KNMI: De kwetsbaarheid van groene stroom

Het opwekken van zonne- en windenergie is sterk afhankelijk van het weer. Deze afhankelijkheid brengt met zich mee dat de energievoorziening van de samenleving kwetsbaar kan worden voor variaties in het weer en klimaat. Binnen het KNMI wordt onderzoek gedaan naar de invloed van klimaatverandering en variaties in het weer op de productie van groene stroom.
Onderzoekers van het KNMI hebben gekeken naar lange koude perioden met windstil weer over een groot deel van noordwest Europa, inclusief de Noordzee waar een groot deel van de capaciteit voor windenergie staat. Lees meer over

We hebben vastgesteld, dat voor wind op zee 35 - 38 % van de jaarproductie via opslag naar het net gebracht moet worden. Voor wind op land is dat nog meer.

Opslag met windmolens op zee

We hebben gekozen voor een 5 MW windturbine, omdat dit type grootschalig uitgerold gaat worden volgens de plannen.

• Locatie en ashoogte EURO 312 station Noordzee, 100 m ashoogte
• Cutt-in speed 4 m/s
• Turbine diameter 128 m (oppervlak 12.861 m2 =1,28 hectare)
• Shutt-downspeed 25 m/s
• Nominaal vermogen 5 MW bij 11,3 m/s
• Stilstandsverliezen 100 uur per jaar
• Traagheid kruimechanisme 10 minuten
• Totaal rendement η 41,5% (Betz x generator x turbine)

Verantwoording van de analyse: Op grond KNMI winduur-gegevens van weerstation EURO 321 op zee zijn alle uurgegevens van windsnelheid en windrichting geprojecteerd op de windkarakteristieken van de windturbine.

Windmolens op zee met en zonder waterstofproductie

(zonder subsidies en fiscale kosten voor de laatste tenders aan de Hollandse kust)

• optie 1: stroom leveren naar het land zonder opslag. De moderne molen wordt verondersteld zonder subsidie voor 4,5 cent per kWh stroom te produceren.
• optie 2: stroomlevering door waterstof te maken en daarna stroom met elektrolyse maken en transporteren naar het land
• optie 3: met winstroom waterstof onder druk maken en dit met buizen aan land brengen

Achtergronden

In de Noordzee liggen vele kabels en leidingen [Ruimte voor windmolens, zie het Noordzeeloket van Rijkswaterstaat]

Wikipedia: [Grote energie opslagtechnieken] (https://nl.wikipedia.org/wiki/Energieopslagtechniek)

CE Delft: [Transitiestrategie warmte en elektriciteit] en [Matching vraag en aanbod]
Elektriciteitsnetten in Nederland: [Ontwikkeling van de kosten van netstabilisatie]

Rapport TNO/ECN over de ontwikkeling van de kosten van waterstof 2020 - 2050
In dit rapport worden electrolyzers ingezet om de piekbelasting van zon- en windenergie op te vangen als deze piek niet door het net opgenomen kan worden. Per saldo worden de electrolyzers dan voor een zeer klein stukje stroomproductie ingezet. Omdat electrolyzers duur zijn wordt de rest van het jaar stroom betrokken uit het openbare net om zo meer vollasturen te krijgen.
De onderzoekers gaan uit van stroomprijzen uit het van rond de 4 eurocent per kWh. Echter dit is niet realistisch want de basisprijzen zullen gaan stijgen en stroom van uit het net wordt belast met energiebelasting/ ODE en netwerkkosten. De waterstof productie is daarmee voor meer dan 93% grijs;- dit is aandeel van fossiel stroomproductie in ons land. Bovendien leveren deze systemen geen baseload, waardoor de kosten voor de harmonisatie van productievariaties afgewenteld worden op de Netwerkbedrijven.

Een alternatief is om de piekbelasting af te toppen. Dat kan door de omvormers zo in te stellen dat deze gezamenlijk niet meer produceren dan het maximaal vermogen dat het net op kan nemen. Dat is aanzienlijk goedkoper dan de grijze waterstofproductie



conclusie: dit rapport is discutabel

Rapport van wind naar waterstof ECN/ Energy Valley en anderen

In dit laatste rapport wordt het kostenverhogende effect in de CAPEX van omzetting naar waterstof door de deellast van de electrolyzers niet in beschouwing genomen. Het rapport stelt zelfs dat molens in vermogen minder snel afgetopt hoeven worden met directe waterstof productie en dat daarmee de productie 12% zou kunnen stijgen. Worden electrolyzers op dit hogere vermogen uitgelegd, dan stijgt de CAPEX dramatisch. Dit vanwege twee effecten: De minimale productie (de cut-in) is aan de onderzijde is bij hogere vermogens pas mogelijk, terwijl de investering is toegenomen. Daarmee wordt per kW geïnvesteerd vermogen minder kg waterstof geproduceerd.

conclusie: dit rapport is discutabel

Opslag in de spaarbekkens van Noorwegen

Een kWh die opgeslagen moet worden maakt een reis door transformatoren, kabels en water. Bij elke omzetting raakt deze kWh energie kwijt.

Over land moet nog een afstand van 300 tot 600 km worden overbrugd om bij geschikte valmeren te geraken.

580 km kabel van 700 MW van Delfzijl naar Noorwegen

We kunnen concluderen dat elke opgeslagen kWh via dit traject 22,7 Eurocent per kWh gaat kosten. Toegepast op de windmolen op zee van 5 MW met een opslag vereiste van 38 % van de jaarproductie leidt dat tot een gemiddelde prijs van stroom aan de wal van (62 x (4,5 + 1,4) + 38 x 22,7)/100 = 12,28 Eurocent per kWh. Voor windmolens op land en zonneweides worden de prijzen natuurlijk hoger omdat de vereiste opslagcapaciteit hoger is om een baseload te kunnen maken.

Het klimaatplan beoogt dat in 2030 de hoeveelheid stroomproductie uit zon en wind 70 miljard kWh moet gaan bedragen.We ontkomen er dan niet aan om van deze stroom een baseload te maken. Zou alle door zon en wind geproduceerde stroom via de Noorwegen route tot baseload omgevormd worden, dan is de vereiste opslagcapaciteit circa 17 miljard kWh. En het vermogen dat die via de opslag naar het net gevoerd moet worden bedraagt gemiddeld 3.100 MW, met een maximale vraag van 8.000 MW als de zon niet schijnt en het niet waait. Duitsland legt inmiddels een kabel aan van 2.300 MW naar Noorwegen. De Noren beschouwen hun land als de batterij voor groene stroom voor Europa.

Backup van gascentrales is vereist om de productiegaten van zon en wind te vullen

De hoeveelheid duurzame stroom is nu nog beperkt. Anno 2018 (7,3% van de landelijke vraag zijnde 120 miljard kWh in 2018). Voor de netbeheerders is deze variabele productie nog redelijk op te vangen. Maar als de plannen van het kabinet worden gerealiseerd en 70% van de stroom uit zon en wind gaat komen dan opstaan er grote harmonisatie problemen. Duitsland met nu meer dan 25% groene stroom uit wind en zon loopt tegen de grenzen aan van wat nog in harmonisatie mogelijk is. Er ontstaan periodes dat de productie niet afgezet kan worden en bij de afwezigheid van wind en zon moet er snel bijgeschakeld worden met gascentrales. De stroomprijs komt daadoor onder druk te staan omdat deze gascentrales maar een beperkt aantal uren in bedrijf zijn maa wel met grote capaciteit stand-by moeten staan. In Duitsland draaien deze centrale 500 tot 1000 uur per jaar. Onderstaande grafiek laat zien wat het effect daarvan is op de stroomprijs. Deze gevoeligheid is in beeld gebracht voor een gascentrale met de volgende gegevens:

• Vermogen 350 megawatt (Type STEG (Stoom-gas turbine) EC7 te Eemshaven)
• Levensduur 30 jaar
• Investering 210 miljoen euro (rente 4% over financiering rente en aflossing)
• Vast onderhoud € 7 miljoen per jaar (€ 20/KW)
• Variabel onderhoudscomponent € 0,003 per kWh
• Prijs per m³ gas € 19 per MWH
• Rendement centrale 56% op onderwaarde

Opmerking: veel van de gascentrales staan inmiddels stil in de Eemshaven.

Netverzwaring

Stroom uit zon en wind vereist een netverzwaring van tenminste 40 miljard (volgens de jongste ramingen van TenneT 2019). Gerekend over een afschrijving van 30 jaar en een rentelast van 3% betekent dat voor de totale stroom (120 miljard kWh) een verhoging van 2 Eurocent per kWh. (Opex en Capex)

Conclusie

De kosten van systeemintegratie van wind en zonne-energie-stroom en opslagkosten maken de stroomkosten in Nederland fors duurder. Per saldo leidt het ingezette beleid met Zon en Wind tot verhoging van de kWh prijs nu in 2019 van 4,5 Eurocent tot tenminste 10 Eurocent in Nederland. Totaal ruim € 8,35 miljard per jaar opgebouwd uit:

• bijna ver-drie-voudigen van de prijs met batterijen of opslag via Noorwegen betrokken de oorzaak op 70 miljard kWh: (€ 5,95 miljard per jaar)
• netverzwaring kost netto per kWh 2 Eurocent betrokken op 120 miljard kWh(€ 2,4 miljard per jaar)

De waterstof route moet worden afgeraden voor stroomproductie omdat hier 2 conversieslagen moeten worden gemaakt. Eerst waterstof maken en vervolgens met brandstofcellen stroom produceren. Dit zou leiden tot ruim ver-vier-vervoudigen van de prijs met opslag in waterstof en brandstofcellen betrokken op 70 miljard kWh: (€ 12,5 miljard per jaar)

Tegenover de kosten van de groene stroom productie staan de vermeden kosten van de inkoop van fossiele energie. Het produceren van 70 miljard kWh stroom kost circa 3 miljard Euro.

Conclusie

We mogen dus vaststellen dat zon en wind als methode voor vergroening erg duur zal worden. In Duitsland is de stroomprijs inmiddels meer dan 32 cent per kWh ruim 10 cent meer dan in ons land. En de problemen stapelen zich op.

Getijden dammen veroorzaken al deze problemen niet en zijn per saldo per kWh goedkoper. Kostbare opslag is niet nodig, mega investeringen in de infrastructuur kunnen achterwege blijven, gascentrales hoeven niet bij te springen en kunnen dus afgeschakeld worden.

Bron: Frankfurter Allgemeine Zeitung 2 aug 2019 Laten we leren van ons buurland Duitsland !!!