Henk Tolsma
Er zijn grote ambities om overschotten windstroom om te zetten in waterstof. Maar het zal nog decennia duren voordat dit grootschalig van de grond komt. De techniek vertoont nog tekortkomingen en is goudgerand.
Op de Orkney-eilanden (boven Schotland) wekken zo’n 1000 windturbines en een golf- en een getijdencentrale duurzame elektriciteit op. Een deel wordt gebruikt door de 22.000 bewoners van de eilanden, de rest gaat via een kabel naar het Schotse vaste land. Maar als het hard waait is er een overschot aan stroom. Op twee van de eilanden zetten elektrolysers die overschotten om in waterstof. Op Shapinsay staat een 1 MW elektrolyser, op Eday eentje van 0,5 MW. De geproduceerde waterstof wordt op Shapinsay gebruikt voor verwarming van openbare gebouwen en wat overblijft opgeslagen in tankers (omgebouwde veerboten). Als deze vol zitten varen ze naar Kirkwell op het vaste land. Daar zet een 75 kW brandstofcel de waterstof weer om in warmte en stroom. Dit ‘Big Hit’-project voor productie en gebruik van groene waterstof functioneert naar behoren, aldus Craig Egner, Scottish Government Energy Advisor.
Maar het is een kostbaar project dat zonder forse subsidie nooit was gerealiseerd. ‘Big Hit’ heeft € 7,2 miljoen gekost. Daaraan heeft de Europese Unie in het kader van het ‘Fuel Cells and Hydrogen 2 Joint Undertaking’-programma bijna € 5 miljoen bijgedragen. In dit FCHJU-programma is gedurende vijf jaar € 646 miljoen beschikbaar voor financiering van waterstofprojecten.
Groene waterstof is de natte droom van duurzaamheidsadepten. Het kan als brandstof en als grondstof dienen en is een manier om stroom van windturbines en zonnepanelen op te slaan. De productie gaat zonder emissie van CO2 en bij verbranding komt alleen water vrij. Geen brandstof is groener dan groene waterstof.
Vanwege de grote beloften wemelt het van de ideeën, plannen, haalbaarheidsstudies, initiatieven en R&D-projecten. Maar daadwerkelijk gebeurt er in het veld nog heel weinig.
Gezien de volatiliteit van zon en wind zal de noodzaak van stroomopslag sterk toenemen als de productie van groene stroom verder groeit. Alleen al in Duitsland is vorig jaar 7 TWh windstroom – 7 miljard kWh, overeenkomend met bijna zeven procent van het jaarlijkse Nederlandse elektriciteitsverbruik – niet op het net terechtgekomen.
‘Maar er zijn nog drie wezenlijke uitdagingen voor groene waterstof als brandstof of grondstof’, aldus Lennart van der Burg, business developer groene waterstof bij ECN.TNO. Productie is nu nog drie keer te duur ten opzichte van het fossiele alternatief: waterstof uit aardgas (zie kader). De productiecapaciteit en de opschaling naar grotere vermogens moet zich nog ontwikkelen. En, heel prozaïsch: er wordt nog te weinig groene waterstof gemaakt om grote investeringen in techniek te kunnen verantwoorden.
Electrolysers en brandstofcellen zijn de werkpaarden van de waterstofeconomie. De eersten maken met behulp van stroom waterstof uit een grondstof (aardgas, water), brandstofcellen zetten langs chemische weg waterstof om in elektrische stroom.
Er zijn van beide verschillende technologieën, maar van beide ook zijn twee typen het meest gangbaar. Van de elektrolysers zijn dat het alkaline-type en het PEM-type. Het alkaline-type wordt toegepast in grotere projecten (groter dan 100 MW). Ze zijn goedkoper dan het PEM-type (Proton Electron Membrane). Nadeel is hun omvang (grote footprint) en ze zijn minder snel op en af te regelen.
De prijs van electrolysers ligt, afhankelijk van het vermogen (hoe groter hoe lager de prijs), tussen de 800 en 1500 euro per kW (ter vergelijking: een benzinemotor kost 50 euro/kW). Ze worden nu nog met de hand in elkaar gezet. Voor een juiste werking is (zeer) zuiver water nodig. In de toekomst, bij een fors hogere en geautomatiseerde productie, zou die prijs in 2030 onder de 500 €/kW kunnen liggen, aldus een Fraunhofer-rapport.
De meest gangbare typen brandstofcellen zijn PEM en SOFC. De laatste – solid oxyde fuel cell – werkt bij hoge temperatuur. DE PEM-brandstofcel ontleent zijn werking
Enkele jaren geleden beschreef The Economist de tekortkomingen van de brandstofcel: te groot, te duur en qua werking niet betrouwbaar genoeg. In wezen geldt dit nog steeds, voor de brandstofcel maar ook voor de elektrolyser. In beide zijn dure materialen zoals platina en iridium verwerkt. Het zou goedkoper zijn als ze zouden kunnen worden vervangen door composieten. ECN.TNO doet hier proeven mee.
Bovendien kost de dubbele omzetting van stroom naar waterstof en weer terug tweederde van de aangeleverde energie. Van stroom naar waterstof – de elektrolyse – geschiedt met een rendement van 70%. Het rendement van de omzetting van waterstof naar stroom – in een brandstofcel – ligt op 50 à 60 procent. Blijft over een rendement van 35 tot 42%. Moet de waterstof tussen beide omzettingen door ook nog vervoerd en gecomprimeerd, dan gaat er nog eens 10% af. Het overblijvende rendement kan nog iets gecompenseerd als er een nuttige toepassing is voor de bij de omzettingen vrijkomende warmte en zuurstof.
Directe verbranding van de waterstof in een (aangepaste) verbrandingsmotor, gasturbine of cv-ketel heeft dan ook de voorkeur boven het opnieuw omzetten van waterstof in elektriciteit. Het komt het rendement zeer ten goede. In diverse steden rijden al bussen op waterstof, enkele automerken hebben waterstofauto’s op de markt. Ook zijn er cv-ketels geschikt voor deze brandstof. Probleem is nog de beschikbaarheid van waterstof op vele plekken. Bij de Automotive Campus in Helmond staat een electrolyser van het Belgisch/Canadese Hydrogenics die groene stroom uit het net betrekt en deze omzet in – groene – waterstof voor een tankstation.
Tennet en Gasunie hebben onlangs een plan gelanceerd om in de toekomst de elektriciteitsproductie deels op groene waterstof te baseren. Ze willen bij windparken elektrolysers neerzetten, met een totaal vermogen van 40 GW, die overschotten windstroom omzetten in waterstof. Op een later tijdstip zetten brandstofcellen de waterstof dan weer om in stroom. Zover is het echter nog lang niet.
‘De inzet van elektrolysers en brandstofcellen louter voor het verwerken van overschotten windstroom is momenteel economisch volstrekt onhaalbaar’, aldus Van der Burg van ECN.TNO. Overschotten treden op gedurende 300 uren per jaar, nog geen 5% van de tijd. ‘Misschien kan het over twintig of dertig jaar, maar nu niet.’
Momenteel staat er één GW windvermogen op het Nederlandse deel van het Continentaal Plat op de Noordzee. Tot 2030 zal alle opgewekte stroom per kabel naar het vaste land worden gebracht. Het komende decennium wordt er een nog veel groter vermogen aan wind op zee bijgeplaatst. Het is nu in studie om de door deze parken opgewekte stroom ter plekke om te zetten in waterstof en dit per pijpleiding naar de vaste wal te transporteren. Dus geen elektronen maar moleculen transporteren. Tennet hoeft dan geen dure zeekabels te leggen en het elektriciteitsnet aan land te verzwaren om alle stroom van zee goed te kunnen verwerken. Maar daar staat tegenover dat er dan elektrolysers op zee moeten worden geplaatst, pijpleidingen naar de kust gelegd en het gaat gepaard met grote rendementsverliezen.
Tijdens Ingenieurs in Energietransitie op 19 november in de Galgenwaard in Utrecht hoort meer over de technische uitdagingen waar de energietransitie ons voor stelt.
Inschrijven? https://energietransitie.tw.nl
