De megabatterij vindt zijn plek in het stroomnet

Rommelend in de batterijenbak in de gangkast, op zoek naar twee AAA’tjes waar de afstandsbediening van de televisie al een paar dagen om zeurt, is amper te bevatten wat er inmiddels allemaal onder dat begrip ‘batterij’ valt. Ja, zo’n vertrouwd rond staafje is een batterij, net als de platte knoopcelletjes in de batterijenbak. Maar de vijf lange rijen witte kasten op het terrein van de Maximacentrale van Engie in Lelystad zijn samen óók een batterij. Eentje van 35 megawatt en 100 megawattuur – op vol vermogen geeft hij 35.000 huishoudens bijna drie uur stroom. Kosten: bijna 50 miljoen euro.

Netbeheerders, toezichthouder ACM en batterijbranche worstelden de afgelopen jaren flink met de inpassing van grote batterijen in het stroomnet. Centrale vraag: hoe kunnen batterijen zinvol werk doen voor een energiesysteem gebaseerd op wind- en zonne-energie, op een betaalbare manier en zonder het stroomnet te veel te belasten?

De laatste twee jaar is heel veel gepraat en sinds kort zijn er nieuwe contractvormen tussen netbeheerders en batterij-exploitanten. Netbeheerders hebben meer zekerheid over de belasting van het net en voor batterijen is het verdienmodel aanzienlijk verbeterd. Na jaren van pionieren lijkt de batterijmarkt volwassen.

Toch klinkt er nog gemopper. In buurlanden zijn de voorwaarden voor batterijen nog altijd beter, waarom kan dat hier niet? En de verdeling van nieuwe contracten ervaren batterij-exploitanten als een black box: wáár is er nou plek voor grote batterijen?

Zacht zoemen

Lopend tussen de schier eindeloze rijen in Lelystad komt het abstracte getal van 100 megawattuur tot leven. De batterij beslaat 160 kasten, cubes in jargon, van 2,5 meter hoog en 2 meter breed. In de langste rij staan er 48, per acht gegroepeerd. Voor de brandveiligheid is er een beetje afstand tussen elke kast, her en der staat een betonnen muurtje. Overal klinkt zacht zoemen van de koeling.

De bouw van dit batterijpark begon in september 2024. In februari 2026 wordt het in gebruik genomen. Vandaag zijn installateurs in de weer met een camera-drone, om te zien of het beveiligingsmechanisme boven op de cubes naar behoren werkt. De kast waar de drone boven hangt, staat open. Binnenin zijn twee verticale rijen apparatuur in zwarte behuizing te zien, onderling verbonden met oranje kabels. Dit zijn de battery stacks, de lithium-ionbatterijen waar de energie in gaat.

De plek van de megabatterij op het terrein van de Maximacentrale . Hij staat tussen zonnepark en gascentrale in. „We kunnen ons duurzame vermogen uit het zonnepark dankzij de batterij straks beter benutten”, zegt Niek ten Bloemendal, manager business development bij Engie. „Kortstondige pieken in het stroomnet kan de batterij straks opvangen, de gascentrale hoeft dan minder snel of minder hard aan.”

Opslag is cruciaal in een energiesysteem dat op hernieuwbare energie drijft

Ook elders in Nederland zijn grote batterijen in aanbouw. In Dronten wordt FlevoBESS neergezet, een project van 31 megawatt (MW) en 126 megawattuur (MWh), dat gaat samenwerken met lokale windparken. Megabatterijen hoeven niet per se direct gecombineerd te worden met duurzame opwek. Zo bouwt Dispatch Grid Services een op zichzelf staande batterij van 45 MW en 90 MWh in Dordrecht, en is Return bezig met projecten van 100 MW en 200 MWh in Waddinxveen en liefst 364 MW en 1.457 MWh in Vlissingen.

Kortetermijnopslag

Eind 2024 had Nederland 1 GWh aan opslagcapaciteit in batterijen, eind 2025 zal het naar verwachting 2,1 GWh zijn, blijkt uit een marktmonitor van branchevereniging Energy Storage NL. Voor de jaren daarna verwacht de branche snellere groei, richting 15 GWh in 2027, al is voor lang niet alle projecten de doorgang zeker.

Opslag is cruciaal in een energiesysteem dat op hernieuwbare energie drijft. De zon schijnt soms heel fel en soms niet, het waait ook niet constant. Om toch op elk moment elektriciteit te kunnen gebruiken en in periodes van overproductie geen energie te laten wegvloeien, is opslag nodig. Dat kan op diverse manieren, maar voor kortetermijnopslag liggen batterijen voor de hand.

Van oudsher is het stroomnet ingericht volgens een eenvoudig schema: enerzijds bieden grote energiecentrales stroom aan, anderzijds zijn er afnemers die de stroom gebruiken. Dat schema is door duurzame opwek dynamischer geworden. En batterijen zijn een vreemde eend in de bijt: op het ene moment aanbieder van stroom, en dan weer afnemer.

Dat roept vragen op. Wanneer betaalt de batterij-exploitant energiebelasting en transportkosten voor netgebruik? Het stroomnet is bovendien overvol en een batterij kan de druk verlichten; kunnen op- en ontlaadmomenten in afspraken gegoten worden? En mag er een vergoeding tegenover ‘hulp aan het stroomnet’ staan? Welke dan?

Pieken opvangen

Tot twee jaar geleden was de beste manier om in Nederland geld te verdienen aan een batterij die te laten meedoen op zogenaamde onbalansmarkten. In het elektriciteitsnet moet altijd precies evenveel vraag als aanbod zijn. Is dit niet in balans, dan valt apparatuur uit – en dan kan de stroom op grote schaal uitvallen, zoals afgelopen mei in Spanje gebeurde. Wie meehelpt dit te voorkomen, kan geld verdienen. Vroeger konden vooral gascentrales dit goed, doordat ze snel op- en af te regelen zijn, tegenwoordig ook batterijen.

Daarnaast valt met batterijen goed te handelen op de elektriciteitsmarkt, door te laden bij een lage elektriciteitsprijs, als het zonnig is bijvoorbeeld, en te ontladen bij een hoge prijs, als het donker is en niet waait. Elke ochtend en avond zijn er pieken in de stroomvraag. Grootschalige batterijen kunnen één tot vier uur op maximaal vermogen energie leveren en zouden op deze momenten dus steun kunnen geven.

Technisch gezien dan. Lange tijd stond er geen financiële tegemoetkoming tegenover om op piekmomenten de batterij even niet te laden.

Eerder werd twee keer belasting betaald: een keer als stroom geleverd werd aan de batterij, en later als die vanuit de batterij geleverd werd aan de uiteindelijke afnemer. Die eerste levering, aan de batterij, is nu niet meer belast.

„Dat heeft heel wat lucht gegeven”, zegt Gerard Kneppers, die zich als projectfinancieringsadvocaat bij DLA Piper voor verschillende batterijpartijen bezighoudt met financierbaarheid en contracten. „De onbalansmarkt was lange tijd het enige verdienmodel voor batterijen. Dankzij het afschaffen van de dubbele energiebelasting werd ook aantrekkelijker, er kwam een verdienmodel bij.”

Netcongestie groeide intussen uit tot het probleem dat het nu is: op piekmomenten is het stroomnet helemaal vol. Omdat afnemers ook tijdens pieken recht op stroom hebben, is er geen ruimte voor nieuwe aansluitingen. Inmiddels staan 14.000 bedrijven daarvoor op de wachtlijst.

De plek van de megabatterij op het terrein van de Maximacentrale . Hij staat tussen zonnepark en gascentrale in.

Foto Olivier Middendorp

Ook voor batterijen is geen plek, tenzij ze alleen buiten de piekuren actief zijn. Batterijen ‘verleiden’ om zich echt als ‘congestieverzachter’ te gedragen, zou beter zijn. Dat schept ruimte voor nieuwe aansluitingen.

Hier komt de belangrijkste verandering van de afgelopen twee jaar om de hoek: nieuwe contractvormen. Eerder had elke aangeslotene op elk moment recht op gecontracteerde ruimte. Sinds april mogen netbeheerder en batterij-exploitant afspreken dat de batterij een deel van de tijd (tijdens piekmomenten) niet gebruikt wordt. Daar staat dan een korting op de transporttarieven tegenover. In netbeheerderstermen: tijdsduurgebonden- of tijdsblokgebonden transportrechten. (TDTR is voor het hoogspanningsnet, TBTR voor het regionale net.)

„Die contracten zijn voor ons belangrijk om zekerheid te hebben dat batterijen ingezet worden zonder het net extra te belasten”, zegt Frank Westhoek, manager congestie en netplanning bij Tennet, beheerder van het hoogspanningsnet. „Wij zien ook dat batterijen belangrijk zijn en bijdragen aan betere benutting van het net en aan leveringszekerheid. „

Fikse korting

Met een TDTR-contract mag een stroomop jaarbasis 85 procent van de tijd de hele aansluiting gebruiken, en 15 procent van de tijd kan hij afgeschakeld worden. In ruil krijgt de gebruiker ongeveer 50 procent korting op het transporttarief. Het idee achter deze fikse korting is dat voor deze gebruikers niet in het net geïnvesteerd hoeft te worden, redeneert de ACM, . De regionale variant, de TBTR, werkt niet met percentages maar met vooraf afgesproken tijdsblokken, omdat het netgebruik regionaal lastiger in te schatten is.

De contracten zijn niet alleen bedoeld voor batterijen. Ze kunnen ook aantrekkelijk zijn voor elektrolyzers, e-boilers en bijvoorbeeld elektrische bus-laadplekken vooral in de nacht stroom gebruiken.

„Wij zien dit echt als win-win”, zegt Westhoek. „Wij hebben zekerheid en benutten het net beter zonder het extra te belasten. En dankzij de tariefkortingen verbetert voor batterijpartijen de businesscase.”

Wat nieuwe contractvormen de maatschappij kunnen opleveren, was dit voorjaar te zien in Zeeland. Daar ruilde het eerdergenoemde batterijproject van Return in Vlissingen een vast contract in voor een TDTR-contract. Dankzij de vrijgekomen capaciteit kregen 61 bedrijven op de wachtlijst een aansluiting.

In november komt er weer een contractvorm bij, het capaciteitssturingscontract (CSC). Dit gaat nog een stap verder, en zou helemaal congestieverzachtend moeten werken. Batterij-exploitant en netbeheerder, zowel regionaal als landelijk, kunnen voor een gebied met te veel stroomvraag bijvoorbeeld afspreken dat de batterij op een piekmoment juist stroom levert, waardoor stroom van dichtbij kan komen, wat de druk op het stroomnet vermindert. Om het nog iets ingewikkelder te maken: een CSC kan boven op een TDTR of TBTR afgesloten worden.

„De nieuwe contracten hebben de deur verder opengegooid voor batterijen”, zegt advocaat Kneppers. „Het is nu mogelijk een interessante businesscase te maken voor batterijen. Het verdienmodel van een batterij is tegenwoordig meestal gestoeld op een mix van verschillende activiteiten. Onbalans, handelen, congestie verzachten en ook het verhuren van capaciteit aan derden. Banken vinden zo’n mix belangrijk.”

Opslagterminals

Return (100 werknemers, 600 miljoen euro geïnvesteerd kapitaal) is zo’n bedrijf dat volop batterijen neerzet . „Wij zien onszelf niet alleen als batterij-exploitant, maar ook als opslagbedrijf voor elektronen”, zegt Sjoerd Bazen, managing director van Return. „Vergelijk het met Vopak, dat in grote havens wereldwijd onafhankelijke opslagterminals heeft voor olie en gas. Batterijen slaan ook energie op, en bieden flexibiliteit voor wie dat nodig heeft. We mikken op belangrijke knooppunten waar volatiliteit is. We handelen niet zelf; anderen huren een deel van onze batterijcapaciteit en gaan daarmee aan de slag.”

De grootste markt voor het Nederlandse Return is Duitsland. Twee derde van zijn projecten loopt daar. In Duitsland zijn batterijen vrijgesteld van transporttarieven, om de sector van de grond te krijgen. Verder is Return actief in België en Spanje. Nederland wordt dankzij de nieuwe contractvormen ook aantrekkelijker. „We willen rond 2030 in heel Europa ruim 5 GW vermogen geïnstalleerd hebben.”

Groot, robuust en betrouwbaar zijn termen die regelmatig voorbijkomen in het gesprek in het Return-kantoor nabij de A10 in Amsterdam West. Ze vatten de toekomstvisie van Return samen. „Batterijen zijn heel high tech. Het is niet even bestellen, stekker erin en gaan”, zegt Bazen. „Wij specialiseren ons ook in optimaal gebruiken van zo’n batterij, dat gaat via geavanceerde algoritmes. We denken dat het voor bedrijven logischer is met een partij als Return te doen dan dat iedereen zelf met een batterij aan de slag gaat. Het is een vak.”

Return timmert nu vijf jaar aan de weg. Dat maakt het een van de pioniers. „De technologie – grotendeels uit China – is goedkoper geworden en enorm verbeterd”, zegt operationeel directeur Dennis Schiricke. „Ook kennis en ervaring zijn enorm toegenomen, bij ons en bij vergunningverleners. En banken zijn gewend geraakt aan batterijprojecten die aankloppen voor een lening. Dat was twee jaar geleden allemaal echt nog anders. We hebben heel veel zendingswerk moeten verrichten om mensen vertrouwd te maken met batterijen.”

Bazen en Schiricke zijn positief gestemd over de toekomst van megabatterijen. „Batterijen staan nu bij alle energiebedrijven hoog op de agenda”, zegt Bazen. „Over 15 tot 20 jaar is zowat alles geëlektrificeerd, het gaat ontzettend snel.” Ze zijn ook blij met de nieuwe contractvormen. Maar de omstandigheden in Nederland blijven moeizamer dan in de andere landen waar Return actief is.

De Maximacentrale van Engie

Foto Olivier Middendorp

Frustrerend

Dat gevoel heerst breder in de sector, zegt Jeroen Neefs van Energy Storage NL. „Opslag is hard nodig in een weersafhankelijk energiesysteem. In het buitenland erkennen ze dat, en staan de transporttarieven voor batterijen op nul. Nederland mist een duidelijke visie over waar we naartoe werken; hoeveel opslag is nodig, en waar? Dat maakt het moeilijk sturen. Dat is frustrerend voor batterijbedrijven, maar ik spreek ook vaak gemeenten en provincies die niet goed weten wat ze met vergunningaanvragen voor batterijen aan moeten.”

Tennet heeft intussen de handen vol aan de nieuwe contractvormen. In april maakte de hoogspanningsnetbeheerder bekend 9 GW aan ruimte op het stroomnet te hebben voor gebruik buiten de piek. Bedrijven konden een aanvraag indienen voor een TDTR-contract. De animo was groot. Er kwam voor meer dan 70 GW aan aanvragen, niet alleen door batterijbedrijven. Verdeling ging volgens een ‘maatschappelijk prioriteringskader’ – congestieverzachters eerst, maatschappelijk belangrijke partijen daarna, dan de rest – en vervolgens op volgorde van inschrijving.

Voor 2,3 GW is al definitief besloten wie de contracten krijgen, voor de rest van de 9 GW hebben de betrokken bedrijven inmiddels ook een aanbod. Tennet werkt nu de contracten uit. „We toetsen onder meer of aanvragers wel echt congestieverzachter zijn op de locatie waar ze zitten”, zegt Westhoek. „Dat kan ertoe leiden dat iets niet doorgaat en we naar de volgende op de lijst gaan.”

Je moet net geluk hebben met onder meer de locatie van je batterij. Het voelt heel ondoorzichtig.

Energy Storage NL ziet dat de praktijk weerbarstig is. „De boel loopt vast”, zegt Neefs. „Niet iedereen die een TDTR aangeboden krijgt, heeft een aanbod voor het hele project, maar bijvoorbeeld voor 20 van de 100 megawatt. Dan kan een project alsnog niet doorgaan. Je moet net geluk hebben met onder meer de locatie van je batterij. Het voelt heel ondoorzichtig. We hebben daarom gevraagd om meer openbare gegevens over waar ruimte voor opslag zou zijn, maar dat is blijkbaar heel lastig. En ook: wat gebeurt er na deze 9 GW?”

Geen contractaanbod

Ook Engie vist – voorlopig – achter het net. Behalve naast de centrale in Lelystad wil het bedrijf ook een batterij bouwen naast zijn centrale in Bergum (Friesland). Grond en vergunningen zijn geregeld, maar het bedrijf heeft geen contractaanbod van Tennet. „Ik baal stevig, en dat is netjes uitgedrukt”, zegt Ten Bloemendal. „Waarom wordt er niet meer gekeken naar levensvatbaarheid van een project? Ik heb sinds de aankondiging van Tennet nog geen investeringsbeslissingen bekend zien worden. Wij hadden direct van start kunnen gaan. Nu gebeurt er niks.”

Tennet heeft niet de indruk dat hun kaders heel onduidelijk zijn. Westhoek: „De verdelingsvolgorde is helder, wij zijn daarin ook afhankelijk van de ACM. De komende tijd wordt de lijst definitief, dat geeft ook duidelijkheid.”

En daarna? „We hebben de afgelopen twee jaar heel veel nieuwe producten ontwikkeld en uitgedacht. De uitrol is net begonnen”, zegt Westhoek. „De eerste ervaringen komen nu pas binnen: werkt het eigenlijk wel? Daarna kunnen we gaan uitbouwen. Voor ons blijft het belangrijkste dat we capaciteit bijbouwen, het net verzwaren, dat schept uiteindelijk de benodigde ruimte. Maar de opgave is groot.”

De netbeheerder richt ook de ogen al voorzichtig op een verdere horizon. „Een puzzelstuk dat nog helemaal mist, is langdurige opslag”, zegt Westhoek. „Niet alleen binnen een dag, maar ook binnen een maand of een jaar. Dat wordt richting 2035 ook steeds relevanter.”