DRIE NEP-NETCONGESTIES. 'NEDERLAND ZIT OP SLOT WANT HET STROOMNET IS VOL'.





1. 'Zonnepanelen kunnen hun stroom niet kwijt'.

 Omvormers vallen uit want 'het stroomnet is vol'. Is dat een probleem? Nul, niente, nada. Als, ondanks verzwaring van het stroomnet voor warmtepompen, inductiekoken en EV-laders, het stroomnet door zonnepanelen vol raakt is er op dat moment zoveel productie dat de marktprijs voor elektriciteit vrijwel nul is of zelfs negatief. Okee, op een zomermiddag breekt een keer de zon door alleen in Groningen of in Zeeland. Maar voor die uitzonderlijke gevallen kan je geen miljarden gaan investeren. Het effect van netverzwaring om te voorkomen dat de omvormers nooit uitvallen is dat er dan op zonnige zomerse middagen nog meer en dus nog waardelozere stroom geproduceerd gaat worden. Met als enig resultaat dat een paar kilometer verderop windturbines en zonneparken eerder uit moeten. Water naar de zee dragen dus.

 Nog sterker. Het stroomnet raakt in woonwijken op zomerse zonnige middagen sneller vol omdat er op die zomerse zonnige middagen te weinig elektriciteit wordt verbruikt. Door zowel zonnepaneelbezitters als huishoudens zonder zonnepanelen

 Vaatwassers gaan vooral nog aan na het avondeten. Inactieven eten nog liever 's avonds warm of in het geval van 's middags nog op gas. Ook is het technisch mogelijk dat eigenaren van een toegangkelijke EV-lader hun lader met een pasje ook toegangkelijk maken voor anderen. Men zou dan kunnen verdienen door het (door) verkopen van elektriciteit of het laten gebruiken van de laadpaal (door liefst bekenden). Enzovoorts. Niet gek, want in de meeste energiecontracten is ook in de zomer de elektriciteit in de middag nog duurder dan 's avonds. Als of we alleen nog maar kolencentrales hebben die niet terug te regelen zijn en dus 's nachts ook door moeten blijven draaien.

 Ook hoeft het uitvallen van zonnepanelen geen probleem te zijn want ook zonder uitvallende omvormers gaat er in de zomer al zonneenergie verloren. Bij nagenoeg elke installatie heeft de omvormer immers een vermogen dat lager is dan het piekvermogen van de aangesloten zonnepanelen. Bij mij is het piekvermogen van mijn zonnepanelen bijvoorbeeld bij elkaar 2430 Watt. Maar mijn omvormer is slechts 2200 Watt. Waarom? Omdat een grotere en dus een paar honderd euro duurdere omvormer (dat zou er dan een zijn van 3000 Watt) voor die paar uren in het jaar dat de productie boven de 2200 Watt komt namelijk niet rendabel is. En dan zou het voor duizenden euro's leggen van dikkere stroomkabels, voor die paar uren dat die overtollige stroom toevallig óók nog iets waard is, wel rendabel zijn?

2. 'Zonneparken en windparken kunnen hun stroom niet kwijt'. 

 Zonneparken en windparken (op land) worden aangesloten op het middenspanningsnet. Althans een hoger spanningsnet dan die van 230 Volt. Deze windparken en zonneparken betalen zelf de aansluitingskosten voor de betreffende transformatoren. En dus weer hetzelfde verhaal. Als deze spanningsnetten te vol raken is de afname van de elektriciteit te laag. En dient er dus juist meer geïnvesteerd te worden in de afname van de elektriciteit. Dus meer hybride stoomketels (aardgas en een elektrische weerstands bijverwarming) voor de industrie. Wat dus in moet houden dat bij lage stroomprijzen op die momenten niet langer energiebelasting en transportkosten gerekend moet gaan worden. Want nu is, ook op momenten met een te groot aanbod van wind- en of zonneenergie, de energiebelasting en transportkosten per MWh op elektriciteit nog hoger dan die, voor dezelfde energieeenheid, voor aardgas. Het stilzetten van een WKK (warmtekrachtkoppeling) bij lage elektriciteitsprijzen kost dankzij de energiebelasting en transportkosten dus meer dan bij die lage elektriciteitsprijzen een warmtekrachtkoppeling door laten draaien. Niet aankomen met het argument dat de WKK's ook bij negatieve elektriciteitsprijzen door moeten draaien omdat zo'n fabriek anders te weinig stroomaanvoer zou hebben. Gasmotoren kunnen ook op storing vallen en als je fabriek daarvan afhankelijk is heb je een onbetrouwbare bedrijfsvoering. De echte reden dat WKK's bij (bijna) negatieve stroomprijzen door blijven draaien en zelfs niet overgaan op elektrische bijverwarming van stoomketels is volgens mij dan ook, behalve de hogere energiebelasting en transportkosten voor eenzelfde energieeenheid aan warmte, personeelsgebrek.

 Zonder energiebelasting en transportkosten bij lage stroomprijzen en voldoende vermogen aan elektrische bijverwarming van stoomketels in de industrie zou de bodemprijs voor wind- en zonneenergie gelijk worden aan de aardgasprijs. In feite zouden de, ook bestaande sde-subsidies, gedeeltelijk vervangen kunnen worden door het bij-elektrificeren van stoomketels.

 Alle opbrengst van wind- en zonneparken hoeven dus ook niet altijd getransporeerd te worden. Omdat bij zeer hoge opbrengsten de elektriciteitsprijs immers laag is en ze dus sowieso al afgeschaald moeten worden. Het economisch optimale opgestelde vermogen aan windturbines en zonnepanelen wordt ook niet bepaald door het vermogen waarbij windturbines en zonnepanelen afgeschaald moeten worden.

3. 'Bedrijven willen van het aardgas af'.

 Bedrijven willen van het aardgas af. Maar kunnen ze dat ook? Al ligt Nederland vol met metersdikke elektriciteitskabels. Althans zo dik dat diezelfde bedrijven, die zogenaamd zo graag van het aardgas af willen, die stroomkabels en de aanleg ervan ook zelf willen betalen. Die elektriciteit moet immers ook ergens opgewekt worden. En dan ook fossielvrij. Want anders heeft van het aardgas gaan geen nut. Nog sterker. Als er te weinig wind- en zonnestroom is moet de elektriciteit opgewekt worden door gascentrales. En laat nu net het rendement van die elektriciteitsopwekking 50 % zijn (bovenwaarde!) en kost 'van het gas af gaan dus juist meer aardgas.

 Als je dezelfde MWh's aan aardgas die de industrie verbruikt vervangt door MWh's aan elektriciteit hoeveel zonneparken, (offshore) windparken en kerncentrales heb je dan wel niet nodig? Conclusie, alle bedrijven kunnen dus niet van aardgas af.

 Warmtepompen bieden, als de enige warmtebron buitenlucht is, voor de industrie immers geen uitkomst. Verwarming van woningen kan met cv-water van 50 graden en dus met een warmtepomp met een COP van gemiddeld 4. Maar het gros van de industrie heeft echter warmte nodig met een veel hogere temperatuur. Dan brengen warmtepompen veel minder op en resteert er dus alleen één op één elektrische weerstandsverwarming. Alleen als een fabriek, dankzij aardgas, restwarmte heeft kan deze nog met industriële warmtepompen nog opgewerkt worden tot lage druk stoom. De volgende stap daarin is deze lagedruk stoom middels het venturi-effect in de gewone drukleiding op te laten zuigen ('Thermische Druk Recompressie'). De twee suikerfabrieken van Cosun (Dinteloord en Vierverlaten) passen al thermische druk recompressie toe met de reststoom van de indamppannen. Maar gaan nu dus met grote industriële warmtepompen de restwarmte van het indampcondensaat (temperatuur 80 graden) opwerken tot lage druk stoom. Om deze vervolgens dankzij het venturi-effect op te werken tot een bruikbare stoomdruk. Maar dat is dus alleen mogelijk dankzij het gebruik van aardgas.
 
Leon Nelen.

Reacties

Een reactie posten

Populaire posts van deze blog

MET EEN GOEDKOPERE KOPPELING AAN H2-NET WERKT HBr-FLOWBATTERIJ ALS ELECTROLYSER ÉN ALS EEN AARDGASCENTRALE MET 63 % RENDEMENT !

Afbeelding
 Een HBr-flowbatterij is goedkoop en heeft een redelijk hoog roundtriprendement van 70 %. Als je deze kan koppelen op een waterstofnet bespaar je de eigen dure waterstofgasopslag. Én tevens gaat de HBr batterij dan ook functioneren als een aparte electrolyser en een aparte brandstofcel met elk een zeer hoog rendement van 84 %. Als electrolyser levert de HBr-batterij (op zonnige zomerse middagen) waterstof. Maar in de brandstofcelfase moet de HBr-flowbatterij dan wel dezelfde hoeveelheid waterstof gaan afnemen wat dan dus van elders uit het waterstofnet geleverd moet worden. De HBr-batterij is dan overdag een efficiënte electrolyser en 's nachts met bijvoorbeeld met gastankers geïmporteerde waterstof met haar 84 % rendement dan ook ver uit de meest efficiënte toepassing. Maar ... ook zolang de waterstof geproduceerd moet worden uit aardgas middels reforming ligt, ondanks het reformverlies van 25 %, het rendement voor het dan gebruikte aardgas zeer hoog ! Met (0,75 x 0,84) x 100 % = ...
Meer lezen

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

Afbeelding
 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 ...
Meer lezen

TERUGLEVERING 'S NACHTS IS PER DEFINITIE UIT EEN BATTERIJ. DUS TERUGGAVE VAN ENERGIEBELASTING BIJ LADEN UIT HET NET ZONDER APARTE METER KAN WÉL.

Afbeelding
   Thuisbatterijen zijn in Duitsland en België, in tegenstelling tot Nederland, een succes. Dat komt doordat in Duitsland en België inmiddels de salderingsregeling is afgeschaft en je uiteraard door een hoger eigen verbruik bespaart op energiebelasting en btw (wat vooral in Duitsland met haar hoge energiebelasting een voordeel is). Derhalve worden thuisbatterijen in Duitsland en België vooral gebruikt voor eigen gebruik en dus helaas niet voor uitgestelde teruglevering van zonnestroom tijdens de zonarme uren.  Laat staan het laden van de thuisbatterij uit het elektriciteitsnet tijdens de goedkope uren om later de dan duurdere stroom terug te leveren aan het net. Behalve een beperkt op- en ontlaadverlies en extra slijtage van de batterij moet bij het laden over de uit het net opgenomen kWh's immers ook (nog) de energiebelasting worden betaald. Over de kWh's die je teruglevert op het net krijg je die energiebelasting (vooralsnog) niet terug. En dat terwijl degene die de ter...
Meer lezen