Enexis, hoe had je dat gedacht met waterstof en zonneparken?
Toevoeging 14 juli 2020: Het rapport is klaar, de door Gasunie, NAM en Enexis bestelde conclusie is getrokken.
Alliander, hoe had je dat gedacht met waterstof en zonneparken?
Alliander, netwerkbedrijf voor Gelderland, Noord-Holland, Flevoland en Friesland, komt om in het werk. Zonneparken, laadpalen, inductiekookplaten en datacenters vragen allemaal nieuwe capaciteit op de regionale elektriciteitsnetten.
“De economie blijft groeien, de energietransitie versnelt en het Klimaatakkoord is gepresenteerd”, zegt Ingrid Thijssen, CEO van Alliander, bij de presentatie van de cijfers over de eerste helft van 2019.
Alliander is de bij wet aangewezen partij die elektriciteitsverbruikers en -producenten aansluit op het regionale elektriciteitsnet. Net als colleganetbeheerder Enexis komt ook Alliander daarbij handen te kort. Thijssen: “Er moet veel gebeuren aan de energie-infrastructuur. Dat vraagt om meer investeringen. Maar ook om innovaties waarmee extra werk voor de schaarse technici en onnodige investeringen in de netten zoveel mogelijk voorkomen worden.”
Toevoeging 26 juli 2019: Accuopslag, koude- of warmteproductie lijkt hier een passender oplossing (klik direct door).
Groene waterstofproductie op knelpunten in het elektriciteitsnet
Een van de innovaties die Alliander specifiek noemt in het persbericht is de productie van waterstof op locaties waar elektriciteit geproduceerd door zonnepanelen niet op het bestaande elektriciteitsnet past. “Waar geen ruimte op het net is, zou bijvoorbeeld subsidie gegeven moeten worden voor pilots met waterstof”. Dat lijkt volgens het netwerkbedrijf “op de lange termijn een goede oplossing om investeringen in de netwerken te voorkomen.”
Investeringen die het semipublieke Alliander doet in het net betalen alle aangesloten klanten samen. Het is dus fijn als Alliander de hand op de knip houdt. Toch is het wonderlijk dat de netbeheerder pleit voor subsidie op een lokale verbruiker van elektriciteit om investeringen in haar net te vermijden.
Net als de kosten voor netbeheer betalen we ook subsidies tenslotte met zijn allen. Het is zeker geen uitgemaakte zaak dat het produceren van waterstof, in plaats van het uitbreiden van het elektriciteitsnet, in het belang van Allianders klanten is.
Elektrolysers en stroompieken zijn geen vrienden
Elektrolysers, de installaties die (vloeibaar) water met elektriciteit splitsen in waterstof en zuurstof, vergen ook grote investeringen. Per megawatt vermogen kost een elektrolyser zo € 0,5 tot 1,2 mln*. Stel dat Alliander een gepland zonnepark van 20 megawatt helemaal niet** in het huidige net kan inpassen. Dan is er een elektrolyser van 20 megawatt nodig. Een investering van € 10 tot 24 mln dus, om een investering (van mij onbekende omvang) in het elektriciteitsnet uit te sparen.
Zo’n dure elektrolyser zou je als investeerder graag goed benutten. Maar dat kan niet met zonnepanelen. Zonnepanelen in Nederland hebben typisch een ‘benuttingsgraad’ van 10%. Meer schijnt de zon in Nederland gewoon niet.
Als je de waterstoffabriek met enkel zonnestroom voedt, heeft de elektrolyser dus ook een benuttingsgraad van 10%. Een elektrolyser is een installatie die slijt. De duurste onderdelen gaan ongeveer 8 jaar mee. Over de levensduur zet de elektrolyser van 20 megawatt (gevoed door 20 megawatt zonnepanelen) zo’n 140 miljoen kilowattuur zonnestroom om in waterstof.
Uitgaande van € 10 mln tot € 22 mln voor de installatie komt dat neer op € 0,07-0,17 per omgezette kilowattuur. De zonnestroom zelf kost (inclusief subsidie) al zo’n € 0,09 en om een kilo waterstof (de gangbare eenheid) te produceren is zeker 55 kilowattuur nodig. Dat komt dan neer op zo’n € 8,80-15,40 per kilo waterstof. Grijze waterstof kost hooguit € 1 à 2 per kilo. Dat Alliander graag subsidie ziet voor deze innovatie moge duidelijk zijn.
Een zeer ongemakkelijke suggestie
Dit alles roept de vraag op wat de omvang van de reguliere netinvestering anders was geweest. Als de kosteninschatting voor waterstofproductie zoals ik’m hierboven beschrijf grosso modo klopt én de experts van Alliander deze case desondanks economisch interessant achten in vergelijk met het uitbreiden van het elektriciteitsnet, is er iets goed mis.
Dat suggereert dan namelijk dat de netinvesteringen om de opwek van deze – ongunstig gesitueerde – zonneparken naar eindgebruikers te transporteren, kunnen oplopen tot ruim boven de € 0,07 per kilowattuur.
Als dat het geval is, moeten we nog eens goed nadenken over nieuwe zonneparken in gebieden met een netinfrastructuur die daar in de verste verte niet op toegerust is. Ik hoop dat of ik of iemand bij Alliander een knullige rekenfout heeft gemaakt***.
Toevoeging 26 juli 2019 hieronder:
Accuopslag, koude- of warmteproductie lijkt hier passender
In plaats van een elektrolyser kun je in een situatie met een net dat slechts een deel van het zonneproject aankan ook kiezen voor accuopslag. De schaarse momenten dat een zonnepark zijn maximale vermogen levert, duren hooguit enkele uren.
In de avond kan de in de accu opgeslagen zonnestroom alsnog het net op, tegen betere marktprijzen. Een zonnepark van 20 megawatt met een aansluiting van maximaal 10 megawatt zou met 15 megawattuur (MWh) aan accu’s vrijwel nooit elektriciteit hoeven weg te gooien.
De investering voor de ‘Big Battery’ van Tesla en Neoen in Australië betrof in 2017 € 56 mln, voor een opslagcapaciteit van 129 MWh. Twee jaar later zijn de kosten voor accu’s verder afgenomen, laten we aannemen dat een accuproject van 15 MWh nu € 4 tot 6,5 mln zou kosten. Naar mijn smaak nog teveel voor een gesubsidieerd zonnepark op een ongunstige plek, maar als dat park er echt moet komen en je wil echt niets in het net investeren dan lijkt mij dit de passender oplossing.
Een andere oplossing zou nog kunnen zijn om de zonnestroom die niet het net op kan om te zetten in koude. In het buitengebied kan er ook op warme dagen behoefte zijn aan koude, bijvoorbeeld voor het koelen van melk of het voorkomen van hittestress in tuinbouwkassen of stallen met kippen of varkens. Qua investering heb ik hiervoor geen cijfers paraat maar de kans dat ook dit beter uit komt dan waterstofproductie acht ik reëel. Hetzelfde geldt voor de productie en opslag van warmte. Afgezien van extreme dagen douchen we ook midden in de zomer meestal nog met warm water.
Einde toevoeging.
*Wat als deze pilots opschalen? De kostenraming hierboven is gebaseerd op getallen die ik hoor voor waterstofproductie op schaal. De waterstof uit de pilots die Alliander voorstelt, zal per kilo flink duurder zijn. Dat is prima. Het zijn pilots.
**Wat bij een hybride opstelling? In het bovenstaande voorbeeld ging ik uit van een zonnepark van 20 megawatt dat in zijn geheel niet op het net past. Wat in de praktijk vaak voorkomt is dat er bijvoorbeeld nog ruimte is voor 10 of 15 megawatt. Dan zou een investeerder alleen voor het restvermogen een elektrolyser kunnen plaatsen. Dat maakt de business case wel nog veel beroerder. De elektrolyser zou nu alleen in de middaguren benut worden. Als de zon lager aan de hemel staat of het bewolkt is levert een zonnepark van 20 megawatt slechts 10 of 15 megawatt. Dat past in dit geval wel op het net, en hoeft dus niet door de elektrolyser.
***Toevoeging 27 juli 2019: Uit enkele gesprekken naar aanleiding van dit artikel maak ik op dat voor een select aantal zonneparken met een SDE-beschikking de netinvesteringen zo hoog zullen zijn dat een (optimistische) case voor elektrolyse daadwerkelijk te maken valt. Zou misschien reden moeten zijn om de beschikking in te trekken. Dat besluit is echter niet aan de netbeheerder.
Imagecredit: Mariana Proença, via Unsplash Public Domain
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.
Beroerde business cases worden in dit land toch ruim beloond met subsidie?
Jij noemt subsidie terecht te duur, maar voor een nep regering die politiek alleen ziet als een manier om burgers uit te melken ten gunste van bedrijven, is het een beproefde manier om vrienden te helpen.
Vvd D’66 en CDA zijn geen vriend van de kiezer.
En dat weten beide kanten
Het is nog erger. Zonneparken hebben dan wel een productiefactor van 10 % maar een groot deel van de tijd/kWh productie vindt plaats op momenten dat er juist een tekort is aan elektriciteit. Het is op die momenten dan ook juist ongewenst om, de dan schaarse, elektriciteit om te zetten in waterstof. Als Alliander iets nuttigs wil doen is afgelegen zonneparken te voorzien van flowbatterijen zodat er een minder grote, en dus goedkopere, netaansluiting volstaat. Zo kan die kleinere, goedkopere, kabel ook ’s nachts benut worden zodat ook in de donkere uren zonnestroom geleverd kan worden.
Hi Thijs, dank voor de feitelijke uiteenzetting – altijd een plezier om te lezen. Een vraag over de afschrijving van dure onderdelen (8 jaar schrijf je). Is dit ook zo als de betreffende elektrolyser maar een benutting van 10% heeft, of schrijft de elektrolyser dan ook langzamer af op deze dure onderdelen? Mocht deze afschrijving ‘positiever’ uitvallen, zal de kostprijs groene waterstof per kg een factor 2 lager zijn schat ik? Wellicht nog niet genoeg, maar wel stap de goede kant op. En het linkje naar de kostprijs zonnestroom werkt niet (meer). Groet van een oud collega
De levensduur is van meerdere factoren afhankelijk. De slijtage door daadwerkelijke productie (vollasturen) is bij lage benutting kleiner maar het vele op- en afschakelen van de productie zal juist meer slijtage veroorzaken. Ook onafhankelijk van de gerealiseerde productie zal de prestatie van deze systemen in de tijd afnemen. Lastig te zeggen, kortom. Lagere benutting is niet zonder meer positief voor de levensduur. Link naar de SDE+ heb ik vervangen, bedankt!
Hi Thijs, zou het misschien een mogelijkheid zijn om een soort van hybride installatie te bouwen die een accu combineert met een elektrolyser voor een langere termijn energieopslag? Op deze manier zou de accu de stroom kunnen opslaan tijdens de energiepieken, en vervolgens als de zon niet schijnt de elektrolyser van stroom kunnen voorzien? Op deze manier zou de elektrolyser wel 24 uur per dag (of in elk geval meer dan de genoemde 10%) kunnen draaien en dus naar beneden geschaald kunnen worden (naar 20% vermogen ongeveer?).
Zou dit voordelen kunnen hebben t.o.v. een pure accuopslag? Zeker voor langetermijnsopslag? Of is simpelweg een grotere accu of KWO dan een financieel aantrekkelijkere optie? Het lijkt me in elk geval wel interessant om hier een bierviltjesberekening oid van te zien 😉
The life of the PEM electrolyser is listed as in excess of 80,000 hours ref Silyzer 200 data sheet. So if the solar panels are only used 10% of the time the electrolyser use in hours per year =24 X 365 X 0.1=876hrs
Electrolyser life =80000/876=91.3yrs
Further if the grid was a bottle neck it would make sense to add a few wind turbines in the Netherlands rather than just use solar to get better use of the electrolyser investment.
Both of the above will significantly bring down the cost of green Hydrogen.
If the electrolyser was used 50% of the time the life would be 18.26yrs and the power used would be
20MW x18.26 x 0.5×24 x 365
=1599876MWH=1,599,876,000kwh
Efficiency of Latest PEM electrolysers has reached 75%. Energy content of
H2=33.3 kwh/kg
Power used for 1kg of H2
=33.3/0.75=44.4kwh/kg
Kg of H2 provide during electrolyser life =
1,599,876,000/44.4=36,033,243 kg
Cost of 20Mw electrolyser = euro20m
Cost per kg =20,000,000/36,033,243
=Euro 0.56/kg
=