HE cubeFossielvrij

Opslag van stroom

battery_vehicle_1600_clr_4553kopie
Wereldwijd wordt er naarstig gezocht naar manieren om stroom op te slaan. De ontwikkelingen volgen elkaar in snel tempo op.

Voor stroomproductie hebben we een baseload nodig: een constante beschikbare hoeveelheid elektriciteit. En een flexibel aanbod van stroom om de vraag naar stroom precies in te kunnen vullen.
Windmolens en zonneweides produceren elektriciteit als het waait en als de zon schijnt. In de periodes zonder zon en wind moeten die productiegaten worden opgevuld. Als dat niet gebeurt kunnen zon en wind niet adequaat beantwoorden aan de vraag.

Het Copernicus instituut heeft een studie gemaakt met als Titel: is 100% duurzame energie in 2050 te realiseren in de vraag en aanbod Curve in Europa? Het antwoord is ja, maar dan moeten we overcapaciteit realiseren en de prijzen zullen circa 30% gaan stijgen. Wel leunen we dan stevig op Biomassa en Biogas.

Rol van Tennet


De vraag naar stroom varieert en ook het aanbod varieert. Tennet moet zorgen voor een stabiele spanning en frequentie in haar verzorgingsgebied. Daarbij moet de leveringszekerheid 100% zijn. In de praktijk haalt Tennet 99,9999% leveringszekerheid.

Op de eerste plaats zorgt Tennet ervoor dat via het open bare Net (het Grid) het vermogen kan aangevoerd worden naar steden en de industrie en dat de vermogens van zon en wind ook in het net opgenomen kunnen worden. Duurzame bronnen hebben voorrang bij wet. Dat maakt dat Tennet te maken heeft met fluctuerende vraag en met fluctuerend aanbod van stroom.
Om vraag en aanbod op elkaar af te stemmen is er een systeem ontwikkeld van vraag en aanbod. Op grond van prognoses voorspelt Tennet welk aanbod er uit zon, wind en andere bronnen beschikbaar komt en dat zet Tennet af tegen de prognose van de vraag. Bij een overschot van stroomaanbod schakelt Tennet stroom af van snel schakelende centrales blijft er dan nog vermogen over dan mag van de overgebleven stroom duurzame bronnen 4% geweigerd worden. Dit niet benutten van stroom noemen we curtailment.

Het is aan marktpartijen om iets te doen met het stroomoverschot of het tekort. Er kan stroom aangeboden worden maar ook goedkope curtailment stroom worden gekocht. Dit gebeurt allemaal op de day ahead elektriciteit beurs. Tennet treedt op als beursagent. Partijen die niet voldoen aan het beloofde vermogen krijgen een flinke boete. Maar kunnen ook goede prijzen bedingen voor het leveren van flexibele stroom om productiegaten te vullen.

Dit systeem heeft tot nog toe goed gewerkt. Echter bij de toename van duurzame stroom uit zon en wind zullen de pieken en dalen steeds groter gaan worden. De vraag rijst of het systeem dan wel stabiel kan blijven. De prijs van flexibele stroom zal steeds duurder gaan worden. Wij hebben becijferd dat die prijs wel kan oplopen tot 50 cent per kWh voor opgeslagen stroom die als flexibele stroom wordt aangeboden.

Accu’s uit auto’s kunnen ingezet worden als backup voor zon en wind


De accucapaciteit die noodzakelijk is in de energietransitie voor Nederland bedraagt 5% van de jaarproductie uit Wind en Zon om de productiegaten (ruim 30% van de jaarproductie) te kunnen opvullen. Bij een jaarproductie van wind en zon van 50 TWh hebben we een accucapaciteit nodig van 2,5 TWh.

Indien 7 miljoen auto's elektrisch zijn en iedere auto een accu van 40 kWh aan boord heeft en 30% van die capaciteit effectief ingezet kan worden dan dragen batterijen uit auto's 3,4% bij aan de backup. Trekken we daar de effectiviteit van laden en ontladen vanaf dan houden we 2,7% over.
Met andere woorden: Bij een volledig elektrisch park waar alle auto's meedoen aan de backup in Nederland mag verwacht worden dat het autopark voor 2,7 % bijdraagt aan de backup behoefte.


We hebben vastgesteld dat de opslagkosten erg kostbaar zijn.

  • Batterijen zijn erg duur. Voor grootschalige opslag is de verwachting dat Li-ion batterijen het op prijs gaan winnen. Echter de wereldreserves van voornaamste grondstoffen zoals lithium is beperkt. De prijzen worden uitgedrukt in de kosten van opslagcapaciteit in Euro per kWh. In 2019 bedraagt de marktprijs voor grotere systemen: € 180 per kWh. Het Accupakket van een 60 kWh Tesla kost bijvoorbeeld ruim € 10.000.
  • Waterstof als energiedrager is bijna haalbaar voor de transportsector. Voor de elektriciteitsmarkt is die techniek nog veel te duur.

De kosten van opslag zijn in sterke mate afhankelijk van de hoeveelheid die moet worden opgeslagen als % van de jaarproductie.
Voor Europa is het een combinatie van technieken waarmee we de productiegaten te lijf kunnen gaan. De som van die techieken maakt dat de een deel van de pieken en dalen wordt uitgevlakt. Primair gaat het om leveringszekerheid.
Tennet reguleert de markt van vraag en aanbod. Tennet kan inmiddels met een grote mate van nauwkeurigheid voorspellen hoe de stroomvraag zich verhoudt tot het aanbod van stroom. Op de day-ahead markt bieden leveranciers vermogen aan op specifieke tijdslots. Partijen die gaten kunnen vullen kunnen een goede prijs bedingen. Een deel van de geproduceerde stroom wordt niet afgenomen. Dat noemen we curtailment. In Duitsland en Nederland mag Tennet 4% van die stroom als het ware weigeren.
Leverancier kunnen in dat geval vaak beter de stroom gratis weggeven voor bijvoorbeeld waterstofproductie. Veel van de wind en zonneparken ontvangen nog steeds subsidie. De leveranciers blijven die dan wel ontvangen. In het post subsidietijdperk gaat die vlieger dan niet meer op.

In het vakblad Joul is in 2018 (Joule 3, 81–100, January 16, 2019 ª 2018 Elsevier Inc.) een studie gepubliceerd met de naam:

Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies.
Uit de studie hebben wij hieronder twee tabellen hebben opgenomen. Wat opvalt is dat de kosten voor vrijwel alle opslag methodieken, waaronder waterstof, een stuk hoger liggen dan de studies die in Nederland zijn verricht. Dit impliceert dat voor het investeren in opslagsystemen de ondernemer zich moet baseren op feitelijke offertes, prestatie- en onderhoudspijsgaranties.

Schermafbeelding 2019-08-13 om 09.55.12

Er is een app beschikbaar waarmee de LCOS te berekenen is

De auteurs concluderen als volgt: zie volledig artikel

The future role of stationary electricity storage is perceived as highly uncertain. One reason is that most studies into the future cost of storage technologies focus on investment cost. An appropriate cost assessment must be based on the application-specific lifetime cost of storing electricity. We determine the levelized cost of storage (LCOS) for 9 technologies in 12 power system applications from 2015 to 2050 based on projected investment cost reductions and current performance parameters. We find that LCOS will reduce by one-third to one-half by 2030 and 2050, respectively, across the modeled applications, with lithium ion likely to become most cost efficient for nearly all stationary applications from 2030. Investments in alternative technologies may prove futile unless significant performance improvements can retain competitiveness with lithium ion. These insights increase transparency around the future competitiveness of electricity storage technologies and can help guide research, policy, and investment activities to ensure cost-efficient deployment.



Schermafbeelding 2019-08-13 om 11.48.42

De integrale prijs van opgeslagen stroom die weer afgegeven wordt aan het net per kWh


Schermafbeelding 2019-08-13 om 10.07.07


Schermafbeelding 2019-08-13 om 09.59.46


Toelichting bij tabel:
Bron:
Schmidt-Levelisedcostofstorage.pdf

We zien dat het aantal cycli bij waterstof
niet afhankelijk is van de mate waarin de electrolyzers en brandstofcellen belast zijn. Dit is wel het geval bij batterijen.
De studie van Schmidt toon aan dat de opslagkosten van LI-ion systemen het laagst zijn. Waterstof is stukken prijziger.

Studie energietransitie in Groningen en Drente


CE Delft heeft in 2019 een studie gemaakt naar transitiescenario’s voor Groningen en Drente, Hieruit bijkt dat er enorme batterij systemen noodzakelijk zijn om betrouwbaar over te kunnen schakelen op zon en wind. De noodzakelijke opslagcapaciteit is begroot op 130 GWh (2030) tot 1000 GWh (2050)
Niet in de scenario’s is meegenomen dat de opslag in batterijen zeker 10% productieverlies oplevert bij batterijen en bij de waterstof cyclus 60% productieverlies.

Bij toepassen van li-ion batterijen voor een kostprijs van € 100 per kWh zijn de investeringskosten in 2030: 13 miljard en tot 2050 € 100 miljard.
Of te wel 26.000 extra kosten per huishouden tot 2030 en € 200.000 per huishouden tot 2050. Nog los van de productiekosten van zon en wind.
Systeemstudie energie-infrastructuur GRONINGEN en DRENTE 2020 - 2050 - CE Delft 2019 blz 74.