Opregelsnelheid: hoe snel kan het stroomnet bijschakelen?
Stel je een gasfornuis voor. Draai je de knop helemaal open, dan staat de vlam meteen op vol vermogen. Bij een elektrische kookplaat duurt dat langer: de plaat moet eerst opwarmen voor je echt voelt dat hij op vol vermogen staat. Elektriciteitscentrales en batterijen verschillen op eenzelfde manier: sommige kunnen bijna direct meer stroom leveren zodra dat nodig is, andere hebben daar minuten tot uren voor nodig. Die snelheid heet opregelsnelheid: hoe snel een centrale, batterij of ander systeem zijn geleverde vermogen kan verhogen.
Dat klinkt technisch, maar het is een van de sleutelbegrippen in de energietransitie. Zon en wind leveren stroom op wisselende momenten: soms schijnt de zon fel en waait het hard, soms valt alles vrijwel stil. Om het stroomnet toch stabiel te houden, moet er op elk moment evenveel stroom worden opgewekt als er wordt verbruikt. Iets moet dus snel kunnen bijspringen wanneer wind en zon terugvallen. Hoe hoger de opregelsnelheid van dat 'iets', hoe beter het die schommelingen kan opvangen.
Wat is het precies?
Het elektriciteitsnet werkt alleen goed als vraag en aanbod van stroom voortdurend in balans zijn. Is er te weinig opwekking, dan zakt de netfrequentie onder de norm van 50 hertz; is er te veel, dan stijgt de frequentie erboven. Te grote afwijkingen kunnen apparatuur beschadigen of zelfs leiden tot automatische afschakelingen en stroomstoringen. Netbeheerders zoals TenneT moeten die balans daarom continu bewaken.
Om bij te sturen, kunnen centrales en opslagsystemen worden gevraagd om op te regelen (meer vermogen leveren) of af te regelen (minder vermogen leveren). De opregelsnelheid geeft aan hoeveel megawatt (MW) een installatie per minuut kan toevoegen, vaak uitgedrukt in MW per minuut of als percentage van het maximale vermogen per minuut.
Die snelheid verschilt enorm per technologie. Een kerncentrale of kolencentrale is traag: het duurt uren om substantieel meer vermogen te leveren, omdat grote hoeveelheden stoom en warmte geleidelijk moeten worden opgebouwd. Een gasturbine reageert veel sneller, vaak binnen enkele minuten, en kan ook snel worden opgestart. Batterijen en vliegwielen (snel ronddraaiende massa's die energie mechanisch opslaan) spannen de kroon: die kunnen binnen een fractie van een seconde tot enkele seconden van nul naar vol vermogen schakelen, omdat er geen fysieke opwarming of mechanische traagheid bij komt kijken.
Belangrijk is het onderscheid tussen opregelsnelheid en opstarttijd. Een centrale die uitstaat, moet eerst worden opgestart voordat ze kan opregelen; dat opstarten kan zelf ook minuten tot uren duren. Batterijen kennen dat probleem niet: ze staan als het ware altijd 'aan' en kunnen vanuit stilstand direct vermogen leveren.
Wat wil men ermee bereiken?
Het uiteindelijke doel is een betrouwbaar en betaalbaar stroomnet, ook nu een steeds groter deel van de elektriciteit uit weersafhankelijke bronnen komt. Hoe meer zonnepanelen en windturbines er op het net staan, hoe groter de schommelingen die moeten worden opgevangen. Systemen met een hoge opregelsnelheid maken het mogelijk om sneller en preciezer bij te sturen dan met alleen langzame, continu draaiende centrales.
Er zit ook een economisch belang achter. Netbeheerders kopen op speciale balanceringsmarkten vermogen in dat binnen bepaalde tijd beschikbaar moet zijn: bijvoorbeeld binnen dertig seconden (de zogeheten Frequency Containment Reserve, kortweg FCR) of binnen enkele minuten (automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR). Partijen die snel kunnen opregelen, kunnen meedingen naar deze contracten en daarmee inkomsten genereren. Dat maakt investeringen in batterijen en andere snelle techniek aantrekkelijker.
Daarnaast helpt een hoge opregelsnelheid om minder fossiele reservecapaciteit continu 'stationair' te laten draaien, alleen voor het geval dat. Dat is inefficiënt en kost brandstof en uitstoot. Snel inzetbare, flexibele bronnen kunnen in principe vaker uit staan en alleen precies dan bijspringen wanneer dat nodig is.
Voorbeelden uit de praktijk
Een bekend internationaal voorbeeld is de Hornsdale Power Reserve in Zuid-Australië, een grote batterij die Tesla in 2017 bouwde naast een windpark. Het systeem liet zien dat batterijen binnen enkele seconden konden reageren op netstoringen, veel sneller dan de gasturbines die daarvoor als reservecapaciteit dienden. Het project wordt vaak aangehaald als kantelpunt waarna netbeheerders wereldwijd serieuzer naar batterijen als snelle regelcapaciteit gingen kijken.
In Nederland groeit het aantal grootschalige batterijparken snel, onder meer van bedrijven als GIGA Storage, die batterijparken bouwen die specifiek zijn bedoeld om snel op- en af te regelen en mee te doen op de balanceringsmarkten van TenneT. Ook energiebedrijven als Eneco en Vattenfall investeren in dergelijke projecten.
Een ander voorbeeld is de Magnum-centrale in de Eemshaven, van energiebedrijf RWE. Deze gascentrale is gebouwd met het oog op flexibiliteit: ze kan sneller op- en afregelen dan een klassieke kolencentrale. RWE onderzoekt bovendien of de centrale in de toekomst (gedeeltelijk) op waterstof kan draaien in plaats van aardgas.
Ook op kleinere schaal wordt geëxperimenteerd: het Rotterdamse Battolyser Holding ontwikkelt een systeem dat een batterij combineert met een elektrolyser, een apparaat dat met stroom water splitst in waterstof en zuurstof. Zo'n systeem kan snel stroom opslaan of afgeven, en overschotten omzetten in waterstof voor later gebruik.
Hoe ver is de techniek?
Batterijopslag heeft de afgelopen vijftien jaar een indrukwekkende kostendaling doorgemaakt, mede dankzij de opschaling van elektrische-auto-accu's. Daardoor zijn grootschalige batterijparken die snel kunnen op- en afregelen inmiddels commercieel aantrekkelijk geworden, en het aantal projecten in Nederland en Europa groeit gestaag. Toch blijft de opslagduur van de meeste batterijparken beperkt tot enkele uren; voor langere periodes van weinig wind en zon (soms 'dunkelflaute' genoemd) bieden ze onvoldoende soelaas, en is aanvullende, langduriger opslag of flexibele back-upcapaciteit nodig.
Een concrete belemmering in Nederland is niet zozeer de techniek zelf, maar de netcongestie: op steeds meer plekken in het land is er onvoldoende vrije capaciteit op het elektriciteitsnet om nieuwe grootschalige installaties, waaronder batterijen, aan te sluiten. TenneT en de regionale netbeheerders werken aan uitbreiding van het net, maar dat proces kost jaren vanwege vergunningen, materiaalschaarste en personeelstekorten.
De balanceringsmarkten zelf zijn ook nog in ontwikkeling. Er wordt in Europees verband gewerkt aan het beter op elkaar aansluiten van nationale markten, zodat flexibiliteit efficiënter over landsgrenzen heen kan worden ingezet. Ook groeit de rol van kleinere, gebundelde bronnen (denk aan groepen thuisbatterijen of elektrische auto's) die gezamenlijk als 'virtuele centrale' snel kunnen bijschakelen, al staat die ontwikkeling nog relatief in de kinderschoenen.
Wie werken eraan?
In Nederland is TenneT de netbeheerder die verantwoordelijk is voor de balans op het hoogspanningsnet en die de balanceringsmarkten organiseert waarop opregelsnelheid wordt beloond. Regionale netbeheerders zoals Stedin, Liander (Alliander) en Enexis werken aan de onderliggende netcapaciteit en aan lokale flexibiliteitsoplossingen tegen netcongestie.
Op Europees niveau coördineert ENTSO-E, de koepelorganisatie van Europese transmissienetbeheerders, de afstemming tussen landen. Bedrijven als GIGA Storage, Eneco, Vattenfall en RWE investeren in Nederland in batterijparken en flexibele centrales. Het Finse bedrijf Wärtsilä, gespecialiseerd in snel startende motoren en batterijsystemen, is eveneens actief in projecten voor netflexibiliteit in Europa.
Op onderzoeksgebied houden onder meer TU Delft en TU Eindhoven zich bezig met netstabiliteit, energieopslag en de integratie van hernieuwbare bronnen. Ook internationale instanties als het Internationaal Energieagentschap (IEA) volgen en analyseren de mondiale ontwikkeling van flexibele opwekking en opslag.