Ondernemers staan voor belangrijke beslissingen over hun energiestrategie. De dynamiek op de energiemarkt is groot, met sterk schommelende prijzen die zowel kansen als risico's met zich meebrengen. Hoe kunt u hier als bedrijf in de Liemers of regio Arnhem-Nijmegen het beste op inspelen, vooral nu de salderingsregeling per 1 januari 2027 stopt en netcongestie een steeds grotere rol speelt?
In het kort
- Verdienen aan prijsverschillen op de EPEX day-ahead markt draait om slim in- en verkopen van stroom door uw batterij.
- Cruciaal is inzicht in het vermogen (kW) en de capaciteit (kWh) van uw batterij, inclusief efficiëntie en degradatie.
- De terugverdientijd van een batterij voor dit doel varieert sterk, maar ligt tussen de 1,2 en 8 jaar, afhankelijk van uw verbruiksprofiel en de marktvolatiliteit.
De vraag hoeveel u kunt verdienen aan prijsverschillen op de dagmarkt is actueler dan ooit, gezien de volatiele energieprijzen van de afgelopen jaren. Bedrijven in de glastuinbouw in de Betuwe, distributiecentra rond Duiven en Zevenaar, of gemengde bedrijvigheid in en om Arnhem en Nijmegen, ervaren dagelijks de impact van deze schommelingen. Met de netcongestie die in deze specifieke gebieden sterk speelt, wordt het bufferen van energie niet alleen een middel om kosten te besparen, maar ook om de eigen bedrijfsvoering te verduurzamen en te ontlasten.
De Europese energiemarkt, met name de EPEX SPOT day-ahead markt, vormt de basis voor de uurprijzen die dynamische contracten volgen. Deze prijzen kunnen sterk fluctueren, soms zelfs negatief worden, zoals in 2023 enkele uren per jaar gebeurde, en op andere momenten pieken boven de 40 cent per kilowattuur. Dit opent deuren voor bedrijven om actief te handelen in energie en zo de bedrijfskosten te verlagen of zelfs extra inkomsten te genereren. Dit artikel duikt dieper in de technische en financiële aspecten van het benutten van deze prijsverschillen, met een focus op de praktijk voor u als ondernemer.
Het spel van de EPEX SPOT markt: 20 tot 50 euro per MWh winstmarge
De EPEX SPOT day-ahead markt is de plek waar de elektriciteitsprijzen voor de volgende dag, per uur, worden vastgesteld. Hierdoor ontstaat er een speelveld voor het handelen op energiemarkt, waarbij ondernemers die een batterijsysteem bezitten, kunnen profiteren van prijsverschillen tussen inkoop en verkoop.
Op de EPEX SPOT day-ahead markt worden elke dag rond het middaguur de stroomprijzen voor de 24 uur van de volgende dag bepaald. Deze prijzen worden uitgedrukt in euro per megawattuur (€/MWh). De prijsbepaling komt tot stand door het samenbrengen van vraag en aanbod. Wanneer er veel aanbod is (bijvoorbeeld door veel wind- en zonne-energie) en weinig vraag, zakken de prijzen. In omgekeerde situaties, bijvoorbeeld bij hoge vraag en weinig aanbod, stijgen de prijzen aanzienlijk. Dit creëert de volatiliteit die nodig is voor energie-arbitrage.
Een batterijsysteem stelt u in staat om stroom in te kopen wanneer de prijs laag is – soms zelfs negatief, wat betekent dat u betaald krijgt om stroom af te nemen – en deze stroom op te slaan. Wanneer de prijzen stijgen, verkoopt u de opgeslagen energie weer aan het net. Het verschil tussen de inkoop- en verkoopprijs, vermenigvuldigd met de hoeveelheid verhandelde energie en rekening houdend met de efficiëntie van uw systeem, vormt uw winst per cyclus. Historisch gezien, in 2023, varieerde het gemiddelde prijsverschil tussen inkoop en verkoop op de day-ahead markt tussen de 20 en 50 euro per MWh.
Deze constante beweging maakt de markt aantrekkelijk voor ondernemers die de beschikking hebben over flexibele energieopslag. Een aggregateur, een partij die meerdere batterijsystemen bundelt en aanstuurt, speelt hierbij een cruciale rol. Deze stuurt uw batterij aan op basis van marktvoorspellingen en optimaliseert zo uw winstmarges. Zonder een goede aansturing en actuele marktdata is het lastig om structureel te verdienen aan prijsverschillen EPEX.
Voorbeeld berekening winst per cyclus:
Stel, u heeft een zakelijke batterijopslag met een bruikbare capaciteit van 200 kWh en een systeemefficiëntie van 85%. U koopt stroom in voor 5 cent/kWh (€50/MWh) en verkoopt deze voor 25 cent/kWh (€250/MWh).
- Prijsverschil: 25 cent - 5 cent = 20 cent/kWh (€200/MWh)
- Aantal MWh verhandeld: 200 kWh = 0,2 MWh
- Winst per cyclus (bruto): 0,2 MWh * €200/MWh = €40
- Winst per cyclus (netto, na efficiëntie): €40 * 0,85 (efficiëntie) = €34
De daadwerkelijke winst is afhankelijk van het aantal cycli per jaar en de marktprijzen. Deze flexibiliteit helpt ook bij het oplossen van netcongestie op lokaal niveau, door stroom af te nemen wanneer het aanbod hoog is en terug te leveren wanneer de vraag hoog is.
Vermogen versus capaciteit: 2 uur ontladen als norm
Om effectief te handelen op de dynamische energiemarkten, is een goed begrip van de specificaties van uw batterijsysteem essentieel. Vooral het verschil tussen vermogen (kW) en capaciteit (kWh) is cruciaal voor het bepalen van de winstgevendheid.
Vermogen (kW) geeft aan hoeveel elektriciteit de batterij op een bepaald moment kan leveren of opnemen. Dit is bepalend voor hoe snel u kunt laden en ontladen, en daarmee hoe goed u kunt reageren op snelle prijsveranderingen op de EPEX SPOT markt. Een hoog vermogen is bijvoorbeeld van belang om pieken in uw eigen afname af te vlakken (peakshaving) of om snel veel energie van of naar het net te verplaatsen. De meeste zakelijke batterijsystemen die wij in de praktijk zien, zijn ontworpen om een vermogen van bijvoorbeeld 125 kW, 250 kW of zelfs 500 kW te leveren.
Capaciteit (kWh) staat voor de totale hoeveelheid energie die de batterij kan opslaan. Dit bepaalt hoe lang de batterij een bepaald vermogen kan leveren. Een grotere capaciteit betekent dat u meer energie kunt opslaan en dus kunt verhandelen, wat bijdraagt aan hogere winstmarges als u de terugverdientijd batterij EPEX arbitrage berekenen wilt optimaliseren. Praktisch gezien zien we dat systemen vaak een ontlaadduur hebben van circa 2 uur, bijvoorbeeld een 125 kW / 261 kWh batterij, een 250 kW / 522 kWh systeem, of een 500 kW / 1044 kWh oplossing. Deze verhouding tussen vermogen en capaciteit, ook wel uitgedrukt als de C-rate (bij een C-rate van 0.5 kan de batterij in 2 uur volledig ontladen of opladen), is een belangrijke factor.
Een hogere C-rate (bijvoorbeeld 1C, wat betekent dat de batterij in 1 uur volledig kan ontladen) staat voor meer flexibiliteit en een snellere reactie op marktbewegingen, maar gaat vaak gepaard met hogere kosten en een snellere degradatie bij veelvuldig gebruik. De keuze voor de juiste verhouding is een delicate balans tussen investering, verwachte opbrengsten en levensduur.
Daarnaast speelt de cyclusrendement van de batterij een rol. Dit geeft aan hoeveel energie verloren gaat tijdens het laden en ontladen. Een rendement van 85% betekent dat 15% van de energie verloren gaat. Ook de Depth of Discharge (DoD), het percentage van de batterijcapaciteit dat u gebruikt voordat u weer oplaadt, beïnvloedt de levensduur. Een hogere DoD kan leiden tot snellere degradatie, terwijl een lagere DoD de levensduur verlengt. Voor de meeste LiFePO4-batterijen wordt een DoD van 80-90% aanbevolen voor een optimale balans tussen gebruik en levensduur.
De onderstaande tabel illustreert het verschil en de impact van vermogen en capaciteit:
| Parameters batterij | Specificatie | Impact op energiehandel |
|---|---|---|
| Vermogen (kW) | Bijv. 250 kW | Bepaalt de snelheid van laden/ontladen. Hoger vermogen = sneller reageren op prijsfluctuaties. |
| Capaciteit (kWh) | Bijv. 522 kWh | Totale hoeveelheid opgeslagen energie. Hogere capaciteit = meer energie om te verhandelen. |
| Ontlaadduur | Bijv. 2 uur (522 kWh / 250 kW) | Hoe lang het systeem een bepaald vermogen kan leveren. Belangrijk voor piekmomenten. |
| C-rate | Bijv. 0,5C | Verhouding tussen vermogen en capaciteit. Hoe hoger, hoe sneller de batterij kan 'werken'. |
| Cyclusrendement | Bijv. 85-90% | Energieverlies bij laden/ontladen. Lagere verliezen = hogere winst per cyclus. |
| Depth of Discharge (DoD) | Bijv. 80-90% | Percentage van de capaciteit dat wordt gebruikt. Invloed op levensduur van de batterij. |
Levensduur en degradatie: 6000+ cycli en 15 jaar
Investeren in een batterijsysteem voor energiehandel vraagt om een langetermijnvisie. De levensduur en de verwachte degradatie zijn cruciale factoren bij het opstellen van een solide businesscase.
Moderne batterijsystemen, met name die gebaseerd op LiFePO4-chemie (Lithium-ijzerfosfaat), staan bekend om hun lange levensduur en robuustheid. Deze technologie biedt meer dan 6000 laad-ontlaadcycli bij een Depth of Discharge (DoD) van 80-90%. Dit betekent in de praktijk een verwachte technische levensduur van 15 tot 20 jaar. Ter vergelijking, oudere lithium-ion technologieën (zoals NMC) hebben vaak een lagere cyclische levensduur.
De levensduur van een batterij wordt door meerdere factoren beïnvloed:
- Aantal cycli: Hoe vaker de batterij volledig wordt geladen en ontladen, hoe sneller de degradatie. Bij energiehandel op de dagmarkt kan het aantal cycli per jaar oplopen, soms wel tot 300-350 volle equivalent cycli per jaar.
- Diepte van ontlading (DoD): Zoals eerder genoemd, een hogere DoD (dichter bij 100%) kan de batterij sneller belasten.
- Temperatuur: Hoge temperaturen versnellen chemische processen die leiden tot degradatie. Daarom is actieve koeling (bijvoorbeeld met ventilatoren of vloeistofkoeling) essentieel in grotere batterijsystemen om de temperatuur in de optimale range te houden (meestal tussen 15 en 35 graden Celsius).
- Laad- en ontlaadsnelheid (C-rate): Zeer snelle laad- en ontlaadprocessen kunnen eveneens de degradatie beïnvloeden.
Degradatie is het langzame verlies van bruikbare capaciteit over de tijd en over het aantal cycli. Een gangbare aanname voor LiFePO4-batterijen is een capaciteitsverlies van circa 1-2% per jaar. Dit betekent dat na 10 jaar een batterij die oorspronkelijk 100 kWh had, nog 80-90 kWh bruikbare capaciteit over heeft. Dit moet worden meegenomen in de businesscase, aangezien een lagere capaciteit ook lagere potentiële inkomsten uit energiehandel betekent.
Leveranciers bieden vaak garanties op zowel de capaciteit als het aantal cycli. Zo is een garantie van 70-80% resterende capaciteit na 10 jaar of 6000 cycli niet ongewoon. Het is cruciaal om deze garantievoorwaarden nauwkeurig te bestuderen bij de aanschaf van een batterijsysteem. Goede koeling en slimme Battery Management Systemen (BMS) dragen bij aan het maximaliseren van de levensduur en het minimaliseren van degradatie. Dit is essentieel voor een rendabel verdienmodel batterij prijsverschillen EPEX.
De investering in batterijopslag: 250 tot 550 euro per kWh
Voordat u kunt beginnen met handelen op energiemarkt met uw batterij, dient er een investering te worden gedaan. De kostenopbouw van een batterijopslagsysteem voor zakelijke toepassingen is afhankelijk van meerdere factoren, waaronder de omvang, het type en de complexiteit van de installatie.
De investering per kWh opslag ligt in de praktijk tussen de €250 en €550 per kWh voor complete systemen, inclusief omvormer, Battery Management Systeem (BMS) en installatie. Grotere systemen neigen naar de onderkant van deze bandbreedte vanwege schaalvoordelen.
Een gedetailleerde kostenopbouw ziet er als volgt uit:
- Hardware (batterijmodules en cellen): Dit is de kern van het systeem, met prijzen die afhangen van het type chemie (LiFePO4), de capaciteit en de fabrikant. Reken op 40-50% van de totale kosten.
- Omvormer(s): Om gelijkstroom (DC) van de batterij om te zetten naar wisselstroom (AC) voor het net. Deze kosten zijn afhankelijk van het vermogen (kW) en de efficiëntie. Circa 15-25% van de kosten.
- Energie Management Systeem (EMS): De 'intelligentie' die de batterij aanstuurt op basis van energiemarktprijzen, uw verbruik en opwek, en andere variabelen. Dit is cruciaal voor het optimaliseren van uw winstmarges en kan 5-10% van de totale investering bedragen.
- Installatie en bekabeling: De kosten voor het plaatsen van het systeem, aansluiten en testen. Dit varieert sterk per locatie en complexiteit. Indicatie: 10-20% van de totale kosten.
- Netaansluiting en meterkast aanpassingen: Afhankelijk van uw bestaande aansluiting en het vermogen van de batterij zijn aanpassingen aan de meterkast, transformator of zelfs de netaansluiting nodig. De kosten hiervoor kunnen oplopen, vooral als een verzwaring nodig is. Een klein deel van de totale investering, maar wel een belangrijke.
- Operationele kosten (O&M): Jaarlijks onderhoud, softwarelicenties voor het EMS en mogelijke servicekosten voor een aggregateur. Reken op 1-3% van de initiële investering per jaar.
- Verzekering: Een specifieke opstal- en/of brandverzekering kan nodig zijn. Overleg altijd vooraf met uw verzekeraar, zeker bij systemen boven 20 kWh waarvoor vaak specifieke eisen gelden conform PGS 37-2. De premie hiervoor kan variëren.
Een inschatting van de totale kosten voor een zakelijk systeem van bijvoorbeeld 522 kWh met 250 kW vermogen, veelvoorkomend in de agrarische sector of bij middelgrote MKB-bedrijven, zou kunnen liggen tussen de €130.500 en €287.100 in 2026. Deze bandbreedte hangt af van specifieke projectdetails en gekozen componenten.
Naast de investering zijn er ook fiscale voordelen. Denk aan de Energie-investeringsaftrek (EIA), Milieu-investeringsaftrek (MIA) of Vrije Afschrijving Milieu-investeringen (Vamil), afhankelijk van het type investering en de Milieulijst. Het is altijd raadzaam om de specifieke subsidiemogelijkheden en fiscale aftrekposten te laten doorrekenen voor uw situatie.
De start: beslis nu, acteer direct
De eerste en meest cruciale stap voor elke ondernemer in de Liemers en de regio Arnhem-Nijmegen die wil profiteren van EPEX energieprijzen arbitrage, is de beslissing om te handelen. De dynamische energiemarkt, gecombineerd met de naderende stopzetting van de salderingsregeling per 1 januari 2027 en de druk van netcongestie, maakt dit het ideale moment om te starten met de verkenning van energieopslag. Het traject begint intern, met het verzamelen van de juiste gegevens.
1. Interne dataverzameling: 1-2 weken
Voordat u ook maar één aanvraag indient, is het zaak om uw eigen energieprofiel grondig in kaart te brengen. Dit vormt de basis voor elke rendabele businesscase.
- Betrokken partij: U (de ondernemer) of uw interne energiemanager.
- Benodigde documenten:
- Jaarverbruik en teruglevering: Uw meest recente jaaroverzichten van uw energieleverancier. Deze geven inzicht in uw totale afname (kWh) en teruglevering (kWh).
- Kwartierdata: Vraag bij uw energieleverancier uw historische kwartierdata op van de afgelopen 12 tot 24 maanden. Dit is essentieel voor een gedetailleerde analyse van uw verbruikspieken (kW) en -dalen. Zonder deze data is een precieze dimensionering van de batterij onmogelijk.
- Contractinformatie: Kopieën van uw huidige energiecontract(en) met daarin de afspraken over levering, teruglevering, transportkosten en eventuele boetes voor pieken.
- Aansluitgegevens: Documentatie van uw netbeheerder (Liander in de Liemers, Arnhem-Nijmegen) met daarin de gecontracteerde Levering Door Netbeheerder (LDN) en Opname Door Netbeheerder (ODN) waarden in kW. Deze waarden bepalen de maximale afname en teruglevering die uw aansluiting aankan.
- Plattegronden en foto's: Overzicht van uw bedrijfspand, beschikbare ruimte voor plaatsing van een batterij (binnen/buiten) en de situatie rond uw meterkast en aansluiting.
- Wat kan er misgaan en wat kost dat? Zonder volledige en accurate kwartierdata kan een analyse leiden tot een verkeerd gedimensioneerd systeem. Een te kleine batterij levert onvoldoende op, een te grote batterij is overbodig duur. Een inaccurate dimensionering kan de terugverdientijd met jaren verlengen, wat neerkomt op tienduizenden euro's misgelopen winst.
- Waar kan het vastlopen? Het opvragen van kwartierdata kan bij sommige leveranciers meer tijd kosten dan verwacht. Plan hier ruim voor.
- Alternatief: Een grove inschatting op basis van maand- of jaarverbruik is mogelijk, maar levert geen businesscase op waar u op kunt bouwen.
Analyse en advies: 3-4 weken met UltiPower
Met uw interne gegevens op orde, is het tijd voor een grondige analyse door specialisten. Hier ligt de kracht van UltiPower, als familiebedrijf uit de Achterhoek die praktisch en vakkundig te werk gaat.
2. Energieanalyse en businesscase: 3-4 weken
Op basis van de door u aangeleverde data voeren wij een gedetailleerde energieanalyse uit. Onze aanpak is nuchter en transparant, zonder loze beloftes, maar met concrete cijfers en realistische scenario's. Wij kijken verder dan alleen de aanschaf van een batterij; we optimaliseren de gehele energiehuishouding van uw bedrijf, of u nu in de glastuinbouw in Lingewaard zit of een logistiek centrum in Bemmel beheert.
- Betrokken partij: UltiPower.
- Benodigde documenten: Alle eerder verzamelde documenten, met name de kwartierdata.
- Wat UltiPower doet:
- Detaillering verbruiksprofiel: Analyseren van uw kwartierdata om verbruikspieken en dalen, inclusief momenten van hoge teruglevering, in kaart te brengen.
- Dimensionering batterij: Op basis van de analyse wordt de optimale capaciteit (kWh) en het vermogen (kW) van de batterij bepaald, inclusief de C-rate en aanbevolen DoD.
- Simulatie handel op EPEX SPOT: We simuleren hoe uw batterij zou presteren onder historische EPEX SPOT prijzen, rekening houdend met de efficiëntie van het systeem en het aantal realistische laad-ontlaadcycli per jaar (meestal 150-350 voor arbitrage).
- Terugverdientijd (TVT) berekening: Een gedetailleerde businesscase met een bandbreedte voor de terugverdientijd, rekening houdend met investeringskosten, operationele kosten, verwachte opbrengsten uit energiehandel en mogelijke subsidies.
- Meerdere scenario's: We presenteren minimaal twee doorgerekende scenario's, bijvoorbeeld één gericht op maximale arbitrage en één op peakshaving en zelfconsumptie.
- Wat kan er misgaan en wat kost dat? Een gebrekkige analyse leidt tot een investering die niet optimaal renderen. Dit kan een gemiste kans van duizenden euro's per jaar aan arbitrage-inkomsten betekenen.
- Waar kan het vastlopen? De complexiteit van het simuleren van marktgedrag en het nauwkeurig voorspellen van cycli. Onze ervaring met piekshaving berekenen bedrijf helpt om dit te overkomen.
- Alternatief: Een standaardoplossing zonder diepgaande analyse biedt zelden het maximale rendement.
Rekenvoorbeeld: Verdienen aan prijsverschillen EPEX met 250 kW / 522 kWh batterij
Stel, u bent een agrarisch bedrijf in de Liemers met een LDN/ODN van 200 kW. Uw jaarlijkse netafname is 400 MWh en u wekt 300 MWh op met zonnepanelen, waarvan 150 MWh direct wordt verbruikt (50% zelfconsumptie). U overweegt een batterij van 250 kW / 522 kWh, met een systeemefficiëntie van 87% en een verwachte levensduur van 15 jaar. De investeringskosten liggen rond de €180.000 in 2026.
Aannames:
- Gemiddeld prijsverschil bij handel: €0,15/kWh (€150/MWh) tussen in- en verkoopprijs.
- Aantal bruikbare arbitrage-cycli per jaar: 250 (gebaseerd op historische EPEX SPOT volatiliteit en batterijlimieten).
- Jaarlijkse degradatie: 1,5%.
- Operationele kosten (O&M, EMS licentie): €2.500 per jaar.
Berekening jaarlijkse baten uit arbitrage:
- Capaciteit per cyclus: 522 kWh
- Netto verhandelde energie per cyclus: 522 kWh * 0,87 (efficiëntie) = 454 kWh
- Bruto winst per cyclus: 454 kWh * €0,15/kWh = €68,10
- Jaarlijkse bruto baten uit arbitrage: €68,10/cyclus * 250 cycli = €17.025
Overige baten (indicatief):
- Minder netafname op dure momenten: €5.000 (afhankelijk van piekverbruik)
- Minder teruglevering op momenten met lage prijzen: €3.000 (vooral relevant na 2027)
- Peakshaving (reductie van netkosten): €1.500 (afhankelijk van netbeheerdertarieven)
- Totale jaarlijkse baten: €17.025 + €5.000 + €3.000 + €1.500 = €26.525
Terugverdientijd (indicatief):
- Netto jaarlijkse baten: €26.525 - €2.500 (O&M) = €24.025
- Terugverdientijd: €180.000 (investering) / €24.025 (netto baten) = circa 7,5 jaar
Dit voorbeeld toont aan dat een significante terugverdientijd haalbaar is, maar sterk afhankelijk is van het verbruiksprofiel, de marktvolatiliteit en de dimensionering. Het is een indicatie; de werkelijke opbrengst hangt af van onder meer verbruik, energieprijzen, netaansluiting, batterijgebruik, degradatie, software, regelgeving en marktontwikkelingen.
Vergunningen en netaansluiting: 8 tot 26 weken doorlooptijd
Eenmaal een positieve businesscase, dan begint het traject van vergunningen en de aanvraag bij de netbeheerder. Dit is een proces dat veel voorbereiding vraagt en waar de doorlooptijden aanzienlijk kunnen zijn.
3. Vergunningen en meldingen: 8-12 weken
Afhankelijk van de omvang van uw batterijsysteem en de locatie (binnen/buiten), zijn er vergunningen of meldingen nodig bij de gemeente. Zeker in stedelijke gebieden rond Arnhem en Nijmegen of in de buitengebieden van de Liemers gelden specifieke regels.
- Betrokken partij: U (ondernemer), UltiPower (voor advies en ondersteuning), Gemeente (Omgevingsdienst).
- Benodigde documenten:
- Omgevingsvergunning: Nodig bij grotere systemen of wanneer het uiterlijk van het gebouw verandert. Dit omvat bouwtekeningen, constructieberekeningen en een brandveiligheidsplan.
- Meldingsplicht Activiteitenbesluit: Voor energieopslagsystemen is vaak een melding in het kader van het Activiteitenbesluit milieubeheer nodig.
- Brandveiligheidsplan: Beschrijft hoe brandrisico's worden beheerst, vooral voor systemen boven de 20 kWh. Overleg hierbij met de lokale brandweer en uw verzekeraar.
- SCIOS Scope 12 rapport: Hoewel niet wettelijk verplicht voor batterijen, kan dit door verzekeraars worden gevraagd voor de PV-installatie, en de principes zijn vaak ook relevant voor de batterij. Een definitieve Scope 15 voor batterijopslag is er op de controledatum niet, maar het is verstandig om alvast Scope 15-ready te bouwen en te documenteren.
- Wat kan er misgaan en wat kost dat? Het niet tijdig aanvragen of onjuist indienen van vergunningen kan leiden tot aanzienlijke vertragingen van maanden tot zelfs een jaar, met mogelijk oplopende kosten. Een inadequate brandveiligheidsdocumentatie kan leiden tot afkeuring door de gemeente of verzekeraar, met als gevolg kostbare aanpassingen.
- Waar kan het vastlopen? Complexe brandveiligheidseisen, met name voor inpandige systemen boven 100 kWh, waarbij eisen als onbrandbaar materiaal (steen of beton), 60 minuten brandwerende deuren en mogelijk automatische blussystemen een rol kunnen spelen.
- Alternatief: Plaatsing van de batterij buiten in een geschikte container (bijvoorbeeld een BESS-container) kan het vergunningstraject vaak vereenvoudigen, zeker voor systemen boven 130 kWh. Overleg met uw verzekeraar is hierbij essentieel.
4. Netaansluitingstraject: 8-24 weken
Het aanvragen van een netaansluiting of -wijziging is een cruciale stap. Dit is het moment waarop uw systeem formeel wordt gekoppeld aan het net van Liander (uw netbeheerder in de Liemers, Arnhem-Nijmegen). UltiPower bereidt deze aanvraag zorgvuldig voor.
Wij helpen u bij het bepalen welke contractvorm het beste past bij uw situatie en hoe we de aanvraag bij netbeheerder Liander het meest efficiënt kunnen indienen. Dit is maatwerk en vereist een goed inzicht in uw gewenste LDN (Levering Door Netbeheerder) en ODN (Opname Door Netbeheerder) waarden. Een batterij kan helpen om de LDN te verlagen en daarmee uw capaciteitskosten te beperken, of om juist flexibiliteit te creëren binnen de bestaande aansluiting. We controleren nauwkeurig of de voorgestelde batterijconfiguratie past binnen de huidige aansluitcapaciteit, om onnodige vertragingen en kosten voor een netverzwaring te voorkomen. Ook optimaliseren we voor u de kosten zakelijke batterij voor de netaansluiting. De vervolgstap is om samen uw aansluitgegevens door te lopen en een strategie te bepalen. Wanneer een batterij niet verstandig is: Als uw zelfconsumptie al boven de 90% is en u geen inkoopvoordeel kunt behalen, of als de batterij te groot is voor uw aansluiting en u geen verdere uitbreiding ambieert, kan de businesscase voor arbitrage minder sterk zijn.
- Betrokken partij: UltiPower, U (ondernemer), Netbeheerder Liander, Eventueel onafhankelijk meetbedrijf.
- Benodigde documenten:
- Aanvraagformulier netaansluiting/wijziging: Gedetailleerde specificaties van het batterijsysteem (vermogen, capaciteit, type omvormer) en de gewenste LDN/ODN.
- Eerste Netcheck: Een indicatieve inschatting van de technische haalbaarheid en verwachte kosten.
- Overeen
Verder lezen
