TU Delft: batterij voor energiegemeenschap pas rendabel bij leveren netdiensten

De onderzoekers van de Technische Universiteit Delft hebben een energiemanagementsysteem voor energiegemeenschappen ontwikkeld. Het systeem is getest in een distributienet met 3 typen aansluitpunten: een residentieel knooppunt (woningen), een commercieel knooppunt (kantoorpanden en openbare laadpalen voor elektrische voertuigen) en een gemengd knooppunt. Het systeem stuurt tegelijkertijd zonnepanelen, elektrische voertuigen, warmtepompen en batterijen aan.

Investering niet terugverdiend
De centrale bevinding is dat een batterij die uitsluitend wordt ingezet voor energiearbitrage, dat wil zeggen stroom goedkoop inkopen en duur verkopen, de investering niet terugverdient. Dat gold zowel voor de energieprijzen van 2018 als voor die van 2023. In 2018 was zelfs het inzetten van elektrische voertuigen voor frequentieregeling kosteneffectiever dan batterijopslag alleen voor arbitrage. Pas wanneer de batterij ook frequentieregeling levert (red. automatisch frequentieherstelreserve, kortweg aFRR) – het automatisch bijsturen van de stroomfrequentie in het elektriciteitsnet – slaat de balans positief uit. Met de gestegen energie- en reserveprijzen van 2023 is een batterij die ook aFRR levert al winstgevend, en die winstgevendheid neemt verder toe naarmate de aanschafkosten van batterijen dalen, wat de onderzoekers voor de komende jaren verwachten.

Centraal werkt het best
De studie vergelijkt ook de optimale plaatsing van de batterijcapaciteit in het distributienet. Een gecentraliseerde batterij, dicht bij het aansluitpunt op het hoofdnet, scoort beter dan verspreide kleinere batterijen op meerdere punten in het stroomnet. De reden: energieverliezen in de kabels hebben een groter effect op de totale efficiëntie dan de lokale flexibiliteit van individuele aansluitpunten. Er is één uitzondering: als een aansluitpunt ver van het hoofdnet veel overtollige zonnestroom produceert en tegelijk gunstige verkoopprijzen voor neerwaartse balancering beschikbaar zijn, kan het zinvol zijn daar extra batterijcapaciteit te plaatsen. In de meeste scenario’s van de onderzoekers concentreert de optimale oplossing de volledige batterijcapaciteit op één punt.

Commercieel scoort laagst
Het commerciële aansluitpunt, met kantoorpanden en publieke laadpalen, heeft de laagste eigen flexibiliteit. Kantoortijden en korte parkeerperiodes bij openbare laadpalen betekenen dat er weinig speelruimte is voor directe sturing van de belasting van het stroomnet. Zonder batterij kan het slagingspercentage van zulke sturing bij commerciële knooppunten zakken naar onder de 30 procent. Met een goed geplaatste, gecentraliseerde batterij stijgt dat naar boven de 90 procent. Gemengde knooppunten, met een mix van woningen en laadpalen voor elektrische voertuigen, presteren ook zonder batterij al beter: zelfs in de zwaarste winterscenario’s blijft het slagingspercentage boven de 70 procent.

Voordeel van v2g
De onderzoekers onderzochten 4 scenario’s met oplopende integratie van flexibele middelen. In het vierde scenario, waarbij elektrische voertuigen ook stroom kunnen terugleveren aan het stroomnet – vehicle-to-gridtechnologie (v2g) – daalden de kosten aanzienlijk en nam de geleverde frequentieregeling in veel gevallen zelfs toe, terwijl er geen extra middelen aan het systeem werden toegevoegd.

De verklaring: als elektrische voertuigen ook voor andere doelen in het stroomnet worden ingezet, zoals het opvangen van lokale piekbelasting of het aansturen van warmtepompen, kan de batterij zich volledig richten op het leveren van frequentieregulerende diensten. De som van geleverde aFRR-energie was in elk scenario hoger naarmate er meer middelen beschikbaar waren.

Energiegemeenschap versus microgrid
De onderzoekers wijzen ook op een fundamenteel verschil tussen de besturing van een energiegemeenschap en die van een traditioneel microgrid. Een microgrid heeft doorgaans één beheerder en is technisch geoptimaliseerd voor betrouwbare stroomlevering. Een energiegemeenschap bestaat uit meerdere onafhankelijke partijen die elk hun eigen belangen hebben.

Een goed energiemanagementsysteem voor zo’n gemeenschap moet naast technische ook economische en sociale doelen dienen: eerlijk delen van kosten en baten, privacy bewaken, marktregels naleven en schaalbaar zijn naarmate de gemeenschap groeit. Dat stelt beduidend hogere eisen aan de besturingssoftware dan een conventioneel microgrid.

Beperkingen en vervolg
De onderzoekers noemen enkele beperkingen. De minimum biedgrootte op de echte aFRR-markt is 1 megawatt, terwijl de in de studie gebruikte systemen kleiner zijn; aggregatie via een derde partij is in de praktijk nodig. Batterijdegradatie over tijd is bovendien niet expliciet meegenomen in de berekeningen. Tot slot zijn de simulaties gebaseerd op dagelijkse scenario’s, niet op volledige jaaranalyses.

Als aanbeveling voor vervolgonderzoek noemen de onderzoekers onder meer gelijktijdige optimalisatie van batterijlevensduur en netdiensten, en een analyse op jaarbasis voor stevigere conclusies over seizoensgebonden effecten.