Stacks Image 61
Stacks Image 57

Wensscenario voor 2030. De prijs prestatie verhoudingen zijn sterk verbeterd t.o.v. 2020. Echter wind en zon blijven uiteraard productiegaten houden. De investering van electrolyzers wordt gedeeld door de kg productie. Bij meer vollasturen wordt de kg prijs natuurlijk goedkoper.

De vollasturen zijn ontleend aan ondermeer de CBS gegegevens, want middels de SDE verrekeningen weten we nauwkeurig de jaarproductie die per KW geïnstalleerd vermogen wordt geleverd. Vollasturen = jaarproductie/ geïnstalleerd vermogen.

In deellast bij zon en wind ontstaan stlistandsverleizen in het elektrolyseproces;- deze zijn niet becijferd.

Bij de elektrolyse ontstaat restwarmte en zuurstof. Deze reststromen zijn niet financieel gewaardeerd. Op zee zijn de restwarmte stromen niet te koppoelen aan de vraag. Op land zijn die mogelijkheden groter. Zuurstof is een bijproduct. Voor elke kg waterstof wordt 8 kg zuurstof geproduceerd.


Veel wetenschappers en beleidmakers dichten waterstof een belangrijke rol toe in de energietransitie.

  • Voor zon en wind met onvoorspelbare productie kan waterstof dienen als opslagmedium om daar later met brandstofcellen stroom van te maken om zo de productie van stroom aan te kunnen passen aan de vraag.
  • Waterstof kan ingezet worden als alternatief voor aardgas.
  • Waterstof kan benzine en diesel vervangen in de transportsector
Waterstof zorgt voor een schoon milieu

Groene waterstof - opgewekt met duurzame bronnen als zon, wind en energie uit water - zal significant bijdragen aan een veel beter milieu. Veel minder CO2, veel minder luchtvervuiling. De inzet van van waterstof heeft wel een prijskaartje, zo blijkt uit onderstaande verkenning. Energie wordt uitgedrukt in kWh. Fossiele energie is goedkoop. Zonder accijnzen en belastingen kosten diesel en benzine circa 5 cent per kWh op de energiemarkt, aardgas circa 2 cent per kWh en kolen circa 1 cent per kWh. Waterstof heeft in het meest gunstige geval uit deze studie een marktprijs van 10 cent per kWh.

Het rendement waarmee de diverse energiemodaliteiten kunnen worden ingezet bedraagt gemiddeld voor kolen 52% (stroomproductie/ industrie/ ..), voor olie gemiddeld 43% (transporten/ overig/..) voor aardgas (stroomproductie/ verwarming/..) 76%. en voor waterstof 70%. De gemiddeld effectieve kWh prijs voor fossiel bedraagt dan 5,3 cent per kWh en die voor waterstof 13 cent per kWh. Als we aannemen dat 50% van het verbruik (1.500 PJ ) door waterstof zou moeten worden overgenomen, dan kost dat Nederland € 31 miljard per jaar (€ 1.800 per inwoner). De ontwikkeling op langere termijn voorspellen beter rendementen en lagere investeringen, waardoor verwacht mag worden dat de prijs voor waterstof met 30% kan dalen.

energieverbruik PJ
Primair energieverbruik in Nederland 2018

Stacks Image 53

Toelichting bij de figuur
Samenvatting van de kosten voor stroomproductie via waterstof productie met elektrolyse, daarna via compressie opslag (200 bar) en wanneer vraag is productie stroom met brandstofcellen. Scenario prijs/prestatieverhouding in wensscenario van 2030

Het totaal rendement van stroominput tot output is 44,1%.
Van een 5 MW windmolen op zee moet 38,5% van de stroom via opslag naar het net worden gebracht, hetgeen inhoudt dat 38,5 kWh van elke 100 kWh productie via opslag het grid moet bereiken. Daar is dan 38,5/44,1% = 87 kWh voor nodig. Dus 87 % van de windmolen-productie bij de modere elektrolysers in 2030 is noodzakelijk voor de productie van opslag voor invoering in het grid.
Bron:
windproductie 5 MW windturbine lokatie Europlatform

Powerdammen maken goedkoper waterstof

Met powerdammen is waterstofproductie mogelijk met vollasturen van 8000 - 8760 uur. Daardoor wordt de investering over een veel grotere productie van waterstof gedeeld. In deellast situaties zoals bij zonneweides en wind op zee zijn er altijd extra stilstandsverliezen vanwege opstarttijden en het onvermogen van elektrolysers om met minder dan 10% van hun vermogen goed te kunnen functioneren.

Daardoor kunnen powerdammen waterstof significant goedkoper produceren. Voor powerdammen mag in 2030 gerekend worden op een waterstof-productieprijs van ruim € 3,00 per kilo. Die prijs kan nog verder dalen als de ontwikkelingen in prijs en rendementen verder verbeteren. Met zon en wind als energiebron wordt de maakprijs van waterstof 1,5 tot 3 keer hoger, vanwege de deellast problematiek.
Kengetallen elektrolyse
Max. rendement brandstofcel = geproduceerde elektriciteit energieinhoud 1 kg waterstof (HHV) = 75,7%
Best practice 2020: 50%; wensscenario 2030: 60% HHV = Higher Heating Value 39,4 kWh/ kg waterstof

Minimum stroominput elektrolyzer = 39,4 kWh / kg waterstof
Best practice 2020: 58 kWh/kg; wensscenario 2030: 50 kWh/kg Energie input inclusief 2,8 kWh/kg voor compressie naar 200 bar
In de praktijk zullen brandstofcellen met lucht werken. Daarbij zien we de volgende reactie:

Schermafbeelding 2020-08-07 om 20.06.28

Bij de juiste stoichiometrische luchttoetreding met λ - factor > 0,5 is het maximale thermodynamische rendement 75,7% bij afwezigheid van verliezen.
Bron: Maximum conversion efficiency of hydrogen fuel cells - Y. Haseli - University of Michigan 2018

Opslagkosten waterstof vaak onderschat

De kosten van opslag zijn hoog. Daar zijn twee componenten voor noodzakelijk: compressie en opslag. Compressoren voor hoge druk waterstof kosten € 29.000 voor een capaciteit van 1 kg per uur. Bij vollast van 8000 uur, gedurende 15 jaar zijn de kosten dan € 29.000/(8000 x 15) = € 0,24 per kg en met kapitaalkosten 4,5% € 0,34 per kg. In deellast van 2000 uur per jaar worden die kosten 4 x zo hoog.
Opslag is ook prijzig. Per kg kost de opslag in vaten bij 750 bar € 1000 per kg. Bij een korte opslag cyclus worden die kosten gedeeld door veel kilo’s. Reeds voor 200 bar opslag met een cyclus van 2 weken kost de opslag € 0,71 per kg. De opslagkosten hangen samen met de opslagtechnologie. Cilinders zijn prijzig, zoutcavernes veel goedkoper).

4 scenario’s voor de maakkosten met elektrolyse


Er wordt wereldwijd volop gewerkt aan het verbeteren van de elektrolyse-processen en de maakkosten. De kosten per kg waterstof zijn voor vier scenario uitgewerkt. Twee in vollast en deellast voor de best practice uitgangspunten in 2020 en twee in vollast en deellast voor een wensscenario in 2030. De verkregen inzichten in kostprijzen zijn geprojecteerd op:
  1. de kosten voor verwarming met waterstof in vergelijking met aardgas;
  2. de levering van elektriciteit uit waterstofopslag via brandstofcellen aan het net in vergelijking met elektriciteitsprijzen op de beurs;
  3. de toepassing van waterstof in personen voertuigen met opslag van 750 bar in vergelijking met diesel en benzine motoren.

ad a. Aardgas bevat per kubieke meter 9,7 kWh. En kost op de energiemarkt 19 cent, ergo per kWh 1,95 cent. De productie van waterstof via elektrolyse en het op druk brengen gaat in het wensscenario met een rendement van 74%. Daardoor wordt de kWh prijs ten opzichte van de input verhoogt met134%. In de berekeningen is uitgegaan van een LCOE van windstroom van 4 cent per kWh. Dat houdt in dat de prijs voor waterstof 5,3 cent per kWh zal zijn, zonder de investeringen van de gehele keten van waterstofproductie en distributie. En met die investeringen 8,3 cent per kWh in het beste scenario (vollast 2030);- dus ruim 4 x zo duur als aardgas. Zonder fiscale maatregelen zal waterstof daarom nooit kunnen concurreren met aardgas.

ad b. Het valt op dat in in geen van de scenario’s de prijsniveau’s op de beurs (4 - 6 cent per kWh) worden benaderd. De elektriciteitsprijzen van “waterstofstroom” bedragen respectievelijk 27 cent (2020) en 14 cent (2030) per kWh voor de vollast-scenario’s en respectievelijk 70 cent (2020) en 28 cent (2030) per kWh voor de deellast-scenario’s. De tussenstap van “waterstofstroom” is nodig om het aanbod van zon en wind op de vraag aan te passen. De kosten van die tussenstap zullen doorberekend worden aan consumenten.

ad. c TTW (Tank to Wheel) is een kengetal om aan te geven wat de kosten van een kWh energie aan de wielen kost. Voor de transportsector is de TTW van waterstof in personenvervoer vergeleken met diesel en benzine. Met uitzondering van deellast situatie in het scenario ut 2020, kan waterstof vooral bij benzine concurreren en speelt bij diesel ongeveer breakeven. De kale prijs van waterstof is echter vergeleken met de met accijnzen en BTW geprijsde pompprijzen van de fossiel brandstoffen. Over de waterstof moeten producenten daarover nog een winstmarge rekenen. De afleverkosten in het tankproces zijn eveneens nog niet opgenomen. Er zal ongetwijfeld op termijn ook accijns betaald moeten worden. De overstap naar een transportsector op waterstof zal gedurende een flinke periode niet zonder een pakket van subsidie en fiscale maatregelen mogelijk zijn.

Sankey-diagrammen van stroom input tot opslag waterstof en stroomproductie met brandstofcellen (fuel cel)

In onderstaande Sankey-diagrammen is getoond welke rendementen zijn te verwachten op basis van de best practice technologie anno 2020 en in het wensscenario 2030.
Sankey diagrammen tonen links de input aan energie en laten grafisch zien waar die energie in de processtappen in terecht komt.


Sankey diagram
Waterstofproductie via elektrolyse naar opslag,
en elektriciteit productie via brandstofcellen

Op basis beschikbare best practice technologie 2020
•electrolyse proces 58 kWh/kg H2 excl. compressie
•compressie 2,8 kWh/kg naar 200 bar
•rendement brandstofcellen op bovenwaarde 50%

Your Diagram TitleWindstroom 60,8 kWh → Elektrische energie 33,3 kWh: 54,8%Elektrische energie 33,3 kWh → 1 kg Waterstof 200 bar HHV: 54,8%1 kg Waterstof 200 bar HHV → Elektriciteitprod. fuel cell 20 kWh: 32,9%Windstroom 60,8 kWh → Procesverlies electrolyzer 18,6 kWh (ca. 80% bruikbaar voor heating): 30,6%1 kg Waterstof 200 bar HHV →; Procesverlies fuel cel 13,3 kWh: 21,9%Windstroom 60,8 kWh → Thermische energie 6,1 kWh: 10,0%Thermische energie 6,1 kWh → 1 kg Waterstof 200 bar HHV: 10,0%1 kg Waterstof 200 bar HHV → Restwarmte 6,1 kWh: 10,0%Windstroom 60,8 kWh → Compressie 200 bar 2,8 kWh: 4,6%Compressie 200 bar 2,8 kWh → 1 kg Waterstof 200 bar HHV: 4,6%1 kg Waterstof 200 bar HHV → Drukverlies 2,8 kWh: 4,6%Windstroom 60,8 kWh: 100,0%Windstroom 60,8 kWh: 100,0%1 kg Waterstof 200 bar HHV: 69,4%1 kg Waterstof 200 bar HHV: 69,4%Elektrische energie 33,3 kWh: 54,8%Elektrische energie 33,3 kWh: 54,8%Thermische energie 6,1 kWh: 10,0%Thermische energie 6,1 kWh: 10,0%Compressie 200 bar 2,8 kWh: 4,6%Compressie 200 bar 2,8 kWh: 4,6%Procesverlies electrolyzer 18,6 kWh (ca. 80% bruikbaar voor heating): 30,6%Procesverlies electrolyzer 18,6 kWh (ca. 80% bruikbaar voor heating): 30,6%Elektriciteitprod. fuel cell 20 kWh: 32,9%Elektriciteitprod. fuel cell 20 kWh: 32,9%Restwarmte 6,1 kWh: 10,0%Restwarmte 6,1 kWh: 10,0%Drukverlies 2,8 kWh: 4,6%Drukverlies 2,8 kWh: 4,6%Procesverlies fuel cel 13,3 kWh: 21,9%Procesverlies fuel cel 13,3 kWh: 21,9%
© 20 juni 2020 DTP Netherlands
HHV = Higher heating value; deze bedraagt 39,4 kWh per kg bij 25 oC en 1 bar.
Met een overall rendement van bijna 32,9% van het opslagproces, zal de gehele windmolenproductie ingezet moeten worden.
Per saldo houdt dat in dat er 3 x zoveel windturbines opgesteld moeten worden om de transitiedoelstellingen te behalen.


Sankey diagram
Waterstofproductie via elektrolyse naar opslag,
en elektriciteit productie via brandstofcellen

Op basis wens-scenario technologie 2030
•electrolyse proces 50 kWh/kg H2 excl. compressie
•compressie 2,8 kWh/kg naar 200 bar
•rendement brandstofcellen op bovenwaarde 60%

Your Diagram TitleWindstroom 52,8 kWh → Elektrische energie 33,3 kWh: 63.1%Elektrische energie 33,3 kWh → 1 kg Waterstof 200 bar HHV: 63.1%1 kg Waterstof 200 bar HHV → Elektriciteitprod. fuel cell 23,3 kWh: 44.1%Windstroom 52,8 kWh → Procesverlies electrolyzer 10,6 kWh (ca. 80% bruikbaar voor heating): 20.0%1 kg Waterstof 200 bar HHV → Procesverlies fuel cel 10 kWh: 18.9%Windstroom 52,8 kWh → Thermische energie 6,1 kWh: 11.6%Thermische energie 6,1 kWh → 1 kg Waterstof 200 bar HHV: 11.6%1 kg Waterstof 200 bar HHV → Restwarmte 6,1 kWh: 11.6%Windstroom 52,8 kWh → Compressie 200 bar 2,8 kWh: 5.3%Compressie 200 bar 2,8 kWh → 1 kg Waterstof 200 bar HHV: 5.3%1 kg Waterstof 200 bar HHV → Drukverlies 2,8 kWh: 5.3%Windstroom 52,8 kWh: 100.0%Windstroom 52,8 kWh: 100.0%1 kg Waterstof 200 bar HHV: 80.0%1 kg Waterstof 200 bar HHV: 80.0%Elektrische energie 33,3 kWh: 63.1%Elektrische energie 33,3 kWh: 63.1%Thermische energie 6,1 kWh: 11.6%Thermische energie 6,1 kWh: 11.6%Compressie 200 bar 2,8 kWh: 5.3%Compressie 200 bar 2,8 kWh: 5.3%Procesverlies electrolyzer 10,6 kWh (ca. 80% bruikbaar voor heating): 20.0%Procesverlies electrolyzer 10,6 kWh (ca. 80% bruikbaar voor heating): 20.0%Elektriciteitprod. fuel cell 23,3 kWh: 44.1%Elektriciteitprod. fuel cell 23,3 kWh: 44.1%Restwarmte 6,1 kWh: 11.6%Restwarmte 6,1 kWh: 11.6%Drukverlies 2,8 kWh: 5.3%Drukverlies 2,8 kWh: 5.3%Procesverlies fuel cel 10 kWh: 18.9%Procesverlies fuel cel 10 kWh: 18.9%
© 20 juni 2020 DTP Netherlands
HHV = Higher heating value; deze bedraagt 39,4 kWh per kg bij 25 oC en 1 bar

Opvullen productiegaten windstroom met waterstof als tussen medium
Powerdammen worden uitgevoerd met eigen opslag. Dat kost vanwege het kortcyclische karakter van het getij 5% van de investeringskosten. Deze opslag met LI-ion verhoogt de kWh-prijs met € 0,0038. Er ontstaat dan een baseload waar veel goedkoper waterstof mee gemaakt kan worden. Onderstaande grafiek laat zien dat de prijs voor het opvullen van productiegaten via de powerdam-route 2 keer goedkoper is dan met windstroom. Dit vanwege het feit dat de elektrolyzers in deellast moeten werken bij wind en 100% belast kunnen worden met dammen.
Stacks Image 38

Waterstof produceren is bij vollast goedkoper dan bij deellast. Dammen kunnen daarom goedkoper waterstof maken dan zon en wind.

Detailsamenvatting waterstofproductie
Elektrolyse van water voor productie 1 kg waterstofBest practice 2020 Wensscenario 2030

Energie kosten voor productie 1 kg waterstof

Vollasturen80002000 80002000
Opslagcyclus in dagen1414 77
Stroomprijs input (wind/ zon of grid) €/kWh € 0,04 € 0,04   € 0,04 € 0,04
Conversiefactor totale waterstof installatie [kWh/kg]5858 5050
Energie voor het opdruk brengen naar 200 bar [kWh/kg]2,82,8 2,82,8
Stilstandsverliezen0pro memorie 0pro memorie
Energie kosten totaal € 2,43 € 2,43   € 2,11 € 2,11
      

Operationele kosten voor productie 1 kg waterstof

Kapitaallasten waterstof productie installatie incl. vervanging stacks [€/kg] € 1,80 € 7,18   € 0,77 € 3,10
Kapitaallasten compressie en opslag [€/kg] € 1,05 € 4,21   € 0,29 € 1,18
Gedemineraliseerd water + elektrolyt (bv. KOH) [€/kg] € 0,10 € 0,10   € 0,10 € 0,10
Arbeidskosten onderhoud, verzekering, grond en opstalkosten [€/kg]pro memoriepro memorie pro memoriepro memorie
Operationele lasten totaal [€/kg] € 2,95 € 11,49   € 1,17 € 4,38
      

Totaal productie waterstof per kg opgeslagen op 200 bar [€/kg]

€ 5,38 € 13,92   € 3,28 € 6,49


Kapitaalkosten zijn berekend met een annuïtaire rente van 4,5% over een levensduur van 15 jaar.
Het zijn de kale productiekosten zonder winstopslag en zonder accijnzen en BTW.
Voor elke toepassing komen daar nog transport- en afleverkosten overheen, zoals transport naar gebouwen of transport naar tankstations.

Bij tankstations moet de waterstof onder druk worden gekoeld. Waterstof kent het omgekeerde Joule-Kelvin effect.
Dat houdt in dat drukverlaging niet gepaard gaat met temperatuurverlaging zoals bij LPG en CO2, maar met een warmte-effect.
Opslagtanks in voertuingen moeten beschermd worden tegen oververhitting, door het waterstofgas te koelen naar - 40oC

Kosten van het tankproces voor voertuigen



De Amerikaanse overheidsorgantiesatie DOE heeft onderzoek gedaan naar de kosten van het tankproces in 2016.

Per kg waterstof zijn de energiekosten bij een regelmatig bezocht tankstation 0,3 kWh per kg. Die kosten zijn nog bescheiden ten opzichte van de totale tankinstallatie;- zie grafiek rechts.

Lees meer in het volledig rapport over kosten van waterstoftanken.

Stacks Image 47

Operationele installatiekosten van waterstof tankstation.

© 2021 W.L. Walraven Email