Sterk verdienmodel batterijen vereist stapeling van inkomstenbronnen

Door de energietransitie en economische groei neemt de vraag naar elektriciteit sterk toe. Het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) verwacht dat de vraag naar Nederlandse elektriciteit in 2030 met 6 tot 21 procent is gestegen ten opzichte van 2021.[1] Vooral de elektrificatie van de warmtevraag leidt ertoe dat de vraag naar elektriciteit in toenemende mate een seizoenseffect zal tonen, met het zwaartepunt in de winter. Tegelijkertijd wordt ook het aanbod van elektriciteit weers- en seizoensafhankelijker. PBL schat in dat in 2030 ongeveer 85 procent van de in Nederland geproduceerde elektriciteit afkomstig is van zonne- en windenergie. Dit maakt het steeds lastiger om het aanbod van elektriciteit af te stemmen op de vraag en zo het elektriciteitssysteem in balans te houden. Ook draagt de toenemende decentrale opwekking van elektriciteit bij aan de congestieproblematiek op het elektriciteitsnet. Ten slotte voorzien zonnepanelen en windturbines al op steeds meer momenten in de totale vraag naar elektriciteit. Als gevolg hiervan wordt een deel op sommige momenten zelfs afgeschakeld om onbalans in het elektriciteitssysteem en bijbehorende sterk negatieve prijzen op de day-aheadmarkt[2] te voorkomen. Tegelijkertijd zijn kolen- en gascentrales nog vaak nodig om aan de elektriciteitsvraag te voldoen.

Batterijen kunnen een belangrijke rol spelen in deze situaties. Door op de juiste momenten en op de juiste locaties te laden en ontladen, kunnen batterijen namelijk:

Daarom neemt het belang van batterijen voor een betaalbaar en betrouwbaar energiesysteem toe.

[1] Deze bandbreedte is groot en komt onder andere door onzekerheden over de hoeveelheid elektriciteit die Nederland netto zal importeren of exporteren en de snelheid van elektrificatie van de warmte- en mobiliteitsvraag.

[2] Op de day-aheadmarkt wordt elektriciteit verhandeld voor levering de volgende dag.

Grofweg onderscheidt RaboResearch vijf verschillende toepassingsmogelijkheden van batterijen. Vier hiervan worden verder toegelicht. De vijfde – te weten de thuisbatterij – niet, omdat deze niet wordt gebruikt in een zakelijke omgeving, waar in dit artikel de nadruk op ligt.

Batterij bij een onderneming met eigen opwek én verbruik

In dit geval is een batterij bij een onderneming geplaatst die zelf elektriciteit opwekt en verbruikt. De ondernemer kan de batterij onder andere gebruiken om de eigen productie en het eigen verbruik van elektriciteit beter op elkaar af te stemmen. Typische voorbeelden van dergelijke toepassingen zijn bedrijven die met zonnepanelen op het dak zelf elektriciteit opwekken. Soms hebben ze ook laadpalen voor elektrische voertuigen.

Batterij bij een onderneming met enkel eigen opwek

Deze situatie betreft meestal zonne- of windparken op land, waar een batterij is bijgeplaatst. De onderneming verbruikt zelf geen elektriciteit. De batterij slaat onder andere een deel van de elektriciteit op die op dat moment niet kan worden geleverd aan het elektriciteitsnet, omdat het park een kleinere aansluiting heeft dan de theoretisch maximale productie (denk bijvoorbeeld aan een zonnepark van 2 MWp met een aansluiting van 1 MW[3]).

Batterij binnen een energy hub

Een batterij kan ook worden toegepast binnen een energy hub, bijvoorbeeld op een bedrijventerrein. Het doel van een energy hub is om opgewekte en verbruikte energie binnen een bepaald geografisch afgebakend gebied zoveel mogelijk lokaal uit te wisselen, waarbij de energie-infrastructuur zo min mogelijk wordt belast. Een batterij kan hierbij helpen. Zie het artikel De energietransitie op bedrijventerreinen: welke rol kunnen energiehandelsplatforms en energy hubs spelen? voor meer informatie over energy hubs.

Stand-alone batterij

[3] MW is megawatt en MWp staat voor megawattpiek.

Er zijn verschillende redenen waarom partijen ervoor kiezen om te investeren in een batterij. De manier waarop een batterij waarde kan opleveren, verschilt per toepassing en per situatie. Zo is het handelen op verschillende elektriciteitsmarkten en het tegen betaling aanbieden van systeemdiensten dé reden voor investeringen in stand-alone batterijen. Wanneer een batterij echter wordt geplaatst bij een klant met eigen opwek en verbruik, bij een zonne- of windturbinepark of in energy hub is dit vaak niet de meest belangrijke toepassing van de batterij, maar kan wel worden gekeken op welke momenten de batterij hiervoor inzetbaar is.

Tabel 1 geeft een overzicht van de mogelijke onderdelen van het verdienmodel van batterijen per type toepassing. Deze onderdelen lichten we toe.

1. Continuering bedrijfsvoering door omzeiling netcongestie

Nederland heeft last van capaciteitsproblemen op het elektriciteitsnet. Dit betekent dat bedrijven niet altijd een nieuwe of grotere elektriciteitsaansluiting kunnen aanvragen[4] en dat belemmert het opstarten, uitbreiden of verduurzamen van een bedrijf of project. Afhankelijk van de situatie kan een ondernemer met behulp van batterijen ondanks de beperkingen van de elektriciteitsinfrastructuur toch de plannen doorzetten. De batterij moet dan wel kunnen worden geplaatst binnen de bestaande aansluiting, of op een nieuwe kleinverbruikaansluiting.[5]

2. Besparen op elektriciteitsaansluiting en transportkosten netbeheerder

Wanneer een bedrijf wil uitbreiden, zelf (meer) eigen elektriciteit wil opwekken en invoeden en/of laadpalen wil installeren, kan het zijn dat een fysiek zwaardere elektriciteitsaansluiting nodig is. Verzwaring van de aansluiting kost eenmalig geld. Afhankelijk van de situatie kan een batterij het piekverbruik van een klant verlagen door een deel van het afgenomen vermogen te verschuiven naar een ander moment. Dit wordt peakshaving genoemd. Door peakshaving toe te passen, kan het verzwaren van de aansluiting soms worden voorkomen. Dit leidt bij een kleinverbruikaansluiting ook direct tot minder hoge transportkosten.[6] In het geval van een grootverbruikaansluiting kan peakshaving via een lager gecontracteerd en een lager daadwerkelijk afgenomen maximaal vermogen ook leiden tot minder hoge transportkosten.[7]

3. Verminderen productieverlies door curtailment

Zowel zonnepaneelsystemen als windturbineparken op land leveren maar zelden hun theoretisch maximale vermogen, namelijk bij ideale weersomstandigheden. Daarom worden deze parken doorgaans aangesloten op een elektriciteitsaansluiting die dit theoretische maximum niet kan faciliteren. Hierdoor worden kosten bespaard. Daar staat tegenover dat op sommige momenten een klein deel van de productie wordt afgetopt, oftewel gecurtaild, waardoor productieverlies optreedt. Zonneparken werden vaak ontworpen op 70 procent van het theoretisch maximum, waardoor ongeveer 1,5 procent van de productie verloren gaat. Sinds 2022 komen nieuw te ontwikkelen zonneparken alleen nog in aanmerking voor SDE-subsidie als ze een elektriciteitsaansluiting hebben die overeenkomt met maximaal 50 procent van het vermogen van het zonnepark. Dit levert gemiddeld ongeveer 13 procent productieverlies op.[8] De toepassing van een batterijsysteem kan dit verlies verkleinen, waarbij het overigens vaak niet kosteneffectief is om curtailment in zijn geheel te voorkomen.

Daarnaast zijn er momenten waarop zonne- en windturbineparken voorzien in de volledige vraag naar elektriciteit, met als gevolg dat een deel van deze installaties moet afschakelen om onbalans van het elektriciteitssysteem te voorkomen. Batterijen kunnen ervoor zorgen dat wind- en zonneparken op dergelijke momenten alsnog blijven produceren. De geproduceerde elektriciteit kan vervolgens op een later moment aan het elektriciteitssysteem worden geleverd.

4. Invoeding eigen opgewekte elektriciteit minimaliseren

Wanneer een bedrijf op een bepaald moment zelf meer elektriciteit opwekt dan verbruikt, kan het overschot worden ingevoed op het elektriciteitsnet. Hier staat bij grootverbruikers echter vaak een relatief lage vergoeding tegenover (zij kunnen niet salderen[9]). Een alternatief voor invoeden is het verhogen van de eigen vraag naar elektriciteit door een batterij op te laden. Deze elektriciteit kan de onderneming dan op een later moment gebruiken. De toekomstige vraag naar elektriciteit wordt als het ware naar voren gehaald, wat loadshifting wordt genoemd.[10] Hierdoor hoeft er op een ander moment minder (dure) elektriciteit van het net worden afgenomen. Zodra de salderingsregeling vervalt, gaat dit ook gelden voor kleingebruikers. Zij gaan dan waarschijnlijk ook minder ontvangen voor ingevoede elektriciteit dan dat ze (op een ander moment) betalen voor afgenomen elektriciteit.

5. Afhankelijkheid van elektriciteitsmarkt verminderen

Het verminderen van de afname van elektriciteit uit het elektriciteitsnet draagt ook bij aan een verminderde afhankelijkheid van de (op dit moment grillige) elektriciteitsmarkt en -prijs. Er wordt immers voor een groter gedeelte voorzien in de eigen elektriciteitsbehoefte. Dit geeft minder onzekerheid over de hoogte van de toekomstige energierekening. Tot slot kan het optimaliseren van het eigen verbruik bijdragen aan een hogere mate van leveringszekerheid. De huidige batterijtechnologie is echter niet in staat om volledige onafhankelijkheid van het elektriciteitsnet te garanderen, omdat deze batterijen niet geschikt zijn voor langetermijnopslag van energie (langer dan een aantal dagen).

6. Waarde van ingevoede elektriciteit optimaliseren

Op de momenten dat zonnepanelen en windturbines veel elektriciteit opwekken, is de prijs van elektriciteit op de spotmarkten[11] doorgaans laag en soms zelfs negatief. Op de momenten waarin er veel minder aanbod is van zonne- en windstroom is de elektriciteitsprijs doorgaans hoger. Zie figuur 1 als voorbeeld. Hierin is het effect te zien van enerzijds een relatief hoge vraag naar elektriciteit in de ochtend (als iedereen wakker wordt) en vroeg in de avond (als iedereen thuis komt van werk), en anderzijds het hoge aanbod van elektriciteit uit zonnepanelen rond het middaguur. Door een batterij te koppelen aan de eigen productie van elektriciteit ontstaat de mogelijkheid om (een deel van) de opgewekte elektriciteit ‘te bewaren’ en pas in te voeden op het elektriciteitsnet wanneer de prijs hoger ligt. Dit voordeel bestaat alleen als een onderneming een dynamisch elektriciteitscontract heeft, waarbij de prijs gerelateerd is aan de spotmarkt en per uur varieert (zie het artikel Iedereen aan de dynamische elektriciteitstarieven? voor meer uitleg over dynamische contracten).

[4] Feitelijk kan de aansluiting meestal wel worden gerealiseerd, alleen niet het bijbehorende contract voor transportcapaciteit.

[5] Een kleinverbruikaansluiting is een aansluiting tot 3x80 ampère. Daarboven is het een grootverbruikaansluiting.

[6] Consumenten die zijn aangesloten op het elektriciteitsnet betalen zogenaamde transportkosten aan de netbeheerder. Een deel van de transportkosten van kleinverbruikers is afhankelijk van de capaciteit van de elektriciteitsaansluiting. Hoe groter de aansluiting, hoe hoger deze kosten.

[7] Voor grootverbruikers geldt dat een deel van de transportkosten afhankelijk is van het gecontracteerde vermogen van de aansluiting en van het daadwerkelijk afgenomen maximale vermogen per maand. Hoe hoger het vermogen, hoe hoger de kosten.

[8] Bron: Sanne de Boer (2022) De Energietransitie Uitgelegd. ISBN 9789083083032

[9] Salderen is het wegstrepen van afname van elektriciteit op moment X tegen de invoeding van elektriciteit op moment Y.

[10] Zowel bij peakshifting als bij loadshifting wordt elektriciteitsverbruik geschoven in de tijd. Het verschil is dat peakshifting het doel heeft om de piek (in kW of MW) van de invoeding of afname van elektriciteit af te zwakken, terwijl loadshifting het doel heeft om een bepaald volume (in kWh of MWh) aan ingevoede of afgenomen elektriciteit te verschuiven.

[11] De groothandelsmarkten met levering de volgende dag of dezelfde dag.

7. Handel van energie op elektriciteitsmarkten en het aanbieden van systeemdiensten

Batterijen worden ook gebruikt om elektriciteit te kopen en verkopen op verschillende elektriciteitsmarkten. Door gebruik te maken van de variabiliteit in de elektriciteitsprijzen op de spotmarkten, wordt er geld verdiend. Zo kan een batterij opladen op momenten dat de elektriciteitsprijs laag is en ontladen op momenten dat de elektriciteitsprijs hoog is. Uiteraard is ook in dit geval een dynamisch elektriciteitscontract een voorwaarde. Daarnaast kan een batterij helpen bij het verminderen van netcongestie of de frequentie van het elektriciteitsnet stabiliseren. Het aanbieden van dergelijke systeemdiensten kan geld opleveren.

De exacte waarde van de verschillende mogelijke onderdelen van het verdienmodel van batterijen is sterk afhankelijk van de situatie en daarom lastig te kwantificeren. Wel is duidelijk dat ontwikkelingen in het energiesysteem ervoor zorgen dat sommige onderdelen de komende jaren alleen nog maar relevanter worden. Deze ontwikkelingen en de effecten op het verdienmodel voor batterijen worden per onderdeel van het verdienmodel nader toegelicht en zijn samengevat in tabel 2.

1. Continuering bedrijfsvoering door omzeiling netcongestie

De congestieproblematiek op het elektriciteitsnet is de afgelopen jaren sterk toegenomen. Hierdoor zijn er in steeds meer regio’s in Nederland beperkingen voor bedrijven om meer elektriciteit af te nemen of in te voeden. Uiteraard is de exacte situatie per locatie verschillend. Het meest recente overzicht van de problematiek is hier te bekijken. Ondanks miljardeninvesteringen door netbeheerders is de verwachting dat de problematiek tot 2030 toeneemt. Dit maakt dat batterij-oplossingen mogelijk steeds vaker noodzakelijk zijn voor bedrijven om bijvoorbeeld verduurzamingsplannen uit te voeren. RaboResearch verwacht daarom dat het omzeilen van netcongestie een steeds belangrijkere reden wordt voor ondernemers om te investeren in een batterij.

2. Besparen op elektriciteitsaansluiting en transportkosten netbeheerder

Vanwege de vele investeringen die netbeheerders doen in de elektriciteitsnetten en de steeds grotere uitdaging om het elektriciteitssysteem in balans te houden, zijn de netbeheerderstarieven de afgelopen jaren gestegen. TenneT (de netbeheerder van het Nederlandse hoogspanningsnet) verhoogt ook komend jaar de tarieven. Voor kleine bedrijven tot wel bijna 50 procent. Besparen op aansluit- en transportkosten kan daarom een steeds significanter onderdeel worden van het verdienmodel van batterijen.

3. Verminderen productieverlies door curtailment

Het geïnstalleerde vermogen van hernieuwbare productiecapaciteit neemt de komende jaren sterk toe. Dit betekent dat het aantal uren per jaar waarop zonne- en windturbineparken in de volledige elektriciteitsvraag voorzien sterk zal toenemen Van een tiental uren per jaar nu, tot mogelijk 3.000 uur per jaar in 2030.[12] Zonder opslag van elektriciteit neemt het aantal uren dat deze installaties (deels) moeten afschakelen toe. Het verminderen van productieverlies door curtailment zal daarom in toenemende mate onderdeel gaan uitmaken van het verdienmodel van batterijen.

4. Waarde eigen opgewekte elektriciteit optimaliseren

De overheid wil de huidige salderingsregeling vanaf 2025 afbouwen. Dit betekent dat het voor kleinverbruikers steeds interessanter wordt om de eigen vraag naar elektriciteit zo goed mogelijk af te stemmen op de eigen productie van elektriciteit.

Daarnaast verwacht RaboResearch dat het verschil tussen de vergoeding voor levering van elektriciteit en de prijs voor afname van elektriciteit toeneemt vanwege de stijgende hoeveelheid geïnstalleerd vermogen van zonnepanelen en windturbines. Deze ontwikkeling maakt het interessanter om waarde van eigen opgewekte elektriciteit te optimaliseren.

5. Afhankelijkheid van elektriciteitsmarkt verminderen

De energiecrisis van de afgelopen jaren heeft veel bedrijven doen beseffen dat de prijzen van energie op korte termijn sterk kunnen stijgen. Alhoewel de prijspiek ondertussen achter de rug lijkt, kan niemand garanderen dat de prijzen van energie niet opnieuw gaan stijgen. Daarnaast waarschuwt TenneT in het rapport Monitoring Leveringszekerheid dat het onzeker is of het energiesysteem richting 2030 op alle momenten in de volledige elektriciteitsvraag kan voorzien. Beide ontwikkelingen kunnen een extra aanleiding zijn voor ondernemers om te investeren in een batterij om zo de afhankelijkheid van de elektriciteitsmarkt te verminderen.

6. Waarde van ingevoede elektriciteit optimaliseren

Bij een grote volatiliteit van de uur- of kwartierprijzen van elektriciteit binnen een dag, is het interessant om de invoeding van elektriciteit met behulp van een batterij uit te stellen tot een beter moment. Het is echter zeer lastig in te schatten of de volatiliteit van de elektriciteitsprijzen richting 2030 toeneemt of juist afneemt. Aan de ene kant stimuleert de energietransitie de volatiliteit van de elektriciteitsprijzen, omdat meer zonnepanelen en windturbines zorgen voor meer momenten met een ruim aanbod aan goedkope, hernieuwbare energie. Dat terwijl de afnemende capaciteit van weersonafhankelijke elektriciteitscentrales (voornamelijk gas- en kolencentrales) juist tot hogere prijzen kan leiden op de momenten met weinig zon en wind. Aan de andere kant zorgt een toename van batterijen (en andere stuurbare assets zoals elektrische vervoersmiddelen en warmtepompen) juist voor minder volatiliteit van elektriciteitsprijzen, omdat zij helpen de vraag naar elektriciteit te verschuiven van de duurdere naar de goedkopere momenten.

Figuur 2 laat de elektriciteitsprijzen op de Nederlandse day-aheadmarkt[13] zien voor verschillende jaren. Hierin is te zien dat de volatiliteit in 2022 ten opzichte van 2019 enorm is gestegen. Dit komt niet alleen door de energietransitie, maar ook door de energiecrisis waardoor de prijzen van aardgas en kolen sterk stegen, met hoge pieken in de elektriciteitsprijzen tot gevolg (zie het artikel The basics of electricity price formation voor meer informatie over hoe hoge aardgas- en kolenprijzen doorwerken in de prijs van elektriciteit). De absolute piek lijkt in de zomer van 2022 te zijn bereikt, waardoor de elektriciteitsprijzen in dit kalenderjaar (tot en met april) gemiddeld lager liggen dan in 2022. Ook de volatiliteit van de prijzen binnen een dag is afgenomen. In 2019 was het verschil tussen het goedkoopste en het duurste uur per dag gemiddeld ongeveer 27 euro per MWh, in 2022 was dit 205 euro per MWh en tijdens de eerste vijf maanden van 2023 betrof dit 106 euro per MWh. Ten opzichte van 2022 is het verdienpotentieel van het optimaliseren van ingevoede elektriciteit met een batterij dus gedaald.

[12] Bron: EnergieTransitieModel, op basis van het scenario Klimaat en EnergieVerkenning 2021.

[13] Op de day-aheadmarkt wordt elektriciteit verhandeld voor levering de volgende dag.

7. Handel van energie op elektriciteitsmarkten en het aanbieden van systeemdiensten

Hoe volatieler de elektriciteitsprijzen, hoe groter het verdienpotentieel van batterijen met de handel van elektriciteit op de verschillende elektriciteitsmarkten. Bij punt 6 is al beschreven dat het onzeker is in welke richting de volatiliteit van de elektriciteitsprijzen zich in de loop naar 2030 gaat ontwikkelen; meer windturbines en zonnepanelen en minder weersonafhankelijke elektriciteitscentrales stimuleren prijsvolatiliteit, maar de toename aan batterijen en andere stuurbare apparaten dempt die juist. Wat dat betreft is de inzet van batterijen op de elektriciteitsmarkten dus een zichzelf kannibaliserende markt. Hoe meer batterijen worden ingezet om gebruik te maken van prijsverschillen, hoe kleiner deze verschillen worden. Alleen al bij de netbeheerder van het landelijke hoogspanningsnet, TenneT, is er de afgelopen tijd voor ongeveer 42 GW aan transportcapaciteit aangevraagd voor batterijen. Dat is veel meer dan het elektriciteitssysteem de komende jaren nodig heeft. Onzeker is welk deel van die aanvragen ook daadwerkelijk wordt gerealiseerd.

Het toekomstige verdienpotentieel van een batterij door het aanbieden van systeemdiensten – zoals congestiemanagement of stabilisatie van de netfrequentie – is ook onzeker. Dit verdienpotentieel is namelijk deels gerelateerd aan het verdienpotentieel van handel op de elektriciteitsmarkten, omdat batterij-eigenaren moeten kiezen waar ze een batterij voor willen inzetten. Handelen op elektriciteitsmarkten en het aanbieden van systeemdiensten concurreren dus met elkaar. Logischerwijs wordt er gekozen voor de optie die (naar verwachting) het meeste geld oplevert. Daarnaast geldt ook hier: hoe meer apparaten systeemdiensten aanbieden, hoe lager de uiteindelijke vergoeding is.

RaboResearch concludeert dat het onzeker is hoeveel een ondernemer in de toekomst aan een batterij kan verdienen door enkel gebruik te maken van prijsverschillen op de spotmarkten en door het aanbieden van systeemdiensten. Daarom is het niet aan te raden om een investering te doen in een batterij die uitsluitend toegevoegde waarde levert door de waarde van ingevoede elektriciteit te optimaliseren (punt 6 uit tabellen 1 en 2) en te handelen op elektriciteitsmarkten en het aanbieden van systeemdiensten (punt 7 uit tabellen 1 en 2). RaboResearch is dan ook van mening dat een robuust en toekomstbestendig verdienmodel er een is waarbij ook (sommige van) de andere vijf punten uit tabellen 1 en 2 een belangrijk onderdeel zijn. De focus van het verdienmodel ligt dan voornamelijk op het omzeilen van netcongestie, het realiseren van kostenbesparingen, het beperken van curtailment, het optimaliseren van de waarde van eigen opgewekte energie en het verminderen van de afhankelijkheid van de (onvoorspelbare) energiemarkt. Het stapelen van inkomstenbronnen en vermeden kosten geeft het sterkste verdienmodel voor een batterij.