Achtergrond

 

Waterstofmolen vraagt nieuwe kijk op energiesysteem

Hygro onderzocht de combinatie van een windturbine met een elektrolyzer. Op zich is dat niet nieuw, maar wel het feit dat het bedrijf de elektrolyzer in de voet van een windturbine wil inbouwen. Deze decentrale productie van groene waterstof belooft vele voordelen: meer energieproductie per vierkante kilometer offshore wind, goedkopere aanlanding van groene energie en geen netcongestie of problemen met energieopslag. De techniek vormt dan geen belemmering: de waterstofmolen vraagt wel om een nieuwe kijk op het energiesysteem.

David van Baarle

geanimeerde-knop

Uit analyses van Hygro samen met onder andere het Amerikaanse NREL blijkt dat decentrale waterstofproductie meer en goedkopere energie kan leveren dan mogelijk is met elektriciteit. Daarmee wordt de groene waterstof een interessant duurzaam alternatief voor grootschalige duurzame energieproductie.
Jan-Willem Langeraar en compagnon Hugo Groenemans van Hygro vatten het plan al een aantal jaren geleden op, maar tussen idee en uitvoering blijken veel obstakels te staan. ‘Technologisch is het niet zo heel ingewikkeld’, zegt Langeraar. ‘We maken gebruik van bestaande technologie. Natuurlijk zitten er wel wat slimmigheden in de gekozen combinaties en de integratie ervan.’
De eerste stap die Langeraar zette was een uitgebreid onderzoek naar de haalbaarheid van een waterstofmolen, de markt voor groene waterstof en de impact van een dergelijke innovatie op het energiesysteem. Die impact zou wel eens groot kunnen zijn, maar dat vergt wel een andere visie op duurzame energieproductie, transport en consumptie.
De TKI systeemintegratie studie wind-to-wheel uit 2017 concludeerde dat als nieuwe offshore windparken zouden worden gebouwd met waterstofmolens, de groene waterstof qua kostprijs al snel concurreert met diesel. Inmiddels is Hygro een aantal studies verder en wordt duidelijk dat er meer synergie is te halen uit de combinatie van turbine, elektrolyse en leidinginfrastructuur. Langeraar: ‘Om die synergie volledig te benutten, is een technisch-economische optimalisatie van zowel windpark als windturbineontwerp cruciaal. Als alles goed op elkaar is afgestemd, leidt dit tot twee keer zoveel economisch winbare windenergie per vierkante kilometer beschikbare zee. En dat tegen lagere kosten per megawattuur als met elektriciteit mogelijk is.’

Integrale berekening
Hygro gaat uit van de levelised cost of energy (hydrogen LCoH) van de integrale keten om zo de vergelijking met elektriciteit te kunnen maken. Bovendien houden de betrokken partijen rekening met de onbalans- en profielkosten van duurzame elektriciteitsproductie. De waardevermindering van de energie door de mismatch tussen vraag en aanbod is bij windelektriciteit immers best hoog.
Langeraar: ‘Mensen vragen vaak waar nu het meest cruciale verschil zit tussen elektriciteits- en waterstofproductie. Er zijn veel factoren die samen een groot verschil maken. Maar wil je echt goed begrijpen hoe, dan moet je inzien dat de hoeveelheid energie die een windturbine en -park per jaar produceert, vooral een economische optimalisatie is en geen puur technische. Daarin spelen kosten van elektrische componenten, infrastructuur en de kenmerken van de elektriciteitsmarkt een belangrijke rol. Een waterstofwindturbine is per megawatt duurder en maakt minder vollasturen, maar produceert per jaar meer. Bovendien is de pijpleidinginfrastructuur vele malen goedkoper dan een stroomkabel terwijl een leiding ook nog opslagruimte biedt.’
Een argument tegen de inzet van elektriciteit voor de productie van waterstof is dat er conversieverliezen optreden. Een argument dat Langeraar niet wil weerleggen, maar wel nuanceren. ‘Windturbines produceren wisselstroom. Om de stroomkwaliteit te borgen, zet men deze stroom eerst om in gelijkstroom om er vervolgens weer wisselstroom van te maken. Ook bij deze conversie treden verliezen op. Een elektrolyzer werkt op gelijkstroom zodat bij direct koppelen verschillende conversiestappen komen te vervallen. Ook bij het transport van elektriciteit treden verliezen op omdat kabels warm worden. Sterker nog: hoe meer stroom een kabel moet vervoeren, hoe meer verlies er optreedt.’

Lees meer: Ontwerp

Voor de productie van de waterstof koos Hygro voor polymer electrolyte membrane (PEM) elektrolyse techniek. Cruciaal vanwege het formaat, maar ook qua prestaties. Verschillende fabrikanten bouwen inmiddels gigawattschaal productielijnen voor de stack-technologie. De kostprijs zal door deze opschaling stevig gaan zakken.
Een ander belangrijke voorwaarde voor elektrolyse is de aanwezigheid van zuiver water. Nu is water op zee natuurlijk volop aanwezig, alleen moet dat dus nog wel worden ontzilt en gezuiverd. Alhoewel een cruciale stap voor het proces, bestaan er veel technieken die dit kunnen. Langeraar: ‘Op de totale kosten van waterstof zie je de kosten van deze noodzakelijke stap nauwelijks terug. Als het water is gesplitst in zuurstof en waterstof, zal het waterstofgas nog moeten worden ontvochtigd en gecomprimeerd. Dat is allemaal mogelijk met technieken die zich reeds hebben bewezen.’

Topologie
Inmiddels liggen plannen van andere partijen klaar voor offshore waterstofhubs, maar daarmee valt volgens Langeraar het voordeel weg van de decentrale productie. ‘Zodra je elektrolyse loskoppelt van de windturbine verlies je veel van je synergieopties, ook op windparkniveau. Een van de voordelen van waterstofwindturbines is dat pijpleidingen per aangesloten piekvermogen veel goedkoper zijn dan kabels. Die kostprijs voor de piekcapaciteit heeft een sterke impact op de technisch economische optimalisatie van een windpark. Nu geldt nog: hoe meer windturbines per vierkante meter, hoe groter de piekcapaciteit en hoe hoger de kosten. Tegelijk daalt de stroomopbrengst per turbine doordat de turbines elkaar in de weg zitten. Men berekent de onderlinge afstand dus door het economisch optimum te nemen op basis van de gewenste kostprijs van de geleverde stroom. Dat is echter wat anders dan de meeste energieopbrengst per vierkante meter. Die marktwerking is wel begrijpelijk: doordat elektriciteit moeilijk is op te slaan, levert stroom immers minder op wanneer het hard waait. Met pijpleidingen en waterstof is die optimalisatie echter volledig anders.’

Turbine
Langeraar ziet een vergelijkbare optimalisatie bij het turbineontwerp. ‘De generatoromvang is nu zo gekozen dat hij bij windkracht vijf op land en zes op zee zijn maximale vermogen levert. Als de generator groter wordt, produceert de turbine weliswaar meer energie bij hardere wind, maar door de hogere piek en minder aantal uren per jaar gaat de kostprijs per megawattuur omhoog. Daarbij is het sowieso niet aantrekkelijk om bij hoge windsnelheden te produceren omdat daarmee pieken ontstaan die de stroomprijs negatief beïnvloeden. Je ziet dan ook dat de powercurve van een gemiddelde windturbine oploopt tot deze windsnelheden, maar daarboven vlakt hij af.’
Dat is logisch: een windparkbeheerder zal zowel bij elektriciteit als bij waterstof het ontwerp van zijn turbines en windpark optimaliseren op de laagste kostprijs, dan wel de hoogste marktwaarde van de energie. ‘Bij zo’n berekening valt op dat de kosten per megawattuur bij waterstof lager uitvallen en de waarde hoger dan bij elektriciteit. Tel daarbij op dat je tot twee keer zoveel energie kan winnen per vierkante kilometer zee. Bij de windturbines is ongeveer dertig procent extra te winnen, per windparkontwerp ongeveer zestig procent. En deze percentages kan je met elkaar vermenigvuldigen. Het voordeel van waterstofwindparken is dus tevens een beter ruimtegebruik.’

Inmiddels liggen plannen van andere partijen klaar voor offshore waterstofhubs, maar daarmee valt het voordeel weg van de decentrale productie.

Lees meer: Concurrentie

Inmiddels staan Hygro en TNO niet meer alleen in hun ambities. Begin dit jaar kondigden de twee afsplitsingen van Siemens, Siemens Gamesa en Siemens Energy, hetzelfde te doen. In een tijdsspanne van vijf jaar investeren de bedrijven gezamenlijk 120 miljoen euro in onderzoek naar de combinatie van de grootste windturbine die het bedrijf levert, de SG14-222 DD met een capaciteit van vijftien megawatt, en een elektrolyzer. Siemens Energy past de elektrolyzer zodanig aan dat het ook onder de zware offshore omstandigheden kan produceren en synchroniseert de productie met die van de windturbine. Beide bedrijven denken rond 2025 een offshore demonstratie te kunnen leveren.

Piet Warnaar (TNO): ‘Financierders zien nog veel risico in de businesscase van de projecten.’

Testen
Inmiddels bouwt Hygro, een waterstofturbine op het ECN Windturbine Testveld Wieringermeer. De basis daarvoor is een Enercon vier megawatt turbine. Deze moet volgens Langeraar binnenkort waterstof kunnen leveren, ‘ware het niet dat de EU en overheid er een chaos van maken over hoe ze deze techniek willen stimuleren. We hopen dat men na de zomer wat barrières kan opruimen.’
Bij dit project zijn windturbine en de elektrolyse nog fysiek gescheiden, maar wel al op elkaar afgestemd. Piet Warnaar is namens TNO betrokken bij het onderzoek: ‘We zien weinig technische belemmeringen voor de bouw van waterstofproducerende windturbines. Eigenlijk komt het neer op het eenvoudig samenvoegen van twee bestaande technologieën. De grootste belemmering is misschien nog wel de financiering van projecten. Financierders zien nog veel risico in de businesscase van de projecten. De wet- en regelgeving komt ook nog tekort op het gebied van met wind opgewekte waterstof. Bij levering van waterstof aan zware mobiliteit wil de overheid bijvoorbeeld geen uitsluitsel geven over accijns op waterstof over de looptijd. Dit en nog andere belasting gerelateerde zaken brengen onzekerheden met grote impact op het verdienvermogen van de eerste projecten. Bovendien vindt RVO de combinatietechnologie niet innovatief genoeg om er een subsidie voor te verlenen.’

Subsidie
Warnaar: ‘We zouden natuurlijk wel aanspraak kunnen maken op de SDE++ subsidie. Deze technologie is ideaal voor een dergelijke leveringssubsidie. Alleen bepaalde het planbureau voor de leefomgeving dat die subsidie beperkt is tot tweeduizend uur. De achterliggende gedachte is dat de stroommix op het net maar tweeduizend uur per jaar emissievrij is. Als elektrolyzers volcontinu zouden produceren, zouden ze dus ook grijze stroom kunnen gebruiken. Wij maken echter gebruik van de stroom uit de turbine en niet uit het net. Dat is zeer eenvoudig te meten en controleren. We lopen continu tegen dit soort regels aan waardoor je niet uit de startblokken kan komen om te laten zien wat er werkelijk mogelijk is. De waterstofturbine had er in 2018 moeten staan, we verwachten nu dat in 2022 het waterstofdeel wordt bijgeplaatst.’

Video
Share

Your name

Your e-mail

Name receiver

E-mail address receiver

Your message

Send

Share

E-mail

Facebook

Twitter

Google+

LinkedIn

Sign up

Sign up