EEN 200 MW ELECTROLYSER DIE JAARLIJKS 23.000 TON H2 PRODUCEERT IS DUS PIKZWARTE H2. Oplossing eSMR.

 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 negatief zo'n investering moet derhalve dus wel voldoende bedrijfsuren maken om rendabel te kunnen worden. De kans is dus aanwezig dat een gesubsidieerde electrolyser dan door blijft draaien ook als er helemaal geen overschot is groene stroom. Op die momenten werkt die 'groene' waterstof juist averechts. 

 Zo bericht Air Liquide een elektrolyser te bouwen van 200 MW die jaarlijks 23.000 ton waterstof gaat produceren. Aan de hand van de benodigde kWh voor het produceren van 1 kilo waterstof kan dus berekend worden of deze elektrolyse dan alleen gaat geschieden met groene (overschot) stroom of met ... elektriciteit uit een aardgascentrale.

 Rechtstreeks met aardgas, grijze, waterstof produceren (Steam Methane Reforming) heeft namelijk een rendement van 70 %. 'Groene' waterstof produceren met elektriciteit uit een gascentrale heeft echter een rendement van 0,5 (gascentrale) x 0,7 (elektrolyse) slechts 35 %. Resultaat je hebt dan dus juist dubbel zo veel aardgas nodig.

 Dus de electrolyser van Rutte's opvolgster Hermans draait niet op groene stroom, maar op subsidie en juist extra aardgas verbruik.

• 1 kg waterstof komt overeen met een energie inhoud van 33 kWh.
• 1 ton waterstof komt overeen met een energie inhoud van 33 MWh.
• 23.000 ton waterstof komt overeen met een energieinhoud van 23.000 x 33 = 759.000 MWh
• Als de electrolyser 70 % rendement heeft is voor die 759.000 MWh aan waterstof dus 759.000 / 0,7 = 1.084.286 MWh aan (groene) elektriciteit nodig.

  Zou de 200 MW elektrolyser jaarrond (100 % bedrijfstijd) draaien dan zou die electrolyser 200 x 24 h x 365 dagen = 1.752.000 MWh aan elektriciteit verbruiken.

  Een productie van 23.000 ton waterstof zal dus een bedrijfstijd inhouden van  1.084.286 / 1.752.000 x 100 % = 62 %.

  Een bedrijfstijd van 62 % zal dus moeten inhouden dat er op 62 % van de tijd er een overschot aan wind- en of zonnestroom is of er zeer goedkope (en dus vooral wind- en of zonnestroom) elektriciteit is. Dat is, ook als je de uren met een zeer lage stroomprijs meerekent, echter helemaal niet het geval. Over heel 2024 kwam het percentage uren met een negatieve prijs uit op 5,2 %. De groei van het aantal uren met negatieve prijzen valt dit jaar, 2025, tegen. Want het aantal uren met een negatieve prijs staat op begin juli op slechts 500. De meeste uren met een negatieve prijs zijn er nu vooral in april, mei, juni en juli wanneer zonPV piekt. Offshorewind leidt voorlopig nog niet tot veel uren met negatieve prijzen (dat is voor de rentabiliteit van offshorewind dus gunstig). Martien Visser, lector energietransitie, houdt een grafiek bij met het aantal uren dat een virtuele electrolyser met alleen de variabele (!) kosten rendabel zou draaien. En zelfs dat aantal uren valt tegen. Over heel 2024 waren er dat 1513 uren (slechts 17 % van de tijd). 

IS ER EEN ALTERNATIEF?

 Is er een alternatief. Ja. De productie en verbruik van grijze (dus Steam Methane Reforming) waterstof bedraagt in Nederland jaarlijks maar liefst 800.000 ton. Met veel investeringskosten en subsidie wordt er nu voor slechts 200 MW een electrolyser gebouwd die dus, grotendeels zal draaien op elektriciteit uit aardgascentrales. Deze levert nog maar slechts 23.000 ton aan, dus vooral nep groene, H2 op. 

 Er is echter een techniek om uit eenzelfde hoeveelheid elektriciteit meer waterstof te produceren:

ELECTRIFIED STEAM METHANE REFORMING (eSMR) 1,65 KEER ZO EFFICIËNT DAN ELEKTROLYSE.

 Deense onderzoekers presenteerden een manier om met zowel elektriciteit als aardgas waterstof te produceren. Hierbij wordt de (tinnen) katalysator in de Steam Methane Reformer elektrisch verhit. Daardoor werkt het omvormen van aardgas en stoom bij een lagere temperatuur en treedt er dus minder warmteverlies op. Resultaat is een hoger rendement van het Steam Methane Reform proces. Er wordt minder aardgas verbruikt omdat er ook (overschot) elektriciteit wordt verbruikt maar óók dankzij het lagere warmteverlies. Nadeel is dat deze techniek vergeleken met gewone elektrolyse is dat door het elektrisch verhitten van de tinnen katalysator in het Steam Methane Reformer proces, nog (maar dan, vanwege minder verlies aan warmte, minder) aardgas verbruikt moet worden.

 Maar:

1.   Dat gaat de 200 MW electrolyser die jaarlijks 23.000 ton H2 gaat produceren dus ook doen.
2.   Gezien het hogere elektrische rendement kan de eSMR-reformer bij het stijgen van de elektriciteitsprijs langer, rendabel, door blijven draaien.
3.   Accepteer dat we nog tientallen jaren aardgas nodig blijven houden en dat met fratsen als de huidige electrolysers we dus juist meer aardgas zullen gaan verbruiken. eSMR heeft ook een hoger elektrisch rendement.
4.   Last but not least, een eSMR zou, voor de teruglevering van H2, gekoppeld kunnen worden aan een als een afzonderlijke electrolyser en brandstofcel werkende H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij.

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

  Zelfs als een H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij de tijdens de elektrolyse fase afgegeven waterstof tijdens de daaropvolgende brandstofcelfase terug ontvangt uit een eSMR electrolyser (de eSMR heeft dan immers wanneer er juist een stroomtekort is (brandstofcelfase) naast aardgas dus juist elektriciteit nodig aan het aardgas en stoom om te zetten in de dan benodigde waterstof. Maar óók dan is het rendement van het gebruikte aardgas hoger dan in een STEG-centrale. Zie schema 2.

 Koppeling van de HBr-flowbatterij aan een eSMR is volgens mij interessant omdat er bij eSMR vanwege de lagere procestemperatuur zuiverdere waterstof geproduceerd wordt (vanwege de kostbare membranen) en de eSMR dus ook bij hogere elektriciteitsprijzen rendabel langer door kan blijven draaien. Het HBr-proces stopt zodra de HBr c.q. Br2 op is.

OOK MET eSMR ALS H2-VOEDING EEN HOGER RENDEMENT VOOR DE H2LinkedHBrFlowbattery DAN EEN STEG-CENTRALE.

In plaats van een gewone, vol elektrische waterstoffabriek, zou dus beter gekozen kunnen worden voor een elektrisch ondersteunde Steam Methane Reformer (eSMR). Er wordt dan nog wel aardgas verbruikt maar dan 38 % minder.

Schema 1. Rendementsberekening electrified steam methane reforming.

  Verbruik gewone SMR (dus alleen aardgas) :                              4,2 kWh per m3 geproduceerde H2.

  Verbruik eSMR (katalysator wordt elektrisch verhit):                3,6 kWh per m3 geproduceerde H2.

                                                                                                               waarvan 2,6 kWh aardgas en 1,0 kWh                                                                                                                                                                    elektriciteit.

  Verbruik aan aardgas bij eSMR is dus (4,2 -  2,6) / 4,2  x 100 %  is dus 38 % minder.

 Het totale rendement van eSMR over de gebruikte elektriciteit en aardgas te samen is 83 % ((3,6 kWh voor 1 m3 (is 3 kWh energieinhoud) is dus 3 / 3,6  x 100 % = 83 %.

 Het rendement van de bij eSMR gebruikte elektriciteit is 114 % (hoger dan 100 % doordat er minder warmteverlies van het gebruikte aardgas optreedt vergeleken met gewone SMR).

 Het rendement bij gewone elektrolyse is 70 %. 

 Het elektrisch rendement bij eSMR is dus   114 / 70  = 1,63  is dus 63 % hoger dan bij elektrolyse.

 Het hogere rendement bij eSMR vergeleken met gewone elektrolyse heeft tevens als voordeel dat een eSMR bij een hogere elektriciteitsprijs ook langer, rendabel, kan blijven doordraaien. Stel dat een gewone electrolyser nog rendabel is tot een elektriciteitsprijs van € 0,03 per kWh. Een eSMR kan met haar hogere rendement van 63 % dan dus rendabel blijven door draaien tot € 0,03 / 0,63 =  € 0,048 per kWh. Bij een stroomprijs van € 0,048 per kWh is er nog een groot aandeel aan zon- en of windstroom.

 Daarnaast kan een eSMR ook tijdens een stroomtekort rendabel door draaien als deze gekoppeld zou zijn aan een H2netgekoppelde HBr-flowbatterij. Voor het elektrisch ondersteunen van de Steam Methane Reformer wordt er dan wel per 70 kWh output 28 kWh elektriciteit verbruikt. Zodat er dan nog (van een 100 kWh input tijdens de elektrolyserfase van de HBr-batterij) een netto opbrengst zal resteren van 42 kWh. Zoals het schema laat zien zou in een STEG-centrale bij hetzelfde aardgasverbruik er slechts een opbrengst zijn van 36 kWh. EN DAT TERWIJL TIJDENS DE ELEKTROLYSEFASE DE HBr-FLOWBATTERIJ TEVENS WERKT ALS EEN ELECTROLYSER EN DUS WATERSTOF AAN HET H2-NET LEVERT. DERHALVE EEN ELECTROLYSER (MET 84 % RENDEMENT) EN EEN BRANDSTOFCEL (OOK MET EEN RENDEMENT VAN 84 %) VOOR DE PRIJS VAN ÉÉN.

Schema 2. Rendementsberekening van een H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij welke bij het ontladen (brandstofcelfase) de H2 terug geleverd krijgt uit een aardgasgestookte eSMR-electrolyser.

Leon Nelen.