Toename grootschalige batterijopslag in Nederland ondanks barrières

Hernieuwbare elektriciteit neemt een steeds belangrijkere rol in binnen de Nederlandse elektriciteitsmix. In 2024 waren zonnepanelen en windturbines goed voor 45% van de jaarlijkse elektriciteitsproductie in Nederland. Het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) verwacht dat dit stijgt naar 65% in 2030. Tabel 1 laat zien wat het geïnstalleerde vermogen aan zonnepanelen en windturbines is in 2024 en wat het doel is voor 2030 volgens het Nationaal Energie- en Klimaatplan (NECP). Om dat doel te halen, moet er zo’n 11,5GW aan windturbines en 4GW aan zonnepanelen bij komen. Ter vergelijking: de piekvraag naar elektriciteit in Nederland is ongeveer 19GW. Verder geeft tabel 1 informatie over interconnectiecapaciteit en BESS-capaciteit. [1]

[1] Bron: CBS (2025) Grote batterijen voor opslag van elektriciteit.

Het is onzeker of de doelen voor 2030, zoals beschreven in tabel 1, worden gehaald. Door de aankondiging dat de salderingsregeling stopt en door de invoering van terugleverkosten neemt de vraag naar nieuwe zonnepanelen op daken van huishoudens en kleine bedrijven af. Daarnaast maakt de toename van het aantal uren met lage of zelfs negatieve stroomprijzen het steeds lastiger om nieuwe grootschalige zonne- en windparken te ontwikkelen. Hierbij speelt mee dat het voor deze parken steeds lastiger is om een elektriciteitsaansluiting te krijgen vanwege netcongestieproblemen. Specifiek voor offshore windprojecten zijn ook de ontwikkelkosten de afgelopen jaren sterk gestegen en is er een onaantrekkelijk veilingmodel voor bestedingen, dat nu wordt herzien. Het PBL verwacht daarom dat Nederland de klimaatdoelen voor 2030 niet gaat halen, en adviseert aanvullende beleidsmaatregelen. Desondanks werd tijdens de onderhandelingen over de voorjaarsnota budget weggehaald bij het ministerie van Klimaat en Groene Groei. Met de val van het kabinet korte tijd later is de onzekerheid over het behalen van de doelen alleen maar toegenomen.

Toch is er zelfs bij het huidige aandeel van hernieuwbare elektriciteit een duidelijk groeipotentieel voor BESS. De toename van weersafhankelijke elektriciteitsproductie vraagt namelijk om meer flexibiliteit in het elektriciteitssysteem. Hoewel interconnectie met andere landen enige flexibiliteit biedt, is die beperkt. Bovendien is het weer in buurlanden zoals België en Duitsland vaak vergelijkbaar met Nederland. Grootschalige opslag in de vorm van waterkracht is in Nederland nauwelijks mogelijk en grootschalige vraagsturing vanuit de industrie is nog niet op gang gekomen. BESS kan in dat gat springen.

Nederlandse BESS-markt: bescheiden maar groeiend

In vergelijking met andere Europese landen is de Nederlandse energieopslagmarkt nog relatief klein (zie figuur 1). Tot op heden is in Nederland ongeveer 350MW aan BESS-capaciteit geïnstalleerd. Daarnaast is 840MW in ontwikkeling of vergund, en nog eens 690MW aangekondigd. Bovendien neemt de schaal van aangekondigde projecten toe. Zo ontwikkelt de Nederlandse energieopslagontwikkelaar Lion Storage project Mufasa (364MW/1.457MWh) en werkt Giga Storage aan project Leopard (300MW/1.200MWh) (zie figuur 2). Ter vergelijking: het VK heeft in de afgelopen vijf jaar 5GW aan BESS-capaciteit toegevoegd.

TenneT gaat ervan uit dat Nederland in 2030 ongeveer 6GW aan geïnstalleerd BESS-vermogen heeft [2]. Aangezien er op dit moment ongeveer 1.800MW aan projecten operationeel is of in ontwikkeling, de schaal van projecten toeneemt en de ontwikkeltijd van projecten twee tot vier jaar bedraagt, lijkt dit haalbaar. Of de groei in dit tempo doorzet, hangt echter af van het vertrouwen dat investeerders en financiers hebben in het verdienpotentieel en de netwerkkosten, én van de vraag of BESS-projecten prioriteit krijgen bij netaansluitingen.

[2] Daarvan is 5GW standalone, oftewel op een eigen elektriciteitsaansluiting. 1GW zit achter een aansluiting van een grootschalig zonnepark.

Aantrekkelijk verdienpotentieel BESS op groothandelsmarkten en via levering balancerings- en netdiensten

Nederlandse BESS-projecten verdienen geld via verschillende markten en diensten (zie figuur 3). Zo kunnen zij inkomsten genereren door te handelen op de groothandelsmarkten voor elektriciteit en door balancerings- en ondersteunende diensten te leveren aan TenneT.

Prijsvolatiliteit op de day-aheadmarkt biedt kansen voor arbitrage

De afgelopen twee jaar was de volatiliteit van de elektriciteitsprijzen op de day-aheadmarkt in Nederland relatief groot (zie figuur 4). Vooral in de zomermaanden was het verschil tussen de hoogste en laagste elektriciteitsprijs van de dag – net als in Duitsland – beduidend hoger dan in veel andere Europese landen. In mei 2025 werd het hoogste maandgemiddelde sinds 2023 gemeten. Deze grote prijsspreiding is het gevolg van zeer goedkope zonnestroom overdag en dure gasgestookte elektriciteit tijdens de avondpiek, en leidt tot een interessant verdienpotentieel voor BESS.

Passieve handel op de onbalansmarkt wordt minder aantrekkelijk

De onbalansmarkt is eigenlijk geen markt, maar een systeem om financiële verschillen te verrekenen voor balansverantwoordelijke partijen, ook wel Balance Responsible Parties (BRP's) genoemd, die afwijken van hun E-programma (de prognose van de elektriciteitsafname en -invoeding van het portfolio van een BRP per kwartier). Dergelijke afwijkingen kunnen onbewust zijn – bijvoorbeeld doordat het meer of minder waait dan verwacht – maar ook bewust, wanneer een BRP verwacht geld te kunnen verdienen. Hoeveel geld een BRP kan verdienen (of verliezen), hangt af van de onbalansprijs op dat moment en van de zogenaamde regeltoestand.[3] Meer informatie over de onbalansmarkt in Nederland en hoe deze werkt vind je in ons artikel over de Nederlandse elektriciteitssector.

Uit tabellen 2 en 3 blijkt dat de opbrengsten uit handel op de onbalansmarkt dit jaar tot nu toe lager liggen dan vorig jaar. Dit is interessant, omdat de prijzen op de day-aheadmarkt juist zijn gestegen ten opzichte van 2024. Tegelijkertijd zijn de onbalansprijzen veel grilliger geworden, zoals blijkt uit de standaarddeviaties.

[3] Regeltoestanden: 1: De balanceringsenergie wordt in opwaartse richting geactiveerd door een systeemoverschot.
-1: Systeem overschot. De balanceringsenergie wordt in neerwaartse richting geactiveerd door een systeemtekort.
2: Balanceringsenergie wordt zowel opwaarts als neerwaarts geactiveerd.
0: Er wordt geen balanceringsenergie geactiveerd.

Naast dalende onbalansprijzen is handel op deze markt risicovoller geworden doordat regeltoestand 2 steeds vaker voorkomt. BRP’s weten meestal pas achteraf of er sprake was van regeltoestand 2 in plaats van -1 of 1. Zoals te zien in tabellen 1 en 2, is het verdienpotentieel van BRP's veel lager bij regeltoestand 2. Dus hoe vaker regeltoestand 2 voorkomt, hoe lager het totale verdienpotentieel op de passieve onbalansmarkt. Figuur 5 laat zien dat TenneT steeds vaker aFRR-capaciteit moet inzetten, doordat het aantal kwartieren met regeltoestand 0 afneemt. Ook zien we dat het aantal kwartieren toeneemt waarin TenneT zowel opwaartse als neerwaartse aFRR-capaciteit moet activeren. Dit is een situatie die hoort bij regeltoestand 2 en die doorgaans leidt tot veel minder aantrekkelijke onbalansprijzen.

Inkomsten uit Nederlandse balanceringsdiensten blijven stabiel, maar marktverzadiging dreigt

In tegenstelling tot bijvoorbeeld in het VK – waar de prijzen voor balanceringsdiensten flink zijn gedaald als gevolg van marktkannibalisatie – blijven de opbrengsten in Nederland redelijk stabiel, al beginnen de prijzen ook hier te dalen. Nederlandse BESS-projecten leveren hoofdzakelijk twee balanceringsdiensten: Frequency Containment Reserve (FCR) en automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR). De Nederlandse netbeheerder, TenneT, zet deze diensten in als respectievelijk primaire en secundaire herstelcapaciteit, zoals uitgelegd in ons artikel over de Nederlandse elektriciteitssector. Grootschalige batterijen bieden in veel mindere mate mFRR-diensten aan. Dit komt doordat de batterijen in staat moeten zijn om het gecontracteerde vermogen gedurende 24 uur beschikbaar te stellen. In situaties waarin BESS is gecombineerd met een warmtekrachtkoppeling (bijvoorbeeld in de Nederlandse glastuinbouw) kan aan deze eis worden voldaan. De eis om het vermogen 24 uur beschikbaar te stellen wordt binnenkort waarschijnlijk ingekort tot vier uur. Als dat gebeurt, wordt het aantrekkelijker voor BESS-projecten om ook mFRR-diensten te gaan aanbieden.

In figuur 6 is te zien dat de prijs van gecontracteerd FCR-vermogen geleidelijk is gedaald sinds 2020. Omdat deze markt relatief klein is, raakt ze dus snel verzadigd.

De grafiek hieronder laat zien dat de prijzen voor aFRR-capaciteit nog sneller dalen dan die voor FCR-capaciteit, vooral bij neerwaartse aFRR-capaciteit. Volgens RaboResearch komt dat deels door de toename van windturbines die actief zijn op de aFRR-markt, in combinatie met de groeiende rol van BESS. Let wel: de cijfers over aFRR-gecontracteerd vermogen en prijzen in 2025 gaan slechts tot en met maart. Omdat de prijzen in de zomer meestal hoger zijn, ligt het jaargemiddelde waarschijnlijk wat hoger dan nu zichtbaar is. Maar de prijzen in de eerste maanden liggen onder het maandgemiddelde van voorgaande jaren, en ook de prijsvolatiliteit neemt af.

Figuur 8 laat zien dat in de eerste zes maanden van 2025 al bijna evenveel opwaartse en neerwaartse aFRR-capaciteit is geactiveerd als gemiddeld genomen in de volledige jaren sinds 2019. Daarmee ligt 2025 op koers om het recordjaar 2022 te overtreffen wat betreft geactiveerde aFRR-capaciteit. Wat wel opvalt is dat de prijzen nu aanzienlijk lager liggen dan in 2022. Dit komt doordat er meer vraag is naar aFRR-energie, maar ook doordat meer aanbieders actief zijn, waardoor de prijzen dalen.

BESS kan een belangrijke bijdrage leveren aan netondersteunende diensten

In Nederland is netcongestie een groot probleem. De vraag naar netcapaciteit groeit sneller dan het net zelf. BESS-projecten die meedoen aan congestiemanagement kunnen de broodnodige flexibiliteit bieden, bijvoorbeeld via redispatch, of door capaciteitsbeperkende overeenkomsten aan te gaan.

Batterijen kunnen niet alleen helpen bij het verlichten van capaciteitsbeperkingen op het elektriciteitsnet, ze kunnen ook andere netondersteunende diensten aanbieden zoals het leveren van blindvermogen, synthetische inertie en blackstart-capaciteit. Voor die laatste toepassing moet de netcode worden aangepast, omdat deze functionaliteit momenteel is voorbehouden aan fossiele energiebronnen.

Hoewel Nederland veel hernieuwbare elektriciteit produceert, aantrekkelijke marktomstandigheden heeft voor BESS-projecten en nauwelijks concurrerende opslagcapaciteit kent, blijft de groei van BESS-capaciteit achter bij die in andere Europese landen. In deze paragraaf bespreken we de belangrijkste knelpunten en de mogelijkheden om deze te adresseren.

Zonder capaciteitsmarkt zijn stabiele inkomsten lastig

In tegenstelling tot veel andere Europese landen, heeft Nederland geen capaciteitsmarkt of concrete plannen om er een in te voeren. Onlangs zijn het ministerie van Klimaat en Groene Groei en de Autoriteit Consument & Markt (ACM) wel een discussie gestart over de invoering van een capaciteitsmarkt, naar aanleiding van een waarschuwing van TenneT over een toenemend risico op stroomuitval na 2030. Maar zelfs als wordt besloten tot invoering van een capaciteitsmarkt, neemt de ontwikkeling en implementatie ervan enkele jaren in beslag, met invoering waarschijnlijk pas begin jaren 30.

Voor BESS-projecten is het interessant om diensten op een capaciteitsmarkt te leveren, omdat dit een stabiele en vaak langjarige inkomensstroom garandeert. Die garantie is er in Nederland vaak niet. Dit maakt het lastiger voor BESS-eigenaren om financiering te krijgen. Een opkomende trend om het risico van een instabiele en lastig te voorspellen inkomstenstroom te beperken, is het gebruik van winstdelingsmodellen. Hierbij optimaliseert een partij – bijvoorbeeld een groot nutsbedrijf – de BESS-activiteiten en deelt de behaalde winst met de eigenaar. Hun ervaring op de elektriciteitsmarkten kan het vertrouwen van investeerders vergroten. Een ander mogelijk instrument om projectrisico’s te beperken is een zogehetentolling-overeenkomst, waarbij de ontwikkelaar het batterijsysteem voor een vaste prijs en periode verhuurt aan een partij. Als deze partij een hoge kredietwaardigheid heeft, is dit gunstig om financiering voor het BESS-project aan te trekken. In Nederland is dit soort afspraken echter (nog) niet gebruikelijk.

Transportkosten en wachtrijen zetten rem op Nederlandse BESS-projecten

Transportkosten vormen een belangrijke belemmering voor Nederlandse BESS-projecten, omdat de ACM batterijen ziet als verbruikers van elektriciteit. Daardoor zijn zij onderhevig aan hoge variabele transportkosten. Deze kosten vormen een groot deel van de totale netkosten en drukken zwaar op de businesscase van BESS. Daar komt bij dat de ACM overweegt om ook variabele transportkosten te gaan opleggen aan producenten van elektriciteit, wat de netkosten voor BESS-projecten verder zou verhogen. Wel heeft de ACM onlangs aangekondigd te onderzoeken of, en op welke wijze, batterijen kunnen worden vergoed voor hun bijdrage aan netflexibiliteit. De resultaten van dit onderzoek worden verwacht in een rapport dat in Q4 2025 wordt gepubliceerd.

Een ander probleem is de ernstige congestie op het Nederlandse elektriciteitsnet. In de meeste gebieden is er geen netcapaciteit beschikbaar voor nieuwe aansluitingen om stroom af te nemen en ook niet om stroom terug te leveren. Netbeheerders hebben het principe "wie het eerst komt, het eerst maalt" losgelaten en mogen nu projecten van maatschappelijk belang voorrang geven, zoals BESS-projecten die de congestieproblemen helpen verminderen. Dit vergroot de kans dat zulke projecten toch worden aangesloten, zij het via een alternatieve transportovereenkomst. Wel moet de ACM vóór 1 januari 2026 de netcode aanpassen, anders moet men terug naar het oude systeem.

BESS-projecten profiteren van alternatieve transportrechten en tijdsafhankelijke tarieven

Nederlandse netbeheerders hebben alternatieve transportrechten ontwikkeld voor klanten die niet altijd hun volledige gecontracteerd transportvermogen nodig hebben. Voor BESS is met name het product ATR85 interessant. Dit recht, dat exclusief door TenneT wordt aangeboden, garandeert dat de klant gedurende 85% van de uren van het jaar het gecontracteerde transportvermogen mag gebruiken. Tijdens de overige 15% van de uren van het jaar is het gecontracteerde transportvermogen niet gegarandeerd, maar ook niet uitgesloten. Bij een beperking van het gecontracteerde vermogen informeert TenneT betrokken partijen uiterlijk om 8.30 uur op de voorgaande dag. Alternatieve transportrechten maken gebruik van restcapaciteit op het elektriciteitsnet, verlagen de piekbelasting en zorgen voor een efficiënter gebruik van het net. Het nadeel van regelingen zoals ATR85 is de onzekerheid over de beschikbaarheid. Het voordeel is dat er lagere transportkosten tegenover staan.

Begin 2025 heeft TenneT zogenaamde tijdsafhankelijke nettarieven (time-of-use of ToU-tarieven) ingevoerd, waarbij een deel van de transportkosten afhankelijk is van het tijdstip van de dag. Gebruik van het elektriciteitsnet is duurder tijdens piekuren en goedkoper tijdens daluren. In combinatie met ATR85 kunnen deze ToU-tarieven een korting op de transportkosten tot wel 65% opleveren, wat BESS-projecten financieel aantrekkelijker maakt. Daar staat tegenover dat de transportkosten de komende jaren naar verwachting sterk stijgen als gevolg van grootschalige investeringen in netuitbreiding.

In 2025 bood TenneT 9GW aan ATR85-capaciteit aan. Hoewel dat veel lijkt, staan in sommige delen van Nederland nu al projecten in de wachtrij om hiervan gebruik te maken.

Gedeelde netaansluiting batterijopslag helpt netkosten te beperken

Door de hoge netkosten en lange wachtrijen voor netaansluitingen wordt het aantrekkelijker om grootschalige batterijprojecten aan te sluiten op de aansluiting van een (bestaand) wind- of zonnepark. Omdat de batterijen in dat geval "achter de meter" van een opwekbron staan opgesteld, verbruiken ze minder of zelfs geen stroom van het net. Hierdoor nemen de transportkosten voor BESS af. Bovendien kan de toevoeging van een batterij helpen voorkomen dat een deel van de zonnepanelen of windturbines moet worden afgeschakeld wanneer meer stroom wordt geproduceerd dan er vraag is of het geproduceerde vermogen boven het gecontracteerde transportvermogen uit komt.

De vorige regering (Rutte IV) streefde ernaar om de gedeelde netaansluiting van batterijen bij zonneparken verplicht te stellen. Om dit mogelijk te maken, heeft het huidige demissionaire kabinet jaarlijks 17 miljoen euro aan subsidies toegekend voor pilotprojecten. Sinds de aankondiging in 2023 is het totale budget voor deze pilots echter met 40% verlaagd. Bovendien is de regeling uitgebreid. Ook andere vormen van energieopslag en manieren om vraag en aanbod op elkaar af te stemmen vallen nu onder de regeling.

Wat kunnen Nederlandse BESS-investeerders verwachten?

De Nederlandse stroommarkt biedt gunstige verdienkansen voor BESS-projecten, vooral door de prijsschommelingen op de day-aheadmarkt. Omdat het Nederlandse elektriciteitssysteem afhankelijk is van een mix van goedkope hernieuwbare energiebronnen en dure gascentrales, blijft het verdienpotentieel op de groothandelsmarkten naar verwachting relatief groot. Het verdienpotentieel van het aanbieden van balanceringsdiensten is licht aan het dalen en het risico op kannibalisatie groeit.

Regelgeving is echter een grote hobbel voor Nederlandse BESS-ontwikkelaars. Vooral de notoir hoge transportkosten maken het lastig om projecten te realiseren. Alternatieve transportrechten en een nieuw tariefsysteem voor transportkosten kan in totaal 65% korting op de transportkosten opleveren, maar de verwachting is dat die kosten in de basis stijgen. Ook het verkrijgen van netcapaciteit op het overbelaste Nederlandse stroomnet vormt een groot knelpunt.

Ondanks deze uitdagingen blijft de Nederlandse markt aantrekkelijk, met 1,8GW aan projecten in de pijplijn en de groeiende schaalgrootte van individuele projecten. De vraag naar flexibiliteit is hoog, wat onder meer blijkt uit de hoge prijsvolatiliteit op de groothandelsmarkten en TenneT’s prognose van 5GW aan BESS-capaciteit in 2030. Daarnaast liggen er ook kansen doordat Nederland er nu over nadenkt om een capaciteitsmarkt in te voeren en er steeds meer behoefte is aan congestiemanagement.

Dit artikel is onderdeel van een Engelstalige serie artikelen over de Europese BESS-markt maar is het enige artikel uit deze serie dat in het Nederlands beschikbaar is.