VERHIPT. ZELFS MET INEFFICIËNTE PIKZWARTE ELEKTROLYSER-H2 ALS TERUGLEVERING EXTRA ENERGIE- EN €-WINST VOOR DE (HYBRIDE) H2netLINKED HBr-FLOWBATTERIJ.

 Een HBr-flowbatterij heeft een waterstofgasopslag om daarmee elektriciteit op het net terug te leveren (2HBr + e <--> H2 + Br2). Maar wat als dezelfde HBr-flowbatterij, dan met een extra grote HBr/Br2 tank, als de eigen H2-opslag vol is, ook als elektrolyser H2 op een H2-net zou gaan leveren? Een extra verdienmodel maar de daarbij gevormde Br2 moet daarna wel weer terug omgezet worden in HBr (anders raakt de voorraad HBr immers op). Ook met H2 uit het H2-net produceert de HBr-flowbatterij in de brandstofcelfase uiteraard elektriciteit. Maar omdat daartoe een andere elektrolyser moet draaien zal gezien de omzettingsverliezen tijdens dit regeneren van de Br2 de HBr-flowbatterij samen met de elektrolyser netto geen elektriciteit leveren maar juist netto elektriciteit gaan gebruiken! Dus nadat de HBr-flowbatterij met haar eigen H2-opslag als batterij heeft gewerkt gaat de HBr-flowbatterij waterstof leveren. Maar zal daarna wel netto elektriciteit moeten verbruiken. Is dit, naast die als batterij, een extra verdienmodel?

 Zoals eerder aangegeven ben ik zelf voorstander van het gebruiken van grijze waterstof (dus met 25 % verlies gemaakt uit aardgas) om de Br2 in de H2netgekoppelde HBr-flowbatterij te regeneren. Je hebt dan immers zowel tijdens een stroomoverschot een zeer efficiënte elektrolyser en tijdens een stroomtekort in de brandstofcelfase een aardgas'gestookte' elektriciteitcentrale met een zeer hoog rendement. Dat dat niet gebeurt kan te maken hebben met de voor het PEM-membraan vereiste zuiverheid.

 De businesscase is dat de HBr-flowbatterij tijdens een stroomoverschot eerst haar eigen H2-opslag vult. Zodat deze tijdens vooral tijdens de uren met de hoogste stroomprijs (dat is meestal tussen 18:00 en 21:00 h) elektriciteit terug kan leveren. Maar tijdens een voldoende lang stroomoverschot zal de HBr-flowbatterij ook werken als elektrolyser en dus aan het H2-netwaterstof leveren. De hierbij gevormde Br2 zal dan wel geregenereerd moeten worden. Daarvoor moet dan een elektrolyser draaien op (vooral) fossiele stroom. Het minst ongunstige moment daarvoor zijn dan de 'fossiele' uren wanneer de stroomprijs niet het hoogst is. 

 Een extra verdienmodel voor een HBr-flowbatterij kan zijn wanneer deze na het vullen van de eigen H2-opslag ook als elektrolyser waterstof op een H2-net gaat leveren. Bij een daaropvolgend stroomtekort kan de HBr-flowbatterij uit de eigen H2-opslag als batterij stroom leveren. Maar door het leveren van H2 op het H2-net zal de HBr-flowbatterij voor het ontladen weer wel H2 uit dat H2-net moeten terug ontvangen. Tijdens het leveren van H2 wordt de voorraad HBr immers omgezet in Br2 en zal de voorraad HBr anders dus uitgeput raken. Lukt dat niet met voor de PEM-membranen te zuiveren grijze waterstof dan moet dat helaas middels een elektrolyser. De HBr-flowbatterij produceert tijdens dat ontladen dan wel elektriciteit maar door het omzettingsverlies van elektriciteit naar H2 en vervolgens in de HBr-flowbatterij van H2 naar elektriciteit wordt de HBr-flowbatterij samen met de elektrolyser op dat moment juist een stroomverbruiker. Zal de tijdens een stroomoverschot geleverde waterstof dan meer euro's opbrengen dan de kosten voor het tijdens het ontladen netto gebruikte elektriciteit?

 Voordeel van deze toepassing is sowieso dat de HBr-flowbatterij uit de eigen H2-opslag stroom kan leveren tijdens de duurste uren. Daartoe zal de PEM-membraanstack vergeleken met de eigen H2-opslag oversized worden en wordt het als elektrolyser benutten van de membraanstack bij de juiste weersomstandigheden dus vaker een optie. Het regeneren zal dan echter ook plaats moeten vinden tijdens de 'fossiele' uren maar dan juist die fossiele uren dat de elektriciteit niet het schaarst is en dus minder duur is.

  Stel je zet een HBr-flowbatterij naast een elektrolyser bij een fabriek waar je grijze SMR-waterstof kan vervangen. Tijdens overschotten aan wind- en zonnestroom produceren zowel de HBr-flowbatterij als de elektrolyser H2 maar de HBr-flowbatterij eerst voor haar eigen waterstofopslag. Als de eigen (kostbare) H2-opslag vol is, gaat vervolgens ook de HBr-flowbatterij als extra verdienmodel ook als elektrolyser werken. Tijdens de duurste (fossiele) uren kan de HBr-blowbatterij uit haar eigen H2-opslag met een roundtriprendement van 70 % elektriciteit terugleveren. Maar na als elektrolyser gewerkt te hebben blijft de HBr-batterij met een voorraad Br2 zitten. Deze zal om later weer als elektrolyser te kunnen werken weer terug omgezet moeten worden in HBr. Als je daarvoor geen grijze SMR-H2 kan gebruiken zal je dus tijdens een periode zonder stroomoverschot de elektrolyser dus moeten laten draaien om voor de HBr-flowbatterij waterstof te produceren. Daarmee gaat de HBr-flowbatterij samen met die elektrolyser dus, gezien het elektrolyse- en brandstofcelverlies, dus netto elektriciteit verbruiken. Daarvoor kies je dan de minder dure fossiele uren. Gezien het omzettingsverlies door de elektrolyser en HBr-batterij zal op dat moment meer elektriciteit verbruikt worden dan dat je HBr-flowbatterij als brandstofcel produceert. Zijn de kosten daar voor lager dan dat de HBr-flowbatterij dan als elektrolyser heeft opgebracht?

 In mijn berekening ga ik uit van een roundtriprendement van de HBr-flowbatterij van 70 %. En derhalve een elektrolyserendement van 84 % en een brandstofcelrendement van 84 % (0,837 x 0,837 = 0,7). Als elektrolyser neem ik in mijn berekening een battolyser. Deze heeft als elektrolyser een rendement van 90 %.

Stap 1.

 Zowel de HBr-flowbatterij als de battolyser zetten, bij voldoende aanbod, zonne- en windstroom om in H2. De HBr-flowbatterij vult haar eigen H2-opslag (2HBr + e -->Br2 + H2) en de battolyser levert, na eerst zich als (ijzer-nikkel) batterij te hebben opgeladen, H2 op het H2-net.

Stap 2.

 Maar is er voor een langere tijd een overschot aan zonne- en windstroom dan raakt de eigen H2-opslag van de HBr-flowbatterij vol en zou dus alleen de battolyser verder kunnen draaien. Heeft de HBr-flowbatterij echter ook een aansluiting op het H2-net (en voldoende HBr/Br2 in de opslag) dan gaat de HBr-flowbatterij net als de battolyser ook H2 op het H2-net leveren en gaat dus werken als elektrolyser.

Stap 3.

 Wanneer het aanbod aan zonne- en windstroom daalt gaat de elektriciteitsprijs stijgen. Eerst stopt de HBr-flowbatterij met H2-produceren. Zodra de elektriciteitsprijs zo hoog wordt dat H2-levering voor de battolyser niet rendabel wordt gaat de battolyser H2 leveren voor het alvast regenereren van de Br2 die in de HBr-flowbatterij als elektrolyser gevormd is. In dit geval wordt er gedeeltelijk wind- of zonnestroom benut voor het regeneren van de Br2.

Stap 4.

 De elektriciteitsprijs bereikt haar piek (meestal tussen 18:00 en 21:00 h). Ook de battolyser gaat stil en de HBr-flowbatterij levert dan alleen elektriciteit met de H2 uit haar eigen H2-opslag. 

 Ook de battolyser kan dan elektriciteit terug leveren. De battolyser (ijzer-nikkel batterij) is, vandaar de naam, zowel een batterij als een elektrolyser. Maar omdat de battolyser later weer moet worden opgestart om H2 te produceren wordt haar functie als batterij uitgesteld.

Stap 4.

 Na de avond- c.q. ochtendpiek gaat de elektriciteitsprijs weer dalen. Als alle Br2 nog niet geregenereerd is start de battolyser weer op om de HBr-flowbatterij van H2 te kunnen voorzien zodat bij aanvang van een stroomoverschot de HBr-flowbatterij na het vullen van de eigen H2-opslag weer als elektrolyser kan werken. Voor aanvang van het verwachte stroomoverschot ontlaadt de battolyser ook als (ijzer-zink) batterij.

 We zien dat als gevolg van de omzettingsverliezen de battolyser dan meer elektriciteit moet verbruiken dan dat de HBr-flowbatterij op dat moment gaat terug leveren.  Dat lijkt het einde van een positieve businesscase en geeft de term 'negatieve batterij' (bijvoorbeeld zinkfabrikant Nyrstar die met een flexibele stroomafname waarde kan geven aan weersafhankelijke stroomoverschotten) een nieuwe betekenis. Maar tegenover het netto elektriciteitsverbruik tijdens de (vooral) fossiele uren staat dat de HBr-flowbatterij toen deze als elektrolyser werkte H2 op het net heeft geleverd en daarmee dus (inclusief het daardoor bespaarde reformverlies) aardgas heeft bespaard.

 Heeft voor een HBr-flowbatterij naast een eigen H2-opslag een koppeling op het H2-net derhalve een positief rendement?

Financiëel.

 Voor de rendementsberekening voor het gebruiken van een koppeling op het H2-net (naast de eigen H2-opslag) van de HBr-flowbatterij bereken ik wat er met 100 kWh aan wind- en of zonnestroom als input gebeurt. De HBr-flowbatterij gaat daarvan dan 84 kWh aan H2 op het H2-net leveren. De battolyser moet tijdens het ontladen die 84 kWh aan H2 terug leveren. Gezien haar rendement van 90 % heeft de battolyser daar 93 kWh aan elektriciteit voor nodig. Van deze 84 kWh aan H2 zal de HBr-flowbatterij echter maar slechts 70 kWh als elektriciteit terug leveren. Dat levert tijdens het ontladen dus een netto stroomVERBRUIK op van 23 kWh (93-70). Daar staat echter tegenover dat tijdens het doordraaien met een volle eigen H2-opslag de HBr-flowbatterij 84 kWh aan H2 op het net heeft geleverd. 

 Voor de kWh-prijs tijdens de minder dure fossiele uren ga ik uit van € 0,10. Voor de kWh-prijs voor de door de HBr-flowbatterij geleverde H2 ga ik uit van € 0,05. (Aardgasprijs € 30,- per MWh, gezien het reformrendement van 75 % is daarvoor € 30,- / 0,75 = € 40,- van nodig. Verder nog bespaarde ETS-CO2 kosten voor het bespaarde aardgas).

Kosten aan electriciteit :                                                                23 kWh x € 0,10 = € 2,30.

Opbrengst van de door de HBr-flowbatterij geleverde H2:              84 x € 0,05 = € 4,20.

                                                                                                                         Verschil  + € 1,90. 

 Maar daarnaast maakt de battolyser tijdens het terug moeten leveren van H2 ook extra kosten. Daartoe behoort niet het zuiveren van het water dat de battolyser om moet zetten in H2. Want die kosten kunnen weg gestreept worden aangezien diezelfde H2 later door de HBr-flowbatterij geleverd gaat worden.   

 Volgens Elestor zou de kostprijs uit een HBr-flowbatterij met eigen H2-opslag € 0,07 per teruggeleverde kWh zijn (output). Dus 142 kWh (100 / 07) aan input kost dan € 0,07 x 100 = € 7,-(sterk afhankelijk van het aantal op- en ontladingen per jaar).  Als na het vol raken van de eigen H2-opslag dan ook extra input verwerkt kan worden tot H2 die per 100 kWh input € 1,90 opbrengt dan lijkt mij dat naast de eigen H2-opslag een koppeling op het H2-net de rentabiliteit significant kan verhogen.

Energetisch.

 De HBr-flowbatterij kan, nadat deze als elektrolyser H2 op het H2-net heeft geleverd, alleen maar 70 kWh per 100 kWh terug leveren bij een aanvoer van 84 kWh aan H2 door een battolyser. De battolyser heeft daarvoor 84/0,9 x 100 = 93 kWh aan elektriciteit nodig. Vervolgens komt die elektriciteit uit een STEG-centrale die daarvoor 93/0,5 =187 kWh aan aardgas verbruikt. De HBr-batterij levert daarvan 70 kWh terug op het net. Daarmee wordt dan 70/0,5 = 140 kWh aan aardgas bespaard. Het netto verbruik komt tijdens het regeneren van de Br2 dus op 187 - 140 = 47 kWh aan aardgas.

 Daar staat tegenover dat de HBr-flowbatterij in dat geval ook 84 kWh aan H2 aan het H2-net heeft geleverd en daarmee inclusief het bespaarde reformverlies dus 84 / 0,75 = 112 kWh aan aardgas heeft bespaard.

 Het netto, roundtrip, besparing aan aardgas komt daarbij op 112 - 47 = 65 kWh aan aardgas.

Leon Nelen.

2.