Op 26 april 2023 kondigde Rob Jetten, inmiddels demissionair minister voor Klimaat en Energie, maatregelen aan die voor een extra uitstootvermindering moeten zorgen van 22 megaton CO2. Hierdoor zou de CO2-reductie in 2030 uitkomen op 55 tot 60 procent, waarmee de kabinetsdoelstelling zou worden behaald. Een van deze maatregelen was een batterijverplichting voor zonneparken, maar die is inmiddels losgelaten voor een subsidie voor uitgesteld invoeden. Niet alleen voor de ontwikkeling van energieopslag is deze maatregel zeer relevant, maar ook voor de verdere ontwikkeling van grootschalige zonne-energieprojecten.

Het inmiddels demissionaire kabinet had zich in zijn regeerakkoord gecommitteerd aan een doelstelling van tenminste 55 procent CO2-reductie in 2030, ten opzichte van 1990. Daarbij had het kabinet afgesproken om te streven naar 60 procent CO2-reductie in 2030 om eventuele tegenvallers op te kunnen vangen.

Op 1 november 2022 concludeerde het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) in de Klimaat- en Energieverkenning (KEV) 2022 echter dat de Nederlandse uitstoot van broeikasgassen in 2030 vermoedelijk 39 tot 50 procent lager zal liggen. Onvoldoende om de kabinetsdoelstelling te halen en reden voor minister Jetten om met een pakket extra maatregelen te komen.

Voor iedere sector kwamen er aanvullende maatregelen om de reductie van broeikasgassenuitstoot sneller te laten verlopen. Het kabinet heeft de nadruk hierbij willen leggen op uitvoerbaarheid en het versterken van het toekomstig, duurzame verdienvermogen van Nederland. Om de elektriciteitssector in 2035 CO2-vrij te krijgen wou het kabinet 3 gigawatt zonne-energie op zee realiseren, gascentrales ombouwen voor het gebruik van waterstof en een batterijverplichting voor zonneparken invoeren. Dit zou 4 megaton extra CO2-reductie in 2030 op moeten leveren, daarna zou er tot 2035 nog 13 megaton moeten worden gereduceerd.

Op 26 oktober bracht het PBL de KEV 2023 uit en concludeerde daarin dat het beleid op zou tellen tot een CO2-reductie van 46 tot 57 procent. Hiermee lag de kabinetsdoelstelling binnen de bandbreedte, maar met heel weinig ruimte voor tegenslagen. Het PBL raadde het kabinet daarom aan enkele beleidsmaatregelen beter uit te werken en om dit zo snel mogelijk te doen om het beoogde effect zo groot mogelijk te laten zijn. Een aantal maatregelen, waaronder de batterijverplichting voor zonneparken, waren zo beperkt uitgewerkt dat het PBL het effect niet kon uitrekenen.

Waarom de batterijverplichting is ingeruild voor een invoedsubsidie
Naar aanleiding van Kamervragen van Pieter Grinwis (ChristenUnie) heeft minister Jetten CE Delft gevraagd de noodzaak te onderzoeken voor subsidie voor batterijen bij grootschalige zon-PV om uitgesteld elektriciteit in te voeden. Wanneer zonneparken energie overdag opslaan in batterijen en deze ’s avonds uitgesteld invoeden kan er ’s avonds meer hernieuwbare energie worden gebruikt. Dit voorkomt deels dat kolen- en aardgascentrales dan elektriciteit moeten produceren om aan de vraag te voldoen.

“CE Delft heeft geconcludeerd dat een vrijwillige subsidie het meest effectief is, waarna is besloten om de verplichting los te laten. Zonder subsidie is uitgestelde invoeding niet rendabel en er is onvoldoende budget beschikbaar om voor alle grootschalige zon-PV-projecten een batterij te subsidiëren. Een verplichting zou dus een enorme rem betekenen op de uitrol van zon-PV in Nederland. Dat is ongewenst”, stelt Micha Rots, senior beleidsadviseur energietransitie op het ministerie van Economische Zaken en Klimaat.

Voor de batterijverplichting voor zonneparken is 416,6 miljoen euro gereserveerd vanuit het Meerjarenprogramma Klimaatfonds 2024. Wanneer dit budget wordt ingezet voor een subsidie voor uitgesteld invoeden kan er volgens CE Delft 160 tot 330 megawatt aan batterijvermogen worden gerealiseerd, bij 320 tot 660 megawatt nieuw grootschalig zon-PV. “We hebben nog geen besluit genomen of de regeling ook kan gelden voor batterijen bij bestaande zon-PV installaties”, aldus Rots.

Dit zou moeten leiden tot een CO2-reductie van 0,08 tot 0,17 megaton per jaar, wat het een hele dure maatregel maakt. De subsidie-intensiteit komt, afhankelijk van de aardgas- en CO2-prijzen, namelijk uit op 2.500 tot 5.000 euro per ton CO2. “Met deze subsidie verwachten we dat er combinatie projecten worden ontwikkeld van zon-PV en batterijen. De subsidie is ook een stimulans voor de ontwikkeling van nieuw grootschalig zon in (potentiële) congestiegebieden. Daarmee wordt het mogelijk om meer zon in te voeden op het bestaande elektriciteitsnetwerk en de CO2-uitstoot verder te verlagen op momenten dat er minder aanbod is van duurzame elektriciteit”, legt Rots uit.

“De maatregel richt zich op het vervangen van (een deel van de) elektriciteit uit fossiele centrales met uitgesteld geleverde zonne-elektriciteit op moeilijk te verduurzamen uren, dat zonder aanvullend beleid niet bereikt kon worden om de doelen van 2030 te halen. Dat is alleen mogelijk met het uitstellen van de levering van elektriciteit of conversie van elektriciteit naar warmte of waterstof.”

Hoewel de subsidie-intensiteit van elektriciteitsproductie met waterstof tussen de 910 en 4.270 euro per ton CO2 in theorie lager kan uitvallen, lijkt dit niet heel realistisch. Hiervoor is namelijk een functionerende waterstofketen en -infrastructuur nodig, die voor 2030 hoogstwaarschijnlijk niet volledig functioneel zal zijn.

Ruimtelijke sturing als belangrijke subsidievoorwaarde
In het Nationaal Solar Trendrapport 2023 concludeerden we al dat de overheid met meer beleid zou moeten komen wanneer het wil dat energieopslagprojecten vooral daar worden gerealiseerd waar het ze nodig zijn voor het toekomstige energiesysteem. Als het volledig aan de markt zou worden gelaten zou er een wildgroei aan batterijsystemen kunnen ontstaan daar waar de businesscase uit zou kunnen. Terwijl de netcongestie niet noodzakelijkerwijs zou verminderen vanwege de verschillende diensten die een batterij kan leveren.

Toen bleek uit onderzoek van Jan Willem Zwang, eigenaar van adviesbureau Stratergy, dat er voor 34 gigawatt aan batterijcapaciteit in de pijplijn zat, eind februari 2023. Inmiddels gaat het bij TenneT om een pijplijn met 15 gigawatt geclaimd vermogen. Hiervoor vraagt een ontwikkelaar voor 150.000 euro bij TenneT een basisontwerp aan voor een grote batterij met minimaal 100 megawatt vermogen. Zwang berekende dat het de ontwikkelaars nog geen 2,5 miljoen euro kostte om een totaal van 15 gigawatt te claimen, omdat de aanbetaling op het basisontwerp slechts 10 procent is.

“Veel van hen gaat niet zozeer om het basisontwerp, want er zit een bepaalde houdbaarheid aan. Als een ontwikkelaar nu nog een aanvraag voor een grote batterij wil doen, kan hij zomaar tot 2032 op de wachtrij komen. Veel van de claims die er nu liggen, zijn niet eens bedoeld om er zelf daadwerkelijk batterijen te realiseren. Het gaat puur om de verkoop van de geclaimde positie. Er is bijvoorbeeld een partij die 32 aanvragen heeft gedaan of eigenlijk handdoekjes heeft gelegd en daarvan gaan er echt een aantal verkocht worden aan anderen. Dat gaat om een winst met zes nullen en daar valt helaas niks meer aan te doen”, vertelt Zwang.

“In Engeland is daar paal en perk aan gesteld door financieringsvoorwaarden aan een aanvraag te stellen én door te lang liggende claims weer vrij te geven voor de markt. Dat zelflerende vermogen zie je wel in de ontwikkeling van de SDE voor zonne-energieprojecten. Je moet aantonen dat het beoogde dak daadwerkelijk van jou is, dat de dakconstructie stevig genoeg is en dat je over voldoende teruglevercapaciteit en eigen vermogen beschikt. Dat soort voorwaarden moeten ook voor energieopslagprojecten gaan gelden.”

In een studie concludeert CE Delft dat er meer nodig is dan alleen een subsidie voor uitgesteld invoeden voor een goed inpassingskader voor grootschalige batterijen. Dat zou kunnen bestaan uit ten eerste compensatie om de batterij congestieneutraal te acteren met een non-firm-ATO en, of door deze aan te sluiten op de storingsreserve, ten tweede een verhoging van de financiële grens congestiemanagement en het toevoegen van een doelmatigheidseis en door ten derde te gaan sturen op locatie.

Ruimtelijke sturing heeft CE Delft verder uitgewerkt om tot de conclusie te komen dat een aanbesteding vanuit de netbeheerder lastig is. Een netverzwaring blijft noodzakelijk op de lange termijn, netbeheerders kunnen geen rekening houden met de maatschappelijke kosten die worden veroorzaakt door lange wachttijden voor netverzwaringen en er zou te veel tijd zitten tussen de start van de tender en het moment van oplevering. Hiervoor moet de netbelasting voor minimaal zes jaar nauwkeurig worden voorspeld, dat lijkt het onderzoeksbureau “niet realistisch”.

CE Delft stelt daarom voor om de ruimtelijke sturing vanuit de Regionale Energiestrategie (RES)-regio’s te laten plaatsvinden. Zij zijn bekend met de regionale mogelijkheden en stakeholders en kunnen wél rekening houden met maatschappelijke kosten. Dit zou alleen kunnen wanneer de regio’s inzicht krijgen in de netbeheerdata, er aanvullende eisen worden gesteld zodat uitgestelde levering netcongestie niet verergert en dat zij over voldoende uitvoeringscapaciteit kunnen beschikken, zodat deze sturing het proces niet te veel vertraagt. Het ministerie van Economische Zaken en Klimaat heeft hier volgens Rots “nog geen besluit over genomen”.

Ook voor het invoeden van zonne-energie buiten piekmomenten met een laag firm- of non-firm-aansluiting is nog geen beleidskeuze gemaakt. “De voorwaarden voor de subsidie die CE Delft heeft geadviseerd gaan we toetsen op haalbaarheid en effectiviteit. Het is met name belangrijk om te borgen dat de batterij uitgesteld gaat invoeden op momenten dat er weinig aanbod is van duurzame elektriciteit”, stelt hij.

“Ook voorwaarden als netneutraal aansluiten, batterijvermogen ten opzichte van het zon-PV vermogen en de energiecapaciteit van de batterij ten opzichte van het vermogen (opslagduur) zijn belangrijk. CE Delft heeft op al deze onderdelen advies uitgebracht. Wij zijn nu bezig met de vormgeving van de subsidieregeling waar alle punten worden meegenomen en getoetst op potentie en toegevoegde waarde. In overleg met RVO, brancheverenigingen Energy Storage NL en Holland Solar toetsen wij of de regeling ook in de praktijk gaat worden gebruikt en uitvoerbaar is.”

Een invoedsubsidie verbetert de businesscase, maar er is meer nodig
Naast het verduurzamen van het stroomgebruik in de avonduren kunnen grootschalige batterijen meerdere andere systeemdiensten dienen: Netcongestie kan in sommige gevallen worden verminderd, het elektriciteitsnet kan beter worden benut en er kan meer hernieuwbare energie worden opgewekt met dezelfde opwekcapaciteit.

“Om de benodigde opslag op het elektriciteitsnet te realiseren is enorm veel nodig en de middelen wil je zo effectief en efficiënt mogelijk inzetten. Een energiesysteem met veel wind- en zonne-energie heeft ook balanceringsdiensten nodig. Batterijen kunnen die leveren, maar niet als ze daarin worden beperkt door subsidievoorwaarden”, stelt Bram Klein Kranenbarg, strategy en new business manager bij GroenLeven.

“Als een batterij vrij is om diensten te leveren op alle stroommarkten, wordt door marktwerking de batterij vanzelf ingezet op de plek met de grootste behoefte.” Mede daarom heeft CE Delft geadviseerd tussen 9 uur ’s ochtends en 17 uur ‘s middags in de maanden mei tot en met september uitgesteld te laten invoeden. Daarbuiten mogen de batterijen ook op de energiemarkten acteren en zo bijdragen aan netbalancering.

De behoefte aan energieopslag wordt groter naarmate netcongestie een groter probleem wordt. Daarbij moet er volgens het Nationaal Plan Energiesysteem tot 2030 gemiddeld ieder jaar 6 gigawatt aan opwekcapaciteit van zonne-energie worden bijgeplaatst. De elektriciteitssector moet immers in 2035 al CO2-neutraal zijn, terwijl de stroomvraag zal groeien. De ontwikkeling van zonne-energieprojecten loopt echter terug, mede door bestaande netcongestie en lange wachtrijen voor netverzwaring.

In de Monitor RES 2023 concludeert het PBL desondanks dat de elektriciteitsproductiedoelstellingen tot 2030 “zeer waarschijnlijk” zullen worden gehaald. Maar ook dat de groeiende stroomvraag de doelen na 2030 problematisch maakt, doordat de aanbodgroei al aan het stagneren is. Hoewel een invoedsubsidie voor batterijen helpt, is er meer nodig voor de onrendabele top van energieopslag- en conversieprojecten.

“Netcongestie is een groot maatschappelijk probleem en een rem op de energietransitie. Een netverzwaring kan voor de netbeheerder weliswaar goedkoper uitpakken, maar voor de ondernemer die daardoor veel langer op verzwaring van zijn netaansluiting moet wachten is het juist duurder dan beginnen met energieopslag. Voor energieopslag blijft gewoon gelden dat de businesscase moet kloppen en daarom hebben we investeerders in flexibiliteit nodig”, denkt Maarten van den Heuvel, voorzitter van Energy Storage NL.

Een groot deel van de oplossing moet wat hem betreft worden gezocht in het afschaffen van de transporttarieven voor energieopslag. TenneT kan echter niet verder gaan dan een korting die kan oplopen tot zo’n 65 procent van het transporttarief. De nettarieven móéten de veroorzaakte kosten namelijk zo nauwkeurig mogelijk reflecteren. Desondanks pleit Klein Kranenbarg, net als Energy Storage NL, ervoor om geen transportkosten in rekening te brengen bij energieopslag.

Zelfs met een korting van 65 procent kunnen de transporttarieven voor energieopslag nog altijd oplopen tot meer dan 80 procent van de operationele kosten. “Dat de netbeheerders hun transporttarieven maar tijdelijk zouden verhogen – vanwege hun hoge energie- en balanceringskosten tijdens de energiecrisis – is voor investeerders onacceptabel. De hoogte en de onvoorspelbaarheid van de transporttarieven zorgen ervoor dat de potentiële voordelen voor investeerders niet opwegen tegen de risico’s”, ziet Klein Kranenbarg.

“Landen zoals België, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk kennen al een (gedeeltelijke) vrijstelling. Nederland wijkt juist af van de norm en daardoor ontstaat er een ongelijk speelveld. Dat is slecht voor het Nederlandse investeringsklimaat. Daarbij kunnen batterijen de pieken en dalen in vraag en aanbod van hernieuwbare energie opvangen, waardoor er minder netverzwaring nodig is en de totale kosten van de energie-infrastructuur dalen. Toch wordt de batterij in Nederland nog altijd gezien als een netto stroomverbruiker en daarmee onderhevig aan dezelfde transportkosten.”

Dat andere landen geen transportkosten rekenen voor batterijen noemt Eric Woittiez, consultant strategie en innovatie bij Alliander, een “politieke keuze”. “Uit alle studies blijkt dat het energiesysteem flexibiliteit nodig heeft. Wij zijn dus absoluut voor meer energieopslag, maar een nultarief vinden wij niet terecht.” Ook de Autoriteit Consument & Markt, die de nettarieven onafhankelijk bepaalt, wil vanwege de operationele kosten niet meer toestaan dan een “gerechtvaardigde korting” omdat batterijen de netbeheerders ook operationele kosten bezorgen.

“Als netbeheerders zien wij ook wel dat de businesscase van batterijen moet worden gestimuleerd, maar niet door ons. De nettarieven zijn er niet voor bedoeld om een bepaalde techniek te bevoordelen. Wij zien dat hier een rol voor de overheid is neergelegd. Wat netbeheerders wel kunnen doen is congestiemanagementcontracten afsluiten met batterijpartijen, zodat batterijen helpen om congestie te verlichten in plaats van congestie te verergeren.”

CE Delft schat dat het huidige beleid ruimte schept voor een businesscase voor energiebalancering voor een batterijvermogen van 1 tot 2 gigawatt in 2030. Terwijl de netbeheerders uitgaan van 15 tot 20 gigawatt aan regelbare elektriciteitscentrales en 40 tot 70 gigawatt aan batterijen om stroomtekorten – in een gemiddeld weerjaar – te voorkomen in 2050.

Een korting van 65 procent op de transporttarieven zou de businesscase voor nog eens 2 tot 5 gigawatt aan batterijen mogelijk maken. “Daarbij hoeven we niet snel bang te zijn voor overstimulering”, stelt Woittiez. “Er is bij opslag namelijk al snel sprake van marktverzadiging: iedere nieuwe batterij verslechtert de businesscase van alle batterijen.”

Flextenders lijken meer sturing en transparantie op te leveren
Ook al heeft het ministerie van Economische Zaken en Klimaat nog geen beslissing genomen over de ruimtelijke sturing, in de praktijk wordt hier al wel op gestuurd. Met name TenneT is hier al mee bezig door locatiegebonden flextenders in de markt te zetten, maar ook regionale netbeheerders kijken naar de mogelijkheden. “Stedin is hier met TenneT mee bezig in Utrecht”, vertelt Woittiez.

“Daarbij moeten wij transparant zijn over onze data zodat we kunnen gaan sturen op locatie, grootte en dus efficiëntie van de batterij. Een grote batterij wordt immers direct op het koppelstation aangesloten en hoe groter de batterij hoe vaker deze met contractbeperkingen te maken krijgt. Daar zit een optimum in en daarom moeten wij duidelijker gaan aangeven wat waar kan en nodig is.”

Volgens Klein Kranenbarg kan het daarna aan de markt worden overgelaten. “Uiteindelijk hebben alle betrokken partijen baat bij de juiste hoeveelheid vermogen tegen de juiste prijs op de juiste locatie.” Ook Zwang zegt enthousiast te zijn over meer sturing op locatie, zeker wanneer dit via flextenders van de netbeheerders gebeurt, maar roept hen op meer haast te maken.

“Ik heb meegewerkt aan het opstellen van een aantal RES’en en daar zit echt onvoldoende uitvoeringscapaciteit, dus daar ben ik minder enthousiast over. Netbeheerders weten precies wat waar nodig is, maar projectontwikkelaars zijn gespecialiseerd in het vinden van geschikte grond. Als ze niet gaan samenwerken lopen de netbeheerders er straks tegenaan dat alle grond rondom hun knelpunten al is opgekocht.”

Zwang ziet dan ook meer in het aanpakken van de lange aanlooptijden van energieopslagprojecten dan in het veranderen van de stuurman. “De overheid had hier met de netbeheerders al veel eerder de regie moeten pakken. In oktober hebben zij nog gezamenlijk onorthodoxe maatregelen aangekondigd. Dit zijn de maatregelen die je nodig hebt: wijs locaties en gewenste vermogens aan en ga die bouwen, de vergunningen komen wel. De procedures moeten zo kort mogelijk, anders draaien die batterijen niet in 2026.”

Rots merkt dat lokale overheden zoekende zijn “naar nut, noodzaak en beleidskaders om batterijen ruimtelijk te sturen naar de juiste plekken” vanwege het groeiend aantal initiatiefnemers. “TenneT doet nu onderzoek naar geschikte locaties in het netwerk voor grootschalige batterijen. Rijk, lokale overheden en TenneT werken op basis van dit onderzoek – in lijn met de Routekaart Energieopslag en het Programma Energiehoofdstructuur – aan een voorstel rond de gewenste ruimtelijke sturing en rolverdeling.”