GEKOPPELD AAN EEN H2-NET GEKOPPELDE HBr-FLOWBATTERIJ KAN EEN BATTOLYSER LANGER RENDABEL DOOR DRAAIEN.

 Opnieuw geschreven na mijn eerdere post van 10 november 2024.

 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 moet maken natuurlijk minder. De aan de HBr-flowbatterij gekoppelde electrolyer moet immers eerst elektriciteit omzetten in waterstof en de HBr-flowbatterij moet die waterstof vervolgens weer terug moet omzetten in elektriciteit ((maar daarbij ontstaat dus ook HBr zodat de HBr-flowbatterij tijdens een overschot aan zon- en windenergie überhaupt weer als electrolyser kan werken)).

Tijdens stroomoverschotten produceert de HBr-flowbatterij extra waterstof en bespaart dus energie:    +

Tijdens stroomtekorten verbruiken de HBr-batterij en de elektrolyser samen netto elektriciteit:       -

 Als electrolyser die tijdens de brandstofcelfase waterstof moet terugleveren kies ik de battolyser vanwege het (beloofde) hoge rendement van 90% en het feit dat zowel de producent van de battolyser (Battolyser Systems) en de producent van de HBr-flowbatterij (Elestor) tot de investeerder Koolen-Groep behoren. In mijn uiteenzetting hoe dit systeem zou moeten werken neem ik ook mee dat de Battolyser als ijzer-nikkel batterij tevens als een bescheiden batterij werkt. De ijzer-nikkel batterij gaat pas als electrolyser werken als deze, als batterij, geladen is.

 Stel je zet een HBr-flowbatterij naast een elektrolyser bij een fabriek waar je grijze SMR-waterstof kan vervangen en de HBr-flowbatterij en electrolyser dus beiden aardgas besparen. Met alleen een HBr-flowbatterij gaat dat niet lukken. Want zonder aparte electrolyser kan de tijdens de electrolyserfase ontstane Br2 immers niet met, schone, waterstof geregenereerd worden. En met alleen de electrolyser misschien ook niet. Want de electrolyser is misschien niet rendabel wanneer deze alleen tijdens de uren met een zeer lage elektriciteitsprijs kan draaien. Maar misschien is er sprake van synergie als de HBr-flowbatterij en de electrolyser samen kunnen werken. En wel tijdens de uren wanneer de (dan fossiele) stroomprijs niet al te hoog is zodat de electrolyser voor de HBr-flowbatterij waterstof kan maken voor de noodzakelijke regeneratie van de tijdens de elektrolysefase gemaakte Br2 in de HBr-flowbatterij. Tijdens dat regenereren verbruikt de HBr-flowbatterij waterstof dat door de electrolyser met elektriciteit gemaakt is. Maar als brandstofcel levert de HBr-flowbatterij ook een gedeelte van die elektriciteit terug. De winst zou dan zijn dat de HBr-flowbatterij tijdens zijn elektrolyserfase meer energie bespaart tijdens het produceren van de extra waterstof. De daarvoor gebruikte zonne- of windstroom zou dan anders immers als gevolg van negatieve prijzen worden afgeschaald (gecurtaild).

 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 de HBr-flowbatterij als extra verdienmodel ook als elektrolyser werken. Tijdens de duurste (fossiele) uren, dus tussen 18:00 en 21:00 h, kan de HBr-blowbatterij uit haar eigen H2-opslag met een roundtriprendement van 70 % elektriciteit terugleveren. Maar na overdag als elektrolyser door gedraaid 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 onvoldoende te zuiveren SMR-H2 kan gebruiken zal je dus tijdens de periodes zonder stroomoverschot een elektrolyser 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 daarvoor lager dan dat de HBr-flowbatterij 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 ijzer-nikkelbatterij heeft als elektrolyser een rendement van 90 %. In mijn berekening neem ik ook mee dat tijdens de electrolyser-fase door de levering van groene waterstof de aanmaak van grijze waterstof bespaard wordt. Er wordt dan aardgas bespaard inclusief het 25 % omzettingsverlies door steam methane reforming (SMR).

 In mijn berekening ga ik ook uit van een input in de HBr-flowbatterij tijdens het laden (en dus elektrolysefase) van 100 kWh aan overtollige zonne- of windstroom dat dus anders gecurtaild zou worden. Maar waar de HBr-flowbatterij nu dus extra H2 gaat maken. Deze extra H2 is dus, aanvankelijk, pure winst.

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 grote HBr/Br2 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 voor de battolyser H2-levering niet meer rendabel wordt gaat de battolyser H2 leveren voor het alvast regenereren van de Br2 die in de HBr-flowbatterij tijdens de elektrolysefase gevormd is. In dit geval wordt er door de battolyser nog gedeeltelijk wind- of zonnestroom benut maar dan voor het regeneren van de Br2 in de HBr-flowbatterij.

Stap 4.

 De opbrengst aan zonnestroom daalt verder en er wordt door huishoudens steeds meer elektriciteit verbruikt waardoor de elektriciteitsprijs haar piek bereikt (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 zou dan al elektriciteit terug kunnen 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 totdat er weer waterstof uit overtollige zon- of windstroom geproduceerd kan worden. Een ijzer-nikkel batterij levert immers alleen maar H2 zolang ze als batterij nog geladen is.

Stap 5.

 Na de avond- c.q. ochtendpiek gaat de (fossiele) 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.

Stap 6. 

 Voor aanvang van het verwachte stroomoverschot ontlaadt de battolyser ook als (ijzer-nikkel) 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. Maar tegenover dat 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 anders te curtailen wind- en of zonnestroom als input gebeurt. De HBr-flowbatterij gaat daarvan dan 84 kWh-equivalent aan H2 op het H2-net leveren. De battolyser moet tijdens het ontladen die 84 kWh aan H2 gaan 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. Tijdens het ontladen is het stroomVERBRUIK dus beperkt tot 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 prijs voor de door de HBr-flowbatterij geleverde H2 ga ik uit van € 0,05 per kWh-equivalent (Aardgasprijs € 30,- per MWh, gezien het reformrendement van 75 % is daarvoor € 30,- / 0,75 = € 40,- aan aardgas voor nodig. Verder nog € 10,- aan bespaarde ETS-CO2 kosten voor het bespaarde aardgas tijdens het leveren van de waterstof).

Dat maakt (zonder de energiebelasting op industriële elektriciteit).

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 demineraliseren van het leidingwater 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 als zuivere H2.   

 Volgens Elestor zou de kostprijs uit een HBr-flowbatterij met eigen H2-opslag bij voldoende op- en ontladingen € 0,07 per teruggeleverde kWh zijn (output). Dus 142 kWh (100 / 07) aan input kost dan € 0,07 x 100 = € 7,-.  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  = 93 kWh aan elektriciteit nodig. Deze elektriciteit komt 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.