Energiebuffers
Twee buffer batterijen
Als de door de overheid nagestreefde hoeveelheid van 9 gigaWatt aan windmolens is gerealiseerd en het waait twee dagen hard, dan wordt er flink meer stroom geproduceerd dan we nodig hebben. En omdat dat diverse malen per jaar gebeurt is er behoefte aan opslagcapaciteit van ongeveer 300 GigaWattuur elektriciteit. 300 GWh is op de totale Nederlandse elektriciteitsbehoefte weinig, maar zelfs voor die relatief kleine hoeveelheid stroom bestaat nog geen opslagtechniek. Het zal betekenen dat straks jaarlijks 1500 GWh verloren zal gaan, en nog veel meer bij een verdere invoering van windenergie. John Giling zet de opslagONmogelijkheden op een rijtje.
Een groot nadeel van wind-en zonneenergie is hun wisselvalligheid. Aangezien een constante energielevering een voorwaarde is voor een goed draaiende maatschappij, is het nodig om te onderzoeken of er methodes zijn om die fluctuaties te niet te doen. Koppeling van alle West-Europese windparken via net-integratie, inclusief de NorNed verbinding naar Noorwegen, zou een mogelijke oplossing kunnen vormen volgens Greenpeace. Zeker nu alle West-Europese netten sinds 9 november 2010 aan elkaar gekoppeld zijn. Maar als er tijdens langdurige harde wind veel stroom aangeleverd wordt, zitten alle waterbekkens in Europa snel vol, terwijl ook de NorNed kabel dan aan zijn maximumcapaciteit zit. Noorwegen laat in dat geval de netwerkbeheerders zelfs betalen voor de geleverde stroom. Als het hier hard waait, is er een grote kans dat ook het ook langs de gehele West-Europese kust hard waait. De westelijke wind die in november 2010 langdurig over Europa waaide, is daarvoor illustratief. Dat weerpatronen zich over een heel continent kunnen voltrekken is ook aangetoond door Udo1). Omgekeerd geldt ook dat we de kans lopen om in geval van zwakke wind geen stroomlevering uit het buitenland te krijgen.
Natuurlijk is het geen zwart-wit plaatje, als het hier niet waait, bestaat er wel degelijk een kans dat het elders wél waait. Toch blijft er ook dan een grote onzekerheid bestaan of die andere plaats wel genoeg windcapaciteit heeft om zowel in de eigen als in de behoefte van de buitenlandse partij te voorzien. De leveringszekerheid is dan afhankelijk van de grootte van het andere park en van klimatologische omstandigheden waardoor de betrouwbaarheid van energielevering niet gegarandeerd kan worden. Dit is ook de conclusie van de Energieraad2).
Om van alle onzekerheden af te zijn lijkt het daarom verstandig om windmolens (en zonnecellen) te koppelen aan de een of andere vorm van grootschalige energieopslag of energiebuffers die we in eigen beheer hebben. Deze buffers kunnen bijspringen als er weinig wind is, waardoor een meer constante energielevering gewaarborgd wordt. Maar als de molens op volle kracht draaien kan men in die buffers ook een overschot aan elektriciteit opslaan. Zo’n overschot aan productie gaat anders gewoon verloren omdat de windmolens dan noodgedwongen tijdelijk stil gelegd moeten worden.
Momenteel worden conventionele elektriciteitscentrales als buffer gebruikt waarbij ze extra worden ingezet in windstille periodes, of ze worden juist teruggeschakeld bij veel wind of zon als de productie van elektriciteit door windmolens groot is. Maar bij een té grote inkoppeling van windvermogen wordt het elektriciteitsnet instabiel. De buffermogelijkheid van het net werd eerder geraamd op 20%. Als de bijdrage van wind en zon groter wordt, dan moeten er andere buffers in werking treden. In een recent rapport van de KEMA3) wordt aangegeven dat bij een geïnstalleerd windvermogen van 6 GW (momenteel is 2,2 GW geïnstalleerd) en koppeling aan het internationale net, het huidige net als buffer maximaal belast wordt.
Met hoeveel windstroom wordt het net dan belast?
Als we aannemen dat de efficiency van de op zee geplaatste 6 GW windmolens 30% tot 35% is, dan wordt jaarlijks 15.768 tot 18.396 GWh aan stroom geproduceerd. De totale jaarlijkse elektriciteitsproductie ligt in de buurt van 100.000 GWh (in 2008 was dat 108.208 GWh volgens CBS) zodat de maximale belasting van het net in dat geval overeenkomt met 16% tot 18% windstroom, wat redelijk spoort met de geraamde 20% .
Bij het door de Nederlandse regering geplande windvermogen van 9 GW lukt het niet meer en zal volgens het KEMA rapport jaarlijks een hoeveelheid windenergie verloren gaan van 1500 GWh. Dit is al redelijk veel. Het is namelijk een verlies van 6% van de jaarlijkse geproduceerde windenergie door deze 9 GW molens (1500/9×0.3×87,60=6%) en overeenkomend met een huidige totale elektriciteitsproductie van 5 dagen. Bij een verdere uitbreiding tot 12 GW geïnstalleerd windvermogen (dan wordt op jaarbasis 1/3 van al onze elektriciteit door windmolens verzorgd) loopt dat verlies verder op tot 5000 GWh, dat wil zeggen 16% van de mogelijke productie van de 9 GW windmolens d.w.z. 2,5 week van ons totale dagelijks elektriciteitsgebruik. Tenzij men extra buffers weet te creëren voor de opvang van die opgewekte elektriciteit.
Voor alle duidelijkheid: het geplande windvermogen van 9 GW zal jaarlijks voor ca.1/5 deel bijdragen aan de totale elektriciteitsproductie en voor 1/40 aan onze totale energiebehoefte, dus het gaat in feite over een bescheiden bijdrage aan onze energievoorziening. Als buffering van deze hoeveelheid niet lukt, kunnen we grotere windmolencapaciteiten zeker niet aan.
Hoe groot zou die buffer voor deze beperkte energielevering moeten zijn?
De 1500 GWh die bij het geïnstalleerd vermogen van 9 GW verloren dreigt te gaan, is opgebouwd tijdens een aantal dagen met sterke wind. Bij een redelijk harde wind hoort een grotere efficiency die geraamd wordt op gemiddeld 0,9. Een tweede redelijke aanname lijkt mij dat een harde wind zo’n 2 dagen aanhoudt. In die tijd produceren de windmolens een energie groot 9×0,9x2x24 GWh = 389 GWh. De extra energie die de molens produceren boven het jaarlijks gemiddelde nivo met 0,3 efficiency volgt uit 9x(0,9-0,3)x2x24=259. In deze analyse komen dan 6 periodes voor met een dergelijk harde wind, wat redelijk weinig is gezien de vele variaties die jaarlijks te zien zijn in de windgrafieken. Dat komt omdat een deel van de extra geproduceerde energie nog opgenomen wordt door het net. In de 12 GW situatie, waar 5000 GWh verloren zal gaan, wordt dat al realistischer. In dat geval wordt 346 GWh extra energie gegenereerd in 2 dagen zodat er 5000/346 14 periodes voorkomen met harde wind. Uit bovenstaande blijkt dat de benodigde buffer capaciteit sterk afhankelijk is van het geïnstalleerde vermogen. Laten we maar eens nagaan wat de mogelijkheden zijn voor een buffer met een gemiddelde capaciteit van 300 GWh.
Om welke buffers gaat het?
Batterijen
In Japan is reeds voorgeschreven dat bij windmolens ook een evenredige buffercapaciteit moet komen. Daarvoor worden geavanceerde natrium-zwavel batterijen gebruikt die werken op een temperatuur van 300 tot 350 °C. Deze batterijen hebben het voordeel dat ze goedkope grondstoffen gebruiken en een hoge energiedichtheid bezitten van 150kWh/m3. Maar als nadelen gelden de noodzakelijke hoge werktemperatuur, de hoge corrosiviteit van vloeibaar natrium en de hoge investeringskosten € 2,5 miljoen/ MW4) met daaraan gekoppelde hoge operationele kosten €0,18/kWh5). De batterij heeft een laad-en ontlaadtijd van 6 uur. Een unit van 2,7 GW kan met de 6 uur oplaadtijd 16,2 GWh opslaan. Voor de buffering van bovenstaande 300 GWh zijn dan 19 batterijunits nodig van 2,7 GW. Tegen een investering van € 128 miljard. Het prijskaartje voor constante windenergie wordt op deze manier wel heel erg hoog. Van dat bedrag kunnen zo’n 110 moderne elektrische centrales gebouwd worden! Buffering met batterijen leent zich om deze reden alleen goed voor kleinschalige opvang, maar is door de hoge kosten niet economisch verantwoord voor de grootschalige opvang van elektriciteit.
Een andere opslagmogelijkheid met batterijen wordt gegeven door Reductie-Oxidatie batterijen. De Redox batterij werkt met een elektrolyt dat steeds ververst kan worden uit een groot voorraadvat. Het is goed opschaalbaar en heeft een rendement van 75-90%. Ze zijn een groot aantal malen te laden en ontladen. De operationele kosten zijn echter hoog, zo’n €0,25/kWh. Een Vanadium Redox batterij van 1,5 MWh kost volgens MacKay $480.000 6). Het cyclus rendement is 70-75%. Als deze prijs ook geldt voor grotere units zijn de kapitaalkosten voor een 300 GWh redox batterij 96 miljard dollar of bij een valutakoers van 0,72 ca. 69 miljard euro.
Een andere veel genoemde buffermogelijkheid berust op het gebruik van de batterijen in elektrische auto’s. Een redelijke batterij geeft de auto een actieradius van zo’n 150 km. De daarvoor benodigde Li-ion accu heeft een vermogen van 30 kWh met een verbruik van 20kWh/100km. Stel er zijn 5 miljoen elektrische auto’s uitgerust met zo’n accu. Als die allemaal bereid zijn om hun volle accu ter beschikking te stellen tijdens een gebrek aan wind, dan zou je theoretisch 150 GWh kunnen downloaden in het net. In de praktijk zal maar de helft van de accu’s volgeladen zijn en zal misschien 1/3 hieraan mee willen doen. Maar als deze bereidwilligen ook nog naar hun werk moeten in die tijd, hebben ze waarschijnlijk slechts hooguit 5 kWh ècht ter beschikking, waardoor praktisch in totaal maar 8 GWh als buffer te gebruiken is. Voor de opslag van elektriciteit geldt een dergelijk verhaal. Dit betekent dat deze optie niet erg geschikt is als grootschalige buffermethode. Daarbij geldt ook dat men de leveringszekerheid van energie dan laat afhangen van het onzekere gedrag van particulieren.
Afgezien van de opslag van gecomprimeerde lucht ‘CAES’ (bij de generatie van elektriciteit met deze technologie is toch weer aardgas nodig èn de efficiency van het proces is laag) en van twee kleinere buffer mogelijkheden als vliegwielen en supercondensatoren, zijn er nog vier andere mogelijkheden voor een buffer met een hoge capaciteit.
1. Wateraccumulatie
De eerste is wateraccumulatie waarbij water door turbines van een hoger naar een lager nivo stroomt. In het plan Lievense/KEMA gaat het om een buffer van 1,5 GW met een capaciteit van 20 GWh tegen een prijs van 2,45 miljard euro7). In essentie bestaat het uit een eiland in de Noordzee van 60 km2 met een binnenmeer van 40 km2 met een valhoogte van 32-40 meter. De leeglooptijd is 12 uur. Voor een buffer van 300 GWh zijn dan 15 eilanden nodig tegen een kapitaalinvestering van 36,8 miljard. Het grote ruimte beslag en de hoge prijs maken dat ook hier geldt dat de opslagmethode eigenlijk alleen geschikt is voor de opvang van enkele uren stroom onderbreking.
Ook het OPAC (ondergrondse pompaccumulatie) plan van Sogecom en Royal Haskoning8) maakt gebruik van waterbekkens. Zowel bovengronds als ondergronds bevindt zich een klein waterbekken van 0,3 km2, maar dat laatste bekken ligt op 1400 meter diepte. In het beoogde OPAC plan heeft deze buffer een piekvermogen van 1,4 GW met een capaciteit van 8 GWh. De bouwkosten bedragen 1,8 miljard euro. Om de benodigde 300 GWh op te brengen zijn 38 van deze buffers nodig, tegen een prijs van € 68 miljard. Ook dit plan is duur en alleen geschikt voor het verwerken van kleine stroomonderbrekingen. Zowel voor de Lievense als voor de OPAC waterbekkens geldt overigens dat de operationele kosten ca. € 0,06/kWh 5) bedragen.
2. Waterstofopslag
Het volgende alternatief is de waterstofcyclus waarbij water, wanneer er een elektriciteitsoverschot is, eerst via elektrolyse geplitst wordt in waterstof en zuurstof, om daarna in windstille perioden hiermee weer elektriciteit te produceren met gasturbinegeneratoren of brandstofcellen. Het gemaakte waterstof (en zuurstof) wordt ondergronds opgeslagen in lege gasvelden. Aan opslagruimte ontbreekt het niet in Nederland, wèl aan de bereidheid van de bevolking om daaraan mee te werken. 300 GWh energie is equivalent met de energie inhoud van 100 miljoen m3 waterstof van 1 atmosfeer, hetgeen volgt uit de verbrandingswarmte van waterstof: 10,8 x 106 J/m3. Een grote elektrolyse-unit (bijv. Norsk-Hydro type 5040, 5150 Amp DC van 2,33 MW) kan in volbedrijf 485 m3 waterstof per uur maken9). Voor de productie van 100 miljoen m3 in 2 dagen zijn dan 4295 elektrolyse-eenheden nodig tegen een systeemverbruik van 480 GWh, dus veel meer dan de 300 GWh extra energie die beschikbaar was. Later-bij de terugwinning van elektriciteit- komt door warmteverlies bij de verbranding met gasturbinegeneratoren maar ca ½ van de opgeslagen hoeveelheid elektrische energie terug, dus voor een goede bufferwerking zou niet 100 maar 200 miljoen m3 nodig zijn. De methode heeft daarom als nadeel de zéér slechte cyclus energie efficiency van ca. 30-40 % en de hoge operationele kosten van € 0,14 / kWh 5) . De kosten voor waterelektrolyse bedragen volgens een recent proefschrift voor de Norsk-Hydro € 7/W 10) , maar door anderen worden ook wel lagere waarden genoemd als € 1/W. Voor de 4295 eenheden van 2,33 MW komt dit uit op € 10 tot 70 miljard. Hierbij moeten nog opgeteld worden de kapitaalkosten van de gasturbinegeneratoren die noodzakelijk zijn voor de verbranding van waterstof en de verhoging van de operationele kosten voor het samenpersen van de waterstof en ondergrondse opslag. De grootste gasturbine van Siemens de SGT5-8000H heeft een capaciteit van 375 MW en kost ca. 400M€, wat klopt met de vuistregel van 1 miljoen euro per MW14). Voor een productie van 300 GWh in 48 uur heb je er dan 17 nodig met een prijskaartje van 7 miljard euro. Ofschoon de prijs ook al doorslaggevend is, vormt eigenlijk niet de prijs de bottle-neck, maar de gigantische hoeveelheden waterstof die nodig zijn. Bovengenoemde 200 miljoen is al 2x de dagproductie van het gasveld Slochteren en alle omringende gasvelden! En als het niet gaat over een opslag van 300 GWh, maar om veel grotere hoeveelheden bijv. in het geval dat alle elektriciteit, of zelfs als alle energie, door windmolens wordt verzorgd zijn de benodigde volumina niet meer voor te stellen.
Alle besproken systemen zijn in principe geschikt als buffer wanneer een relatief kleine hoeveelheid elektriciteit van een paar uur nodig is, maar het is duidelijk dat de opslag van de betrekkelijk kleine hoeveelheid energie van 300 GWh reeds buiten proportionele kosten en moeilijkheden met zich meebrengt.
3. IJsland connectie.
Er is één andere interessante mogelijkheid die nog niet genoemd is: het aanleggen van een hoogspanningskabel tussen IJsland en Schotland, waardoor IJsland met het Europese net wordt verbonden. Als voorbeeld dient de NorNed kabel tussen Noorwegen en Nederland die in 2008 in gebruik is genomen en een groot succes blijkt te zijn. IJsland heeft jaarlijks 14.800 GWh ter beschikking aan geothermische en waterkrachtenergie11) en kan voor retour verkeer ook een kleine hoeveelheid energie opslaan in zijn waterkrachtreservoirs. Dagelijks produceert IJsland 40,6 GWh, maar hoeveel daarvan geéxporteerd kan worden is niet duidelijk. Als buffer is het maar gedeeltelijk geschikt. De kosten voor het leggen van de 1200 km lange gelijkstroomkabel zullen ca. € 1,5 miljard bedragen, zodat deze kosten tenminste beheersbaar zijn. En als bijkomend voordeel zijn misschien hiermee ook de financiële claims met IJsland elegant te regelen. Deze optie zou in ieder geval enig soulaas kunnen geven.
4. Afvalverbrandingsinstallaties.
Als laatste mogelijkheid geldt het inzetten van afvalverbrandingsinstallaties en biogas. Het blijkt dat de capaciteit van deze centrales te klein is. In 2008 werd in Nederland door al deze installaties per dag ca. 4,8 GWh aan elektriciteit geproduceerd12). Hierin is niet meegenomen de meegestookte biomassa in centrales en de overige biomassavebranding. Deze zorgden samen voor een bijdrage van 7,6 GWh/dag. Als daarvoor aparte verbrandingsinstallaties worden gebouwd, kan uiteindelijk 12,4 GWh per dag beschikbaar komen.
Maar stel nu dat we buffers moeten creëren voor de situatie dat windmolens (of zonnecellen) een ècht groot aandeel van onze energie gaan leveren want daar zullen we volgens Greenpeace in de toekomst naar toe moeten. Het gaat dan om de opvang van 2 à 3 dagen met sterke wind waarin energie opgeslagen kan worden voor 3 tot 7 dagen met zwakke wind. Dit komt meerdere keren per jaar voor. Als gedachten experiment zijn hier twee scenario’s beschouwd:
a) windmolens voorzien in alle elektriciteit die de huidige Nederlandse conventionele centrales thans leveren (108.208 GWh in 2008) en
b) windmolens voorzien in alle energie die we nu gebruiken (ca. 1.000.000 GWh in 2008)
In geval a) hebben we voor 3 dagen opslag, een buffer nodig van 889 GWh. Dat is ruim 111x groter dan de eerder genoemde 8 GWh van de OPAC wateraccumulatie en 44x groter dan het plan Lievense aan buffercapaciteit biedt. Voor geval b) komt daar nog eens een factor 10 bij. Dat is praktisch en economisch niet langer uitvoerbaar.
Dat zelfde geldt voor de waterstofopslag. Hier is de bottleneck vooral de productie van waterstof via elektrolyse. Die buffer zal in geval a), tijdens de uren dat er stroom overschot is, gevuld moeten kunnen worden met 0,60 miljard m3 en in geval b) 5,5 miljard m3 om een goede bufferwerking te garanderen. Ter vergelijking: de dagproductie van alle gasvelden om de Waddenzee, inclusief Slochteren, bedroeg 0,11 miljard m3 in 2009 13).
De conclusie van deze analyse is dat dergelijk gigantisch grote buffers onuitvoerbaar en onbetaalbaar zijn.
In andere woorden: met windmolens alléén kunnen we geen toekomst opbouwen waarin met bovengenoemde opslagmogelijkheden een constante elektriciteitslevering is te garanderen en waarin we niet kunnen voorkomen dat er energie verloren gaat. Deze conclusie geldt-mutatis mutandis -ook voor zonnecellen. Daarnaast is ook de benodigde ruimte niet aanwezig om voldoende windmolens en zonnecellen op te stellen, zoals al eerder door mij is aangetoond (NRC 13 september).
Windmolens en zonnecellen kunnen het in de toekomst eenvoudigweg niet stellen zonder grote centrales als buffer. Als gas en olie op zijn, komen alleen kolencentrales met CO2 afvang en kernenergiecentrales daarvoor in aanmerking. De grootte van de bijdrage van zon en wind wordt in een energiemix dan bepaald door de stabiliteit van het dan bestaande net. Volgens de KEMA is die grens momenteel 6 GW, daarboven is de windenergie niet meer in te passen in het huidige net. En goede alternatieve buffers zijn er niet, zoals hierboven is aangetoond. Maar noodzakelijk zijn de windmolens en zonnecellen niet, ze zorgen alleen maar voor problemen met de energielevering. De kolen- en kerncentrales daarentegen zijn veel betrouwbaarder en zorgen voor een constante energievoorziening èn ze zijn veel goedkoper. En met kolen kunnen we nog 100 jaar vooruit, terwijl ook de brandstof voor de moderne kerncentrales nog voor vele honderden jaren aanwezig is.
Gezien het bovenstaande doen regering en parlement er verstandig aan om de geplande capaciteit aan windmolens te herzien en eventueel te beperken tot hooguit 6 GW. Een tweede aspect waar beleidsmakers attent op moeten zijn, is dat in de komende halve eeuw het elektriciteitsverbruik met een factor 9 zal toenemen om te compenseren voor het verdwijnen van olie en gas. Uit bovenstaande analyse blijkt duidelijk dat zo’n transitie niet lukt met zon en wind.
John Giling
Referenties
1. www.groene-rekenkamer.nl/udo
2. Rapport Energieraad: Brandstofmix in beweging, januari 2008
3. De Technologiekrant, 6-10-2010 en De Ingenieur 1-10-2010
4. http://www.usatoday.com/tech/products/environment/2007-07-04-sodium-batt…
5. De Ingenieur 1-10-2010
6. David JC MacKay, boek : Sustainable Energy- without the hot air. CambridgeEngland.
7. www.fom.nl./live/attachment/db?69046 E.Lysen Presentatie FOM workshop 1-11- 2007 Rijnhuizen
8. http://www.o-pac.nl/financien.html
9. NREL rapport 560-36734 author Johanna Ivy
10. Proefschrift Tao ZHOU 2009 l’Ecole Centrale de Lille : http://tel.archives- ouvertes.fr/docs/00/47/40/41/PDF/TaoZHOU_PhD_std.pdf
11) Wouter van Dieren NRC 15 April 2010
12. CBS definitieve cijfers duurzame elektriciteit 2008