Nieuwe regels brengen eerste windpark in Prinses Elisabethzone dichterbij

Foto Jesse De Meulenaere

19 juli 2026

Op zaterdag 18 juli 2026 heeft de federale regering in Brussel het vernieuwde regelgevende kader voor de tender van de eerste kavel in de Prinses Elisabethzone, PEZ 1, goedgekeurd. Daarmee komt de aanbesteding voor een nieuw offshorewindpark in de Belgische Noordzee opnieuw dichterbij. Tegelijk legde de regering 1 oktober 2031 vast als uiterste datum waarop de eerste fase van het Prinses Elisabetheiland, aangeduid als Modular Offshore Grid II of MOG II, operationeel moet zijn. De twee beslissingen moeten ervoor zorgen dat de bouw van nieuwe windcapaciteit op zee kan worden voorbereid binnen duidelijkere juridische, financiële en technische voorwaarden.

Waarom de eerdere procedure werd stopgezet

De oorspronkelijke tender voor PEZ 1 werd begin juli 2025 stopgezet. Minister van Energie Mathieu Bihet stelde dat enkele essentiële randvoorwaarden toen nog niet afdoende waren geregeld. Er bestond onzekerheid over het steunmechanisme voor de toekomstige uitbater, over de Europese staatssteunprocedure, over de planning van het Prinses Elisabetheiland en over de versterking van het elektriciteitsnet op het Belgische vasteland. Die onderdelen hangen nauw samen. Een offshorewindpark kan pas rendabel worden ontwikkeld wanneer investeerders weten onder welke financiële regels zij elektriciteit mogen verkopen, wanneer de aansluiting op het net beschikbaar is en welk risico zij dragen bij vertragingen. Een gebrekkige afstemming kan ertoe leiden dat een windpark gereed is, maar nog geen elektriciteit kan afleveren omdat de netaansluiting ontbreekt. Omgekeerd kan kostbare netinfrastructuur ongebruikt blijven wanneer de bouw van het windpark vertraging oploopt. De regering koos er daarom voor de eerdere procedure niet voort te zetten en eerst het regelgevende kader te herwerken. De voorbije maanden vroeg zij voorstellen en adviezen aan de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas, de CREG. Het aangepaste koninklijk besluit over de tender steunt onder andere op een voorstel van de CREG van 2 april 2026 en een advies van 28 mei 2026.

Vijf jaar om het windpark te bouwen

Een eerste belangrijke wijziging betreft de bouwtermijn. De geselecteerde concessiehouder krijgt maximaal vijf jaar om het windpark te realiseren, tegenover vier jaar in de eerdere regeling. Die extra tijd moet rekening houden met de grote vraag naar turbines, schepen, kabels, funderingen en gespecialiseerde diensten binnen de internationale offshoresector. Ook het periodieke heiverbod op zee beperkt de momenten waarop funderingen in de zeebodem kunnen worden aangebracht. De bouw van een offshorewindpark vraagt immers verschillende opeenvolgende werkzaamheden. Eerst moeten funderingen worden geplaatst, waarna turbines, kabels, onderstations en aansluitingsinfrastructuur aan bod komen. Veel van die werkzaamheden zijn afhankelijk van gespecialiseerde schepen en weersomstandigheden op zee. Een termijn die te kort is, kan kandidaten dwingen extra veiligheidsmarges en financiële risicopremies in hun bod te verwerken. Zij moeten dan rekening houden met het risico dat vertragingen leiden tot contractuele kosten, duurdere scheepsboekingen of het verlies van geschikte werkperiodes op zee. Een termijn die beter aansluit bij de praktische uitvoerbaarheid kan de kans vergroten dat een toegekende concessie ook binnen de afgesproken periode wordt gebouwd. De regering wil tegelijk vasthouden aan de nodige uitvoeringszekerheid, zodat de ruimere bouwtijd niet neerkomt op een open einde.

Prijsplafond verdwijnt uit de tender

Het vooraf vastgelegde prijsplafond wordt geschrapt. Onder het eerdere model bestond een bovengrens voor de prijs waarvoor kandidaten steun konden vragen. Zo’n grens kan op papier de uitgaven beperken, maar kan naar de inschatting van de regering ook ondernemingen afschrikken wanneer zij vrezen dat hun kosten niet binnen die grens passen. Dat risico is groot in een markt waarin materiaalprijzen, rente, personeelskosten en beschikbaarheid van gespecialiseerde apparatuur zwaar kunnen wegen op een project. Wanneer potentiële kandidaten vooraf besluiten dat een project binnen het opgelegde plafond niet financierbaar is, kunnen zij afzien van deelname. Daardoor blijven minder bieders over en neemt de concurrentiedruk af. In het nieuwe kader wordt de prijs bepaald door de biedingen zelf. Elke kandidaat dient een zogeheten strike price in: de referentieprijs die nodig wordt geacht om het windpark te financieren en uit te baten. De kandidaat met de laagste strike price wordt als eerste gerangschikt. De regering verwacht dat deze werkwijze de concurrentie bevordert, omdat ondernemingen tegen elkaar bieden op basis van hun eigen kostenstructuur, financiering, technische aanpak en inschatting van het project. Het schrappen van het plafond betekent niet dat de overheid zonder begrenzing iedere voorgestelde prijs zal aanvaarden. De rangschikking blijft gebaseerd op de biedingen en de tender moet uitwijzen welke prijs de markt voor PEZ 1 vraagt.

Hoe het tweezijdige CfD-mechanisme werkt

Alle kandidaten vallen voortaan onder één steunmechanisme: een tweezijdig Contract for Difference, meestal afgekort tot two-sided CfD. De strike price vormt daarbij het financiële referentiepunt. Ligt de marktprijs van elektriciteit onder die strike price, dan ontvangt de producent het verschil. Zo blijft de inkomstenstroom beter voorspelbaar wanneer elektriciteitsprijzen laag zijn. Ligt de marktprijs boven de strike price, dan betaalt de producent het verschil terug aan de overheid. Het systeem werkt dus in twee richtingen. Het beperkt voor de investeerder het risico van lage marktprijzen, maar voorkomt tegelijk dat hoge marktprijzen uitsluitend tot extra opbrengsten bij de producent leiden. Voor een kapitaalintensief offshoreproject is die voorspelbaarheid belangrijk, omdat de bouw grote investeringen vereist voordat de eerste elektriciteit wordt geleverd. Banken en andere financiers willen vooraf kunnen inschatten welke inkomsten het windpark gedurende langere tijd kan behalen. Sterk wisselende marktprijzen maken die berekening moeilijker en kunnen financiering duurder maken. Het CfD-mechanisme beperkt een deel van dat prijsrisico. Voor de overheid betekent het tweezijdige karakter dat steun niet uitsluitend een betaling aan de producent is. In periodes met hoge marktprijzen kan er ook geld terugvloeien. De overheid neemt dus een deel van het neerwaartse prijsrisico over, terwijl zij tegelijk aanspraak maakt op het verschil wanneer de marktprijs hoger wordt dan de overeengekomen referentieprijs.

Strike price bepaalt inkomsten, maar niet rechtstreeks de factuur

De strike price is geen vast elektriciteitstarief dat rechtstreeks op de factuur van gezinnen en ondernemingen verschijnt. Het gaat om een referentieprijs binnen het ondersteuningsmechanisme tussen de overheid en de producent. De werkelijke marktprijs blijft bewegen op basis van vraag, aanbod en andere omstandigheden op de elektriciteitsmarkt. Het verschil tussen die marktprijs en de strike price bepaalt of de producent een betaling ontvangt of een bedrag moet terugstorten. Een lagere strike price kan de mogelijke steunbehoefte beperken, maar het uiteindelijke financiële resultaat hangt ook af van de marktprijzen tijdens de exploitatieperiode. Daarom is de rangschikking van kandidaten op basis van de laagste strike price belangrijk. Kandidaten moeten daarbij echter een bod indienen dat niet alleen aantrekkelijk oogt, maar ook financieel en technisch uitvoerbaar blijft. Een onrealistisch laag bod kan problemen veroorzaken wanneer de concessiehouder het project later niet binnen de afgesproken voorwaarden kan realiseren. Het vernieuwde kader probeert daarom prijsconcurrentie samen te laten gaan met voorselectiecriteria, financiële waarborgen en uitvoeringsvereisten.

Geen apart spoor meer voor vasteprijscontracten

Het afzonderlijke steunregime met een carve-out voor vasteprijs-PPA’s verdwijnt. Een Power Purchase Agreement, of PPA, is een stroomafnameovereenkomst waarbij een producent elektriciteit rechtstreeks verkoopt aan bijvoorbeeld een industriële afnemer. In de eerdere regeling konden kandidaten via twee verschillende steunsporen deelnemen. De regering kiest nu voor één stelsel met dezelfde concurrentievoorwaarden voor iedere inschrijver. Dat moet de vergelijking van de biedingen eenvoudiger maken en vermijden dat uiteenlopende steunvormen extra juridische of financiële vragen oproepen. Twee steunsporen kunnen immers leiden tot verschillen in risicoprofiel, financiering en mogelijke kosten voor de overheid. Het schrappen van de carve-out betekent niet dat de toekomstige concessiehouder geen PPA meer mag sluiten. De elektriciteit uit het windpark kan nog steeds via zulke contracten aan industriële ondernemingen of andere afnemers worden verkocht. Alleen het afzonderlijke steunspoor binnen de tender verdwijnt. Een onderneming kan dus nog altijd een langlopende overeenkomst sluiten om elektriciteit uit het windpark af te nemen, terwijl de concessiehouder binnen het algemene CfD-stelsel blijft werken.

Burgerparticipatie wordt een vrije keuze

Burgerparticipatie blijft mogelijk, maar wordt geen verplichte voorwaarde om aan de tender deel te nemen of een concessie te krijgen. Kandidaten mogen burgers en coöperaties dus nog steeds financieel bij het project betrekken. De overheid schrijft echter niet langer één participatiemodel voor. De regering stelt dat een verplichte structuur extra juridische, administratieve en financieringskosten kan veroorzaken. Een kandidaat kan die kosten verwerken in de gevraagde strike price, waardoor ook het benodigde steunbudget stijgt. Daarnaast kan een verplicht model ondernemingen doen afhaken en kunnen financiële risico’s bij deelnemende burgers terechtkomen. Participatie in een groot energieproject is immers niet hetzelfde als een spaarrekening met een gewaarborgde opbrengst. De waarde en opbrengst van een deelname kunnen afhankelijk zijn van bouwkosten, marktprijzen, technische prestaties en vertragingen. Door deelname vrij te laten, wil de regering de procedure toegankelijker houden voor verschillende kandidaten en vermijden dat één opgelegde constructie de financiering bemoeilijkt. De uiteindelijke concessiehouder kan alsnog zelf beslissen om een participatieformule aan te bieden, maar dat gebeurt dan buiten een bindende tenderverplichting. De maatregel schrapt dus de verplichting, niet de mogelijkheid.

Nieuwe eisen voor veiligheid en Europese weerbaarheid

De tender wordt afgestemd op de Europese Net Zero Industry Act. Daardoor komen er bindende voorselectiecriteria op het gebied van cyberveiligheid, maatschappelijk verantwoord ondernemen, milieuduurzaamheid en de weerbaarheid van Europese toeleveringsketens. Kandidaten moeten daardoor niet alleen aantonen dat zij een gunstige prijs kunnen aanbieden. Zij moeten ook beantwoorden aan voorwaarden die betrekking hebben op de herkomst, veiligheid en productie van de gebruikte technologie. De regels bevatten concrete beperkingen voor onderdelen uit China. Minstens 75 procent van de turbines mag niet in China zijn vervaardigd of geassembleerd. Voor de turbines die onder die groep vallen, mogen hoogstens vier kritieke componenten van Chinese oorsprong zijn of in China zijn geassembleerd. Daarnaast mag maximaal 85 procent van de gebruikte permanente magneten uit China komen. Permanente magneten zijn belangrijke onderdelen van bepaalde turbinegeneratoren. De voorwaarden moeten de afhankelijkheid van één buitenlandse leverancier verkleinen, de bescherming van strategische energie-infrastructuur versterken en Europese industriële productie ondersteunen. De herkomst van turbines en onderdelen wordt daardoor geen bijkomstig element, maar een formeel onderdeel van de toegang tot de tender.

Waarom de herkomst van onderdelen meetelt

Offshorewindparken maken voor lange tijd deel uit van de energie-infrastructuur. Turbines, besturingssystemen, sensoren, software, kabels en onderstations moeten gedurende vele jaren betrouwbaar functioneren. Een grote afhankelijkheid van één productieland kan risico’s veroorzaken wanneer leveringen worden onderbroken, onderdelen schaars worden of geopolitieke spanningen de handel bemoeilijken. Ook cyberveiligheid speelt een rol, omdat moderne windparken digitaal worden aangestuurd en op afstand worden beheerd. De nieuwe voorselectiecriteria moeten daarom al vóór de rangschikking van de biedingen bepalen welke kandidaten aan de Europese veiligheids- en productievoorwaarden beantwoorden. De laagste strike price alleen is dus niet genoeg. Een kandidaat die niet aan de bindende criteria beantwoordt, kan niet uitsluitend op basis van een goedkoop bod aanspraak maken op de concessie. Daarmee probeert de regering prijsconcurrentie af te wegen tegen energiezekerheid, cyberveiligheid en industriële weerbaarheid.

Minder documenten bij de eerste inschrijving

Ook enkele administratieve en financiële verplichtingen worden aangepast. Bindende verzekeringsvoorstellen en bepaalde financiële garanties moeten niet langer door iedere kandidaat meteen bij de inschrijving worden ingediend. Alleen de geselecteerde inschrijver zal die stukken moeten voorleggen. Voor ondernemingen die deelnemen maar de concessie niet krijgen, vervallen daardoor kosten voor documenten en waarborgen die uiteindelijk niet worden gebruikt. De regering wil zo de drempel om een bod in te dienen verlagen, zonder afstand te doen van de vereiste garanties zodra een winnaar is aangeduid. Dat onderscheid is relevant voor de concurrentie. Hoe hoger de kosten nog vóór duidelijk is wie het project mag bouwen, hoe groter het risico dat potentiële kandidaten wegblijven. Vooral het laten opstellen van bindende verzekeringsvoorstellen en financiële garanties kan tijd en geld vragen. Wanneer alleen de geselecteerde inschrijver die verplichtingen moet afronden, kunnen andere kandidaten deelnemen zonder vooraf dezelfde zware documentatiekosten te dragen. Een bredere deelname kan de druk verhogen om een lagere strike price aan te bieden.

Wat de wijzigingen voor de consument kunnen betekenen

De regering verwacht dat een eenvoudiger procedure de financiële onzekerheid bij inschrijvers vermindert. Ondernemingen verwerken risico’s doorgaans in hun prijs. Wanneer de juridische regels, de bouwtermijn, het steunmechanisme en de netplanning duidelijker zijn, kan de nood aan zulke risicomarges afnemen. Dat kan leiden tot competitievere biedingen en een lager steunbedrag. Ook een kleinere kans op rechtszaken, vertragingen of bijkomende procedures kan kosten beperken. Het tweezijdige CfD biedt daarnaast bescherming wanneer de marktprijs boven de strike price uitkomt, omdat het verschil dan naar de overheid terugkeert. Toch legt het goedgekeurde kader nog geen uiteindelijke elektriciteitsprijs of steunfactuur vast. Die zal pas duidelijker worden wanneer kandidaten hun biedingen indienen en een strike price voorstellen. Ook toekomstige marktprijzen zullen een rol spelen. Het besluit bepaalt dus de spelregels, maar nog niet het financiële resultaat van de aanbesteding. De beoogde kostenbesparing blijft afhankelijk van echte concurrentie tussen geloofwaardige kandidaten en van een project dat binnen de overeengekomen planning kan worden uitgevoerd.

Energie-eiland moet uiterlijk op 1 oktober 2031 klaar zijn

Naast de tenderregels keurde de regering het koninklijk besluit over de timing van MOG II goed. De eerste fase van het Prinses Elisabetheiland moet uiterlijk op 1 oktober 2031 operationeel zijn. Het energie-eiland moet een belangrijke schakel worden tussen de nieuwe windparken in de Prinses Elisabethzone en het Belgische hoogspanningsnet. De elektriciteit die op zee wordt opgewekt, moet via offshore-infrastructuur, kabels en netversterkingen naar afnemers op het vasteland worden gebracht. Zonder die infrastructuur kan een gebouwd windpark zijn productie niet op de gewenste schaal afleveren. De datum is gebaseerd op de planning van netbeheerder Elia en sluit aan bij een voorstel van de CREG van 4 juni 2026. Aan dat voorstel ging overleg tussen de CREG en Elia vooraf op 12 en 19 mei 2026. De regering wil de tender en de bouw van de netinfrastructuur parallel laten lopen. Wachten tot de aansluiting gereed is voordat de tender begint, zou de ingebruikname van het windpark verder uitstellen. Door beide trajecten tegelijk uit te werken, kan de concessiehouder de bouw voorbereiden terwijl Elia de nodige offshore- en landinfrastructuur realiseert.

Parallel werken bespaart tijd, maar vraagt afstemming

De keuze om de tender en MOG II tegelijk te ontwikkelen, moet voorkomen dat jaren verloren gaan door de projecten strikt na elkaar uit te voeren. Eerst wachten op het energie-eiland en pas daarna een concessiehouder zoeken, zou betekenen dat de voorbereiding en bouw van het windpark pas veel later kunnen beginnen. Parallel werken verkort die totale doorlooptijd, maar vraagt een nauwkeurige planning. De ontwikkelaar van het windpark moet weten wanneer en onder welke technische voorwaarden de aansluiting beschikbaar komt. Elia moet op zijn beurt rekening houden met de capaciteit en planning van het windpark. Vertraging in één traject kan gevolgen hebben voor het andere. De uiterste datum van 1 oktober 2031 biedt daarom een formeel tijdstip waarop de eerste fase van het energie-eiland operationeel moet zijn. De maximale bouwtermijn van vijf jaar moet het mogelijk maken de planning van het park aan die datum aan te passen.

Timing moet vergoedingen via nettarieven beperken

De datum van 1 oktober 2031 heeft ook een financieel doel. Wanneer de aansluiting te laat beschikbaar is en een windpark daardoor geen elektriciteit kan leveren, kunnen compensatievergoedingen aan de orde zijn. Zulke kosten kunnen via de nettarieven bij elektriciteitsverbruikers terechtkomen. Een officiële uiterste datum moet de verantwoordelijkheden en planning duidelijker afbakenen. Rekening houdend met de maximale bouwtermijn van vijf jaar acht de regering een tijdige aansluiting van het eerste windpark haalbaar. Dat vergt wel dat de aanbesteding, de vergunningen, de financiering, de bouw van het park en de realisatie van MOG II nauw op elkaar worden afgestemd. Het besluit over de timing neemt niet ieder uitvoeringsrisico weg, maar legt wel een vaste grens vast waaraan de eerste fase van het energie-eiland moet beantwoorden. Daarmee wil de regering vermijden dat onduidelijkheid over de netaansluiting opnieuw onzekerheid veroorzaakt bij kandidaten of tot hogere biedingen leidt.

Noordzee blijft belangrijk voor energie en industrie

De federale regering beschouwt offshorewindenergie als een strategische investering in energiezekerheid, economische activiteit en industriële verduurzaming. Nieuwe productie in de Belgische Noordzee kan de afhankelijkheid van ingevoerde energie verkleinen en extra elektriciteit leveren aan gezinnen en ondernemingen. Voor industriële afnemers kunnen ook PPA’s een rol spelen, omdat zij via langlopende stroomcontracten afspraken kunnen maken met de producent. Dergelijke overeenkomsten kunnen bedrijven meer voorspelbaarheid bieden over een deel van hun toekomstige elektriciteitsafname. De tender bevat daarnaast regels die Europese productie en leveringszekerheid ondersteunen. Daarmee krijgt het project niet alleen een energiepolitieke, maar ook een industriële en veiligheidsdimensie. Minister Bihet stelt dat het vernieuwde kader investeerders duidelijkheid moet geven en tegelijk de belangen van de belastingbetaler en elektriciteitsverbruiker beter moet bewaken.

Raad van State en Europese Commissie krijgen het dossier

De goedkeuring door de ministerraad maakt de tender nog niet meteen operationeel. Het wijzigingsbesluit over het KB Tender wordt eerst voor advies voorgelegd aan de Raad van State. Daarnaast moet België het steunmechanisme officieel aanmelden bij de Europese Commissie binnen de Europese staatssteunregels. Die controle is belangrijk omdat financiële ondersteuning door een overheid de concurrentie binnen de Europese markt kan beïnvloeden. De Europese Commissie moet nagaan of de regeling verenigbaar is met de geldende staatssteunregels. Pas nadat die stappen zijn afgerond, kan het koninklijk besluit definitief worden vastgesteld en kan PEZ 1 opnieuw in de markt worden gezet. De tender moet dan uitwijzen hoeveel kandidaten deelnemen, welke strike prices zij voorstellen en welke onderneming het eerste windpark in de nieuwe zone mag bouwen. De regering heeft met de besluiten van 18 juli 2026 dus het regelgevende vertrekpunt vastgelegd, maar de eigenlijke competitie tussen projectontwikkelaars moet nog beginnen.

Bronnen:
Bericht van minister van de Belgische Energie-minister Mathieu Bihet, “Doorbraak voor offshore windenergie: regering keurt vernieuwd kader voor PEZ 1 goed”, 18 juli 2026

Andy Vermaut +32499357495 (Als je een probleem hebt met de inhoud van een artikel, kan je me altijd mailen op info@indegazette.be – best zo weinig mogelijk mensen in cc zetten, want anders komt dit in de spamfilter terecht. Voor elk artikel geldt een recht op antwoord van betrokkenen tot 3 maanden na publicatie van het artikel. AI wordt gebruikt als redactioneel hulpmiddel. De journalist controleerde de inhoud en feiten.)