2030

Derde kwartaal 2030

Vierde kwartaal 2030

Eerste kwartaal 2030

Derde kwartaal 2030

Vierde kwartaal 2030

Eerste kwartaal 2031

Derde kwartaal 2031

Vierde kwartaal 2031

Eerste kwartaal 2031

Derde kwartaal 2031

Vierde kwartaal 2031

Eerste kwartaal 2031

Derde kwartaal 2031

Vierde kwartaal 2031

Nederwiek, kavel II
Nederwiek, kavel III
Doordewind, kavel I
Doordewind, kavel II

49
50

De exacte opleveringsdatums volgen ten tijde van publicatie van de tenderregelingen voor de betreffende kavels.
De exacte opleveringsdatums volgen ten tijde van publicatie van de tenderregelingen voor de betreffende kavels.

Pagina 34 van 38

5

Levensduur en afschrijving van het net op zee

5.1 De ACM bepaalt afschrijvingstermijn net op zee
De ACM reguleert de inkomsten van TenneT en bepaalt ook de afschrijvingstermijn die
TenneT mag hanteren om de kosten van het net op zee door te berekenen 51. De ACM
bepaalt per reguleringsperiode van vijf jaar de afschrijvingstermijn in het
Methodebesluit. In het Methodebesluit 2017-2021 staat dat de afschrijvingstermijn voor
het net op zee 20 jaar is. In het Methodebesluit 2022-2026 52 verlengt de ACM de
afschrijvingstermijnen voor de activa van de netbeheerder van het net op zee voor de
windparken waarvoor nog een vergunning moet worden verleend met 10 jaar, van 20
naar 30 jaar. Concreet gaat het hierbij om de windparken Hollandse Kust (west) en
nakomende windparken.

5.2 Vereiste minimale levensduur net op zee
Aangezien het net op zee ondersteunend is aan de windparken, zal de levensduur van
de windparken in eerste instantie bepalend zijn voor de minimaal vereiste levensduur
van het net op zee. Dit ontwikkelkader gaat er daarbij van uit dat het net op zee
verwijderd wordt zodra de daarop aangesloten windparken na het verstrijken van hun
vergunningsduur worden ontmanteld en verwijderd. Of er in de windenergiegebieden
daarna nieuwe windparken ontwikkeld worden, waarvoor het net op zee opnieuw
gebruikt kan worden, hangt af van de ontwikkeling van (de kostprijs van) windenergie
op zee in de komende 30 tot 35 jaar ten opzichte van alternatieve duurzame
energiebronnen en van de noodzaak en politieke bereidheid om hierop
(stimulerings)beleid te voeren. Deze ontwikkelingen zijn voor een dergelijke lange
termijn lastig te voorspellen. Een bijkomende onzekerheid betreft de vraag of de
grenzen van het technische ontwerp van het huidige net op zee, met een maximum
transportcapaciteit van 700 MW per wisselstroomplatform en 2 GW per
gelijkstroomplatform en een spanningsniveau van 66 kilovolt voor de
aansluitverbindingen, toereikend zijn voor toekomstige windparken. Gezien de snelle
technische ontwikkeling van windenergie op zee is het denkbaar dat het bij de dan
heersende stand der techniek toch slimmer is om het net op zee geheel te vernieuwen,
dan wel om de opgewekte energie op niet-elektrische wijze naar het vasteland te
transporteren.
5.2.1 Aansluiten bij de levensduur en vergunningsduur van windparken op zee
Tot medio jaren ’10 van deze eeuw was de verwachte levensduur van een windpark op
zee veelal 20 jaar. Deze komt voort uit de door de fabrikanten gecertificeerde
levensduur van windturbines, die de windparkontwikkelaars gebruiken in hun business
case. Met een economische levensduur van 20 jaar was ook rekening gehouden bij de
bepaling van de maximumbedragen voor de tenderprocedure met subsidie 53. Daarbij
werd aangenomen dat de vergunninghouders van de windparken na het verstrijken van
de SDE+ subsidietermijn van 15 jaar hun windparken nog voor 5 jaar laten produceren.
De ontwikkelingen in windenergie op zee gaan snel, waarbij er een duidelijke tendens is
naar een steeds langere levensduur voor windparken op zee. Zo bedraagt de
gecertificeerde levensduur van de nieuwste generatie windturbines in veel gevallen 25
jaar 54 en zijn er windparken op zee die na 20 jaar nog steeds in gebruik zijn 55.
De ACM beoordeelt daarnaast de efficiëntie van de investeringen van TenneT en bepaalt de doorvertaling van die
investeringen in de kosten die TenneT mag doorberekenen in de gereguleerde tariefinkomsten. Die kosten bevatten
naast een redelijk rendement op de investeringen ook de afschrijvingen en kosten voor onderhoud en beheer.
52
Methodebesluit Netbeheerder van het Net op Zee 2022-2026; Besluit van de Autoriteit Consument en Markt als bedoeld in
artikel 42b, eerste lid, van de Elektriciteitswet 1998. 16 september 2021.
53
Kamerstuk 33 561, nr. 19.
54
Een voorbeeld hiervan is de MHI Vestas V164-10.0MW. Zie https://www.mhivestasoffshore.com/innovations/
55
Het eerste offshore windpark ter wereld Vindeby (Denemarken) werd in 1991 in gebruik genomen en is in september 2017
buiten gebruik gesteld.
51

Pagina 35 van 38

Artikel 15 van de Wet windenergie op zee bepaalt dat het tijdvak waarvoor de
vergunning geldt passend is bij de te verwachten levensduur van een windpark en het
specifieke gebied waarop de vergunning betrekking heeft. De kavelbesluiten bepalen de
daadwerkelijke vergunningsduur, die de periodes van realisatie, exploitatie en
verwijdering van het windpark omvat. In de vergunningen wordt daarbij uitgegaan van:
•
Een termijn van maximaal 5 jaar voor de realisatie van het windpark vanaf het
moment van onherroepelijk worden van de vergunning.
•
Een exploitatietermijn die kan starten vanaf jaar 3 en kan duren tot en met het
voorlaatste jaar van de vergunningsduur.
•
Een verwijderingstermijn die kan starten vanaf het zesde jaar voor het einde van de
vergunningsduur en kan duren tot en met het laatste jaar van de vergunningsduur.
Dit betekent doorgaans in de praktijk dat de exploitatietermijn van een windpark op zee
circa vijf jaar korter is dan de maximale vergunningsduur, maar minimaal drie jaar
korter. Voor de kavels in de windenergiegebieden Borssele, Hollandse Kust (zuid) en
Hollandse Kust (noord) zijn vergunningen afgegeven voor een duur van maximaal 30
jaar. Daarmee bedraagt de minimale levensduur van het net op zee voor deze
windenergiegebieden in eerste instantie 27 jaar.
5.2.2 Langere vergunningsduur van windparken op zee
Met het in werking treden van de gewijzigde Wet windenergie op zee op 29 oktober 2021
is het bovenvermelde artikel 15 aangepast, waarbij de maximale vergunningsduur voor
windparken op zee is aangepast van 30 jaar naar 40 jaar. Daarbij is het mogelijk voor
vergunninghouders van windparken, waarvoor een vergunning met een looptijd korter
dan 40 jaar al is afgegeven, om verlenging van de vergunning aan te vragen.
Een langere vergunningsduur voor windparken op zee betekent dat ook de levensduur
van het net op zee langer moet zijn. Daarbij moet onderscheid gemaakt worden tussen
nog te vergunnen windparken onder de gewijzigde Wet windenergie op zee en reeds
onder deze wet vergunde windparken:
•
Voor de delen van het net op zee ten behoeve van nog te vergunnen windparken
onder de gewijzigde Wet windenergie op zee geldt dat deze in een vroegtijdig
stadium (ontwerpfase) geschikt te maken waren voor een langere levensduur. Nadat
het wetsvoorstel aan de Tweede Kamer was aangeboden (november 2018) heeft dit
ontwikkelkader aangegeven dat voor (delen van) het net op zee een afwijkende
levensduur kan worden vastgelegd met het oog op een eventuele verlenging van de
vergunningsduur van de windparken tot maximaal 40 jaar (ontwikkelkader, versie
november 2019). Dit is in het ontwikkelkader van mei 2020 verder aangescherpt
door van TenneT te verlangen zoveel mogelijk op een efficiënte manier rekening te
houden met een mogelijke levensduurverlenging van maximaal 10 jaar.
•
Voor de reeds vergunde windparken zijn de betreffende delen van het net op zee al
in gebruik of bevinden zich een in verre fase van realisatie. Voor deze delen van het
net op zee is het lastiger om een langere levensduur te bewerkstelligen omdat
aanpassingen in de ontwerpfase immers niet meer mogelijk zijn. Een langere
levensduur is alleen te bereiken door de onderhouds- en vervangingsstrategie aan te
passen. Bij de consulatie van de bovengenoemde wijziging van de Wet windenergie
op zee heeft TenneT aangegeven de levensduur van het net op zee voor de reeds
vergunde windparken kostenefficiënt met enkele jaren te kunnen verlengen. Daarbij
geldt dat hoe eerder partijen (zowel de vergunninghouder van het windpark als
TenneT) weet wat de uiteindelijke levensduur zal zijn, hoe kostenefficiënter het
onderhoudsregime kan worden ingericht. Verlenging van de vergunning kan vanaf
zeven jaar na het afgeven van de oorspronkelijke vergunning worden aangevraagd.
Voor het toekennen van de verlenging zullen volgens artikel 3, derde lid van de Wet
windenergie op zee vastgestelde criteria worden meegewogen, waaronder het belang

Pagina 36 van 38

van een doelmatige aansluiting van een windpark op een aansluitpunt. Dus ook de
(on)mogelijkheden van het langer beschikbaar houden van het net op zee en de
daarmee samenhangende kosten worden meegewogen voordat een verlenging wordt
toegekend. Uitgaande van de signalen ten tijde van de consultatie over de
technische levensduur van de reeds vergunde windparken en de daarbij horende
netten op zee, lijkt een verlenging van de volledige 10 jaar niet op voorhand in alle
gevallen de beste optie. Het kan goed zijn dat een kortere verlenging beter aansluit
bij de technische levensduur van de windparken en ertoe leidt dat TenneT beter in
staat is de levensduur van het net op zee op een kostenefficiënte wijze te verlengen.
Uiteindelijk zal daarom per verlengingsaanvraag de afweging moeten worden
gemaakt welke verlengingstermijn, gelet op alle belangen, passend is.
5.2.3 Vereisten aan de levensduur van het net op zee
Gelet op bovenstaande bepaalt dit ontwikkelkader dat voor de windparken waarvoor een
vergunning wordt afgegeven onder de gewijzigde Wet windenergie op zee, om te
beginnen voor de toekomstige windparken in Hollandse Kust (west), dat de minimale
levensduur van het net op zee 37 jaar bedraagt.
Voor de windparken in de windenergiegebieden Borssele, Hollandse Kust (zuid) en
Hollandse Kust (noord) bepaalt dit ontwikkelkader dat TenneT zoveel mogelijk op een
efficiënte manier rekening houdt met een mogelijke levensduurverlenging. De precieze
omvang daarvan zal nader worden bepaald zodra een aanvraag voor verlenging van de
vergunning voor het op het betreffende deel van het net op zee is ingediend.
Specifiek voor het aanleggen van een hybride verbindingen (de in paragraaf 3.9
genoemde combinatie van een verbinding voor aansluiting van een windpark en een
interconnector) kan het wenselijk zijn om een langere levensduur voor het betreffende
deel van het net op zee af te spreken. Zodra besluitvorming over een hybride verbinding
heeft plaatsgevonden zullen eventuele gevolgen voor de vereiste levensduur van het net
op zee in dit ontwikkelkader worden vastgelegd.

Pagina 37 van 38

Ontwikkelkader windenergie op zee
Ministerie van
Economische Zaken en
Klimaat
Directoraat-generaal
Klimaat en Energie
Postbus 20401
2500 EK Den Haag

Definitief
Vastgesteld in de Ministerraad van 10 juni 2022.

Pagina 38 van 38