Waterstof uit waardeloze groene stroom is een waardeloos idee
Over waterstof bestaan vele misverstanden. De hardnekkigste daarvan is wel dat we in Nederland waterstof gaan produceren met bijna gratis of zelfs negatief geprijsde overschotten hernieuwbare elektriciteit.
In de negativiteit rond het Klimaatakkoord is het enthousiasme over waterstof een verademing. In het sterk gepolariseerde energiedebat is ongegrond enthousiasme echter ook kwalijk. Daarom dit stuk.
In de complexe werkelijkheid loopt de droom van waterstof uit overtollige elektriciteit tegen stevige knelpunten aan. In deze taaie longread licht ik enkele daarvan toe. Daarmee hoop ik de discussie over waterstof naar een hoger plan te trekken. Stuur dit bericht daarom zeker door aan iedereen die de woorden ‘goedkope overschotten‘ gebruikt in een betoog voor waterstofauto’s, seizoensopslag of waterstofketels. Wellicht weten zij iets dat ik nog niet weet. Ik hoor het graag!
Speciaal voor praatjes op een beurs, in de kroeg of bij de koffieautomaat, drie triggers om ‘Waterstofbingo!’ te roepen:
- Iemand draagt waterstof aan om iets anders vóóral niet te doen.
- Iemand claimt dat groene waterstof binnen afzienbare tijd even goedkoop is dan aardgas.
- Iemand noemt waterstof een uitkomst voor overschotten wind en zonne-energie.
Hieronder in ruim 3.000 woorden de info en argumenten om dergelijk ongegrond en storend ‘optimisme’ in perspectief te zetten. Dit stuk is een vervolg en aanvulling op mijn artikel ‘11 misverstanden over wondermiddel waterstof‘.
1.Waterstof haalt als seizoensopslag de kerst niet
Wie over de energietransitie denkt, denkt al snel aan wind en zon. In het stralende toekomstbeeld wekken we als Nederland al onze energie zelf duurzaam op, met windturbines en zonnepanelen. Reëel of niet, dat beeld houden we voor nu even vast. Als we dan alléén naar het elektriciteitsverbruik kijken en alleen van wind en zon gebruikmaken, kun je de opwek bijvoorbeeld verdelen in twee derde wind en een derde zon. Nederlandse bedrijven, huishoudens en overheden verbruiken samen jaarlijks zo’n ±120 miljard kilowattuur (kWh) elektriciteit. Bij de gekozen verhouding leveren windturbines daarvan ±78 miljard kWh en zonnepanelen de overige ±42 miljard kWh. Figuur 1 geeft weer hoe dat er op maandbasis grofweg uitziet.
Figuur 1. Impressie van een ‘elektriciteitsneutraal’ Nederland. 100 procent van het elektriciteitsgebruik op jaarbasis geproduceerd met wind en zon.
Als we volledig vertrouwen op wind en zon, maken we onszelf volledig afhankelijk van de weersomstandigheden. Zoals vast al gegokt, piekt zonne-energie duidelijk in de zomer. Windturbines presteren constanter, met juist een dipje in de zomer. Bij elkaar opgeteld schieten wind en zon in de wintermaanden te kort en is er in de zomer een overschot.
Kijkend naar Figuur 1 ontstaat de wens het zomerse overschot te benutten om het tekort in de winter aan te vullen. Seizoensopslag is bij het Klimaatakkoord dan ook een belangrijk thema. Waterstof gooit hoge ogen om die rol in te vullen.
Dat bij de omzetting van (overschotten) elektriciteit naar waterstof en weer terug veel van de energie verloren gaat, zien de waterstofoptimisten nauwelijks als probleem. ‘Het gaat om energie die anders sowieso verloren was gegaan. Wees blij dat een deel wél nuttig gebruikt wordt.’
Energieverliezen hebben echter wel degelijk grote consequenties voor de haalbaarheid van seizoensopslag. Om alle tekorten te kunnen aanvullen met waterstof (geproduceerd uit overschotten), moeten de overschotten minimaal tweeënhalf keer zo groot zijn als de tekorten. Alleen al daarom gaat de vlieger van de ‘goedkope overschotten’ in de puurste zin niet op. Om het minimale overschot voor seizoensopslag te produceren, zijn per definitie extra windmolens en zonnepanelen nodig.
Zomers overschot gaat vrijwel altijd nog dezelfde nacht weer op
De overschotten en tekorten in Figuur 1 tonen wat dat betreft helaas niet de volle ernst van de zaak. De productie en het verbruik van elektriciteit moeten niet alleen op maandbasis maar ook elke seconde in balans zijn. Figuur 2 zoomt daarom in op een mooie zonnige week in de zomer, met gemiddeld over de week een flink overschot aan wind- en zonnestroom.
Figuur 2. In hartje zomer bestaan er grote overschotten maar ook tekorten.
De overschotten wind- en zonnestroom zijn deze week elke middag aanzienlijk. Toch leveren zonnepanelen ook op een heldere zomernacht – als de zon eenmaal onder is – precies niets. Als dan ook de wind het laat afweten, ontstaan ook midden in de zomer serieuze tekorten. En hier hakt het energieverlies van waterstofopslag er direct hard in: Hoewel absoluut substantieel zijn de overschotten in de middag lang niet altijd tweeënhalf keer zo groot als de nachtelijke tekorten.
Figuur 3. Rendement Power to Gas (±75%) vermenigvuldigd met rendement Gas to Power (±55%) geeft een totaalrendement van slechts ±40%.
De waterstof die je op een gemiddelde zomermiddag maakt, gaat in de praktijk kortom nog dezelfde avond weer op. De zomerse waterstofproductie die als seizoensopslag tekorten van november tot maart had moeten aanvullen, haalt door het matige rendement het eind van de zomer niet.
Als je waterstof als seizoensopslag wil gebruiken, lukt dat dus bij lange na niet met ‘goedkope overschotten’. Om in de zomer genoeg waterstof te maken voor de hele winter is serieuze overcapaciteit aan windturbines en zonnepanelen nodig.
Om de benodigde overcapaciteit te bepalen, doorlopen we ook de andere 51 weken van het jaar op de schaal van Figuur 2. Dan blijkt dat alle losse uurtjes met tekorten bij elkaar optellen tot een tekort van ±45 miljard kWh. Voor ruim een derde van het jaarverbruik schieten wind en zon tekort en doen we graag een beroep op de waterstofopslag.
Daarvoor is dankzij de conversieverliezen van waterstof (60% verlies heen en terug naar elektriciteit, figuur 3) gedurende het jaar (2,5 x 45 =) ±110 miljard kWh aan ‘overschotten’ nodig. Bij energieneutraliteit staat tegenover elke kWh tekort één kWh overschot. ±45 miljard kWh overschot hebben we dus al te pakken. Voor de resterende ±65 miljard kWh bouwen we extra windturbines en zonnepanelen bij, totdat de jaarlijkse opwek optelt tot (120 + 65=) ±185 miljard kWh.
En dan gebeurt er iets opvallends: Er blijft aan het eind van het jaar waterstof over…
Waterstof als back-up voor wind en zon lost deels zijn eigen probleem op
De oorzaak blijkt uit Figuur 4. Deze grafiek toont dezelfde zomerweek als Figuur 2 maar nu met de extra opwek. De 60% grotere wind- en zon-opbrengst resulteert niet alleen in grotere overschotten maar ook in kleinere tekorten.
Figuur 4. Meer wind en zon betekent meer overschot maar ook minder tekort.
Dat zie je goed als je de maandagnacht in Figuur 2 en 4 vergelijkt. Waar in de originele situatie nog een tekort bestond, is de grafiek onder de zwarte verbruikslijn in Figuur 4 nu geheel ingekleurd. In de andere nachten blijft een tekort bestaan maar dat is steeds kleiner dan in Figuur 2. Het beetje wind dat toch elke nacht beschikbaar is, levert nu tenslotte zo’n 60% meer op.
Ook in de andere 51 weken van het jaar vullen de extra windturbines en zonnepanelen een deel van de tekorten uit de eerdere situatie direct in. Om het hele jaar door te komen met wind, zon en waterstof, blijkt opwekken van 145% (in plaats van 160%) van de totale elektriciteitsgebruik voldoende. De resulterende situatie op maandbasis is weergegeven in Figuur 5.
Figuur 5. Zelfvoorzienend qua elektriciteit met uitsluitend wind, zon en waterstof.
Dankzij de extra windturbines en zonnepanelen – die onmisbaar zijn om waterstof als seizoensopslag te kunnen gebruiken – is er van seizoensopslag eigenlijk geen sprake meer. Elke maand is er nu ruimschoots meer opwek dan verbruik.
Voor iedere zinvolle hoeveelheid waterstof is een kapitaal aan extra ‘wind en zon’ nodig. Het gaat dus niet om energie die anders sowieso verloren was gegaan. Het is dus wél zonde als slechts 40 procent nuttig gebruikt wordt. Dat is de eerste reden om plannen met waterstof als seizoensopslag uit ‘goedkope overschotten’ terug naar de tekentafel te sturen.
2.Geen fabriek is goed in stilzitten, een elektrolyser zeker niet
Hoewel de vlieger van seizoensopslag met waterstof uit pure overschotten duidelijk niet opgaat, is er wel degelijk seizoensopslag nodig. En als we waterstof niet als opslag gebruiken, is er in ieder geval waterstof nodig als grondstof voor de chemie en voor productie van staal en kunstmest. Die industrie moet tenslotte ook van zijn CO2-uitstoot af.
Als de prijs die de markt voor groene waterstof wil bieden maar hoog genoeg is, kan het uit om vele extra windturbines of zonnepanelen te bouwen, puur voor de waterstofproductie. Helaas wordt een kWh groene stroom alleen niet vanzelf een pufje waterstof.
Daar is een elektrolyser voor nodig, een elektrochemische installatie die water omzet in waterstof en zuurstof. Als het doel is om álle overschotten (die term houden we er toch maar even in) om te zetten, moet zo’n elektrolyser evenveel capaciteit hebben als er samen aan windturbines en zonnepanelen staat opgesteld, minus het minimale niveau van elektriciteitsverbruik. Figuur 6 geeft (geprojecteerd op Figuur 4) weer hoe dat er in de praktijk grofweg uitziet.
Figuur 6. Elektrolysecapaciteit waarbij geen kilowattuur verloren gaat.
Vanwege de grillige natuur van wind- en zonnestroom heeft deze elektrolyser een zeer grillig bestaan. Op alle momenten dat het vlak hierboven paars is (en niet een mengelmoes van windgroen of zongeel) draait de elektrolyser niet op zijn ontwerpcapaciteit. Zelfs in deze superzonnige week staat hij meestal stil. Slechts een uur of 3 van de 168 uren in een week benadert hij zijn maximale productiecapaciteit. Over de volle 52 weken van het jaar gemeten, draait deze waterstoffabriek op minder dan 15% van zijn capaciteit. Deze productiefactor van 15% betekent veel voor zijn businesscase want een elektrolyser koop je per eenheid vermogen, niet per geproduceerde kilo waterstof.
Het elektriciteitssysteem zoals weergegeven in Figuur 4 heeft ongeveer 55 gigawatt (GW) aan zonnepanelen nodig (uitgaande van een capaciteitsfactor van 10%) en zo’n 30 GW aan windturbines (capaciteitsfactor 35%). Laten we aannemen dat Nederland afgerond altijd wel 10 GW elektriciteit gebruikt. Dan moet de elektrolyser een vermogen kunnen absorberen van (55+30-10=) 75 GW.
Elektrolysers zijn dure installaties. Per kilowatt vermogen betaal je vandaag ruim € 1.000,- maar ik durf de gok wel aan dat het medio deze eeuw ook voor € 400,- per kilowatt kan. Zeker als je 75 GW (75.000.000 kW) in één keer bestelt. Dan kost de elektrolyser € 30 mrd. Als we aannemen dat zo’n elektrolyser 10 jaar meegaat, zet hij voor hij afgeschreven is (15%*10 jaar*8760 uur*75 GW=) 985 miljard kilowattuur overschotstroom om in waterstof. Dat is 3 ct/kWh per kilowattuur omgezette stroom. Zelfs bij deze vrij optimistische prijs voor de elektrolyser is de geproduceerde waterstof daarmee (puur door de afschrijving van de installatie) al duurder dan aardgas (kostprijs exclusief belastingen).
Uit het bierviltje hierboven blijkt dat omzetten van alle overschotten (puur voor de kosten van de elektrolyser) voorlopig minimaal 3ct per opgewekte kilowattuur (kWh) kost. En dan komt de economische aap uit de mouw: Als de productie van de elektrolyser verdubbelt (dus een productiefactor van 30% ipv 15%) halveert de afschrijving per omgezette kWh. Als de exploitant van de elektrolyser in staat is om – naast de ‘gratis overschotten’ – evenveel extra elektriciteit in te kopen voor 3 ct/kWh of minder dan verdubbelt zijn productie terwijl de productiekosten precies gelijk blijven. De gemiddelde groothandelsprijs voor elektriciteit lag de laatste jaren gevaarlijk dicht rond de 3 ct/kWh. Het was de waterstoffabriek zeker gelukt om zijn productie te verdubbelen met elektriciteit waar in de markt ook zonder de elektrolyser behoefte aan was.
De exploitant van een waterstoffabriek zal zich nooit kunnen inhouden om méér dan alleen de gratis overschotten te verbruiken. De waterstofproductie zal concurreren met andere elektriciteitsgebruikers. Bovenop de extra windmolens en zonnepanelen die nodig zijn om de energieverliezen van waterstof te compenseren zijn er nog meer extra molens en panelen nodig om de energiehonger van economische elektrolyse te stillen.
3.Elektrolyse zal lang niet alle overschotten gebruiken
Het klinkt misschien tegenstrijdig met het punt hierboven maar het onderliggende economische principe is precies hetzelfde. Het komt relatief weinig voor dat alle zonnepanelen én alle windturbines tegelijkertijd op maximaal vermogen draaien. Het komt nog minder voor dat zo’n moment ook nog samenvalt met een lome vakantiezondag waarop we bijzonder weinig stroom verbruiken. Als we het vermogen van de elektrolyser hierboven halveren produceert hij (als alleen omzetten van overschotten toegestaan is) slechts zo’n 2% minder waterstof. En stijgt de productiefactor tot bijna 25%.
In de economische praktijk van kosten, baten en risico’s zit het er dik in dat een exploitant van waterstoffabrieken een nog veel hogere benutting van zijn installatie eist. Ik ga uit van een productiefactor van 50% als ondergrens. Dan is de elektrolyser gegeven dezelfde overschotten niet 75 GW maar slechts zo’n 4 GW (!) groot.
Figuur 7. Kleine maar winstgevende elektrolyser
De resulterende situatie is weergegeven in Figuur 7. De nu 95% procent kleinere fabriek zet dan nog steeds ruim 20% van het jaarlijkse overschot om, maar dus ook bijna 80% niet. En ook zo’n veel kleinere elektrolyser heeft er baat bij om productie te draaien op elektriciteit die niet als overschot te kwalificeren is, zie punt 2.
Een productiefactor van 50% is geen irreële eis voor een exploitant van een dure fabriek die een goede boterham wil verdienen. Als exploitanten deze productiefactor inderdaad als ondergrens stellen – en we nog steeds waterstof willen inzetten als seizoensopslag – dan moet de opwek uit wind en zon op jaarbasis op een haar na drie keer zo groot zijn als het verbruik, zie Figuur 8. Dat betekent dat we zelfs in de maanden dat de opwek het kleinst is meer energie weggooien dan dat we verbruiken. ‘Seizoensopslag’ is in dit scenario een volslagen onzinnige term.
Figuur 8. Productie wind en zon bij een aantrekkelijke productiefactor voor elektrolyse én waterstof als enige optie voor energieopslag
In de praktijk zal een elektrolyser niet alleen elektriciteit van de markt wegsnoepen die niet als overschot te kwalificeren is (zie punt 2) maar juist ook heel veel daadwerkelijke stroomoverschotten aan zich voorbij laten gaan. Dat betekent automatisch dat er nog meer windturbines en zonnepanelen nodig zijn om het systeem draaiende te houden.
4.Overschotkapers op de kust, want we zijn gekke Henkie niet
Als we kijken naar lampen, ovens, televisies, computers, waterkokers en tosti-ijzers dan is ons elektriciteitsverbruik niet zo flexibel. Als we dergelijk gebruik willen dekken met wind en zonnestroom dan ontstaan er inherent overschotten en tekorten. Maar lang niet al het verbruik is star. Een koelkast springt een paar keer per dag aan om op temperatuur te blijven. Als de koelkast wat extra koelt rond het middaguur komt hij de rest van de middag door zonder extra te koelen. Hetzelfde geldt voor een ingeplugde laptop. Laad’m vol tijdens een overschot en je kunt 3 tot 10 uur doorwerken zonder bij te laden.
Wie nog meer met de wind en de zon wil meebewegen, kan de wasmachine en oven zo programmeren dat ze hun werk doen als de stroom het goedkoopst is. En de echte purist pakt alleen de stofzuiger, het strijkijzer of de zonnebank als het stormt.
De energievraag aanpassen op het energieaanbod, ook wel vraagsturing of smart grid, is op de schaal van de wasmachine en de laptop thuis klein bier. Op de schaal van de aluminiumproductie, in grote koelhuizen, in de chemie en bij waterschappen is echter vandaag al veel flexibiliteit te vinden. Dat gaat om grote vermogens en deze spelers zijn al gewend om in te spelen op de actuele stroomprijs. Het levert ook in de huidige elektriciteitsmix, met nog vooral steenkool en aardgas, goed geld op.
Hoe meer windmolens en zonnepanelen het werk van kolen en gascentrales overnemen, hoe meer ondernemers zullen beseffen dat hun energieverbruik flexibel is. Wie nu nog volcontinu produceert, schroeft de productie graag even een uurtje terug als de stroomprijzen echt hoog zijn. Wie nu de fabriek een paar weken stillegt voor groot onderhoud in de zomer, zal dat onderhoudsmoment graag naar de winter verplaatsen.
En dan hebben we het alleen nog maar over bestaande flexibiliteit. Als wind en zon in 2030 de primaire bronnen in de elektriciteitsproductie zijn, zal iedereen die dat kan zijn energieverbruik daar op aanpassen. Als er in 2030 in de helft van de keukens een Quooker zit, springen deze boilers vooral aan als de stroom goedkoop is. Als er in 2035 3 miljoen elektrische auto’s rondrijden (die 1 à 2 keer per week moeten laden) laden die vooral als de stroom goedkoop is. Als er in 2040 tientallen warmtenetten geëlektrificeerd zijn, bufferen die vooral warmte als het hard waait en/of de zon flink schijnt.
Een waterstoffabriek is maar een van de vele spelers op de elektriciteitsmarkt die flexibiliteit inzetten om in te spelen op de elektriciteitsmarkt. En juist omdat de meeste van deze flexibele energieverbruikers net iets minder flexibel zijn dan waterstofproductie, zullen ze net iets meer willen betalen voor elektriciteit die we in de huidige markt als ‘overschot’ kwalificeren: Een elektrische boiler kan best een paar uurtjes wachten met verwarmen maar morgenochtend moet de douche wel weer warm zijn. Een elektrische auto kan best een paar dagen wachten met laden maar leeg is toch echt leeg.
Een elektrolyser heeft nooit acuut elektriciteit nodig. Een elektrolyser kan altijd wachten. Een elektrolyser sluit, op puur economische gronden, achteraan in de rij voor overschotten. De consequentie daarvan is grofjes weergegeven in Figuur 8.
Figuur 8. Waterstofproductie in concurrentie met andere flexibele energiegebruikers.
Het gevolg van deze concurrentie om de goedkoopste kilowatturen is dat ook een veel kleinere elektrolyser toch niet zijn gewenste productie kan halen. Als de exploitant van de elektrolyser uit punt 3 blijft bij zijn eis (een productiefactor van minimaal 50%) dan zal deze elektrolyser nu niet 75 GW, niet 4 GW maar misschien nog slechts 1 GW groot zijn.
Waterstofproductie is het toppunt van flexibiliteit maar een elektrolyser is zeker niet het enige apparaat dat profiteert van overschotten elektriciteit. Een elektrolyser die het puur van goedkope overschotten moet hebben, doet alleen aanspraak op de echte restjes elektriciteit. Restjes die echt niemand anders wil hebben.
5.Economische dempers op de overschotten van wind en zon
Van punt 1 tot en met 4 deden we net alsof de duurzame energievoorziening van de toekomst alleen draait op windturbines en zonnepanelen. Dat moet maar eens afgelopen zijn. Het is onzin.
Overschotten wind- en zonnestroom bestaan bij de gratie van windparken en zonneweides die gemiddeld geld opleveren. Wie tientallen procenten van zijn jaarproductie gratis weggeeft, is welhaast bij definitie chronisch afhankelijk van subsidie. Of in een oogwenk failliet.
Zelfs in het meest bescheiden scenario van Figuur 1 is er voor ruim 35% van de jaarproductie van de geïnstalleerde windmolens en zonnepanelen geen (betalende) afnemer. Daarmee is zelfs dit meest bescheiden scenario een economische fictie. Windmolens en zonnepanelen worden per stuk geplaatst. Als iemand in 2027 merkt dat hij met een windpark dat in 2026 in gebruik kwam geen cent is verdient, bouwt hij in 2028 niet nog een windpark. En zijn concurrent ook niet.
https://youtu.be/_cYXww7xFzo
Als het elektriciteitsverbruik blijft zoals het nu is, is de kans klein dat wind en zon samen meer dan 60% van de jaarproductie zullen leveren. Als de bestaande flexibele verbruikers gaan meehandelen op de elektriciteitsmarkt en er veel warmtepompen, elektrische boilers en stekkerauto’s bijkomen groeit het marktaandeel van wind en zon samen misschien tot 75% in 2040 of zelfs tot 90% in 2050. Maar 100% wordt het nooit.
En dat hoeft ook niet. Windturbines en zonnepanelen zijn goed betaalbaar, vrijwel overal toepasbaar en daarom inderdaad de hoofdrolspelers van de transitie. Maar vlak de bijrollen van bijvoorbeeld waterkracht, aardwarmte, biomassa en kernenergie niet uit. Die bijrollen zijn beeldbepalend. Elke procent elektriciteitsverbruik die niet door weersafhankelijke windturbines of zonnepanelen maar door duurzame regelbare alternatieven wordt geproduceerd, verkleint de behoefte aan opslag. En verkleint navenant de hoeveelheid overtollige kilowatturen die we zouden kunnen omzetten in waterstof.
Conclusie: Mooier kan ik het niet maken
Dat niemand bij zijn volle verstand waterstof zal produceren uit uitsluitend elektriciteit waarvoor niemand wil betalen, betekent niet dat het concept ‘groene waterstof’ kansloos is. Gelukkig maar. De energietransitie is zonder CO2-vrije waterstof tenslotte wel zo goed als kansloos. Alleen daarom zal CO2-vrije waterstof er zeker komen.
De consequentie van de hierboven beschreven marktdynamiek is slechts dat er voor het elektriciteitsverbruik van waterstofproducenten fatsoenlijk betaald moet worden. De consequentie daarvan is dat waterstof de komende decennia nog niet in overvloed beschikbaar zal zijn, en dat groene waterstof waarschijnlijk nooit echt spotgoedkoop zal zijn. Dat is misschien doorslaggevend voor de plannen die je nu met waterstof hebt/had. Doe er je voordeel mee.
Wie groene waterstof wil produceren, is voor de elektriciteitsmarkt geen barmhartige samaritaan die zich ontfermt over waardeloze overschotten. De waterstofproducent zal net als iedereen moeten betalen voor zijn verbruik. Het populaire idee van grootschalige waterstofproductie uit gratis stroom is daadwerkelijk kansloos. Mooier kan ik het niet maken.
Imagecredit: Leticia Bertin, via Flickr Creative Commons
Oprichter WattisDuurzaam en duurzaamheidsadviseur bij We-Boost Transitions.
Ontdek meer van WattisDuurzaam.nl
Abonneer je om de nieuwste berichten naar je e-mail te laten verzenden.
“De basis klopt niet. Heroverweeg alles”
Geldt voor alle nieuwe energietechnologieen die z.g. “schoon” zijn. Er is altijd wel iets mee en er wordt nooit een compleet verhaal verteld. Gisteren was geothermie aan de beurt. Daar is blijkbaar ook “iets” mee. Nee klopt, als je druk bent met heilststaten in het vooruitzicht te stellen, heb je niks aan completen verhalen.
Bedankt voor je uitstekende artikel en excuses voor wat Google Vertalen in mijn commentaar zal doen! Ik heb slechts één ding om aan uw analyse toe te voegen, die volgens mij precies goed is. U vergat te vermelden dat de mensen die ons het failliet idee van waterstof verkopen dat gratis is gemaakt van overtollige hernieuwbare elektriciteit, ons echt iets anders willen verkopen: waterstof dat is gemaakt van aardgas, zoals 95% of meer van industriële waterstof is momenteel gemaakt. En dat is alleen maar logisch als je de fossiele koolstofdioxide in de atmosfeer dumpt en niets betaalt voor het behandelen van onze atmosfeer als een vrij openbaar riool. Het is “greenwashing” van de ergste soort – een “lokaas en schakelaar” oplichterij.
You are right. And the irony is that we could go completely smoke stack free by combining 2 new on smaller scale proven technologies, and 1 older one.
It will never be on the menue of politicians because it competes wth gas.
Nuclear high temperature (950 degree celcius) thermochemical s-i water splitting (cheapest way to produce hydrogen besides steam gas reformation) + allam cycle new thermodynamical gas and pure ogygen fired co2 turbines (25% less gas use and 59% efficiency) + direct methanol (co2 + hydrogen) production = zero polution (full cycle) ….and alll cost competive
With some small adjustments current cars can drive on 85% methanol, it is even used in sportcar racing, faster acceleration and overall higher efficiecy compared to gasoline.
First 2 sources
http://web.stanford.edu/group/gcep/pdfs/hydrogen_workshop/Schultz.pdf
https://www.rtoinsider.com/exelon-allam-cycle/
Combined
https://files.catbox.moe/nb63yb.jpg
Each year these dreams become more obsolete. Compare the old Stanford presentation with the results of this recent MIT study:
http://news.mit.edu/2016/new-mechanism-for-catalyzing-splitting-water-0329Wil je hier iets zinnigs over zeggen dan heb je echte simulaties nodig. Een paar van de tekortkomingen:
– Het geproduceerde gas zal dankbaar worden ingezet door de industrie. Denk aan de Tatra steel Hoogovens IJmuiden, chemicals in Delfzijl, e.a. initiatieven voor 100MW PtG installaties, transport (FCEV’s zoals de Hyundai Nexo, trucks & bussen op waterstof), enz.
Kijk naar de ontwikkelingen in Dld:
http://www.powertogas.info/met de vele grote pilot plants (allen onbemand).Die ontwikkelingen betekenen dat PtG plants in 2030-2050 >50% van alle geproduceerde elektriciteit omzetten in gas.*)
Wind en zon zullen dan dus gem.> 2x het huidig elektriciteitsverbruik produceren. Dus gem. niet 15GW maar >30GW. Zodat wind en zon al aan de behoefte aan elektriciteit kunnen voldoen als ze maar op halve kracht werken. Oftewel dat op te vullen gaten veel kleiner worden.
– Rekening houden met gebruikersaanpassingen aan de elektriciteitsprijs. Zo werken alu-smelters (grote stroomverbruikers) in Dld alleen als de groothandelsprijs van elektriciteit laag is = veel wind & zon. Ze konden met die policy onze alu-smelter bij Delfzijl uit de markt concurreren.
Geholpen door smart metering die de wasmachine, etc aanzetten, zullen ook consumenten hun verbruik geleidelijk aanpassen aan de prijs. Bijv. (af)wassen overdag wanneer elektriciteit overdag goedkoper wordt dan s’nachts vanwege de zonnepanelen productie.
– Het overall rendement aanpassen aan de stand van de techniek op het moment dat wind en zon zover zijn uitgebouwd dat
PtG->S->GtP nodig wordt, zijnde na ~2030.
Gezien de huidige stand (overall rendement ~50%; je 40% is van een paar jaar terug)**) en de snelle verbeteringen, zal het overall rendement in 2030 op >60%komen, terwijl de kosten van die PtG plants dan verder zijn gedaald door massaproductie.
Dld wil in 2024 beginnen aan een reguliere roll-out zodat ze genoeg hebben als wind+zon>50% van het huidig elektriciteitsverbruik produceren (eerder is PtG nog niet nodig).
Wij lopen ~10jaar achter dus moeten beginnen na ~2030.
_____
*) Aannemende dat wind en zon dan de enige producenten zijn, wat natuurlijk niet zo zal zijn. Denk aan im-/export, geothermie, biomassa, e.d. die ook gaten in de wind & zon productie kunnen opvullen.
**) Zelfs PtG(CH₄ = methaan) zit al op >75%:
https://www.pv-magazine.com/2019/01/16/power-to-x-gains-momentum-on-two-fronts-in-germany/Bedankt voor de info. In dit stuk betoog ik dat overschotten wind en zon en waterstofproductie betrekkelijk weinig met elkaar te maken hebben. Dat er gretig aftrek zal zijn voor waterstof staat buiten kijf. Dat op te vullen gaten kleiner worden is een mooi effect inderdaad, zie ook mijn punt 2. Hogere efficiency zou mooi zijn maar gaat niets veranderen aan benuttingsgraad. Voor Power2Methane zul je ook het energieverbruik behorende bij de winning van hernieuwbare CO2 moeten meerekenen. Omdat op enige schaal toe te passen moet die CO2 direct uit de atmosfeer komen. Lijkt me 75% sterk.
Mijn dank voor je response.
Overschotten van wind+zon betekenen dat elektriciteitsprijs op de APX gedurende zo’n periode daalt naar <2cnt/KWh, zeg gem. ~1cnt. Bij die prijzen is het economisch om PtG(H₂) plants in te zetten zoals je kunt lezen in dit IEA artikel:
https://www.iea.org/newsroom/news/2017/april/producing-industrial-hydrogen-from-renewable-energy.htmlAlthans als die situatie (<2cnt/KWh) meer dan 20%*) van de tijd optreedt en dat gaat gebeuren zoals ik in mijn comment hierboven aangaf.**)
Merk op dat rendementen van PtG(H₂) plants en hun investeringskosten (mede dankzij de in 2024 startende uitrol in Dld) nog steeds sterk aan het verbeteren zijn zodat dit plaatje veel gunstiger zal zijn tegen 2030 wanneer we dit soort technieken nodig gaan hebben.
Samen met de zakkende stroomprijs (offshore wind) verklaren die verbeteringen ook de 100MW PtG(H₂) plants die Tatra steel in IJmuiden en Chemical Delfzijl plannen.
Ik begrijp niet wat je bedoelt met "hernieuwbare CO2"? Lijkt mij dat er nauwelijks behoefte is aan de productie van hernieuwbare CO2...
Onderstaande link geeft meer info over die >75% efficiënte omzetting naar methaan:
https://phys.org/news/2018-03-power-to-gas-facility-high-efficiency.htmlIk nam aan dat ze de CO2 uit de lucht halen. Echter dat blijkt bij nalezen niet. Ze kunnen ook goedkoop CO2 laten aanrukken (bv. onze tuinders doen dat nogal eens om meer CO2 in de kassen te krijgen, zodat ze in de zomer geen aardgas hoeven te verstoken om dat voor elkaar te krijgen). Ik heb ze dus een vraag daarover gezonden.
Overigens denken ze dus dat ze op 80% kunnen komen zonder toepassing van nieuwe materialen (o.a. MIT heeft een recente research publicatie over betere katalysatoren waarmee verdere verbetering mogelijk is).
______________
*) Zodat afschrijving van de plant de H₂ prijs niet te hard omhoog drukt.
**) Rol van de benuttingsgraad van de PtG(H₂) plants blijkt ook al uit het IEA artikel dat ik hierboven heb gelinkt.
Aangezien de kosten van het huidig dominante proces om H₂ te maken (‘steam reform’) zullen stijgen met de stijgende prijs van ETS certificaten en die van PtG met elektriciteit zullen dalen, zal het break-even point naar een steeds lagere benuttingsgraad van de PtG plant verschuiven…
Steam reform voor de productie van H₂ gaat zijn markt positie verliezen.
Puntje van aandacht is dat de Alkaline electrolysers waar je over spreekt (relatief goedkoop ondertussen volgens het IEA, zie linkje), specifiek bedoeld zijn om chloorgas te maken. En daar komt inderdaad waterstof bij vrij… Ik denk niet dat je bedoeld dat we nu heel veel chloorgas moeten gaan produceren? Is geen goedkoop proces trouwens (ondanks die relatief goedkope electrolysers), er is bijvoorbeeld heel veel zout / pekel voor nodig. Geen heel goedkoop spul en zeer corrosief.
Het IEA artikel heeft het over ammoniak (kunstmest) productie met PtG.
Ik vermoed dat ieder van de 3 nu vigerende PtG processen een plaats in de markt houdt/krijgt omdat ieder zijn eigen voordeel heeft.
Het artikel gaat (feitelijk) over een ander productieproces voor productie van NH3 zodat geen (minder?) methaan nodig is. In plaats van productie van benodigde H2 uit watergas bij het standaard productieproces van NH3 zou dit dan via een alkaline electrolyser geproduceerd moeten worden. Dit blijft een raar verhaal want is A. niet kostenefficiënt en B. zoals al eerder gezegd zal je dan dus ook chloorgas moeten gaan produceren.
Heb je een link naar een publicatie waar je verhaal over chloorgas wordt uitgelegd dan wel bevestigd?
Hartelijk dank voor deze discussie, heren, daar heb ik echt wat aan!
Overigens, je opmerkingen dat wind & zon nooit economisch kunnen worden als 35% van de productie niets oplevert zijn ook voor verbetering vatbaar. Stel dat de kostprijs voor wind & zon ongeveer 2,5cnt/KWh is en de marktprijs is 4cnt/KWh. Dan kunnen wind en zon 35% van hun productie weggooien en nog steeds verdienen.
“Wie groene waterstof wil produceren, is voor de elektriciteitsmarkt geen barmhartige samaritaan die zich ontfermt over waardeloze overschotten.” ??
Hij zal vooral draaien met z’n onbemande PtG plant als de elektriciteitsprijs op de beurs erg laag is. En dat is wanneer er overschotten zijn (dan is de prijs zelfs vaak negatief). Door zijn inkoop stijgen de prijzen weer iets.
Vanuit welbegrepen eigenbelang gaat de eigenaar van de PtG plant dus wel degelijk optreden als barmhartige samaritaan!
“Een productiefactor van 50% is geen irreële eis voor een exploitant van een dure fabriek”
Die PtG plants zijn al niet erg duur en worden snel goedkoper. Belangrijker; ze hebben geen personeel nodig.
Dus met 2000uur/jaar (~40uur/week, productiefactor ~23%) draaien komen die al niet slecht uit, helemaal niet als de stroomprijs negatief is….
Check de stroomprijzen op de beurs in Leipzig (ze lopen daar een jaar of wat voor op ons) en de ontwikkelingen en pilots in Dld:
http://www.powertogas.info/power-to-gas/power-to-gas-produkt-wasserstoff/Hoe goedkoop PtG aan het worden is blijkt ook uit een recent gestart proef in Zweden:
https://www.gawalo.nl/energie/nieuws/2019/01/woningen-off-grid-met-zonnestroom-en-waterstof-1017044?tid=TIDP616498X470A190C91DB4DAAB3145184AB4B4EE4YI4&vakmedianet-approve-cookies=1&_ga=2.109867149.969756040.1548881632-660371575.1548881632Overigens laten inkopers zich niet leiden door overschotten maar door maar door de prijzen op de APX (=de stroommarkt / -beurs).
Als je wat van de toekomst van waterstofgas wilt begrijpen, lees dan dit rapport van onze attachee in Z.Korea op de site van onze rijksoverheid:
https://www.rvo.nl/sites/default/files/2018/07/IA%20ZuidKorea%20Hernieuwde%20Koreaanse%20interesse%20voor%20waterstof%2020181307.pdfEen paar citaten:
“Doel van de Koreaanse overheid is om in 2022 160.000 waterstofauto’s op de weg te hebben.”
“Tegen 2022 moet het goedkoper zijn dan gewone benzine en LPG. Richtprijs is 70 won (5,5 eurocent) per kilometer”… (het = waterstofgas aan de pomp)
Ze lopen daar met PtG(H₂ en CH₄=methaan) overigens behoorlijk achter in vergelijking met Dld.
Waar wij in NL de bouw van grote PtG plants (100MW) nog aan het bestuderen zijn, lijkt in Dld overigens de beslissing al gevallen; Tennet, Gasunie en Thyssengas gaan nabij een schakelstation van Tennet waar vooral de elektriciteit uit de Noordzee wordt geschakeld, een 100MW PtG installatie bouwen die vooral gaat draaien bij lage elektriciteitsprijzen = overschotten aan Noordzee wind elektriciteit.
Top, maar 100 MW is op de schaal van Duitse offshore windparken bijna niets. Dit project van Tennet, Gasunie en Thyssen komt ‘in fasen vanaf 2020’ in bedrijf. Op dat moment zit Duitsland al aan 8 GW offshore wind.
Korea streeft naar een stevige thuismarkt voor waterstofauto’s. De ambitie van Korea betreft echter grijze waterstof (ik lees althans niets over CCS) en is daarmee niet echt relevant in deze context.
Klopt. Echter dit is het begin van een nieuwe industrie; PtG.
Een 100MW PtG plant is een opschaling met een factor ~ 50. Veel meer betekent nog meer opschalingsrisico. Na 100MW plants kan dan worden opgeschaald naar 1GW. Vgl de opschaling die we bij kerncentrales hebben gezien.
De groei van PtG wordt bepaald door de markt. Simulaties laten zien dat er tot een wind+zon penetratie van 50% nog weinig behoefte is (Dld zit nu op ~ 27%). Voor NL komt de echte behoefte dus na 2030. De omvang van die behoefte wordt mede bepaald door de bijdrage / het succes van concurrerende oplossingen voor het probleem van de wisselende productie van wind+zon. Bijv:
– Toenemende vraag flexibiliteit (als de prijs hoger is wordt er minder verbruikt). Met de introductie van smart metering kun je zelfs bij consumenten grotere tariefflexibiliteit realiseren. Mensen gaan dan de vaatwasser overdag draaien omdat dan de stroom goedkoper vanwege de zon. In Dld speelt dit nu al een grote rol bij de industrie. Aluminium smelterijen draaien alleen als de stroom goedkoop is.
– De verdere kostendalingen bij concurrerende opslag technologieën zoals batterijen. Die zijn nu goedkoper als het om korte termijn opslag (paar uur) gaat. Als hun kosten sneller dalen dan die van PtG kunnen ze ook goedkoper worden voor langere termijnen zoals bijv. 24uur (mede afh. variabiliteit productie, etc).
Klopt allemaal. Nog niet genoemd is dat een flink deel van de gasvraag vrij simpel door elektriciteit vervangen kan worden waardoor het moment dat er daadwerkelijk overschotten van duurzaam opgewekte elektriciteit ontstaan nog veel verder komt te liggen. Zulke vervanging treedt b.v. op doordat we op elektriciteit / inductie gaan koken i.p.v. gas: per huishouden gem. zo’n 100 m3 gas (ca. 200 kWh). Idem kunnen we warm tapwater opwekken met een warmtepomp i.p.v. onze Cv-ketel. Kan ook mooi door de dag heen, op het goedkoopste moment als er een flink boilervat is. Per jaar geeft dat (enkel voor particulieren) een extra vraag naar elektriciteit van nog eens zo’n (warmtepomp COP 2,5) 1000 kWh per huishouden. Bij elkaar dus 1200 x 7,5 mio = 9 TWh
Klopt. Dat neemt niet weg dat:
– we nu al te maken hebben met korte perioden van negatieve elektriciteitsprijzen op de beurs (EPEX), hetgeen betekent dat we nu al korte perioden met overschotten hebben….
– Deense scenario studies hebben voorspeld dat bij 50% opgewekt door wind, er gedurende 3 maanden/jaar meer zal worden opgewekt dan verbruikt… (in Denemarken is dat al in ~2020).
Ik moet zeggen dat ik deze berichten 15 jaar geleden ook al las van onze attaché in (o.a.) Zuid-Korea. Ik heb mijn abonnement op dit ‘nieuws’ van Agentschap NL opgezegd omdat er in de praktijk vrijwel nooit iets van terecht komt.
15 jaar geleden waren er geen PtG installaties. De eerste fatsoenlijke Duitse installatie, 2MW PtG Falkenhagen, is in 2013 in bedrijf gekomen (‘Windgas Falkenhagen’). Die injecteert de geproduceerde H² in het aardgasnet wat voorlopig goed gaat(tot ~5% H² bijvoegen kan).
Ik had het niet over PtG installaties maar over (bijvoorbeeld) waterstofauto’s….
Toen was er ook geen sprake van serie geproduceerde waterstofauto’s.*)
Een paar recent rapporten als je meer wilt weten over de verdere ontwikkeling van groene waterstof:
https://pubs.rsc.org/en/content/articlelanding/2019/ee/c8ee01157e#!divAbstract
En van iets ouder datum: https://www.theccc.org.uk/wp-content/uploads/2018/11/Hydrogen-in-a-low-carbon-economy.pdf
Lees ook de plannen van Tennet, Gasunie, enz. om een eiland te maken op de Doggersbank waar H² wordt geproduceerd uit de elektriciteit van toekomstige omliggende wind parken met ~10GW nominaal vermogen.
Ik schat in dat rond 2025 groene waterstof concurrerend gaat worden tegen andere methoden om H² te produceren en daarna geleidelijk een belangrijk deel van de rol van aardgas gaat overnemen.
____________
*) Vlgs mij is de trage introductie van de FCEV hier voor een groot deel te wijten aan de problemen om een stabiele, efficiënte en betaalbare brandstof cel te ontwikkelen. De Duitse ontwikkelgroep in München vorderde minder snel dan de oost-Aziatische ontwikkelgroepen….
De potentie is echter groot omdat er, anders dan bij brandstof motoren, geen redenen zijn aan te wijzen dat het rendement zich niet richting 90% kan ontwikkelen (brandstof motoren zijn nooit verder gekomen dan ~35%). Een Hyundai Nexo met een 90% rendement brandstof cel gaat een actieradius krijgen >1000km (nu 665km).
Deze dena*) presentatie laat zien dat Power-to-Gas installaties helemaal geen dure investeringen vragen.
De huidige investeringskosten voor bijv. PEM elektrolyse zijn €900 tot €1850/KW waarbij wordt geschat dat die gaan dalen naar €300 – €700/KW waarbij het energetisch rendement 75% – 84% wordt.
Hoge temperatuur elektrolyse (SOEC) gaat naar rendementen van 87% – 95% waarbij de investeringskosten dan €270 – €800/KW zijn.
http://www.powertogas.info/fileadmin/content/Downloads_PtG_neu/Roadmap_PtG/171127_dena_Roadmap_PtG.pdf__________
*) dena is de Duitse overheidsinstelling die toezicht houdt op energie, zoals o.a. elektriciteit
Hogere energetische rendementen zijn top maar veranderen niets aan de beschikbaarheid van overschotten elektriciteit. En ook bij € 270/kW kost een elektrolyservermogen van 75 GW € 20 mrd.
Een PtG plant de mogelijkheid ontzeggen om el. te kopen tegen bijv. 10cnt/KWh e.a., is terecht strijdig met de EU “fair competition” regels. Een regel dat PtG alleen mag draaien zodra er een overschot is aan elektriciteit al helemaal. Dergelijke regels worden vernietigd, benadeelden krijgen schadevergoeding en er wordt een forse (miljoenen) boete uitgedeeld.
PtG(H²) is al concurrerend bij een gem. el.prijs van ~1cnt/KWh. Dat betekent dat PtG plants gaan draaien in perioden dat hun inkoopprijs tussen negatief en 2cnt/KWh ligt.
Hoeveel PtG vermogen er komt na 2030-2050 is afhankelijk van de dan aan de orde zijnde techniek en marktsituatie (prijzen). Als:
– PtG(H²) dan een rendement heeft van ~90% met de gedaalde kostprijzen zoals verwacht
– offshore wind dan werkt met 20MW windmolens die met een CF>70% produceren voor een kostprijs <1,5cnt/KWh (niet onwaarschijnlijk), dan wordt alle H² met PtG geproduceerd en is de huidige methode ("steam reform") dood. Overigens gaat "steam reform" ook niet overleven als ETS emissiecertificaten naar €50/ton CO² stijgen.
- FCEV's doorzetten.
- Verwarming deels ook op H² gaat draaien (zoals de proef in Zweden)
- de prijsdaling van batterijen op een niet al te laag niveau stopt.
Dan kan PtG wellicht ~240TWh/a inkopen en groeit onze elektriciteit consumptie dus van 120TWh/a nu, naar ~360TWh/a.
Wellicht dat ondernemers dan tot een gezamenlijk PtG vermogen van jouw 75GW komen.
We zijn het eens dat waterstof niet uit overschotten gemaakt zal worden dus.. Mooi. 🙂
Thijs, we zijn het eens dat waterstof niet alleen uit overschotten gemaakt gaat worden.
Bij overschotten wordt de groothandelsprijs van elektriciteit negatief en zal iedere PtG exploitant zijn installatie maximaal inzette omdat dan de kostprijs van het geproduceerde gas echt laag is.
Dat ze vollast draaien als de stroom goedkoop is geloof ik graag. Dat is het punt niet. Om overschotten te benutten moeten waterstofproducenten vermogen installeren dat uitsluitend tijdens aanbodpieken inzetbaar is. Zie ik niet gebeuren.
Ook dit is (weer) te positief voorgerekend. Voor een electrolyzer is veel GEDEMINERALISEERD water nodig, dat moet ergens vandaan komen. Hiervan wordt bij dit soort rekensommetjes ‘gemakshalve’ vaak geabstraheerd. Dit vraagt om een grote pompen, een flink aanvoer leidingstelsel (je moet op vollast kunnen draaien) vanuit meestal een rivier of de zee en om waterzuivering om de vereiste / gewenste waterzuiverheid te krijgen. Dit kost èn energie èn aanzienlijke investeringen èn veel tijd voor vergunningen. Voor kleine installaties is dit allemaal relatief beperkt en eenvoudig, maar daar hebben we hier niet over. De benodigde CAPEX voor dit hele watertoevoerstelsel kan tot de helft van de benodigde investering voor de electrolyzer uitmaken.
Voor een goed artikel over de integrale investeringskosten / CAPEX voor een waterstofproductie installatie, zie hier: https://link.springer.com/article/10.1007/s40095-014-0104-6
Dat kan zo zijn in landen met waterschaarste. Niet hier waar we beginnen met goede kwaliteit leiding- c.q. grondwater. De waterkosten spelen dan ook geen noemenswaardige rol in de Duitse PtG installaties.
De hoeveelheid water valt ook nogal mee. Een 400KW PtG(H²) installatie bij een tankstation kan ~10kgH²/uur produceren (voldoende om 2 auto’s vol te tanken) en heeft daarvoor ~90liter water nodig.
Zeker, net wat ik zeg, bij relatief kleinere installaties (ook vaak in de industrie), zal het geen probleem zijn, wel bij de enorme installaties waar het hierin het artikel over gaat. Verder zou ik de businesscase van die Duitse PtG installaties wel eens willen zien. Dit zijn demonstratieprojecten, dus zal er flink (verlieslatend) worden geïnvesteerd om te kijken of het mogelijk is een volgende stap te maken.
Het sept.2018 Agora*) study rapport: “The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels”
aangaande de kosten van water:
“The costs of supplying water are negligibly low, even in countries in which the water must be obtained from desalination plants.”
Sorry, maar ik moet dus concluderen dat die hoge waterkosten bij PtG alleen in jouw fantasie bestaan…
______
*) Agora is de meest vooraanstaande wetenschappelijke denk tank in Dld waar zo ongeveer de hele Duitse wetenschappelijke top aan meewerkt.
“Stel dat de kostprijs voor wind & zon ongeveer 2,5cnt/KWh is en de marktprijs is 4cnt/KWh. Dan kunnen wind en zon 35% van hun productie weggooien en nog steeds verdienen.” Elke windmolen die je in Nederland plaatst, concurreert met alle windmolens die al in Nederland staan. En wel precies op de momenten dat het waait. Als het vraagprofiel niet verandert, is er voor de marginale nieuwe windmolen op zeker moment geen businesscase meer over of duwt een nieuwe generatie windmolens oudere modellen uit de markt.
“Die PtG plants zijn al niet erg duur en worden snel goedkoper.” Ik reken in dit stuk met een zeer optimistische € 400/kW CAPEX en geen OPEX anders dan stroomkosten. Als alle elektriciteit uit wind en zon komt, is er geen enkele reden voor negatieve prijzen. Het bericht in Gawalo zegt afgezien van de laatste alinea niets over kosten. Die laatste alinea is niet in overeenstemming met wat je claimt.
“Overigens laten inkopers zich niet leiden door overschotten maar door maar door de prijzen op de APX (=de stroommarkt / -beurs).” Dat is precies de conclusie die ik onder punt 2 trek.
Nieuwere windmolens hebben hogere CF’s (nu 30% versus 18% voor oudere windmolens). Ze hebben dus maar een deel van de tijd last van de concurrentie van oudere windmolens. Oudere windmolens hebben wel altijd last van de nieuwere windmolens en worden dus weggeconcurreerd. Hetgeen een goede zaak is voor Afrika.*) Die concurrentie leidt dus tot vernieuwing en verbeteringen hetgeen de reden is geweest voor de EU om elektriciteit om te vormen van een (staat geleide) monopolie business naar een vrij verhandelbaar product.
Je hebt gelijk dat je uitgegaan bent van een correct investeringsniveau voor PtG. Echter gaat daar dan niet goed mee om:
Onjuist. Hoelang zo’n plant meegaat wordt in sterke mate bepaald door de gebruiksintensiteit.
Het is overigens goed dat PtG plants niet alleen bij overschotten produceren. Immers dan komt er meer hernieuwbaar waterstofgas (goed voor klimaat). Die toegenomen productie van PtG plants verhoogt de vraag naar elektriciteit en zal leiden tot de installatie van meer windmolens. Daardoor neemt de tijdsduur dat er onvoldoende stroom wordt geproduceerd af.
Als een PtG plant een CF van 25% heeft dan zal die ruwweg 2 keer zo lang mee gaan. En dus zullen de conversiekosten maar weinig stijgen. Van bv 3cnt/KWu naar 3,5cnt/KWu (afhankelijk rentestand). Anderzijds heeft die plant meer tijd om goedkoper in te kopen, en kan daardoor voor de eigenaar uiteindelijk zelfs wellicht meer winst maken….
Immers op de beurs fluctueert de elektriciteitsprijs sterk van negatief tot >10cnt/KWu.
___________
*) Verouderde windmolens worden vaak geëxporteerd naar Afrikaanse landen waar ze een 2e leven beginnen. Mede omdat arbeidsloon daar laag is en de toegenomen reparatiebehoefte dus weinig invloed heeft op de kostprijs van de geproduceerde elektriciteit
Klok en klepel: “Je hebt gelijk dat je uitgegaan bent van een correct investeringsniveau voor PtG. Echter gaat daar dan niet goed mee om: Als de productie van de elektrolyser verdubbeld (dus een productiefactor van 30% ipv 15%) halveert de afschrijving per omgezette kWh. … Onjuist. Hoelang zo’n plant meegaat wordt in sterke mate bepaald door de gebruiksintensiteit.”
Inderdaad, de afschrijvingsbijdrage per geproduceerde kWh zal dalen bij een hogere bezetting / productie, en daarmee krijg je een lagere (integrale kost) prijs. Daarentegen klopt de suggestie dat minder / meer slijtage tot andere afschrijvingsbijdragen leidt in de praktijk dan weer niet helemaal. Bedrijfseconomisch / boekhoudkundig zal je van een vaste afschrijvingstermijn voor een asset uitgaan. Deze wordt in het algemeen (meer) op basis van de economische levensduur van een asset bepaald dan op technische levensduur. Bij intensiever gebruik / hogere bezetting, en daar gaat het in je voorbeeld over, zal dat tussentijds tot een herwaardering van de asset kunnen leiden en dus tot een inhaalafschrijving (kan ook ten laste van de winst), waardoor de kostprijs juist VERHOOGD wordt.
Wat ik in jou leuke grafieken zie is pieken en zeer veel lage momenten, terwijl het verbruik hoog en gemiddeld stabiel blijft.
Voor toekomstige gebruik, want hier hebben we het over, zal er meer windmolens en zonnecellen worden gebouwd.
Raad wat er gebeurt……
De pieken worden hoger, en blijft s’nachts nul. Hoe ga je dit oplossen? Batterijen?
En waar plaats je dit zonder het netwerk overbelasten (ook transport kost energie)
Daarom zie ik voor mij dat er overal tankstations zijn dat plaatselijke energie opslaat in Waterstof,
want overal is water en elektriciteit (zelfs in de meest afgelegen gebieden) en kan ook unit ergens neergezet worden (lichter dan een batterij)
Maar als die batterij juppies nu eens nadenken en niet zo stringent op hun eigen paard blijven wedden, dan kan ook waterstof als goed alternatief ontstaan en ook ontwikkeling in gebeuren dat ten bate is van de mensheid.
De mens wilt geen veranderingen, en als nu door een waterstof auto wordt aangeboden dat maar 1 keer in de week kan worden getankt en genoeg bereik heeft om de gehele week van Nijmegen naar Eindhoven gereden kan worden, dan is dit voor mij de auto. Ook s’winters moet het ook functioneren (de batterij doet het dan niet….;-) Veel succes Waterstof is niet kansloos, alleen voor doemdenkers.
Iets snap ik niet. Hier wordt blijkbaar niets vermeld in verband over hoe je de waterstof gaat stockeren, bvb. voor de “seizoensopslag”. De energiewaarde van waterstof is slechts 3 kWh/m3 ( of 3 kWh per duizend liter ) op atmosferische druk. De energiewaarde van methaan ( aardgas ) is 10 kWh/m3 op atmosferische druk. Het samenpersen van een gas kost ook nog eens energie waar hier blijkbaar niet over gesproken wordt.
Waterstof als energiedrager is voor de industrie en dagelijks gebruik slechts interessant als dat gas, net als aardgas, ook continu beschikbaar is. Aangezien de “overschotten” aan electrische energie uit zonnepanelen en windmolens niet stabiel zijn, zal de toelevering van waterstof uit electriciteit het ook niet zijn.
Aardgas moet worden bewerkt in een conditioneringsfabriek voordat het in de gasleidingen kan worden gepompt.*)
Om geld te sparen is die conditioneringsfabriek is gedimensioneerd op gemiddeld verbruik. In de zomer produceert die fabriek dus teveel geconditioneerd gas. Dat gas wordt opgeslagen in lege zoutkoepels (~600m diep). In de winter wordt de kraan van die opslag opengezet omdat de fabriek dan te weinig produceert.**)
We hebben genoeg zoutkoepels om een jaar voorraad gas op te slaan. Dan hebben we in het westen van het land en onder de Noordzee ook nog allerlei holtes en lege kleine gasveldjes….
Op dezelfde manier kunnen we ook een wintervoorraad waterstofgas opslaan. Kost praktisch niets.
De Duitsers slaan ~220TWh op. Deels zoutkoepels (noorden) en deels in rotsholtes (zuiden). Hun jaarlijks elektriciteitsverbruik is 550TWh.
_______
*) De samenstelling van het aardgas (ook de calorische waarde = aantal KWh/m³) verschilt per gasveld. Er komen ook allerlei ongerechtigheden (water, ongezonde gassen, enz.) mee omhoog. Daarom wordt aardgas in een conditioneringsfabriek aangepast naar standaard aardgas dat onze gastoestellen aankunnen, en pas daarna in de gaspijpen gepompt.
**) Ook handig als de conditioneringsfabriek de lucht in gaat….
De beste en goedkoopste manier van waterstofproductie is productie gecombineerd met elektriciteitsproductie d.m.v. HTGR-reactoren op thorium. De hoge temperatuur van de restwarmte maakt deze reactoren bij uitstek geschikt voor waterstofproductie. Deze reactoren zijn 100% veilig, snel en goedkoop te bouwen. Voor meer informatie zie de link
https://1drv.ms/u/s!Au_jwFVB8dhkgd9h3_O9QgjqzoDV6A?e=cTQkMT
Hoi Thijs,
Leerzaam artikel.
Het totale energieverbruik in Nederland is ongeveer 860 miljard Kwh. Daarbij reken ik de 3100 Petajoule (CBS, 2018) om naar Kwh waarbij 1 PJ gelijk is aan 278 Miljoen Kwh. Hoe past die 860 Miljard Kwh in jouw verhaal?
En Blijft de capaciteitsverhouding opwekken wind vs zon in de toekomst ook 80/20 ?
Beetje laat, maar nog steeds relevant. Prima stuk. Een belangrijke volgende denkstap is denk ik dat als waterstof toch niet op overschotten geproduceerd gaat worden, het waarschijnlijk ook niet in Nederland geproduceerd gaat worden. De afweging is dan: waar is stroom het goedkoopst en vaak aanwezig? Windturbines in Chili zijn geloof ik een goede kandidaat. Ik zou wel eens een bierviltje willen zien van transportkosten tegen extra kosten wegens het niet produceren op de wereldwijd beste locatie. Ik gok dat niet in Nederland produceren het goedkoopst is. Ben ook wel benieuwd naar de grootte van het verschil: zou industriepolitiek zin hebben om hier waterstof te maken wegens de werkgelegenheid en onafhankelijkheid, of is dat echt geld wegsmijten?
Bedankt! Uiteindelijk verwacht ik zeker een wereldmarkt voor emissievrije waterstof. Alle landen die waterstof zouden kunnen exporteren, hebben voorlopig echter thuis en daarna in de eigen regio ook een transitie te gaan. Voor een deel is de duurdere lokale productie een verzekeringspremie tegen import uit gunstiger landen die niet snel genoeg op gang komt, of tegen ongedacht hoge marktprijzen. En een stack gaat grofweg 10 jaar mee, vooral tussen 2035 en 2045 heeft het vermoedelijk economisch wel zin om in West-Europa waterstof te maken. Artikel over import: https://www.wattisduurzaam.nl/23133/energie-opslaan/waterstof/als-waterstofimport-goedkoop-was-deed-de-industrie-dat-al-lang/
Heb even een link van dit aritkel geplaatst in de comments onder https://www.installatie.nl/nieuws/miljoenen-voor-waterstofwoningen/
Een aantal punten:
U geeft aan dat we 75 GW aan elektrolyser capaciteit moeten kopen.
We verbruiken gemiddeld dagelijks 330 GWh met een gemiddeld vermogen van 14 GW.
In uw plaatje 3 zit de zwarte lijn dus rond die 14 GW. Dan zou de capaciteit van 75 GW dus juist absurd breed zijn en niet zo smal als in uw plaatje.
Logischer lijkt daarom een capaciteit van bijvoorbeeld 15-25 GW aan elektrolysers.
Dat bespaart 20-24 miljard van de door u genoemde 30 miljard.
Voor een deel daarvan kopen we accu’s. Zeg 40 GWh voor 8 miljard (schatting)
Met die 40 GWh vlakken we de dagelijke opwek golven af zodat de band beschikbare energie voor de elektrolysers veel dikker wordt.
Dus veel hogere opbrengst voor veel minder kosten.
Daarnaast kunnen we ook stroom opwekken met afvalverbranding en biogasverbranding en kunnen we mogelijk ook waterstof inkopen van woestijnlanden zoals we nu LNG inkopen van landen met fossiele brandstoffen.
Verder bouwen we aanvullend daarop een deel van de benodigde opwekcapaciteit met kleine hypermoderne waterstofcentrales heel dicht bij (of in) woonwijken. Met de restwarmte van die centrales verwarmen we de woonwijken waardoor het rendement van de centrales in de winter stijgt tot 75%-80%. Waterstofcentrales hebben water als uitstoot dus kunnen ze heel dicht naast huizen staan.
Aanvullend nog een punt dat de verhouding van zon en wind in je plaatjes gebaseerd lijkt op bestaande verhoudingen die zijn geëxtrapoleerd maar door wind op zee zal juist windenergie tot 2030 enorm toenemen waardoor er relatief veel vaker een basis vermogen zal zijn dan met zonnestroom.
Verder nog wat actualiteit die wat meer reden tot optimisme geven dan uw artikel:
98% efficiency voor waterstofproductie: https://www.nature.com/articles/s41560-019-0462-7.epdf
Super interessant artikel. Ik vraag me wel een paar zaken af:
1. Waarom wordt er uitgegaan van een gesloten Nederlandse markt (geen import en export)?
2. Er is een groen scenario met relatief veel wind gebruikt volgens mij. Waarom?
3. Er worden alternatieven voor opslag gegeven, maar die gaan volgens mij over het opslaan van dag nacht fluctuaties. Waarom zijn er geen alternatieven gegeven voor seizoensinvloeden?
4. Zijn bij het berekenen van de rendementen ook de mogelijkheden bekeken om de restwarmte duurzaam te gebruiken?
5. Is het voor grote afnemers die volcontinu produceren echt wel zo gemakkelijk en interessant om hun productie terug te schroeven als de electriciteitsprijs laag is?