94 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
A.3.4 Berekeningen van de waterstofproductie middels elektrolyse
In de NvdT-Scenario’s 1 en 2 kennen een groot aandeel fluctuerende energiebronnen. Hoe het systeem in balans gehouden wordt is daarom van speciaal belang. In Scenario’s 1 en 2 wordt een groot deel van de fluctuerende output van hernieuwbaar gebruikt voor flexibele waterstofelektrolyse. Daarbij zijn een aantal vragen mogelijk:
1. Zal de bedrijfstijd van H2-elektrolysecapaciteit die is aangenomen, sterk uiteenlopen in de scenario’s?
2. Zo ja, wat zijn dan de consequenties: hoe hangt de integrale kostprijs van elektrolyse-waterstof samen met de bedrijfstijd? Wordt het niet te duur?
Vragen die hieraan koppelen zijn:
3. Wat is er naast H2-elektrolyse nog extra nodig om het systeem in balans te houden, hoeveel opslag, welke andere bronnen van flexibiliteit? Missen we technieken in de scenario-doorrekening?
4. Hoeveel regelbaar vermogen is verder nodig?
5. Wat is een logische plaats van al deze fluctuerende bronnen en conversie-eenheden in het net? Is het überhaupt logisch om al deze fluctuerende bronnen aan te sluiten op het elektriciteitsnet of beter van niet, ga je in plaats daarvan bijvoorbeeld energie-eilanden op de Noordzee bouwen? Om dit soort vragen te beantwoorden is als eerste de waterstofelektrolyse nader beschouwd en is een uurlijkse berekening van de scenario’s uitgevoerd in het CEGRID-model waar het uurlijkse bedrijf van waterstofelektrolyse is gesimuleerd onder de scenario’s.
Voor de leveringszekerheid moeten verder ook aandacht geschonken worden de klimatologische variaties die inhouden dat de zon-PV en wind opbrengsten tussen opeenvolgende jaren met +/- 15% kunnen verschillen. In de simulatie is een gasbuffer toegevoegd om de winterpiek te kunnen opvangen, hierbij is gebruik gemaakt van een extreem koud jaar (zie Paragraaf A.3.5).
Waterstofvraag
In de scenariodefinitie is uitgegaan van een bepaald volume aan H2-vraag passend bij de energiefuncties (industrie, gebouwde omgeving, mobiliteit, elektriciteitsproductie):
Tabel 26 - Waterstofvraag in de scenario’s (PJ) Regie
Regionaal
Regie Nationaal
Internationaal Generieke sturing
Waterstofvraag (PJHHV) 351 562 382 164
Wat is nu de bijbehorende elektrolysecapaciteit (opgesteld vermogen in GWe) om deze hoeveelheid waterstof te maken, en wat is de resultante kostprijs per eenheid waterstof dan? Een simpele schatting via het aantal vollast-equivalente draaiuren per jaar voldoet hier niet omdat het opwek-profiel van hernieuwbaar en dus de inzet van elektrolyse sterk verschilt tussen de scenario’s. Daarom is een simulatie uitgevoerd via het zogenaamde residual demand-profiel.
Residuele vraag en waterstofproductie
Bij ieder scenario bestaat er een zgn. residual demand- (RD) profiel. Deze residuele vraag is gedefinieerd als de uurlijkse basisvraag elektriciteit minus de invoeding van fluctuerende hernieuwbare bronnen en is traditioneel te zien als de elektriciteitsvraag die door conventionele
95 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
thermische centrales moet worden geleverd. In scenario’s met grote opgestelde vermogens aan fluctuerende hernieuwbare bronnen, kent de gesorteerde residuele vraagkromme typisch een sterk negatieve ‘staart’, hetgeen de uren zijn dat de invoeding van hernieuwbaar de regielere vraag overstijgt (‘oversupply’). Zie ook Bijlage H.
We veronderstellen in deze simulatie dat de elektrolyse uitsluitend bedreven wordt in deze ‘oversupply’-uren waarin de productie van hernieuwbaar groter is dan de basisvraag, omdat dit energetisch en markttechnisch het meest logisch is. Het gaat hier namelijk om het nuttig aanwenden van de invoeding van wind en zon. Doordat momentaan extra vraag wordt gecreëerd, kan de hernieuwbare energie nuttig gebruikt worden en behoeft deze niet weggegooid te worden (ook wel genoemd ‘curtailment’). Het is niet de bedoeling dat de elektriciteitsopname van de elektrolyse groter is dan de ‘oversupply’ van wind en zon (want dan zou er teveel vraag ontstaan, waardoor er weer een thermische eenheid nodig is)40.
Waterstofproductie met elektrolyse is niet de enige mogelijke techniek in de ‘oversupply’- uren, er zijn ook flexibele vraagtechnieken zoals flexibele processen in de industrie, flexibele power-to-heat, het slim laden van elektrische voertuigen, het opladen van stationaire accu’s of andere opslagsystemen, en vele andere. Maar in zowel Scenario 1 als Scenario 2 heeft waterstof een dusdanig belang dat voor deze analyse waterstofelektrolyse als de eerste techniek wordt verondersteld. Maar er blijft nog ruimte voor andere technieken, zeker in de piek.
Figuur 36 schetst voor Scenario 1 de residuele vraag in de uitgangssituatie, dus zonder
flexibiliteitstechnieken (RD0), en vervolgens de residuele vraag na het flexibel bedrijven van de elektrolyse (RD H2). Tevens is dan ook nog weergegeven de modellering van opslag, die is gemodelleerd ná de elektrolyse (RD-opslag).
Figuur 36 - Illustratief beeld residuele vraagkromme zonder flexibele vraag (RD0); residuele vraagkromme na waterstofproductie (RD H2); en idem na waterstof én opslag (RD-opslag). Gearceerde zone: waterstofproductie
________________________________
40 Technisch is het iets anders gedaan, de inzet van zowel elektrolyse als opslag is gemodelleerd als prijsgedreven, het model bevat daartoe een geparameteriseerde uurlijkse elektriciteit-spotmarktprijs, welke afgeleid is van de uurlijkse residuele vraag over het totaal van Nederland (alle netvlakken). De synthetische prijscurve is nodig voor algoritmen en is losjes gebaseerd op de opwekkingsmix en de integrale kosten daarvan. De prijs wordt gebruikt voor de sturing (wanneer H2-elektrolyse aan/uit te zetten en opslag afnemen/invoeden), maar niet voor verdere kostprijsberekeningen.
96 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
Te zien is dat de elektrolyse een groot effect heeft op de duurkromme. Het oppervlak tussen de krommes van waterstof en opslag is de energie die naar de elektrolyse gaat, dit is gearceerd in de figuur.
Kosten van waterstof uit elektrolyse
In de regel is er een afweging tussen opgestelde capaciteit elektrolyse en de bedrijfstijd. Het vergroten van de capaciteit leidt tot een dalende bedrijfstijd, en daarmee tot hogere kosten. Tegelijk is op de opbrengst van de capaciteit (de daadwerkelijke inzet en H2-productie) een vorm van ‘declining
marginal revenue’ van toepassing, volgend uit de vorm van de residuele vraag kromme, de
inzet-regels voor het bedrijf van de elektrolyse, en hoe het simulatiemodel geïmplementeerd is. Dit is goed te zien in Figuur 37, voor Scenario 1.
Figuur 37 - Verband tussen opgestelde elektrolysecapaciteit in scenario (horizontaal), vollast-equivalente productie van waterstof (linkeras) en kostprijs van de geproduceerde waterstof, in euro per kg H2 (rechter as).
Te zien is dat in het opvoeren van de opgestelde vermogens vanaf 60 GWe nauwelijks meer leidt tot extra hoeveelheid (PJ) waterstofproductie. Om meer waterstof te maken is in dit voorbeeld beeld dan ook meer hernieuwbare energieproductie nodig.
Zo is in de scenario-exercitie voor Scenario 1 en 2 zowel de elektrolysecapaciteit als de opgestelde vermogens hernieuwbare energie iteratief en handmatig geoptimaliseerd, net zolang dat er voldoende waterstofproductie plaatsvindt.
Tabel 27 - Inzet en resulterende kostprijs van elektrolyse-waterstof in de scenario’s S1 S2 S3 S4
Elektrolyse capaciteit (GW) 75 62 2,4* 0,2* Vollasturen 1.500 2.900 5.900 6.500 Prijs (€/kg)41 4.6 3.5 2.9 2.9
Noot: In Scenario 3 en 4 is de waterstofvraag hoofdzakelijk import-waterstof.
________________________________
97 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
Deze resultaten vallen binnen de bandbreedte van kostprijsmodellering uit de literatuur (zie Bijlage I) voor import waterstof (dit kan zijn buitenlandse elektrolysewaterstof of blauwe waterstof uit stoomhervomen van aardgas met CCS). Het prijsniveau van 2,9 is aan de onderkant van de bandbreedte van ZEP, echter de gasprijzen waar ZEP mee rekent zijn fors42.
N.B. In de berekeningen is géén rekening gehouden met een langere levensduur van de elektrolyse-cellen bij flexibel bedrijf. Als het zo is dat de veroudering van de elektrolyseelektrolyse-cellen hoofdzakelijk te maken heeft met het aantal draaiuren, dan het kostprijsverhogende effect van het flexibel inzetten van de elektrolyse meevallen. Want door een langere technische levensduur kan de CAPEX toch over een groter productievolume worden ‘uitgesmeerd’. Dat dempt het bovenstaande effect. In die zin is de NvdT-raming conservatief.
A.3.5 Bepalen gasopslag uit uurlijkse berekening waterstof
Voor de waterstofproductie- en vraag is een uurlijkse berekening uitgevoerd van de totale waterstof invoeding en afname.
De aannames die hierbij gebruikt zijn:
‐ Afname t.b.v. industriële vragers en transport is vlak in de tijd (geen profiel).
‐ Afname voor elektriciteitsproductie uitsluitend in de piekuren, dat wil zeggen de uren waarin de residuele elektriciteitsvraag het hoogst is. Het aantal uren per jaar dat het om gaat is 500 in Scenario 1 en 2; 1.650 uur in Scenario 3 en 2.700 uur in Scenario 4.
‐ Afname ten behoeve van LTW kent een seizoensprofiel. Hierbij is een regulier jaar (2012) doorgerekend alsmede een extreem jaar. Voor het extreme jaar hebben we het profiel van 2012, waarin al een 2-weekse periode zat van behoorlijk koud weer, extremer gemaakt door te
veronderstellen dat op alle dagen van het jaar waar de etmaalgemiddelde buitenluchttemperatuur onder het vriespunt zat, dat het in plaats daarvan -17°C was. Hiermee neemt de warmtevraag van de lage temperatuurvoorziening in het hele jaar met 18% toe.
De resultaten van de opslagberekening staan onderstaand voor het reguliere jaar en het extreme jaar.
________________________________
42 In het 450-scenario van het IEA (World Energy Outlook 2016) loopt de gasprijs op tot ~10 MBtu, ofwel 35 €/MWh, het dubbele ten opzichte van vandaag de dag (17 €/MWh).
98 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
Figuur 38 - Verloop gas in opslag in regulier jaar (kt H2) (noot: opslag is ‘0’ in het plaatje voor zichtbaarheid)
1 kt H2 ~ 0,17 PJ ~ 0,012 miljard Nm3a.e.
Figuur 39 - Verloop gas in opslag in extreem jaar (kt H2)
99 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
Als we vooral op Scenario 1 en 2 letten, dan is uit Figuur 39 af te lezen dat in een ‘normaal’ jaar de waterstofbalans zoals die met hernieuwbare energie en elektrolyse wordt voorzien, redelijk klopt. Er is een mismatch tussen wanneer het waterstof wordt geproduceerd en wanneer deze wordt geconsumeerd. De behoefte aan seizoensopslag is hierbij als volgt.
Als we naar het extreme jaar kijken, Figuur 39, dan zie we dat de hoeveelheid elektrolyse niet meer volstaat voor de vraag in het jaar: het eindpunt van de grafiek is in S1 en S2 een stuk lager dan in het begin van het jaar. Op grond hiervan is de buffergrootte bepaald als:
Vereist volume = Maximaal in opslag - minimum in opslag - (eindstand_jaar -beginstand_jaar) +50kt In een regulier jaar zou de vraag naar gasopslag circa 6-7 miljard Nm3 bedragen voor alleen waterstof.
Tabel 28 - Buffergrootte t.b.v. gemiddeld jaar
S1 regionaal S2 nationaal S3 intern. S4 generiek
Buffervolume enkel waterstof (kt H2) 543 599 422 114 Buffervolume waterstof (mld Nm3) H2 6,5 7,2 5,1 1,4
Echter, de energievoorziening moet ook bestand zijn tegen een extreem jaar. Daarom is gerekend met de grotere buffervolumes die resulteren als het een extreem koud jaar zou zijn (Tabel 29).
Tabel 29 - Buffergrootte t.b.v. extreem jaar - input t.b.v. kostenraming
S1 regionaal S2 nationaal S3 intern. S4 generiek
Buffervolume enkel waterstof (kt H2) 565 821 613 114 Buffervolume waterstof (mld Nm3) H2 6,8 9,8 7,4 1,4 Extra volume t.b.v. groen gas43 2,0 1,0 2,9 8,9 Buffervolume totaal (mld Nm3) 8,8 10,8 10,3 10,3
Waterstof is niet het enige gas in de scenariostudie. In S3 en S4 maakt groen gas een belangrijker onderdeel uit van de energievoorziening. Om hiervoor te corrigeren is een opslag gehanteerd voor de te bufferen volumes groen gas, met als redenering dat buitenlandse productie van te importeren groen gas (in Scenario’s 3 en 4) ook een veel vlakker productiepatroon zal volgen dan de winterpiek-vraag. De ‘totale’ buffervolumes die vereist zijn, bedragen zo tussen de 9 en de 11 miljard m3 Dit vergt meerdere nieuwe te ontwikkelen lege gasvelden (de Bergermeer opslagfaciliteit in Noord-Holland heeft een werkvolume van 4 miljard m3) of opslag in zoutcavernes, die per stuk veel kleiner zijn (bv. 50 miljoen m3).
A.4 Kostenberekeningen
A.4.1 Uitgangspunten kostenberekening NvdT-scenario’s
Het doel van de kostenberekening is te komen tot een raming van de kosten van de infrastructuur en deze te plaatsen in het licht van de totale kosten van de energievoorziening.
Voor de kostenmodellering is een afbakening gehanteerd die het beste grafisch te illustreren is, weergegeven in Figuur 40.
________________________________
100 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
Figuur 40 - Scope kostenmodellering (blauw gearceerd: meegenomen in kostenmodellering)
De kosten van de volgende onderdelen en aspecten van het energiesysteem vallen binnen de scope: ‐ Infrastructuren elektriciteit, warmte, gas, CO2.
‐ Energiebronnen en import van energie.
‐ Productiemiddelen elektriciteit en WKK-warmte.
‐ Opslag en conversie: elektrolysecapaciteit, opslagsystemen. ‐ Gebouwaanpassingen en warmte-installaties in gebouwen.
‐ CO₂-netten en de kosten van het afvangen, transporteren en injecteren van CO2. Ook: kosten voor CO2-compensatie restemissies
Niet is meegenomen:
‐ Kosten van apparaten zelf (licht en kracht; bij lage temperatuur warmtevoorziening zijn de opwek-distributie- en afgiftesystemen wel meegenomen omdat het CEGOIA-model een integrale
kostenoptimalisatie doet).
‐ Kosten van vervoermiddelen (geen relevante meerkosten).
‐ Kosten van de industriële transitie, dus geen aanpassingskosten van de industrie. Dit omdat dit fundamenteel nog vrijwel onmogelijk is om te bepalen. N.B. de industriebeelden die zijn uitgewerkt in de scenario’s verschillen wel sterk!
Tevens zijn geen kosten opgenomen voor meer maatschappelijke, publieke en/of externe zaken zoals ruimte, horizon en milieukwaliteit (anders dan CO2).
Naast kosten zijn er ook baten, bijvoorbeeld in de sfeer van leveringszekerheid, import-onafhankelijkheid, werkgelegenheid. Ook deze baten zijn niet gekwantificeerd.
Voor de kostenberekening is gewerkt met kosteninschattingen en kostenkentallen voor CAPEX en OPEX. Dit zijn inschattingen waarbij een leercurve is verondersteld ten opzichte van huidige kostenniveaus - het moet kostenkentallen betreffen die in 2050 geldig zijn.
Voor de kosten van energiebronnen en CO2-emissies zijn voor het middenpad de waarden van CPB/PBL Welvaart en Leefomgeving scenario Hoog gebruikt. Dit is een van de voorgeschreven scenario’s voor toekomstverkenningen.
Productiemiddelen Energiebronnen import Elektriciteit warmte H 2 opslag CCS LT Warmte
Integraal, incl. installaties, gebouw
Infrastructuren
Licht en kracht
Kosten apparaten e.d.
HT-warmte/feedstock
Kosten industriële transitie
Transport
Kosten voertuigen e.d. CO
101 3.L53 - Net voor de Toekomst - 22 november 2017
De kostenberekening is uitgevoerd als een eindbeeld zonder transitieberekening, dat wil zeggen er is geen analyse uitgevoerd wanneer welke kosten gemaakt dienen te worden en welke de kosten-kentallen in die jaren dan zijn. Dit, met uitzondering van het CEGOIA-model, dat model doet dit wel, en een deel van de in CEGOIA bepaalde kosten zijn onderdeel van de eind-kostenraming.
Alle kostenberekeningen worden gepresenteerd als geannualiseerde kosten.
Hierbij is uitgegaan van de typische verwachte levensduur van het betreffende onderdeel en een maatschappelijke discontovoet van 4,5%.
Dit is op grond van het door het kabinet onderschreven advies van het Rapport Werkgroep Discontovoet 2015, die dit percentage voorschrijft voor investeringen met een hoog ‘sunk costs’ gehalte, zoals publieke fysieke investeringen en investeringen in infrastructuren. Dit percentage is voor alle kosten aangehouden.
Voor de beschouwde infrastructuur is een levensduur van 50 jaar aangehouden.