Waar zonneparken hun stroom voorheen goed kwijt konden op de lange termijnmarkt en de Day-ahead markt, is dat tegenwoordig een stuk lastiger. Dat komt met name door een snel toenemend aantal negatieve prijsuren. Hoe kunnen zonneparken hiermee omgaan? Daarover vertelt Mike ten Wolde, directeur van GOPACS.

Er zijn tegenwoordig veel uren met negatieve stroomprijzen. De elektriciteitsvraag is niet meegegroeid met de toegenomen elektriciteitsproductie, zegt Ten Wolde. “We hebben momenten dat we echt te veel productie hebben. En dat is niet erg, als je dat maar van tevoren curtailt, dan biedt dat ook weer kansen.” Curtailen is het (tijdelijk) afschalen van stroomproductie van bijvoorbeeld een zonnepark.

Zonneparken maken dan bijvoorbeeld gebruik van capaciteitsbeperkende contracten (CBC), vertelt Ten Wolde. Een dag van tevoren kan bijvoorbeeld voorspeld worden dat er meer zonnestroom opgewekt gaat worden dan de capaciteit van het stroomnet aankan.

Ten Wolde: “Dan zetten we het capaciteitsbeperkende contract in, dat we in dit geval met zonneparken hebben afgesproken, waarbij de eigenaar van het park een vergoeding krijgt om zijn productie terug te brengen naar wat wij aan transport kwijt kunnen.”

Op sommige dagen, zoals een zonnige lentedag, wordt er veel meer stroom opgewekt dan er wordt gebruikt. Een deel van die stroom die ‘over’ is kan worden geëxporteerd naar andere landen, maar een ander deel moet gecurtaild worden. Waar dat voorheen vooral door netbeheerders werd gedaan, zijn het tegenwoordig ook steeds vaker de zonneparken zelf die het park tijdelijk (gedeeltelijk) uitschakelen. “Omdat de SDE++-vergoedingen nu minder riant zijn, heb je een marktmechanisme gecreëerd waardoor zonneparken nu meer uit zichzelf curtailen”, aldus Ten Wolde.

Dat is eigenlijk heel interessant, vindt Ten Wolde, want dat betekent dat zonnepaken op zo’n moment ook opregelvermogen kunnen aanbieden. “Als een zonnepark voor de helft uit staat, is er dus ruimte om op te regelen. En dat opregelvermogen kan je goed aanbieden op de aFFR markt of op de congestiemanagementmarkt via redispatch.”

De eigenaar van een zonnepark kan er op die manier dus voor kiezen om de zonnestroom op de intra-day markt te verkopen. Bijvoorbeeld wanneer de day-ahead prijzen slecht zijn, kan het zonnepark ingezet worden voor congestiemanagement. 

Bovendien speelt ook energieopslag een rol bij het handelen in energie. Door opslag op de jusite manier in te zetten, kan het ook bijdragen aan het rendement van een zonnepark. 

De businesscase voor zonneparken is dus zeker veranderd, zegt Ten Wolde. “Het is moeilijker een PPA [Power Purchase Agreement] af te sluiten en day-ahead zijn er veel negatieve uren. Dat wil niet zeggen dat er geen verdienpotentieel is. Het is alleen moeilijker geworden. Je zult meer moeten traden op de intra-day markt, de congestiemarkt en de aFFR markt.”

Dus je hebt eigenlijk een goede voorspeller nodig, stelt Ten Wolde. Die zorgen ervoor dat een zonnepark zoveel mogelijk gaat verdienen door op al die verschillende markten te bieden en hebben er goede tools voor om te voorspellen wanneer je welk deel van je stroom het beste op welke markt kan zetten. En die voorspellingen worden ook steeds beter.

Dat spel van zonnestroom verkopen is dus ingewikkelder geworden en aan het verschuiven richting de intra-day markt. Maar het verdienmodel is er nog steeds, het is alleen veranderd, stelt Ten Wolde. “Het oude simpelweg produceren en verkopen is inderdaad extreem moeilijk geworden. Maar je park op het juiste moment in de juiste markt neerzetten, daar is nog geld in te verdienen.”