Het Nederlandse stroomnet loopt vol, met inmiddels een wachtlijst van ruim 14.000 bedrijven die nieuwe of grotere bestaande aansluitingen willen. Landelijke netbeheerders werken hard aan versterking van het elektriciteitsnet, maar dat neemt jaren in beslag en kost naar verwachting in totaal 195 miljard euro tot 2040.
Kan slimmer omgaan met het verbruik van elektriciteit in de tussentijd ook verlichting bieden? Change Inc. sprak met twee experts die veel kansen zien. Dat vergt wel een flexibele houding en bereidheid om te innoveren bij overheden, netbeheerders en ondernemingen.
Van centraal gestuurd stroomnet naar lokale opwek en verbruik
Het klassieke stroomnet is ingericht op een centrale opwek van stroom door een beperkt aantal grote elektriciteitscentrales. Distributie gebeurt via een getrapt systeem van een landelijk hoogspanningsnet, regionale middenspanningsnetten en laagspanningsnetten in de buurt van afnemers.
Door de opmars van hernieuwbare energie uit zon en wind is dat systeem aan het kantelen. Stroom wordt tegenwoordig op vele plekken lokaal opgewekt, waarbij particulieren en bedrijven naast afnemer ook producent zijn geworden. Plaatselijk opgewekte stroom wordt deels plaatselijk verbruikt, maar ook uitgewisseld met het net. Dat brengt grote uitdagingen mee op momenten van onbalans tussen vraag en aanbod.
Ceo Koen Mulders van Currentt. | Credits: Currentt
‘Fysisch moet wat er op een bepaald moment op het net wordt gezet, er ook op hetzelfde moment worden afgehaald. Het probleem is dat het steeds lastiger wordt om de variatie in vraag en aanbod op lokaal niveau te balanceren met een stroomnet dat is bedacht voor een systeem met centrale sturing’, zegt ceo Koen Mulders van energietechbedrijf Currentt. Met een geïntegreerd, lokaal energiemanagementsysteem voor mkb-bedrijven en particulieren won Currentt afgelopen november een award bij de Innovatie Top 100 van de Kamer van Koophandel.
Netbeheerders hebben een pad uitgestippeld voor uitbreiding en verzwaring van het stroomnet voor de langere termijn, maar intussen zijn er ook andere routes denkbaar om problemen rond netcongestie aan te pakken, stelt energiestrateeg en businessdeveloper Kees Jan ’t Mannetje van industrieel techconcern ABB. De Zwitserse multinational levert in Nederland onder meer elektrotechnische apparatuur voor de installatiebranche in combinatie met energiemanagementsystemen, maar ook grotere apparatuur als generatoren voor de industrie.
Business Developer Kees Jan ‘t Mannetje van ABB. | Credits: ABB
‘De markt heeft al technologische oplossingen die toegepast kunnen worden om netcongestie aan te pakken. Het gaat er vooral om dat de werelden van overheidsbeleid en netbeheerders en die van de technologiebranche, met organisaties zoals Techniek Nederland en FEDET, dichter bij elkaar komen. Als iedereen een beetje van z’n eigen eilandje afstapt, is er veel meer mogelijk dan je op het eerste gezicht zou denken’, zegt ’t Mannetje.
Netcongestie: tijdsprobleem bij verdeling energieverbruik
Netcongestie heeft niet te maken met een absoluut tekort aan capaciteit op het stroomnet. Het gaat om specifieke momenten waarop er hetzij extreem veel vraag, hetzij extreem veel aanbod is, waardoor er problematische pieken ontstaan.
‘In algemene zin zijn een paar dingen van belang’, zegt Mulders van Currentt. ‘Als je de opwek en het verbruik lokaal beter op elkaar afstemt, is dat gunstig voor de totale balans. Wat daarbij helpt is een betere afstemming achter de meter, bijvoorbeeld door meer direct verbruik van zonne-energie door eigenaren van zonnepanelen. Met betere afstemming bij het laden van elektrische auto’s, of verwarming met een warmtepomp of e-boiler, ontlast je het net ook.’
Het gaat dus vooral om een slimmere verdeling van het verbruik en de opwek van stroom over de tijd. Als daar efficiënter mee wordt omgesprongen, schept dat binnen de bestaande infrastructuur mogelijkheden om problemen met netcongestie te verminderen, beaamt ook ’t Mannetje van ABB. ‘Vanuit het rapport Schakelen naar de toekomst dat eerder dit jaar uitkwam, zijn schattingen gemaakt waaruit blijkt dat je met onder meer beter meten, een slimmere verdeling van het elektriciteitsverbruik en de interactie tussen stroom- en warmteverbruik 3,5 miljard tot 22,5 miljard zou kunnen besparen op de geraamde kosten van 107 miljard euro voor uitbreiding van het elektriciteitsnet op land.’
Afstemming dag- en seizoenspieken bij vraag en aanbod stroom
Een deel van de problemen rond netcongestie zit in de verdeling van de lokale opwek en het verbruik van stroom gedurende de dag. Zonnepanelen leveren relatief veel stroom in de middaguren, terwijl er voor woningen een duidelijke avondpiek is bij het verbruik van stroom voor koken, het laden van elektrische auto’s en de inzet van warmtepompen.
Daarnaast zijn er ook uitdagingen met de seizoensbalans: er is een hoog aanbod van zonne-energie in de zomermaanden, terwijl warmtepompen de meeste stroom verbruiken in de winter. Per saldo wordt er relatief veel zonnestroom teruggeleverd aan het net, wat betekent dat bijvoorbeeld huishoudens gemiddeld genomen maar zo’n 30 procent van de stroom die ze opwekken, ook zelf verbruiken.
‘Met slimmere afstemming via bijvoorbeeld het laden van elektrische auto’s of opslag in thuisbatterijen voor later verbruik, kun je het eigen verbruik verhogen’, zegt Mulders van Currentt. ‘Als er dan nog steeds een overschot dreigt te ontstaan, is een volgende stap dat je de hoeveelheid elektriciteit die zonnepanelen opwekken op piekmomenten automatisch verlaagt naar wat er op dat moment aan gebruik nodig is. Zonder dat overtollige aanbod voorkom je terugleveren en de daarbij behorende kosten.’
In het voorjaar en najaar valt er volgens Mulders ook nog het nodige te optimaliseren: ‘Je kunt in koelere maanden aan het begin van de middag, als de zon schijnt, de warmtepomp zo aansturen dat die iets meer warmte levert. Vervolgens kun je later op de dag, als er minder zon is, de warmtepomp lager zetten. Door de eerdere temperatuurverhoging is het tapwater al verwarmd en hoeft de warmtepomp later minder hard te werken om het huis op temperatuur te houden.’
Er is steeds meer afstemming nodig tussen verschillende energiebronnen. Foto Credits: Seagul/ Pixabay.
Geen grotere aansluiting nodig door beter energiemanagement
Slimmer energiemanagement wordt steeds belangrijker om problemen op te lossen. Dat geldt zeker ook voor bedrijven die er niet meer zeker van kunnen zijn, dat ze een grotere aansluiting krijgen bij de netbeheerder en in de wachtrij belanden. Daar valt soms met een beetje creativiteit best een uitweg voor te vinden.
’t Mannetje van ABB vertelt over een ondernemer met een stroomaansluiting van 3 x 80 ampère, die een aanvraag bij de netbeheerder had lopen voor uitbreiding naar een grotere aansluiting. ‘Toen zijn we met die ondernemer kritisch gaan kijken naar de primaire bedrijfsprocessen, met de vraag: waar wil je altijd elektriciteit voor hebben? Dat bleken de machines in de werkplaats te zijn’.
Het was mogelijk om de machines prioriteit te geven binnen de bestaande aansluiting. ’t Mannetje: ‘Dat betekende wel dat andere verbruiksinstallaties, zoals warmtepompen, ventilatiesystemen en laadpalen op bepaalde momenten achtergesteld zouden worden om binnen het gecontracteerde vermogen te blijven. Inmiddels heeft de ondernemer al een jaar zonder problemen op de bestaande kleinere aansluiting gedraaid, simpelweg door een stukje data-inzicht en een aangepaste basisprogrammering in het energiemanagementsysteem.’
De ondernemer, die oorspronkelijk een grotere aansluiting van 200 ampère nodig zou hebben, heeft door deze aanpassingen eigenlijk een stukje flexibiliteit heeft gecreëerd voor het net. ‘t Mannetje wijst erop dat het vooralsnog echter niet mogelijk is om op dit niveau afspraken te maken over flexibele transportcontracten met netbeheerders. ‘Ik snap dat netbeheerders risicomijdend zijn, maar je kunt veel meer doen met de kennis en ervaring van de technische branche om netcongestie te beperken. Voor een flink deel van de 14.000 bedrijven die op de wachtlijst staan voor een grotere netaansluiting, zijn er waarschijnlijk goede oplossingen te verzinnen.’
Slimmere afstemming energieverbruik achter de meter
Voor particulieren en bedrijven geldt dat ze individueel steeds vaker te maken hebben met een veelheid aan elektrische apparaten die om onderlinge afstemming vragen. Zonnepanelen, een warmtepomp, een elektrische auto en steeds vaker ook een thuisbatterij. De vraag daarbij is hoe die apparaten onderling optimaal stroom kunnen uitwisselen en op welke momenten het al dan niet gunstig is om een beroep te doen op het net, voor zowel de afname als teruggave van elektriciteit.
Gebruikers kunnen besparen op hun energiekosten door slimmer gebruik te maken van de eigen zonne-energie en gunstige prijsmomenten, bijvoorbeeld met een dynamisch energiecontract. De inzet van soft- en hardware die verschillende prijs- en verbruiksprikkels op elkaar afstemt, is daarbij onvermijdelijk. Hoe beter de coördinatie tussen opwek en verbruik van stroom achter de meter, des te kleiner de kans dat individuele huishoudens en bedrijven zorgen voor piekbelasting bij de uitwisseling van stroom met het net.
‘Voor individuele gebruikers zoals mkb-bedrijven en particulieren is het complex en tijdrovend om zelf in de gaten te houden hoeveel stroom ze met verschillende apparaten afnemen of opwekken, welk beroep ze doen op het net en hoe je omgaat met uiteenlopende prijsprikkels. Daarvoor heb je geautomatiseerde systemen nodig’, geeft Mulders van Currentt aan.
‘Wij hebben ervoor gekozen om eerst naar die markt te kijken, met hard- en software die je achter de meter (in de meterkast) plaatst om daar te optimaliseren. Dat is iets waar alle gebruikers mee aan de slag kunnen, ongeacht of ze al dan niet in de wachtrij staan voor een grotere aansluiting van de netbeheerder.’
Coördinatie tussen groepen verbruikers op lokaal niveau
Betere afstemming van opwek en verbruik op individueel niveau achter de meter is één ding. Dat laat onverlet dat de omslag van een centraal naar een decentraal systeem van elektriciteitsvoorziening ook vraagt om betere afstemming tussen groepen van stroomverbruikers en -producenten. ‘De techniek om verschillende energiemanagementsystemen met elkaar te laten praten is eigenlijk niet meer de belemmering’, zegt Mulders van Currentt. ‘De traagheid zit meer in de regelgeving, het maken van afspraken tussen bedrijven en de coördinatie met netbeheerders.’
Wat betreft de inzet van slimme apparaten betekent dit dat er coördinatie moet zijn tussen energiemanagementsystemen, bijvoorbeeld als ondernemingen op een bedrijvenpark een decentrale energiehub willen vormen om onderling stroom uit te wisselen. Een niveau hoger gaat het om afstemming van het verbruik en de opwek van elektriciteit op regionaal niveau, waar netbeheerders een belangrijke rol spelen.
Inmiddels worden in laatstgenoemd verband de eerste stappen gezet om voor grootverbruikers op bedrijventerreinen zogenoemde groepstransportcontracten af te sluiten met regionale netbeheerders, maar in de praktijk blijken daar vaak nog veel haken en ogen aan te zitten, geeft ’t Mannetje van ABB aan. ‘Aangezien kleinverbruikers sowieso niet mee kunnen doen aan groepstransportcontracten, kun je op bedrijventerreinen vaak sneller stappen zetten als je begint met een analyse die in kaart brengt waar de grootste elektriciteitsvraag zit. Dat zit vaak bij elektrische mobiliteit. Als je vervolgens bepaalt hoe je een laadinfrastructuur collectief op de juiste manier in een bedrijvenpark kunt integreren, valt er vaak al veel te winnen.’
Experimenten met sturing van stroombalans op regionaal niveau
Intussen wordt er op regionaal niveau geëxperimenteerd met bijvoorbeeld collectieve aansturing van warmtepompen. Zo zijn er de afgelopen twee jaar bij een project in Drenthe, waar onder meer de regionale netbeheerder Enexis bij betrokken was, honderd hybride warmtepompen van huishoudens in een woonwijk twee seizoenen lang op afstand aangestuurd. Daarbij werd rekening gehouden met comfortinstellingen, slimmemeterdata en beschikbare capaciteit op het net. Dit leverde een reductie van 10 tot 25 procent op van de avondpiek bij het stroomverbruik.
Het beïnvloeden van groepen apparaten die voor piekvraag op het net zorgen, kan met het invoeren van zogenoemde tijdgebonden nettarieven voor huishoudens en bedrijven, of via differentiatie van nettarieven op basis van de grootte van aansluitingen. Op piekmomenten wordt gebruikmaken van het net dan bijvoorbeeld duurder en tijdens daluren goedkoper. Dat gaat echter nog niet zover als directe aansturing op afstand, zoals bij de proef in Drenthe.
Dat laatste is technisch geen probleem meer, benadrukt ’t Mannetje. ‘Er zijn in Nederland al minstens twee pilots geweest die vergelijkbaar zijn met de proef met warmtepompen in Drenthe, met precies dezelfde uitkomsten. Als je echt vindt dat dit urgent is, ga je er gewoon mee aan de slag en zorg je dat dit soort technologie wordt geïmplementeerd en dat er bijbehorende regelgeving komt.’
Aansturing op afstand door netbeheerder in Duitsland (en Nederland?)
In Duitsland is dat al gebeurd. Daar is in de energiewet vastgelegd dat de netbeheerder het recht heeft om in te grijpen als er een blackout dreigt. ’t Mannetje: ‘Dat betekent dat consumenten bij de aanschaf van bijvoorbeeld een laadpaal, thuisbatterij of warmtepomp de verplichting hebben om een energiemanagementsysteem te installeren dat de netbeheerder de mogelijkheid geeft om in noodgevallen te interveniëren. Dat heeft dan geen gevolgen voor standaardapparaten zoals de vriezer en de koelkast, maar wel voor apparaten met een hoog stroomverbruik, zoals warmtepompen en laadpalen.’
Mogelijk gaat het in Nederland ook die kant op. Afgelopen week publiceerden TNO, het ministerie van Klimaat en Groene Groei en de Topsector Energie het rapport Actieagenda Digitalisering Energiesysteem. Daarin wordt een aanzet gegeven voor een betere afstemming van energiemanagementsystemen achter én voor de meter. Eén van de aanbevelingen daarbij is: ‘Ontwikkel een netbeschermingsmechanisme waarmee netbeheerders (near) realtime controle krijgen over flexibiliteit in noodsituaties.’ Op dat vlak kunnen we dus leren van buurland Duitsland.
