WAAROM GROENE WATERSTOF ALS BACK-UP VOOR GASCENTRALES IDIOOT IS.

 Aus der Reihe 'Omdat we in 2050 aardgasvrij willen zijn gaan we ... drie keer zoveel aardgas verbruiken'. Er komt bijvoorbeeld geen opslag voor groene waterstof. Of het moet een zoutcaverne zijn. Dus zal een gascentrale op 'groene' waterstof tijdens een stroomtekort gaan draaien op 'groene' H2 gemaakt met een gigantisch verlies gemaakt uit ...gascentrales op aardgas om daarvan vervolgens slechts 36 % als elektrisch rendement terug te kunnen leveren. Mijn alternatief: Tijdens een overschot aan wind- en zonnestroom ga je stoomketels direct elektrisch ondersteunen. Daarmee bespaar je dan aardgas. Dat is goedkoper, geen omzettingsverlies en het bespaarde aardgas hoeft ook niet opgeslagen te worden. Met het bespaarde aardgas kan je vervolgens tijdens een stroomtekort, zonder extra verliezen, een STEG-centrale laten draaien. 

 Zo gaat Engie een aardgascentrale ombouwen om waterstof bij te kunnen stoken. Want 'CO2-besparing' en 'we moeten aardgas besparen'. En gascentrales worden verplicht om waterstof bij te mengen en gascentrales krijgen zelfs 780 miljoen euro subsidie om meer dan het verplichte waterstof mee te gaan verbranden. Gascentrales krijgen plicht waterstof bij te mengen | Energeia

Gascentrales krijgen plicht waterstof bij te mengen | Energeia Er komt een “oplopende bijmengverplichting” van CO₂-vrije brandstof voor gascentrales. In de praktijk zal het gaan om groene of blauwe waterstof. Tegelijk komt er een subsidiepot à €780 mln om gascentrales te verleiden om meer te doen dan de verplichting eist. energeia.nl



  Het idee is dat je tijdens een overschot aan wind- en of zonneenergie waterstof gaat produceren om er later aardgas mee te vervangen in een gascentrale.

Dat heeft de volgende nadelen:

1. De enorme omzettingsverliezen. Eerst moet van het overschot aan elektriciteit uit wind en zon waterstof gemaakt worden. In het gunstige geval is het elektrolyserendement 80 %. Vervolgens moet de waterstof nog worden opgeslagen (wordt nooit genoemd, volgens mij gaat men dan ook nog uit van gelijktijdig groene waterstof produceren én verbranden). Vervolgens wordt de waterstof verbrand in een STEG-centrale. Het rendement van een moderne gasgestookte SToom En Gascentrale van 56 % dat daarvan genoemd wordt is echter altijd het rendement onderwaarde. Maar het echte rendement is natuurlijk de bovenwaarde. Dus inclusief de condensatiewarmte (dat i.t.t. een HR-ketel met een retourtemperatuur van 30 graden) in een STEG-centrale niet benut wordt. Nog erger, omdat waterstof bij verbranding alleen maar waterdamp levert is het condensatiewarmteverlies bij de verbranding van waterstof dus hoger dan bij de verbranding van aardgas (methaan). Het echte rendement van waterstof in een gascentrale bedraagt dus geen 56 % (onderwaarde bij verbranding van methaan) maar hooguit 45 % (bovenwaarde waterstof). Daarmee komt het totale rendement van het omzetten van overschotten aan wind- en zonnestroom in waterstof als backup in een gascentrale dus op 0,8 x 0,45 x 100 % = 36 %. En dan moet de waterstof dus ook niet nog eens onder hoge druk opgeslagen worden. 
2. De investeringskosten voor de benodigde elektrolysers. In principe is elektrolyse heel eenvoudig en goedkoop. Namelijk twee draadjes met gelijkstroom in een bak met water en je vangt aan de anode de zuivere (anders knalgas) H2 op. Maar in de praktijk kost een elektrolyser met een rendement boven de 70 % per MW evenveel als een offshore windturbine per MW. Zo kost een 200 MW elektrolyser bij een raffinaderij van Shell honderden miljoenen en bedraagt de bouwtijd minimaal twee jaar.
3. De beperkte bedrijfstijd om die dure investering rendabel te maken. Een offshore windpark heeft een omgerekende vollasttijd (productiefactor) van 45 %. Een elektrolyser, waarvan het dus de bedoeling is dat deze draait op goedkope overschotstroom van wind en zon, heeft een productiefactor van hooguit 10 % (het verlies aan opstarttijden niet meegerekend). Dat houdt in, uitgaande van dezelfde technische afschrijvingstijd, dat met MWh geproduceerde waterstof een elektrolyser aan materiaalkosten alleen al 4,5 keer zo duur is dan een MWh aan elektriciteit geproduceerd door een offshorewind turbine.
4. Vergeten wordt dat er tussen de productie van groene waterstof tijdens de uren dat elektriciteit voldoende goedkoop is en de tijd dat deze waterstof gebruikt moet worden tijdens de dunkelflautes de waterstof moet worden opgeslagen.
5. Bovendien zijn er efficiëntere toepassingen van groene waterstof. Voor de efficiëntste toepassingen van het schaarse groene waterstof is de waterstofladder opgesteld. Bovenaan deze waterstofladder staat als de meest efficiëntste toepassing het vervangen van de huidige waterstof dat in de chemische industrie als grondstof wordt gebruikt en thans, middels steam methane reforming, als grijze waterstof geproduceerd wordt uit aardgas. Ook het hoogovenproces van Tata Steel, thans op basis van steenkool (cokes), kan vervangen worden door (groene) waterstof.  Als regel dient dan ook te gelden dat je geen waterstof moet verbranden zolang waterstof nog als grondstof, met 30 % omzettingsverlies, middels steam methane reforming uit aardgas geproduceerd moet worden. Het wil bij de slachtoffers van de waterstofhype maar niet doordringen dat je om aardgas te besparen geen waterstof in een gascentrale moet verbranden terwijl een paar kilometer verderop voor diezelfde hoeveelheid waterstof een derde meer aardgas verbruikt wordt om diezelfde hoeveelheid waterstof als grondstof te produceren. Deze situatie doet zich letterlijk voor in Borsele waar dan de groene waterstof in de aardgascentrale verbrand zou gaan worden om aardgas te besparen. Terwijl 15 kilometer verder op in Sluiskil bij kunstmestfabrikant Yara eenderde hoeveelheid meer aardgas verbruikt moet worden om diezelfde hoeveelheid waterstof uit aardgas te moeten produceren.

Het alternatief.

1. Groene waterstof toepassen conform de waterstofladder. Dus groene waterstof niet verbranden waar waterstof nu nog als grondstof, met het SMR omzettingsverlies, als grijze waterstof geproduceerd moet worden uit aardgas. Aangezien dergelijke fabrieken continu doordraaien hoeft er dan ook geen waterstof opgeslagen te worden.
   
   
2. Een overschot aan wind- en zonneenergie rechtstreeks, desnoods één op één (dus zonder warmtepomp) met een simpele weerstandsverwarming gebruiken om aardgas te vervangen. Als er een overschot is aan wind- en zonnestroom ga je dan dus geen waterstof produceren met dure elektrolysers maar ga je in de industrie de stoomketels één op één elektrisch bij verwarmen. Dat vereist enige toelichting. Met gewone warmtepompen kan je geen temperaturen bereiken van 130 graden en is dus alleen elektrische weerstandsverwarming mogelijk. Het betreft veelal hybride bijverwarming want om dezelfde hoeveelheid energie die thans geleverd wordt door aardgas te vervangen door elektriciteit voldoet het stroomnet natuurlijk niet. Maar aangezien bij de meeste fabrieken met een warmtevraag er ook Warmte Kracht Koppelingen draaien is er bij zo'n fabriek dus wel voldoende aansluiting om bij een landelijk stroomoverschot diezelfde ampères niet óp het elektriciteitsnet maar ván het elektriciteitsnet te halen. Daarnaast zou anders óók voor het plaatsen van elektrolysers het stroomnet verzwaard moeten worden.
3. 
   

• Overigens is het maken van stoom met een industriële warmtepomp (als er voldoende stroomaansluiting is) vaak wel technisch mogelijk gezien veel fabrieken restwarmte hebben. Daarmee kan stoomdruk van slechts 3 bar bereikt worden maar dankzij een hogere druk in de stoomketel kan deze lagedrukstoom middels het venturi-effect in de stoomleiding gezogen worden (mechanische drukrecompressie).
• 
  
• Bovendien is het zeer waarschijnlijk dat thans tijdens negatieve stroomprijzen WKK's 'gewoon' door blijven draaien. Dat kan zijn vanwege personeelsgebrek en er anders, als gevolg van de beperkte stroomaansluiting, de fabriek een tekort aan elektriciteit zou krijgen. (Dat lijkt mij overigens sterk, want dan zou bij een storing van de WKK de fabriek stil liggen). Maar WKK's draaien ook door vanwege de hogere energiebelasting op elektriciteit dan op aardgas !!!

• 
  
  3. Derhalve aanpassing van de energiebelasting op aardgas en die op elektriciteit. Thans is de energiebelasting op elektriciteit hoger dan die op aardgas. Dat stamt nog uit de tijd dat elektriciteit alleen nog maar uit aardgas en steenkool geproduceerd werd. Bij negatieve of bijna negatieve stroomprijzen dient de energiebelasting op elektriciteit dan ook te vervallen. Inclusief de transportkosten die de overheid als netbeheerder rekent.

           4. Een eventuele subsidie voor CO2-vrije opwek door gascentrales dient ook te gelden voor teruglevering van elektriciteit door HBr-flowbatterijen. Ook als de HBr-flowbatterij gekoppeld is aan een H2-net én tijdens de brandstofcelfase wordt gevoed met grijze H2. Aangezien de HBr-flowbatterij tijdens de elektrolyser-fase exact dezelfde waterstof op het H2 geleverd heeft.

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

 Zodra op zonnige middagen of winderige nachten de elektriciteitsprijs onder die van aardgas komt is elektrische weerstandsondersteuning van stoomketels al rendabel. Nog sterker. Gezien het rendement van aardgasgestookte stoomketels als voordat de elektriciteitsprijs onder die van aardgas komt. Want gezien het niet kunnen benutten van de condensatiewarmte (zoals in een HR-ketel met een voldoende lage retourtemperatuur) is het rendement van een stoomketel nooit hoger dan 89 %. Dus is de aardgasprijs € 40,- per MWh dan het elektrisch bijverwarmen van een stoomketel dus al rendabel bij een elektriciteitsprijs van € 45,- per MWh.

 En dat natuurlijk uitgaande dat bij (bijna) negatieve elektriciteitsprijzen er geen energiebelasting wordt geheven en, gezien de voordelen voor de energievoorziening, ook geen transportkosten.

 Wil men dan toch zo nodig waterstof voor gascentrales gaan produceren met stroomoverschotten (terwijl een elektrische weerstandsverwarming veel goedkoper is dan een elektrolyser) is er juist geen rendementswinst (vanwege het bespaard verlies aan condensatiewarmte) maar rendementsverlies. Een elektrolyser heeft immers hooguit een rendement van 80 %. Van elke kWh blijft er dan dus 0,8 kWh over. Vervolgens moet de waterstof nog gecomprimeerd worden wat ook verlies oplevert. Ten slotte wordt de waterstof dan verbrand in een gascentrale. En ook daarbij treedt er, extra, verlies op. Want bij de verbranding van waterstof ontstaat er meer, niet te benutten, condensatiewarmte (19 %) dan bij het verbranden van het aardgas (11 %)  dat met het elektrisch ondersteunen van stoomketels is bespaard. Het extra verlies aan rendement via de waterstofroute vergeleken met elektrische ondersteuning van stoomketels bedraagt dan ook 0,8 (elektrolyse) x 0,81/0,89 x 100 % = 73 %.

Leon Nelen.