DEEL I Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem (POM West-Vlaanderen)

Interreg IVA-project: “CO2 en CH4 als dragers voor regionale ontwikkeling” case 5 (Onderzoek naar de mogelijkheden van Power-To-Gas)

p. 1 DEEL I: Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem

Inhoudstafel DEEL I Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem (POM West-Vlaanderen) DEEL II Kwantificatie van mogelijke elektriciteitsoverschotten in België en Nederland (Avans Hogeschool en UGent-Lemcko) DEEL III State-of-the-art van de omzetting elektriciteit naar waterstofgas en methaan III.1

Elektrolyse en chemische omzetting van CO 2 en H 2 in methaan (Sabatier reactie) (Avans Hogeschool)

III.2

Biologische methaanproductie (UGent-Liwet)

DEEL IV Benutting van waterstofgas en methaan voor mobiele toepassingen (Boerenbond) DEEL V Case-studies V.1

Case-study P2G en vergisting in midden West-Vlaanderen (UGent-Liwet)

V.2

Case-study P2G en windenergie in noord West-Vlaanderen (UGENT-Lemcko)

V.3

Case-study P2G in Zuid-Nederland (Avans Hogeschool)

V.4

Case-study P2G voor een landbouwbedrijf (Boerenbond)

DEEL VI Stakeholdersbevraging energieopslag West-Vlaanderen (POM West-Vlaanderen)



Deel I Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem

Opgesteld door Peter Clauwaert, POM West-Vlaanderen



1. Situering van het project Dit rapport werd opgemaakt in het kader van Grensregio Vlaanderen-Nederland Interreg IVA-project ‘CO 2 en CH 4 als dragers voor regionale ontwikkeling, van probleem naar kans’. Dit project is opgezet om de transitie naar duurzamer ondernemen in de grensregio te ondersteunen en te faciliteren. Deze transitie is noodzakelijk vanwege de stijging van de kosten voor fossiele brandstoffen en om de effecten van de klimaatverandering zoveel als mogelijk te beperken. Om dit te realiseren is het nodig om de omslag van lang cyclische energie (aardolie en aardgas) naar kort cyclische (zon, wind, biomassa) energie te faciliteren en grondstoffen cyclisch in te zetten. Dit project is gericht op twee gassen, CO 2 en CH 4 (methaan). De nadruk bij CO 2 ligt op het gebruik van onzuivere CO 2 uit de industrie voor de teelt in de glastuinbouw. De nadruk bij het CH 4 ligt op het genereren van methaan met periodieke stroomoverschotten van duurzame energie via waterstofgas. Om van waterstofgas methaan te kunnen maken is tevens CO 2 nodig. 2. Uitdagingen voor het energiesysteem Net als in andere regio’s staat de Grensregio Vlaanderen-Nederland voor grote uitdagingen op het vlak van klimaatverandering en transitie naar een duurzame economie. In deze context is de verduurzaming van het energiesysteem in de Grensregio een kritiek onderdeel. Drie belangrijke uitdagingen voor het energiesysteem kunnen vooropgesteld worden: i. ii. iii.

Voorzien in de toekomstige energiebehoefte voor bedrijven, overheden en particulieren De luchtvervuiling maximaal beperken De uitstoot van broeikasgassen maximaal beperken

Er zijn bindende engagementen aangegaan op het vlak van de productie van hernieuwbare energie door de verschillende Europese overheden. De daaruit volgende overheidsondersteuning heeft geleid tot een stijging van de productie aan hernieuwbare energie voor de verschillende toepassingen (elektriciteit, warmte/koeling en transport). De evolutie van de productie aan hernieuwbare energie in verschillende Europese landen (België, Nederland en Duitsland), alsook in Vlaanderen wordt weergegeven in onderstaande figuren. Het vooropgestelde te volgen traject tot 2020 wordt eveneens per land weergegeven in deze figuren (ENOVER/CONCERE (2010), Ministerie Economische Zaken (Nederland) (2010), Eurostat (2014)). Aangezien er medio 2014 nog steeds geen verdeling gemaakt werd tussen de Belgische Federale overheid en de regio’s, worden de Belgische doelstellingen weergegeven in Figuur 2.


Interreg IVA-project: “CO2 en CH4 als dragers voor regionale ontwikkeling” case 5 (Onderzoek naar de mogelijkheden van Power-To-Gas) 25 %

20,9 20

19,6 18,2

Groene warmte/koeling (doel BE) Groene stroom (doel BE)

16,5

Groen transport (doel BE)

15

14,8

Groene energie (doel BE) Groene warmte/koeling (gereal BE)

13,0

12,7

Groene stroom (gereal BE) Groen transport (gereal BE)

11,9

11,3

10,7

Groene energie (gereal BE)

10

9,5

9,5 8,6 7,8 6,8

6,2 5

4,8 3,8 3,5

4,4 4,2 3,8

5,2 4,8 4,7

5,8 5,1 4,8

5,9 5,7

7,5

7,5

6,6 5,8

6,3

8,5

9,6

10,7

11,9 10,1

9,0

7,9

6,5

2,7 2,3 2,2

0 2004

0,0 2005 2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Figuur 1: Evolutie van de productie aan hernieuwbare energie in de verschillende vormen en van het vooropgestelde traject tot in 2020 voor België. 25 %

20,9 20

19,6 18,2

Groene warmte/koeling (doel BE) Groene stroom (doel BE)

16,5

Groen transport (doel BE)

15

14,8

Groene energie (doel BE) Groene warmte/koeling (gereal Vl)

13

12,7

Groene stroom (gereal Vl) Groen transport (gereal Vl)

11,9

11,3

10,7

Groene energie (gereal Vl)

10

9,5

9,5 8,6

7,8 6,8

6,2 5

4,8 3,8 3,5

4,4 4,2 3,8

5,2 4,8 4,7

5,8 5,1 4,8

5,9 5,7

7,5

7,5

6,6 5,8

6,3

8,5

9,6

10,7

11,9 10,1

9,0

7,9

6,5

2,7 2,3 2,2

0 2004

0,0 2005 2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Figuur 2: Evolutie van de productie aan hernieuwbare energie in de verschillende vormen in Vlaanderen en van het vooropgestelde traject tot in 2020 voor België.



40 %

37,0

35 33,9 30,8

30 Groene warmte/koeling (doel NL)

27,6

Groene stroom (doel NL) 25

Groen transport (doel NL)

24,4

Groene energie (doel NL) Groene warmte/koeling (gereal NL)

21,0

Groene stroom (gereal NL)

20

19,0

Groen transport (gereal NL) Groene energie (gereal NL) 15,3

15

14,5 13,3

12,5

8,6

5

12,1 10,9

10

6,0 4,2 4,1 3,7

9,7

9,1

4,6 4,2 4

5,6 4,6 4,4

6,6 5,1 4,8

7,7 5,6 5,2

8,5 6,0 5,6

6,8 6,2

7,7 6,9

8,5 7,5

9,4 8,1

10,3 8,7

2,5 0 2004

0,1 2005 2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Figuur 3: Evolutie van de productie aan hernieuwbare energie in de verschillende vormen en van het vooropgestelde traject tot in 2020 voor Nederland

45 % 40 38,6 35,9

35 33,3 Groene warmte/koeling (doel DE) 30

31,0

Groene stroom (doel DE)

28,8

Groen transport (doel DE) 26,8

Groene energie (doel DE) 25

24,7

Groene warmte/koeling (gereal DE) 22,7

Groene stroom (gereal DE) 20,9

Groen transport (gereal DE)

20

19,6

19,3

Groene energie (gereal DE) 17,4

15,7

15

10

10,2 6,6 6,5

5

0 2004

10,1 9,0

10,8 9,4

7,3

7,5

11,4 10,0 7,6

12,0 10,5 7,0

12,8 11,1

13,5 11,7

14,4 12,4

13,1

9,3 7,0

7,0

16,7 13,9

9,4

17,7 14,7

15,5 13,2

9,7

7,1

3,9

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Figuur 4: Evolutie van de productie aan hernieuwbare energie in de verschillende vormen en van het vooropgestelde traject tot in 2020 voor Duitsland



Uit bovenstaande figuren kan besloten worden dat Nederland en Duitsland ambitieuze doelstellingen gekozen hebben op het vlak van groene stroom tegen 2020. Duitsland en België volgen vooralsnog hun vooropgestelde traject, terwijl Nederland de komende jaren een grote stap voorwaarts dient te zetten om het vooropgestelde doel van 37% te halen. In 2012 bedroeg het aandeel groene stroom in Duitsland ruim 23%, terwijl dit in België en Nederland tussen 10 en 11% lag. De uitdagingen waar het Duitse elektriciteitsnet nu voor staat, zijn wellicht een goede afspiegeling voor de uitdagingen waar België en Nederland binnen een aantal jaren voor zullen staan. Voor Europa (EU28) bedroeg het aandeel aan groene stroom in 2012 23,5%. Het feit dat de productie voor een stuk verschuift van centrale opwekking naar decentrale opwekking, in combinatie met een fluctuerend aanbod aan weersafhankelijke opwekking door zon en wind, zorgt ervoor dat het huidige elektriciteitsnet herdacht en aangepast moet worden. Het gebrek aan leveringszekerheid van elektriciteit en hogere meerkosten voor het verbruik van elektriciteit zijn bedreigingen voor het economische weefsel, meer in het bijzonder voor de energieintensieve industrie. 3. Flexibiliteit in het energiesysteem Het toverwoord voor het toekomstige elektriciteitssysteem blijkt ‘flexibiliteit’ te zijn. Die flexibiliteit kan op verschillende manieren tot uiting komen. i.

Verbeteren elektrische transmissie en distributie

Er wordt verwacht dat de omschakeling naar een koolstofarm elektriciteitsnet gepaard gaat met hogere investeringskosten, maar dat deze hogere investeringen terugverdiend zullen worden door lagere operationele kosten (ECF, 2011). Volgens deze studie dient er zwaar geïnvesteerd te worden in het elektrische transmissienet (up-grading), en meer bepaald in de periode 2020-2030 om op schema te blijven om in 2030 50% aan hernieuwbare elektriciteit op het net te kunnen transporteren. Ook volgens Agora Energiewende (2013) is de goedkoopste oplossing het investeren in een beter (sub)transmissienetwerk (>30 kV) en distributienetwerk (< 30kV). Het uitgangspunt is dat een lokaal overaanbod nog een lange tijd het kosten-efficiëntst via het transmissienet weggewerkt wordt naar andere regio’s en bestaande energieopslag inrichtingen in Europa (bijv. hydro-elektrische pompopslag) (Agora Energiewende, 2013). Deze aanname veronderstelt weliswaar dat er geen vertraging komt op de (grensoverschrijdende) expansie van het elektrische net, dat er goede internationale marktwerking en samenwerking is en dat er zich geen doorbraken voordoen op het vlak van kosten-efficiënte energieopslag. Er wordt op gewezen dat de benodigde aanpassingen op vlak van infrastructuur naar aanleiding van de zogenaamde ‘Energiewende’ in Duitsland eigenlijk relatief beperkt zijn ten opzichte van de grote expansie van het hoogspanningsnet die zich voordeed tussen 1977 en 1989 (Baake, 2013). Er dient anderzijds bemerkt te worden dat transport van elektriciteit een significant energetisch verlies met zich meebrengt en dat dit de energiekosten bij de eindklant ook doet oplopen. Uit berekeningen door GERG-leden zou evenwel blijken dat de combinatie van Power-To-Gas, een bepaalde vorm van energieopslag onder de vorm van waterstofgas of methaan, in combinatie met kwalitatieve warmtekrachtkoppeling veel kosteneffectiever (6 - 30 euro per ton CO 2 -reductie) zou zijn dan de versterking van het elektrische transmissiesysteem (120 euro per ton CO 2 -reductie) (Judd en Pinckbeck, 2013).



In de onderstaande figuren wordt gesimuleerd welke aanpassingen aan het interregionale elektrische transmissienetwerk wenselijk zijn om de groei van de productie aan hernieuwbare energie niet af te remmen in Europa tegen respectievelijk 2020 en 2030 volgens een ‘on-track’ scenario, waarbij in 2020 het aandeel aan hernieuwbare elektriciteit 35% is in Europa, en in 2030 50%.

Figuur 5: Simulatie van veronderstelde extra transmissiecapaciteit in Europa tegen 2020 en 2030 (Bron: ECF, 2011) Voor België en Nederland betekent dit dat er tegen 2020 werk dient gemaakt te worden van een connectie (1 - 5 GW) tussen België en het Verenigd Koninkrijk en dat de bestaande elektrische verbinding tussen Nederland en Noorwegen (< 1 GW) versterkt dient te worden tot 1 - 5 GW. Tegen 2030 zou bestaande directe connectie tussen Nederland en België (< 1 GW) significant versterkt dienen te worden (5 - 10 GW) en een directe connectie tussen België en Duitsland (1 - 5 GW). De netconnectie tussen België en het Verenigd Koninkrijk zou tegen 2030 ook mogelijks bijkomend versterkt (5 – 10 GW) moeten worden, maar indien bepaalde acties ter stimulering van flexibele stroomafname (demand response) kunnen doorgevoerd worden zou deze versterking mogelijks niet noodzakelijk zijn. In het rapport van ECF (2011) wordt gesteld dat, naast flexibele stroomafname, ook een verhoogde energie-efficiëntie de benodigde toename aan transmissie en back-up significant kan beperken. De verwachte toename aan elektriciteitsverbruik (1,8% per jaar) door elektrificatie van transport en verwarming (warmtepompen) zou beperkt kunnen worden tot 0,3% per jaar indien de vooropgestelde Europese energiebesparingsdoelstellingen tot 2020 op gelijkaardige wijze doorgetrokken worden tot 2030. Dit zou resulteren in een daling van 50% in de benodigde investeringen op het vlak van transmissie en 31% op vlak van back-up (ECF, 2011).


ii.


Verhogen van de flexibele elektriciteitsproductie

Gezien het fluctuerende, weersafhankelijke karakter van elektriciteitsopwekking door zon en wind, is er een duidelijke nood aan bijkomende flexibele elektriciteitsproductie aangezien vraag en aanbod in het elektriciteitsnet per definitie in balans moeten zijn. Aardgas wordt aanzien als een bijzonder interessante energiebron voor het snel aan en afschakelen van elektriciteitscentrales om die balans te gaan waarborgen. Nucleaire elektriciteitsopwekking, WKK’s die stroom leveren aan de industrie en energiecentrales die ook warmte leveren aan een stadsverwarmingsnet kunnen als ‘must-run’ installaties beschouwd worden. Productie-eenheden van hernieuwbare energie worden in principe ook als must-run eenheden beschouwd indien ze op het hoogspanningsnet aangesloten zijn, maar de productie van windmolens kan mogelijks op vraag van de hoogspanningsnetbeheerder verlaagd worden, wat in feite neerkomt op een netto energieverlies door een falende wisselwerking tussen vraag en aanbod. Volgens simulaties van Kema zou de extra beschikbare opwekking weliswaar slechts 2,5% hoger zijn indien er een grootschalige energieopslag is in Nederland in 2020, en dit zou wellicht nog steeds zo zijn in 2030 (Innovatie Zuid, Roadmap Energieopslag, 2012). Nieuwe regelbare steenkoolcentrales zouden ook kunnen gebruikt worden voor dit doel. Steenkool is op dit moment goedkoper dan aardgas, maar de hogere CO 2 -emissie geassocieerd met de elektriciteitsopwekking met steenkool pleit momenteel in het voordeel van aardgas. Door een (mogelijks tijdelijke) oninteressante verhouding tussen de aardgas- en de elektriciteitsprijzen op de markt worden investeringen in flexibele gasgedreven back-up installaties zeker niet gestimuleerd. Integendeel, veel dergelijke back-up installaties zijn niet langer rendabel en worden buiten bedrijf gesteld (Baake, 2013). Deze situatie doet inzien dat er voor de verdere ontwikkeling van de productie aan hernieuwbare energie wellicht een billijke vergoeding moet komen voor (gasgedreven) flexibele elektriciteitsopwekking (Schlatmann, 2013). Indien deze situatie niet door marktwerking verholpen kan worden, dan zijn black-outs niet ondenkbaar, waardoor een ingrijpen door de overheid mogelijks nodig zal zijn (Baake, 2013). Er blijft een belangrijke rol weggelegd voor aardgas de komende decennia volgens de studie van ECF (2011). Er wordt verwacht dat de daling van het aardgasverbruik voor gebouwenverwarming gecompenseerd zal worden door een hogere vraag naar aardgas voor elektriciteitsopwekking. Waar op Europees niveau 22% van de elektriciteitsopwekking afkomstig was van aardgas, verwacht men dat dit zal stijgen tot 25% in 2020 en 28% in 2030 (ECF, 2011). Volgens een studie van ECF (2011) zou de aardgasinfrastructuur in de meeste regio’s in Europa voldoende ontwikkeld zijn. Het aansturen van een cluster decentrale energie-opwekkingseenheden met gesofisticeerde software wordt aangeduid met de term ‘virtual power-plant’, waardoor een hogere graad van flexibiliteit bereikt wordt. Ook het sturen van de vraagzijde (demand respons) kan een onderdeel vormen van het concept van een ‘virtual power-plant’ iii.

Verhogen van de flexibiliteit bij elektriciteitsverbruikers (demand response)

Een andere vorm van flexibiliteit om vraag en aanbod dichter bij elkaar te brengen is de vraag zoveel mogelijk te laten volgen op het aanbod, wat een andere manier van sturing is dan dat het vandaag het geval is. Er liggen opportuniteiten vervat in bepaalde industriële activiteiten waarbij het verbruik aan elektriciteit zonder operationele problemen uitgesteld of vervroegd kunnen worden (bijv. koeling in diepvriessector, aanmaak ijswater, ovens, verpompen van vloeistoffen, …). Anderzijds zal het in de toekomst wellicht zo zijn dat een aantal (huishoudelijke) toestellen (‘smart devices’) communiceren met een ‘smart grid’ opdat ze op het gepaste moment in werking zouden treden. Daarbij kan gedacht worden aan wasmachines, droogkasten maar ook het laden van elektrische wagens en het tijdelijke opslaan van warmte afkomstig van een warmtepomp in een



warmtebuffer behoort tot de toekomstige mogelijkheden. Het voorzien van een batterij op het decentrale niveau van een huis of wijk, wordt aangegeven als een voorbeeld van demand response, wat, net zoals het voorafgaande voorbeeld, aanduidt dat de grens tussen demand response en energieopslag soms vaag is. Volgens een studie van ECF (2011) zou een afname-verschuiving van 10% van de dagelijkse vraag in navolging van het aanbod, wat aanzien wordt als een realistische inschatting, een daling van 10% van de netcapaciteit tot gevolg hebben en een daling van 35% van de back-up capaciteit. De prijsvolatiliteit zou op deze manier met 10 tot 30% dalen. iv.

Voorzien van energieopslag

Opslag van energie wordt gezien als een sluitstuk, voor het geval het lokale overaanbod aan elektrische stroom niet kan getransporteerd worden naar andere regio’s en er geen lokale flexibele elektriciteitsklanten beschikbaar zijn. Energieopslag is niet nieuw, want met de komst van kernenergie bleek bijvoorbeeld hydro-elektrische pompopslag een interessante optie te zijn. In een studie van Agora Energiewende (2013) wordt geschat dat significante (bijkomende) energieopslag pas noodzakelijk zal zijn vanaf het moment dat het aandeel aan hernieuwbare energie op het net 70% bedraagt. Indien de decarbonisatie van de elektriciteitsproductie zich verderzet zoals vooropgesteld, zou zich dit wellicht niet voor 2040 voordoen. Er wordt namelijk gesteld dat (additionele) energieopslag de komende decennia nog te duur zal zijn (ten opzichte van netversterking) en dat er nog heel wat R&D nodig zal zijn om tot marktconforme concepten te komen. In het rapport van ECF (2013) stelt dat bij een goede marktintegratie, conventionele technologieën de prijs gaan bepalen voor het grootste gedeelte van de tijd. Men gaat er dan ook van uit dat de perioden waarbij de elektriciteitsprijs erg laag is (overaanbod) tegen 2020 beperkt zal zijn en quasi niet meer zullen voorkomen in 2030 bij een ‘on-track’ scenario (35% in 2020 en 50% in 2030). Indien de decarbonisatie van het elektriciteitsnet sneller zou gaan, dan zouden er in 2030 ook nog een beperkt aantal draaiuren zijn met een erg lage stroomprijs (Figuur 6).

Figuur 6: Prijs-duur curves voor het ‘on-track’-scenario (35% in 2020 en 50% in 2030) en ‘higher RES’-scenario (60% in 2030)



Maar, zoals eerder vermeld, gaat men er van uit dat er geen vertraging komt op de (grensoverschrijdende) expansie van het elektrische net, dat er goede internationale marktwerking en samenwerking is en dat er zich geen snellere doorbraken voordoen op het vlak van kostenefficiënte energieopslag. Ook een versnelde intrede van elektrische wagens die aan het net gekoppeld worden (energie opslag en demand response) en grootschalige warmtepomp-projecten met warmteopslag kunnen ‘game-changers’ worden. Ook de rol van warmtekrachtkoppeling (WKK) kan een belangrijke rol gaan spelen. Als er op termijn WKK-warmte kostenefficiënter opgeslagen zou worden, dan kunnen de combinatie van WKK’s (bij stroomtekort) en warmtepompen (bij stroomoverschotten) met warmteopslag (zeker in het stookseizoen) gebruikt worden voor netbalansering. De wisselwerking tussen warmteopslag en fluctuerende productie aan hernieuwbare energie kan mogelijks al sneller leiden tot een integratie van energieopslag in het energiesysteem. Anderzijds wordt in een rapport van TNO (2013) gesteld dat er tussen experts geen overeenstemming is over het niveau van integratie van hernieuwbare elektriciteit in het elektriciteitsnet waarbij energieopslag interessant wordt. The Directoraat-Generaal (DG) Energie stelt in het document ‘The future role and challenges of energy storage’ dat een verstoring van het elektriciteitsnet kan verwacht worden vanaf dat het aandeel hernieuwbare elektriciteit op het net 25% bedraagt, tenzij er energieopslag voorzien wordt (TNO, 2013). Er is wellicht geen twijfel over het feit dat een toekomstig elektriciteitsnet dat volledig gevoed wordt met hernieuwbare energie enkel mogelijk is met behulp van energieopslag. 4. Wisselwerking tussen energievormen: conversie en opslag Het huidige energiesysteem is vooralsnog sterk gebaseerd op het gebruik van fossiele en nucleaire energiebronnen voor de opwekking van elektriciteit, warmte, beweging en productie van grondstoffen. Opslag van elektriciteit is momenteel nog erg beperkt (vnl. hydro-elektrische pompopslag en batterijen). Naast het gebruikt van aardolieproducten is aardgas (hoofdzakelijk methaan - CH 4 ) een belangrijke en breed inzetbare energiebron. Naast verwarming wordt aardgas ingezet voor elektriciteitsopwekking, transport en voor de productie van grondstoffen (bijvoorbeeld waterstofgas en ammoniak). Het aandeel aan transport op basis van aardgas (CNG en LNG) is op dit moment nog beperkt, maar verwacht wordt dat dit aandeel de komende jaren sterk zal stijgen. Op dit moment is er weinig interactie tussen de verschillende energiesystemen, maar de opslag van energie kan daar verandering in brengen (Figuur 7). Figuur 7 is per definitie onvolkomen, maar geeft de belangrijkste connecties weer tussen de verschillende energievormen tot aan de finale energiebehoeftes (warmte, elektriciteit, beweging en grondstoffen) voor de energievragers (landbouw, industrie, residentieel en transport).



Figuur 7: Een schematisch overzicht van de belangrijkste connecties tussen verschillende energievormen in het huidige energiesysteem In het kader van dit project, werden verschillende technologieën geïnventariseerd die relevant zouden kunnen zijn in toekomstige concepten rond energieopslag. De verschillende vormen van energieopslag kunnen opgedeeld worden in vijf groepen, volgens de fysisch-chemische eigenschappen van de energieopslag: 1) 2) 3) 4) 5)

Mechanische energieopslag Elektrische energieopslag Elektrochemische energieopslag Thermische energieopslag Chemische energieopslag

Deze technologieën en de bijhorende connecties worden schematisch voorgesteld in onderstaande figuur (Figuur 8). Ook dit schema is per definitie niet volledig, maar geeft in grote lijnen de samenhang weer die er zou kunnen zijn tussen verschillende energiedragers (methaan, H 2 , ammoniak, biomassa, warmte), CO 2 en de verschillende energiebehoeftes. Hieruit blijkt dat het energiesysteem veel complexer en veelzijdiger zou kunnen worden en dat er veel meer interactie en integratie tussen de verschillende systemen mogelijk kan worden.



Figuur 8: Een schematisch overzicht van de belangrijkste connecties tussen verschillende energievormen in een toekomstig energiesysteem Er werd, voor de helderheid van dit rapport, een arbitrair onderscheid gemaakt tussen energieopslag technologieën vertrekkende van elektrische energie die geassocieerd kunnen worden met ‘PowerTo-Gas’ (P2G), een vorm van chemische energieopslag en andere technologieën. Deze andere technologieën werken doorgaans als loutere reversibele opslag van elektriciteit onder een andere fysieke of (elektro)chemische toestand, met uitzondering van de omzettingen die geassocieerd worden onder de term ‘Power-To-Heat’ (P2H) en die een omzetting van elektrische energie naar warmte inhouden, waarbij de energie onder de vorm van warmte opgeslagen wordt voor toekomstige benutting als warmte. Deze technologieën en omzetting worden in Figuur 9 in het blauw aangeduid en worden hieronder verder besproken.



Figuur 9: Een schematisch overzicht van de belangrijkste vormen van opslag van elektrische energie die niet geassocieerd worden met ‘Power-To-Gas’ 1) Mechanische energieopslag a. Hydro-elektrische pompopslag [Kema, 2013] Op dit moment is hydro-elektrische opslag wereldwijd de belangrijkste technologie die gebruikt wordt voor de opslag van elektriciteit (aandeel van 99%; 127 GW, Decourt, B., & Debarre, R. (2013). Het principe is gebaseerd op het verpompen van water naar een hoger gelegen plaats op het moment dat elektriciteit goedkoop is om dan later het water te laten terugstromen naar een lager gelegen gedeelte. De potentiële energie die vrijkomt als kinetische energie bij het terugstromen, wordt met een turbine terug omgezet in elektriciteit. De energetische efficiëntie ligt typisch tussen 70 en 85%. In België kunnen hiervan voorbeelden gevonden worden in Coo-Trois-Ponts en Plate-Taille, waar respectievelijk 1.164 MW en 144 MW aan geïnstalleerd vermogen beschikbaar is door het benutten van een hoogteverschil van respectievelijk 230-275 meter en 45 meter. De installatie in Coo-TroisPonts werk aan een efficiëntie van 75% en kan maximaal 5 GWh aan energie opslaan (gemiddeld 1600 GWh per jaar). De installatie in Plate-Taille kan 0,8 GWh opslaan.



De voordelen: • • • • • •

Volwassen technologie, betrouwbaar Hoge opslagcapaciteit Snelle opstart mogelijk (minuten) Lage zelfontlading Lange technische levensduur (> 30 jaar) Vele cyclussen mogelijk (20.000 - 50.000)

De nadelen: • • • • • •

Hoge investeringskosten (1.150 – 2.100 euro/kW > 500 MW; 1.900 – 3.300 euro/kW < 500 MW) Lange doorlooptijd tot ingebruikname (oa. voor vergunningen) Lage energie-densiteit Groot ruimtegebruik Geografische limitaties Grote milieu-impact

Ook in plaatsen waar van nature geen grote hoogteverschillen zijn, worden plannen gemaakt om dit principe toe te passen in bijvoorbeeld een meer of zee (‘open coast sea concept’ in Japan). In Nederland is er het Plan Lievense en in België is er een (voorontwerp van een) marien ruimtelijk plan waarbij twee zones aangeduid worden voor een concessie voor “energieopslag”. De voordelen van hydro-elektrische pompopslag op zee, zijn de beschikbaarheid van ruimte, water en zand (bouwmateriaal) in combinatie met het ontbreken van bewoning. Er zijn twee concepten gangbaar. In het ene concept wordt een hoge dijk aangelegd als stuwmeer, waarbij het water boven het zeewaterniveau opgeslagen wordt. Hierbij dient zand aangevoerd te worden. In het andere concept wordt een lagere dijk aangelegd waarbij binnen de dijk zand weggegraven wordt waarmee de dijk kan aangelegd worden. Dit tweede concept levert ook geen overstromingsgevaar op aan land indien het in een meer aangelegd wordt, bij het doorbreken van de dijk (Plan Lievense). Nog een ander alternatief voor vlakke regio’s is een zogeheten ‘Ondergrondse Pomp Accumulatie Centrale’ (OPAC), waarbij water met behulp van ‘elektriciteitsoverschotten’ verpompt worden van een ondergronds meer naar een bovengronds meer. Later stroomt het water dan terug naar het ondergronds meer waarbij een turbine gebruikt wordt om terug elektriciteit te genereren. Een dergelijk OPAC-systeem voor Zuid-Nederland wordt geschat op 1,8 miljard euro (Innovatie Zuid, Roadmap Energieopslag, 2012). Een dergelijk bouwwerk op zee zou ook benut kunnen worden als een (LNG-)haven, voor de bouw van windmolens, offshore infrastructuur, voor aquacultuur in de omgeving en recreatie om zo tot een globale interessante business-case te komen. In heuvelachtige gebieden waar geen water beschikbaar is, kan ook gebruik gemaakt worden van speciale treinstellen gevuld met bijvoorbeeld stenen of cement. Op momenten van lage elektriciteitsprijzen worden de treinstellen elektrisch bergop gereden en bij hoge elektriciteitsprijzen rijden ze terug naar beneden, waarbij de opgebouwde potentiële energie weer omgezet wordt in kinetische energie waarmee opnieuw elektriciteit geproduceerd wordt. In de VS wordt dit toegepast en de verantwoordelijken stellen dat deze vorm van elektriciteitsopslag slechts half zo duur is als hydro-elektrische pompopslag [Scientific American.com, 2014].



b. Opslag van elektrische energie met behulp van perslucht Elektriciteit kan mechanisch opgeslagen worden door een tijdelijke omzetting van elektriciteit in samengedrukte lucht. Nadien wordt de samengedrukte lucht gebruikt om elektrische turbines aan te drijven. Tijdens het samendrukken van de lucht komt er warmte vrij, terwijl tijdens de expansie er warmte nodig is aangezien de lucht afkoelt [Kema, 2013]. Er bestaan momenteel 3 varianten: i)

Diabatische energieopslag met perslucht [Kema, 2013]

Bij diabatische energieopslag met perslucht is het noodzakelijk dat de lucht wordt opgewarmd met een aardgasturbine tijdens de decompressiefase. De perslucht wordt opgeslagen onder 50 tot 70 bar in ondergrondse opslaglagen, en de warmte die vrijkomt bij de compressie wordt niet gebruikt. De voordelen: • • • • • •

Volwassen technologie die commercieel beschikbaar is Lange levensduur (30 jaar) Grote productiecapaciteit (5 - 300 MW) Snelle opstarttijd (10-14 minuten) Bijna geen zelfontlading Relatief lage investerings- en onderhoudskosten

De nadelen: • • • • ii)

Afhankelijkheid van aardgas Beperkte beschikbaarheid in ondergrondse opslag-sites Lage efficiëntie (42-54%) Slechts 2 sites wereldwijd (Duitsland en USA) Adiabatische energieopslag met perslucht [Kema, 2013]

Bij de adiabatische energieopslag wordt de warmte die vrijkomt tijdens de compressiefase in verschillende tussenstappen opgeslagen in vaste, vloeibare of gesmolten zoutoplossingen (50 - 600 °C). Tijdens de decompressie wordt deze warmte dan hergebruikt en verwacht wordt dat de efficiëntie zo kan stijgen tot 70%. In Duitsland wordt een dergelijke pilootinstallatie getest. Op dit moment zijn de benodigde warmteopslag als de compressor op hoge temperatuur nog niet commercieel beschikbaar in de noodzakelijke dimensies, waardoor de demonstratie en commercialisatie niet verwacht wordt voor 2020. Er wordt verwacht dat de investeringskost tussen 600 en 1200 euro/kW zal liggen. iii)

Isotherme energieopslag met perslucht [Kema, 2013]

Isotherme energieopslag met perslucht is in feite een geavanceerde variant van de adiabatische energieopslag met perslucht, met dit verschil dat de warmte niet in stappen, maar continu uitgewisseld wordt. De isotherme energieopslag zou een energetische efficiëntie bereiken van 7080% en zou ook makkelijk schaalbaar zijn en de opslag zou ook bovengronds kunnen, al zou de bovengrondse energieopslag significant duurder zijn. De investeringskost wordt geschat op 1000 - 1500 euro/kW.



c. Vliegwielen [Kema, 2013] Elektrische energie kan tijdelijk opgeslagen worden in een vliegwiel door het roteren van de massa van het wiel om een as. Een elektrische motor zet de elektriciteit om in kinetische energie door het draaien van het wiel. Hoe sneller het wiel draait (tot 50.000 tpm), hoe meer energie kan opgeslagen worden. Het ontladen gebeurt doordat het draaiende wiel een generator aandrijft die terug elektriciteit produceert. Een klassiek vliegwiel is uitgevoerd in staal, maar ook composieten zijn mogelijk. Een vliegwiel uitgevoerd in koolstof zou tot 5 keer meer energie kunnen opslaan, al zijn er (mogelijks tijdelijk) nog veiligheidsissues opgedoken [Thoolen, 2013]. De grootste installatie (Japan) heeft een geïnstalleerd vermogen van 160 MW voor een periode van 30 seconden. Vliegwielen werden ook succesvol toegepast om variaties door windmolens in kleine netten af te zwakken. De voordelen: • • • • •

Hoge efficiëntie (90-95%) Snelle inzetbaarheid (seconden), frequentie-regulatie mogelijk Weinig onderhoud nodig Erg betrouwbaar Modulaire opbouw mogelijk (kW  160 MW)

De nadelen: • •

Hoge zelfontladingssnelheid (minstens 20% per uur)  korte termijnopslag Hoge investeringskosten (2.970 - 3.500 euro/kW)

2) Elektrische energieopslag a. Super condensatoren (elektrochemische condensatoren, ‘supercapacitors’) [Kema, 2013] Elektrische energie kan (na omvorming in gelijkstroom voor wisselstroom) opgeslagen worden in een zogenaamde supercondensator door twee simultaan optredende fenomenen. Enerzijds word energie tijdelijk opgeslagen als een statisch elektrisch veld door de opbouw van een elektrische dubbellaag ter hoogte van de grenslaag van de elektrodes met het elektrolyt gescheiden door één laag elektrolyt-solvent molecules (diëlectricum). Anderzijds wordt er tijdelijk energie opgeslagen door redoxreacties aan de ene elektrode, waar kationen de solventlaag (diëlectricum) doorbreken en aan de elektrode gaan kleven, waardoor er elektronen langs het elektrisch circuit kunnen vloeien naar de andere elektrode, waar de elektronen op het elektrode-oppervlak achterblijven in de transitiemetalen, en dus niet overgaan op de anionen. Supercondensatoren voor toepassingen met hernieuwbare elektriciteitssystemen zijn nog onder ontwikkeling, doorgaans in combinatie met batterijen die, in tegenstelling tot de supercondensatoren, de energie wat langer kunnen opslaan. De investeringskost ligt tussen 1.200 – 2.000 euro/kW. Gewone condensatoren kunnen minder energie opslaan per gewichtseenheid, maar kunnen wel een hoger vermogen leveren per gewichtseenheid. Er wordt gesteld dat supercondensatoren te situeren



zijn tussen condensatoren en batterijen in een vermogensdichtheid-energiedichtheidsplot (Kotz en Carlen, 1999) . De voordelen: • • • •

Hoge efficiënties (85-95%) Hoge laadsnelheden Lange levensduur Snelle responstijd (< 1 seconde)

De nadelen: • •

Hoge zelfontlading (14% per maand) Voorlopig nog in een R&D-fase voor hernieuwbare energie b. Supergeleidende magnetische energieopslag [Kema, 2013]

Supergeleiding treedt op in bepaalde geleiders die gekoeld worden onder hun superkritische temperatuur. Dit houdt in dat de gelijkstroom in deze spoelen geen weerstand meer ondervindt en ‘oneindig’ blijft stromen zonder te degenereren en tegelijk ook een sterk magnetisch veld opwekt, waarin de energie opgeslagen wordt. Het voordeel van deze technologie is dat er erg snel geschakeld kan worden (milliseconden). Er zou een uitgesteld hoog vermogen kunnen geleverd eerder dan dat er grote hoeveelheden energie opgeslagen zouden worden. Deze technologie is nog in ontwikkeling, maar zou in principe aan een efficiëntie van meer dan 95% kunnen werken. Enkel de omzetting van wisselstroom naar gelijkstroom en terug gaat gepaard met energieverlies. Het nadeel van deze technologie is dat de supergeleider extreem diep gekoeld moet worden en dat er ook mogelijks problemen kunnen zijn door de hoge magnetische straling die opgewekt wordt. 3) Elektrochemische energieopslag a. Batterijen [Kema, 2013] Batterijen kunnen elektrische energie tijdelijk opslaan door een reversibele omzetting van de elektrische gelijkstroom-energie in chemische energie, met behulp van bepaalde redoxreacties. i)

Lood-batterijen

De loodbatterij is een van de meest voorkomende soort batterij voor elektrochemische opslag van elektriciteit. 70% van alle lood-batterijen worden gebruikt in voertuigen. Ze zijn gekend omwille van hun betrouwbaarheid (reeds 130 jaar operationele ervaring), kunnen in een tiental seconden benut worden en werken aan een efficiëntie van 70-85%. Ze ontladen aan ongeveer 2% per maand. De nadelen: • • •

Relatief beperkt aantal laadcyclussen mogelijk en korte levensduur (4-8 jaar) Hoge onderhoudsvereisten Slechte performantie bij lage temperatuur


• • ii)


Veiligheidsrestricties ter voorkoming van zure dampen en explosieve gassen Snelle degradatie bij volledige ontlading Nikkel-batterijen

Er worden hoofdzakelijk drie types gebruikt (NiCd, nickel-metaal hydride NiMH en NiZn), waarvan de NiCd de enige is commercieel gebruikt wordt voor grootschalige energieopslag van hernieuwbare electriciteit. De investeringskost ligt tussen 250-1.000 euro/kW. Net als loodbatterijen zijn ze robuust, commercieel beschikbaar, kunnen ze in enkele seconden benut worden en is veelvuldige volledige ontlading niet wenselijk. In vergelijking met loodbatterijen hebben ze een langere levensduur (20 jaar - maar nog steeds een lage ‘cycle lifetime’ van 1.500 – 3.000 cyclussen). Het grote voordeel ten opzichte van loodbatterijen is dat ze lage onderhoudsvereisten hebben. Maar er zijn ook een aantal nadelen ten opzicht van de loodbatterijen: • Snellere ontlading (6-18% per maand) • Doorgaans lagere energetische efficiëntie (60-91%) • Relatief duur productieproces • Mogelijke toxiciteit van het zware metaal cadmium (bij NiCd-batterijen) na de gebruiksfase iii)

Lithium-batterijen

Lithium batterijen worden gekenmerkt door een hoge energetische efficiëntie (90-95%), een hoge energetische densiteit, snelle oplading en een lage zelfontlading (< 5% per maand). Op dit moment worden ze voornamelijk voor kleinschaligere toepassingen gebruikt (elektronische toestellen, PV en voertuigen). Om ook een toepassing te vinden in de grootschalige energieopslag dient de productiekost (300 – 2.300 euro/kW) naar beneden te gaan, dient de opslagcapaciteit te verhogen en de veiligheid verhoogd te worden (oververhitting). Volgens verschillende studies zou de kostprijs van een lithiumbatterij jaarlijks met 10% dalen (presentatie Jos Blom, Alliander, 2013). De levensduur van de lithiumbatterij is gevoelig aan hoge temperaturen en diepe ontlading. Op dit moment bevindt dit soort batterij zich in een pre-commercieel stadium voor deze toepassing. Recent kondigde het bedrijf Power Japan Plus (PJP) aan een nieuwe batterij ontwikkeld te hebben die de voordelen van een Lithium-batterij heeft, maar veel sneller oplaadt, geen oververhittingsgevaar zou veroorzaken en geen zeldzame materialen nodig heeft: de Ryden dual carbon battery. Het concept zou gepatenteerd zijn, en het is wachten op onafhankelijke testen om bevestiging te krijgen van de unieke eigenschappen (Engineering.com, 2014). iv)

NaS-batterijen

Natrium-zwavel batterijen lijken beloftevol om de wisselende productie van hernieuwbare energie te ondersteunen aangezien ze enerzijds in de megawatt-range toepasbaar zijn en anderzijds omdat ze de energie zo’n 7 uur goed kunnen opslaan en dit aan een hoge efficiëntie (85-92%). Voor lange termijnsopslag zijn ze evenwel niet geschikt, aangezien de zelfontlading 100% per maand bedraagt.



In tegenstelling tot veel andere soorten batterijen zijn er geen dure noch toxische componenten nodig. De werkingstemperatuur van de batterijen ligt tussen 300 en 350°C. Eens het proces op gang gebracht is, dan zorgt de warmteproductie van het laden en ontladen er voor de temperatuur behouden blijft. Het nadeel is evenwel dat door deze hoge temperaturen natrium erg corrosief is, waardoor het niet toepasbaar is op kleine schaal. Deze batterijen zijn in een pre-commercieel stadium, zijn momenteel nog relatief duur (1.420-2.500 euro/kW) en er is nog maar weinig operationele ervaring mee. Nochtans heeft de NaS-batterij op dit moment het grootste aandeel in opgestelde energieopslag met batterijen wereldwijd (316 MW, 53%; Electricity Storage Association, 2013). Er zijn nog een hele range aan andere soorten batterijen in ontwikkeling (bijv. natrium-ion batterijen, Natrium Nickel Chloride batterijen, herlaadbare metaal-lucht batterijen (Li-air, Al-air), …) en verwacht wordt dat deze ontwikkelingen zich de komende jaren nog verder zullen doorzetten. b. Flow batterijen In een flow batterij wordt de elektriciteit chemisch opgeslagen in een elektrolyt, dat in grote tanks kan opgeslagen worden. Op deze manier zijn flow batterijen interessant om de wisselende productiecapaciteit van windmolens op te vangen en de technologie zo te ondersteunen. De flow batterijen zitten nog in een precommercieel stadium. Een voordeel van de flow batterijen is dat de zelfontlading in principe onbestaand is (0% per maand). De vanadium redox flow batterij haalt efficiënties tussen 70 en 85%, heeft een cyclus levensduur van 13.000 cycli en de investeringskost ligt tussen 2.300 euro/kW en 3.100 euro/kW. De zink-broom flow batterij is dan een stuk goedkoper (1.120-2.400 euro/kW) en heeft een hogere specifieke energie, maar de efficiëntie ligt iets lager (70-75%) en de cyclus levensduur ligt tussen 4.000-5.000 cycli. Er zijn nog andere soorten (redox) flow batterijen in ontwikkeling, zoals polysulfide bromide redox flow batterijen of zinc cerium redox flow batterijen. Ook batterijen met vloeibare metalen schijnen mogelijks een doorbraken te kunnen betekenen op het vlak van opslag van elektriciteit (Nature.com, 2014) 4) Thermale energieopslag a. Cryogene opslag Elektrische energie kan opslagen worden door lucht af te koelen tot -200°C waardoor het vloeibaar wordt. Nadien kan door het toevoegen van warmte, bij voorkeur omgevingswarmte of restwarmte (bijvoorbeeld van een vorige koelcyclus), de vloeibare lucht terug gasvormig gemaakt worden om een turbine met generator aan te drijven. Er werd aan het begin van de 20e eeuw reeds aangetoond dat de motor van een wagen op deze wijze kan aangedreven worden. Onderzoekers van de Leeds University presenteerden recent naar eigen zeggen een modulair schaalbaar, relatief goedkoop (< 1.000 euro/kW) en energiedens opslagsysteem om elektrische energie uit het net op te slaan. De gekoelde vloeistof kan makkelijk overzee getransporteerd worden als een verhandelbare energiedrager aangezien dergelijke infrastructuur reeds beschikbaar is. De



energetische efficiëntie is slechts 50% maar zou stijgen tot 70% indien goedkope en laagwaardige restwarmte beschikbaar is (theengineer.co.uk, 2011). Goedkope elektrische stroom kan aangewend worden om ijs te maken voor de koelbehoefte die bijvoorbeeld uren later volgt. Dit is een voorbeeld van demand side management waarbij de vraag naar elektriciteit uitgesteld wordt en de elektrische energie opgeslagen wordt in een ander medium. Zuivere CO 2 -gasstromen kunnen door elektrische koeling vloeibaar gemaakt worden met een lagere energiebehoefte dan lucht vloeibaar maken. Vloeibare CO 2 kan, net zoals vloeibare lucht of N 2 , naast opslag van elektrische energie ook gebruikt worden als een geluidsarmer en energiezuiniger alternatief voor de koeling van vrachtwagens en bestelwagens aangezien de motor niet hoeft te werken om de klimatisatie van de lading te bewerkstelligen. Dit is geen voorbeeld van opslag van elektrische energie, maar de energie nodig om het gas vloeibaar te maken kan gebeuren op interessante momenten (demand response) en houdt in dat energie een tijdje onder een andere vorm opgeslagen wordt (zonder re-elektrificatie). b. Warmte-elektriciteitsopslag De warmte uit elektriciteit wordt in principe niet meer terug omgezet in elektriciteit wegens een laag rendement met een stoomcyclus of organische rankine cyclus (ORC) door het Carnot rendement, al is dit in principe wel mogelijk. Met behulp van isentropische warmte-elektriciteitsopslag kan elektriciteit omgezet worden in hoge druk- en temperatuursverschillen in twee opslagtanks gevuld met een inert gas en stenen om de warmte op te slaan (tot 12 bar en 500°C) waarbij dan later terug elektriciteit kan opgewekt worden aan een efficiëntie die blijkbaar tussen 70 en 80% zou liggen. Zonne-energie kan ook in een collector, waar gesmolten zout doorstroomt, gecapteerd worden als warmte op hoge temperatuur. Deze warmte kan dan opgeslagen worden in buffervaten en zo kan er op momenten van een hoge elektriciteitsvraag flexibele en hernieuwbare elektriciteit opgewekt worden. Dit is dan geen voorbeeld van elektriciteitsopslag of van power-to-heat, maar van flexibele elektriciteitsopwekking, dat aantoont dat het in principe mogelijk is om hoogwaardige warmte op te slaan voor uitgestelde (re-)elektrificatie. c. Power-To-Heat (P2H) in combinatie met warmteopslag Elektriciteit kan omgezet worden in warmte en verder direct als warmte gebruikt of opgeslagen worden voor later verbruik. In dat opzicht is power-to-heat geen technologie voor opslag van elektriciteit, maar een omzettingstechnologie van elektrische energie naar thermische energie. In dit onderdeel wordt ook een kort overzicht gegeven van hoe deze energie dan verder als thermische energie kan opgeslagen worden voor later gebruik. Bij power-to-heat met behulp van een elektrische weerstand wordt hoogwaardige energie (elektriciteit) omgezet in laagwaardigere energie (warmte). De energetische efficiëntie van deze omzetting is in principe bijzonder hoog, maar het exergetische rendement daalt en ook de economische waarde daalt onder standaard omstandigheden. Toch kan het in bepaalde omstandigheden interessant zijn om ‘overschotten’ die ontstaan door niet regelbare elektriciteitsproductie-eenheden te gaan benutten voor warmteproductie. In gebieden waar een warmtenet aanwezig is en er ook (regionaal) relatief veel draaiuren met overschotten aan elektriciteit optreden, kan power-to-heat een kosteneffectieve manier zijn om dure netbalancering te minimaliseren (Böttger et al., 2014). De investeringskost voor de omzetting van elektriciteit is in principe relatief laag en de technologische implicaties lijken beperkt.



Een voorbeeld hiervan kan aangetroffen worden in Sleeswijk-Holstein in Duitsland, op de grens met Denemarken. Stadwerke Flensburg heeft een warmtenet dat 90% van de stad bestrijkt en ligt in een gebied waar windenergie een belangrijke rol speelt. Stroomoverschotten worden omgezet in warmte en opgeslagen in de grote warmtebuffer van de biomassa warmtekrachtcentrale (biowkk.nl, 2014). Indien power-to-heat geopereerd wordt door elektrische energie te gebruiken om warmtepompen aan te drijven, en er dus omgevingswarmte (lucht, bodem, warmte) opgewaardeerd wordt tot hogere temperaturen, dan kan power-to-heat veel hogere energetische en exergetische efficiënties bereiken, afhankelijk van de coëfficiënt of performance (COP) van de warmtepomp. Zoals eerder vermeld, kan er in de toekomst mogelijks gebruik gemaakt worden van (aardgas, groen gas of H 2 ) WKK’s voor het leveren van elektrische stroom bij een gebrek aan hernieuwbare stroom zonder simultane warmtevraag indien de warmte tijdelijk opgeslagen wordt voor gebruik later (Baake, 2013). In ruime zin zou dit ook aanzien kunnen worden als ‘Power-To-Heat’. De verschillende technologieën voor opslag van warmte kunnen verdeeld worden in drie groepen (de Boer, 2013; van Helden en de Beijer, 2013) i) ii) iii)

Voelbare warmteopslag met water, olie, gesmolten zouten, steen, keramiek, ... (range: 30 – 600°C; ~ 31 kWh/m³) Latente warmteopslag met water, paraffine, zouthydraten, vetzuren, … (‘Phase Change Materials’ (PCMs)) (voorlopige range: -20 – + 80°C; ~ 70 kWh/m³) Thermochemische warmteopslag: reversible warmteopslag met behulp van adsorptie, absorptie of reversibele chemische reacties (in R&D stadium; 140 – 830 kWh/m³)

Uit een studie van TNO blijkt dat thermochemische warmteopslag, alhoewel het zich nog in een ontwikkelingsstadium bevindt, bijzonder beloftevol lijkt (Kruse, 2013). 5) Chemische energieopslag Elektrische energie kan opgeslagen worden door de vorming van chemische verbindingen die fungeren als energiedragers. Deze energiedragers kunnen zowel in gasvormige, vloeibare als vaste vorm voorkomen. In het vervolg van dit rapport wordt ingegaan op de rol van waterstofgas en methaan als gasvormige energiedragers vertrekkende vanaf (tijdelijke) ‘overschotten’ aan (hernieuwbare) energie onder de verzamelnaam ‘Power-To-Gas’. Afhankelijk van de omstandigheden (temperatuur en druk) kunnen ze in een andere aggregatietoestand gebracht worden. Onder ‘PowerTo-Gas’ kan ook de omzetting van elektrische energie in ammoniak begrepen worden (Figuur 10).



Figuur 10: Een schematisch overzicht van de belangrijkste vormen van opslag van elektrische energie die geassocieerd worden met ‘Power-To-Gas’ Dit schema is per definitie niet volledig. Zo werd bijvoorbeeld de omzetting van elektriciteit (via licht) in biomassa en de energieopslag onder de vorm van waterstofgasperoxide niet opgenomen in dit schema. Ook de bio-elektrochemische elektrolysevariant, waarbij door microbiële oxidatie van organische componenten in een anode gecombineerd wordt met chemische of microbiële waterstofgas- en/of methaanproductie in een kathode en er significant minder elektrische energie vereist is, werd ook niet opgenomen in dit schema, maar is in principe ook een variant van ‘PowerTo-Gas’, waarbij, naast elektriciteit, ook organische componenten vereist zijn als input voor het produceren van waterstofgas en/of methaan. a. Power-To-Gas Power-To-Gas onderscheidt zich van andere energieopslagtechnologieën door het feit dat grote hoeveelheden energie (~ TWh) aan een erg hoge energetische densiteit (1 - 100 kWh/kg) kunnen opgeslagen worden voor een lang periode (maanden) (TNO, 2013). Bovendien, zo blijkt ook uit Figuur 10, bieden de verschillende onderdelen die gebundeld worden onder de term ‘Power-To-Gas’ een veelheid aan mogelijkheden voor de omzetting van elektrische energie in verschillende vormen en voor verschillende toepassingen (elektriciteit, warmte, beweging, grondstoffen) en bovendien is het een intrinsieke eigenschap dat de energiedrager ook transporteerbaar en dus ook fysiek verhandelbaar is. Bij de verschillende varianten van ‘Power-To-Gas’ (en ook ‘Power-To-Storage’) verloopt de omzetting van elektriciteit steeds via de vorming van waterstofgas (H 2 ). Voor de omzetting van elektriciteit wordt standaard uitgegaan van elektrolyse (zie vervolg van dit rapport). Bij de omzetting van



elektriciteit naar waterstofgas gaat ongeveer 10-20% van de energie verloren. Waterstofgasproductie kan ook hernieuwbaar gebeuren met behulp van gasificatie en pyrolyse van biomassa (Judd en Pinchbeck, 2013), maar dit valt buiten de context van Power-To-Gas, evenals de fotobiologische route of de fotokatalytische route waarbij zonne-energie omgezet wordt in waterstofgas, maar de energetische efficiëntie hiervan bedraagt slechts respectievelijk 8% en 2%, terwijl de omzetting van zonlicht via PV-panelen gecombineerd met waterelektrolyse een energetische efficiëntie van 16% haalt (TNO, 2013). De injectie van waterstofgas in het aardgasnet is in principe mogelijk tot 10-15% zonder verbrozing te krijgen van de aardgaspijpleidingen, maar voor bepaalde toepassingen (bijv. gasturbines, opslagtanks voor aardgastanksstations, ...) ligt de tolerantie voor waterstofgas veel lager (2-5%) (Judd en Pinchbeck, 2013). Er dient weliswaar rekening ook gehouden te worden met de Wobbe-index. In bepaalde gevallen zou zo tot 25% waterstofgasgas mogen geïnjecteerd worden terwijl dat in andere gevallen 0% zou zijn. Waterstofgas verhoogt de verbrandingssnelheid en zou het risico op ‘vlamterugslag’ verhogen, en in motoren zou het spontaan ontvlammen van het onverbrande mengsel tengevolge van een verhoogd aandeel waterstofgas schade kunnen veroorzaken (Kema, 2013). Met betrekking tot het ondergronds opslaan van aardgas verrijkt met waterstofgas, zijn er blijkbaar nog een aantal onzekerheden (Judd en Pinchbeck, 2013). Microbiële sulfaatreductie met waterstofgas in bepaalde geologische opslaglagen is bijvoorbeeld bijzonder ongewenst. Het identificeren van deze limiterende factoren en het ontwikkelen van alternatieven met een hogere tolerantie voor waterstofgas kan resulteren in belangrijke opportuniteiten voor de opslag van hernieuwbare energie in het elektriciteitsnet. In Nederland mag er momenteel tot 0,02 volume procent waterstofgas geïnjecteerd worden in het aardgasnet en vanaf 2012 wordt dat 0,50 volume procent (Kema, 2013). Waterstofgasgas kan ook onder zuivere vorm opgeslagen worden als een samengedrukt gas of als een vloeistof, maar de energievereisten hiervoor zijn hoog, de vereisten van de opslagtanken zijn niet evident en ook het lekken van waterstofgas zorgen ervoor men in een studie van TNO (2013) stelt dat het wellicht makkelijker en goedkoper is om het waterstofgas om te zetten in methaan. Waterstofgasgas kan met CO 2 omgezet worden naar methaan (ook wel SNG, synthetic natural gas genoemd), via een chemische route of via een biologische route. Dit wordt omstandig verder uitgewerkt in de volgende hoofdstukken. Een vereiste voor de vorming van methaan via ‘Power-To-Gas’ is evenwel dat er CO 2 beschikbaar is en dat deze CO 2 vrij tot erg goedkoop beschikbaar is. Het onderzoek naar de haalbaarheid voor het genereren van goedkope CO 2 uit rookgassen wordt bestudeerd in andere rapporten van dit project. CO 2 kan op verschillende manieren opgezuiverd worden uit gasmengsels: via adsorptie (bijv. pressure-swing adsorption), absorptie, condensatie of membraanscheiding. De laatste twee zijn blijkbaar bijzonder energieverslindend (Sterner, 2009). Naast de voornoemde voordelen, wordt er ook op gewezen dat energieopslag met behulp van ‘Power-To-Gas’ de benodigde investeringen in het elektrische transmissienet kan beperken en een betere benutting en vergroening van bestaande infrastructuur, in het bijzonder de aardgasinfrastructuur, tot gevolg kan hebben. Het kan de lokale zelfvoorziening, de lokale vergroening van het energiesysteem versterken en zorgen voor een betere benutting van de opgestelde productiecapaciteit aan hernieuwbare energie. Een voordeel van de verschillende soorten energieopslag, en dus niet enkel ‘Power-To-Gas’ is dat het een driver kan zijn voor de innovatieve economische ontwikkeling van nieuwe hoogtechnologische producten en diensten en de daaruit volgende toegevoegde waarde voor de maatschappij (tewerkstelling, …).



De gemelde nadelen zijn dat de technologie zich nog bevindt in een R&D-stadium waarbij de technologie vooralsnog wellicht te duur is en er nog technologische en andere doorbraken nodig zijn om tot economische interessante business modellen te komen. Het beperkt aantal verwachte draaiuren ten gevolge van ‘elektriciteitsoverschotten’ de komende jaren/decennia in combinatie met de vooralsnog lage energetische efficiëntie van re-elektrificatie van de gevormde gassen tot elektriciteit (35-50%) zal de komende jaren/decennia wellicht nog resulteren in voldoende financieel interessante business cases, maar op het vlak van benutting ervan voor groene mobiliteit (bio-CNG, bio-LNG) en de productie van groene chemicaliën zullen zich misschien wel al sneller opportuniteiten voordoen. Naast onderzoekprogramma’s in de Verenigde Staten en Japan (Innovatie Zuid, Roadmap Energieopslag, 2012), worden er momenteel een dertigtal demo’s getest in Europa (voornamelijk Duitsland) (Kema, 2013) en de resultaten van deze demo’s zullen belangrijk zijn om na te gaan of er geconsolideerde business modellen mogelijk zijn en op welke termijn. Een opmerkelijk initiatief in deze context is de installatie die tegen 2016 gebouwd zal worden in Delfzijl in het noorden van Nederland. Er zou een power-to-gas installatie gebouwd van 12 MW, wat voorlopig de grootste in de wereld zou zijn en een belangrijke tussenstap zou kunnen betekenen in de ontwikkeling van de technologie. Gebruik makend van tijdelijke elektriciteitsoverschotten zou enerzijds waterstof en syngas gemaakt worden voor de aangrenzende chemische industrie, zou de zuurstof (die steeds anodisch geproduceerd wordt in een elektrolysecel) ook benut worden in een vergassingsinstallatie waar biomassa omgezet zou worden in syngas en zou ook chemische methanatie (Sabatier reactie) uitgevoerd worden met waterstof en CO 2 voor de vorming van methaan. Dit methaan zou enerzijds in het aardgasnet kunnen geïnjecteerd worden of anderzijds benut kunnen worden voor transport over de weg of over het water (bio-LNG, bio-CNG) (energyvalley.nl, 2014). Een variant van ‘Power-To-Gas’ is de productie van ammoniak (NH 3 ) uit waterstofgas uit (groene) stroom en stikstofgas (N 2 ). Met behulp van elektrolyse wordt er waterstofgas geproduceerd en met behulp van het Haber-Bosch proces kan zo ammoniak gevormd worden. Het voordeel van ammoniak is dat het niet enkel een energiedrager is (bijvoorbeeld voor verbrandingsmotoren of turbines), maar dat het ook een erg waardevolle meststof is, in de chemische industrie als grondstof of hulpstof gebruikt wordt en dat het gebruikt wordt bij de selectieve katalytische reductie van NO x uit rookgassen. b. Andere vormen van chemische energieopslag Zonder volledig te kunnen zijn, worden hierbij nog enkele andere vormen van (elektro)chemische energieopslag benoemd. •

Bij ‘Power-To-Storage’ (‘Power-To-Fuel’, solar fuel) worden ‘overschotten’ aan elektriciteit omgezet in waterstofgas om CO 2 te reduceren tot koolstofmonoxide (CO), volgens de zogenaamde ‘reverse watergas shift’. CO en H 2 (samen syngas) zijn bijzonder interessante bouwstenen voor de organische scheikunde. Ook zonder ‘reverse watergas shift’ kan er CO gemaakt zonder gebruik van fossiele brandstoffen door thermochemische conversie van CO 2 met behulp van zonnewarmte in de aanwezigheid van metaaloxiden. Met behulp van de Fischer-Tropsch reactie kunnen zo een variëteit aan synthetische koolwaterstoffen geproduceerd worden uit waterstofgas en koolstofmonoxide (Innovatie Zuid, Roadmap Energieopslag, 2012). Met waterstofgas kan er via hydrogenatiereacties in de aanwezigheid van een katalysator ook organische verbindingen geproduceerd worden zoals methanol, ethanol en mierenzuur, maar dus ook methaan (Sabatier-reactie, ‘Power-To-Gas’). Dit laatste wordt dus een synthetische brandstof. Ook zonder waterstof als intermediair kunnen organische componenten gevormd worden in een kathode van een (bio)elektrochemische cel aangedreven door elektriciteit om CO 2 te reduceren tot koolstofmonoxide, ethyleen,



acetaat, methaan, … Het dient benadrukt te worden dat het gebruik van energieopslag met behulp van CO 2 niet als greenwashing of justificatie dient gebruikt te worden bij de consumptie van fossiele brandstoffen (Behrens, 2014). •

In een elektrochemische cel kan water gereduceerd worden tot waterstofperoxide dat als energiedrager gebruikt kan worden

•

Elektriciteit kan, via omzetting in licht met bijvoorbeeld LED-licht, gedeeltelijk omgezet worden in biomassa (bijv. microalgen) (Innovatie Zuid, Roadmap Energieopslag, 2012).



Literatuur Agora Energiewende (2013), 12 Insights on Germany’s Energiewende Baake (2013). Behrens, M. (2014)

http://www.fhi-berlin.mpg.de/acnew/department/pages/teaching/pages/teaching__wintersemester__2012_2013/malte_behrens__utilization_of_carbon_dioxide__130125.pdf

biowkk.eu (2014)

http://www.biowkk.eu/index.php?categorie=Nieuws&id=272&titelPower%20to%20heat%20in%20Flensburg

de Boer, R. (2013). Warmtekracht en warmteopslag (ECN). Presentatie op 2/10/13 tijdens de workshop ‘flexible bioWKK’, Rotterdam. ECF (2010), Roadmap 2050 ECF (2011), Power Perspectives 2030 Engineering.com (2014)

http://www.engineering.com/ElectronicsDesign/ElectronicsDesignArticles/ArticleID/7611/Dual-Carbon-Batteries-Powerful-Safe-Reliable-and-Cheap.aspx

ENOVER/CONCERE (2010). België: Nationaal actieplan voor hernieuwbare energie Energyvalley.nl (2014)

http://www.energyvalley.nl/nieuws/eerste-grootschalige-power-to-gas-installatie-in-delfzijl

Eurostat (2014). Short Assessment of Renewable Energy Sources Judd, R. en Pinckbeck, D. (2013). Power to Gas Research Roadmap, Offering a Solution to the Energy Storage Problem? (CERG), Magazine for Smart Gas Technologies, Infrastructure and Utilisation, 022013. Kruse, A.M. (2013). Onderzoek kansrijke technologieën voor energieconversie en opslag (TNO). Presentatie op 20/6/13 tijdens de Themadag Energieopslag, Eersel. Kotz en Carlen (1999). Principles and applications of electrochemical capacitors, Electrochimica Acta, vol. 45, no. 15-16, pp. 2483-2498. Ministerie Economische Zaken (Nederland) (2010). Nationaal actieplan voor energie uit hernieuwbare bronnen Nature.com (2014)

http://www.nature.com/nature/journal/vaop/ncurrent/full/nature13700.html

Kema (2013), System analyses Power to Gas: a technology review, deliverable 1. Schlatmann, S. (2013). Zon en wind: extreme prijzen op spotmarkt. Presentatie op 2/10/13 tijdens de workshop ‘flexible bioWKK’, Rotterdam. Scientific American (mei 2014)

www.scientificamerican.com/article/energy-storage-hits-the-rails-out-west



Sterner, M. (2013). Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems. theengineer.co.uk (2011)

http://www.theengineer.co.uk/awards-2011/the-2011-energy-and-environment-winner-ces/1011114.article#ixzz35THvrYmO

TNO (2013), Promising technologies for energy conversion and storage, booklet trainee project. van Helden, W. en de Beijer, H. (2013). Compacte warmteopslag: onderzoek en industrialisatie (IEA en Solab Cool). Presentatie op 20/6/13 tijdens de Themadag Energieopslag, Eersel.

DEEL I Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem (POM West-Vlaanderen)

Recommend Documents