blauwgroenenergie

   Een oplossing om te voorkomen dat na afschaffing saldering paneeleigenaren, al dan niet misleid, hun panelen voor langere tijd uit zetten. Tevens een oplossing voor de dubbele energiebelasting bij handel met thuisbatterijen.  Eneco adverteert momenteel met 30 % korting op het kale tarief van 10 tot 17 uur en van 22 tot 05 uur. Maar als het lukt om korting te geven op het verbruik tijdens bepaalde uren dan moet het toch ook lukken om een toeslag te geven op teruglevering op de minder zonovergoten uren? Met andere woorden een netto negatieve terugleververgoeding tijdens de uren met een negatieve marktprijs ((wanneer je je omvormer uit kan (laten) zetten)) en een hogere netto positieve terugleververgoeding tijdens de overige uren. Met als stimulering voor alle energiecontracten met netto negatieve terugleveringvergoeding tijdens alleen de uren met negatieve uurprijzen voor deze uren vrijstelling van de energiebelasting.  Voor de zonovergoten uren met een netto negati...

Techneuten, is een tussenvorm vast en dynamisch aan de hand van de marktprijs én het voltage mogelijk?  Per 1 januari 2027 eindigt de salderingsregeling. Enkele leveranciers hebben hun tarieven al bekend gemaakt. Mega, Innova en dochteronderneming Gewoon Energie gaan over alle (want immers afschaffing saldering) teruggeleverde kWh's een netto negatieve teruglevering rekenen van 5,9 cent per kWh. Oxxio en Vattenfall echter een netto positieve terugleververgoeding van een kwart cent per kWh. Ik heb gemerkt dat veel zonnepaneelbezitters het voordeel van het eigen direct verbruik vergeten. Het eigen direct verbruik waarvan elke kWh de volle kWh-prijs bespaart. Ter bevordering van het eigen direct verbruik of het tijdelijk uitvallen van de omvormer 'bij een stroomoverschot' (dus dat zou dan ook moeten als de prijs van elektriciteit hoog is, zoals dat nog steeds het geval is op zonnige dagen na 18:00 h) worden door energiespecialisten aanpassingen geadviseerd. Die aanpassingen kl...

 Wie herinnert nog dat de netbeheerders ook de energieleveranciers waren (en visa versa)? Blijkbaar niet de netbeheerders zelf. Want met meer dynamische energiecontracten zou ook het overvolle stroomnet tussen 16:00 en 21:00 h (huishoudens) en tussen 07:00 en 09:00 h (bedrijven) zijn opgelost.  Minister Hermans en de netbeheerders (Enexis, Alliander, Delta, ect) willen de nettarieven voor consumenten en kleine bedrijven goedkoper maken als ze stroom op de minder drukke uren verbruiken. De elektriciteitsrekening zal dan dus weer wat ingewikkelder worden. En ... er  is toch al een beloning voor consumenten en kleine bedrijven als ze stroom op de minder drukke uren verbruiken? Namelijk de dynamische energiecontracten. Wie een dynamisch energiecontract heeft, betaalt immers meer voor de kWh's tijdens de drukke, en dus dure uren. En minder voor de kWh's die worden afgenomen tijdens een lage vraag, en dus lage prijs, worden afgenomen. kWh's afnemen is immers stroom transportere...

Opnieuw geschreven na mijn eerdere post van 10 november 2024. Zelfde berekeningen. Zelfde conclusies.  Een belangrijk deel van de investeringskosten voor een HBr-flowbatterij wordt gevormd door de waterstofgasopslag. Een HBr-flowbatterij zou dan ook een stuk goedkoper kunnen worden door de eigen waterstofopslag te vervangen door een koppeling aan een H2-net. Daarbij werkt de HBr-flowbatterij tijdens het laden dus als een elektrolyser en levert dan dus waterstof (2 HBr + e -->  Br2 + H2). Nadeel daarvan is dat de aanwezige hoeveelheid HBr (of Br2) tijdens de electrolyser- (of brandstofcelfase) beperkt is. Tijdens de elektrolysefase gevormde Br2 moet dus tijdens een daaropvolgende stroomtekort in de brandstofcelfase door toevoeging van H2 weer terug omgezet moet worden in HBr. Tijdens die brandstofcelfase produceert de HBr-flowbatterij dan wel elektriciteit. Maar die hoeveelheid is als gevolg van het omzettingsverlies in de elektrolyser die de daarvoor noodzakelijke waterstof...

  Een door Air Liquide op de Maasvlakte te bouwen electrolyser van 200 MW zal jaarlijks 'maar liefst 23.000 ton H2 produceren'. Goed nieuws. Maar dan kan je aan de hand van de daartoe benodigde bedrijfstijd uitrekenen of er sprake is van echt groen geproduceerde waterstof.  Wanneer er veel wind staat en of de zon hard schijnt ontstaat een overschot aan groene stroom.  Voorwaarde voor de bouw van meer windturbines is dus een verhoging van de vraag naar en dus de prijs van elektriciteit op wind- en zonrijke uren. Op die uren wil men met de overtollige elektriciteit bijvoorbeeld dus groene waterstof gaan produceren. Daarvoor zijn dure electrolysers nodig.   Per MW bedragen de investeringskosten circa 2,5 miljoen euro ((voor een offshore windturbine met een vollast van 45 % is dat per MW 3 miljoen euro. Dus bij een productiefaktor van 10 % zal de elektrolyser per MW dus 45/10 x 2½ / 3 duurder zijn)). Dus ook al is de elektriciteit op sommige uren nul of zelfs negati...

 Ook de bouw van kerncentrales kan niet zonder subsidiëring, of zelfs een direct overheidsdeelname tijdens de bouw. Maar nieuwe kerncentrales besparen wel de netwerkkosten op zee.  De 'stopcontacten' (transformatoren) op zee en het aansluiten op het 380 kV net op land voor 10.000 MW(piek) offshorewind (Hollandse Kust West en IJmuiden Ver) is nagenoeg gereed. Dit heeft Tennet 4 miljard euro gekost. Kosten die we terug gaan zien als de oplopende netwerkkosten voor de netbeheerder op onze elektriciteitsrekening. Je kan uitrekenen hoeveel deze aansluiting op zee gaat kosten per op te wekken kWh offshorewind over 40 jaar, circa € 0,03 per kWh. En vervolgens deze verhoging van de vaste netwerkkosten vergelijken met het prijsverlagend effect per kWh als gevolg van het hogere aanbod aan elektriciteit op dezelfde elektriciteitsrekening. Er staan nog meer offshorewindparken, en dus miljarden voor de aansluitingen, gepland (Nederwiek, 6000  MW en Boven de Wadden, 700 MW).  De b...