Question: geef me het stappenplan voor een haalbaarheidsstudie

3
Bouwkunde
- Eerste voorstel voor diverse om-gangen. Wordt mee ingetekend in eerste
ontwerp. Cabine doorlooptijd voor productie.
- Netwerk. - 5m nodig rond BESS en - netwerk wegnembaar.
- Veiligheidsdeur doorsturen te sturen en vragenlijst Vigoris te
beantwoorden door EXV. Inplantingsplan door te sturen tegen
volgende meeting.
- KLIP plannen aanvraagd
- Stukkenlijst 13/11 - 1 week voor verslag. Verwerking
Stabiliteitsingenieur binnen de week. Goedkeuring door ARC. --> start
werken


Question: geef me het stappenplan voor een haalbaarheidsstudie

Voorstudie BESS FTM Goodman


Question: geef me het stappenplan voor een haalbaarheidsstudie

2 INTRODUCTIE
Om de haalbaarheid van deze doelstelling te onderzoeken wordt in deze studie onderzocht hoe de lokaal opgewekte zonne-energie kan gekoppeld worden aan een lokale, stationaire batterij. Tevens worden de verschillende marktdiensten toegelicht, de liquiditeit en hun technisch potentieel voor batterijen.
Om een eerste inzicht te geven in de techno-economische haalbaarheid van het uitgewerkte concept werd ook contact opgenomen met Alfen die stationaire batterij-oplossingen levert vanaf een vermogen van 1 MW.


Question: geef me het stappenplan voor een haalbaarheidsstudie


Question: Wat is het verschil tussen een BRP, BSP en FSP?

Een Balance Service Provider (BSP) is een entiteit die flexibiliteit levert aan Transmission System Operators (TSO's) op de reservemarkten (FCR, aFRR en mFRR) om onvoorziene schommelingen in het energiesysteem te compenseren [2]. De BSP is verantwoordelijk voor het aanbieden van assets op de verschillende veilingen van de reservemarkt en, indien nodig, het aggregeren ervan in pools als de assets op zichzelf niet groot genoeg zijn [2]. Een Balance Responsible Party (BRP) is verantwoordelijk voor het handhaven van het evenwicht tussen injecties, afname en commerciële transacties binnen zijn portefeuille van nettoegangspunten [2]. Elke aansluiting moet gekoppeld zijn aan een BRP, die toegang heeft tot de energiemarkten (day-ahead, intraday en imbalance) [2]. De BRP is verantwoordelijk voor het kopen en verkopen van energie voor de batterij en voor het doorgeven van de stuursignalen aan het EMS [2]. Er zijn verschillende Belgische partijen actief als BRP en/of BSP [1, 2].


Question: Wat is het verschil tussen een BRP, BSP en FSP?

Ondersteunende diensten, zoals frequentie- en balanceringsdiensten (FCR, aFRR, mFRR), zijn cruciaal voor het handhaven van de balans op het elektriciteitsnet [11, 14]. Batterij-energieopslagsystemen (BESS) spelen een sleutelrol bij het leveren van deze diensten door elektriciteit te laden en te ontladen als reactie op signalen tussen vraag en aanbod [10, 14]. De inzet van batterijen kan plaatsvinden via verschillende marktmechanismen, waaronder expliciete flexibiliteit op balanceringsmarkten (FCR, aFRR, mFRR) en impliciete flexibiliteit op energiemarkten (day-ahead, intraday, real-time) [6].

Balance Service Providers (BSPs) aggregeren flexibiliteit en bieden deze aan op markten zoals FCR en aFRR, waarbij ze ook intraday- en real-time markten benutten voor optimalisatie en het beheer van de State of Charge (SoC) van de batterij [6, 13]. Balance Responsible Parties (BRPs) zijn verantwoordelijk voor het vastleggen van programma's voor verbruik en productie en ontvangen prijsvoorspellingen [6, 13].

De Behind-the-Meter (BTM) configuratie is de standaard voor batterijopslag, waarbij de batterij achter de hoofdmeter wordt aangesloten, wat resulteert in een gedeeld EAN-toegangspunt en een gedeelde hoofdmeter voor zowel de site als de batterij [4, 10, 11]. Dit maakt het mogelijk voor de batterij om elektriciteit van het net te laden en te ontladen, overtollige PV-energie op te laden, en elektriciteit te leveren aan de sitegebruiker voor zelfconsumptie, piekvermindering of om netcapaciteitstekorten op te vangen [10].

Energy Management Systems (EMS) zijn essentieel voor het monitoren, voorspellen en aansturen van de batterij en andere assets zoals PV-installaties en laadinfrastructuur, om deel te nemen aan flexibiliteitsmarkten en lokale optimalisatie te realiseren [7, 13]. Het EMS genereert autonome stuursignalen op basis van realtime marktinformatie en prijsvoorspellingen, en houdt rekening met operationele beperkingen en de State of Charge (SoC) [7].


Question: Wat is het verschil tussen een BRP, BSP en FSP?

Energieopslagsystemen (BESS) kunnen opbrengsten genereren door deel te nemen aan verschillende energiemarkten, zoals de onbalans-, reserve- en spotmarkt [5, 7, 8]. Het Energy Management System (EMS) speelt hierin een cruciale rol door autonoom stuursignalen te genereren op basis van realtime marktinformatie en prijsvoorspellingen [5, 7, 8]. Er zijn verschillende marktintegratiemodellen mogelijk: volledig inzetten via een Balance Service Provider (BSP) of via een Balance Responsible Party (BRP) [4]. Inzet via een BSP biedt volledige marktintegratie, maar kan leiden tot minder onafhankelijkheid en een grotere profit share [4]. Inzet via een BRP kan de ToE-fee doen wegvallen en vereist geen complexe EMS, maar beperkt de mogelijkheid om op balanceringsmarkten te spelen en genereert momenteel lagere opbrengsten [4]. Een voorbeeld van profit sharing uit een BEE HIVE systeem toont potentiële energiebesparingen en opbrengsten [2]. Contracten zoals een 'onbalans exposed contract' bij de BRP zijn nodig om op de onbalansmarkt te kunnen spelen [4, 5]. De beschikbaarheid van het EMS is cruciaal, met garanties en boetes vastgelegd in Service Level Agreements (SLA's) [1, 8].


Question: Wat is het verschil tussen een BRP, BSP en FSP?

Het batterijsysteem moet flexibel inzetbaar zijn op de onbalans-, reserve- en spotmarkten [3, 4]. Het optimalisatie-algoritme van het EMS genereert autonoom stuursignalen op basis van realtime marktinformatie en prijsvoorspellingen om te bepalen of en wanneer inzet via een Balance Service Provider (BSP) of op andere markten economisch interessant is [3, 4]. Als de batterij exclusief aan een BSP wordt toegewezen, vervalt de mogelijkheid tot lokale optimalisatie of onafhankelijke aansturing in andere marktscenario's [3, 4]. Het EMS maakt gebruik van eigen of aangekochte prijsforecasts en stuurt autonoom op basis van deze gegevens, niet op basis van prijs- of stuursignalen van de Balance Responsible Party (BRP) [3, 4]. Bij het bepalen van het optimale inzetmoment houdt het systeem rekening met prijssignalen, de State of Charge, resterende flexibiliteitsruimte en operationele beperkingen [3, 4]. Het EMS moet ook bewust afzien van marktdeelname wanneer de beschikbare energie-inhoud beperkt is en het behoud van flexibiliteit later waardevoller is [3, 4]. Het EMS is verantwoordelijk voor het opstellen van het D-1-programma, een kwartiersvoorspelling van verbruik en/of productie, die wordt ingediend bij de energieleverancier [3, 4]. Voor een correcte programmatie houdt het EMS rekening met gewenste zonneproductie, voorspeld verbruik van niet-flexibele en flexibele verbruikers, en technische beperkingen van de site [3, 4]. Het EMS kan ook ingezet worden voor het ondersteunen van netbalancering via diensten zoals FCR of aFRR via een BSP [3, 4]. De integratie via een BSP biedt voordelen zoals onafhankelijke partijen en volledige marktintegratie, maar kan nadelen hebben zoals het niet willen doorsturen van prijsgegevens door concurrentie [2]. Een optie is om volledig in te zetten via de BSP, waarbij het EMS bij de BSP hoort, wat het wisselen van strategie bemoeilijkt [2]. Een andere optie is volledig inzetten via de BRP, waarbij de ToE fee wegvalt en geen complex EMS nodig is, maar dit beperkt de inzet op balanceringsmarkten [2]. Het contract is een onbalans exposed contract bij de BRP [2]. De kosten voor het EMS omvatten een jaarlijkse kost van €16.500 en een set-up CAPEX van €5.000 [1].


Question: Kan je daarvoor op het internet kijken?

De locatie waar de huidige internetverbinding binnenkomt, is te vinden in het inplantingsplan [1].


Question: Kan je daarvoor op het internet kijken?

De internetverbinding is momenteel gevestigd in de serverruimte nabij de kantoren, waar ook een nieuw modem geïnstalleerd zal worden [1, 2, 3, 4, 5, 6]. Er is een koelingsprobleem dat zo dicht mogelijk bij de EMS-container moet worden opgelost, waarbij nog bepaald moet worden of de EMS in de container of in een van de technische lokalen komt [7]. Via een webserver is het mogelijk om alle apparaatwaarden te visualiseren en gegevens te exporteren naar een CSV-bestand, waarbij er specifieke power meters beschikbaar zijn met Ethernet-connectiviteit [8].


Question: Kan je daarvoor op het internet kijken?

Het deurcontact van een lokaal maakt monitoring mogelijk, wat een duidelijke weergave biedt van de te ondernemen acties of hetgeen vermeden moet worden in geval van een alarm of fout [1].


Question: Kan je daarvoor op het internet kijken?

Binnencamera's worden gebruikt voor de identificatie van personen die zich in een bepaalde zone bevinden [2, 3]. Er zijn 14 stuks van deze camera's gespecificeerd [1]. De camera's hebben een ingebouwde infraroodverlichting van 30 meter, een beeldsnelheid van 1-30 beelden per seconde, en een horizontale kijkhoek tussen 106 en 31.2 graden [2, 3]. De lens heeft een brandpuntsafstand van 3.3 tot 10.2 mm en de camera's werken bij temperaturen tussen 0 en 40 graden Celsius [2, 3]. De resolutie is 800 x 480 of 654 x 480, met een 1/2.8 inch CMOS-sensor en ondersteuning voor H.264, M-JPEG en H.265/HEVC videocompressie [2, 3]. De prijs is inclusief alle benodigde montagebeugels [2, 3]. De camera's worden geleverd met 2 jaar ondersteuning tot de definitieve oplevering, waarbij een vervangende camera wordt geleverd voordat de defecte wordt meegenomen [2, 3].


Question: Kan je daarvoor op het internet kijken?

De binnenpost voor het videofoniesysteem is niet van toepassing, aangezien de oproepen via een app op de smartphone van de studenten zullen worden ontvangen [3].


Question: Kan je daarvoor op het internet kijken?

Er wordt geen ASTRID-netwerk voorzien voor de brandweerkazerne [1, 2]. In plaats daarvan wordt er gewerkt met Alex walkie talkies [1] of ATEX walkie talkies [2].


Question: Kan je daarvoor op het internet kijken?

Er wordt gevraagd of er armaturen/verstralers op de palen zijn gemonteerd [1].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

De vermogensvraag wordt beïnvloed door factoren zoals piekbelasting en gelijktijdigheid, die cruciaal zijn voor de dimensionering van batterijsystemen. De analyse van vier Wereldhave-locaties (Luik, Kortrijk, Nijvel, Doornik) toont aan dat de huidige piekbelastingen relatief bescheiden zijn [1]. Voor een levensvatbare businesscase is het 'value stacking' essentieel, waarbij de batterij actief wordt ingezet op meerdere markten, met zelfverbruik als fundamentele basis voor de dimensionering [1]. Toekomstige scenario's, zoals de installatie van snelladers en extra PV-capaciteit, kunnen de vermogensvraag verhogen en de businesscase verbeteren [1]. In Kortrijk kan bijvoorbeeld de IRR stijgen van 6,7% naar 9,6% met extra PV en snelladers die de consumptie verhogen en piekversnippering mogelijk maken [1]. De beschikbare capaciteit op de transformatoren is een beperkende factor voor de batterijgrootte, wat extra investeringen in transformatorcapaciteit of een netstudie kan vereisen [1]. Een dynamisch energiecontract is noodzakelijk om de waarde van het batterijsysteem volledig te benutten [1].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

De analyse van de vermogensvraag, rekening houdend met gelijktijdigheid, is cruciaal voor de dimensionering van Battery Energy Storage Systems (BESS). De aanbevelingen voor BESS-groottes variëren per locatie, afhankelijk van factoren zoals PV-installatie, eigen verbruik en de contractuele aansluitcapaciteit. Bijvoorbeeld, voor de site Kersdonk wordt een 1 MW – 4 MWh batterij met een 1.600 kVA transformator aanbevolen, terwijl voor Mechelen de keuze afhangt van de aanwezigheid van afname achter de nieuwe aansluiting binnen 5 jaar: 0.5 MW – 2 MWh met een 1.250 kVA transformator indien wel, en 1 MW – 4 MWh met een 1.600 kVA transformator indien niet [1]. Voor Puurs wordt een 1 MW – 2 MWh batterij met een 1.600 kVA transformator voorgesteld, gezien de grote PV-capaciteit ten opzichte van het verbruik [3]. Bij de site Willebroek wordt eveneens een 1 MW – 2 MW batterij met een 1.600 kVA transformator aanbevolen [3]. Voor de site Boom wordt een 1 MW – 2 MWh batterij geadviseerd, waarbij de bestaande transformator gebruikt kan worden [4]. Bij Victor Dumonlaan 40 (DUM40) wordt een 2 MW – 4 MWh batterij met een 2.500 kVA transformator aanbevolen, mits de aansluitcapaciteit van 3 MVA volledig van toepassing is op cabine 134 [6]. De documenten benadrukken ook het belang van het aanpassen van de C-rate en het verhogen van de energie-vermogenverhouding om te voldoen aan de huidige beperkingen van netaansluitingen, wat leidt tot aanpassingen in de voorgestelde configuraties [1].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

Voor de dimensionering van het benodigde verwarmingsvermogen wordt gebruik gemaakt van de statische methode volgens NBN EN 12831 (Warmtelastberekening voor gebouwen) [1]. Deze norm bepaalt het transmissie- en ventilatieverlies onder statische condities bij een buitentemperatuur van -7°C en maakt het mogelijk om het dynamische effect van verwarmingsonderbreking te benaderen [1]. De impact van koelmiddelgebruik wordt becijferd met de evaluatietool POL01 binnen de BREEAM duurzaamheidscertificatie, die het levenscyclus effect in kg CO2-equivalent per kW verwarmingsvermogen bekijkt [2]. In Vlaanderen zijn er verschillende steunmaatregelen voor de installatie van lucht-waterwarmtepompen, zoals de 'Call Groene Warmte' van het VEKA, die tussen 30% en 85% van de in aanmerking komende kosten kan subsidiëren [2]. Deze call staat open van 13 oktober 2023 tot 7 november 2025 [2]. Daarnaast kan onder bepaalde voorwaarden gebruik worden gemaakt van de verhoogde thematische investeringsaftrek voor energie-efficiënte technologieën, welke niet cumuleerbaar is [2]. Bij het aanbrengen van isolatie aan de buitenzijde van een gebouw is een omgevingsvergunning vereist voor de gevelwijziging [3]. Tevens moeten de EPB-richtlijnen worden nageleefd, waarbij voldaan moet worden aan een maximale U-waarde van 0,24 W/m²K [3].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

De PV-installaties op het dak van het nieuwe gebouw moeten een piekvermogen van 18 kW leveren en worden geplaatst in de daarvoor bestemde zones [2, 3]. De gebruikte onderdelen moeten voldoen aan Europese veiligheidsreglementen, wat wordt aangetoond door het CE-merk, en de installatie moet conform IEC 60364-7-712:2002 zijn [2, 3]. De panelen zelf moeten een minimaal piekvermogen van 400 Wp hebben, van een tier 1 merk zijn, en een rendementsgarantie van minimaal 85% na 25 jaar hebben [2]. De aannemer dient berekeningen voor te leggen voor zowel zuidoriëntatie als oost-west oriëntatie [2, 3]. De installatie omvat het leveren en plaatsen van panelen, bekabeling, omvormers, beveiligingen en een kWh-meter [3]. De omvormers zetten gelijkstroom om naar wisselstroom en synchroniseren met het net, waarbij ze automatisch uitschakelen bij netstoringen [3]. De bekabeling moet UV- en weerbestendig en waterdicht zijn, met een specifieke kleur of markering om deze te onderscheiden van andere bekabeling [3].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

De batterij moet worden aangesloten op een bestaande transformator met een nominaal vermogen van 2 MVA [1], wat overeenkomt met 2000 kVA [3].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

De aannemer dient diverse controleberekeningen ter goedkeuring voor te leggen, waaronder kabelberekeningen, berekeningen van kortsluitstromen, selectiviteit en aardingsvoorzieningen [1]. Levering van documentatie zoals uitvoeringsplannen, schema's (inclusief Eplan-formaat voor elektrische schema's), technische fiches en materiaaloverzichten is vereist [1]. Deze documenten moeten voldoen aan specifieke formaten en normen [1]. De aannemer is verantwoordelijk voor het netjes en ordelijk houden van de werf, inclusief het wekelijks opruimen en het verwijderen van afval naar erkende stortplaatsen [1]. Geluidshinder dient tot een minimum beperkt te worden [1]. Materialen moeten correct gestockeerd worden, beschermd tegen vocht en niet direct op de grond [1]. Het leveren van materialen, inclusief eventuele hulpmiddelen zoals kranen en vergunningen, is inbegrepen in de kostprijs [1]. Opening in muren, balken en vloeren groter dan 50 mm moeten geboord worden, en de afdichting ervan, indien nodig brandwerend, moet voldoen aan de geldende normen en uitgevoerd worden door een gespecialiseerde firma met attesten [1].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

De documenten bevatten gedetailleerde aanbevelingen voor de dimensionering van BESS-installaties op verschillende Goodman-locaties, inclusief de capaciteit van de batterij (MW-MWh) en de transformator (kVA). Voor Kersdonk wordt een 1 MW – 4 MWh batterij met een 1.600 kVA transformator aanbevolen, mits er binnen 5 jaar afname achter de nieuwe verbinding zal zijn; anders een 2 MW – 4 MWh batterij met een 2.500 kVA transformator [1]. Voor Mechelen wordt een 0.5 MW – 2 MWh batterij met een 1.250 kVA transformator aanbevolen als er binnen 5 jaar afname zal zijn, anders een 1 MW – 4 MWh batterij met een 1.600 kVA transformator [1]. Boom krijgt een 0.5 MW – 2 MWh batterij met een bestaande transformator [1]. Puurs wordt geadviseerd met een 0.5 MW – 2 MWh batterij en een 1.250 kVA transformator [1]. Willebroek (Astridlaan) krijgt een 0.5 MW – 2 MWh batterij met een 1.250 kVA transformator [1]. Victor Dumonlaan 40 (DUM40) krijgt een 1 MW – 4 MWh batterij met een 2.500 kVA transformator, onder voorbehoud van de aansluitcapaciteit [1]. Voor Victor Dumonlaan 31 (DUM31) zijn er onvoldoende gegevens [1]. De documenten vermelden ook de PV-installatiecapaciteit (kWp) en het eigen verbruik (GWh/jaar) voor de verschillende locaties [1, 2, 3].


Question: Hoe moet ik de dimensionering aanpakken?

De aannemer moet uitvoeringsplannen en schema's leveren die compatibel zijn met de software van de opdrachtgever. Deze documenten omvatten een gedetailleerde lijst van gebruikte materialen met specificaties, elektrische schema's voor verschillende spanningen (drijfkracht, laagspanning, zwakstroom), bedienings- en regelschema's, werkingsschema's en onderhoudsvoorschriften [1]. De plannen moeten digitaal worden aangeleverd in formaten zoals DWG of DXF, en in hardcopy (A3 voor schema's, A0 voor grondplannen) [1]. Elk technisch fiche moet een uniform voorblad hebben met gegevens van de installateur, unieke nummering, verwijzing naar het bestek, merk en type, en goedkeuringsstatus [1]. De elektrische schema's moeten voldoen aan de laatste geldende normen [1].


Question: Welk stappenplan moet ik volgen voor een haalbaarheidsstudie batterijopslag?

De haalbaarheidsstudie voor een Battery Energy Storage System (BESS) bij Wereldhave omvat een analyse van verschillende sites, batterijdimensionering, impact op energiecontracten, en potentiële subsidie- en handelsmechanismen [1]. Voor een succesvolle businesscase is 'value stacking', oftewel het combineren van meerdere inkomstenstromen, essentieel [1]. De analyse van de sites omvat technische details zoals de bestaande elektrische installaties, inclusief transformatoren en schakelcellen [2].

De energiegegevens van de huidige situatie tonen aan dat zowel verbruik als injectie het hoogst zijn in Luik, terwijl Kortrijk een relatief laag totaalverbruik heeft. De autonomiegraad is op alle locaties vergelijkbaar (rond de 30%), wat duidt op potentieel voor verbetering door bijvoorbeeld batterijgebruik [3]. De beschikbare capaciteit voor een batterij wordt bepaald door de piekbelasting en de Load Duration Curve (LDC) [3, 4].

Toekomstige scenario's omvatten de uitbreiding van EV-laadinfrastructuur en de mogelijke implementatie van warmtepompen, wat extra capaciteit vereist [5]. Ook de uitbreiding van PV-installaties wordt onderzocht om de impact op de energieopwekking te beoordelen [5].

De inkomstenstromen voor batterijen omvatten lokale optimalisatie zoals zelfconsumptie en piekbeperking (peak shaving) [1, 5]. Daarnaast is markt arbitrage via de day-ahead en intraday markten mogelijk, evenals deelname aan de flexibiliteitsmarkten (FCR, aFRR, mFRR) [1, 5].

De nettarieven verschillen per regio en distributienetbeheerder (DSO), wat invloed heeft op de businesscase. Met name in Luik spelen zelfconsumptie en piekbeperking een cruciale rol vanwege de hoge netkosten en capaciteitsterm [6, 7].

De optimale batterijgrootte wordt bepaald door een hybride aanpak die lokale optimalisatie combineert met day-ahead trading, rekening houdend met de beschikbare capaciteit en technische beperkingen [6]. De businesscase is het meest gunstig in Luik, waar zowel verbruik als PV-injectie het hoogst zijn, met een verwachte interne IRR van 10,4% [8]. Voor Kortrijk kan een IRR van 9,6% worden bereikt met PV-uitbreiding en snelladers, mits deze intensief gebruikt worden [8]. In Nijvel is de IRR lager (5%) zelfs met de toevoeging van snelladers en extra PV, mede door beperkte beschikbare capaciteit [8].


Question: Welk stappenplan moet ik volgen voor een haalbaarheidsstudie batterijopslag?

De haalbaarheidsstudie voor stationaire batterijsystemen (BESS) bij vier Wereldhave-locaties (Nivelles, Luik, Kortrijk en Doornik) benadrukt het belang van "value stacking", waarbij de batterij actief wordt ingezet in meerdere energiemarkten om de waarde te maximaliseren. Zelfconsumptie vormt de basis voor een levensvatbare businesscase achter de meter [1].

De meest gunstige locatie is Luik, met een verwachte interne rentabiliteit (IRR) van 10,8%, dankzij hoge consumptie en PV-injectie. Kortrijk heeft een IRR van 7,2%, die kan stijgen naar 9,9% met extra PV en (snelle) laders die hogere consumptie en piekverschuiving mogelijk maken. Nivelles heeft een lage IRR van 1%, die met snelle laders en extra PV kan stijgen naar 5%, hoewel de transformatorcapaciteit een beperking kan zijn. Doornik, met lagere PV-injectie, heeft een IRR van 4,5%, die verbetert indien de consumptie ook toeneemt [1].

Operationeel zijn nauwkeurige kostenbewaking en actief beheer essentieel voor het behalen van de IRR. Huurdersfacturatie moet ongewijzigd blijven om de waarde van zelfconsumptie en piekverschuiving volledig te benutten. Een dynamisch energiecontract is cruciaal voor een winstgevend batterijsysteem [1]. Belangrijke knelpunten in de projectuitvoering zijn netstudies, vergunningen en de batterijlevering (6-9 maanden), met een totale doorlooptijd van 1-1,5 jaar [1].


Question: Welk stappenplan moet ik volgen voor een haalbaarheidsstudie batterijopslag?

De economische haalbaarheid van batterij-energieopslagsystemen (BESS) is onderzocht, waarbij de focus ligt op het maximaliseren van waarde door middel van "value stacking", oftewel het combineren van meerdere inkomstenstromen. Een businesscase is het meest kansrijk wanneer de batterij actief wordt ingezet op meerdere markten, aangezien de inkomsten uit individuele markten afnemen door grootschalige batterij-implementaties [2]. Zelfconsumptie vormt de basis van een levensvatbare businesscase achter de meter en is de primaire basis voor de verkoop van batterijen [2].

De analyse van specifieke locaties toont variërende resultaten:
- Luik: De meest gunstige locatie met een verwachte interne rentabiliteit (IRR) van 10,8%, dankzij hoge consumptie en PV-injectie. Het toevoegen van PV alleen verbetert de IRR niet tenzij de consumptie ook stijgt [2].
- Kortrijk: De huidige consumptie en PV-overschot zijn onvoldoende voor een optimale businesscase (IRR 7,2%). Met extra PV en (snelle) laders die de consumptie verhogen en piekbelasting verminderen, kan de IRR stijgen naar 9,9% [2].
- Nijvel: Een lage IRR van 1% door lage PV-opwekking en hoge verbruikspieken. Een combinatie van snelle laders en extra PV kan de IRR verbeteren tot 5%, hoewel de transformatorcapaciteit de bruikbaarheid van de batterij kan beperken [2].
- Doornik: Vergelijkbaar met Kortrijk maar met lagere PV-injectie. De huidige IRR is 4,5%, en het toevoegen van PV alleen verbetert de businesscase niet tenzij de consumptie ook stijgt [2].

Operationele overwegingen benadrukken het belang van nauwlettende kostenbewaking en actief beheer van batterijen op meerdere markten om de geprojecteerde IRR te behalen [2]. Een dynamisch contract is essentieel voor een winstgevend batterijsysteem [2]. De terugverdientijd is een belangrijke factor, met een IRR van 10,43% over 15 jaar voor een project [17].

De kostenstructuur omvat CAPEX (investeringskosten) en OPEX (operationele kosten), inclusief energiegerelateerde en piekgerelateerde netwerkkosten, evenals specifieke kosten voor BESS en PV [15, 20, 25]. De potentiële inkomsten uit verschillende markten, zoals dag-ter-dag handel, intraday handel en secundaire diensten, zijn cruciaal voor de economische levensvatbaarheid [14, 33]. De dag-ter-dag handel kan theoretisch €143.285 genereren in 2025 met één cyclus per dag, maar is momenteel onvoldoende om een economisch verantwoorde investering te rechtvaardigen zonder aanvullende inkomstenstromen [14].

De optimale batterijgrootte wordt bepaald door een hybride benadering die lokale optimalisatie combineert met dag-ter-dag handel, rekening houdend met de specifieke verbruiksprofielen en PV-opwekking van elke locatie [41]. Voor de locatie Luik wordt een aanbevolen batterijgrootte van 500 kW / 1.000 kWh voorgesteld om de totale energiekosten te minimaliseren of de inkomsten te maximaliseren [41].


Question: Welk stappenplan moet ik volgen voor een haalbaarheidsstudie batterijopslag?

De haalbaarheidsstudie van stationaire batterijsystemen bij Wereldhave-locaties benadrukt het belang van 'value stacking', waarbij de batterij actief wordt ingezet in meerdere energiemarkten om de opbrengsten te maximaliseren, aangezien individuele marktopbrengsten steeds meer worden uitgehold [1]. Zelfverbruik vormt de basis voor een levensvatbare businesscase achter de meter en is primair voor de dimensionering van de batterijen [1]. De meest gunstige locatie is Luik, met een verwachte interne rentabiliteit (IRR) van 10,8% dankzij hoog verbruik en PV-injectie [1]. Kortrijk en Nijvel hebben momenteel onvoldoende verbruik en PV-overschot voor een optimale businesscase, maar de IRR kan verbeteren met extra PV en (snelle) laders die het verbruik verhogen en piekbelasting verminderen [1]. Tournai heeft vergelijkbare uitdagingen als Kortrijk, met lagere PV-injectie [1]. Operationeel zijn nauwkeurige kostenbewaking en actief beheer van de batterijen essentieel [1]. Een dynamisch contract is noodzakelijk voor een winstgevend batterijsysteem [1]. Geplande uitbreidingen van laadinfrastructuur, zoals AC- en DC-laadpalen, kunnen het energieverbruik verhogen en de businesscase voor batterijsystemen verbeteren [6, 7, 8]. Voor de AC-laadinfrastructuur wordt aangenomen dat elk terrein zestien 11 kW laadpunten zou toevoegen [6, 7, 8]. De piekbelasting van laadstations wordt geschat op 50% van het geïnstalleerde laadvermogen, met een verbruiksprofiel dat 10% van de geïnstalleerde capaciteit vertegenwoordigt tussen 9:00 en 19:00 [6, 7]. De nettarieven verschillen per distributienetbeheerder (DSO), waarbij RESA hogere tarieven heeft dan ORES en Fluvius West [9, 12]. De tijdelijke korting op capaciteitsgebonden tarieven in Wallonië zal geleidelijk afnemen tot 2030 [9]. Voor Luik wordt een batterij van 500 kW / 1000 kWh aanbevolen, gebaseerd op lokale optimalisatie en day-ahead trading [10, 54]. Voor Nijvel wordt een batterij van 250 kW / 500 kWh voorgesteld, voor Doornik 400 kW / 800 kWh en voor Kortrijk 400 kW / 800 kWh [10]. De analyse van de impact van extra PV en EV-laadpalen toont aan dat dit de opbrengsten en zelfconsumptie kan verhogen, wat een veelbelovendere businesscase oplevert, ondanks mogelijke beperkingen in beschikbare transformatorcapaciteit [57].


Question: Welk stappenplan moet ik volgen voor een haalbaarheidsstudie batterijopslag?


Question: Welk stappenplan moet ik volgen voor een haalbaarheidsstudie batterijopslag?

Stationaire batterijsystemen (BESS) kunnen economisch levensvatbaar zijn voor Wereldhave, maar hun succes hangt sterk af van locatie-specifieke verbruiksprofielen, PV-opwekking en de mogelijkheid om meerdere inkomstenstromen te combineren (value stacking) [2]. De opbrengsten uit individuele energiemarkten worden steeds meer uitgehold door grootschalige batterij-implementaties, waardoor de batterij actief over meerdere markten ingezet moet worden om de waarde te maximaliseren [2]. Zelfverbruik vormt de basis voor een levensvatbare businesscase achter de meter en is de primaire basis voor de dimensionering van de batterijen [2].

De meest gunstige locatie is Luik, vanwege het hoge verbruik en de PV-injectie, met een verwachte interne rentabiliteit (IRR) van 10,8% [2]. Kortrijk heeft momenteel onvoldoende verbruik en PV-overschot voor een optimale businesscase (IRR 7,2%), maar dit kan verbeteren met extra PV en (snelle) laders [2]. Nivelles heeft een lage IRR (1%) door lage PV-opwekking en verbruikspieken; een combinatie van snelladers en extra PV kan de IRR verbeteren tot 5%, hoewel de transformatorcapaciteit beperkend kan zijn [2]. Tournai, vergelijkbaar met Kortrijk maar met lagere PV-injectie, heeft een IRR van 4,5%, die zou verbeteren met extra PV en verbruik [2].

Operationeel zijn nauwlettend toezicht op kosten en actief beheer van batterijen over meerdere markten essentieel [2]. Huurdersinertie moet worden erkend om de waarde van zelfverbruik en piekbeheersing volledig te benutten [2]. Een dynamisch contract is een vereiste voor een winstgevend batterijsysteem [2]. Belangrijke knelpunten in de projectuitvoering zijn onder meer netstudies, vergunningen en de levertijd van de batterij (6-9 maanden), met een totale doorlooptijd van 1-1,5 jaar [2].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

De verrekening van energie via een derde partij (aggregator), ook wel Transfer of Energy (ToE) genoemd, brengt complexe afrekeningen met zich mee tussen de volumes van de huurder en de batterij [2]. Er zijn verschillende opties voor het inzetten van de batterij, elk met eigen voordelen en nadelen. Bij het volledig inzetten via een Balancing Service Provider (BSP) is er geen lokale optimalisatie en wordt de rest van de capaciteit naar de BSP gestuurd. Dit leidt echter tot minder marktintegratie en een hogere profit share, waarbij de ToE-fee blijft bestaan [2]. Een alternatief is het volledig inzetten via een Balancing Responsible Party (BRP). Hierbij valt de ToE-fee weg en is er geen complex EMS nodig, omdat de leverancier de settlement regelt. Echter, men is afhankelijk van het EMS van de BRP, kan niet op balanceringsmarkten spelen en de revenues zijn momenteel lager [2]. Een slim EMS dat zelf prijsforecasts maakt en bepaalt wat het meeste oplevert (BSP, BRP of lokaal) is vereist voor marktintegratie [2]. Om via de BRP op onbalans te kunnen spelen, is een 'onbalans exposed contract' nodig [2]. De huurder in dit specifieke project is bereid het afnamecontract aan Heylen te geven en is niet van plan te electrificeren [1].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

Een Balance Service Provider (BSP) is een entiteit die flexibiliteit levert aan Transmission System Operators (TSO's) op de reservemarkten (FCR, aFRR en mFRR) om onvoorziene schommelingen in het energiesysteem te compenseren [2]. De BSP is verantwoordelijk voor het aanbieden van assets op de verschillende veilingen van de reservemarkt en, indien nodig, het aggregeren ervan in pools als de assets op zichzelf niet groot genoeg zijn [2]. Een Balance Responsible Party (BRP) is verantwoordelijk voor het handhaven van het evenwicht tussen injecties, afname en commerciële transacties binnen zijn portefeuille van nettoegangspunten [2]. Elke aansluiting moet gekoppeld zijn aan een BRP, die toegang heeft tot de energiemarkten (day-ahead, intraday en imbalance) [2]. De BRP is verantwoordelijk voor het kopen en verkopen van energie voor de batterij en voor het doorgeven van de stuursignalen aan het EMS [2]. Er zijn verschillende Belgische partijen actief als BRP en/of BSP [1, 2].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

Energieopslagsystemen (BESS) kunnen opbrengsten genereren door deel te nemen aan verschillende energiemarkten, zoals de onbalans-, reserve- en spotmarkt [5, 7, 8]. Het Energy Management System (EMS) speelt hierin een cruciale rol door autonoom stuursignalen te genereren op basis van realtime marktinformatie en prijsvoorspellingen [5, 7, 8]. Er zijn verschillende marktintegratiemodellen mogelijk: volledig inzetten via een Balance Service Provider (BSP) of via een Balance Responsible Party (BRP) [4]. Inzet via een BSP biedt volledige marktintegratie, maar kan leiden tot minder onafhankelijkheid en een grotere profit share [4]. Inzet via een BRP kan de ToE-fee doen wegvallen en vereist geen complexe EMS, maar beperkt de mogelijkheid om op balanceringsmarkten te spelen en genereert momenteel lagere opbrengsten [4]. Een voorbeeld van profit sharing uit een BEE HIVE systeem toont potentiële energiebesparingen en opbrengsten [2]. Contracten zoals een 'onbalans exposed contract' bij de BRP zijn nodig om op de onbalansmarkt te kunnen spelen [4, 5]. De beschikbaarheid van het EMS is cruciaal, met garanties en boetes vastgelegd in Service Level Agreements (SLA's) [1, 8].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

Batterij-energieopslagsystemen (BESS) kunnen diverse inkomstenstromen genereren. Een belangrijk deel van de inkomsten komt uit deelname aan groothandelsmarkten en balanceringsmarkten, zoals de aFRR-markt, hoewel deze markt verzadigd kan raken [1]. Energiehandel, met name via prijsfluctuaties op de intraday- en dag-aheadmarkten, is een primaire focus voor toekomstige BESS-modellen [2]. Andere potentiële inkomstenbronnen zijn E-credits, die verhandelbare certificaten voor hernieuwbare elektriciteit in transport vertegenwoordigen, en het Capacity Remuneration Mechanism (CRM) dat financiële zekerheid biedt voor nieuwe projecten [1]. Lokale optimalisatie, zoals piek-afschering en eigen verbruik van zonne-energie, kan ook kosten besparen en de efficiëntie van het net verbeteren [1]. Om financiële blootstelling aan marktvolatiliteit te verminderen, kunnen strategieën zoals Power Purchase Agreements (PPA's), tollingovereenkomsten of floor contracts worden overwogen [2].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

Het businessmodel voor energieopslagsystemen (BESS) omvat inkomsten uit het Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM), wat een stabiele inkomstenstroom genereert, geschat op ongeveer €20.000 per MW (gederated) op basis van de capaciteitsveiling van 2025 [2]. Daarnaast wordt rekening gehouden met een tijdelijke vrijstelling van nettarieven die 10 jaar geldig is en naar verwachting eind 2027 afloopt; om hiervan te profiteren, moet het BESS volledig in bedrijf zijn vóór deze deadline [2]. De verhoogde thematische investeringsaftrek voor hernieuwbare energie-investeringen, die momenteel van kracht is zonder einddatum, is nog niet meegenomen in de IRR-berekening, maar zal naar verwachting het financiële rendement verder verbeteren [2]. De leveringstijd voor de 70 kV transformator bedraagt 2 jaar, wat betekent dat deze zo snel mogelijk besteld moet worden om de deadline van 31 december 2027 te halen [1].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

Een Dienstverlener voor Balancering van Energiemodules en -portefeuilles (BSP) speelt een cruciale rol in het beheren en optimaliseren van de inzet van batterijopslagsystemen en andere flexibele assets op energiemarkten [2]. De BSP kan de batterijcapaciteit reserveren voor specifieke marktdiensten, zoals balanceringsmarkten (FCR, aFRR, mFRR), waarvoor een capaciteitsvergoeding wordt betaald en niet-naleving tot sancties kan leiden [3]. Daarnaast kan een BSP ook betrokken zijn bij de inzet van batterijen voor impliciete flexibiliteit op energiemarkten zoals day-ahead, intraday en real-time, waarbij de batterij reageert op prijssignalen [3]. Het Energy Management System (EMS) genereert autonoom stuursignalen voor de batterij, gebaseerd op realtime marktinformatie en prijsvoorspellingen, om te bepalen of en wanneer inzet via een BSP economisch interessant is [2]. Sommige leveranciers bieden de mogelijkheid om zelf als BSP op te treden, wat betekent dat zij de prekwalificatie voor aFRR kunnen uitvoeren [1]. De keuze om een batterij exclusief toe te wijzen aan een BSP is een strategische beslissing die zorgvuldig moet worden afgewogen, rekening houdend met de verwachte waarde van flexibiliteit op verschillende markten [2].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

Batterij-energieopslagsystemen (BESS) kunnen aanzienlijke inkomsten genereren door middel van 'value stacking', waarbij verschillende inkomstenstromen worden gecombineerd. Een belangrijk deel van de inkomsten komt uit energiehandel, zowel op groothandelsmarkten als via deelname aan flexibiliteitsmarkten zoals aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) [1]. Door de capaciteit van de batterij te maximaliseren voor deelname aan de aFRR-markt, kunnen de totale inkomsten significant stijgen, hoewel dit ten koste kan gaan van de inkomsten uit energiearbitrage [1]. Andere inkomstenbronnen omvatten het Lokale Optimalisatie-segment, dat kostenbesparingen opwekt door piekbelasting te verminderen en zelfverbruik van zonne-energie te verhogen [1]. Daarnaast kunnen E-credits, verhandelbare certificaten voor hernieuwbare elektriciteit in transport, een extra inkomstenstroom bieden [1]. Het Capacity Remuneration Mechanism (CRM) biedt financiële zekerheid en verbetert de interne rendementen (IRR) van batterijprojecten [1, 2]. Voor BESS-projecten die na 2027 worden opgeleverd, is het echter onwaarschijnlijk dat ze profiteren van de tijdelijke vrijstelling van netwerktarieven [2]. Om financiële risico's te beperken, kunnen strategieën zoals Power Purchase Agreements (PPA's), tolling-overeenkomsten of floor contracts worden overwogen, die zorgen voor stabielere en voorspelbare inkomsten [2].


Question: Licht het principe van transfer of energy toe voor geld flow tussen BRP en BSP

Voor een batterij-energieopslagsysteem (BESS) kan een volledig 'merchant model' worden toegepast, waarbij het systeem direct wordt blootgesteld aan marktvolatiliteit en de bijbehorende risico's. Om de financiële blootstelling te verminderen, kunnen echter alternatieve contractuele strategieën worden overwogen. Een hybride aanpak omvat het contracteren van een deel van de capaciteit aan een externe afnemer via een langetermijnovereenkomst, zoals een Power Purchase Agreement (PPA), wat zorgt voor stabiele en voorspelbare inkomsten, terwijl het resterende deel blootgesteld blijft aan marktprijzen voor potentieel hogere winsten. Daarnaast kunnen 'tolling agreements' of 'floor contracts' worden onderzocht. Bij een 'tolling arrangement' beheert een externe partij de batterij in ruil voor een vaste vergoeding, waardoor operationeel en marktrisico worden overgedragen. Een 'floor contract' garandeert een minimuminkomsteniveau, met behoud van deelname aan opwaartse prijsbewegingen. Beide instrumenten kunnen de kasstroomstabiliteit verbeteren, de inkomstenvolatiliteit verminderen en de bankability van het project verhogen [1].


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?

Batterijopslagsystemen (BESS) kunnen inkomsten genereren via verschillende stromen, waaronder deelname aan groothandelsmarkten zoals de dag-vooruit- en intradaymarkten, en de flexibiliteits- of balanceringsmarkten [10, 11, 12, 13]. Deelname aan de aFRR-capaciteitsmarkt kan de totale inkomsten aanzienlijk verhogen, hoewel dit ten koste kan gaan van inkomsten uit energiearbitrage [8]. Een 4-uurs batterijsysteem dat in 2028 op de markt komt, kan jaarlijks tot €361/kW genereren door optimalisatie van de dispatch [8]. Daarnaast kunnen BESS-systemen profiteren van lokale optimalisatie, zoals piek-afvlakking (peak shaving) om de noodzaak van overdimensionering van netaansluitingen te vermijden, en zelfconsumptie door overtollige zonne-energie op te slaan [13]. E-credits, verhandelbare certificaten voor hernieuwbare elektriciteit gebruikt in transport, bieden een aanvullende inkomstenstroom met verwachte waarden tussen €30-€70 per MWh [8, 13]. Het Capacity Remuneration Mechanism (CRM) biedt financiële zekerheid voor nieuwe batterijprojecten en verbetert de interne rentabiliteit (IRR) met enkele procentpunten [8, 11, 12, 13]. Voor kleinere 'behind-the-meter' (BTM) batterijsystemen kan de administratieve last van deelname aan het CRM echter opwegen tegen de voordelen [8, 13]. Een 4-uurs batterij kon in 2024 meer dan €400/kW opleveren, met aanzienlijke inkomsten uit hulpmarkten en hogere opbrengsten bij toenemende aFRR-deelname [8].


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?

Het batterijsysteem in Zeebrugge genereert inkomsten via verschillende kanalen, waaronder ondersteunende diensten, markt arbitrage en lokale optimalisatie [10, 8]. De inzet van de batterij heeft als prioriteit de energieoplevering aan cruiseschepen, gevolgd door balanshandhaving en financiële optimalisatie door handel op energiemarkten [15, 16, 19, 20]. LFP-batterijen worden als de meest geschikte technologie beschouwd voor stationaire opslag vanwege hun kostenefficiëntie, lange levensduur en thermische stabiliteit [9]. De kosten voor een 6 MW batterijsysteem variëren, met een 12 MWh systeem tussen €3,5M en €4,22M CAPEX en een 24 MWh systeem tussen €6M en €7,4M CAPEX [10]. Operationele kosten (OPEX) variëren eveneens, met €77.000 - €123.000 per jaar voor een 12 MWh systeem en €149.000 - €238.000 per jaar voor een 24 MWh systeem [10]. Subsidies zoals het Capaciteitsremuneratiemechanisme (CRM) bieden een gegarandeerde vergoeding voor beschikbaarheid en dragen bij aan de financiële levensvatbaarheid van het project [10]. Het Energy Management System (EMS) speelt een cruciale rol in het coördineren van de inzet van de batterij, hernieuwbare energieproductie en walstroominstallaties om de prioriteiten van het project te optimaliseren [15, 16].


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?

Batterijopslagsystemen (BESS) kunnen aanzienlijke inkomsten genereren door deel te nemen aan groothandels- en ondersteunende dienstenmarkten [1]. Een 4-uurs batterijsysteem dat in 2028 op de markt komt, kan jaarlijks tot €361/kW aan inkomsten genereren door zijn inzet te optimaliseren, ervan uitgaande dat het 100% beschikbaar is voor handel [1]. Deelname aan de aFRR-capaciteitsmarkt kan de totale inkomsten aanzienlijk verhogen, hoewel dit ten koste gaat van de inkomsten uit energiearbitrage [1]. De aFRR-capaciteitsmarkt is echter beperkt, met Elia die slechts ongeveer 120 MW aan capaciteit inkoopt voor aFRR omhoog en omlaag, wat betekent dat een aanzienlijke toename van batterijdeelname deze markten snel kan verzadigen [1]. Batterijen kunnen ook bijdragen aan lokale optimalisatie door piekbelasting te verminderen en zelfverbruik van zonne-energie te verhogen, waardoor de noodzaak om netaansluitingen te overdimensioneren wordt vermeden en de blootstelling aan nettarieven wordt verminderd [1].


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?

De businesscase voor Battery Energy Storage Systems (BESS) richt zich voornamelijk op markt arbitrage, met name binnen de intraday markt, en in mindere mate op de day-ahead markt, gezien de verwachte verzadiging van ancillaire dienstemarkten door de snelle ontwikkeling van flexibiliteitsassets [2]. Een 4-uurs batterijsysteem dat in 2028 op de markt komt, zou jaarlijks tot €361/kW kunnen behalen door de inzet te optimaliseren, ervan uitgaande dat deze 100% beschikbaar is voor handel [1]. De inkomsten uit de aFRR-capaciteitsmarkt kunnen aanzienlijk stijgen met een grotere deelname, hoewel dit de inkomsten uit energiearbitrage vermindert [1]. Lokale optimalisatie, zoals piekafschaving en zelfconsumptie, biedt ook voordelen op site-niveau [1]. E-credits, verhandelbare certificaten voor hernieuwbare elektriciteit in transport, bieden een aanvullende inkomstenstroom met verwachte waarden tussen €30-€70 per MWh [1]. Het CRM (Capacity Remuneration Mechanism) biedt financiële zekerheid voor nieuwe batterijprojecten, maar kan voor kleinere systemen administratief te belastend zijn [1]. Het wordt afgeraden om de batterij te overdimensioneren met de aanname dat deze winstgevend zal zijn door handel; lokale optimalisatie moet voor elke site worden gecontroleerd [1]. De financiële prestaties van het project zijn grotendeels afhankelijk van het vermogen om te profiteren van kortetermijnprijsfluctuaties en het optimaliseren van energievehandelsstrategieën [2].


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?

Het Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM) biedt financiële zekerheid voor nieuwe batterijprojecten door de interne rentabiliteit (IRR) met enkele procentpunten te verbeteren [2, 4, 8]. Dit mechanisme zorgt voor een stabiele inkomstenstroom, geschat op ongeveer €20.000 per MW (gederated) op basis van de capaciteitsveiling van 2025 [5, 6]. Voor kleinere "behind-the-meter" (BTM) batterijsystemen kan de administratieve last van deelname echter opwegen tegen de voordelen vanwege volumelimieten [2, 4, 8]. Om deel te nemen aan de CRM 2028 veiling, die in 2026 plaatsvindt, moeten de vergunning en de netstudie in september 2026 zijn verkregen, en het investeringsdossier moet uiterlijk op 15 juni 2026 worden ingediend [4]. Het batterijsysteem (BESS) moet operationeel zijn tegen november 2028 [4]. Een tijdelijke vrijstelling van nettarieven, geldig tot eind 2027, kan van toepassing zijn als het BESS vóór deze datum volledig in gebruik is genomen, hoewel dit gezien de projectplanning onwaarschijnlijk is [5]. De projectplanning is krap, met harde deadlines die, indien gemist, de start met een jaar kunnen verschuiven [3].


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?

De inkomsten voor batterijopslagsystemen (BESS) zijn afhankelijk van de energiemarkten waarop ze worden ingezet. Momenteel zijn ondersteunende diensten zoals FCR en AFRR het meest lucratief voor batterijen [5, 6]. De bruto opbrengsten van Centrica met 0,5 C batterijen op ondersteunende diensten worden getoond, hoewel hier nog netkosten en een winstdeling van 20-35% van afgetrokken moeten worden om tot de netto opbrengst te komen [5, 6]. De toekomstige opbrengsten zijn moeilijk te voorspellen; hoewel de behoefte aan flexibiliteit zal toenemen, zullen de vele batterijparken die in opbouw zijn de flexibiliteitsvraag waarschijnlijk opvangen, wat leidt tot verzadiging van de markten voor ondersteunende diensten en een verschuiving naar de onbalansmarkt [5, 6]. Lokale diensten kunnen ook aanzienlijke besparingen opleveren, met geprojecteerde jaarlijkse besparingen die variëren afhankelijk van het scenario (pessimistisch, basis, optimistisch) en de duur van de dienst (2-3 uur of 3-4 uur) [2]. Er worden twee contractopties besproken: een klassiek day-aheadcontract waarbij de leverancier het risico op onbalans draagt, en een onbalansexposed contract dat het risico tijdens de aanwezigheid van een schip beperkt en de batterij inzet voor het opvangen van onbalans [3]. De bruto-inkomsten evolutie van lokale diensten, ondersteunende diensten en energiearbitrage van 2027 tot 2041 wordt ook weergegeven [4].


Question: Welke inkomsten zou een batterijsysteem van 1 MW in 2025 kunnen verdienen op de verschillende energiemarkten?

De Capaciteitsremuneratiemechanisme (CRM) veilingen, die plaatsvinden in Y-4 en Y-1 (en vanaf 2026 ook Y-2), bepalen de benodigde capaciteit voor leveringszekerheid en bieden marktbrede deelname voor entiteiten groter dan 1 MW [1]. Nieuwe capaciteit kan in aanmerking komen voor meerjarige contracten tot 15 jaar [1]. De opbrengsten uit de CRM-veilingen worden geschat op gemiddeld 8-15% van de investeringskosten voor batterijen [1].

Analyse van specifieke locaties toont variërende mogelijkheden voor batterij-installaties. In Luik is 2 MW beschikbaar voor een batterij, ondanks hoge netkosten en capaciteitstermijnen [1]. Nijvel biedt 800 kW beschikbaar voor een batterij, met netkosten van 0,044 €/kWh en een capaciteitsterm van 10,13 €/kW [1]. Doornik heeft 1800 kW beschikbaar voor een batterij, met vergelijkbare nettarieven [1]. Kortrijk wordt ook geanalyseerd, maar de specifieke beschikbare capaciteit voor batterijen is niet direct vermeld in de verstrekte tekst [1].


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?

De economische haalbaarheid van laadinfrastructuur wordt geanalyseerd met betrekking tot investeringskosten en potentiële opbrengsten. De Capaciteitsremuneratiemechanisme (CRM) veilingen, die plaatsvinden in Y-4 en Y-1, bieden een mechanisme voor het genereren van inkomsten. Geselecteerde capaciteit ontvangt een maandelijkse vergoeding voor beschikbaarheid gedurende het leveringsjaar. Nieuwe capaciteit kan in aanmerking komen voor meerjarige contracten tot 15 jaar, wat financiële zekerheid biedt [1]. De opbrengsten uit de CRM Y-1 veiling in 2025 voor de leveringsperiode 2026-2027 bedroegen gemiddeld €14.013,33 per MW per jaar, met een hoogste biedprijs van €20.490,00 per MW per jaar [1]. De opbrengst uit de CRM wordt geschat op gemiddeld 8-15% van de investeringskost voor batterijen [1]. Verschillende locaties worden geanalyseerd, waarbij de netkosten en capaciteitstermen variëren. In Luik zijn de netkosten €0,043/kWh en de capaciteitsterm €11,77/kW, met een beschikbare capaciteit van 2MW voor een batterij [1]. In Nijvel zijn de netkosten €0,044/kWh en de capaciteitsterm €10,13/kW, met een beschikbare capaciteit van 800 kW [1]. Voor Doornik zijn de netkosten eveneens €0,044/kWh en de capaciteitsterm €10,13/kW, met een beschikbare capaciteit van 1800 kW [1]. De passages bevatten ook vermeldingen van investeringskosten en verschillende financiële waarden, zoals € -3.065, € -1.636, en € 2.550, hoewel de specifieke context hiervan niet volledig duidelijk is [2].


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?

Het Capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM) in België is een onderdeel van de federale energiestrategie om de langetermijnbevoorradingszekerheid te garanderen, met name door de uitfasering van kernenergie en de groei van hernieuwbare energiebronnen [7, 9]. Het mechanisme zorgt ervoor dat er voldoende regelbare capaciteit beschikbaar blijft in het systeem [9]. Het CRM werkt via een reeks veilingen waarbij capaciteitsaanbieders worden vergoed voor hun beschikbaarheid tijdens piekvragen of periodes van syste stress [7, 9]. Het is technologie-neutraal en open voor alle soorten capaciteit, waaronder energieopslag zoals batterijen, mits ze voldoen aan de minimale criteria, zoals een gedegradeerde capaciteit van minimaal 1 MW, en afzien van andere variabele subsidies [7, 9]. Geselecteerde aanbieders ontvangen een jaarlijkse capaciteitsbetaling gedurende de leveringsperiode [7, 9]. Recente veilingresultaten laten zien dat de gewogen gemiddelde prijs voor de leveringsjaren 2026-2027 rond de €14.100 per MW per jaar lag [9], terwijl voor de winter 2027-2028 de gecontracteerde capaciteit ongeveer €25.100/MW/jaar bedroeg [7]. Grotere veilingen voor de periode 2028-2030 hebben prijsniveaus opgeleverd tussen €25.000-€28.000/MW/jaar [7, 9]. Voor de deelname aan de CRM-veiling is een minimale capaciteit van 1 MW vereist [12]. De opbrengst wordt geschat op gemiddeld 8-15% van de investeringskost voor batterijen [12]. Voor kleinere batterijsystemen is aggregatie noodzakelijk om deel te kunnen nemen aan de CRM-veilingen [7, 9].


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?

De economische haalbaarheid van het BESS-project wordt geanalyseerd over een periode van 15 jaar, met gedetailleerde techno-economische aannames [1]. De totale investeringskosten (CAPEX) bedragen €40.259.163, waarvan €31.880.000 voor de BESS-containers zelf [2, 3]. De jaarlijkse operationele kosten (OPEX) worden geschat op €688.120 [2, 3].

De belangrijkste inkomstenstromen zijn markt arbitrage, voornamelijk via de intradaymarkt, en in mindere mate de day-aheadmarkt, gezien de verwachte verzadiging van de ancillary service markten [4]. Een 4-uurs batterijsysteem dat in 2028 op de markt komt, kan jaarlijks tot €361/kW genereren door optimalisatie van de dispatch [4]. E-credits, verhandelbare certificaten voor hernieuwbare elektriciteit in transport, bieden een aanvullende inkomstenstroom van €30-€70 per MWh [4].

Het project profiteert van de Capacity Remuneration Mechanism (CRM), die naar schatting €20.000 per MW oplevert [4]. Een tijdelijke vrijstelling van netwerktarieven voor 10 jaar is van toepassing, mits de BESS vóór eind 2027 volledig in gebruik is genomen [4]. De fiscale stimulans van de verhoogde thematische investeringsaftrek voor hernieuwbare energie is nog niet meegenomen in de berekeningen [4].

Zonder vrijstelling van netwerkkosten wordt de interne rentabiliteit (IRR) voor 10 jaar geraamd op 0.86% en voor 15 jaar op 3.52%. Met vrijstelling stijgen deze tot respectievelijk 15.48% en 16.22% [5]. De basis-IRR, zonder vrijstelling van netwerkkosten, wordt verwacht tussen 5% en 8.5% te liggen, met verbeteringen door de investeringsaftrek, CRM en mogelijke langetermijncontracten [4].


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?

De studie onderzoekt de haalbaarheid van fotovoltaïsche installaties en gerelateerde duurzaamheidsmaatregelen. De operationele kosten worden berekend op basis van energieprijzen voor gas (€0.06/kWh) en elektriciteit (€0.20/kWh), met een verwachte stijging van de gasprijzen door het nieuwe Emission Trading System (ETS) in 2027 [1].

Er worden verschillende scenario's voor gebouwisolatie onderzocht. Voor de gevel wordt na-isolatie aan de buitenzijde met 10 cm of 12 cm PIR aanbevolen boven binnenisolatie, ondanks de noodzaak van een vergunning en EPB-plicht [1]. Voor het dak wordt aangenomen dat de dakopbouw sowieso vervangen moet worden, waarbij de kost van de isolatieplaten met verschillende diktes (10, 12 of 15 cm PIR) wordt berekend [1].

Voor CO2-neutrale verwarming worden meerdere opties bekeken. Het gebruik van bestaande chillers als warmtepomp wordt afgeraden omdat deze niet geschikt zijn voor verwarming [1]. Een nieuwe lucht-waterwarmtepomp gekoppeld aan het bestaande leidingnet is een kostenefficiënte oplossing, mits koelen en verwarmen niet gelijktijdig plaatsvinden. Een alternatief is een nieuw verwarmingsnet, wat gelijktijdig koelen en verwarmen mogelijk maakt maar hogere investeringskosten heeft [1]. Decentrale lucht-lucht warmtepompen (split units) zijn kost-efficiënter dan een nieuw leidingnet, maar minder dan het hergebruik van het bestaande netwerk en brengen milieu-impact met zich mee door het koelmiddel [1].

Verbeteringen in de energie-efficiëntie van luchtgroepen kunnen worden bereikt door de sturing aan te passen, met name door de regeling van het volume verse lucht en het gebruik van CO2-metingen. Warmteterugwinning via een twin coil-systeem wordt overwogen, maar de rendabiliteit is twijfelachtig gezien de kleine hoeveelheid verse lucht [1]. Ten slotte wordt de impact van aangepaste temperatuursetpunten onderzocht, zoals het verlagen van de magazijntemperatuur naar 19°C en het verhogen van de productietemperatuur naar 23°C [1].


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?

Om deel te nemen aan de CRM-veiling moet midden juni een prekwalificatie worden ingediend. Vervolgens moeten de volgende voorwaarden worden vervuld: de vergunning moet verkregen zijn en vrij van bezwaren zijn tegen eind september, een aansluitingscontract van de netbeheerder moet beschikbaar zijn tegen midden augustus, er moet een financiële waarborg worden gesteld tegen eind augustus, en voor meerjarige contracten moet een investeringsdossier worden ingediend bij de regulator (CREG) midden juni [1]. De effectieve bieding moet op 30 september worden ingediend [1].


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?

De kosten voor het gebruik van het elektriciteitsnet worden onderverdeeld in afname- en injectietarieven. Voor het distributienet bedragen de kosten voor afname €7,3807 per MWh en voor injectie €1,05 per MWh [1]. Daarnaast zijn er operationele kosten (OPEX) die gerelateerd zijn aan energie en piekbelasting van het net [2].


Question: Ligt die inkomst van €20.000/MW voor CRM in lijn met wat er op internet staat?

Groenestroomcertificaten (GSC) zijn gerelateerd aan warmtekrachtkoppeling (WKK), accijnzen en de marge van de leverancier, met een prijs van 22 €/MWh [1].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

Het deurcontact van een lokaal maakt monitoring mogelijk, wat een duidelijke weergave biedt van de te ondernemen acties of hetgeen vermeden moet worden in geval van een alarm of fout [1].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

De aanneming voorziet een scholing van minimaal 24 uur in het Nederlands door gekwalificeerd personeel, gericht op gebruikers die de Bouwheer vertegenwoordigen, zodat zij hun taken correct kunnen uitvoeren. Deze scholing omvat uitleg over het as-built dossier, bedrijfs- en onderhoudsinstructies, en veiligheidsvoorschriften, inclusief demonstraties [1, 2]. De garantieperiode, die start bij de voorlopige oplevering en 1 jaar duurt, dekt materiaal-, constructie- en werkingsfouten, inclusief wisselstukken en arbeid [3]. Gedurende deze periode voert de aannemer maandelijks onderhoud en inspecties uit, waarbij de kosten voor herstellingen of vervangingen ten laste van de aannemer zijn, tenzij de schade door abnormaal gebruik is ontstaan [3]. Het onderhoud omvat onder andere het nazicht en reinigen van installaties en mechanische onderdelen, het ontstoffen van elektriciteitsborden, het controleren van automatische regelingen, visuele inspecties, het bijregelen van apparatuur, en wettelijk onderhoud van veiligheidsinstallaties [3]. Specifiek voor PV-panelen geldt dat ze de werking van andere daktechnieken, de inval van natuurlijk licht, en de toegang voor onderhoudswerken niet mogen hinderen. Ook mag de afvoer van regenwater niet belemmerd worden [4]. Het vervangen van individuele PV-panelen moet eenvoudig mogelijk zijn, en er moet rekening gehouden worden met thermische uitzetting [4].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

De binnenpost voor het videofoniesysteem is niet van toepassing, aangezien de oproepen via een app op de smartphone van de studenten zullen worden ontvangen [3].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

Stopcontacten worden vermeld in planningsdocumenten [1]. In verdeelborden en schakelkasten wordt een stopcontact voorzien dat permanent onder spanning blijft [2].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

De vergunningstechnische haalbaarheid voor het BESS-project wordt beïnvloed door de locatie in een 'signaalgebied' met een bouwstop, wat de kans op een bouwvergunning aanzienlijk verkleint, tenzij er uitzonderlijke omstandigheden zijn [1]. Om toch een vergunning te verkrijgen, is het cruciaal om minder dan 50% van het terrein te verharden; het huidige plan voldoet hieraan met 11% verharding [1]. Het is raadzaam om zo vroeg mogelijk met de gemeente in gesprek te gaan en het vergunningsdossier tijdig in te dienen om vertragingen te voorkomen, aangezien de beschikbare tijd voor vergunningen afneemt en opmerkingen tot verschuivingen van de planning kunnen leiden [2].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

Er is momenteel onduidelijkheid over de autonomie van het systeem [4]. De documentatie definieert seizoenen (winter, tussendseizoenen, zomer) en weekdagen/weekends, en kent optionele flexibiliteitsindicatoren toe aan periodes (oranje voor niet-flexibel, blauw voor flexibel < 50%, groen voor flexibel > 50%) [1]. Er wordt ook verwezen naar de 'Kast Site EMS' [2, 3].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

De verrekening van energie via een derde partij (aggregator), ook wel Transfer of Energy (ToE) genoemd, brengt complexe afrekeningen met zich mee tussen de volumes van de huurder en de batterij [2]. Er zijn verschillende opties voor het inzetten van de batterij, elk met eigen voordelen en nadelen. Bij het volledig inzetten via een Balancing Service Provider (BSP) is er geen lokale optimalisatie en wordt de rest van de capaciteit naar de BSP gestuurd. Dit leidt echter tot minder marktintegratie en een hogere profit share, waarbij de ToE-fee blijft bestaan [2]. Een alternatief is het volledig inzetten via een Balancing Responsible Party (BRP). Hierbij valt de ToE-fee weg en is er geen complex EMS nodig, omdat de leverancier de settlement regelt. Echter, men is afhankelijk van het EMS van de BRP, kan niet op balanceringsmarkten spelen en de revenues zijn momenteel lager [2]. Een slim EMS dat zelf prijsforecasts maakt en bepaalt wat het meeste oplevert (BSP, BRP of lokaal) is vereist voor marktintegratie [2]. Om via de BRP op onbalans te kunnen spelen, is een 'onbalans exposed contract' nodig [2]. De huurder in dit specifieke project is bereid het afnamecontract aan Heylen te geven en is niet van plan te electrificeren [1].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

Optische rookmelders werken volgens het Tyndall-principe en hebben een voedingsspanning van 17-41 Vdc [1]. Het stroomverbruik varieert, met een operationeel verbruik van 390 µA en 120 µA voor lage verbruikers, oplopend tot 19mA in alarm [1]. De brandcentrale biedt diverse uitgangen voor het aansturen van systemen zoals elektrische sloten, schuifdeuren, HVAC-installaties, automatische gaskranen, RWA-installaties, rookluiken en keukenafzuigkappen, waarbij de benodigde bekabeling tussen de centrale en deze systemen in de aanneming is inbegrepen [2].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

Er zijn verschillende contractuele afspraken en overwegingen voor de energie-afname en -levering. Een EPC-contract wordt overwogen, met aandacht voor aansprakelijkheden, mijlpalen en garanties [1]. Er zijn specifieke eisen rondom HSE, zoals het aanleveren van een HSE-plan en het voorzien van een eigen omheining van de werf [1]. Voor een voorschot van 10% is een bankgarantie vereist die gelijk is aan het voorschot [1]. Boeteclausules voor het niet naleven van de tijdlijn zijn marktconform, met een deadline voor Fluvius eind augustus [1]. Omvormers vereisen een garantie van minimaal 5 jaar, bij voorkeur 10 jaar [1]. De koelinstallatie moet toekomstbestendig zijn en geen koelmiddelen gebruiken die uitgefaseerd worden [1]. Voor datacommunnicatie is een aparte ethernetverbinding ideaal, met een simkaart als backup [1]. Een Service Level Agreement (SLA) met duidelijke responstijden bij foutmeldingen is vereist, met een boete indien deze niet wordt nageleefd [1]. De brandverzekering, inclusief 'Construction allrisk' en bedrijfsverlies, wordt door Heylen afgesloten [1]. Er zijn drie opties voor marktintegratie: drie onafhankelijke partijen (BRP, EMS, BSP), volledig inzetten via BSP, of volledig inzetten via BRP [2]. De huurder is bereid het afnamecontract aan Heylen te geven [3]. Het contractuele aansluitingsvermogen voor zowel afname als injectie is 2 MVA [4]. Er wordt een eSpot (Indexed) contract met een DA-component (maandelijks gemiddelde) overwogen, zonder onbalansblootstelling, maar met de mogelijkheid om dit in de toekomst aan te passen [4].


Question: Hoe werkt het opt-out principe?

Voor een optimale werking van een batterijopslagsysteem (BESS) en deelname aan energiemarkten is een dynamisch energiecontract essentieel. Dit type contract zorgt voor volledige blootstelling aan dagprijzen, wat cruciaal is voor trading, arbitrage en zelfconsumptiestrategieën. Een maandelijks vast-prijscontract vermindert de potentiële inkomsten uit trading en zelfconsumptie aanzienlijk en kan leiden tot hogere kosten bij deelname aan reservemarkten [3]. Het is daarom sterk aanbevolen om zo snel mogelijk over te schakelen op een dynamisch geprijsd leveringscontract na installatie van het batterijsysteem [3]. Sommige leveranciers bieden een "supply split" aan, waarbij enkel de batterij wordt blootgesteld aan onbalansprijzen, terwijl de rest van de sitebelasting gedekt blijft. Dit maximaliseert de winst uit onbalansgerelateerde stromen zonder het risico voor de onderliggende consumptie te verhogen [3]. Voor de site in Nijvel is er een "Powerclick (FlexiPower Hourly)" contract met Engie voor de afname, en een contract met Engie voor de injectie [2].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

Binnen het project worden diverse elektrische werkzaamheden uitgevoerd, waaronder de integratie van het batterijsysteem (BESS) en het Energy Management System (EMS). Dit omvat de aanleg van stroomkabels (power cabling) tussen batterijen, DC-kasten en omvormers, evenals LV-hulppakkabels tussen kasten, omvormers, transformatoren en batterijracks. Ook datakabels voor communicatie tussen externe regelkasten en subsystemen worden geïnstalleerd [1].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

De haalbaarheidsstudie van stationaire batterijsystemen bij Wereldhave-locaties benadrukt het belang van 'value stacking', waarbij de batterij actief wordt ingezet in meerdere energiemarkten om de opbrengsten te maximaliseren, aangezien individuele marktopbrengsten steeds meer worden uitgehold [1]. Zelfverbruik vormt de basis voor een levensvatbare businesscase achter de meter en is primair voor de dimensionering van de batterijen [1]. De meest gunstige locatie is Luik, met een verwachte interne rentabiliteit (IRR) van 10,8% dankzij hoog verbruik en PV-injectie [1]. Kortrijk en Nijvel hebben momenteel onvoldoende verbruik en PV-overschot voor een optimale businesscase, maar de IRR kan verbeteren met extra PV en (snelle) laders die het verbruik verhogen en piekbelasting verminderen [1]. Tournai heeft vergelijkbare uitdagingen als Kortrijk, met lagere PV-injectie [1]. Operationeel zijn nauwkeurige kostenbewaking en actief beheer van de batterijen essentieel [1]. Een dynamisch contract is noodzakelijk voor een winstgevend batterijsysteem [1]. Geplande uitbreidingen van laadinfrastructuur, zoals AC- en DC-laadpalen, kunnen het energieverbruik verhogen en de businesscase voor batterijsystemen verbeteren [6, 7, 8]. Voor de AC-laadinfrastructuur wordt aangenomen dat elk terrein zestien 11 kW laadpunten zou toevoegen [6, 7, 8]. De piekbelasting van laadstations wordt geschat op 50% van het geïnstalleerde laadvermogen, met een verbruiksprofiel dat 10% van de geïnstalleerde capaciteit vertegenwoordigt tussen 9:00 en 19:00 [6, 7]. De nettarieven verschillen per distributienetbeheerder (DSO), waarbij RESA hogere tarieven heeft dan ORES en Fluvius West [9, 12]. De tijdelijke korting op capaciteitsgebonden tarieven in Wallonië zal geleidelijk afnemen tot 2030 [9]. Voor Luik wordt een batterij van 500 kW / 1000 kWh aanbevolen, gebaseerd op lokale optimalisatie en day-ahead trading [10, 54]. Voor Nijvel wordt een batterij van 250 kW / 500 kWh voorgesteld, voor Doornik 400 kW / 800 kWh en voor Kortrijk 400 kW / 800 kWh [10]. De analyse van de impact van extra PV en EV-laadpalen toont aan dat dit de opbrengsten en zelfconsumptie kan verhogen, wat een veelbelovendere businesscase oplevert, ondanks mogelijke beperkingen in beschikbare transformatorcapaciteit [57].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

De opdrachtnemer van het batterijproject moet proactief afstemmen met aannemers van nevenaannemingen en andere projecten op dezelfde locatie, met name de aanleg van een walstroominstallatie en de integratie van een overkoepelend energiemanagementsysteem [1, 2]. Deze coördinatie is cruciaal vanwege de nauwe verwevenheid van de projecten en omvat de afstemming van planning, technische interfaces, werkactiviteiten en veiligheid [2]. Er moet bijzondere aandacht worden besteed aan het vermijden van wederzijdse hinder tijdens de uitvoering, zoals bij verzonken toegangen of aansluitmomenten [2]. Risico's of vertragingen die voortvloeien uit deze projecten en impact kunnen hebben op het batterijproject, moeten tijdig worden gesignaleerd en besproken met de opdrachtgever [2].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

De batterijopslagsystemen (BESS) zijn van het type Lithium-ion en worden buiten geplaatst, vaak in containers van 20 of 40 voet [25, 30]. Specifieke modellen en capaciteiten zijn gedocumenteerd: Iwell batterijen zijn beschikbaar in 375 kW - 860 kWh [1] en 500 kW - 1290 kWh [2]. C-battery systemen variëren, met voorbeelden zoals 312,5 kW - 675 kWh netto [7], 375 kW - 742,5 kWh netto [7], 375 kW - 810 kWh netto [9], en 240 kW - 300 kWh bruto [9]. Er worden ook 0,5C batterijen aanbevolen in combinatie met PV-productie [21, 31]. De systemen omvatten omvormers, zoals de Huawei SUN2000-60KTL [1], en worden beheerd door Battery Management Systems (BMS) en Energy Management Systems (EMS) [12, 13, 25, 30].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

De haalbaarheidsstudie voor een Battery Energy Storage System (BESS) bij Wereldhave omvat een analyse van verschillende sites, batterijdimensionering, impact op energiecontracten, en potentiële subsidie- en handelsmechanismen [1]. Voor een succesvolle businesscase is 'value stacking', oftewel het combineren van meerdere inkomstenstromen, essentieel [1]. De analyse van de sites omvat technische details zoals de bestaande elektrische installaties, inclusief transformatoren en schakelcellen [2].

De energiegegevens van de huidige situatie tonen aan dat zowel verbruik als injectie het hoogst zijn in Luik, terwijl Kortrijk een relatief laag totaalverbruik heeft. De autonomiegraad is op alle locaties vergelijkbaar (rond de 30%), wat duidt op potentieel voor verbetering door bijvoorbeeld batterijgebruik [3]. De beschikbare capaciteit voor een batterij wordt bepaald door de piekbelasting en de Load Duration Curve (LDC) [3, 4].

Toekomstige scenario's omvatten de uitbreiding van EV-laadinfrastructuur en de mogelijke implementatie van warmtepompen, wat extra capaciteit vereist [5]. Ook de uitbreiding van PV-installaties wordt onderzocht om de impact op de energieopwekking te beoordelen [5].

De inkomstenstromen voor batterijen omvatten lokale optimalisatie zoals zelfconsumptie en piekbeperking (peak shaving) [1, 5]. Daarnaast is markt arbitrage via de day-ahead en intraday markten mogelijk, evenals deelname aan de flexibiliteitsmarkten (FCR, aFRR, mFRR) [1, 5].

De nettarieven verschillen per regio en distributienetbeheerder (DSO), wat invloed heeft op de businesscase. Met name in Luik spelen zelfconsumptie en piekbeperking een cruciale rol vanwege de hoge netkosten en capaciteitsterm [6, 7].

De optimale batterijgrootte wordt bepaald door een hybride aanpak die lokale optimalisatie combineert met day-ahead trading, rekening houdend met de beschikbare capaciteit en technische beperkingen [6]. De businesscase is het meest gunstig in Luik, waar zowel verbruik als PV-injectie het hoogst zijn, met een verwachte interne IRR van 10,4% [8]. Voor Kortrijk kan een IRR van 9,6% worden bereikt met PV-uitbreiding en snelladers, mits deze intensief gebruikt worden [8]. In Nijvel is de IRR lager (5%) zelfs met de toevoeging van snelladers en extra PV, mede door beperkte beschikbare capaciteit [8].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

De beschikbare capaciteit voor batterij-installaties varieert per locatie. In Luik is er 2000 kW beschikbaar, in Nijvel 800 kW, in Doornik 1800 kW en in Kortrijk 1300 kW [1, 3, 5]. De dimensionering van het batterijsysteem en de beoordeling van de business case worden beïnvloed door de Load Duration Curve (LDC), die inzicht geeft in hoe vaak bepaalde vermogensniveaus voorkomen [1]. Voor de berekening van de representatieve maximale stroom voor een batterijinstallatie worden de eerste 100 uur van de hoogste pieken uitgesloten [1]. Mocht een grotere batterij nodig zijn dan de resterende transformatorcapaciteit toelaat, dan zijn aanvullende transformatorcapaciteit of een netstudie vereist, wat de projectkosten en de planning aanzienlijk kan beïnvloeden [1]. Voor de achter-de-meter batterijen is zelfverbruik cruciaal voor een levensvatbare business case [8]. Toekomstige scenario's, zoals de toevoeging van PV of EV-laadpalen, kunnen de vermogensvraag en de beschikbare capaciteit beïnvloeden [9].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

De vermogensvraag wordt beïnvloed door factoren zoals piekbelasting en gelijktijdigheid, die cruciaal zijn voor de dimensionering van batterijsystemen. De analyse van vier Wereldhave-locaties (Luik, Kortrijk, Nijvel, Doornik) toont aan dat de huidige piekbelastingen relatief bescheiden zijn [1]. Voor een levensvatbare businesscase is het 'value stacking' essentieel, waarbij de batterij actief wordt ingezet op meerdere markten, met zelfverbruik als fundamentele basis voor de dimensionering [1]. Toekomstige scenario's, zoals de installatie van snelladers en extra PV-capaciteit, kunnen de vermogensvraag verhogen en de businesscase verbeteren [1]. In Kortrijk kan bijvoorbeeld de IRR stijgen van 6,7% naar 9,6% met extra PV en snelladers die de consumptie verhogen en piekversnippering mogelijk maken [1]. De beschikbare capaciteit op de transformatoren is een beperkende factor voor de batterijgrootte, wat extra investeringen in transformatorcapaciteit of een netstudie kan vereisen [1]. Een dynamisch energiecontract is noodzakelijk om de waarde van het batterijsysteem volledig te benutten [1].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

De netaansluiting voor de Montea Batterijen projecten omvat diverse technische specificaties en processen. Voor de hoofd-aansluiting wordt een afname en injectie van 1000 kVA voorzien, met een transformator van 1000 kVA (Dyn11, Ucc: 6%) die een hoogspanningsspanning van 10kV omzet naar 400V+PEN laagspanning [2, 19]. De installaties maken gebruik van verschillende batterijsystemen, waaronder Li-ion batterijen van het type C-battery en Qpower, met vermogens variërend van 312,5 kW tot 500 kW en energiecapaciteiten van 675 kWh tot 945 kWh [2, 19, 23, 29, 32, 42, 62, 65].

De elektrische installaties omvatten ook PV-systemen met vermogens tot 1983,750 kWp [2] en tot 1137.84 kWp [17]. Er wordt gebruik gemaakt van diverse beveiligingscomponenten zoals hoofdzekeringen (bv. Q0, F50, Q51) en netontkoppelkasten (NOK) [2, 19]. De communicatie en aansturing van de systemen wordt beheerd door Energy Management Systems (EMS) en gateways, zoals die van TIBO [34, 41, 65, 70].

De netaansluiting en -studie omvat ook de aanvraag van vergunningen voor flexibiliteits- en aggregatiediensten, waarbij de onafhankelijkheid van netbeheerders wordt verklaard [10, 8]. De contracten voor elektriciteitslevering worden afgesloten met leveranciers zoals Engie, BEE, Scholt Energy, en Luminus, waarbij de keuze van de leverancier cruciaal is voor de valorisatie van de batterij-investeringen [9, 16, 33, 35, 51, 52, 53, 55, 56, 67].


Question: Welke batterij projecten hebben wij al gedaan?

Stationaire batterijsystemen (BESS) kunnen economisch levensvatbaar zijn voor Wereldhave, maar hun succes hangt sterk af van locatie-specifieke verbruiksprofielen, PV-opwekking en de mogelijkheid om meerdere inkomstenstromen te combineren (value stacking) [2]. De opbrengsten uit individuele energiemarkten worden steeds meer uitgehold door grootschalige batterij-implementaties, waardoor de batterij actief over meerdere markten ingezet moet worden om de waarde te maximaliseren [2]. Zelfverbruik vormt de basis voor een levensvatbare businesscase achter de meter en is de primaire basis voor de dimensionering van de batterijen [2].

De meest gunstige locatie is Luik, vanwege het hoge verbruik en de PV-injectie, met een verwachte interne rentabiliteit (IRR) van 10,8% [2]. Kortrijk heeft momenteel onvoldoende verbruik en PV-overschot voor een optimale businesscase (IRR 7,2%), maar dit kan verbeteren met extra PV en (snelle) laders [2]. Nivelles heeft een lage IRR (1%) door lage PV-opwekking en verbruikspieken; een combinatie van snelladers en extra PV kan de IRR verbeteren tot 5%, hoewel de transformatorcapaciteit beperkend kan zijn [2]. Tournai, vergelijkbaar met Kortrijk maar met lagere PV-injectie, heeft een IRR van 4,5%, die zou verbeteren met extra PV en verbruik [2].

Operationeel zijn nauwlettend toezicht op kosten en actief beheer van batterijen over meerdere markten essentieel [2]. Huurdersinertie moet worden erkend om de waarde van zelfverbruik en piekbeheersing volledig te benutten [2]. Een dynamisch contract is een vereiste voor een winstgevend batterijsysteem [2]. Belangrijke knelpunten in de projectuitvoering zijn onder meer netstudies, vergunningen en de levertijd van de batterij (6-9 maanden), met een totale doorlooptijd van 1-1,5 jaar [2].


Question: Kun je het antwoord opbouwen met behulp van info iut belgische websites

Het werfadres is Scheldelaan 16, 2030 Antwerpen [1].


Question: Kun je het antwoord opbouwen met behulp van info iut belgische websites

Een haalbaarheidsstudie onderzoekt de installatie van batterijsystemen op vier Wereldhave-locaties in België: Luik, Nijvel, Doornik en Kortrijk [4]. Algemene sitegegevens omvatten straat, postcode, stad en nummer [1].

**Luik (Liège)**
De site in Luik bevindt zich aan Quai des Vennes 1, 4020 Luik [5]. Er zijn twee mogelijke locaties voor de batterij-installatie, aangeduid als A en B, waarbij locatie A de voorkeur heeft [10], [18], [19]. De afstand van de BESS (Battery Energy Storage System) tot de kopcabine is 80 meter (onder de weg) voor locatie A en 250 meter (buiten) of 270 meter (via overdekte parking) voor locatie B [16]. Voor de glasvezelverbinding is de afstand 380 meter (via overdekte parking) voor locatie A en 110 meter (over buitenparking) voor locatie B [16]. De ondergrond van BESS locatie B is onverhard (aarde) [16]. De site is aangesloten op netbeheerder RESA [2], [3], [13].

**Nijvel (Nivelles)**
De locatie in Nijvel is aan de Chaussée de Mons 16 & 20 [6]. Er zijn drie mogelijke locaties voor de batterij-installatie (A, B en C), met een voorkeur voor locatie B [11], [18], [19]. De afstanden van de BESS tot de kopcabine zijn 130 meter (via ondergrondse parking) voor A, 30-50 meter (bovengronds) voor B, en 130-180 meter (via ondergrondse parking) voor C [16]. De afstanden tot de glasvezel zijn 280 meter (via ondergrondse parking of bovengronds) voor A, 180 meter (via ondergrondse parking) voor B, en 10 meter voor C [16]. De ondergrond is verhard voor locaties B en C, en verhard of onverhard (grind of aarde) voor locatie A [16]. De site is aangesloten op netbeheerder ORES [2], [3], [13].

**Doornik (Tournai)**
Voor de site in Doornik is er één mogelijke locatie voor de batterij met voorkeur A of B [11]. Drie potentiële locaties (A, B en C) werden geïdentificeerd tijdens het sitebezoek [18], [20]. De afstanden van de BESS tot de kopcabine zijn 100m (+2) of 140m (-1) voor A, 130m (+2) of 150m (-1) voor B, en 200m (+2) of 210m (-1) voor C [16]. De afstanden tot de glasvezel zijn 170m (-1) voor A, 180m (-1) voor B, en 210m (-1) voor C [16]. De ondergrond is onverhard (aarde) voor A en onverhard voor B, terwijl C verhard is [16]. De site valt onder netbeheerder ORES [13].

**Kortrijk**
In Kortrijk is één ideale locatie (A) voor de batterij-installatie geïdentificeerd tijdens het sitebezoek [11], [18]. De afstand van de BESS tot de kopcabine is 25-30 meter (bovengronds) [16]. De afstand tot de glasvezel is 20-35 meter (-1) [16]. De ondergrond is verhard [16]. De site is aangesloten op netbeheerder Fluvius West [13].

Algemene overwegingen voor de toekomstige BESS-locatie omvatten de voorkeurslocatie, beschikbare wachtruimte, en beschikbare ruimte op dak/gevel, met inachtneming van afstanden tot parkeerplaatsen/objecten (> 8m) en perceelgrenzen (< 3m) [1]. Locaties voor AC en DC laadpalen zijn ook gedefinieerd, zoals de ondergrondse parking en naast de Delhaize in Luik [1].


Question: Kun je het antwoord opbouwen met behulp van info iut belgische websites

Het batterijveld met bijbehorende hoogspanningsinstallaties wordt gebouwd op een braakliggend terrein van de Port of Antwerp-Bruges, gelegen aan de kruising van de Hazopweg en de Van Land van Waaslaan in 9130 Beveren-Kruibeke-Zwijndrecht [1, 2]. Het projectgebied bevindt zich in een industriegebied, specifiek voor milieubelastende industrieën, met bufferzones aan de westkant en andere industriesites in de overige richtingen [1, 2]. De installatie omvat een hoogspanningsgebouw, zeven vermogenstransformatoren en 28 batterijcontainers [2, 3]. Volgens VLAREM II valt deze locatie onder categorie 5 voor industriegebieden, met geluidsnormen van 60 dB(A) overdag, 55 dB(A) 's avonds en 55 dB(A) 's nachts [2].


Question: Kun je het antwoord opbouwen met behulp van info iut belgische websites

Het gebouw bevindt zich in Mechelen [2], [3], [4]. Het betreft een complete site die wordt begrensd door de Zandvoortstraat en de Moenslaan [1]. Binnen deze site is een specifiek gebouwgebied aangeduid als "Labcorp" [1]. Vragen over de gasaansluiting en een afzonderlijke meter voor Labcorp worden gesteld in relatie tot dit terrein [1].


Question: Kun je het antwoord opbouwen met behulp van info iut belgische websites

Er wordt een netstudie aangevraagd voor de Montea BESS fase 2 site te Ottersgemsesteenweg 717, 9000 Gent, om de haalbaarheid van een verzwaring van de netaansluiting te onderzoeken. De huidige aansluiting bedraagt 400 kVA op middenspanning, maar dit is ontoereikend voor de geplande elektrificatie van de bedrijfsactiviteiten [1, 2]. De site zal uitgebreid worden met onder andere 28 laadpunten voor elektrische voertuigen, verwarming op warmtepompen, koelcellen, een Battery Energy Storage System (BESS) en fotovoltaïsche panelen [1]. Hierdoor wordt een verhoging van de afnamecapaciteit gevraagd van 400 kVA naar 1600 kVA (waarvan 1000 kVA vast en 600 kVA flex) en een nieuwe injectiecapaciteit van 749 kVA (volledig flex) [1, 2]. De netstudie moet de benodigde netverzwaringen en aanpassingen onderzoeken om deze vermogens betrouwbaar en veilig te kunnen realiseren tegen eind 2026 [1, 2].


Question: Vanaf welk vermogen is telecontrole verplicht in vlaanderen

Het systeem voor telecontrole, dat door de netbeheerder wordt gebruikt voor monitoring en sturing, omvat een telecontrolekast die zorgt voor uitschakelings- en terugmeldingsfunctionaliteiten [1, 2, 3]. Deze kasten zijn essentieel voor de communicatie tussen de batterijen, PV-installaties en het net [10, 11]. De telecontrole is conform de Synergrid nota C10/11 en vereist afstemming met de netbeheerder, zoals Fluvius [8, 9, 10, 11]. Er zijn twee scenario's voor telecontrole: de realisatie van een nieuwe telecontrolekast met koppeling van bestaande PV en nieuwe batterijen, of de koppeling van nieuwe batterijen aan een bestaande telecontrolekast [10, 11]. De telecontrole is cruciaal voor de communicatie van de batterijen met de energiemarkt, met name voor de werking van Site EMS en gateway systemen [12].


Question: Vanaf welk vermogen is telecontrole verplicht in vlaanderen

Telecontrole is een onderdeel dat wordt genoemd in de documentatie van het project P-6403-P109, specifiek onder de sectie voor de hoogspanningsklantencabine [1].


Question: Vanaf welk vermogen is telecontrole verplicht in vlaanderen

Telecontrole is een systeem voor monitoring en sturing door de netbeheerder. De aanwezigheid en versie van telecontrole (versie 3 of 4) wordt onderzocht in zowel de kopcabine als de subcabine [1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 11]. In sommige gevallen is er momenteel geen telecontrole aanwezig, maar wordt er wel bekabeling voorzien voor standen en commando's [15, 17]. Er wordt ook vermeld dat telecontrole foutief in de subcabine hangt [13]. Voor de telecontrole zijn er documenten beschikbaar die de verwerking en installatie ervan toelichten [10].


Question: Vanaf welk vermogen is telecontrole verplicht in vlaanderen

In Vlaanderen en Wallonië zijn de regionale energieregulatoren, respectievelijk VREG en CWaPE, bevoegd voor het vaststellen van een afzonderlijk tariefregime voor vrijstaande stationaire opslagsystemen [1]. Voor het Brussels Hoofdstedelijk Gewest is Brugel de bevoegde overheid, hoewel er momenteel geen specifiek gereguleerd regime bestaat voor dergelijke batterijen [1]. Op federaal niveau, voor vrijstaande stationaire opslagsystemen die zijn aangesloten op het transmissienet van Elia, stelt de CREG de tariefmethodologie vast, inclusief een volledige vrijstelling van toegangstarieven voor een periode van tien jaar [1].


Question: Vanaf welk vermogen is telecontrole verplicht in vlaanderen

Montea vraagt een netstudie aan bij Fluvius System Operator voor de verzwaring van de aansluiting van een bedrijfssite in Gent. De site ondergaat een aanzienlijke elektrificatie en uitbreiding, waardoor het afnamevermogen van 400 kVA naar 1600 kVA moet worden verhoogd (waarvan 1000 kVA vast en 600 kVA flexibel). Daarnaast is er een nieuwe aansluitingscapaciteit voor injectie van 749 kVA (volledig flexibel) nodig. Deze verhoging is noodzakelijk vanwege de geplande ontwikkelingen zoals de installatie van laadpunten voor elektrische voertuigen, warmtepompen, koelcellen, een Battery Energy Storage System (BESS) en truckchargers. De huidige aansluiting van 400 kVA op het middenspanningsnet is ontoereikend voor deze toekomstige behoeften. De verwachte realisatietermijn voor de nieuwe aansluiting is eind 2026 [1].


Question: Wat is de typische kabel die gebruikt wordt om een standaard stopcontact te bekabelen?

De passages beschrijven verschillende configuraties van voedingskabels, waaronder kabels met 1 fase, neuter en aarding, en 3 fase, neuter en aarding. Er worden ook specificaties genoemd zoals 230V - 16A en 400V - 16A, met aanduidingen voor het aantal polen en aarding (bv. 2p+n_gen, 3p+n+a_gen). Verder worden er diverse soorten stopcontacten of kabeluitgangen gedefinieerd op basis van het aantal groepen, de aanwezigheid van een beschermingsgeleider, kinderbescherming en of ze voor inbouw of opbouw zijn [1]. Informatie over de gebruikte materialen zoals koper of aluminium voor deze vermogenbekabeling is niet aanwezig in de verstrekte passages.


Question: Wat is de typische kabel die gebruikt wordt om een standaard stopcontact te bekabelen?

Stopcontacten en aansluitdozen zijn eindpunten voor de aansluiting van apparatuur. Er zijn diverse typen stopcontacten beschikbaar, waaronder enkelvoudige, dubbele en driedubbele varianten, zowel voor opbouw als inbouw, met verschillende IP-graden voor bescherming tegen stof en water (bijv. IP44, IP55) [6, 8, 9, 15, 16]. Specifieke types zijn onder meer CEE-stopcontacten voor hogere vermogens (16A, 32A, 63A) [6, 8, 9], stopcontacten voor mobiele generatoren [5, 7], en stopcontacten met functiebehoud [9]. Aansluitdozen worden gebruikt voor apparaten met een hoger vermogen en voor de verdeling van voedingen in ateliers, met configuraties zoals 2x16A 3Fasen, 1x32A 3Fasen en 4x16A 1Fase [6, 17]. De materialen moeten voldoen aan de AREI-normen en specifieke normen zoals NBN C 61-112 en NBN C 20-529 [15, 16]. De keuze van type, merk en kleur gebeurt in overleg met de bouwheer en architect [15]. In vochtige ruimtes of buiten worden spatwaterdichte types met een minimale beschermingsgraad van IP55 gebruikt [15, 16]. Driefasige stopcontacten zijn conform NBN EN 60309-1 en NBN EN 60309-2 [15, 16]. De installatie van stopcontacten en aansluitdozen dient te gebeuren volgens de voorschriften van de fabrikant [15, 16]. In datarakken zijn stopcontactblokken van 19" per datarak voorzien [18].


Question: Wat is de typische kabel die gebruikt wordt om een standaard stopcontact te bekabelen?

Aansluitdozen dienen als verbindingspunten voor vaste apparaten met een aanzienlijk vermogen [2]. Er zijn verschillende typen aansluitpunten, waaronder 1-fase en 3-fase aansluitpunten, evenals equipotentiaalverbindingen [2]. Vloerpotten, vervaardigd uit roestvast staal, bieden een IP54-beschermingsgraad en kunnen stopcontacten, data- en HDMI-uitgangen bevatten [1]. Deze vloerpotten zijn geschikt voor plaatsing in chape en hebben een afneembaar deksel dat kan worden afgewerkt in de stijl van de vloer [1]. Er worden twee typen vloerpotten onderscheiden: Type 1 met vier stopcontacten en twee data-uitgangen, en Type 2 met twee stopcontacten, twee data-uitgangen en één HDMI-uitgang [1]. Stopcontacten moeten voldoen aan de normen van het A.R.E.I. en NBN C 61-112 [2, 3]. In vochtige ruimtes of bij buitenstopcontacten zijn spatwaterdichte stopcontacten met een klapdeksel en een minimale beschermingsgraad van IP-55 vereist [2, 3]. Industriële stopcontacten, conform NBN EN 60309-1 en NBN EN 60309-2, hebben een minimale beschermingsgraad van IP44 [2, 3]. De installatie van stopcontacten en aansluitpunten moet voldoen aan de voorschriften van de fabrikant en de geldende normen [2, 3].


Question: Wat is de typische kabel die gebruikt wordt om een standaard stopcontact te bekabelen?

Stopcontacten fungeren als eindpunten voor de aansluiting van apparatuur [1]. In elektrische verdeelkasten is het gebruikelijk dat er een permanent onder spanning staand stopcontact aanwezig is, naast verlichting [2]. Specifiek wordt de realisatie van één stopcontact, 1F - 32 A, conform synergie C2 112, in de HS cabine beschreven [3]. Aansluitdozen zijn bedoeld voor de levering, plaatsing en aansluiting van (vaste) toestellen met een aanzienlijk vermogen [3].


Question: Wat is de typische kabel die gebruikt wordt om een standaard stopcontact te bekabelen?

Er worden verschillende soorten stopcontacten voorzien, waaronder standaard enkelvoudige en dubbele stopcontacten, driefasige stopcontacten, en spatwaterdichte (IP55) en vloeistofdichte (IP54) uitvoeringen [1, 14, 15]. In kantoren worden datastopcontacten en drievoudige stopcontacten voorzien, met opties voor plaatsing in muren, DLP-goten of vloerpotten [4, 15]. In vochtige ruimtes zoals badkamers en keukens worden spatwaterdichte stopcontacten met klapdeksel (minimaal IP55) gebruikt [15]. Specifieke toepassingen omvatten dubbele stopcontacten voor de datakast [16, 17] en een driefasig stopcontact in de medische garage [4, 6, 8]. Stopcontacten worden ook voorzien in gangen (ongeveer elke 10m), keukens, sociale hoeken, slaapkamers (bij het bureau en bed), en op het terras [5, 11, 12, 15].


Question: Wat is de typische kabel die gebruikt wordt om een standaard stopcontact te bekabelen?

Stopcontacten worden vermeld in de plannen van elektrische installaties, samen met andere componenten zoals kabelgoten en verlichtingsarmaturen [1]. Specifiek wordt de realisatie van één stopcontact, 1F - 32 A, beschreven conform synergie C2 112 in een HS cabine [2]. Deze stopcontacten moeten het CEBEC keurmerk dragen en voldoen aan de voorschriften van het AREI en NBN C 61.112 [2]. In vochtige ruimtes of bij inbouwinstallaties moeten de stopcontacten spatwaterdicht zijn met een minimale beschermingsgraad van IP-55, volgens NBN C 20-529 [2]. De uitgangen dienen voorzien te zijn van wartels en rubberingen, en de dekselschroeven moeten van roestbestendig materiaal zijn [2].


Question: Wat is de typische kabel die gebruikt wordt om een standaard stopcontact te bekabelen?

De installatie van elektrische leidingen omvat specifieke eisen voor kabels en kabelgoten. Kabels moeten worden getrokken en verbonden in overeenstemming met het Algemeen Reglement op de Elektrische Installaties (A.R.E.I.) en diverse NBN-normen, waarbij rekening wordt gehouden met de doorsnede van de geleiders afhankelijk van de toepassing, zoals minimaal 2,5 mm² voor verlichting en contactdozen, en 4 mm² voor apparaten zoals fornuizen en wasmachines [1]. Kabelgoten, vervaardigd uit verzinkte staalplaat, hebben een U-vormige doorsnede van 60 mm hoog en zijn verkrijgbaar in diverse breedtes. De breedte van de goot wordt bepaald door de aannemer met een maximale vullingsgraad van 50% en scheiding van sterk- en zwakstroom [2]. Stopcontacten, zoals de 1F – 32 A variant in de HS cabine, moeten het CEBEC-keurmerk dragen en voldoen aan de A.R.E.I. en NBN C 61-112 normen. In vochtige ruimtes zijn spatwaterdichte types met een minimale beschermingsgraad IP-55 vereist [3].


Question: welke batterij projecten hebben wij?

De haalbaarheidsstudie van stationaire batterijsystemen bij Wereldhave-locaties benadrukt het belang van 'value stacking', waarbij de batterij actief wordt ingezet in meerdere energiemarkten om de opbrengsten te maximaliseren, aangezien individuele marktopbrengsten steeds meer worden uitgehold [1]. Zelfverbruik vormt de basis voor een levensvatbare businesscase achter de meter en is primair voor de dimensionering van de batterijen [1]. De meest gunstige locatie is Luik, met een verwachte interne rentabiliteit (IRR) van 10,8% dankzij hoog verbruik en PV-injectie [1]. Kortrijk en Nijvel hebben momenteel onvoldoende verbruik en PV-overschot voor een optimale businesscase, maar de IRR kan verbeteren met extra PV en (snelle) laders die het verbruik verhogen en piekbelasting verminderen [1]. Tournai heeft vergelijkbare uitdagingen als Kortrijk, met lagere PV-injectie [1]. Operationeel zijn nauwkeurige kostenbewaking en actief beheer van de batterijen essentieel [1]. Een dynamisch contract is noodzakelijk voor een winstgevend batterijsysteem [1]. Geplande uitbreidingen van laadinfrastructuur, zoals AC- en DC-laadpalen, kunnen het energieverbruik verhogen en de businesscase voor batterijsystemen verbeteren [6, 7, 8]. Voor de AC-laadinfrastructuur wordt aangenomen dat elk terrein zestien 11 kW laadpunten zou toevoegen [6, 7, 8]. De piekbelasting van laadstations wordt geschat op 50% van het geïnstalleerde laadvermogen, met een verbruiksprofiel dat 10% van de geïnstalleerde capaciteit vertegenwoordigt tussen 9:00 en 19:00 [6, 7]. De nettarieven verschillen per distributienetbeheerder (DSO), waarbij RESA hogere tarieven heeft dan ORES en Fluvius West [9, 12]. De tijdelijke korting op capaciteitsgebonden tarieven in Wallonië zal geleidelijk afnemen tot 2030 [9]. Voor Luik wordt een batterij van 500 kW / 1000 kWh aanbevolen, gebaseerd op lokale optimalisatie en day-ahead trading [10, 54]. Voor Nijvel wordt een batterij van 250 kW / 500 kWh voorgesteld, voor Doornik 400 kW / 800 kWh en voor Kortrijk 400 kW / 800 kWh [10]. De analyse van de impact van extra PV en EV-laadpalen toont aan dat dit de opbrengsten en zelfconsumptie kan verhogen, wat een veelbelovendere businesscase oplevert, ondanks mogelijke beperkingen in beschikbare transformatorcapaciteit [57].


Question: welke batterij projecten hebben wij?

De opdrachtnemer van het batterijproject moet proactief afstemmen met aannemers van nevenaannemingen en andere projecten op dezelfde locatie, met name de aanleg van een walstroominstallatie en de integratie van een overkoepelend energiemanagementsysteem [1, 2]. Deze coördinatie is cruciaal vanwege de nauwe verwevenheid van de projecten en omvat de afstemming van planning, technische interfaces, werkactiviteiten en veiligheid [2]. Er moet bijzondere aandacht worden besteed aan het vermijden van wederzijdse hinder tijdens de uitvoering, zoals bij verzonken toegangen of aansluitmomenten [2]. Risico's of vertragingen die voortvloeien uit deze projecten en impact kunnen hebben op het batterijproject, moeten tijdig worden gesignaleerd en besproken met de opdrachtgever [2].


Question: welke batterij projecten hebben wij?

Het project omvat de installatie van een batterijopslagsysteem op de Heylen-site in Olen, voornamelijk bedoeld om het elektriciteitsnet te ondersteunen via flexibiliteitsmarkten, de lokale zelfconsumptie van de PV-installatie te optimaliseren en verbruikspieken af te vlakken [5]. Het betreft een 1 MW batterijopslagsysteem met een modulaire energieopslagcapaciteit van 2 MWh [6, 8, 11]. De batterij zal 'achter de meter' worden aangesloten op de bestaande installatie, achter de bestaande 2 MVA transformator [5, 6, 11]. De voorkeur gaat uit naar buiten geplaatste batterijkasten of gecontaineriseerde eenheden, met Tier 1 Lithium ijzerfosfaat (LiFePO4 of LFP) cellen [10, 11]. De installatie komt op ongeveer 10 meter van de parkeerplaats en 35 meter van de transformatorruimte [6]. Het systeem zal worden aangestuurd door een Energy Management Systeem (EMS) dat zorgt voor voorspelling, real-time sturing en financiële optimalisatie, en de totale aansluitingscapaciteit niet overschrijdt [4, 5]. De omvormers, bij voorkeur twee voor onafhankelijke werking, moeten voldoen aan Synergrid C10/26 (C10/11) en ondersteunen frequentierespons, P-Q-modus en reactief vermogensturing [8, 10]. De inbedrijfstelling van de batterij staat gepland voor 2026 [5]. Het BESS moet voldoen aan Belgische en Europese regelgeving, waaronder AREI, Synergrid en NBN brandveiligheidsnormen, en alle belangrijke componenten moeten CE-gemarkeerd zijn [16, 17]. Veiligheidsvoorzieningen omvatten een aerosol brandblussysteem zonder PFAS, diverse sensoren (rook, vlam, temperatuur, CO, H2), een externe noodstop en gecoördineerde ventilatie [10]. Het Battery Management Systeem (BMS) moet de batterijstatus bewaken, thermische runaway voorkomen en de systeemstabiliteit waarborgen [10].


Question: welke batterij projecten hebben wij?

Binnen het project worden diverse elektrische werkzaamheden uitgevoerd, waaronder de integratie van het batterijsysteem (BESS) en het Energy Management System (EMS). Dit omvat de aanleg van stroomkabels (power cabling) tussen batterijen, DC-kasten en omvormers, evenals LV-hulppakkabels tussen kasten, omvormers, transformatoren en batterijracks. Ook datakabels voor communicatie tussen externe regelkasten en subsystemen worden geïnstalleerd [1].


Question: Can you give me an indiciation of the revenues for a 1 MW BESS in Belgium in 2025?

Milieubijdrage Batterijen België (vanaf 2025): Vanaf 1 mei 2025 geldt in België een milieubijdrage voor batterijen tot 16 MWh. Voor lithium-ESS (≤200kg) is de bijdrage sinds januari 2025 gestegen van €2,39/kg naar €2,89/kg (excl. btw) en wordt doorgerekend aan eindklanten.