Bron: Rik Spitters op LinkedIn dd. geraadpleegd op 13 maart 2025.
De laatste tijd is er steeds meer aandacht voor de problematiek in de laagspanningsnetten. Ontwikkelingen als thuisbatterijen, PV, elektrisch rijden en warmtepompen zullen in toenemende mate een impact hebben het laagspanningsnetwerk. Maar wat is de impact op deze netten nou werkelijk? Van oudsher worden limieten bewaakt met simpele vuistregels over toegestane piekbelasting. Maar in de kracht van deze vuistregels zit ook ook het gevaar. Want de werkelijkheid teveel versimpelen kan soms leiden tot onderschattingen en overschattingen van de problematiek en kan in sommige gevallen zelfs leiden tot verkeerde beleidskeuzes.
In dit artikel ga ik wat dieper in op de laagspanningsnetten en de complexiteit achter de vuistregels. Staat passief balanceren met een thuisbatterij gelijk aan het opblazen van je wijktrafo voor eigen win? En moeten we warmtepompen slim gaan sturen? Om deze vragen beter te kunnen beantwoorden duiken we eerst wat dieper in de wereld van de assets.
Eerst wat achtergrond
Voor kabels, transformatoren en andere componenten in het elektriciteitsnetwerk geldt dat ze opwarmen als gevolg van energieverliezen.
Voor energieverliezen geldt:
E verlies=P verlies×t
waarbij:
- E verlies = totale energieverliezen (Joule of kWh)
- P verlies = vermogensverlies (W of kW)
- t = tijdsduur (seconden of uren)
En P verlies
P verlies=I^2 * R
waarbij:
- I = stroom (A)
- R = weerstand (Ω)
De energieverliezen nemen dus toe naar mate er een hogere stroom getransporteerd wordt (kwadratisch zelfs) en netbeheerders sturen op een maximale stroom om de opwarming van assets te bewaken. Sommige assets warmen echter heel traag op (en koelen ook weer traag af), andere assets zullen veel sneller afkoelen of opwarmen. Dit is afhankelijk hoeveel massa en thermische buffer die deze componenten hebben. Transformatoren hebben veel thermische massa, hoogspanningslijnen relatief weinig. Voor assets is met name de temperatuur die bereikt wordt van belang. En hoe vaak bereikt een asset een bepaalde temperatuur? Een transformator kan best eens een keer flink warm worden, maar als dat te vaak gebeurt gaat het meetellen en kan er veroudering / slijtage optreden wat uiteindelijk kan leiden tot falen. Voor opwarming van ’trage’ assets is het dus van belang te kijken naar de piekbelasting, maar ook naar de duur van de belasting. Een kortstondige piek doet weinig met de temperatuur, terwijl een lagere maar veel langdurigere belasting de temperatuur veel meer kan doen oplopen. In de laagspanningsnetten zitten vooral veel trage componenten: kabels onder de grond, de wijktransformator en de (thermische) zekeringen.
Van oudsher en vanwege eenvoud sturen netbeheerders op het beperken van piekvermogens binnen een veelal statische assetlimiet. Een transformator kan volgens het typeplaatje bijvoorbeeld 300 kVA aan en dus moet de kwartierbelasting onder de 300 kVA blijven. Een simpele vuistregel. De werkelijkheid is echter een stuk complexer. Het maakt namelijk uit of een transformator in Zuid Spanje of in Nederland staat om te bepalen hoe warm deze wordt bij een bepaalde belasting. Er is dus meer marge te vinden in een kouder klimaat. Daarnaast maakt het ook uit of een distributietransformator continu of variabel belast wordt. Als een transformator een periode lang een lager vermogen getransporteerd heeft (gedurende de nacht bijvoorbeeld) kan de transformator ook tijdelijk best een hoger vermogen aan. Dit wordt ook wel cyclisch belasten genoemd en maakt gebruik van de thermische buffercapaciteit in een transformator. Een koudere transformator zal niet bij de eerste de beste piek ineens opwarmen boven de kritische temperatuur limiet.
In onderstaande tabel zijn richtlijnen weergeven voor het overbelasten van verschillende soorten transformatoren. Op basis van een normale cyclische belasting kan een wijktransformator tot wel 150% belast worden, enkele weken kan dit zelfs tot 180% en enkele uren zelfs tot 200%! Frequentie van overbelasten doet er dus toe! Voor kabels gelden weer andere richtlijnen en telt de grondsoort waarin de kabel ligt zwaar mee. Daarnaast kunnen er nog tal van andere componenten zijn waarvoor weer andere karakteristieken gelden. Met name in hoogspanningsnetten kunnen andere type componenten de potentie van het cyclisch belasten van transformatoren weer inperken.
We hebben nu het volgende geleerd:
- Piekstroom is belangrijk, verliezen nemen kwadratisch toe met de hoogte van de stroom
- Voor componenten met weinig thermische massa reageert de temperatuur veel sneller op fluctuaties in P verlies
- Voor componenten met veel thermische massa zal de temperatuur veel langzamer reageren op fluctuaties in P verlies
- Voor componenten met veel thermische massa telt ook sterk mee hoe groot het oppervlakte onder de belastingcurve is geweest, en dus hoeveel E verlies er totaal geweest is over een langere periode.
- Kabels, transformatoren en smeltpatronen gaan niet direct kapot bij het bereiken van een hoge temperatuur, het is een proces van slijtage waarbij meetelt hoe vaak een kritische temperatuur bereikt wordt. Er moet dus onderscheid gemaakt worden tussen structurele overschrijdingen en incidentele overschrijdingen.
Thuisbatterijen
Laten we met deze kennis op zak eens naar de impact van thuisbatterijen kijken. Batterijen zullen moeten opladen en ontladen en verbruiken zelf geen energie, behalve dan de energieverliezen in de batterij (zo’n 15%). Elke additionele belasting die een batterij veroorzaakt op het elektriciteitsnet zal daarvoor of daarna ook weer gecompenseerd worden met een moment waarop een batterij de belasting op het lokale net juist weer verlaagd. We hebben net geleerd dat voor opwarming van thermisch tragere assets niet alleen de piek telt, maar ook de oppervlakte onder het belastingprofiel. Wanneer je een batterij toevoegt aan een regulier verbruiksprofiel op een wijktransformator wordt de oppervlakte onder het profiel niet vergroot (als je energieverliezen in de batterij negeert), het belastingprofiel verandert enkel van vorm. Dit is een heel belangrijk verschil met andere verbruikers, zoals warmtepompen en laadpalen waarbij de oppervlakte onder de grafiek wel wordt vergroot.
Het is lastig om eenduidig te stellen wat een batterij precies doet met de temperatuur ontwikkeling van de transformator, onder andere omdat energieverliezen kwadratisch oplopen met een hogere stroom (zoals we net geleerd hebben). Hogere pieken voor het opladen van de batterij zorgen dus voor iets meer opwarming dan dat het weer ontladen van de batterij aan opwarming voorkomt (ten op zichten van hetzelfde belasting profiel zonder batterijen). Maar het moge wel duidelijk zijn dat een batterij niet zomaar vergeleken kan worden met een normale verbruiker en waarbij de oppervlakte onder de belastingcurve en dus E verlies wordt vergroot.
(Passieve) onbalanssturing
Er is veel te doen geweest over thuisbatterijen die ingezet worden op passieve onbalanssturing. De snelheid waarmee batterijen (en andere assets) kunnen reageren levert op landelijk en Europees niveau problemen op met het balanceren van het net. Een steeds grotere pool aan passief balancerend vermogen reageert op de inzet van aFRR (delta signaal), waardoor de balanssituatie in korte tijd volledig kan omslaan en waardoor wederom aFRR moet worden ingezet om de balans weer terug te duwen naar de andere kant. Bovendien zorgen deze vermogensfluctuaties er ook voor dat FCR reserves bezet worden gehouden, terwijl FCR juist paraat moet staan om daadwerkelijke verstoringen op te vangen, zoals de uitval van centrales of interconnectoren. Dit is een reëel probleem en heeft ertoe geleid dat Tennet recent het delta signaal heeft vertraagd in de hoop dat het passief balanceren gedempt wordt.
Maar welke effecten heeft dit balanceren dan op de laagspanningsnetten? Laten we eens een recente forse balansschommeling nemen van maandagochtend 3 maart: binnen een half uur ontstond er een landelijk overschot van zo’n 700 MW, waarna binnen een kwartier een tekort van 700 MW ontstond. Een totale delta van 1400 MW, wat gelijk staat aan het vermogen van enkele centrales. Liander heeft ongeveer 40.000 middenspanningsruimtes met wijktransformatoren. Laten we voor het gemak aannemen dat er dan ongeveer 120.000 totaal in heel Nederland staan. Stel nu dat zo’n wijktrafo een belasting van zo’n 200 kW heeft in de avondpiek en dat deze volledige vermogensschommeling veroorzaakt is door flexibele assets (zoals batterijen) bij kleinverbruikers. In dat geval zal, bij een gelijkmatige spreiding van die flexibiliteit, het vermogen van die wijktrafo in dat kwartier gefluctueerd hebben van 200 KW naar 206 kW, vervolgens naar 194 kW en weer terug naar 200 kW. Niet echt indrukwekkend dus. Gedeeld over ongeveer 8,3 miljoen huishoudens kom je uit op een schommeling van ongeveer 166 watt per huishouden. Neem je kleine bedrijven mee dan zakt het nog verder en kom je uit op een vermogen wat ongeveer gelijk staat aan het standby gebruik van een gemiddeld huishouden. Wederom weinig indrukwekkend.
Nu kan je natuurlijk nog een worst case scenario bedenken waarbij flexibele assets zoals thuisbatterijen heel geconcentreerd in bepaalde wijken opgesteld staan. Maar ook als deze transformator piekt van 200 kW naar 300 kW, vervolgens zakt naar 100 KW en weer terug naar 200 kW gaat was er weinig aan de hand geweest, aangezien de oppervlakte onder de belastingcurve niet groter is geworden. Stel dat deze transformator volgens het typeplaatje maximaal op 250 kVA bedreven kan worden dan was er vanwege de cyclische belastbaarheid alsnog geen enkel probleem geweest. Passief balanceren lijkt op basis van de vuistregel dus problematisch, maar in werkelijkheid is er zeer waarschijnlijk weinig aan de hand.
Voorbij onbalans
Met vermogensschommelingen van 1400 MW is het waarschijnlijk dat het marktpotentieel voor passief balanceren inmiddels grotendeels verzadigd is. Een teken aan de wand is natuurlijk ook het steeds vaker optreden van regeltoestand 2, wat er op kan duiden dat er steeds vaker een overreactie ontstaat. Een duidelijke indicatie dat er teveel assets bezig zijn met passief balanceren. Een logische volgende stap is dat thuisbatterijen ingezet zullen gaan worden om op te laden op goedkope momenten en daarmee inkoop tijdens dure momenten zullen gaan voorkomen. Ontladen tijdens dure uren is ook een optie, maar zal vanwege de dubbele energiebelasting minder aantrekkelijk zijn.
Ook hier geldt weer dat momenten van veel afname (opladen van de batterij) weer gevolgd of vooraf gegaan zullen worden door momenten waarop er juist minder afname is. Er kan dan immers energie onttrokken worden uit de batterij. De profielen op de wijktrafo’s zullen over het algemeen meer uitgevlakt gaan worden door batterijen, omdat de day-ahead prijzen in de winter bijna altijd correleren met de trafobelasting. Dit is vaak het moment dat er dan driftig op gewezen wordt dat de lokale belasting niet overeen hoeft te komen met de landelijke prijs. En dat klopt natuurlijk. Maar in algemeenheid kan gesteld worden dat batterijen veel vaker piekbelasting zullen reduceren dan dat batterijen nieuwe pieken zullen veroorzaken. Netto gaat de belasting er dus eerder op vooruit dan op achteruit. En mocht er toch een keer sprake zijn van uitzonderlijke marktomstandigheden met lokaal de verkeerde prikkel dan weten we inmiddels ook dat het optreden van die omstandigheid niet direct game over betekent voor een transformator. Wat namelijk zwaar meetelt is of die piekbelasting zich slechts enkele keren voordoet of meer structureel van aard is, een heel belangrijk onderscheid wat ook vaak over het hoofd wordt gezien.
Het vaak aangehaalde worst case scenario voor thuisbatterijen, waarbij veel (goedkope) windproductie op de Noordzee zou leiden tot problemen in de laagspanningsnetten (vanwege opladende thuisbatterijen) is bovendien ook niet heel realistisch. Indien er zoveel productie vanuit één bron (de Noordzee) tot overbelasting van de laagspanningsnetten leidt kan je er op rekenen dat het bovenliggende transmissienet al veel eerder in de problemen komt. Immers het transmissienet is helemaal niet gedimensioneerd op zoveel transport vanuit één bron, maar is traditioneel gebouwd rondom regionale fossiele productie. TenneT zal deze transportknelpunten op hogere netvlakken d-1 constateren (na sluiting day-ahead markt) en middels redispatch ervoor zorgen dat de windparken op de Noordzee gaan afregelen. Om de balans te bewaken zal er ook ergens anders productie bij moeten komen (opregelen) of zal er vraag vermindert moeten worden (afregelen). Hoewel traditioneel gezien bij redispatch het vaak de gascentrales zijn die dan gaan opregelen, mag verwacht worden dat in dit scenario de thuisbatterijen (tegen een kleine vergoeding) niet zullen gaan opladen. Tenslotte kan je je in dit worst case scenario ook nog afvragen wie er eigenlijk zo gek geweest is om een windpark te financieren in een markt waarbij zelfs tijdens momenten van zeer hoge vraag zoveel windaanbod is dat de prijzen richting nul of daaronder duiken. Nu al zien we dat het animo voor nieuwe windparken afneemt, exact om deze reden: het risico is te groot dat er te vaak een aanbod overschot ontstaat en toekomstige windparken te weinig vergoed krijgen voor hun stroom.
Warmtepompen
Een andere belangrijke ontwikkeling in de laagspanningsnetten zijn de warmtepompen. Warmtepompen hebben een serieus hoog elektriciteitsverbruik en hebben de vervelende eigenschap dat ze een enorm hoge gelijktijdigheid hebben, immers als het in de winter koud is geldt dat meestal voor heel Nederland en omliggende landen. De afgelopen jaren hebben we eigenlijk geen serieuze winters meer gehad, maar het is de vraag wat er gebeurt wanneer we weer een keer -10 voor onze kiezen krijgen.
Om de impact goed te begrijpen moeten we eerst beter snappen hoe het elektrisch verbruik van een warmtepomp beïnvloedt wordt. Een warmtepomp haalt energie (warmte) uit een bron (buitenlucht of bodem bijvoorbeeld) en geeft dit af aan het CV systeem of direct aan de lucht (Lucht/lucht warmtepomp of airco). Een warmtepomp doet dit heel efficiënt en kan met 1 eenheid aan elektriciteit tot wel 4 of 5 eenheden warmte transporteren. De efficiëntie waarmee dit gebeurt wordt uitgedrukt in Coëfficiënt of Performance (CoP). Een (s)CoP van 4 tot 5 is goed voor een warmtepomp, een CoP van 2,5 – 4 is wat minder. Wat bepaalt nou eigenlijk hoe goed de CoP is? Deze wordt in hoge mate bepaald door de delta T (temperatuurverschil) tussen de bron (buitenlucht of bodem) en afgifte (bijvoorbeeld je CV water, ook wel naar verwezen als aanvoertemperatuur). Wanneer de buitentemperatuur daalt moet een warmtepomp dus een hogere delta T overbruggen. Daarnaast zal bij een lagere buitentemperatuur het warmteverlies van de woning toenemen en moet de warmtepomp de aanvoertemperatuur van het CV systeem verhogen om dit energieverlies te compenseren. Een dalende buitentemperatuur zet de delta T dus aan twee kanten onder druk en zal de Coëfficiënt of Performance dus negatief beïnvloeden. Het elektrisch verbruik van een warmtepomp is bij -10 dus fors hoger voor een gelijke hoeveelheid warmteproductie. Het elektrisch verbruik stijgt bij een lagere buitentemperatuur dus niet lineair, maar superlineair. Dit principe is alles bepalend voor de prestaties en het elektriciteitsverbruik van warmtepompen, maar is maar zeer beperkt bekend bij het grotere publiek of beleidsmakers!
Tot overmaat van ramp zijn warmtepompen vaak ook nog uitgerust met een extra elektrisch element die als back up dient om de warmtepomp te ondersteunen wanneer deze er niet meer in slaagt voldoende warmte te produceren. Hierdoor kan het verbruik van de warmtepomp nog eens een forse sprong maken als de buitentemperatuur verder daalt. Bij welke temperatuur dat is zal verschillen per warmtepomp en per installatie en is van veel veel factoren afhankelijk. Maar het zal spannend worden wanneer er zich weer een serieuze winterdag voordoet.
Slim sturen de oplossing?
In veel rapporten wordt als oplossing aangedragen dat we warmtepompen slim moeten gaan sturen en dat we ervoor moeten zorgen dat ze de woning buiten de avondpiek gaan verwarmen. Stel dat we dit doen en de warmtepomp krijgt in plaats van 24 draaiuren nog maar 16 of 20 draaiuren, dan zal de warmtepomp in minder uren dezelfde hoeveelheid warmte moeten gaan afgeven aan de woning. Een warmtepomp draait het zuinigst als deze 24 uur lang precies het warmteverlies van de woning kan compenseren en dus 24 uur lang een zo laag mogelijke aanvoertemperatuur kiest (want we weten dat een kleinere delta T tov de buitentemperatuur = een hogere CoP). Als we een warmtepomp nu in 16 of 20 uur dezelfde hoeveelheid warmte willen laten afleveren in de woning kan dat alleen door de aanvoer temperatuur te verhogen, zodat de warmteafgifte verhoogd wordt en er extra warmte gebufferd wordt in de woning (dit kan in een speciale buffer of in de thermische massa van de woning, voor beide situaties geldt dat de aanvoertemperatuur omhoog moet). Maar deze hogere aanvoertemperatuur leidt tot een verslechtering van de CoP en zorgt dus voor een hoger totaal elektriciteitsverbruik! Afhankelijk van de situatie kan dat bezien over een dag wel oplopen tot 30%-50% extra verbruik.
Het slim sturen van de warmtepomp zal leiden tot een grotere oppervlakte onder de curve. Wanneer we nu weer even terugdenken aan wat we geleerd hebben over de opwarming van thermische trage assets betekent dit dus dat er in de dal uren meer warmte gebuffered gaat worden in bijvoorbeeld de wijktransformator. De winst die we behalen door verbruik uit de piek te halen wordt dus (in ieder geval deels) weer teniet gedaan door het extra verbruik in de dal uren. Bovendien loop je nog een extra risico: waar de warmtepomp het mogelijk in 24 uur tijd gered had om de woning op eigen kracht te verwarmen, kan het zijn dat de warmtepomp, met maar 16 of 20 draai uren om de warmte te leveren, moet terugvallen op het back up element. Hierdoor kan het totale elektriciteitsverbruik nog veel harder stijgen. Het ‘slim’ sturen van warmtepompen buiten de piek kan op koude dagen dus als een boemerang terugkomen en de problematiek zelfs verergeren.
Is het slim sturen van warmtepompen dan nooit zinvol? Jawel, juist op gemiddelde dagen (het grootste deel van de Nederlandse winters) waarbij de CoP stijgt (kleine delta T) en de warmtepomp op het minimale vermogen teveel warmte produceert om 24 draaiuren te maken kan slim gestuurd worden op het juist timen van benodigde draaiuren. Hierbij kan een afweging gemaakt worden om te draaien bij een hoge buitentemperatuur (overdag) en / of bij lage day-ahead prijzen. Ook het verwarmen van tap water kan natuurlijk slim getimed worden en kan het best buiten de piek plaatsvinden.
Op hele koude dagen kan de warmtepomp dus het beste zo rustig en constant mogelijk blijven draaien. Eventueel gecombineerd met een batterij, zodat de warmtepomp tijdens de piekmomenten op het net gevoed wordt uit de batterij. Maar veel belangrijker is nog dat er veel meer aandacht komt voor het afgifte systeem. Hoe meer afgifte (radiatoren, vloerverwarming, etc), hoe lager de delta T (tussen buiten en aanvoer) kan worden en hoe zuiniger de warmtepomp zal draaien. Oude CV ketel wijsheden, zoals dat de radiatoren op de bovenverdieping wel gewoon dicht kunnen blijven of dat je met nachtverlaging energie bespaart, gaan bij een warmtepomp vaak niet meer op. Deze achterhaalde wijsheden leiden wederom tot hogere delta T’s, lagere CoP’s en daarmee meer belasting op de netten en hogere kosten voor de consument. Veel meer aandacht voor het afgiftesysteem en het juist instellen van warmtepompen is wat echt een positief verschil kan maken in de belasting van de laagspanninsnetten.
Laden van elektrische auto’s
Het laden van elektrische auto’s is typisch een belasting die zich wel prettig laat sturen en waar maximaal ingezet moet worden op flexibiliteit. Hoewel ook hier geldt dat het laden op lagere snelheden kan leiden tot hogere laadverliezen en dus kan leiden tot een hoger totaal verbruik, kan dit effect grotendeels vermeden worden door tijdens de daluren wel op volle snelheid te laden. Dit is iets wat algoritmes voor slim laden zullen moeten meewegen in hun laadstrategie. Slim laden moet zo snel mogelijk de standaard worden voor alle laadsessies, daarmee zal het overgrote deel van de geladen kWh’s in de daluren gaan plaatsvinden en wordt de impact op de netten over het algemeen geminimaliseerd. Hierbij moet wel de kanttekening geplaatst worden dat bij laden in de daluren het profiel minder cyclisch wordt (de trafo heeft minder kans op af te koelen) en dus kan ook laden in het dal alsnog een behoorlijke impact hebben op de netten. Maar slimme sturing is in dit geval wel altijd beter dan geen sturing.
Zon PV
Dankzij salderen is Nederland wereldkampioen zonnepanelen geworden. Een mooi succes, maar in de zomermaanden kan dit tot problemen leiden. Waar het aantal storingen als gevolg van teveel afname nog erg meevalt, zien netbeheerders in de zomer al flink wat problemen met omvormers die afschakelen vanwege een te hoge spanning of komt het zelfs al voor dat de zekeringen van de wijktrafo doorbranden als gevolg van hoge terugleverpieken. Dit laatste is soms zelfs het gevolg door goedbedoelde maatregelen van de netbeheerder om de spanning te verlagen (aanpassen trapstand transformator), waardoor omvormers minder snel afschakelen. Ook hier loop je dus het risico van de regen in de drup te geraken en zal de netbeheerder een afweging moeten maken tussen afschakelende omvormers of een energieonderbreking die de hele straat raakt.
De echte oplossing moet hier natuurlijk gevonden worden in het afschaffen van salderen (per 1 januari 2027) en het blootstellen van consumenten aan de juiste prikkels. Nu al worden er vele mega- of gigawatts aan zonne-energie gecurtailed tijdens momenten van piekproductie. Dit komt omdat het aanbod de vraag ruimschoots overstijgt. Dit zal alleen nog maar toenemen als ook onze buurlanden steeds meer zon PV installeren en onze mogelijkheden tot exporteren ook gaan afnemen. In de huidige situatie is het probleem dat het curtailen van zon PV vooral gebeurt bij grote zonneparken die wel bloot staan aan marktprikkels. Kleinverbruikers blijven invoeden, ongeacht de marktprikkels, en veroorzaken daarmee lokaal problemen. Door ook invoeding bij consumenten te beperken tijdens momenten van overschot kan de problematiek op de laagspannningsnetten worden verminderd en kunnen consumenten bovendien een hogere vergoedingen gaan krijgen voor de momenten waarop het wel loont om in te voeden. Een duidelijke win-win, waarbij het vooral zaak is om zo snel mogelijk met technische en contractuele oplossingen te komen voor het slimmer aansturen van bestaande (en nieuwe) omvormers.
KV tarieven
Een belangrijke ontwikkeling die ook niet onbenoemd mag worden zijn de plannen rondom het nieuwe KV tarievenstelsel. In dit stelsel is voorzien dat een Time of Use component wordt toegevoegd aan elke afgenomen kWh en ontstaan twee belangrijke prikkels: minder kWh afnemen op dag basis (bv door inzetten op efficiëntere apparaten of beter isoleren) en energieverbruik verplaatsen naar momenten waarop er minder belasting is op het net. Nu we weten dat het voor een wijktrafo niet alleen meetelt of het verbruik tijdens de belastingpiek plaatsvindt, maar dat ook de totale oppervlakte onder de belastingcurve moet worden meegewogen, wordt ook duidelijker waarom een kWh gebonden Time of Use tarief de voorkeur heeft boven een kW gebonden (Time of Use) tarief. Immers, bij een kW tarief is er alleen een prikkel om buiten de piek te blijven, maar bestaat er geen prikkel om buiten die piek minder elektriciteit te verbruiken. Terwijl dit laatste ook bijdraagt aan het verminderen van de impact op de wijktransformator.
Verzwaren
Aan verzwaren gaan we niet ontkomen. Hoe slim en flexibel je ook met de netten om wil gaan, verzwaring is eigenlijk onvermijdelijk. Zeker bij netten die bijvoorbeeld 20 of 30 jaar geleden zijn aangelegd is nog geen rekening gehouden met de sterke groei in belasting en de veel hogere gelijktijdigheid per aansluiting. Maar verzwaren is niet altijd alleen een noodzakelijk kwaad, het is vaak ook juist heel slim! Dat zit zo: we hebben geleerd dat energieverliezen bestaan uit P = I^2 * R. Door dikkere kabels te leggen wordt de weerstand (R) verlaagd en zullen de energieverliezen afnemen. Over de levensduur van onze netten (al snel zo’n 40 jaar), tellen deze energieverliezen behoorlijk op. Een zwaarder uitgelegd net verdient zichzelf uiteindelijk terug door de reductie van netverliezen!
Conclusie
Het samenspel tussen de laagspanningsnetten en nieuwe decentrale verbruikers en opwekkers is complex en kan niet zonder meer gevat worden in de vuistregels die netbeheerders van oudsher gebruikten om de netten te bewaken. Het hanteren van deze vuistregels, zonder achterliggende kennis van wat er werkelijk gebeurt, kan zelfs leiden tot het overschatten of onderschatten van de impact op de netten en kan, zoals bij warmtepompen, zelfs leiden tot het inzetten op verkeerde beleidsmaatregelen. De puzzel is complex en multidimensionaal en vraagt kennis van verschillende vakgebieden. Met dit artikel heb ik in ieder geval geprobeerd om weer een stukje van de puzzel te leggen.
Dit artikel is bedoeld om kennis te delen, in openheid en transparantie. Het is een eigen reflectie op de ontwikkelingen van de energietransitie en reflecteert niet noodzakelijkerwijs het standpunt van mijn werkgever of netbeheerders in algemeenheid. Heb je er wat aan gehad? Of wil je hierover verder in gesprek? Laat even een bericht of PM achter!