Vijf gigawattuur warmte uit overschot stroom: hoe thermische batterijen de industriele stack loskoppelen van aardgas
Op 19 mei 2026 schakelde POET, de grootste bioethanol-producent van de Verenigde Staten, in Big Stone City (South Dakota) een thermische batterij van 5 gigawattuur in. Het is geen pilot. Het systeem bestaat uit ruim 200 individuele warmtebatterijen, gebouwd door het Californische bedrijf Antora, en levert de proceswarmte voor een fabriek die normaal aardgas verstookt. Bouwtijd: minder dan twaalf maanden van schop tot eerste leverantie (Antora, mei 2026).
Het mechanisme is bewust onspectaculair. Wanneer wind- of zonnestroom lokaal goedkoop is, gebruikt het systeem die elektriciteit om blokken solid carbon weerstandverhit op te warmen tot temperaturen boven 1.500 graden Celsius. De warmte wordt opgeslagen in geisoleerde modules en daarna uitgeleverd als procesheat aan de fabriek. POET betaalt per geleverde megawattuur warmte onder een langjarig offtake-contract, niet voor de installatie zelf (Canary Media, 27 mei 2026).
Hoe we hier kwamen
Industriele proceswarmte is de grote blinde vlek van de energietransitie. Volgens sectoranalyses is proceswarmte verantwoordelijk voor ongeveer 74 procent van het wereldwijde industriele energieverbruik, in totaal ruim 11.000 terawattuur per jaar, en daarvan komt nog steeds zo'n 60 procent uit fossiele brandstoffen (Funcas, 2026). In Nederland is het beeld bekender dan we ons realiseren: chemie in Rotterdam-Botlek, kunstmest in Sluiskil, glas in Tiel, melkpoeder in Friesland. De MIDDEN-projecten van PBL en TNO lopen sinds 2019 door deze sectoren heen en eindigen telkens bij dezelfde vraag: waar komt de warmte vandaan als het aardgas weg moet?
Tot voor kort waren er drie opties. Blauwe of groene waterstof (duur en schaars), industriele warmtepompen (alleen tot ongeveer 200 graden) of directe elektrische ketels (verergeren de netcongestie). Thermische batterijen, het soort technologie dat Antora en concurrent Rondo Energy commercialiseren, vormen een vierde route. Ze koppelen het probleem los: stroom wordt warmte op het moment dat stroom goedkoop is, warmte wordt geleverd op het moment dat de fabriek hem vraagt.
De economie erachter
De interessante getallen zitten niet in de techniek, maar in de marktstructuur. Aardgas-stoomketels leveren proceswarmte tegen ongeveer 25 tot 40 dollar per megawattuur, met een CO2-intensiteit van rond 200 kilogram per megawattuur (IEA Renewables 2025). McKinsey rapporteerde in maart 2026 dat thermische opslag in casussen als Spanje een interne opbrengstvoet boven 20 procent haalt zodra de gemiddelde stroomprijs in de daluren onder ongeveer 25 dollar per megawattuur zakt (McKinsey, 2026). Dat is geen toekomstige drempel. In delen van de Amerikaanse Midwest, in Spanje, in Chili en steeds vaker in Nederland zakt de spotprijs op zonnige middagen ruim onder dat niveau.
De business case is daarmee asymmetrisch: hoe meer goedkope zonne- en windstroom een markt produceert, hoe waardevoller een warmtebatterij wordt. Dat is precies omgekeerd aan het probleem dat netbeheerders nu hebben met curtailment en negatieve prijzen. Een fabriek met zo'n systeem koopt de uren weg waarin de markt niet weet wat ze met het overschot moet doen.
De risico's zijn ook reeel. Rebound-effecten dreigen wanneer goedkope warmte leidt tot verspilling. Een offtake-model concentreert risico bij de leverancier, niet bij de fabriek, wat de kapitaalstructuur kwetsbaar maakt voor stijgende rentes. En thermische opslag verlaagt de directe vraag naar groene waterstof, wat de business case van elektrolysers verder onder druk zet, een patroon dat in eerdere Alithea-ontwikkelingen ook zichtbaar werd bij groene ammoniak.
Implicatie voor de [materialen-stack](/stacks/materialen)
Voor Nederland is de implicatie concreet. De afhankelijkheid van Russisch en Noors aardgas voor industriele warmte is sinds 2022 een politiek thema, maar de oplossingen werden vooral gezocht in waterstof-importroutes en stikstofcrisismaatregelen. Een vergelijkbaar systeem op een chemiepark in Rotterdam-Botlek of een melkfabriek in Beilen zou de jaarlijkse aardgasvraag van die installatie meetbaar dempen, zonder afhankelijkheid van een waterstof-backbone die er nog niet ligt. Het knelpunt zit niet in de techniek of de prijs, maar in vergunningverlening, netaansluiting en SDE++ -classificatie. PBL beoordeelde thermische opslag in zijn advies SDE++ 2026 nog als nieuwe categorie zonder vaste tariefstructuur.
Wat te volgen
Drie indicatoren bepalen of dit een Nederlandse zaak wordt of een Amerikaanse curiositeit. Ten eerste: opname van thermische opslag als zelfstandige categorie in SDE++ 2027, besluit verwacht najaar 2026. Ten tweede: de eerste Europese commerciele installatie boven de 50 megawattuur, met kandidaten aangekondigd in Duitsland en Denemarken. Ten derde: het tempo waarmee de Nederlandse industriele gasprijs en de gemiddelde daluur-stroomprijs naar elkaar toe bewegen. Zodra dat verschil per megawattuur structureel onder de 15 euro zakt, draait de cashflow-rekensom voor de eerste retrofit-projecten.