TU Delft: balanceringsdiensten maken batterij interessanter dan stroomhandel

Een batterij verdient zichzelf volgens een modelstudie van de TU Delft niet terug met alleen het inkopen van goedkope elektriciteit en het verkopen tijdens dure uren. De businesscase wordt in de simulaties aanzienlijk sterker wanneer de batterij ook wordt ingezet voor balanceringsdiensten. Dat onderstreept het belang van markttoegang, aggregatie en slimme aansturing voor  batterijsystemen.

Onderzoekers Nikolaos Damianakis, Kaarel Kuresoo en Gautham Ram Chandra-Mouli ontwikkelden een digitaal energiemanagementsysteem waarbij ze batterijopslag niet vanuit één huishouden of één energierekening benaderen, maar vanuit een lokaal energiesysteem waarin woningen, commerciële gebouwen, zonnepanelen, warmtepompen en elektrische auto’s gezamenlijk worden aangestuurd. Hun model laat zien dat de waarde van opslag sterk samenhangt met de andere flexibele installaties in het gebied en met de diensten die het totale systeem aan het elektriciteitsnet kan leveren.

De onderzoekers ontwikkelden een power management system voor een energiecommunity. Het systeem stuurt de vermogensstromen van verschillende locaties, in het onderzoek nodes genoemd. Iedere node omvat een combinatie van gebouwen, laadpunten en energie-installaties. De studie onderscheidt een residentiële, een commerciële en een gemengde node.

Het gaat daarmee niet om de optimalisatie van losse assets. Het power management system bekijkt juist hoe zonnepanelen, warmtepompen, elektrische auto’s en batterijcapaciteit elkaar binnen het lokale systeem kunnen aanvullen. Het model probeert daarbij de gezamenlijke energiekosten te verlagen, het afschakelen van zonnestroom te beperken, elektrische auto’s voldoende te laden en het comfort in gebouwen te bewaken. Tegelijkertijd moet het binnen de grenzen van het lokale elektriciteitsnet blijven.

Alleen handelen met stroomprijzen is onvoldoende

In de onderzochte scenario’s waren de inkomsten uit handelen op de day-aheadmarkt niet hoog genoeg om de aangenomen investerings- en operationele kosten van de batterij te dekken. Het systeem laadde de batterij op momenten met lage elektriciteitsprijzen en ontlaadde deze tijdens duurdere uren, maar de prijsverschillen waren onvoldoende voor een positieve businesscase.

Daarbij bleek de uitkomst sterk afhankelijk van de gebruikte prijsprofielen. De onderzoekers gebruikten Nederlandse energie- en reserveprijzen van een aantal zomer- en winterdagen uit 2018 en 2023. De hogere en sterkere prijsschommelingen in 2023 boden meer mogelijkheden dan de prijzen uit 2018. Toch bleef alleen energiehandel volgens het model onvoldoende om de batterij-investering te rechtvaardigen.

Dat verandert wanneer de batterij ook aFRR aanbiedt. De vergoeding voor het beschikbaar stellen en activeren van regelvermogen leverde in het model veel meer waarde op dan alleen het verschuiven van elektriciteit tussen goedkope en dure uren. De hoogste opbrengsten ontstonden wanneer zowel de stationaire batterij als elektrische auto’s flexibiliteit leverden en vehicle-to-grid werd toegepast.

Bij vehicle-to-grid kunnen elektrische auto’s elektriciteit terugleveren. In het model werden de auto’s vooral gebruikt om lokaal verbruik, zoals de basislast en het stroomgebruik van gebouwen, op te vangen. Daardoor hield de stationaire batterij meer capaciteit over voor de balanceringsmarkt.

Toegang tot balanceringsmarkt cruciaal

De uitkomsten maken duidelijk dat de technische mogelijkheden van een batterij niet automatisch leiden tot een sluitende businesscase. Een eigenaar moet ook toegang hebben tot de markten waarop flexibiliteit waarde heeft.

Daar zit een belangrijke beperking. De totale batterijcapaciteit in het onderzoek bedraagt 150 kilowattuur, verdeeld over drie locaties. De minimale biedgrootte voor deelname aan de werkelijke aFRR-markt bedraagt volgens de onderzoekers echter 1 megawatt. Een individuele buurt- of bedrijfsbatterij kan daarom niet zelfstandig volgens het gesimuleerde model deelnemen.

In de praktijk zal de capaciteit van verschillende batterijen, laadpunten en andere flexibele apparaten waarschijnlijk door een aggregator of virtuele energiecentrale moeten worden gebundeld. De studie onderzoekt zo’n marktorganisatie niet in detail, maar laat wel zien dat toegang tot meerdere inkomstenstromen bepalend kan zijn voor de economische waarde van opslag.

Gedeelde batterij meestal gunstiger

De onderzoekers bekeken ook waar de beschikbare batterijcapaciteit het beste kon worden geplaatst. Daarbij werden een residentiële, een commerciële en een gemengde locatie met onder meer zonnepanelen, warmtepompen en laadpunten vergeleken.

In de meeste scenario’s plaatste het model het grootste deel van de capaciteit op de locatie die het dichtst bij het hoofdnet lag. Daar zijn de elektrische verliezen in de kabel lager. Volgens de onderzoekers kan één grotere, gedeelde batterij daardoor gunstiger zijn dan meerdere kleinere batterijen die over verschillende aansluitingen zijn verdeeld.

Wanneer alle locaties op dezelfde afstand van het net lagen, kreeg de commerciële locatie juist de meeste batterijcapaciteit. Deze locatie beschikte zelf over minder flexibiliteit, onder meer door kortere parkeertijden bij publieke laadpunten en een lagere bezetting van commerciële gebouwen. Een stationaire batterij voegde daar relatief veel regelruimte toe.

Nog geen praktijkbusinesscase

De resultaten zijn geen berekende terugverdientijd voor een concreet batterijproject. De simulaties beslaan afzonderlijke dagen en geen volledig jaar. Ook gaat het model ervan uit dat aangeboden aFRR volledig wordt geaccepteerd en geactiveerd, terwijl in de praktijk gedeeltelijke activatie mogelijk is.

Daarnaast is capaciteitsverlies door veroudering niet expliciet berekend en staat de totale batterijcapaciteit vooraf vast. De onderzoekers noemen een jaaranalyse en een uitgebreidere modellering van batterijdegradatie daarom als belangrijke vervolgstappen.

De studie ondersteunt daarmee vooral een bredere conclusie: voor opslag lijkt alleen handelen op uurprijzen een smalle basis. De potentiële waarde neemt toe wanneer batterijen gelijktijdig kunnen bijdragen aan lokale flexibiliteit, congestiemanagement en de landelijke balanceringsmarkt. Of die waarde in de praktijk kan worden benut, hangt vervolgens af van aggregatie, marktvoorwaarden en de afspraken met netbeheerders.