Grootschalige conversie en opslag voor seizoensflex

164 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017

H.1.2 Flexibiliteitsaanbod 2050

Het flexibiliteitsaanbod zal per 2050-scenario sterk wisselend vormgegeven moeten worden. Sowieso is er een groot aantal verschuivingen dat we nu al zien:

‐ Het stilleggen van CCGT-gascentrales dat we de afgelopen jaren hebben gezien zorgt voor een daling van het flexaanbod in een markt met overcapaciteit.

‐ De uitfasering van kolencentrales zorgt voor een daling van de flexibiliteit uit regelend kolenvermogen.

‐ Uitfasering van kolencentrales biedt meer mogelijkheden om CCGT-gascentrales uit de

mottenballen te halen, maar dit type centrale is toch beperkt in hun flexibiliteitsmogelijkheden en heeft flinke vaste kosten waardoor een groot aantal draaiuren wenselijk is.

‐ Door de toename van de geproduceerde volumes van wind en zon daalt het aantal geproduceerde volumes van kolen en van gas, waardoor er minder draaiuren overblijven, eenheden minder rendabel worden en dus ook wel definitief gesloten gaan worden. Als de vaste kosten niet meer kunnen worden terugverdiend, dan worden ze definitief gesloten.

‐ Op middellange termijn ontstaat daardoor behoefte aan flexibele productie met lage investerings-kosten en dito vaste investerings-kosten, die snel op te starten zijn. Het rendement is dan minder van belang. Denk aan gasmotoren of aeroderivatieve gasturbines zonder stoomcyclus.

‐ Breed erkend is dat er in het energiesysteem veel latente flexibiliteitsopties zijn, voor flexibiliteits-behoefte voor de korte termijn (ure, dagen). Misschien niet zozeer de spreekwoordelijke

wasmachine, maar zeker bijvoorbeeld zaken zoals pompen in het watersysteem, het

geautomatiseerd slim gestuurd laden van elektrische auto’s en dergelijke. Dit soort flexibiliteit is goed te gebruiken voor de korte termijnmarkten van elektriciteit (intraday en onbalansmarkt) maar biedt geen flexibiliteit voor de behoefte op langere termijn (maanden, seizoenen). ‐ Er zijn ontwikkelingen naar energieopslag op woningniveau om zon-PV die overdag wordt

geproduceerd te kunnen opslaan. Dit kan bij het afnemen van de salderingsregeling aantrekkelijk worden voor huishoudens, maar biedt geen flexibiliteit op de tijdschaal van seizoenen. (Een nul-op-de-meter huis produceert in de zomermaanden ruwweg 2.500 kWh extra bovenop de dagelijkse vraag, die in het stookseizoen wordt gebruikt voor de warmtepomp).

H.1.3 Grootschalige conversie en opslag voor seizoensflex

De grootschalige opslag op de tijdschaal van seizoenen is thans alleen voorhanden in Noordwest-Europa met pompaccumulatie (pumped hydro). Mogelijk is compressed air energy storage ook een optie, Nederland heeft veel zoutcavernes die zich hiervoor lenen, maar dit is ook weer geen optie voor de seizoenen. Verder is er een bepaalde concurrentie tussen het gebruik van de ondergrond voor de verschillende andere beoogde toepassingen (CCS, opslag van waterstof, opslag van (groen) gas). De grootschalige seizoensopslag die we in Nederland momenteel vooral hebben is gasopslag, zoals in de Bergermeer (46 TWh of 4,1 miljard kuub aardgas).

Als we aardgas uitfaseren in de scenario’s en grotendeels vervangen door geïmporteerde (hernieuwbare) energiedragers, dan kan seizoensopslag in de vorm van het opslaan van die energiedragers gebeuren.

Echter in scenario’s waar fluctuerende bronnen een groot deel van het aanbod zijn, moet expliciet aandacht aan opslag gegeven worden.

Dat kan in de vorm van waterstof zoals het onderstaande plaatje laat zien.

Maar ook in de vorm van opslag van ammoniak (NH3), zoals is uitgewerkt in de studie Power2Ammonia. Tabel 41 vergelijkt enige opties voor de lange termijn opslag van energie.

165 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017

Figuur 72 - Schematisch overzicht van een aantal opslagopties

Bron: Hydrogen Council, 2017.

Tabel 41 - Vergelijking van een aantal opties voor lange termijn opslag van energie

Technology Physical Properties Economics TRL Safety Pressure [bar(a)] Temperature [°C] Density [GJe/m3] CAPEX Loss [%/6 months] Power-to-power Efficiency [%]

Liquid H2 ambient -254 4.8 ++ 5.5 34 6-8 Explosive and cryogenic Pressurized

H2

700 ambient 2.8 NA - 38 6-8 Explosive, very high pressure

MCH ambient ambient 1.7 +++ - 24 5-7 Toxity, carcinogenous H18-LOHC ambient ambient 2.0 +++ - 23 5-7 ?

Iron sponge ambient ambient 6.5 NA - 28 3-6 ?

CH4 ambient -163 11.4 0 3.0 28 9 Explosive and cryogenic MeOH ambient ambient 8.2 0 - 27 5-8 Toxity, but much

industrial experience NH3 ambient -33 6.8 0 0.6 30..39 4-7 Toxity, but much

industrial experience Bron: ISPT, et al., 2017 (2017).

De tabel laat zien dat waterstof en ammoniak gelijkwaardige ketenefficiënties zien (maar bij beide routes gaat veel energie verloren in de conversiestappen).

De kostprijs van de optie voor seizoensflexibiliteit is afhankelijk van de kapitaalkosten van de hele keten: conversie technologie, bijvoorbeeld elektrolyse, compressie/liquefactie en opslagtechnologie, en van de operationele kosten, waarbij elektriciteitsprijzen belangrijk zijn.

166 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017

In ISPT, et al. (2017) zijn kosten van de PEM-elektrolyse genoemd van 921 €/kW in 2023 dalend tot 600 €/kW in 2030, en wellicht dat de battolyser 370 €/kW zal kunnen gaan kosten. De huidige BBT voor elektrolyse is 53 kWh per kg H2, voor de battolyser is het ongeveer 47 kWh elektriciteit per kg H2. De onderstaande figuur toont dat de kosten van elektrolyse-waterstof afhankelijk van het kostprijsniveau voor de hernieuwbare energie en het aantal draaiuren dat de elektrolyse kan maken. Ter vergelijking: de conventionele fossiele route naar waterstof, uit het stoomhervormen van aardgas, kost ongeveer 1-1,5 €/kg H2. Een kostprijsniveau van 3-3,5 €/kg H2 komt op ongeveer 21-25 €/GJ (HHV) en dat is het te vergelijken met de huidige aannames over de verwachte prijsniveau van andere klimaatneutrale energiedragers in 2050 (bijvoorbeeld groen gas en biomassa). Fout! Verwijzingsbron niet gevonden. gaat verder in op waterstofproductie.

Kostprijs van ammoniak uit flexibele elektrochemische productie

Voor het Power 2 Ammonia rapport heeft CE Delft elektriciteitsprijsscenario’s gemaakt.

De integrale kostprijs van ammoniak uit elektrolysewaterstof en een navolgend Haber-Bosch-proces is hieronder

weergegeven, overgenomen van het ISPT-rapport. De figuur toont hoe de kostprijs van ammoniak afhangt van inzeturen en de verschillende scenario’s voor elektriciteitsprijzen. In de scenario’s met veel wind op zee wordt de elektrolyse gedurende 4.000-6.000 uur bedreven.

167 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017