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

Interreg IVA-project: “CO2 en CH4 als dragers voor regionale ontwikkeling” Deel V.2 (Case study P2G en windenergie in noord West-Vlaanderen)

p. 1 DEEL V: Casestudies

Inhoudstafel DEEL I Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem (POM West-Vlaanderen) DEEL II Aanbod aan ‘elektriciteitsoverschotten’ in Nederland en België II.1

Simulatie ‘elektriciteitsoverschotten’ Nederland (Avans Hogeschool)

II.2

Simulatie ‘elektriciteitsoverschotten’ België (UGent-Lemcko)

DEEL III State-of-the-art van de omzetting elektriciteit naar diwaterstof en methaan III.1

Elektrolyse (Avans Hogeschool)

III.2

Chemische methaanproductie (Sabatier-reactie) (Avans Hogeschool)

III.3

Biologische methaanproductie (UGent-Liwet)

DEEL IV Benutting van diwaterstof 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 V.2 Casestudie P2G en windenergie in noord WestVlaanderen




Universiteit Gent, onderzoeksgroep Lemcko

Inhoudsopgave Inhoudsopgave ........................................................................................................................... 3 Inleiding ..................................................................................................................................... 4 Huidig elektrisch off-shore windvermogen in België ................................................................ 5 Elektriciteitsprijs in functie van off-shore windvermogen ......................................................... 6 Overcapaciteit ............................................................................................................................. 9 Technische congestie .............................................................................................................. 9 Economische congestie ........................................................................................................ 10 Haalbaarheid van een power-to-gas installatie......................................................................... 12 Inleiding ............................................................................................................................... 12 Kwantificeren van de kosten ................................................................................................ 13 Kwantificeren van de opbrengsten ....................................................................................... 15 Rendement ............................................................................................................................ 15 Technische beperkingen P2G ............................................................................................... 16 Analyse van een P2G-eenheid rechtstreeks gekoppeld aan het off-shore windpark ............ 16 Besluit....................................................................................................................................... 25 Referenties ................................................................................................................................ 27



Inleiding Binnen het project Power-to-Gas (P2G) wordt naast een theoretische studie van de elektriciteitsoverschotten eveneens een casestudie doorgevoerd. Zoals reeds werd aangehaald in de theoretische studie zijn er enkel nog in het havengebied van Zeebrugge en van Antwerpen reële mogelijkheden om beduidende hoeveelheden hernieuwbare energie onder de vorm van windenergie te plaatsen. Binnen deze casestudie worden gepoogd een prognose te maken van de huidige en toekomstige energieoverschotten aan de haven van Zeebrugge. Het huidige productiepark gekoppeld in Zeebrugge is voornamelijk off-shore windenergie. Momenteel is men juridisch verplicht om windenergie voorrang te geven op klassieke hernieuwbare energie en daarom doet windenergie anno 2014 nog niet mee aan primaire regeling. Toch zijn er reeds verschillende concrete plannen om ook deze windenergie “suboptimaal” te gaan gebruiken teneinde nog een deel aan regelreserve over te houden. Op dit ogenblik is er geen data ter beschikking die een indicatie geeft over hoeveel energie er zou verloren gaan door het suboptimaal gebruik. Dit is echter essentieel om de energieoverschotten in kaart te brengen en hierbij dan de economische rendabiliteit van P2G installaties te evalueren. Daarom wordt binnen dit document gewerkt om op basis van een variabel “overschot” de bijhorende waarde te koppelen. Dit “overschot” wordt gelinkt aan de “onthaalcapaciteit” waarbij onder onthaalcapaciteit bedoeld wordt: het vermogen die geïnjecteerd kan worden in het net. De waarde 100% onthaalcapaciteit duidt erop dat het net alle energie kan opnemen. Indien de onthaalcapaciteit daalt, duidt dit erop dat een deel van de energie verloren gaat, een reductie van de onthaalcapaciteit kan ontstaan door zowel primaire regeling, overproductie of economische redenen. Er wordt vertrokken om, op basis van de huidig geïnstalleerde capaciteit aan off-shore windenergie in combinatie met de historische data, windprofielen over één jaar voorop te stellen. Bij de analyse van de technische congestie worden de windprofielen gebruikt om op basis van een variabele onthaalcapaciteit de hoeveelheid overschot aan energie te bepalen. Bij de economische congestie wordt het ogenblikkelijk geproduceerd vermogen gekoppeld aan de ogenblikkelijke elektriciteitsprijs. Op basis van een bepaalde trigger -of inschakelwaarde- wordt beslist om een P2G–installatie in te schakelen. Concreet wil dit zeggen dat de studie gepresenteerd in dit document reversief te werk gaat. Zowel de grootte als de waarde van de overschotten wordt uitgezet in functie van de grootte van de P2G-installatie en de kostprijs van een P2G-installatie vormt een inputwaarde om te kijken vanaf hoeveel overschot een P2G-installatie relevant kan zijn.



Huidig elektrisch off-shore windvermogen in België De transmissienetbeheerder stelt via de website www.elia.be de ogenblikkelijke data ter beschikking van de opbrengst van windenergie. Deze data toont op kwartierbasis het geïnjecteerde vermogen en specifiek werd voor het kalenderjaar 2013 deze data uitgezet (Figuur 1).

Figuur 1: Capaciteit aan off-shore windenergie over het jaar 2013 (blauw) en gemonitorde capaciteit (groen) in MW

Merk hierbij op dat rond dag 120 en rond dag 240 er een stijging is van geïnjecteerd vermogen. Dit komt omdat de geïnstalleerde capaciteit op deze 2 dagen is gestegen van 200 MW tot 375 MW en nogmaals tot 490 MW. De gemonitorde capaciteit wordt weergegeven in de groene lijn. Om alles uniform te plaatsen werd geopteerd om in per unit (p.u.) te werken. De p.u.-waarde geeft hierbij het vermogen aan wind t.o.v. een referentiewaarde. De referentiewaarde is het gemonitorde windvermogen. Het windprofiel wordt nu weergegeven in Figuur 2.

Figuur 2: gemonitorde capaciteit aan off-shore windenergie over het jaar 2013 in pu

Dit vermogen kan nu uitgezet worden tegenover de productieduur. Hierbij wordt een curve bekomen die het vermogen uitzet in functie van de gebruiksduur. Uit deze curve kan eenvoudig de capaciteitsfactor berekend worden via het vermogen P (op kwartierbasis).



∫

Figuur 3: Geproduceerd vermogen aan off-shore windenergie in functie van het aantal draaiuren, de capaciteitsfactor wordt weergegeven in de groene lijn

Merk op dat er gedurende een korte periode meer geproduceerd wordt dan de effectief gemonitorde capaciteit. Dit wordt als overproductie beschouwd, en deze zal later een effect hebben in de economische analyse. De voorgelegde studie onderzoekt deze reden van overproductie niet in detail, maar ligt hoogstwaarschijnlijk in het feit dat het werkelijk geïnstalleerd vermogen groter is dan de gemonitorde capaciteit. Bijvoorbeeld een testrun van een aantal nieuwe windturbines zou dit effect kunnen veroorzaken.

Elektriciteitsprijs in functie van off-shore windvermogen In Figuur 4 wordt de elektriciteitsprijs geëvalueerd over een volledig jaar in een normaalverdeling. Hierbij wordt vastgesteld dat de gemiddelde elektriciteitsprijs 47,45 EUR/MWh bedraagt, de spreiding bedraagt 19,35 EUR. Aangezien bij een normaal verdeling 68% van de waarden binnen de σ en + σ waarde ligt, betekent dit dat gedurende 68% van de tijd de elektriciteitsprijs tussen de 28,1 EUR/MWh en de 66,8 EUR/MWh schommelt.



Figuur 4: Normaalverdeling van de elektriciteitsprijs in 2014

Binnen de economische analyse is het belangrijk om te kijken of een variatie in het aanbod aan windenergie ook effectief leidt tot een significante variatie in de resulterende elektriciteitsprijs. De reeds gebruikte productieprofielen werden gekoppeld aan de elektriciteitsprijs op hetzelfde moment. Hieruit werd dan de elektriciteitsprijs geplot in functie van de beschikbaarheid van elektriciteit uit off-shore windenergie .

Figuur 5: Elektriciteitsprijs in functie van de windproductie

Op basis van Figuur 5 is geen duidelijk lineair degressieve trend merkbaar van de elektriciteitsprijs in functie van het aanbod windenergie. Dit komt omdat er relatief veel spreiding zit op de elektriciteitsprijs bij een bepaald windvermogen. De variatie van de elektriciteitsprijs hangt vast aan de economische werking tussen vraag en aanbod, evenals vele andere technische invloeden zoals de gasprijs, de beschikbare energiemix (zonnepanelen, gas, nucleair… ). Toch kan opgemerkt worden, eenmaal de elektriciteitsproductie van windenergie boven de 0,95 p.u. werkt, er een kleine daling van de gemiddelde elektriciteitsprijs kan worden vastgesteld. De reden van deze overproductie werd reeds in het voorgaande aangehaald. Om het probleem van spreiding wat te dempen werd een curve van de gemiddelde van de elektriciteitsprijs opgesteld. Door te werken met gemiddelde prijzen wordt de invloed van andere parameters ten dele geëlimineerd. Er wordt een licht dalende trend vastgesteld tot aan een productie van 1 p.u., éénmaal over de waarde van 1 p.u. wordt een drastische daling van de elektriciteitsprijs merkbaar. De reden van deze overproductie wordt binnen deze studie niet aangehaald.



Figuur 6: Gemiddelde elektriciteitsprijs in functie van windproductie

In een 2de statistische analyse werd de elektriciteitsprijs opgesplitst in 2 individuele prijzen. De eerste curve is de prijscurve waarbij de elektriciteitsproductie meer dan 0,95 p.u. bedraagt, de 2de curve is deze waarbij de elektriciteitsproductie minder dan 0,95 p.u. bedraagt.

Figuur 7: normaal verdeling van de elektriciteitsprijs bij weinig en veel aanbod van wind energie

In deze data wordt opgemerkt dat de curve voor een vermogen lager dan 0,95 p.u. samenvalt met de curve uit Figuur 4. Indien de curve voor een vermogen groter dan 0,95 p.u. wordt geanalyseerd wordt een daling van de gemiddelde elektriciteitsprijs gekomen van 40,48 EUR/MWh. De spreiding bij deze 2de normaalverdeling blijft rond de 19 EUR.



Overcapaciteit Eerder in het project werd echter aangehaald dat er een essentieel verschil is tussen dergelijke economische overschotten en technische congestie van het elektriciteitsnet. Deze technische congestie is eigen aan de opbouw van het elektriciteitsnet en vindt eerder lokaal plaats. Een economische analyse houdt rekening met de totale elektriciteitsprijs en spitst zich bijgevolg eerder op nationaal niveau toe.

Technische congestie Binnen de deelstudie “Technische congestie” wordt er abstractie gemaakt van wat de oorzaak tot overschot is, maar wordt de waarde van deze overschotten in kaart gebracht. De overschotten bevinden zich echter wel lokaal aan het point of coupling (PCC) in Zeebrugge. Veronderstel dat de onthaalcapaciteit gelimiteerd is tot 90%, dan kan men de overschotten berekenen. Concreet werd binnen een voorbeeld een geïnstalleerd vermogen op 500 MW berekend en het ogenblikkelijk vermogen wordt geplot in Figuur 8. De onthaalcapaciteit wordt gelimiteerd op 450 MW.

Figuur 8: overproductie voor een 500MW installatie met 450 MW onthaalcapaciteit.

Er werd een functie in Matlab geprogrammeerd die het overschot aan energie berekent in functie van de tijd en de onthaalcapaciteit. Bij wijze van voorbeeld wordt voor de concrete situatie van een overschot van 26780 MWh (= 1,5% van 1 780 000 MWh) becijferd. In tijd betekent dit dat er gedurende 1015 h (= 11,6% van 8760 h) energie beschikbaar is voor P2G. Deze energie kan worden weergegeven in de tijd volgens Figuur 9.

Figuur 9: Vermogenoverschot in functie van de tijd

Met bovenstaand voorbeeld produceert het windpark net iets meer dan 10% van het jaar te veel energie. Het overschot aan energie bedraagt echter slechts 1,5% van de totale productie. Dergelijke analyse kan nu herhaald worden voor de volledige range van onthaalcapaciteit, waarbij de onthaalcapaciteit varieert van 100% (het net kan alle vermogen absorberen) tot 0%. Een waarde van 0% duidt aan dat er op geen enkel ogenblik vermogen kan worden geïnjecteerd in het net. Het resultaat van deze simulatie is te zien in Figuur 10. Deze figuur geeft aan wat de energieschotten zijn in p.u., waarbij de p.u.-waarde gelijkgesteld wordt aan de productie op jaarbasis. Daarnaast geeft deze figuur eveneens weer hoeveel tijd van het jaar de eventuele P2G installatie zou draaien.



Figuur 10: overschotten in tijd als in p.u. in functie van de onthaalcapaciteit

Het voorgaande voorbeeld van 500 MW geïnstalleerd met 450MW aan capaciteit kan ook hier afgelezen worden. Bij een onthaalcapaciteit van 90% wordt inderdaad vastgesteld dat de installatie net geen 1000 uren draait en dat er slechts een fractie van de opgewekte energie als overschot kan worden bestempeld.

Economische congestie Bij economische congestie wordt de elektriciteitsprijs gebruikt als congestieparameter. Hierbij wordt gesteld dat, vanaf het ogenblik dat de prijs daalt onder een bepaalde waarde, de P2G-installatie inschakelt. Volgende veronderstellingen worden hierbij gemaakt:   

Het overschot aan energie wordt berekend op basis van het ogenblikkelijk vermogen De installatie is in staat om ogenblikkelijk op te starten en af te schakelen De installatie kan al het geproduceerd vermogen dissiperen.

Bij het uitvoeren van de simulaties in het volgende hoofdstuk wordt een nieuwe parameter ingevoerd, namelijk de variabele prijstrigger. Dit is de prijsinstelling waarbij beslist wordt om de installatie aan of uit te schakelen. Deze prijsinstelling is essentieel in deze studie omdat ze zowel de gemiddelde prijs als het aantal draaiuren aan maximaal vermogen bepaalt. In Figuur 11 wordt de prijs-duurcurve weergegeven, dit is de duur waarbij de prijs boven een bepaalde waarde ligt. Veronderstel dat de prijstrigger wordt ingesteld op 0 EUR/MWh, dan is de gemiddelde elektriciteitsprijs zeer laag, maar gezien de ogenblikkelijke prijs voor bijna het volledige boven deze waarde ligt, zal de installatie bijna nooit op vol vermogen draaien. Wanneer de prijs op 50 EUR/MWh wordt ingesteld, dan kan de installatie gedurende de helft van het jaar draaien. De prijsinstelling wordt gevarieerd van de minimum Belpex prijs tot de maximale waarde en zo kan een optimum worden gevonden tussen een lage gemiddelde prijs en een voldoende aantal draaiuren.



Figuur 11: Prijs-duurcurve en invloed van de variabele triggerprijs

Zo kan nu in het theoretische geval zonder randvoorwaarden de opgeslagen energie bepaald worden in functie van de inschakelprijs. Zo kan hierbij vastgesteld worden dat voor een P2G-installatie van 0,4 p.u. en een inschakelprijs van 50 EUR/MWh er jaarlijks ongeveer 2 GWh aan energie beschikbaar is voor P2G. De p.u.-waarde slaat hierbij op de referentie geïnstalleerd vermogen aan windenergie wat nu dus op 1 MW ligt. Indien het vermogen aan wind op 490 MW wordt gelegd (december 2013), dan komt dit neer op een energie van 980 GWh. In het aangehaalde voorbeeld zou bij dit geïnstalleerd off-shore vermogen 0,4 p.u. overeenstemmen met een P2G installatie van 196 MW.

Figuur 12: Opgenomen energie (MWh) in functie van de grootte van de installatie en de economische triggerwaarde

Zonder nog maar één enkele kost in rekening te brengen volgt nu al uit Figuur 12 dat een P2Ginstallatie nooit voordelig kan zijn wanneer de instelprijs onder 0 EUR/MWh ligt. Hiervoor is de opgenomen energie te laag. Daarnaast kan uit de grafiek ook een verzadigingseffect afgeleid worden voor grote installaties. Voor een verhoging van 0,8 naar 1 p.u. zal de stijging in opgenomen energie slechts beperkt zijn vergeleken bij 0 tot 0,2 p.u. In het volgende deel zullen de kosten worden toegevoegd aan dit model om de optimale instellingen te vinden.



Haalbaarheid van een power-to-gas installatie Inleiding In het voorgaande werd een beeld gevormd van de grilligheid van windenergie en de marktwerking van elektriciteit. Om nu echter een idee te krijgen van de haalbaarheid van een P2G-installatie, moeten nog heel wat extra parameters in rekening worden gebracht. Een praktische opstelling van een P2G-installatie wordt geschetst in Figuur 13.

Figuur 13: Praktische opstelling van een P2G-installatie [X1]

In Figuur 13 wordt de P2G-installatie gekoppeld aan een elektrische bron, dit kunnen hernieuwbare energiebronnen zijn of het elektriciteitsnet. De P2G-installatie bestaat in hoofdzaak uit een elektrolyse-eenheid (ook wel elektrolyser) en een biochemische reactor. De technologie van de biochemische reactor wordt verder in dit project uitvoerig besproken. Om onafhankelijk van de gebruikte technologie te werken, wordt voor wat betreft deze casestudie een belangrijke vereenvoudiging doorgevoerd: enkel de elektrolyse-eenheid wordt beschouwd. Het werkingsprincipe van deze eenheid is eenvoudig, water wordt met behulp van elektriciteit omgezet in H2 en O2, hierbij komt ook nog warmte vrij. Een economische analyse herleidt zich bijgevolg tot het rekenen van de kosten, voornamelijk elektriciteitskosten, en de opbrengsten bepaald door de prijs van H2. Wanneer hierbij nog de jaarlijkse afbetaling wordt geteld, kan de winst (of het verlies) van de installatie worden berekend. De hoofddoelstelling van het P2G concept is de congestie van het elektriciteitsnet aanpakken. Met dit basisidee in het achterhoofd kunnen twee mogelijkheden worden voorgesteld. Een eerste mogelijkheid is dat de beheerder van de off-shore windmolenparken zelf investeert in een P2Ginstallatie. Op momenten van lage elektriciteitsprijs wordt een deel van het vermogen aan windenergie omgezet in gas om dit tegen een hogere prijs te verkopen. De situatie wordt geïllustreerd in Figuur 14. Er is een rechtstreekse connectie tussen het windpark en de P2Ginstallatie.



Figuur 14: Implementatie van een P2G-eenheid, rechtsreeks gekoppeld aan het off-shore windpark [1]

Een tweede uitgangspunt is de situatie waarbij een P2G-installatie wordt geplaatst onafhankelijk van het off-shore windpark. Op momenten van lage elektriciteitskost wordt H2-gas geproduceerd ten behoeve van de globale congestie. De installatie wordt gekoppeld aan het elektriciteitsnet, Figuur 15 demonstreert deze situatie. Het beheer van de P2G-installatie is onafhankelijk van het beheer van de productie van windenergie.

Figuur 15: Implementatie van een P2G-eenheid, gekoppeld aan het elektriciteitsnet [1]

In deze studie wordt de rechtstreekse koppeling verkozen boven de netkoppeling omdat deze niet enkel inspeelt op de ogenblikkelijke prijzen, maar ook op het beschikbaar vermogen aan wind. Bovendien worden bij deze case ook de taksen vermeden en de nettarieven voor transport en distributie. De rechtstreekse koppeling wordt dus in dit onderzoek doorgerekend naar economische haalbaarheid. Er wordt ten eerste een analyse uitgevoerd voor de huidige situatie. Om de haalbaarheid in de toekomst na te gaan wordt daarnaast nog een sensitiviteitsanalyse doorgevoerd.

Kwantificeren van de kosten De kosten voor het P2G-gebeuren kunnen opgesplitst worden in variabele en vaste kosten. De grootste variabele kost is de elektriciteitskost. Deze hangt volledig samen met de productie aan H 2gas volgens het elektrisch verbruik in MWh vermenigvuldigd met de prijs per MWh. Wanneer de offshore windenergie rechtstreeks wordt gekoppeld met de elektrolyser, dan wordt de prijs per MWh bepaald door de prijs van de elektriciteitsmarkt (Belpex) op uurbasis. Wanneer de geproduceerde elektriciteit door de beheerder van het windpark verhandeld wordt op de markt, is dit de prijs die hij ervoor krijgt en bijgevolg kan dit aanzien worden als de kost die wordt betaald per MWh. In geval van netkoppeling moeten daarbij nog de distributie- en transportkosten voor elektriciteit geteld worden.



Voor vermogens vanaf 25 MVA wordt echter rechtstreeks aangesloten op het transmissienet. Bijgevolg gelden de tarieven van transmissienetbeheerder Elia. Wanneer een klant wil aansluiten op dit net, moet eerst en vooral een uitgebreide studie uitgevoerd worden. Op basis van deze studie wordt bepaald welke infrastructuurmaatregelen nodig zijn voor het koppelen aan het net op een bepaalde locatie. De kosten voor deze aansluiting zijn dus afhankelijk van het vermogen, de spanning, de locatie, transformatoren,… Eenmaal aangesloten rekent Elia een jaarlijkse forfaitaire vergoeding aan voor de beheerskosten van de aansluiting naargelang het type, dus onafhankelijk van het verbruik. Een andere variabele kost is het verbruik aan water. Deze kost ligt heel wat lager dan de andere kosten [4] en wordt in deze analyse niet opgenomen. Als vaste kost is er ten eerste de investeringskost. In deze kost worden alle materiaal- en installatiekosten gerekend, alsook de ontwerp- en engineeringkosten. Van dit bedrag wordt gedurende de afschrijfperiode jaarlijks een bepaald bedrag ingebracht als kost. Als afschrijfperiode wordt 10 jaar genomen. De investeringskost verhoudt zich benaderend tot de nominale gasstroom (in kg H2 per dag) als volgt [4]:

Met k de prijs van een installatie met een vermogen van 1 kg H2 per dag en n een factor die in de praktijk 0,6 à 0,7 is [4] [9].Op die manier kan de investeringskost worden ingeschat aan de hand van de nominale capaciteit. Bovenstaande formule geldt wel enkel voor een enkelvoudige elektrolyseeenheid. Er is een beperking op het maximaal vermogen van enkelvoudige elektrolysers, het huidige maximum ligt op ongeveer 1000 à 1500 kg per dag, omgerekend naar elektrisch vermogen met 70% rendement is dit ongeveer 2 à 3 MW. Gezien de huidige nominale off-shore windcapaciteit ongeveer 700 MW bedraagt (november 2014), is dit slechts 0,3 à 0,4%. Er moeten dus meerdere eenheden parallel geplaatst worden en bijgevolg zal ook de n-waarde veranderen, deze zal meer richting de eenheidswaarde gaan [4]. Een uitgebreide studie [4] waarbij meerdere fabrikanten werden vergeleken toont aan dat de kwaarde geschat kan worden op 975 USD [6] ofwel 780 EUR. Een Zweedse studie [9] gaat uit van een prijs van 12,7 MSEK voor een installatie van 500Nm³/h. Omgerekend bedraagt dit 1,370 MEUR voor een vermogen van 1080 kg/dag, wat uiteindelijk een k-waarde geeft van 1270 EUR. Een ander Amerikaans rapport [7] schat de kosten voor een gecentraliseerde productie-eenheid van 52000 kg H2 per dag op 123 MUSD, referentiejaar 2005. Dit is 149 MUSD 2014 [6] ofwel 120 MEUR, wat neerkomt op een k-waarde van ongeveer 2300 EUR. Er is dus een zeer groot prijsverschil tussen deze studies. De laatst genoemde studie [7] is wel iets doorzichtiger in wat er zoal werd meegerekend, dit zijn onder andere het elektrisch materieel en de kosten voor compressie. Er moet in eerste instantie getracht worden om een juiste inschatting te maken. De prijsfactor wordt voorlopig vastgelegd op 1500 EUR. Dit is een eerder optimistische inschatting, in de sensitiviteitsanalyse wordt deze prijs echter nog verhoogd om het effect na te gaan. De prijs verhoudt zich nu tot de capaciteit als volgt:

Daarnaast wordt nog gerekend met een rentevoet van 5%, de economische levensduur wordt vastgelegd op 10 jaar. Als vaste kosten zijn er ook de jaarlijkse onderhouds- en exploitatiekosten. Studies wezen uit dat dit kan geschat worden op ongeveer 5% van de totale investeringskost [9].



Kwantificeren van de opbrengsten De opbrengsten waarmee gerekend wordt, zijn enkel en alleen variabele opbrengsten. Ze variëren met de productiehoeveelheid. De belangrijkste inkomstenbron is de opbrengst van het H2-gas. Dit hangt af van de geproduceerde hoeveelheid en de prijs van het gas. Het is moeilijk om een prijs te plakken op waterstofgas per kg. Waterstofgas is nog niet in die mate ingeburgerd in de maatschappij dat dit vrij verhandeld wordt op de markt. Vandaar dat er in tegenstelling tot bijvoorbeeld aardgas geen marktprijs beschikbaar is. Uit een navraag bij Air Liquide blijkt dat zij ongeveer 500 EUR aanrekenen voor een m³ H2, wat neerkomt op ongeveer 5,87 EUR/kg. Deze prijs is niet vast, ze hangt af van werkdrukken, verbruiksprofiel, locatie, aansluitingen,… De prijs is exclusief kosten voor installatie en transport. Aangezien het in deze case niet de bedoeling is om de compressie- en opslagkosten mee te rekenen, moet dit afgetrokken worden van de vraagprijs. Blijkt dat dit ruwweg een derde van de totale kost is, dit reduceert de vraagprijs tot 3,91 EUR/kg. Om niet al te positief van start te gaan wordt verondersteld dat de vraagprijs 3 EUR/kg bedraagt. Ter info, er zijn reeds een aantal studies uitgevoerd die de productiekost voor waterstofgas door elektrolyse trachten in te schatten [4] [5]. Hieruit blijkt een totale kostprijs van ongeveer 3 USD/kg, of omgerekend 2,4 EUR/kg. Deze prijzen gelden voor een gecentraliseerde productie-eenheid, wat dus in deze case ook het geval is. Naast de opbrengsten van het H2-gas zijn er ook nog opbrengsten van de bijproducten van elektrolyse, namelijk zuivere zuurstof (O2) en warmte. Gezien de case handelt over een H2productiecentrale zijn de vermogens tamelijk groot en dus is er ook een aardig potentieel aan warmte. Deze kan verdeeld onder omliggende bedrijven en/of woningen. Voor industriële proceswarmte wordt vaak gerekend met de vermeden kost voor aardgas. Deze bedraagt momenteel 30 tot 35 EUR/MWh, omgerekend met een ketelrendement van 90% (LHV) komt dit op 36 tot 42 EUR/MWh. Dit zou echter een te optimistische inschatting zijn, afnemers zijn vaak niet bereid deze prijs te willen betalen, een marge van 15% blijkt realistisch [10]. De prijs wordt gelegd op 30 EUR/MWh. Per MWh elektriciteit komt er ongeveer 0,3 MWh aan warmte vrij, dus omgerekend is dit ongeveer 10 EUR/MWh elektrisch. Dit is slechts een ruwe en ook terug optimistische inschatting. Een meer uitgebreide studie zou moeten aantonen in welke mate de restwarmte op die locatie kan verkocht worden. Voor de prijs van zuurstof wordt 0,04 EUR/kg genomen. Dit is slechts een richtwaarde, er wordt verwezen naar een Zweedse studie [9]. Voor elke gram H2 wordt 8 gram O2 geproduceerd, dit wordt dus een bijkomende opbrengst van 0,32 EUR/kg H2.

Rendement Elektrolyse-installaties hebben een eindig rendement, literatuurstudie leert dat het huidig rendement ongeveer 70% is [9] [4]. Dit is het totaalrendement van de elektrolyser. Deze waarde kwam ook al naar boven uit rapport over de state-of-the-art van Avans. Er moet wel bij vermeld worden dat dit rendement gebaseerd is op de onderste verbrandingswaarde (Lower Heating Value, LHV), deze bedraagt 33,31 kWh/kg [4]. Omgerekend met een rendement van 70% is er dus ongeveer 47 kWh aan elektriciteit nodig om 1 kg H2 te produceren.



Technische beperkingen P2G Wanneer een model voor een P2G-installatie wordt opgesteld, moet zeker rekening gehouden worden met enkele beperkende technische parameters. In de analyse van economische congestie (zie punt: Economische congestie) werd nog op geen enkele manier rekening gehouden met deze technische beperkingen. Er werd van uitgegaan dat de elektrolyser in staat is meteen op te starten en ogenblikkelijk zijn vol vermogen te leveren. In de praktijk is er echter een bepaalde opstartperiode nodig vooraleer de eenheid zijn volledig vermogen kan leveren. De opstart vanuit stilstand tot 100% van het nominaal vermogen duurt gemakkelijk enkele uren [2]. Van zodra de eenheid opgestart is, kan het vermogen eenvoudig gevarieerd worden. Een verandering van het vermogen van 20 naar 100% duurt slechts een 10-tal minuten [2]. De tijdsafhankelijkheid van de prijsen vermogenvariatie zal dus een effect hebben op de globale efficiëntie van het systeem en zal ook de exploitatie van de eenheid bepalen. Het concept van P2G is dat elektrische energie wordt omgezet in gas op momenten dat dit financieel voordelig is. De prijzen wisselen per uur, ogenblikkelijk inspelen op het moment is onmogelijk wegens de traagheid van de eenheid. Er zal altijd een verlies optreden, inherent aan die traagheid van de installatie. Een andere technische beperking is het maximum aan P2G-vermogen dat kan geplaatst worden. De maximale grootte tot op vandaag ligt op zo’n 500MW [3]. Er moet wel bij vermeld worden dat dergelijke grote installaties zeer uitzonderlijk zijn. Meestal bedragen deze niet meer dan een aantal MW. De geïnstalleerde capaciteit aan wind off-shore op dit moment bedraagt zo’n 700 MW, dus het technisch maximum ligt op ongeveer 70% van deze capaciteit.

Analyse van een P2G-eenheid rechtstreeks gekoppeld aan het off-shore windpark Analyse voor 2013 Er wordt een rekenmodel opgesteld in Matlab van een P2G-installatie die rechtstreeks aan de het windpark gekoppeld is (zie Figuur 14). Input voor het rekenmodel zijn het vermogen aan wind offshore per kwartier en de elektriciteitsprijs volgens de Belpex per uur, beiden voor het volledig jaar 2013. Wanneer de P2G-installatie rechtstreeks gekoppeld is aan het windpark, moet zowel rekening gehouden worden met het vermogen aan wind als de elektriciteitsprijs. De beslissende factor is de prijs. Als de prijs onder een bepaalde waarde zakt, zal zoveel mogelijk elektriciteit worden omgezet in gas. Omgekeerd zal de installatie op een minimum draaien wanneer de prijzen te hoog zijn. Het minimum wordt gezet op 20%, zodat een tijdsintensieve heropstart wordt vermeden. De beperkende factor is het vermogen aan wind. Op momenten dat het vermogen lager is dan 20% van het nominaal vermogen van de elektrolyser zal de installatie moeten afschakelen. Gezien de lange opstart (enkele uren), zal er dus pas terug worden opgestart indien het windvermogen geruime tijd boven 20% van het nominaal vermogen van de installatie blijft. In het simulatiemodel wordt per dag gekeken of het vermogen aan wind niet onder de 20% gaat. Als dit het geval is, wordt de installatie die dag niet opgestart. Als de elektriciteitsprijzen gunstig zijn, wordt zoveel mogelijk van



het vermogen omgezet in gas, dit wil zeggen het vermogen aan wind op dat moment tot maximaal het nominaal vermogen van de installatie. Daarnaast speelt ook de traagheid van de installatie een rol. Een variatie tussen 20 en 100% van het nominaal vermogen van de installatie kan in 10 minuten gebeuren [2], wat relatief snel is. Analyse van de data van het windprofiel van 2013 leert ons dat de maximale variatie over een kwartier ongeveer 0,91 p.u. is. Deze extreme gevallen komen maar een zeer beperkt aantal keer voor per jaar, de gemiddelde variatie bedraagt 0,023 p.u. De standaardafwijking bedraagt 0,033, wat dus wil zeggen dat voor 95% van de gevallen de variatie per kwartier kleiner is dan 0,089 p.u., of omgerekend naar 10-minutenbasis 0,067 p.u. Concreet komt het er dus op neer dat voor een elektrolyser groter dan 6,7% van de nominale windcapaciteit de variaties in wind bijna altijd te volgen zijn, voor installaties kleiner dan 6,7% wordt de kleine fout die gemaakt wordt verwaarloosd. Ter info, een installatie van 6,7% bij een geïnstalleerde windcapaciteit van 700 MW komt overeen met 47 MW. In Figuur 16 wordt duidelijk wat de beslissingshefbomen juist zijn van een voorbeeld P2G-installatie met een vermogen van 280 MW. De bovenste figuur toont de elektriciteitsprijs in de tijd volgens de Belpex voor een vijftal opeenvolgende dagen van het jaar 2013. Deze wordt gegeven per uur, de oranje lijn stelt de triggerwaarde voor, ofwel de prijs waarop beslist wordt om de installatie in of uit te schakelen. Deze ligt momenteel op 80 EUR/MWh, voor een prijs lager dan deze waarde wordt waterstof gemaakt, als de prijs hoger ligt, moet de installatie op een minimum draaien. Op de middelste grafiek is het off-shore windvermogen te zien, er werd gerekend met een huidige gemonitorde capaciteit van 700 MW. De rode lijn op deze grafiek duidt op het maximaal vermogen van de elektrolyser. De groene lijn ligt op 20% van dit maximum, wanneer het windvermogen op een bepaalde dag lager is, dan wordt de installatie die dag niet opgestart. De onderste grafiek illustreert het ogenblikkelijk vermogen van de P2G-eenheid. Dit is dus het resultaat van de beslissingscriteria voor de elektriciteitsprijs en het beschikbaar vermogen aan wind.

Prijs Belpex [€/MWh]

150

100

50

0 85

86

87

88

89

90

86

87

88

89

90

86

87

88

89

90

Vermogen installatie [MW]

Vermogen Wind [MW]

600

400

200

0 85

300

200

100

0 85

Dag van het jaar

Figuur 16: Elektriciteitsprijs, vermogen aan wind off-shore en resulterend vermogen van de P2G-installatie.



Dit model wordt doorlopen voor het volledige jaar 2013 en er wordt een poging gedaan om in te schatten welk vermogen en welke prijs instelwaarde financieel gezien het meest gunstig is. Voor elke stap in vermogen en prijs worden de kosten en bijkomende opbrengsten doorgerekend. Zo kan de minimale kostprijs berekend worden waaraan H2 geproduceerd wordt (Figuur 17). 700 14

Vermogen van de installatie [MW]

600 12 500 10 400

8

300

200

6

100

4

-50

0

50 Prijs triggerwaarde [€/MWh]

100

150

Figuur 17: Productiekost van H2 in functie van de triggerprijs en het vermogen van de installatie

Uit deze figuur blijkt dat de kost voor het produceren van H2 varieert van ongeveer 14 tot 3 EUR/kg. De triggerwaarde voor de prijs speelt een rol in de kostprijs. Wanneer de beslissingswaarde te laag ligt, zal de installatie te weinig op vol vermogen draaien, en er dus weinig waterstof kunnen geproduceerd worden. Hierdoor weegt de investering te zwaar door in de totale kostprijs. Voor kleinere installaties is er een optimum merkbaar rond 60 à 80 EUR/MWh. Toch blijkt uit Figuur 17 dat de kostprijs niet noemenswaardig stijgt wanneer de prijs triggerwaarde hoger wordt gelegd of zelfs volledig wordt genegeerd. Er kan uit deze figuur nog besloten worden dat kleinere installaties waterstof kunnen produceren aan een lagere kostprijs. De reden hiervoor is de hoge investeringskost en het feit dat grotere installaties minder draaiuren hebben. Dit volgt ook uit Figuur 18, waar het aantal draaiuren worden weergegeven in functie van het vermogen. Kleinere installaties kunnen al snel 5000 draaiuren halen omdat het vermogen aan wind zelden onder de 20% van het vermogen van P2G-installatie zakt. Grotere geïnstalleerde vermogens moeten vaak meerdere dagen na elkaar stilgelegd worden vanwege een te laag vermogen aan wind. De prijs triggerwaarde is niet van belang in het aantal draaiuren, maar heeft wel een grote invloed in het totaal aan geproduceerde H2. 6500 6000

Aantal draaiuren [h]

5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000

0

100

200

300 400 Vermogen installatie [MW]

500

600

Figuur 18: Aantal draaiuren van de P2G-eenheid in functie van het geïnstalleerd vermogen.

700



Deze kosten zijn dus duidelijk hoog en het mag nu al duidelijk zijn dat voor een verkoopprijs van 3 EUR/kg de winst niet bijzonder veel zal zijn. Met deze verkoopprijs wordt nu ook de mogelijke winst berekend voor elke vermogenstap en stap in de elektriciteitsprijs. De uitkomst hiervan wordt gegeven in Figuur 19. De winst die haalbaar is wordt bepaald door de productiekost van H2 en de hoeveelheid aan H2 die kan geproduceerd worden. 7

x 10

700

-1 600

Vermogen van de installatie [MW]

-2 500

-3

400

-4 -5

300

-6 200 -7 100 -8 -50

0

50 Prijs triggerwaarde [€/MWh]

100

150

Figuur 19: Winst per jaar voor een P2G-installatie in functie van de triggerprijs en het vermogen van de installatie

De jaarlijkse winst varieert van -80 MEUR tot ongeveer +300 kEUR. Voor het overgrote deel van het gebied wordt dus aan verlies gedraaid. Enkel en alleen voor kleinere vermogens kan de installatie winstgevend zijn. De grafiek volgt deze van de productiekost voor H2 (Figuur 17), bijgevolg gelden ook dezelfde conclusies. Er wordt nu voor elke vermogenstap de maximaal haalbare winst gezocht. Op die manier kan het optimaal te installeren vermogen gevonden worden. Dit werd uitgezet in Figuur 20, waar ook de bijhorende kostprijs voor H2 per kg wordt gegeven en de optimale triggerwaarde voor de elektriciteitsprijs. Uit deze figuur blijkt dat enkel voor kleine installaties met een vermogen lager dan 70 MW de winst positief is. Hoe groter de installatie, hoe meer negatief de winst wordt. Het optimum wordt bereikt voor een installatie van 28 MW. De winst die hiermee jaarlijks kan gehaald worden bedraagt ongeveer 347 kEUR. De nettowinst is dus maar voor een beperkte vermogensbereik positief en is bovendien relatief klein in vergelijking met de grootte-orde van de kosten en de opbrengsten. Er is met deze winstmarges weinig financiële ademruimte, wetende dat de investeringskost optimistisch werd ingeschat en dat ook een aantal zaken werden verwaarloosd. Vandaar wordt ook verwacht dat de werkelijke winst nog lager zou liggen. De investeringskost van een 28 MW installatie wordt hier geraamd op ongeveer 21,4 MEUR. Op Figuur 20 is nog af te leiden dat de prijs voor H2 per kg stijgt voor een groter vermogen. Dit werd ook al eerder opgemerkt bij Figuur 17. Voor het optimale vermogen van 28 MW bedraagt de productiekost voor waterstof 2,89 EUR/kg. Verder blijkt nog uit de derde grafiek van Figuur 20 dat de optimale trigger stijgt naarmate het vermogen groter wordt. De reden hiervoor is dat grotere installaties minder draaiuren hebben waardoor ze ook relatief minder H2 kunnen produceren. Om dit wat te compenseren wordt de beslissingsprijs best wat hoger gelegd. Bij het optimale punt wordt de installatie best uitgeschakeld vanaf een prijs hoger dan 72 EUR/MWh.



7

Netto winst [€]

2

x 10

0 -2 -4 -6 -8

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

500

600

700

Kostprijs H2 [€/kg]

6 5 4 3

Prijs trigger [€/MWh]

2

120 100 80 60


Figuur 20: Nettowinst per jaar, kostprijs voor waterstof en optimale prijs trigger in functie van het geïnstalleerd vermogen.

De installatie van 28 MW zou in het theoretische geval van 8760 draaiuren per jaar 245280 MWh aan elektrisch vermogen kunnen verbruiken, dit komt neer op ongeveer 5200 ton aan waterstof. Gezien het vermogen aan wind soms te laag is, worden voor het jaar 2013 in totaal 5856 draaiuren bereikt. De prijsinstelling en de grilligheid van het windvermogen beperken de totale opgenomen energie uiteindelijk tot 152000 MWh per jaar. Met deze elektrische energie wordt 3224 ton H2 geproduceerd. Gelijkaardig aan windturbines kan ook voor deze elektrolyse-installatie een capaciteitsfactor berekend worden, deze bedraagt in dit geval 0,62. Ter informatie, de gemiddelde capaciteitsfactor voor de windenergie off-shore in 2013 was ongeveer 0,4.

Sensitiviteitsanalyse Uit het vorige mag duidelijk zijn dat een P2G-installatie de dag van vandaag slechts in een zeer beperkt bereik voordelig kan zijn. Daarbij komt nog dat de technologie op die schaal nog niet in die mate commercieel verkrijgbaar is zodat de investeringsprijzen gekend zijn. Ook over de kostprijs van waterstofgas is nog grote onduidelijkheid en werd net als bij de investeringsprijs een ‘good guess’ genomen. Om toch op een bepaalde manier rekening te houden met de onzekerheid over deze parameters werd in deze studie nog een sensitiviteitsanalyse uitgevoerd. Hierbij wordt telkens één bepaalde inputparameter gevarieerd terwijl al de andere constant gehouden worden. Zodoende wordt het effect van deze parameter op het eindresultaat duidelijk. Indien deze specifieke parameter in de toekomst verandert, kan op die manier gekeken worden of deze verandering al dan niet een gunstig effect heeft en zo ja, in welke mate. Investeringsprijs Zoals eerder aangehaald is er in de literatuur een grote variatie te vinden in investeringsprijs. De beslissende parameter hierbij is de k-waarde uit de formule, deze werd voorlopig op 1500 genomen.



In wat volgt worden de simulaties eens overgedaan voor een k-waarde van 1000, respectievelijk 2000. De resultaten zijn weergegeven in Figuur 21. 7

2

x 10

Nettowinst [€]

0

k = 1500 k = 1000 k = 2000

-2 -4 -6 -8 -10

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

500

600

700


7 6 5 4 3 2


160 140 120 100 80 60


Figuur 21: Sensitiviteitsanalyse van nettowinst, kostprijs H2 en optimale trigger in functie van het nominaal vermogen voor investeringsprijs

De resultaten van deze analyse in cijfers zijn weergegeven in Tabel 1. Hieruit blijkt overduidelijk dat de investeringsprijs een beslissende rol heeft in de eventueel haalbare winst en het optimaal te installeren vermogen. Voor een k-waarde van 2000 is de maximaal haalbare winst negatief, de installatie draait dus op verlies. Indien de investeringsprijs zakt, blijkt een grotere installatie een betere keuze, de haalbare winst wordt ook groter. Tabel 1: Resultaten sensitiviteitsanalyse voor investeringsprijs

k = 1500

k = 1000

k = 2000

Optimaal vermogen [MW]

28

154

14

Netto winst [kEUR]

347

3614

-324

kostprijs H2 [EUR/kg]

2,89

2,72

3,18

72

68

78

Optimale trigger [EUR/MWh]

Verkoopprijs H2 en opbrengst van warmte en O2 Daar waar de investeringsprijs een belangrijke rol speelt in het totale kostenplaatje, is de verkoopprijs voor H2 doorslaggevend in de totale opbrengst. Het mag duidelijk zijn dat een hogere verkoopprijs meteen leidt tot grotere winsten. De vraag is echter hoe groot deze invloed is en dit is weergegeven in Figuur 22 voor een verkoopprijs van 2 respectievelijk 4 EUR/kg. Daarnaast werd in de originele simulaties ook uitgegaan van een bepaalde afzetmarkt voor restwarmte en zuurstof. Het is echter wat optimistisch om er zomaar van uit te gaan dat alle restwarmte en zuurstof kan worden



verkocht. Vandaar wordt ook een simulatie uitgevoerd waarbij de opbrengst van restwarmte en zuurstof volledig wordt weggelaten om te zien of dit een doorslaggevend effect heeft. 7

2

x 10

3 EUR/kg 2 EUR/kg 4 EUR/kg zonder warmte, O2

Nettowinst [€]

0 -2 -4 -6 -8 -10

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

500

600

700


6 5 4 3 2


120 110 100 90 80 70


Figuur 22: Sensitiviteitsanalyse van nettowinst, kostprijs H2 en optimale trigger in functie van het nominaal vermogen voor verkoopprijs H2 en restwarmte en zuurstof

Uit Figuur 22 en Tabel 2 blijkt dat de verkoopprijs ook een grote invloed heeft op de haalbare winst. Indien H2 kan verkocht aan 4 EUR/kg, dan is het aangeraden een grotere installatie te plaatsen en is de te behalen winst ook meteen groter. Omgekeerd is geen enkel vermogen interessant indien een prijs wordt gegeven van 2 EUR/kg. Verder is het nog belangrijk op te merken dat ook het al dan niet verkopen van warmte en zuurstof een beslissende invloed heeft op de winst. De huidige installatie is verlieslatend indien de warmte en zuurstof niet kan worden verkocht. De verkoopprijs heeft geen invloed op de productiekost van H2, vandaar dat in de middelste grafiek van Figuur 22 deze curves op elkaar liggen. Alle beschouwde parameters hebben geen invloed op de optimale prijsinstelling. Tabel 2: Resultaten sensitiviteitsanalyse voor verkoopprijs

3 EUR/kg

2 EUR/kg

4 EUR/kg

Zonder warmte, O2

Optimaal vermogen [MW]

28

14

196

14

Netto winst [kEUR]

347

-1406

11186

-478

kostprijs H2 [EUR/kg]

2,89

2,82

3,32

2,82

72

70

80

70

Optimale trigger [EUR/MWh]

Elektriciteitsprijs De elektriciteitsprijs heeft het grootste aandeel in de variabele kosten. Deze werd als gegeven beschouwd door middel van de ogenblikkelijke Belpex-prijs, maar deze prijzen zijn enkel geldig voor het jaar 2013. De vraag stelt zich nu in welke mate een prijsvariatie invloed heeft op de rentabiliteit.



De elektriciteitsprijs voor het gehele jaar werd in Figuur 4 in een normale verdeling gegoten waarbij het gemiddelde 47,45 EUR/MWh bedraagt met een spreiding van 19,35 EUR/MWh. Deze dataset wordt in de volgende simulaties bewerkt door het gemiddelde en de spreiding te variëren. De gemiddelde prijs wordt eerst 50% lager gelegd en daarna 50% hoger. Ook wordt het geval bekeken waarbij de spreiding wordt verhoogd met 50%. 0.025 Originele data Gemiddelde + 50% Gemiddelde - 50% Variatie + 50%

0.02

0.015

0.01

0.005

0 -200

-150

-100

-50

0 Prijs Belpex [€/MWh]

50

100

150

200

Figuur 23: Normale verdeling voor de prijzen aangepast volgens het gemiddelde en de variatie

Het interessante aan deze aanpassingen in de dataset van de Belpex prijs is dat dit zich onmiddellijk vertaalt in de prijs-duurcurve, zoals geïllustreerd in Figuur 24. In een eerder document (Deel II) werd reeds onderzoek gedaan naar prijs-duurcurves voor 2020 voor enkele landen. Hiervoor werd verwezen naar een onderzoek van het studiebureau DNV KEMA. Deze studie verwacht een combinatie van een lager gemiddelde samen met een grotere variatie. Uit Deel II werd nog aangehaald dat de invloed van hernieuwbare energie op de prijs-duurcurves voor België zeer moeilijk te voorspellen valt. Via deze simulaties wordt de invloed van de variërende prijs nagegaan en wordt het effect op de haalbaarheid duidelijk. Hiermee wordt de weg naar de uiteindelijke prijs-duurcurve voor België in 2020 open gelaten. 250 Originele data Gemiddelde +50% Gemiddelde -50% Variatie +50%

200

Prijs Belpex [€/MWh]

150 100 50 0 -50 -100 -150 -200

0

1000

2000

3000

4000 Duur (h)

5000

6000

7000

8000

Figuur 24: Prijs-duurcurve voor de prijzen aangepast volgens het gemiddelde en de variatie

Figuur 25 en toont de resultaten van de simulaties. Zoals te verwachten is de nettowinst per jaar groter bij een gemiddelde prijs die lager ligt, het effect is zelfs behoorlijk groot. Bovendien zijn ook grotere installaties meer rendabel. Omgekeerd, indien de prijs zal stijgen, blijkt een P2G-installatie al



snel niet meer rendabel voor het gehele vermogensbereik. Wat minder evident blijkt, is het kleine effect van een stijging in variatie. De stijging in netto winst is slechts zeer klein in vergelijking met de originele prijzen, hoewel de prijs-duurcurve in het rechtse gebied een stuk lager ligt. 7

2

x 10

Nettowinst [€]

0 Origineel Gemiddelde -50% Gemiddelde +50% Variatie +50%

-2 -4 -6 -8 -10

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

300

400

500

600

700

0

100

200

500

600

700


7 6 5 4 3


2

140 120 100 80 60 40


Figuur 25: Sensitiviteitsanalyse van nettowinst, kostprijs H2 en optimale trigger in functie van het nominaal vermogen voor variatie op de elektriciteitsprijs

Tabel 3: Resultaten sensitiviteitsanalyse voor elektriciteitsprijs

Optimaal vermogen [MW] Netto winst [kEUR] kostprijs H2 [EUR/kg] Optimale trigger [EUR/MWh]

Origineel 28 347 2,89 72

Gem. -50% 196 13120 2,67 56

Gem. +50% 14 -1613 4,40 94

Var. +50% 28 502 3,29 70



Besluit In dit onderzoek was het de bedoeling om de technische en economische haalbaarheid na te gaan van een gecentraliseerde Power-to-Gas centrale in Zeebrugge. Dit met het oog op decongestie om op de manier de verdere integratie van hernieuwbare bronnen op het Belgische net te bevorderen. Op vlak van technische congestie worden in Zeebrugge niet veel problemen verwacht. Recentelijk werd groen licht gegeven voor het Stevin-project [11] dat het hoogspanningsnetwerk in WestVlaanderen moet versterken. Door dit project kan de huidige en de geplande capaciteit off-shore probleemloos worden aangesloten. Wel is het zo dat de verdere afhankelijkheid van hernieuwbare bronnen een extra uitdaging vormt voor de Belgische elektriciteitsbevoorrading. Op momenten van laag windvermogen en beperkte zonne-energie in combinatie met een hoge vraag kan een tekort optreden. Omgekeerd kan een hoog aanbod aan hernieuwbare energie samen met een lage consumptie leiden tot energieoverschotten. Deze effecten laten zich ook zien in de ogenblikkelijke elektriciteitsprijs. Een power-to-gas-installatie kan inspelen op deze overschotten door op die momenten elektriciteit om te zetten in waterstofgas. Concreet werd een P2G-installatie voorgesteld met rechtstreekse koppeling aan het off-shore windpark te Zeebrugge. Op die manier wordt gerekend met het ogenblikkelijk vermogen aan wind, wat een positief effect heeft naar decongestie, en worden bovendien transmissie- en distributiekosten vermeden. Zo kan waterstof goedkoper worden geproduceerd [5]. Van deze opstelling werd een model gemaakt waarbij voor een volledig jaar op elk kwartier de prijsen energiestromen in rekening werden gebracht. De input hiervoor is het ogenblikkelijk vermogen aan wind en de ogenblikkelijke prijs voor het volledige jaar 2013. Uit weercijfers blijkt dat 2013 een normaal jaar was naar windsnelheid [12] en ook de prijzen volgen de gemiddeldes [13]. Bijgevolg mogen deze profielen als referentie genomen worden. Het mag echter niet verloochend worden dat een verandering in prijs- of windprofiel de haalbaarheid beïnvloedt. Naast de profielen spelen ook de financiële inputparameters H2 een zeer belangrijke rol. Het mag duidelijk zijn dat de correctheid van de gebruikte cijfers essentieel is en net dit was een groot obstakel in het onderzoek. Uiteindelijk werd voor investeringskost en verkoopprijs voor H2 een ‘good guess’ genomen. Uit gesprekken met personen uit de sector werd duidelijk dat de vooropgestelde prijzen waarschijnlijk iets te optimistisch zijn. Op het eerste zicht blijkt uit de resultaten dat een P2Ginstallatie nipt haalbaar is, maar gezien het gerekende optimisme, de kleine marge en het onzekere investeringsklimaat wordt dit best nog even afgewacht. Net omwille van de onzekerheid werd de keuze gemaakt om een sensitiviteitsanalyse door te voeren. Een hogere investeringskost is nefast voor de haalbaarheid, alsook een te lage H2-prijs. Ook werd de interessante vaststelling gedaan dat als de zuurstof en warmte niet kan verkocht worden de installatie ook meteen terug niet rendabel werd. Wanneer de gemiddelde elektriciteitsprijs zou verhogen of verlagen dan heeft dit meteen een negatief respectievelijk positief effect op de haalbaarheid. Een hogere mate van hernieuwbare bronnen op het net zou leiden tot een grotere variatie in de prijs. Verrassend genoeg heeft dit weinig effect op de uiteindelijke winst. Indien in een toekomstig scenario de investerings- en elektriciteitsprijs zou dalen en de verkoopprijs van H2 zou stijgen, dan kan een P2G-installatie wel degelijk financieel haalbaar zijn. In dit besluit kan nog een andere belangrijke bedenking worden gemaakt. De veronderstelde winst is natuurlijk enkel geldig indien alle waterstof kan worden verkocht. Momenteel is de waterstofmarkt echter nog niet klaar voor dergelijke hoeveelheden. De toepassingen waarbij waterstof als



energiebron wordt gebruikt, zijn op de dag van vandaag enkel te vinden in vooruitstrevende projecten en prototypes. Dit omwille van enkele technische problemen rond waterstof zoals opslag, distributie, veiligheid,… Daarom is het wijzer om eerst te investeren in de vooruitgang van de technologie dan in centrale waterstofproductie op die schaal. Toekomst zal moeten uitwijzen hoe dit verder evolueert.



Referenties [1] www.stage-sofc-project.eu [2] Taalesen, Atle. Regional Sales Director / Nordic, Baltic & North America NEL Hydrogen (11 March 2013). [3] http://www.hydrogennet.dk/fileadmin/user_upload/PDFfiler/Aktiviteter/Kommende_aktiviteter/Elektrolysesymposium/Hans_Joerg_Fell__NEL_Alkali ne_electrolysis_for_distributed_and_central_hydrogen_production.pdf [4] Genovese, J., et al. Current (2009) State-of-the-Art Hydrogen Production Cost Estimate Using Water Electrolysis: Independent Review. NREL/BK-6A1-46676. Golden, CO: NREL, 2009. [5] Fuel Cell Technologies Office, Multi-Year Research, Development and Demonstration Plan – Section 3.1 Hydrogen Production [6] http://www.bls.gov/data/inflation_calculator.htm [7] T. Ramsden, D. Steward. Analyzing the Levelized Cost of Centralized and Distributed Hydrogen Production Using the H2A Production Model, Version 2, NREL/TP-560-46267, September 2009. [8] http://www.elia.be/~/media/files/Elia/Products-andservices/Aansluiting2/Aansluitingstarieven_2012-2015_NL_v2.pdf [9] J. Agersborg, E. Lingehed, Integration of Power-to-Gas in Gasendal and GoBiGas, Department of Energy and Environment, Chalmers University of Technology, Göteborg, Sweden 2013. Report No. T2013-396 [10] B. Vanslambrouck, Onderzoeksgroep Thermische Energie in de Industrie, Universiteit Gent. D. Curvers, Cogen Vlaanderen VZW. [11] http://www.elia.be/en/projects/grid-projects/stevin [12] http://www.meteo.be/meteo/view/nl/13812254-2013.html [13] http://www.vreg.be

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

Recommend Documents