In onze serie over innovatieve accutechnologie hebben we tot nu toe vooral cellen in traditionele vormen besproken, zoals we die bijvoorbeeld tegenkomen in hybride, plug-in- en elektrische auto's, thuisaccu's en allerhande consumentenapparatuur. In dit deel kijken we naar varianten met een heel andere vorm en functie: flowcellen. Bij flowcellen, ook bekend als 'redoxflowbatterijen', wordt de energie opgeslagen in vloeibare elektrolytoplossingen die zich in externe tanks bevinden. Deze elektrolyten stromen vanuit twee verschillende tanks, een voor de positieve elektrolyt en een voor de negatieve elektrolyt, naar de elektrochemische cel. Daar vindt door middel van een ionuitwisselingsmembraan een chemische reactie plaats die elektrische energie produceert.
Flowcellen onderscheiden zich van de gangbaardere lithiumionaccu's door hun schaalbaarheid en levensduur, wat ze bijzonder geschikt maakt voor grootschalige energieopslag zoals die in de nabije toekomst nodig is voor het elektriciteitsnet. Ze hebben echter een lagere energiedichtheid dan de gangbare LFP- en NMC-lithiumionaccu's, waardoor ze in principe niet geschikt zijn voor draagbare toepassingen.
Schematische weergave van een redoxflowcelaccu. De oplossingen met elektrolyt worden vanuit opslagtanks door een elektrochemische cel gepompt, waar de lading/ontlading plaatsvindt. Illustratie Edwin Otten, RUG
Uniek voor flowcelaccu's is hun eigenschap om capaciteit en vermogen onafhankelijk van elkaar te schalen. Het vermogen wordt namelijk bepaald door het totale membraanoppervlak en capaciteit door de volumes van de vloeistoftanks. Cellen samenvoegen tot 'stacks' geeft een hogere elektrische spanning. Een grotere oppervlakte van de elektrodes en het membraan geeft een hoger vermogen. En een groter volume van de elektrolytoplossingen, het volume van de tanks, geeft een hogere capaciteit. Dit maakt het mogelijk om de totale capaciteit te vergroten zonder het vermogen te wijzigen en vice versa. Dit is vooral waardevol in toepassingen waarbij langere periodes economisch overbrugd moeten worden (long duration energy storage, ofwel ldes).
In lithiumionaccu's schalen het vermogen en de capaciteit lineair met elkaar, aangezien beide eigenschappen zijn geïntegreerd in dezelfde elektrochemische cel. Dit betekent dat een verdubbeling van de capaciteit automatisch leidt tot een verdubbeling van het vermogen. Deze lineaire schaalbaarheid is een gevolg van ontwerpbeperkingen van lithiumioncellen, waarbij de elektroden en elektrolyten in een vaste, gesloten structuur zijn opgenomen. Daardoor zijn deze twee parameters intrinsiek met elkaar verbonden. Bij flowcellen kan de capaciteit relatief eenvoudig worden opgeschaald door simpelweg de grootte van de tanks te vergroten. Lithiumionaccu's hebben vaste elektroden waarop lithium wordt afgezet tijdens het opladen. Hierdoor is er geen mogelijkheid om vermogen en capaciteit onafhankelijk van elkaar te schalen zoals bij flowcelaccu's.
Een praktijkopstelling van een simpele waterige redoxstroomaccu. Foto: Liwen Wang, South China University of Technology
Een ander verschil is dat de levensduur van flowcellen beduidend langer is dan die van reguliere accu's. Er wordt gesproken van minimaal 10.000 cycli, maar 20.000 zijn ook haalbaar. Dit komt door een scheiding van elektrochemische reacties van de elektroden in combinatie met een verminderde chemische degradatie. Het grote verschil is dat de energieopslag in een vloeistof in plaats van een vaste stof plaatsvindt, waardoor degradatie minder bepaald wordt door het aantal cycli. Flowcellen slijten niet door gebruik, maar door veroudering.
De meeste flowcelaccu's kunnen bovendien tegen volledige ontlading en vertonen ook geen extra slijtage bij 100 procent laden, beide in tegenstelling tot de meeste lithiumionaccu's. Bij lithiumionaccu's leidt de directe interactie tussen elektroden en elektrolyten tot meer degradatie, onder andere doordat er na iedere cyclus wat lithium achterblijft bij de elektroden. Flowcellen hebben geen last van dendrietvorming. De elektrolyten stromen door membraanstacks, wat leidt tot een continue vernieuwing van de elektrolyten en gelijkmatige distributie van ionen. Al met al zijn flowcellen beter geschikt voor langdurige opslagtoepassingen en cyclische belastingen.
Flowcelaccu's worden daardoor steeds vaker gebruikt voor stationaire toepassingen, zoals de opslag van overtollige energie en netstabilisatie, of als offgrid- of noodstroomvoorziening, voor loadleveling en frequentieregeling. Energieopslag wordt de komende jaren steeds belangrijker naarmate de elektriciteitsopwekking steeds meer op zon en wind wordt gebaseerd.
In dit artikel bekijken we hoe dit type accu anders is dan lithiumionaccu's, hoe het werkt, welke varianten er zijn, waarvoor het wel en niet geschikt is en wat van ieder type de voor- en nadelen zijn. Tot slot gaan we in op de rol die deze accu's de komende jaren en decennia kunnen spelen in de energietransitie en of ze ook geschikt zijn als thuisaccu.
Energieopslag in soorten en maten
Energieopslag wordt in de toekomst steeds belangrijker. Daarvoor is een veelvoud aan technische oplossingen beschikbaar, maar die worden nog niet op grote schaal ingezet. Momenteel worden vooral lithiumionaccu's gebruikt voor kortstondige opslag en wordt voor langdurige opslag gekeken naar bijvoorbeeld waterstof, al is dat nog niet concreet van de grond gekomen. Flowcelaccu's zijn relatief nieuw, maar lijken vanwege hun schaalbaarheid ideaal voor korte- of langetermijnopslag. Maar waarom wordt energieopslag zo belangrijk?
Van vraag- naar aanbodgestuurd
Het elektriciteitsnet wordt nu en in de nabije toekomst steeds schoner door het uitfaseren van fossiele bronnen, zoals kolen, en het uitbreiden van windmolenparken en zonnepanelen op daken. Voertuigen met verbrandingsmotoren worden langzaam vervangen door accuelektrische en soms ook waterstofelektrische varianten, gasketels worden vervangen door warmtepompen, en in mindere mate komen warmtenetten en inductiekookplaten in de plaats van gasfornuizen. Tegelijk maakt ook de industrie plannen voor een omschakeling, van staal smelten op basis van cokes, kolen, naar waterstof. Door dit alles neemt de CO₂-footprint af.
Hoewel het energiegebruik dankzij een hogere efficiëntie afneemt, is het gevolg natuurlijk dat het elektriciteitsverbruik juist toeneemt. Tegelijk verandert de balans tussen vraag en aanbod. De fossiele stroomproductie, op basis van het verbranden van aardgas, steenkolen en in sommige landen ook diesel, werkt vraaggestuurd. Het dagelijkse elektriciteitsverbruik is vrij goed te voorspellen en fossiele centrales stemmen hun productie daarop af. Gascentrales zijn zeer geschikt om fluctuaties op te vangen en kunnen indien nodig snel bijschakelen.
Hernieuwbare energiebronnen zoals zon en wind verminderen de afhankelijkheid van fossiele brandstoffen en leiden tot een reductie van broeikasgassen, maar ze zijn ook inherent variabel en minder goed voorspelbaar. Dat betekent dat het energienetwerk de komende decennia in toenemende mate aanbodgestuurd wordt. Waar bedrijven en huishoudens nu in principe veel stroom verbruiken wanneer ze dat willen, wordt het in de toekomst steeds belangrijker om rekening te houden met pieken en dalen op het stroomnet.
De simpelste methode om dat te bewerkstelligen is het implementeren van dynamische stroomprijzen: duur als het aanbod beperkt is en goedkoop als er voldoende beschikbaar is. Slim met energie omgaan helpt daarbij. Steeds meer apparatuur is 'connected' en kan zelf in- of uitschakelen als de uurprijs laag of hoog is. Slimme laadpalen en veel EV's kunnen zo ingesteld worden dat ze voornamelijk laden wanneer de stroomprijs laag is, overdag of 's nachts. Met apps als Jedlix en Stekker kan dit zelfs volautomatisch. Ook nieuwe wasmachines, vaatwassers en warmtepompen zijn steeds vaker te programmeren.
Bepaalde zaken, zoals het avondeten, zijn echter niet zo eenvoudig naar een andere tijd te verplaatsen, dus de dagelijkse stroompiek tussen 18.00 en 20.00 uur blijft bestaan. Tegelijk moet ook de industrie zich aanpassen; energie-intensieve processen worden idealiter verplaatst naar momenten waarop ruimschoots (goedkope) elektriciteit beschikbaar is en moeten vooral niet plaatsvinden op momenten van schaarste. Omdat dit niet altijd kan, wordt steeds vaker een beroep gedaan op een vorm van tijdelijke energieopslag. Dus een soort buffer die op (goedkope) momenten van overschotten stroom opslaat om die tijdens (dure) pieken te gebruiken of terug te leveren. Dit is niet alleen beter voor het net, maar uiteindelijk ook goedkoper.
Om netwerkinstabiliteit en -congestie te voorkomen, zijn aanzienlijke investeringen in infrastructuur noodzakelijk, zoals netversterking en slimme meters. Daarnaast wordt de rol van digitale technologie en data-analyse steeds crucialer voor het efficiënte beheer van het energienetwerk. Slimme netwerken, kunstmatige intelligentie en machinelearning kunnen helpen bij het voorspellen van vraag en aanbod, en het optimaliseren van de energieproductie en -consumptie.
Energieopslag
Flowcel als thuisaccu?
Hoewel flowcellen traditioneel worden gebruikt in industriële toepassingen vanwege hun omvang, kunnen ze ook dienstdoen als thuisaccu. Het Duitse bedrijf VoltStorage werkt aan een vanadiumredoxflowcel voor residentieel gebruik. De VoltStorage Smart heeft een capaciteit van 6,2kWh, de efficiëntie ligt rond de 80 procent en het systeem is ontworpen voor een levensduur van minimaal twintig jaar. Ook UniEnergy Technologies was, behalve met industriële producten, bezig met een vanadiumthuisaccu voor residentieel gebruik, maar ging in 2021 failliet. Het Australische bedrijf RedFlow heeft de ZBM2 ontwikkeld, een zinkbromideflowcel met een capaciteit van 10kWh. Hoewel flowcellen schaalbaar zijn en energie langdurig kunnen opslaan, zijn dergelijke thuisaccu's alsnog bedoeld voor kortstondige opslag en niet voor seizoensopslag. Dat laatste zou enorm duur en inefficiënt zijn.
Om netcongestie te beperken, wordt het steeds belangrijker dat duurzame stroom zoveel mogelijk lokaal wordt opgewekt en ook gebruikt, maar het waait niet altijd en de zon schijnt 's nachts niet. Energieopslag is daarom een cruciale factor: tijdelijke opslag van duurzaam opgewekte energie voor gebruik op een later moment. Bijvoorbeeld 's nachts of juist voor het begin of eind van de werkdag, wanneer er relatief veel energie wordt gebruikt en de zon niet optimaal schijnt. Omdat de opbrengst van zonne- en windenergie sterk fluctueert, wordt het in de toekomst steeds belangrijker om duurzaam opgewekte energie zoveel direct te gebruiken óf tijdelijk op te slaan.
Voor het opslaan van elektriciteit zijn diverse technieken beschikbaar, maar die worden nog niet grootschalig gebruikt en hebben allemaal zo hun voor- en nadelen. Waterstof kent grote energieverliezen en vereist een complexe infrastructuur met tanks waarin het gas door compressie onder hoge druk wordt gekoeld en bewaard, of met ondergrondse opslag, zoals lege gasvelden. Synthetische brandstoffen laten zich makkelijker opslaan, maar kennen nog grotere verliezen en zijn dus, net als waterstof, erg duur. Die kosten worden pas flink gedrukt als er structureel sprake is van energieoverschotten en de elektriciteit vrijwel gratis beschikbaar is. Dus niet incidenteel een dagje met negatieve prijzen, maar vrijwel iedere dag, ook in de winter. We zijn nog ver van dat punt verwijderd, als het al bereikbaar is, want door elektrificatie zal ons elektriciteitsverbruik de komende decennia flink toenemen, ook in de industrie. Daar staat natuurlijk wel de afbouw van fossiele energie tegenover, inclusief alle energie-intensieve en vervuilende processen daarvan.
Eerder in onze reeks artikelen over accu-innovaties, hebben we al een aantal typen accu's besproken dat zich ook goed kan lenen voor energieopslag. Denk bijvoorbeeld aan lithiumijzerfosfaat (LFP), dat goedkoper is en minder kritische grondstoffen vereist dan reguliere accu's. Maar ook aan natriumaccu's, die nog goedkoper zijn doordat natrium, zout, vrijwel overal gewonnen kan worden, waardoor dit ook geopolitiek interessant is. Dat type accu wordt op dit moment nog maar beperkt geproduceerd en gebruikt, maar kan de komende jaren een steeds grotere rol gaan spelen. Flowcelaccu's bieden, op een uitzondering na, ook geopolitieke onafhankelijkheid en zijn bovendien uitermate schaalbaar.
Werking en verschillen
Een flowcelaccu is een type oplaadbare accu die er compleet anders uitziet dan de gebruikelijke accu's, zoals lithiumionaccu's in pouch- of celvorm. Het bestaat uit twee tanks die gevuld zijn met elektrolyten die via een systeem van leidingen en pompen naar de elektrochemische cellen worden gestuurd. Elektriciteit wordt opgewekt door redoxreacties tussen de twee verschillende elektrolyten.
Een illustratie van een conventionele redoxflowcelaccu, met twee energieopslagtanks en elektrochemische reactiecellen. Bron: Colintheone, Wikimedia
Een flowcelaccu functioneert als een elektrochemische cel waarbij energie wordt opgewekt door vloeistoffen met metaalionen langs een membraan te pompen. Dit membraan faciliteert de beweging van ionen van de ene vloeistof naar de andere, wat resulteert in een elektrische stroom die via de elektrode kan worden afgetapt voor gebruik in een elektrisch apparaat of bedrijfspand. De vloeistoffen komen nooit fysiek met elkaar in aanraking doordat ze gescheiden zijn door het membraan.
Hoe werkt het?
Geschiedenis
De flowcelaccu vond zijn oorsprong al in de vroege jaren zeventig, toen NASA verschillende soorten accu's onderzocht voor gebruik in ruimtevaartuigen. Het idee was om een accu te ontwikkelen die een relatief hoge energiedichtheid kon bieden en tegelijk flexibel en schaalbaar was.
In de jaren tachtig en negentig werd veel onderzoek gedaan naar de chemie en de materialen die gebruikt konden worden in flowcelaccu's, waarbij de focus vooral lag op het vinden van elektrolyten die veilig en efficiënt waren. Gedurende deze periode werden verschillende types ontwikkeld, waaronder de vanadiumredox- en de zink-broomflowcel.
Met de opkomst van hernieuwbare energiebronnen zoals zonne- en windenergie werd de behoefte aan grootschalige energieopslag steeds duidelijker. Flowcellen kunnen daarvoor een rol spelen vanwege hun vermogen om grote hoeveelheden energie op te slaan en deze gedurende langere periodes vast te houden. Daarom zien we steeds vaker pilots en commerciële toepassingen van dit type accu, vooralsnog vooral industrieel.
Flowcelaccu's functioneren op basis van redoxreacties, waarbij oxidatie en reductie simultaan in twee gescheiden compartimenten plaatsvinden. Tijdens het opladen van de accu worden de elektrolyten in een chemisch gereduceerde toestand gebracht. Bij het ontladen wordt de opgeslagen chemische energie weer omgezet in elektrische energie door een omgekeerde oxidatiereactie te faciliteren. Wanneer de elektrolyten door de cel stromen, ondergaan ze aan de elektroden een redoxreactie: de ene elektrolyt wordt geoxideerd en staat elektronen af, terwijl de andere elektrolyt wordt gereduceerd en elektronen opneemt. Dit elektronentransport genereert een elektrische stroom die kan worden gebruikt om apparaten van stroom te voorzien of voor grootschalige energieopslag, bijvoorbeeld bij zonne- en windmolenparken.
Lange levensduur
Net als een normale accu kan een flowcelaccu steeds opnieuw worden opgeladen. Dit gebeurt door stroom in tegenovergestelde richting door het systeem te voeren, waardoor de ionen naar hun oorspronkelijke positie worden teruggebracht. Praktijktests laten zien dat flowcellen een lange levensduur hebben en geschikt zijn voor meer dan 10.000 cycli; in de industrie wordt gesproken over een levensduur van twintig jaar. De vloeistoffen kunnen eventueel vervangen worden, waardoor het apparaat opnieuw wordt 'getankt', een unieke eigenschap van dit type accu.
Modulaire opslagcapaciteit en in serie te koppelen
De opslagcapaciteit van een flowcelaccu is direct gerelateerd aan het volume en de ionenconcentratie van de vloeistof. De hoeveelheid geleverde stroom wordt bepaald door de efficiëntie en de oppervlakte van de membranen. De spanning van een individuele cel hangt af van de gebruikte elektrolyten. Door verschillende cellen in serie te koppelen, kan de totale spanning van de accu worden verhoogd. Het geheel is daardoor heel schaalbaar. De opstelling is modulair uit te breiden, bijvoorbeeld om in een grotere capaciteit te voorzien. Dat kan door grotere elektrolyttanks te gebruiken om verscheidene opstellingen serieel en parallel te gebruiken.
Een flowcellaccu op basis van waterstofbromide van het Nederlandse Elestor
Verschillen met reguliere accu's
Flowcelaccu's hebben een lagere energiedichtheid dan lithiumionaccu's. Ze zijn groter en zwaarder bij dezelfde hoeveelheid opgeslagen energie, en nemen dus per kWh/MWh meer ruimte in beslag, wat op een industrieterrein minder problematisch is dan in een stadsregio. De capaciteit van een flowcelaccu kan eenvoudig worden vergroot door de grootte van de opslagtanks te vergroten, terwijl capaciteit en vermogen bij lithiumionaccu's zijn gekoppeld. Flowcelaccu's hebben over het algemeen een lager risico op oververhitting en brand dan lithiumionaccu's, maar afhankelijk van de gebruikte vloeistoffen gelden er wel strenge veiligheidsmaatrelen.
Lage spanning
Een beperking van redoxflowcellen is het relatief lage spanningsbereik, dat doorgaans varieert van ongeveer 1,26 tot 1,65V, afhankelijk van het type en de gebruikte materialen. Dit is lager dan bij lithiumioncellen, die een celspanning van 3,6 tot 3,7V hebben. Een hogere celspanning is cruciaal voor een hogere energiedichtheid. Als een flowcel bijvoorbeeld een celspanning van 5V kan bereiken in plaats van 1,25V, zou de energiedichtheid theoretisch vier keer zo groot zijn, wat resulteert in een veel kleinere en lichtere batterij voor dezelfde energieopslag. Voor veel toepassingen, zoals elektrische voertuigen, is de spanning van één cel niet voldoende, dus dan worden cellen in serie geplaatst om de totale systeemspanning te verhogen: bijvoorbeeld 400 of 800V bij EV's. Dit concept wordt ook voor flowcellen gebruikt door membranen te 'stacken'.
Hoewel het aanpassen van het spanningsbereik van een flowcel mogelijk is door de gebruikte elektrolytoplossing te wijzigen, zijn er andere technische uitdagingen, zoals het risico op kortsluiting en thermische problemen. Waterige oplossingen in flowcellen hebben een maximale celspanning van ongeveer 1,23V bij kamertemperatuur, terwijl organische oplossingen celspanningen tot wel 5V kunnen bereiken.
Vanadium: de nu meestgebruikte flowcel
Net als bij de brandstofcel en de conventionele accu is er niet slechts één type met vaste ingrediënten, maar zijn er talloze soorten flowcellen met verschillende chemische samenstellingen en eigenschappen. Ieder type gebruikt weer een andere samenstelling van grondstoffen, zoals vanadium, zinkbromide, waterstofbromide en een organische variant. Ze verschillen voornamelijk in de chemische stoffen die ze gebruiken voor energieopslag en -teruggave, maar ieder type heeft ook zijn voor- en nadelen, en de verschillen zijn daardoor best groot.
Type
Energiedichtheid (Wh/kg)*
Ruwe schatting kosten per kWh*
Bijzonderheden
Vanadiumredox
25-35
$ 300-500
Veel ervaring mee, geopolitieke grondstof
Zink-broom
70-85
$ 250-400
Relatief hoge energiedichtheid, snelle laadtijd
IJzer-chroom
20-30
$ 200-350
Relatief lage kosten, milieuvriendelijk
Waterstof-broom
40-50
$ 150-300
Relatief lage kosten, goede cyclusefficiëntie, milieuvriendelijk
Organische redoxflow
15-25
$ 350-550
Biologisch afbreekbare elektrolyten, geen metalen, flexibel ontwerp, milieuvriendelijk
* Deze bedragen zijn een ruwe indicatie, geen exacte wetenschap
Vanadium (V)
Van alle soorten is de vanadiumredoxflowcelaccu het meestgebruikte type van dit moment en waarschijnlijk ook het bekendste.
Vanadium. Beeld: Wikimedia
Een vanadiumredoxflowcelaccu gebruikt vanadium in verschillende oxidatietoestanden in beide elektrolyten. Dat heeft als voordeel dat er geen kruisbesmetting van ionen is. Het is een zilvergrijs metaal dat voornamelijk wordt gewonnen uit bepaalde mineralen en wordt voor een deel verkregen als bijproduct bij het opwerken van ijzererts. Hoewel het relatief overvloedig aanwezig is in de aardkorst, zijn er slechts een paar landen die het in grote hoeveelheden produceren, waaronder Rusland, China en Zuid-Afrika; 85 procent van de wereldreserve komt uit die landen. Het moet dus geïmporteerd worden en dat maakt Europa en de VS afhankelijk. Dit remt de groei van flowcellen op basis van vanadium, omdat de relaties onder druk staan vanwege handelsbeperkingen. Hoewel vanadium niet als een zeldzaam element wordt beschouwd, is er geopolitieke druk en dat komt het aanbod en de prijs niet ten goede.
De eerste concepten van redoxflowcellen dateren al uit de vroege jaren zeventig, maar de vanadiumredoxflowcel werd pas in de jaren tachtig ontwikkeld door de Australische professor Maria Skyllas-Kazacos en haar team aan de University of New South Wales. Bij vanadiumflowcelaccu's wordt vanadium gebruikt in zowel de positieve als de negatieve elektrolyten, wat verschilt van andere flowcelaccu's, die verschillende chemische elementen kunnen gebruiken. Dit voorkomt dat de ene stof de andere vervuilt en verhoogt de levensduur van de accu.
Een flowcelaccu van Cellcube met rechts de opslagtanks en vooraan een container met de membranen. Beeld: Cellcube
Vanadiumprojecten
Tientallen bedrijven wereldwijd zijn actief met vanadiumflowcellen, waarvan het Amerikaanse Cellcube een prominente speler is. Naar verluidt is het betrokken bij 130 verschillende projecten wereldwijd. Het eveneens Amerikaanse UniEnergy Technologies heeft een 600kW/2,2MWh-systeem geïnstalleerd in Washington om tijdelijk energie op te slaan, maar ging in 2021 failliet. Het Chinese Rongke Power bouwt, met staatssteun, sinds 2017 een van de grootste systemen ter wereld in Dalian (China). Uiteindelijk zal dit goed zijn voor een vermogen van maar liefst 200MW en een capaciteit van 800MWh. Momenteel is de helft hiervan al opgeleverd. Andere projecten zijn een 2MW/8MWh-faciliteit van San Diego Gas & Electric en een faciliteit met dezelfde specificaties van Gills Onions' Advanced Energy Storage in Californië. Ook in het Verenigd Koninkrijk zijn er verschillende projecten met vanadiumflowcellen, onder andere van RedT.
Vanadiumflowcelaccu's staan bekend om hun lange levensduur, waardoor ze vele duizenden cycli van opladen en ontladen kunnen doorstaan zonder aanzienlijk capaciteitsverlies. Bovendien zijn ze, net als andere flowcellen, zeer schaalbaar doordat de capaciteit eenvoudig kan worden vergroot door de grootte van de opslagtanks aan te passen. Vanadiumflowcellen staan over het algemeen bekend als veiliger dan veel andere typen accu's. Zo zijn ze bijvoorbeeld veel minder gevoelig voor oververhitting dan lithiumionaccu's, waardoor de kans op een thermische runaway, een brand of explosie aanzienlijk kleiner is. Vanadiumflowcellen zijn gebaseerd op waterige elektrolyten en hebben een bredere operationele temperatuurband.
Tegenover de voordelen staan uiteraard ook nadelen. De initiële kosten zijn hoger dan bij andere flowcellen. Ze zijn ook zwaarder door de gebruikte grondstoffen, al is dat minder van belang voor stationaire toepassingen. Los daarvan is de geopolitieke afhankelijkheid de grootste zorg voor de toekomst. Voor grootschalige uitrol wil de EU niet afhankelijk zijn van landen als Rusland en China.
Vanadium zelf is momenteel niet schaars, maar het is ook niet oneindig beschikbaar. Bovendien wordt 92 procent van al het gewonnen vanadium gebruikt in de staalindustrie. Het is cruciaal als legeringselement om de sterkte, taaiheid en slijtvastheid van staal te verbeteren. Toevoeging van een kleine hoeveelheid vanadium, meestal minder dan 0,5 procent, aan koolstofstaal kan de treksterkte met wel 100 procent verhogen en de vermoeiingssterkte met tot 30 procent. Het wordt onder andere gebruikt voor auto-onderdelen, gereedschappen en bouwmaterialen.
Een ander type flowcelaccu dat de laatste jaren sterk in opkomst lijkt te zijn, werkt op basis van waterstofbromide. Als de accu wordt opgeladen, wordt waterstof geproduceerd aan de negatieve en broom aan de positieve elektrode. Tijdens het ontladen reageren deze twee stoffen met elkaar, waarbij elektriciteit wordt geproduceerd.
De werking van een waterstofbromideflowcelaccu. Beeld: Elestor
Waterstofbromide
Toekomst: membraanloos
Een van de duurste, teerste en meest complexe onderdelen van een flowcel is het membraan. Het laat vaak toch een klein deel van de elektrolyt door en slijt door een schurende werking van kristallen in de vloeistof en door chemische processen. Het is dus interessant om een flowcelaccu te maken waarbij geen membraan nodig is. Ook zonder een membraan mogen de vloeistoffen zich niet mengen, anders kan er geen potentiaalverschil optreden. Dit is mogelijk door gestroomlijnde vloeistofstromen te gebruiken, een zogenaamde laminaire stroming. Bij een waterstofbromideflowcelaccu is een membraanloze variant een optie. Elestor, Shell, Fraunhofer, de TU Delft en enkele andere Europese universiteiten doen hier momenteel onderzoek naar. Er stroomt dan een mengsel van dibroom en broomwaterstofzuur over de kathode. Deze stroom staat in direct contact met een stroom van alleen waterstofbroomzuur, die weer in contact staat met een poreuze anode. Door deze anode stroomt waterstofgas. Door het weglaten van het membraan zouden de productiekosten verder kunnen dalen.
Tijdens het opladen wordt duurzame elektrische energie gebruikt om een elektrolyseproces te starten waarbij waterstofbromide (HBr) wordt gesplitst in waterstofgas (H₂) en broom (Br₂). De waterstof wordt opgeslagen aan de negatieve elektrode, terwijl het broom wordt opgeslagen aan de positieve elektrode. In de praktijk zijn dat twee of meer verschillende gastanks, waarin de waterstof in gasvorm onder atmosferische condities wordt opgeslagen. Het onder druk opslaan van waterstof kan ook, maar dat wordt momenteel nog beperkt toegepast. Broom behoort tot de groep halogenen en wordt voornamelijk gewonnen uit zouten in zeewater en zoutmeren, maar ook uit broomhoudende mineralen als bromiet. Het is overvloedig beschikbaar en de prijs is over het algemeen stabiel.
Het Nederlandse Elestor is al sinds 2014 actief in de ontwikkeling van waterstofbromideflowcellen. Wij spraken ceo Guido Dalessi daarover. "Je begint altijd met een paar stadia om de businesscase te testen. Het eerste systeem dat momenteel wordt gebouwd, heeft een capaciteit van 3MWh, wat wordt beschouwd als de minimale grootte en vermogen benodigd voor elektriciteitsmarkten en voor toepassingen zoals day ahead-planning. Na deze initiële fase willen we de capaciteit vergroten naar 250MWh."
Elestor heeft een sterke relatie met Vopak, aanvankelijk zijn launching customer, maar sinds een jaar ook investeerder. Vopak is vooral bekend van zijn zeehaventerminals, waar het de opslag en overslag van olie, gas en chemicaliën verzorgt. Met het oog op de toekomst heeft Vopak een groeiende focus op duurzame energie. Het bedrijf heeft een netwerk van tachtig terminals wereldwijd, die allemaal aan zee liggen, een strategisch voordeel met het oog op windmolenparken op zee, waarvan de kabels ergens aan land moeten komen, idealiter op een locatie waar ook energieopslag een optie is.
Een waterstofbromideflowcellaccu van Elestor in aanbouw voor Vopak
Waterstofbromide- (HBr-)flowcelaccu's onderscheiden zich met een aantal voordelen. Ze hebben een hoge energiedichtheid en een veel hogere vermogensdichtheid dan veel andere flowcelaccu's. Ze kunnen dus meer energie opslaan in een gegeven volume. Een ander essentieel voordeel zijn de gebruikte grondstoffen. Waterstof en broom zijn relatief overvloedig beschikbaar en in alle werelddelen te winnen of produceren. Dit maakt de aanvoer van grondstoffen betrouwbaar en potentieel minder duur. Verder hebben deze accu's een lange levensduur en lage zelfontlading, wat betekent dat ze hun opgeslagen energie over langere perioden kunnen behouden, wat ideaal is voor korte- of langetermijnopslag. De waterstofbromidevariant heeft volgens Elestor een efficiëntie van 90 procent voor het laden en ontladen. Met BMS, omvormers, sensoren en alle veiligheidssystemen erbij zou de efficiëntie op 70 tot 75 procent uitkomen.
Het gebruik van broom vereist wel voorzorgsmaatregelen en onderhoud. Het is corrosief is en kan leiden tot slijtage van de componenten, wat voorkomen kan worden door speciale materialen en coatings. Bovendien is broomgas giftig, waardoor veiligheidsmaatregelen nodig zijn voor behandeling, transport en opslag. Datzelfde geldt voor waterstof, dat explosief is. Dit molecuul is bovendien zo klein dat het snel kan ontsnappen, waarvoor dus ook specifieke maatregelen nodig zijn. Op een terrein met zware industrie kan vaak wel in de juiste veiligheidsmaatregelen worden voorzien, maar op andere locaties is dat minder makkelijk. Deze maatregelen werken in eerste instantie kostenverhogend.
Toch ziet Dalessi van Elestor juist die kosten als voordeel. "De ontwikkelkosten van waterstofbromide-flowcelaccu's zijn hoger dan die van andere varianten, maar uiteindelijk kijken bedrijven naar de levelized cost of storage, ofwel lcos. Dus de totale kosten van een energieopslagsysteem over zijn levensduur verdeeld over de hoeveelheid energie die het daadwerkelijk kan opslaan en leveren. Dit omvat niet alleen de aanschafkosten, maar ook de operationele kosten, het onderhoud en de levensduur van de accu. De winst zit hier bij de lange levensduur, de uitbreidbaarheid, de lage zelfontlading en vooral de overvloedige grondstoffen. Waterstof is relatief goedkoop; de capaciteit verdubbelen kost bijvoorbeeld slechts 10 procent meer. En broom is per kWh zo'n 20 keer goedkoper dan vanadium. Al met al is de lcos inclusief veiligheidsmaatregelen een factor vier tot vijf goedkoper dan een vanadiumflowcel. En in de toekomst kunnen de kosten nog verder gedrukt worden door het membraan weg te laten, en door het geheel aan te sluiten op een netwerk van waterstofleidingen en te integeren met elektrolyzers."
Andere bedrijven die los van Elestor actief zijn met dit type accu, zijn EnStorage en Lockheed Martin. De eerstgenoemde is onder andere bezig met een project in Jeddah, Saudi-Arabië.
Organische flowcellen: geen metalen, maar organische moleculen
Alle flowcellen die we tot nu toe hebben beschreven, gebruiken metalen of grondstoffen zoals broom. Die metalen zijn kostbaar, soms schaars en niet op ieder continent te winnen. Voor vloeistoffen als broom geldt dit niet, maar er is een nog veel goedkoper en milieuvriendelijker alternatief: een organische redoxflowcel.
Organische flowcel
Organische flowcelaccu's gebruiken organische moleculen, zoals aromatische amines, in plaats van metalen om de elektrolyten te vormen. Dit resulteert in lagere kosten en minder milieubelasting, maar tot nu toe zijn dergelijke flowcellen niet goed van de grond gekomen. Deze variant bevindt zich nog in een vroeg stadium en er zijn problemen met de stabiliteit van de organische moleculen.
Demonstratieprojecten
Organische flowcelaccu's zijn een relatief nieuwe ontwikkeling en zijn ongeveer tien jaar geleden bedacht. Harvard Universiteit had een voortrekkersrol op dit vlak en heeft al werkende accu's ontwikkeld die zijn getest tot 10.000 cycli zonder significante degradatie. Ook heeft de universiteit verschillende demonstratieprojecten om de toepasbaarheid van deze technologie te onderzoeken, onder andere een pilotproject met een zonne-energieboerderij en een samenwerking met het Department of Energy voor het opschalen van het grid. De organische flowcel van Harvard gebruikt quinonen als organische moleculen, maar er zijn meer varianten. Zo heeft een onderzoeksteam van de South China University of Technology een waterige flowcelaccu ontwikkeld met een gemodificeerde vorm van 'tempo' als positieve elektrolyt. Door dit te combineren met viologen, een organische verbinding met omkeerbare redoxreacties, heeft de universiteit de oplosbaarheid en geleidbaarheid van de elektrolyt verbeterd. De testaccu toonde een capaciteitsbehoud van 99,98 procent per cyclus.
Het gebruik van organische elektrolyten helpt niet alleen om de afhankelijkheid van grondstoffen te verminderen, maar belast ook het milieu minder doordat deze materialen over het algemeen milieuvriendelijker zijn. Bovendien kunnen de organische elektrolyten onder pH-neutrale omstandigheden werken, waardoor er een veel grotere materiaalkeuze is; corrosievaste materialen zijn niet nodig. Omdat de stoffen niet gevaarlijk zijn, zijn speciale voorzorgsmaatregelen evenmin nodig. Dit alles kan de kosten van energieopslag verlagen; naar verluidt zijn de productiekosten minimaal 20 procent lager dan die van traditionele flowcellen.
Het belangrijkste knelpunt is dat de organische moleculen die als elektrolyten worden gebruikt, minder stabiel zijn dan anorganische alternatieven. Dit kan leiden tot een snellere afname van de capaciteit en efficiëntie, wat van grote invloed is op de levensduur van de accu. De technologie is nog relatief nieuw, en vereist verder onderzoek en ontwikkeling om de praktische toepasbaarheid te bewijzen. Daarbij bemoeilijkt het gebrek aan gevestigde productiemethoden en industriestandaarden de commercialisering.
In een typische flowcelaccu wordt energie opgeslagen door middel van een elektrochemisch proces tussen twee chemische componenten. De energie wordt opgeslagen in chemische bindingen van de organische moleculen, die tijdens de laad- en ontlaadcyclus van vorm veranderen. Dit kan op basis van verschillende moleculen, ieder aan hun eigen kant van de accu, maar dat komt de stabiliteit meestal niet ten goede. De verschillende moleculen aan de positieve en negatieve kant mengen zich uiteindelijk altijd een beetje doordat membranen altijd een beetje doorlatend zijn. Daardoor is sprake van capaciteitsverlies. Dit is te voorkomen door moleculen te gebruiken die aan beide kanten geschikt zijn: een symmetrische accu. Kruisbesmetting maakt dan niet uit, want ze zijn hetzelfde.
Het Blatter-radicaal dat is gebruikt in het onderzoek kan elektronen opnemen of afgeven. Illustratie Edwin Otten, RUG
Blatter-radicaal
Het Blatter-radicaal, genoemd naar de chemicus die het voor het eerst synthetiseerde, is een type organische verbinding die een ongepaard elektron bezit. Dit ongepaarde elektron maakt het tot een radicaal en verleent het speciale chemische eigenschappen die in bepaalde toepassingen nuttig kunnen zijn, zoals in organische flowcelaccu's. Blatter-radicalen vormen een klasse van organische radicalen die bipolair zijn. Dat betekent dat ze in een redoxreactie elektronen kunnen doneren en accepteren. Dit kenmerk maakt deze radicalen uitermate geschikt voor gebruik in elektrochemische systemen, zoals organische flowcelaccu's.
Een team van wetenschappers onder leiding van professor Edwin Otten van de Rijksuniversiteit Groningen heeft, in samenwerking met de TU Eindhoven en de Technical University of Denmark, een nieuwe aanpak geïntroduceerd: het gebruik van het Blatter-radicaal. Dat is een stabiel organisch molecuul dat in staat is om elektronen te accepteren en te doneren. Het concept van Otten, universitair hoofddocent moleculaire energiematerialen, gaat uit van een symmetrisch ontwerp met twee identieke opslagtanks. Dit voorkomt problemen met de stabiliteit, die in andere ontwerpen ontstonden door reactieve radicalen.
Vorig jaar bleek uit tests dat de accu betrouwbaar functioneerde gedurende 275 oplaad-ontlaadcycli. "Ondertussen zitten we boven de 1000", vertelt Otten aan Tweakers, "Maar ik verwacht dat dit verder op zal lopen en uiteindelijk dezelfde lange levensduur zal bieden als andere flowcellen." Een groter probleem waar nog aan gewerkt wordt, is de lage elektrische spanning. Otten: "Het principe van symmetrische accu's proberen we nu door te ontwikkelen naar organische flowcellen die een grotere energiedichtheid hebben. Hiervoor zijn we op zoek naar nieuwe moleculen met een hogere spanning. Daarbij is het belangrijk om tegelijk de stabiliteit te waarborgen, wat essentieel is voor commerciële toepassingen."
Een voordeel van Ottens concept is dat eventuele lekkage van het Blatter-radicaal door het membraan geen significant probleem vormt en dat de aanmaak van dit organische radicaal eenvoudig is, wat grootschalige productie mogelijk maakt. Hoewel organische flowcellen dus veelbelovend zijn, loopt de ontwikkeling ervan nog achter op die van andere flowcellen. Otten: "De andere varianten hebben een voorsprong. Het concept van organische flowcellen bestaat nog maar iets langer dan tien jaar. Er is meer onderzoek nodig en het opschalen van zoiets kost veel tijd. Ik verwacht dat het nog wel tien jaar duurt voordat organische flowcellen op grote schaal toegepast kunnen worden."
Hybride flowcellen en overige varianten
Op de vorige pagina bespraken we vanadium-, organische en waterstofbromideflowcellen. Op deze pagina gaan we in op de hybride uitvoeringen als zinkbromide en nog enkele andere varianten.
Een zinkbromideflowcelaccu van RedFlow
Zinkbromide (ZnBr)
Koppeling vermogen en capaciteit
Bij zinkbromideflowcelaccu's wordt zink afgezet op de negatieve elektrode tijdens het opladen. Dit betekent dat de capaciteit van de accu, dus de hoeveelheid energie die hij kan opslaan, gedeeltelijk wordt bepaald door de grootte en de oppervlakte van de elektrode waarop het zink wordt afgezet. Hoewel de hoeveelheid opgeslagen elektrolyt ook bijdraagt aan de capaciteit, is er een inherente koppeling tussen het vermogen, dus hoe snel de accu kan worden opgeladen of ontladen, en de capaciteit vanwege de zinkafzetting op de elektrode.
Bij andere flowcelaccu's blijven beide reactieve stoffen volledig in gas- of vloeibare vorm. Dit betekent dat de capaciteit van de accu volledig wordt bepaald door de hoeveelheid opgeslagen elektrolyt, terwijl het vermogen wordt bepaald door de grootte en het ontwerp van de elektroden. Hierdoor is er een duidelijke loskoppeling van vermogen en capaciteit, waardoor het gemakkelijker is om de accu te schalen op basis van specifieke behoeften.
Een zinkbromideflowcelaccu is een hybride variant van de redoxflowcel. Bij traditionele redoxflowcellen blijven beide reactieve stoffen volledig in gas- of vloeibare vorm. Bij de zinkbromidevariant wordt zink echter afgezet op de negatieve elektrode tijdens het opladen, waardoor deze variant een hybride wordt van traditionele flowcelaccu's en accu's met vaste elektroden. Andere hybridevarianten zijn ijzerzout- en zinkijzeraccu's. Voor al deze varianten geldt als nadeel dat er een vaste koppelingsverhouding is tussen vermogen en energie, terwijl dat bij andere flowcellen juist geheel onafhankelijk kan en daardoor beter schaalbaar is.
In tegenstelling tot traditionele flowcelaccu's, waarbij beide elektrolyten een metaalion bevatten dat kan oxideren of reduceren, heeft de zinkbromide-flowcelaccu één vast metaal (zink) en één halogeen (broom). Tijdens het opladen wordt zink afgezet op de negatieve elektrode, terwijl bromide wordt geoxideerd tot broom aan de positieve elektrode. Bij ontlading reageren deze twee componenten om elektriciteit te produceren.
Zink en broom zijn redelijk overvloedig aanwezig. Broom hebben we op de vorige pagina al behandeld. Zink staat op de 24e plaats van meest voorkomende elementen in de aardkorst en wordt voornamelijk gewonnen uit sphaleriet, een mineraal dat ook andere metalen bevat. De prijs van zink is relatief stabiel, mede dankzij de ruime beschikbaarheid en de verspreiding van mijnen over de wereld.
Het grootste voordeel van zinkbromideflowcelaccu's is de relatief hoge energiedichtheid in vergelijking met andere flowcelaccu's, wat te danken is aan de hybride opzet. Het modulaire ontwerp geeft ze een hoge schaalbaarheid en aanpasbaarheid aan specifieke behoeften, zij het dus minder flexibel dan andere flowcellen. Verder biedt ook deze variant een lange levensduur en cycli zonder veel capaciteitsverlies. Bovendien zijn dure membranen niet nodig bij zinkbromideflowcelaccu's. Dit kostenvoordeel kan echter veranderen als andere varianten, zoals HBr, overstappen op membraanloze methoden.
In tegenstelling tot pure flowcelaccu's profiteert het hybride model van zinkbromide dus niet van de volledige loskoppeling van vermogen en capaciteit. Volgens Guido Dalessi van Elestor is dat een serieus nadeel met het oog op de toekomst. "Doordat bij hybride flowcellen een van de chemische bestanddelen als een vaste stof wordt geplateerd tijdens de laadcyclus, wordt de energie beperkt door de oppervlakte van de elektrode. Om deze reden worden hybride flowcellen geleverd met een vaste koppelingsverhouding van vermogen en energie, meestal tussen 1:4 en 1:8. Maar doordat de energietransitie zich steeds verder ontwikkelt, waarbij steeds langere periodes overbrugd moeten worden, zal de vereiste verhouding tussen energie en vermogen aanzienlijk moeten toenemen, tot wel 1:100 of zelfs 1:150. Dus is ontkoppeling van stroom en energie essentieel om economische langetermijnopslag in te zetten. Een hybride flowcel kan die markten economisch niet bedienen doordat er dan een veel te hoog vermogen wordt ingezet, wat tot onnodige extra kosten leidt."
Een ander nadeel is dat het hybride concept een kortere levensduur heeft dan andere flowcellen. Dat komt doordat zink als metaal neerslaat op de negatieve elektrode tijdens het opladen. Dat kan leiden tot de vorming van dendrieten, kleine, boomachtige structuren die de elektrode uiteindelijk kunnen beschadigen, net als bij lithiumionaccu's. Dit kan uiteindelijk leiden tot kortsluiting. Bovendien kan de afzetting van zink op de elektrode ongelijkmatig zijn, wat leidt tot een ongelijkmatige verdeling van het materiaal en daardoor tot een afname van de efficiëntie van de elektrode. Om die reden moeten dit soort flowcellen regelmatig gereset worden. Circa eens per week worden ze volledig ontladen, wat een praktisch nadeel is. Mede vanwege onzekerheid over vanadium is er wel een toenemende interesse in dit hybride concept. Enkele bedrijven die bezig zijn met dit type accu's, zijn RedFlow Limited, Primus Power en EnSync Energy Systems. RedFlow lijkt vooral te willen concurreren met lithiumionaccu's en heeft onder andere een thuisaccu op basis van een zinkbromideflowcel aangekondigd.
Overige varianten
Los van de vier besproken flowcellen zijn er nog varianten die beperkt in gebruik zijn of nog verder ontwikkeld worden. Twee daarvan zijn ijzer-chroom (Fe-Cr) en ijzer-ijzer (Fe-Fe). Deze bieden een iets lagere energiedichtheid dan de andere flowcellen: nog iets lager dan vanadium. Ze bieden wel een lange cyclische stabiliteit en levensduur. Zo zou de Fe-Fe-variant ruim meer dan 20.000 cycli halen. Deze variant is ook minder complex doordat beide elektronen hetzelfde metaal gebruiken.
Andere varianten zijn ijzer-zout en zink-ijzer, die beide net als zinkbromide een hybride uitgangspunt hebben. En dan zijn er nog ceriumredox- en polysulfide-bromideflowcellen. Die laatste variant maakt gebruik van natriumpolysulfide en natriumbromide als elektrolyten, maar bleek minder betrouwbaar en efficiënt te zijn. Tot slot is er nog een variant gebaseerd op liquid metal, wat technisch gezien geen flowcel is, maar waarbij vloeibare metalen wel redoxreacties ondergaan. Dit vereist echter zeer hoge bedrijfstemperaturen.
Tot slot
Redoxflowcelaccu's, kortgezegd flowcellen, lijken een veelbelovende accutechnologie voor de komende decennia, met name voor de energietransitie, waarbij duurzame energie op basis van zon en wind een steeds grotere rol gaat spelen. Terwijl lithiumionaccu's momenteel de markt voor draagbare elektronica en elektrische voertuigen domineren, hebben flowcellen unieke voordelen die ze bijzonder geschikt maken voor grootschalige en langdurige energieopslag en -distributie.
Flowcellen zijn modulair ontworpen, waarbij de energiecapaciteit (MWh) en het vermogen (MW) onafhankelijk kunnen worden geschaald. Dit is bijzonder geschikt voor toepassingen zoals bulkenergieopslag: grote hoeveelheden energie die voor langere periodes moet worden opgeslagen. Flowcellen hebben een veel langere levensduur dan lithiumionaccu's.
Een kijkje in de container met membranen. Beeld: Cellcube
Ze zijn over het algemeen minder vatbaar voor thermische runaways, waardoor brand kan ontstaan, wat ze een veiligere optie maakt voor grootschalige industriële installaties. Bovendien gebruiken ze in veel gevallen minder zeldzame en dure materialen dan lithiumionaccu's, wat ze zowel duurzamer als, op termijn, kosteneffectiever maakt. Door hun modulaire karakter kunnen flowcelaccu's gemakkelijk in decentrale energienetten worden geïntegreerd, zowel op kleine als op grote schaal. Ze kunnen worden ingezet voor grid storage voor hernieuwbare energie, als buffer en noodstroomvoorziening, en voor industriële toepassingen in sectoren waarin hoge energiecapaciteit en langdurige ontlading vereist zijn.
Zonnepaneelintegratie
Er zijn constructies waarbij zonnepanelen met een flowcelaccu geïntegreerd zijn. Daarvoor wordt gebruikgemaakt van een foto-elektrische elektrode om zonne-energie om te zetten in elektrische energie. Deze elektriciteit wordt vervolgens opgeslagen in de elektrolyten van de accu, waarbij een overschot aan elektronen in de kathode-elektrolyt wordt vrijgelaten. De ontlading werkt zoals bij traditionele flowcellen door redoxreacties. De schakeling tussen de foto-elektrische elektrode, de kathode en de anode biedt flexibiliteit in de werking van de accu. De combinatie kan werken als een pure zonnecel, een redoxflowcel of een hybride van beide.
Noodzakelijk voor de energietransitie
Volgens Edwin Otten van de Rijksuniversiteit Groningen zijn ze zelfs noodzakelijk voor de energietransitie en hebben ze op sommige vlakken betere papieren dan de populaire lithiumionaccu's. "Zeker omdat we in Europa momenteel afhankelijk van het buitenland zijn voor grondstoffen als lithium, zouden we lithium vooral moeten gebruiken voor mobiele toepassingen, waarvoor een hoge energiedichtheid en een relatief laag gewicht noodzakelijk zijn. Maar bijvoorbeeld zonneweides kunnen veel beter gebruikmaken van flowcellen in plaats van lithiumionaccu's. Ze zijn uitstekend geschikt voor stationaire opslag, om overtollige energie van wind en zon op te slaan. Lithiumionaccu's kunnen dit ook prima voor een paar uurtjes, maar flowcellen zijn veel economischer voor langere opslag. Denk bijvoorbeeld aan 6, 12 of 24 uur, of een week of langer. Zelfs als thuisaccu's zijn flowcellen geschikt, mits ruimte geen bezwaar is. Ze worden ook al op kleine schaal ingezet."
Naarmate onze stroomvoorziening meer gebaseerd wordt op duurzame, maar ook fluctuerende energiebronnen op basis van zon en wind, wordt energieopslag steeds belangrijker. Immers, 's nachts schijnt de zon niet en in de zomer waait het minder dan in de winter. Naarmate fossiele bronnen steeds meer worden uitgefaseerd, wordt de opslagtermijn steeds langer. Ook perioden van 'donkerluwte', waarbij de zon niet schijnt en de wind niet waait, moeten immers overbrugd worden. Hoeveel dagen opslag is dan noodzakelijk? Elestor heeft daar pas onderzoek naar gedaan. Guido Dalessi: "Op basis van een uitgebreide data-analyse van een jaar aan wind- en zonne-energieproductie bleek dat de maximale duur van periodes zonder zonne- en windenergieproductie zo'n 130 uur bedraagt. Dat zijn 5,5 dagen. Zon en wind vertonen een complementaire relatie; als de zon niet schijnt, is er vaak wel wind en omgekeerd. Flowcelsystemen kunnen zo'n periode moeiteloos overbruggen en zijn zelfs in staat om energie voor langere perioden op te slaan als dat noodzakelijk is. Daarnaast kunnen ze worden ingezet om de netstabiliteit te waarborgen, waardoor gascentrales in de toekomst niet meer nodig zullen zijn."
Zouden flowcellen dan ook geschikt zijn voor seizoensopslag? Volgens professor Otten ligt dat minder voor de hand: "Voor dagen of hooguit een paar weken wel, maar voor langdurige opslag ben ik als chemicus dan eerder geneigd om te kiezen voor chemische opslag, zoals ammoniak of waterstof. Dat is handiger om zeer grote hoeveelheden energie op te slaan, zeker als er in de verdere toekomst sprake is van structurele overschotten." Volgens Dalessi van Elestor is seizoensopslag op systeemniveau niet nodig, aangezien de langst te overbruggen periode minder dan een week is.
Varianten
De RedFlow zcell-thuisaccu op basis van een flowcel
De vanadiumflowcel is momenteel het bekendste en populairste type. Dit was de eerste in zijn soort en heeft zich ook al in de praktijk bewezen. Er zijn wereldwijd al minstens 32 bedrijven die dit type accu bouwen. Een praktisch voordeel is dat vanadium voor beide elektroden gebruikt wordt. Dat maakt het concept eenvoudiger te implementeren dan varianten met verschillende samenstellingen, al gaat het om verschillende oxidatietoestanden van vanadium voor de anolyt- en katholytoplossingen.
Guido Dalessi van Elestor denkt echter dat de populariteit van vanadiumflowcellen over zijn piek heen is. "Hoewel de vanadiumflowcel bekendstaat om zijn lange levensduur en wordt beschouwd als een bewezen en gevestigde technologie, is dit type flowcel aan het uitsterven. Dit komt voornamelijk door de veel te hoge kosten voor vanadium, die leiden tot hoge en minder stabiele accuprijzen en daarmee tot een hoge levelized cost of storage. Bovendien zijn de vanadiumreserves beperkt en maken de hoge kosten het niet mogelijk om de enorme capaciteit in te zetten op de schaal die nodig is voor een koolstofvrije elektriciteitsvoorziening."
Edwin Otten van de Rijksuniversiteit Groningen denkt ook dat de rol van dit type flowcellen voor de toekomst onzeker is. "De Europese Unie heeft gesteld dat we minder afhankelijk van het buitenland moeten worden voor kritische grondstoffen. Vanadium komt voor het overgrote deel uit Rusland en China, en de handel met die landen staat sterk onder druk. Vanadiumflowcellen zijn een bewezen technologie, maar de prijs is onstabiel en zeker voor de toekomst is dat een risico. Bovendien is de prijs sterk gekoppeld aan staalproductie, waar meer dan 90 procent van alle vanadium voor gebruikt wordt. Als de staalprijs stijgt, stijgt ook de prijs van vanadium. Het is nu al merkbaar dat investeerders huiverig zijn om grootschalig te investeren in deze variant, zeker als er meer alternatieven komen. We zien daarom steeds meer leaseconstructies in plaats van koop, wat een deel van de onzekerheid weg moet nemen."
Hybride flowcellen zijn onlangs op de markt gekomen en hebben ten opzichte van lithiumionaccu's het voordeel dat de chemie veel goedkoper is en de levensduur langer, zij het niet zolang als die van andere flowcellen. Die voordelen hebben geleid tot veel interesse in deze hybride benadering, zeker als alternatief voor vanadium. Momenteel kunnen ze zeker in een behoefte voorzien, maar op de lange termijn lijkt het aantal toepassingen beperkt vanwege de intrinsieke koppeling van vermogen en energie. Bovendien is deze hybride variant geen 'echte' vloeistofgebaseerde flowcel, omdat zink als metaal neerslaat op de negatieve elektrode tijdens het opladen, wat eerder kan leiden tot degradatie dan bij andere varianten.
Waterstof-broomflowcellen hebben vooral wat de gebruikte materialen betreft een strategisch voordeel. Waterstof is overal ter wereld voorhanden en broom lijkt overvloedig aanwezig, met wereldwijde reserves van 100 biljoen ton. Het gebruik van broom vereist wel specifieke veiligheidsmaatregelen, die niet op iedere locatie eenvoudig te implementeren zijn. Het is een relatief nieuwe techniek en het is ook complexer dan vanadium- of hybride varianten en dus zijn de ontwikkelkosten hoger. Elestor heeft echter het volste vertrouwen in deze techniek. Ceo Guido Delessi: "Het research-and-development-niveau is hoger en vereist in het begin meer investeringen om dit type accu te ontwikkelen, maar het levert ook verreweg de laagst haalbare opslagkosten (lcos) en dit cijfer bepaalt in hoge mate de acceptatie door de markt van een opslagtechnologie."
Organische flowcellen zijn een relatief nieuwe ontwikkeling en hebben unieke eigenschappen. In plaats van metalen als vanadium, zink en ijzer of grondstoffen als broom, gebruiken ze organische moleculen om de elektrolyten te vormen. Dat betekent een lagere belasting van het milieu, minder afhankelijkheid van grondstoffen en op termijn potentieel ook lagere kosten, ook omdat er minder veiligheidsmaatregelen nodig zijn. Deze variant bevindt zich echter nog in een vroeg stadium en er zijn uitdagingen wat de stabiliteit van de organische moleculen betreft, waardoor de levensduur op dit moment nog niet op hetzelfde hoge niveau is. Een ander punt is dat het vermogen en de energiedichtheid lager zijn dan bij de andere varianten, al hoeft dat geen onoverkomelijk probleem te zijn.
Het is dus nog afwachten welke varianten de komende decennia bepalend worden. Tegelijk is dat juist ook het goede nieuws; er zijn veel verschillende variaties wat ingrediënten betreft, met ieder unieke eigenschappen, en voor- en nadelen. Dat betekent minder geopolitieke afhankelijkheid van specifieke materialen en voldoende mogelijkheden om zoveel mogelijk duurzame bronnen te gebruiken.
Ik zie kansen voor de geluidswal, ruimte genoeg voor een beetje opslag. En door het weg te stoppen in de geluidswal, zie je alleen maar een (lelijke?) geluidswal.
Dat is een zeer goede plek maar ik zou er dan wel gelijk zonnepanelen aanvast maken.
De meest concepten die ik nu heb gezien voor flow batterijen zijn alleen ook meer rond.
Maar langgerekte bakken zouden denk ik ook wel prima kunnen werken.
Zonnepanelen, geluidswal en opslag ineen lijkt mij een hele goede combinatie. Want je gebruikt dan het materiaal voor meerdere toepassingen.
Dit lijkt me interessant voor thuisgebruik. Ik heb een kruipruimte, daar zou je veel hiervan kwijt kunnen. Moet je alleen wel veel eigen opwek en verbruik hebben, anders heeft het weinig zin. Maar met een EV en warmtepomp zie ik hier wel enig nut in.
Desondanks ben ik van mening dat dit veel beter op netwerkniveau gedaan kan worden. Ik kan bijv. geen windenergie opwekken. Hierdoor moet je veel langer overbruggen om 'neutraal' te zijn, denk maar aan de winter met veel dagen weinig tot geen zon. Dat wekt sowieso te weinig op voor je WP en EV. Dat zou enorme opslagcapaciteit en vermogens vereisen om op te kunnen vangen, waar dit type batterij dan weer minder geschikt voor is zoals het artikel ook aangeeft, vooral die langere perioden overbruggen.
[Reactie gewijzigd door The__Virus op 22 juli 2024 21:01]
Ook als je weinig gebruikt en opwekt is er een businesscase. Je kunt met je kruipruimte ook op de goedkope momenten stroom in je opslag stoppen en op duurdere momenten terugleveren.
Dan ben je meer een leverancier van opslag ipv een producent van stroom.
Je kan ook in je kruipruimte een soort van zak stoppen die gevuld word met lucht door een pomp. En als je stroom nodig heb dan loopt de zak leeg (dit gaat door middel van druk verschil met temperatuur)
en levert stroom op.
Het vullen kost rond de 1 kWh en het terugleveren levert 4kwh op. Dus een winst van 3 kWh. Dit kan je dus in praktisch iedere woning toepassen of oude mijnschachten als je een grote energiebedrijf bent.
Echter is dit nog allemaal in ontwikkel fase.
Voordeel het kost minder grondstoffen. Kan het hele jaar door gebruikt
Wat ik hiermee wil zeggen, er zijn nog zoveel opties ook buiten accu’s om. Dat je eigenlijk nog niet weet wat je het beste kunt doen.
@multikoe
Ik ken het verhaal. Het is geen broodje aap verhaal, maar een onvolledig verhaal.
Men pompt lucht in de zak op het moment van een energie overschot. Over het algemeen is dat warme lucht. Die lucht bevat dus energie, maar die wordt in het verhaal niet meegenomen. Als je de lucht die laat ontsnappen ook nog door een warmtepomp laat gaan kan je zeker een veelvoud van de energie uit het systeem halen dan wat je hebt gebruikt om de energie op te slaan.
Om het verhaal compleet te maken zal je eigenlijk ook de warmte energie mee moeten rekenen die je in de zak stopt en je moet erbij vermelden dat een deel van de "opgewekte energie" geen elektriciteit is, maar warmte die via de (al aanwezige) warmtepomp nog eens opgekrikt kan worden. Die warmtepomp heeft een efficiëntie van ca 400%.
De efficiëntie van een warmtepomp is een schijnbare efficiëntie omdat we ook daar maar naar een deel van het geheel kijken. Eigenlijk gebruik je energie om energie (warmte) uit lucht te halen. Daarbij wordt alleen de energie gerekend die de warmtepomp nodig heeft om zijn werk te kunnen doen. De energie die via de lucht wordt toegevoerd wordt weggelaten.
Kijk, hier hebben we wat aan. Dank!
Als ik het goed begrijp is die warmtepomp voor het verhaal niet van belang omdat het gaat om omgevingslucht die je ook gewoon kunt gebruiken zonder hem eerst onder de grond te stoppen.
Het wordt een ander verhaal als je de lucht zo diep onder de grond opslaat dat deze aardwarmte opneemt en dus warmer uit de grond komt dan dat je het er in hebt gestopt. En dan is het weer een geothermische installatie die bij huizen al veel vaker wordt toegepast (maar dan met water).
Het innovatieve zit hem in het opslaan van energie door lucht te comprimeren en het terug te winnen door het te laten expanderen. Alle rand-systemen zijn mooi, maar geen onderdeel van het innovatieve idee.
Om te beginnen is de energiedichtheid niet zo groot. Op de wiki pagina over CAES staan wat berekeningen. Opslag van lucht op 70 bar in een 1 m3 vat is ongeveer 6,3 kWh. NB dit is alleen het drukvat, niet de pomp, leidingen etc.
Bij het verhogen van de druk (energieopslag) stijgt de temperatuur en bij het verlagen van de druk (gebruik van de energie) daalt deze. Om de efficiëntie acceptabel te houden moet die warmte van de compressie fase worden opgeslagen om tijdens de decompressie fase weer te gebruiken. Er moet dan dus ook een flink thermisch systeem zijn. NB dit is de reden waarom het voorstel is om dit icm een warmtepomp te doen.
Het op 70 bar brengen van lucht vergt best wat compressiekracht. Als we ervan uitgaan dat er 6,3 kWh in een m3 vat gaan moet er dus minstens die hoeveelheid werk worden geleverd. Om het in een uur te kunnen doen is dus minstens 6,3 kW vermogen nodig. In 2 uur is dat 3,2 kW. Misschien net binnen het bereik van een 16A groep. Dat is wel haalbaar, maar zulke compressoren maken een hoop lawaai, wat je dan dus in huis hebt. Dan is er nog een generator nodig om de elektriciteit weer op te wekken.
Als je al die elementen neemt: drukvat, pomp, thermisch systeem, generator, heb je dus een behoorlijk omvangrijk en lawaaiig geheel. Voor een paar kWh opslag. En hoeveel mensen hebben plaats voor een soort machinekamer in hun huis? Oh en die moet idealiter ook nog geïntegreerd worden met een warmtepomp systeem.
Leuk idee om het in de kruipruimte te doen, maar die zijn ook niet overal. De installateurs moeten ermee overweg kunnen en die hebben een standaard product nodig. Anders wordt het overal maatwerk en dat is veel te duur om ooit groot te worden.
Een batterij zoals een Powerwall slaat die hoeveelheid energie op in een veel kleiner volume, is stil en bovendien makkelijk slim aan te sturen. Ze kunnen gaan de lopende band worden gemaakt in een fabriek en met simpele instructies door een elektricien worden opgehangen.
Alle CAES projecten tot nu toe zijn op utility scale, oftewel industrieel. Op zo'n site spelen deze nadelen niet/minder en kunnen schaalvoordelen worden behaald.
EDIT:
@redslow stelt dit voor thuistoepassingen voor. Maar in alle links die hij deelt gaat het dus om projecten op industriële schaal.
[Reactie gewijzigd door bilgy_no1 op 22 juli 2024 21:01]
Helemaal duidelijk. Jouw eerste reactie leek er op te wijzen dat het "opschalen" problematisch is, maar feitelijk is het "neerschalen" (klopt dat wel?) een probleem.
Waarom haal je er een warmtepomp bij? Het gaat om energieopslag door luchtcompressie toch? Vanuit de bronnen van Redslow blijkt een rendement van circa 60%.
Die warmtepomp is nodig om schijnbaar meer energie uit de gecomprimeerde lucht te halen, dan dat je gebruikt hebt om de lucht te comprimeren, zoals @redslow beweerd. Als je de warmtepomp weglaat en je kijkt puur naar de terugwinning van elektrische energie, dan zal je op een rendement van maximaal 70% uitkomen.
Dus door 1000W te stoppen in het comprimeren van lucht krijg je er 4000W uit door het te decomprimeren?
LOL, dat een airco of warmtepomp dat nou kan doen door techniek door warmte te verplaatsen, maar slechts en alleen comprimeren en decomprimeren kan geen energie opleveren! Of je moet kunnen toveren ;-)
Cool, hang er een accu aan en een systeem dat cyclisch dat ding op pompt (verbruikt 1 kWh) en weer leeg laat lopen (levert 4 kWh op waarvan je er 1 terug in die accu stopt om zo de zak weer op te pompen) en je hebt niet alleen een perpetuum mobile maar je krijgt zelfs energie uit niks. Nobelprijs gegarandeerd!
/s
Ah dat was voor je edit inderdaad niet duidelijk
Vond het al vreemd toen ik later verder naar beneden een reactie van je zag waar wel uit bleek dat je snapt dat energie uit niks niet kan.
Ik denk dat je eerder een pijnpunt blood legt. Ja opstellingen hebben diverse rendementen maar uiteindelijk is het erg situatie afhankelijk en kunnen de baten heel anders uitvallen. Ik kom uit de vastgoed sector en we hebben ooit eens een wijk ontwikkeld waarbij de consument kon kiezen of men een warmtepomp, panelen, dikkere isolatie/beglazing wilde. Ook hadden we de ROI laten berekenen, ie wat zijn de meerkosten en wat is het rendement. Zeker in nieuwe uitvoer is dit een stuk gunstiger in uitvoer dan op later termijn.
De realiteit was toendertijd (dit is 10 jaar geleden) dat steviger isoleren/betere beglazing de beste impact had voor die locatie en dat type woning. Echter... niemand koos ervoor. Letterlijk niemand keek naar de lange termijn wat men kon besparen en dit waren niet eens instap woningen.
Nu zijn de tijden wel verandert en is energie een stuk duurder, maar het is ergens ook goed dat deze keuze geen keuze meer is en geleid wordt door normen in de bouw.
Zoals anderen reeds aanhalen kan je nooit meer energie eruit halen dan wat je er in steekt. Lucht is geen brandstof, er zit niets in dat we kunnen gebruiken om om te zetten in energie, de enige energie die we eruit kunnen halen is de energie die we er in steken en zulke processen zijn nooit zonder verlies.
1 van de artikelen die je linkt spreekt bijvoorbeeld van een efficientie van 60%.
Het principe van wat in de artikelen omschreven wordt is ook niet nieuw uiteindelijk, we doen dat al heel wat decennia, maar dan met water. Water omhoogpompen naar een hoger gelegen stuwmeer wanneer er veel energie overschot is, water naar beneden laten lopen, door de turbines wanneer we elektriciteit nodig hebben omdat er tekorten zijn.
Hier doet men het met lucht, maar alle 4 de artikelen die jij linkt doen het op industriele schaal. Zij spreken van immense, ondergrondse reservoirs. En dat lijkt me ook niet vreemd. En niet elke schacht onder de grond is zomaar even geschikt zoals jij doet uitschijnen. Het moeten locaties zijn die de druk kunnen weerstaan maar ook kunnen vasthouden, dat doe je niet zonder meer in elke locatie. En dan is de vraag: willen we dat wel? Kijk naar wat er in Groningen gebeurd.
Ik kan me de weerstand van de omgeving voorstellen. De gasopslag in de regio zorgt nu al voor problemen met een op en neer gaande bodem. Gelukkig uit dat zich niet in aardbevingen.
Opslag in de vorm van luchtdruk werkt het best als met zo'n hoog mogelijke druk wordt gewerkt. Core Energy gokt op een druk van 90 tot 190 bar (voor dit doel niet eens een heel hoge druk). Of de zoutkoepels die druk langdurig en continu wisselend kunnen weerstaan is niet bekend. De impact op de (directe) omgeving is evenmin goed bekend.
Ik woon in een totaal ander deel van het land, maar ik kan me voorstellen dat men toch eerst beter onderzoek en meer kleinschalige testen wil voordat men een grootschalige energie opslag gaat bouwen.
Zoals @Crystal007 al zegt: je kunt nooit ergens meer energie uit halen dan je er in stopt. Je haalt ook temperatuur aan, ik vermoed dat die ergens een rol speelt. Maar misschien is het handig als je uitlegt hoe het systeem precies werkt.
De temperatuur wordt aangehaald omdat als je dit op grote schaal doet je een nieuw probleem krijgt volgens 1 van de artikelen. Als je lucht onder zeer hoge druk laat ontsnappen richting atmosferische druk gaat dat er voor zorgen dat die lucht enorm hard wordt afgekoeld, dit kan de windturbines doen bevriezen. Men wil dus tijdens de compressiefase warmte uit de lucht onttrekken, deze opslaan en gebruiken bij de decompressie om de lucht opnieuw op te warmen om vriestemperaturen te voorkomen.
Dat je meer terug krijg lijk mij erg sterk. De link van deingenieur geeft zelf aan dat het maar een efficiëntie van 60 procent halen, waar anderen 40% halen. Denk dat dat wel meer waar is dat ze best wat verlies hebben.
Als je in je oorspronkelijke post geen linkjes post met onderbouwing en dan ook nog beweert dat je meer energie eruit kunt halen dan dat je er in stopt, dan kun je verwachten dat er wat mensen reageren....
De linkjes die je nu achteraf bij je post zet, wijzen op een rendement van 60%. Een verlies dus van 40%.
Dus nee, we geloven niet in gratis energie.
En ja, het zijn machtig interessante ontwikkelingen.
je kan ook in je kruipruimte een soort van zak stoppen die gevuld word met lucht door een pomp.
Een zak? Je bedoelt hogedrukvaten? Ja, je kan een stalen vat kopen en er lucht er op zetten om die perslucht in de winter los te laten op een turbine die je elektriciteit levert. Alles kan maar je kan dat niet professioneel kopen zoals zonnepanelen + batterijen. Btw, je verliest 50-60% door warmte en koudeverliezen tijdens comprimeren/decomprimeren + mechanische verliezen
Uw vat zal snel vol zijn en snel weer leeg. Uw kelder is veel te klein om energie op de lange termijn op te slaan.
Ik ken de exacte berekening niet maar in een 100 liter druktank op 10 bar zit volgens mij maar 0,5kwh aan energie in = 10min pompen aan 3KW. Je hebt tussen de 2000kwh en 4.000kwh nodig = 4000 to 8000 van die vaten in uw kelder om uw huishouden van energie te voorzien. Verdubbel het aantal als je de warmte of koude moet laten vliegen = 8000-16000 vaten en verdubbel nog eens als je naast elektriciteit uw huis ook wil verwarmen.
Het vullen kost rond de 1 kWh en het terugleveren levert 4kwh op. Dus een winst van 3 kWh. Dit kan je dus in praktisch iedere woning toepassen of oude mijnschachten als je een grote energiebedrijf bent.
Dat kan enkel als je het warmteverlies tijdens compressie benut als warmte via een warmtepomp. Heel lastig in de zomer wil bijpompen en je al met een warmteoverschot zit. Dan valt dat voordeel volledig weg want je gaat de warmte moeten laten vliegen. Enkel als je in de winter bijpompen kan je die energie benutten via uw warmtepomp maar tijdens energieproductie is uw verliesenergie koude ;-) Die ga je ook niet uw huis willen.
De links die je stuurt zijn enkel mogelijk op extreem grote schaal. Bijvoorbeeld lucht in oude gasvelden persen. Al betwijfel ik de echte meerwaarde.
Hoe dan ook, uw vertaling van het nieuws dat je hetzelfde kan doen luchtzakken onder uw huis totaal uit de lucht gegrepen.
[Reactie gewijzigd door Coolstart op 22 juli 2024 21:01]
Bij het comprimeren van lucht komt heel veel warmte vrij. Die moet je afvoeren anders raakt je compressor oververhit.
En er is voor het comprimeren heel veel energie nodig.
Bij het weer laten ontsnappen van die gecomprimeerde lucht is juist heel veel warmte nodig. De uitstromende lucht is namelijk ijskoud.
Een warmtepomp heeft inderdaad een +/- rendement van 1:4. Maar ik zie de link niet met het comprimeren van lucht als energiedrager? En als er bij dit hele verhaal een warmtepomp hoort, wat is dan de functie daarvan?
Zou U zo vriendelijk willen zijn volgende keer wat popcorn te leveren bij zo'n post het is zeer vermakelijk dat wel maar zonder popcorn mist er toch iets.
Ik ben idd ook erg benieuwd naar de business case voor thuisgebruik. Hierbij is natuurlijk wel van belang wat de opslagcapaciteit per volume is, maar als ik even google dan kan een typische container (6m x 2,4m x 2m) al richting de 2.2 MWh opslaan. Dat is in feite de grootte van een gemiddelde garage. Als ik dan even een servetberekening maak:
- Stel je hebt een gemiddeld huishouden met warmtepomp, dan zit je volgens mij zo rond de 8000 KWh verbruik per jaar = 8 MWh.
- Als we er even vanuitgaan dat je voldoende zonnepanelen hebt om alles bij elkaar die 8 MWh op te wekken in de 6 maanden dat er zon schijnt, dan moet je dus een opslag van pakweg 4 MWh hebben om de winter te overbruggen en volledig net-onafhankelijk te opereren. Dat zou twee van dit soort containers zijn.
Nou kan ik me voorstellen dat niet iedere woning de ruimte heeft om een batterij ter groote van twee containers te herbergen, maar in theorie zou dit voor nieuwe woningen in de vorm ondergrondse opslag/kelders of een aanbouw nog wel te realiseren zijn. Voor nieuwe flats of appartementencomplexen is het wellicht ook interessant om ter hoogte van of deels onder de parkeergarage een flinke flowcel opslag te creëren.
Je blijft uiteraard wel met de uitdaging zitten van veiligheid en onderhoud. Hierbij is toegankelijkheid ook een ding, dus een kruipruimte, hoewel ruimte-technisch wellicht mogelijk, lijkt me dan minder geschikt.
Het verbruik van een WP kan je wel halveren tenzij je woning erg slecht geïsoleerd is. Maar je hoeft ook niet te voorzien in 100% van het verbruik. Zonnepanelen doen in de winter ook nog wel iets. T/m oktober draait mijn woning energieneutraal terwijl de verwarming al wel draait. Vaak ben ik in maart ook alweer neutraal per saldo. Dan hoef je alleen november t/m februari (nog steeds deels) op te slaan. En als het een keer een dag hard waait kan je natuurlijk ook nog goedkoop energie van het net in je batterij opslaan.
Klopt, in mijn berekening ging ik er even heel naïef vanuit dat je alle stroom die je in de winter zou verbruiken volledig in de zomer zelf moest opslaan in de batterij. In de praktijk kun je qua net-balans al een heel eind komen met een veel kleinere accu en dan bijvoorbeeld o.b.v. dynamische tarieven steeds bijladen als de stroomprijs goedkoop (en het aanbod duurzame energie dus groot, bijv door zon en wind, wat ook in de winter kan gebeuren).
Al met al heb ik de propositie van flowcel batterijen altijd heel interessant gevonden voor grootschalige opslag tov lithium-batterijen vanwege met name de schaalbaarheid, milieuvriendelijkheid en de lange levensduur tov 'gewone' batterijen. Ondanks dat ze wel iets minder efficient zijn, zijn ze in dit opzicht wel weer veel interessanter dan waterstofopslag.
Persoonlijk denk ik dat de norm natrium batterijen gebaseerde wordt. Ruimte is niet voor elke woning beschikbaar. Langdurige opslag is wellicht minder noodzakelijk dan we denken. Kortdurige opslag met hoog leverbaar vermogen denk ik wel zodat we aan peak-shaving kunnen doen. Waterkoker / koken / vaatwasser, alle kortdurende hoge vermogen acties op batterijvermogen laten draaien. En een deel van de zonnestroom op een zomerdag op het middaguur weer opslaan zodat ook de teruglevering een lagere max heeft.
Mwah, wij hebben een A2010 woning (225m2) hier in DK, maar onze warmtepomp (water-water) gebruikt die 8MWh makkelijk. verwarming draait ongeveer tussen Mrt/Apr en Sep/Okt. Alles is verder elektrisch, dus ook koken wat nog wat extra kost vergeleken meteen NL huis op gas. Ik heb wel eens gerekend, maar zonnecellen an sich kan niet uit omdat je er opslag bij nodig hebt en dan lopen de kosten weer uit de hand. Een 12kW installatie met RFB opslag voor week zou bij de juiste kostprijs wel interessant zijn. Overdag in de winter nog wat zon pakken en extra bijladen als het hard waait en de stroom hier zowat gratis is.
Water/water zou in theorie toch veel zuiniger moeten zijn? DK zal wel iets kouder zijn maar dat is bizar veel. Hier een lucht/water en die draait ongeveer 4mw per jaar. Oppervlak van 150m2. Of is je isolatie zo slecht?
Nou kan ik me voorstellen dat niet iedere woning de ruimte heeft om een batterij ter grootte van twee containers te herbergen, maar in theorie zou dit voor nieuwe woningen in de vorm ondergrondse opslag/kelders of een aanbouw nog wel te realiseren zijn.
Ondergronds in de stedelijke omgeving moet je wel rekening houden met de impact op grondwater en de dikte van de deklaag. Zo zijn er beperkende regels voor het aanleggen van kelders in een flink deel van Amsterdam, waar in een deel van het gebied alle kelders verboden zijn.
En bij bovengrondse opslag zul je bij zo'n groot oppervlak vermoedelijk extreem veel tegenstand krijgen, sowieso bij kleinere percelen, waar het nogal kansloos lijkt om te verwachten dat mensen voor hun raam een container neer plempen, maar vast ook bij grotere percelen.
Klopt, ik zie ook wel dat slechts een klein percentage woningen geschikt gemaakt kan worden om twee containers aan energie-opslag te huisvesten. Het kan interessant zijn voor de gevallen die ik noemde (grotere gebouwen, appartementen-complexen, landelijke woningen met voldoende ruimte en/of villa's), maar ook gezien de investering, onderhoud en veiligheid zal het beter zijn om dit meer te centraliseren rond industrie- en bedrijventerreinen. Je weet echter nooit of ze dmv onderzoek nog met vloeistoffen gaan komen die de energiedichtheid vertienvoudigen, in welke geval het steeds interessanter wordt om ze ook als thuisaccu in te gaan zetten (beetje formaat powerwall)...
Idealiter wil je de energieopslag zowel lokaal als per wijk doen. Lokaal kun je met een kleine batterij werken om de korte pieken en tergleveringen aan te pakken. Dat je even je waterkoker aanzet (2.5 kW voor een minuut) dan zijn pieken welke je prachtig lokaal kan opvangen. Combineer dat met wat slimmere grootverbruikers (EV, WPboiler) en je verbruikspatroon wordt op huisniveau al een stuk minder grillig. Ofwel, het wordt meer continu, en dus meer voorspelbaar; je stroomverbruik zal per kwartier wat schommelen, maar niet hard meer per seconde.
Op wijkniveau zouden dit soort flowcells dan ideaal zijn voor de dag/nacht cyclus, en de werkweek/weekend cyclus. Ook weer met het doel het verbruik van de wijk meer af te vlakken en meer continu te kunnen maken. Dan zal het verbruik per uur/dag wat schommelen, maar is het redelijk continu per24 uur.
Waar je thuisaccu dan echt is voor het 'nu', om de pieken/dalen van enkele minuten glad te strijken zijn de wijkFlowcellen dan ideaal voor het gladstrijken van de dag/nacht.
Combineer dat met een grote Flowcell bij de grote opwekkers (windmolenparken, solarfarms) zodat zij ook continu kunnen leveren ipv te pieken bij zon/wind en er is een continue behoefte én opwek van energie.
In de wijk is zo'n Flowcell ideaal gezien de kosten en (op)schaalbaarheid. Ruimte is op wijkniveau over het algemeen geen probleem, immers kun je ze ook ingraven. En de grote opwekkers (zon, wind) die staan al op plaatsen waar ruimte ruim aanwezig is.
Dus energieopslag zou niet enkel op wijkniveau moeten, maar op kleine schaal bij de eindgebruiker, op grote schaal in de wijk én op grote schaal bij de zon en wind energiecentrales zodat vraag en aanbod continu en voorspelbaar zijn.
Zo'n opzet werkt ook goed bij kernenergie, aangezien die centrales weinig flexibel zijn. Stroomopslag zal in principe vooral de gascentrales overbodig maken, die wel goed schalen, maar ons erg afhankelijk maken van problematische landen.
Bij een kerncentrale is het denk ik handiger om electrolysers te plaatsen dan batterijen. Want ook een flow batterij heeft maar x uur of x dagen opslag.
Kerncentrales wil je eigenlijk gewoon constant op bijna maximaal vermogen laten draaien. Omdat de kosten vooral in de bouw en het slopen zitten. Dit constante draaien is veel beter te doen met electrolysers dan met batterijen.
Die gascentrales zouden we mogelijk juist gewoon kunnen houden. Met eventueel een verbouwing naar waterstof.
Met ondergrondse waterstofopslag die in het nieuwe waterstofnet komt vanaf ongeveer 2026 zou je de gascentrales dan in de toekomst kunnen gebruiken voor de langere periodes met weinig zon en wind.
Een andere scenario is het maken van synthetische methaan via groene waterstof. Dan hoef je de gas centrales minder aan te passen. Je hebt dan wel meer efficiëntie verliezen om het gas te maken.
Combinaties van bovenstaande zouden ook een optie kunnen zijn. We hebben nog wel veel meer accu opslag en zon en wind nodig om te zorgen dat we de gascentrales niet zoveel nodig hebben.
Flowbatterijen verliezen hun opslag niet; ze hebben geen zelfontlading. De grootste nadelen zijn de lage densiteit en de trage opstart. Ons instituut heeft al enkele jaren een vandadium redox flow battery van 120 kWh en 12 kWp (was 1 van de eerste in Europa), en die is de grootte van een halve shipping-container; ter vergelijking: onze nieuwste lithium opslag (vorige week in gebruik genomen) is 200 KWh en is een heel stuk kleiner.
Flow batterijen hebben inderdaad geen zelfontlading. Bij dat stukje tekst bedoelde ik ook een normale accu. Maar dit staat er niet duidelijk ik.
Wanneer je uitgaat van een vandadium redox flow van 120 kWh. dan moet er ook nog wel een hoop opgeschaald worden voor productie op wereld schaal voor grid toepassingen.
Bij ons enkele seconden, het hangt vooral af van de pompen en die hun snelheid hangt wellicht af van de kWp. Maar zelfs een kleine vrfb als de onze is te traag om onmiddellijk aan een vraag te kunnen voldoen. Dat is natuurlijk wel te omzeilen door er bijkomend een andere opslag die snel reageert erbij te plaatsen.
(ik had je paragraaf anders geïnterpreteerd, vandaar mijn commentaar over de zelfontlading, maar op zich is elke opslag beperkt voor x uren of dagen). Met onze huidige opstelling zouden we theoretisch in staat moeten zijn om een ganse zomer te overbruggen zonder stoom te moeten kopen (we hebben >150 kWp aan zonnepanelen), tenzij we bepaalde experimenten draaien. In de winter zal het ervan afhangen, wellicht dat het nu wel kan lonen om sneeuw te ruimen van de panelen (ik zit niet in NL of BE, hier hebben we echte winters :-)).
Enkele seconden dat valt wel mee voor grid opslag. Dan is het effectief denk ik nog sneller dan een gascentrale. Wel trager dan een lithiumaccu.
Inderdaad iedere opslag is beperkt. Maar bij een lithiumaccu ben je praktisch gezien beperkt op x uren voor gridopslag.
Bij flow batterijen zou je wel aan x dagen kunnen denken.
Een ondergrondse waterstof opslag dat zou wel x weken of misschien zelfs x maanden kunnen zijn. Met een waterstof gasnet kun je op ene plek waterstof produceren en op de andere plek de waterstof gebruiken.
Gezien de efficiëntie en voorlopig ook de kosten moet je de waterstof wel vooral gebruiken waar elektrisch niet kan.
Met een echte winter heb je inderdaad een heel stuk minder aan je panelen. Je kunt de hoek wel speciaal voor de winter aanpassen om er nog iets meer mee te doen. Maar het blijft ook dan beperkt. Geen idee of dit zin heeft voor jullie.
We hebben 2 opstellingen van zonnepanelen met twee soorten trackers (1 op 1 as, 1 op 2 assen), maar vooral die op 2 assen is te complex om met een groot aantal panelen te gebruiken; die op 1 as biedt niet veel voordeel (als energie-onderzoeksinstituut hebben we wat hardware aanwezig :-)). De meerderheid van de panelen ligt op het dak van de parking.
Als je aan dagen denkt voor grid opslag met een flow batterij wordt de lage densiteit een probleem: je hebt *veel* ruimte nodig. En er gebeurt veel op het vlak van waterstof, men haalt reeds >90% efficiëntie in labo-opstellingen voor electorlyse.
[Reactie gewijzigd door V_J op 22 juli 2024 21:01]
Veel ruimte kan inderdaad wel een probleem zijn.
Ik weet zelf ook niet zo goed hoeveel je uiteindelijk nodig zal hebben voor opslag. En wat de beste opslag technologieën blijken te zijn over x jaar.
De electrolyser die lijkt inderdaad wel goed te gaan. Die labtest van Hysata haalt al meer dan 95% Higher Heating Value bij 80 graden.
Battolyser is ook iets van 80-92% HHV. En kun je ook nog gebruiken als batterij.
Maar je hebt met de brandstofcellen ook wel weer behoorlijke verliezen bij waterstof als je terug gaat naar elektriciteit.
Bij de compressie ook nog weer wat verliezen afhankelijk van hoeveel compressie je wil gebruiken.
Voor de decompressie heb je ook nog weer warmte nodig. Dit kunnen ook weer verliezen zijn. Met bijvoorbeeld restwarmte van de electrolyser of zoiets kan dit wel beperkt worden.
Ik ben er wel van overtuigd dat dat we voor grid opslag alles op kunnen lossen.
Maar ik weet nog niet wat de beste keuzes zijn.
Veel plezier nog bij het onderzoeks instituut. Hopelijk is het niet te koud van de winter.
Elektrolyse is wel weinig efficient. Het grote voordeel van waterstof, namelijk de portabiliteit, benut je ook niet als je het verstookt in een elektriciteitscentrale. Dus dan zou ik eerder de totale elektriciteitsproductie een stuk hoger maken dan het elektriciteitsverbruik, en dan het overschot omzetten naar waterstof (of mierenzuur) en gebruiken als brandstof voor voertuigen (met name schepen en vliegtuigen).
Het afvlakken van de vraag op relatief korte termijn met accu's is vermoedelijk dan nog steeds nodig om de elektrolyse goed te laten werken, en sowieso om het elektriciteitsnet zelf stabiel te houden.
[Reactie gewijzigd door Ludewig op 22 juli 2024 21:01]
Je hebt inderdaad een elektrische (potentiële) productie van zon en wind nodig die ruim hoger is dan je jaarverbruik.
Je gaat dan waterstof maken op de momenten dat er meer meer aanbod is dan normale vraag.
Dan gebruik je batterijen voor de kortere momenten dat er niet voldoende zon en wind is.
En waterstof of misschien toch deels synthetisch aardgas voor de langere momenten dat er onvoldoende zon en wind is. Dit zal waarschijnlijk vooral in de winter zijn.
Die inefficiënte van waterstof is wel onhandig. Waar het is wel heel veel goedkoper om waterstof onder de grond op te slaan dan op een gigantische accu te gaan plaatsen.
Ook zijn veel accu's door zelfontlading al niet geschikt als opslag voor een jaar.
Verder is de waterstof noodzakelijk voor kunstmest productie. En waarschijnlijk erg handig voor dingen die lastig elektrisch kunnen zoals zeer hoge temperatuur verwarming en lange afstands vluchten.
Accu's hebben we inderdaad zoals ik ook al aangaf ook nodig. Het liefst ook op korte termijn. Want nu hebben we in rond de zomer steeds meer rond 13:00 elektriciteit over en tussen 18:00 een 22:00 moeten de gascentrales weer vol aan.
P.s. HyStock en HyWay27 zijn interessante waterstof projecten.
Rond 2026 komt er een waterstof gasnet voor bepaalde industrie terreinen en een ondergrondse waterstofopslag in Nederland.
Welke andere methode is er dan die ook nog een goed idee is? Want kunstmest is echt ongeveer de enige toepassing voor waterstof waarbij echt iedereen dit een goede toepassing van waterstof vindt.
Er zijn nog wel veel mensen die vinden dat we minder kunstmest moeten gebruiken.
Er is op dit moment geen makkelijk alternatief voor grootschalige kunstmestproductie, maar de vraag is of je dat op termijn moet willen (en moet blijven subsidiëren). Net zoals bij de energie discussie de mogelijkheid van besparen m.i. te weinig aandacht krijgt lijkt er geen discussie mogelijk over de vraag of je (in Nederland) op grote schaal, zoals bij Yara, kunstmest moet produceren. Nederland heeft een enorm mestoverschot!
De natuur produceert "meststoffen" (stikstofverbindingen) zonder aardgas of H2 Kunnen wij ook voor het geval de natuurlijke productie toch niet voldoende geacht zou worden, alleen kan dat nog niet op industriële schaal.
De discussie of Yara moet blijven heb ik wel al eens vaker gezien hoor.
Gezien er al geen visie is op raffinaderijen in Nederland in de toekomst, denk ik wel dat dit Yara gewoon aan de markt wordt gelaten.
Wanneer Yara blijft lijkt het me toch wel een van de beste toepassingen van groene waterstof. Want die fabriek kan niet zonder waterstof. Voor veel andere dingen is er nog wel een alternatief te bedenken. Zo te zien gaan ze ook in 2026 op waterstof gasnet aangesloten worden.
Triest als het een van de beste toepassingen van groene waterstof is - want we gaan nu een nieuwe infrastructuur voor de langere termijn opzetten (met heel veel belastinggeld) voor iets wat eigenlijk overbodig is in Nederland, en uiteindelijk enorme milieuschade met zich meebrengt. Eigenlijk gaan we het CO2 probleem dan vervangen door een stikstofprobleem.
Als er nou andere belangrijker en rendabele toepassingen waren voor groene waterstof en Yara c.s. liften daar een tijdje op mee dan was het nog een ander verhaal maar helaas. Groene waterstof vind ik op zich prima, als je het gebruikt voor zaken waarvoor geen betere alternatieven beschikbaar zijn; maar er lijkt binnen de EU/NL geen verstandige politieke visie op te zijn.
We gaan die groene waterstof dacht ik ook nog gebruiken voor Tata. Maar het zou me niet verbazen als Tata geen ruw ijzer meer gaat maken in Nederland.
Verder ook nog als seizoens buffer. Zodat we groene(waterstof) gascentrales kunnen gebruiken op de momenten dat er geen zon en wind is.
Verder waarschijnlijk ook nog voor lange afstands vluchten.
En voor hoge temperatuur verwarming. Denk aan ongeveer 1000 graden.
Verder worden die waterstof gasnetten in de EU op termijn ook nog aan elkaar gekoppeld. Dus dan hebben we een beperkt alternatief voor het normale gasnet voor grote vermogens overdracht in de EU.
De Yara kunstmest hoeft trouwens niet in Nederland te blijven die kun je ook exporteren.
Waarschijnlijk blijven we best hoog op waterstof ladder. Maar misschien wijzigen er toch nog wel toepassingen in hun volgorde op de ladder of vallen deze toepassingen gewoon weg.
Je noemt een aantal toepassingen van groene waterstof die mij ook zinvol lijken (meer dan Yara en Tata c.s.). Ik zou graag zien dat groene waterstof gebruikt wordt in het bestaande gasnet voor o.a. de huishoudens (na upgrade van het net) maar weet niet of dat realistisch is, er lopen diverse experimenten en misschien zal dat uiteindelijk te duur of technisch te lastig blijken. En het wordt ook minder interessant als iedereen de komende jaren gedwongen van het gas af gaat en zwaar investeert in warmtepompen etc.
Energetisch peperdure kunstmest en staal zou je moeten produceren op locaties waar groene energie overvloedig en goedkoop is en het ruimtebeslag van solar en windmolen parken minder weegt (bijv. Midden-Oosten?) en niet in het overbevolkte Nederland met al zijn ruimte- en milieuproblemen.
Ik denk recent dat consumenten nooit waterstof gaan krijgen. Want er was recent een onderzoek waaruit bleek dat waterstof een indirect broeikas gas was.
Alleen waterstof is dus geen broeikasgas, maar waterstof maakt het broeikas effect van methaan erger. Hierom is waterstof dus een indirect broeikasgas
Dus aardgas lekkages en waterstof lekkages tegelijk zijn echt een issue. Ook wereldwijd moeten we niet en methaan uitstoten en waterstof tegelijk.
Zeker bij koken heb je bij consumenten altijd lekkages of in elk geval extra gas wat onverbrand uit je gasstel komt. Wanneer je dus niet van aardgas naar waterstof over kan gaan op een rustige manier zie ik geen scenario waarbij waterstof bij consumenten een succes wordt.
Warmtepompen hebben trouwens als voordeel dat je met 1 kWh elektriciteit 4 kWh of zelfs nog meer warmte kunt maken. Ik begrijp eigenlijk niet waarom er zon anti airco houding is in Nederland. Want een goede airco is gewoon een lucht lucht warmte pomp. Die ook erg efficiënt kan zijn. Verder kun je dan ook nog koelen in de zomer. En in de zomer hebben nu toch al steeds meer gewoon stroom te veel midden op de dag.
Dat argument snap ik niet, de bedoeling kan toch niet zijn om consumenten tegelijk van aardgas en H2 te gaan voorzien (bijmengen?) maar juist om aardgas volledig door H2 te vervangen; dit even afgezien van de vraag of dat technisch/financieel haalbaar is. Wat wel of niet een "broeikasgas" is dat is nog een andere discussie die zwaar gemanipuleerd wordt van alle kanten met onzuivere argumenten. Water(damp) is in principe ook een broeikasgas maar dat zegt niks over de globale gevolgen.
Ik heb ernstige bedenkingen tegen warmtepompen vanwege de aanzienlijke servicekosten en technische afhankelijkheid, relatief snelle afschrijving en de talloze klachten die ik lees over veel lagere rendementen dan beloofd. Ik snap het principe van een warmtepomp maar de praktijk is weerbarstig, ook in nieuwbouw woningen. In plaats van een airco kun je ook passieve maatregelen nemen bij bouwen van woningen; helaas wordt in Nederland gesubsidieerd op bouwkundig beschermen tegen kou en niet op beschermen tegen opwarming. Met al die airco's erbij wordt het per definitie niet koeler in Nederland.
Eerst even over dat H2 een indirecte broekkasgas is. Dit komt uit minimaal 2 onderzoeken. Ik denk niet dat dit gemanipuleerd is. Want de mensen die het onderzoek doen lijken niet echt blij met de conclusies dat waterstof een indirect broeikasgas is. Ik ben het ook tegen gekomen in diverse serieuze sites.
De laatste zin is vooral belangrijk.
“It will be important to keep hydrogen leakages at a minimum to accomplish the benefits of switching to a hydrogen economy,” the study warned.
Omdat waterstof een indirect broeikasgas is wat vooral via methaan werkt zou je in kunnen denken dat je over kunt gaan van methaan naar waterstof voor koken. Maar je krijgt nooit de hele wereld binnen een korte tijd over van op aardgas/methaan koken naar op waterstof koken. Het mengt als ik het goed heb ook gewoon hoog in de atmosfeer en troposfeer. Dus per regio of per land overgaan is niet interessant en zelfs dat is al heel moeilijk.
Dus voor koken moet je eigenlijk wel naar elektrisch/inductie toe voor landen als Nederland als je geen broeikasgas effecten wilt hebben. Want je hebt bij koken altijd lekkages van niet verbrand aardgas of waterstof als je dit met een gasstel doet.
Voor verwarming heb je minder lekkages. Maar ook in oudere gasleidingen heb je lekkages. Dit is vooral zo bij de oudere huizen. Ik denk zelf dat (waterstof)gas voor in elk geval de meeste huizen gewoon weg moet op termijn en alles elektrisch moet op de langere termijn.
Nog even over de airco's. In echte nieuwbouw wordt er wel rekening gehouden met de warme periodes. Maar in wat oudere huizen niet. Als ik snel kijk is dit in 2021 in het bouwbesluit toegevoegd.
Ik bedoel de airco verder vooral als een lucht-lucht warmte pomp. Hiermee kan je ook goed verwarmen. Het is een stuk makkelijker om een airco verwarming te implementeren dan een lucht-water warmtepomp of een water-water warmtepomp.
Deze pagina legt het wel goed uit mocht dit nog niet duidelijk zijn. Met een airco kun je ook een SCOP van 4 tot 5 halen. Dus gemiddeld over een jaar per 1 kWh elektriciteit 4 tot 5 kWh warmte maken. Dit is vergelijkbaar met een lucht-water warmtepomp. Maar je hoeft er veel minder voor te verbouwen in sommige huizen. https://www.duurzaamthuis...ming/airco-als-verwarming
Een goede warmtepomp installatie in een bestaande woning krijgen dat is wel eens een uitdaging geweest en mogelijk gaat het nu nog wel eens fout. Ik hoor er zelf eigenlijk negatiefs weinig over.
Maar de mensen die ik ken die iets met een warmtepomp doen. Kiezen vaak heel geïnformeerd, kiezen echt voor kwaliteit niet voor het goedkoopste en hebben of nemen een vloerverwarming.
Ik ken ook wel wat airco verwarmers en die hadden op de kosten van elektriciteit na weinig klachten afgelopen winter. Maar mensen ook die niet hun hele lucht-water warmte pomp konden salderen vonden elektriciteit ook duur. Op gas stoken was ook echt duur afgelopen winter.
Waterstof gebruiken voor verwarmen heeft een COP van 0,7-0,8 denk ik als je echt allernieuwst electrolysers gebruikt die nu nog niet in massa productie zijn. Met de huidige elektrolysers is de COP denk ik tussen de 0,5 en 0,6. Het voordeel is wel dat je met een ondergrondse opslag de vraag en het aanbod heel erg kan verschuiven. Je kunt de waterstof van de zomer gebruiken in de winter als de opslag groot genoeg is. De huidige elekrolysers zijn trouwens ook echt heel duur. Diverse lab elektrolysers zijn waarschijnlijk veel goedkoper omdat er veel minder dure materialen inzitten of helemaal niet worden gebruikt. Er zit in sommige van de huidige electrolysers best veel platinum
Ik denk dat waterstof voor verwarmen duurder is dan via een warmtepomp. Zeker als je de lucht-lucht warmtepomp(airco) mee neemt voor de lastige huizen.
Bij het verhaal over H2 als indirect broeikasgas heb ik mijn twijfels, al was het maar omdat de eerste publicatie in Nature is - een "zeer gerenommeerd" tijdschrift dat m.i. zijn reputatie de afgelopen jaren volledig verspeeld heeft door publiceren van diverse zeer manipulatieve en on-wetenschappelijke (woke/WEF) artikelen met grote maatschappelijke impact. Als H2/CH4 mix in de atmosfeer een serieus probleem is (dus niet alleen in de "modellen") dan moeten we gelijk stoppen met H2, want aan al die methaan productie door de NL veestapel en globaal door o.a. opwarming van arctische gebieden gaat toch niets veranderen De lekkage door koken lijkt me naar verhouding dan peanuts.
Wat betreft warmtepompen en airco zal het vast uitmaken of we praten over een gemiddeld huishouden met beperkt budget of een tweaker die vooraf deskundig marktonderzoek doet, budget heeft om goede spullen te kopen en bereid om achteraf bij te sleutelen om alles optimaal te krijgen. Helaas zijn zulke gebruikers met meer kennis/budget een relatief kleine groep dus ik heb er weinig vertrouwen in dat dit op dit moment veel bijdraagt aan de energietransitie. Hopelijk gaat de branche nog een tandje bijschakelen. Ik woon zelf in een niet-geïsoleerd monumentenpand en stoken op gas was voor mij afgelopen jaar (zonder gebruik van subsidie) goedkoper dan sommige gebruikers kwijt zijn aan afschrijving en service/onderhoud voor de warmtepomp
Ik denk dat elektrolyse voor H2 productie op termijn grotendeels vervangen gaat worden door enzymatische, foto-katalytische of SynBio conversie; helaas duurt het nog wel 5-10 jaar voordat dat op grote schaal beschikbaar is dus het komt te laat als je NU alles voor de komende generatie wilt vastleggen.
Ik denk niet dat we kunnen stoppen met waterstof. Maar dit rapport geeft wel aan dat we de lekkages ervan echt zo minimaal mogelijk moeten houden.
Waterstof is dus geen geschikte vervanging voor methaan als het weglekt. Zoals bij koken. Je hebt helemaal gelijk dat er nog x andere methaan uitstoters zijn. Dit maakt het alleen meer een issue om H2 lekken te voorkomen.
Ik hoop eigenlijk dat H2 geen indirect broeikasgas is. Want dat zou dingen makkelijker maken.
Ik hoop dat H2/CH4 nooit een serieus probleem wordt. Maar dat als het een issue is het gewoon preventief wordt opgelost.
Klimaatverandering was er eerst ook alleen in de modellen. Helaas is het er ook in werkelijkheid.
In de warmtepompen branche kan zeker ook nog wel wat beter.
Met een monumentaal pand is dit waarschijnlijk lastiger dan in andere panden.
Mogelijk zijn de warmtenetten in de toekomst ook nog interessant. Maar ik vind die plannen ervoor vaak zo vaag. Eigenlijk alleen die warmtenetten met geothermie lijken echt handig en daarbij heb ik ook het idee dat ook in 2050 werkt.
Ik vermoed dat waterstof op vele manieren gemaakt gaat worden.
Electorlyse in een offshore windmolen vind ik zelf wel een hele interessante ontwikkeling. Want je hebt dan niet meer de dure elektrische kabels nodig. En je hebt eigenlijk gelijk al je opslag ook geregeld.
Zeker omdat electrolyse meer dan 95% efficient kan en ook nog zonder schaarse materialen. Hier is ook een nature publicatie van.
De andere waterstof methodes heb ik eigenlijk nog niet zo goed bekeken behalve de nieuws berichten erover lezen. Maar ik hoop ook dat deze een succes worden.
Ik zou trouwens toch nog eens kijken of je met een airco voor het verwarmen niet je gasverbruik nog naar beneden kunt krijgen. Ik vermoed namelijk dat je hierin wel geïnteresseerd bent. Bij sommige monumentale panden is dit vanwege het aangezicht trouwens niet mogelijk.
Klimaatverandering is er ongetwijfeld; ik doe zelf wat onderzoek op dat gebied en bij sommige soorten gaan de veranderingen door climate change razendsnel, soms al binnen 5-10 jaar dramatische verschuivingen. Klimaatverandering is van alle tijden, en ook zeer snelle veranderingen zijn vaker voorgekomen. Het is moeilijk te bewijzen of klimaatmodellen met de werkelijkheid overeenstemmen, laat staan dat bepaalde maatregelen gaan werken; er worden nog regelmatig nieuwe factoren toegevoegd die een zeer grote rol lijken te spelen en eerder over het hoofd werden gezien. Of de voorspellingen van een model kloppen kun je per definitie alleen achteraf vaststellen en daarin schuilt een groot risico.
In principe zie ik meer in tijdelijk op de rem trappen (energiebesparing, consuminderen etc.) dan - tegen enorme maatschappelijke kosten - het hele systeem nu omgooien waarbij nog maar moet blijken dat het helpt. Ook al heb ik ernstige twijfel over het H2/CH4 probleem, het is wel verstandig er vooraf goed naar te kijken, hopelijk dan door echt onafhankelijke onderzoekers (als die nog ergens te vinden zijn).
Ik denk ook dat waterstof in de toekomst op meerdere manieren gemaakt gaat worden, afhankelijk van de situatie (locatie, klein/grootschalig etc.).
Airco met zonnepanelen zou voor mijn woning wel helpen en mag sinds kort, maar bij grote monumentenpanden is een goede isolatie naar verhouding erg duur is en dan blijft het een beetje dweilen met de kraan open. Het periodiek ronken van warmtepompen en airco's hier in de buurt begint al tamelijk irritant te worden, ook wat dat betreft geen ideale oplossing. Voorlopig is selectief gebruik/verwarmen in de winter een acceptabel compromis.
Voor echt goede verificatie van het model hebben we alleen maar 1 aarde en daar moeten we ook nog op leven. Dus ook al ben je niet heel zeker dat iets fout gaat. Is het toch goed om voorzichtig te zijn.
Wanneer we eerder echt serieus met klimaat verandering aan de gang waren gegaan hadden we nu minder issues en minder haast.
Het ligt aan de centrale. De franse centrales doen niet anders dan flexibel zijn. Ze zetten er een paar ook gewoon uit in het weekend als er minder vraag is en ze kunnen relatief snel op- en afschalen. De Duitse centrales deden het ook.
In Frankrijk is de variatie is load/last echt veel kleiner dan in Nederland.
Ik denk dat Frankrijk het niet aan zou kunnen om zoveel zonnepanelen per inwoner te hebben als wij zonder opslag en slim gebruik.
Nederland heeft het daarin ook wel heel makkelijk omdat we vanwege historische redenen heel veel gascentrales en dus makkelijker op en af kunnen regelen dan veel andere landen.
Load Nederland.
We hebben meer zonnepanelen dan verbruik op sommige momenten in de voorbeeld week. Helaas geeft de Nederlandse TenneT de zonnepanelen data slecht door om een reden. Dus die is echt veel te laag. De Duitse Tennet doet het wel goed. Maar je ziet gewoon soms dat er alleen export is. Dus dan hebben de zonnepanelen meer dan de Nederlandse vraag geleverd. https://energy-charts.inf...gendItems=111111111110001
Wat zou precies het nut zijn van de piek vd waterkoker in huis opvangen, terwijl dit op wijkniveau amper pieken oplevert en je daar al een buffer/opslag hebt staan (althans, hopelijk)? Serieuze vraag want op wijkniveau is het verbruik al stukken minder grillig.
Hoe kleiner die buffers hoe inefficienter, vervuilender en duurder. Ik zie echt geen nut voor thuisaccu's mits genoeg buffers in de rest vh netwerk.
Met de juiste wijkaccu's zie ik ook niet zoveel in een thuisaccu. In elk geval niet genoeg voor een subsidie.
Maar ik twijfel een beetje of er wel wijkaccu's komen. Netbeheerders mogen nu geen wijkaccu's plaatsen behalve voor wat pilotplant projectjes. Want daarmee begeven ze zich op de markt. Als dit niet wijzigd moet een commerciële partij wijkaccu's gaan plaatsen. Maar dan komen ze er dus alleen als je er geld mee kunt verdienen. En dan heb je als het niet goed regelt wordt mogelijk een hogere netbelasting.
Thuis accu's hebben trouwens een groot voordeel wanneer je het op de juiste manier doet. Je kunt offgrid toch nog wat doen als je thuis accu hebt.
In Nederland is dit toe nu nog niet zo belangrijk. Maar in sommige andere landen is het net echt niet zo betrouwbaar.
Ik hoop dat het niet gebeurd. Maar als we niet de juiste dingen blijven doen kan het Nederlandse net ook onbetrouwbaar worden.
Voor het net als geheel zijn we veel beter af met slimme vraag sturing dan met thuisbatterijen.
Het nadeel van die slimme vraag sturing is wel weer dat dit ingewikkeld is en dat er veel afhankelijkheden inzitten.
Eigenlijk hoop ik dat de DC netten gaan beginnen. Je kunt dan de vraag en het aanbod (deels) in de spanning verwerken. Het is dan veel makkelijker om lokaal met slimme vraag te werken. En als het echt fout gaat heb je lokale black-out I.p.v. een heel continent, land of regio.
Desondanks ben ik van mening dat dit veel beter op netwerkniveau gedaan kan worden.
Het beste is een combinatie. Op niveau van aansluiting, op het niveau van wijk, op het niveau van land, en op het niveau van grid/continentaal. Het heeft allemaal zn voor en nadelen, maar het nadeel is als je teveel focust op een van de methodes dat de ondersteunende infrastructuur te duur wordt. Je legt immers je infrastructuur aan voor pieken, als je pieken (in zowel vraag als opwek) kan beperken en verlagen dan helpt dat. Het helpt ook met het spreiden van risico's en afhankelijkheden.
Bijvoorbeeld huisaansluitingen worden goedkoper als je de grootste pieken kan beperken op huishoudniveau, als je een klein batterijtje hebt dat bijspringt als je net wakker wordt en als je net thuis komt uit je werk, of als je toevallig je wasmachine, droger, laden van elektrische auto en vaatwasser tegelijk opstart. En op wijkniveau helpt het als je je energie kwijt kan op het moment dat de zon optimaal schijnt en iedereen maximaal produceert. Op landelijk niveau kan je vraag en aanbod managen afhankelijk van de (weers)omstandigheden en bijv. ergens de industriële vraag een beetje afschalen zodat elders huishoudens gewoon stroom hebben. En ten slotte continentaal omdat energieopslag veel goedkoper is daar waar bergen zijn terwijl we hier juist weer goedkope offshore wind hebben, en bovendien het weer op continentale schaal vrij stabiel is, maarja dat vereist weer kabels van honderden kilometers lang.
Daarom, op zoek naar de juiste mix. Thuisbatterijen spelen hier zeker een rol in, maar zullen in absolute getallen niet het grootste zijn.
[Reactie gewijzigd door ph4ge op 22 juli 2024 21:01]
Je moet altijd oppassen met je kruipruimte als opslag gebruiken:
- uiteraard veiligheid
- maar vooral: ventilatie van de kruipruimte moet voldoende mogelijk blijven
Al kijk ik naar mijn eigen situatie zou dat eigenlijk niet kunnen, iets in de kruipruimte plaatsen terwijl er nog voldoende luchtstroming is. Ja, een handvol auto accu's op rij kan, maar dan houd het wel op.
Ik heb een tijdje terug een podcast geluisterd over dit onderwerp en daar hadden ze het over flowcell-accu's inzetten op buurt- of wijkniveau. Dan blijft de lokaal opgewekte energie wel lokaal maar deel je het bijvoorbeeld met de buren.
Goed artikel erg leerzaam, wat ik alleen een beetje mis in het verhaal is een vergelijking tussen de efficiëntie van verschillenden flow accu's. Dus hoeveel energie gaat er verloren bij het opladen en het ontladen. Als ik het artikel zo lees kunnen de verschillen tussen de diverse soorten flow accu's best significant zijn. Zeker bij de omzetting van waterstof gaat er vaak veel energie verloren. Dit kan hiermee ook een grote impact hebben op de terugverdientijd van een type installatie. Een installatie kan goedkoop zijn om neer te zetten maar als deze maar een efficiëntie heeft van 50% duurt het ook twee keer zo lang voordat deze is terugverdiend.
Weet iemand toevallig de efficiëntie cijfers van de verschillende type accu's?
Ik had nog veel meer ruwe aantekeningen, maar het artikel is al erg lang geworden. Het verschilt inderdaad per type en de gebruikte elektrolyten. De waterstofbromide-variant heeft een efficiëntie van 90% voor zowel laden als ontladen. Met BMS, inverters, sensoren en alle veiligheidssystemen erbij is dat roundtrip 70-75% en dus best behoorlijk efficiënt. Dit is inderdaad een grote factor voor het berekenen van het kostenplaatje (de levelized cost of storage).
Bedankt voor je reactie, dat is inderdaad nog aardig efficiënt, echter in vergelijking met een lithium-ion batterij is het verschil toch aanzienlijk. Volgens deze bron: https://electrek.co/2022/...apack-update-specs-price/ is de retour energie-efficiëntie van een Tesla megapak +/- 92%. Deze accu's zijn ook een stuk duurder maar hebben dus ook +/- 20% minder energieverlies. Ik weet niet of het verlies van AC naar DC hierin is meegenomen maar in bij mijn weten verloopt deze omzetting in de auto's van tesla ook zeer efficient.
In het artikel wordt er ook gesproken over dat er voor seizoens opslag beter gekozen kan worden voor de omzetting naar een energiedrager zoals waterstof. Wat hierbij niet wordt vermeld de retour energie-efficiëntie bij de omzetting naar waterstof zeer laag is. Volgens mij zelfs onder de 50%. Dat betekend dat meer dan de helft van de energie hierbij verloren gaat. Wat dat betreft doen flow batterijen het weer een stuk beter.
In li-ion accu is inderdaad efficiënter. Maar die laat zich dus meer minder makkelijk opschalen en onderhouden dan flowcellen. En ook de grondstoffen lijkt mij een zwaarwegend argument, zeker gezien de capaciteit die nodig is in de toekomst.
In het artikel wordt er ook gesproken over dat er voor seizoens opslag beter gekozen kan worden voor de omzetting naar een energiedrager zoals waterstof. Wat hierbij niet wordt vermeld de retour energie-efficiëntie bij de omzetting naar waterstof zeer laag is. Volgens mij zelfs onder de 50%. Dat betekend dat meer dan de helft van de energie hierbij verloren gaat. Wat dat betreft doen flow batterijen het weer een stuk beter.
Het is dan ook een citaat. Maar ik kan het wel volgen. Volgens recente rapporten is waterstof sowieso pas na 2035 (op schaal) interessant voor langdurige opslag omdat er niet eerder structurele overschotten zijn. De keten is niet efficiënt waarbij veel energie verloren gaat, dus dat wordt pas economisch interessant bij die overschotten, want dan maakt dit minder uit. We hebben het dan over opslag in oude gasvelden en zoutcavernes. Tegelijkertijd weten we ook nog niet of die seizoensopslag ook wel echt nodig is. Als backup is dat wellicht een idee, maar volgens het onderzoek van Elestor zouden flowcells dus prima in opslag kunnen voorzien voor perioden van donkerluwte (grofweg 5,5 dagen) met een veel hogere efficiëntie dan waterstof.
Die minder dan 50% retour efficiency voor opslag via waterstof geldt voor de nu gangbare methode van elektrolyse, die in diverse nieuwe (test-)fabrieken gepland is (o.a. Shell, Sloe haven). Maar dat is oude technologie, terwijl er allerlei innovatie op dat gebied is met aanzienlijk hoger rendement (bijvoorbeeld enzymatische of foto conversie) - alleen is daarvan nog niets op grote schaal en/of langdurig getest en beschikbaar.
Maar dat zou in 5-10 jaar heel anders kunnen zijn. De mega investeringen (vrijwel uitsluitend met belastinggeld) in dit soort grootschalige elektrolyse fabrieken voor waterstof productie vind ik daarom niet verstandig, ook al omdat we weten dat er de komende jaren nog geen enorme overschotten zijn.
Die nieuwe technologie voor chemische opslag van "schone energie" (in de vorm van waterstof, of net als in de natuur gebonden in organische koolstofverbindingen zoals in methanol, ethanol, etc.) zou t.z.t. ook prima geschikt kunnen zijn voor kleinschalige opwekking en opslag. Daar werd lang geleden al aan gewerkt maar het verdienmodel van grote bedrijven en overheid/belastingdienst verzet zich daar tegen
Dank voor het mooie artikel, ik vind dat je een mooi overzicht hebt gegeven, van een thema dat nog niet op mijn persoonlijke radar was.
Ik waardeer ook de brede opzet, van chemie (ik heb ooit scheikunde gestudeerd) tm de geopolitiek.
Wat betreft "erg lang geworden", ik vond op veel pagina's dat dingen wel errug vaak herhaald werden. Op pagina 1 bijvoorbeeld iets van zeven keer dat de capaciteit en vermogen van elkaar zijn losgekoppeld. Of bij zinkbromide dat door het afzetten van zink weer wél een koppeling ontstaat (tot twee keer toe in dezelfde alinea).
Ik vermoed dat een ronde kritisch lezen best wel 10-15% had kunnen weg-redigeren, zonder informatie te verliezen.
Maar vooral positief: je hebt duidelijk veel tijdsintensief achtergrond onderzoek gedaan, en met name de gesprekken met mensen in het veld geeft het diepte die je eigenlijk nergens op het internet vindt. Compliment!
(ik zou best nog een verder artikel over dit thema lezen, zodat je aantekeningen nog een keer van pas komen )
[Reactie gewijzigd door juke1349 op 22 juli 2024 21:01]
Ja, klopt. Ik heb in een relatief laat stadium nog wat zaken toegevoegd en daardoor zijn meer dubbelingen ontstaan dan de bedoeling was. Ik heb nog wat geschrapt ondertussen. Dank verder. En wat mij betreft zeker to be continued! ☺
Zeker een interessant artikel.
En electriciteit is zeker iets wat we nodig hebben.
Maar zou in Nederland niet de opslag van warmte (om het huis mee te verwarmen)
veel meer aandacht moeten krijgen?
Bijv. onder je huis in de grond?
Dan kunnen we zomers met zonne-energie opgewekte elektriciteit gebruiken om de warmte-accu
op te laden voor de winter...
Zeker, goed punt. De focus ligt momenteel vooral voor de korte termijn op het verduurzamen van de elektriciteitsproductie, maar warmte is minstens zo belangrijk (en als onderdeel van het energieverbruik nog groter). Zowel voor regionale opslag als voor thuis zijn er - op papier - verschillende oplossingen beschikbaar. Het momenteel alleen nog erg niche, omdat het nog niet echt op grote schaal wordt toegepast. Maar het wordt wel steeds belangrijker. En de gedachte voor huishoudens is theoretisch zeker interessant: overtollige energie in de zomer in warmte opslaan voor gebruik in de winter. De techniek bestaat, maar is wel complex en vooral enorm duur (en ruimteverslindend).
@Yero Ho even, warmte-opslag in water is helemaal niet complex of heel duur (als je bedenkt hoeveel kWh aan warmte er in opgeslagen kunnen worden).
Het heet zwembad of beter een watersilo met 1 meter isolatie. Er bestaat gewoon standaard regelapparatuur voor. Het vreet inderdaad wel ruimte (50 à 100 m3 is toch wel snel het minimum) en vooral lastig: niemand doet het en een kant-en-klare RVS warmtewisselaars of spiraalbuis en afstandhouders zijn niet te koop bij de bouwmarkt.
In sommige steden lijkt me dat er bestaande mogelijkheden voorhanden zijn voor warmte opslag in water, bijvoorbeeld omdat er veel grachten of een voldoende diepe haven of grote vijver in de buurt is. Als ik kijk naar mijn eigen stad dan is er een groot deel van het jaar volop temperatuurverschil tussen het (bodem) water en de buitentemperatuur. Misschien is het probleem dat de lokale omstandigheden teveel variëren en dat het alleen rendabel is als je flink wat huizen tegelijk aansluit?
Warmte opslag is niche. De voordelen tov. een grond "opslag" warmtepomp, waar je airco en verwarming afwisselt is om de grond temperatuur constant te houden over de jaren, is erg klein.
Ik zou verwachten dat in de winter bij lage temperaturen veel moeilijker is
(en dus meer elektrische energie kostende) om de warmte uit de lucht te halen
dan uit een constante (10-15 graden?) bodem-gebaseerde warmte opslag.
Natuurlijk is het dan de vraag waar het omslag punt licht.
Maar ik herinner me nog een andere artikeln over een basalt gebaseerde warmte opslag
wat best wel positief werd gepositioneerd.
Ik bedoel ook niet lucht, ik bedoel een grond warmtepomp. Ik vergelijk een een normale grond warmtepomp met hoge temperatuur opslag.
Die grond warmtepomp zit al met COP5 te pompen. Het laatste beetje electriciteit uitsparen in de winter door een hoge temperatuur reservoir te maken in de zomer is moeilijk te verantwoorden, zeker aangezien je tegen dat reservoir niet kan pompen voor airco in de zomer.
Ah...
Dank voor de verduidelijking.
Ik bedoelde met warmte opslag 'algemeen' opslag, dus dat zou ook in de grond onder je huis kunnen zijn
waarbij ik er ook hoge temperatuur bij had gerekend.
Goed artikel. Ben benieuwd hoe lang het nog duurt voordat Chemische accu's door Condensatoren vervangen kunnen worden. Dat is toch wel de heilige graal van de stoom opslag.
Ook condensatoren zijn opgebouwd uit chemische materialen en supercondensatoren zijn aan slijtage onderhevig. Voor energieopsalg bieden ze geen voordelen en zullen nooit de energiedichtheid hebben van accu's. Dus supercondensatoren zijn specialistische componenten: bedoeld om piekvermogens af te geven en op te nemen.
Met chemische accu's wordt bedoeld dat de stroomopslag en afgifte een chemische reactie nodig heeft, bij condensatoren is dat niet het geval. Verder: Ze zijn veel efficiënter en slijten vrijwel niet, hebben het over 100.000+ tot 1.000.000 Laadcycli. En ja, de energiedichtheid (w/Kg) is nog niet zo hoog, daarom is het ook nog toekomst
Een heel goed artikel. Dat is het soort artikel dat ik op tweakers wil lezen.
Echter de tekst zegt:
Organische flowcelaccu's gebruiken organische moleculen, zoals aromatische amines, in plaats van metalen om de elektrolyten te vormen. Dit resulteert in lagere kosten en minder milieubelasting,...
Klopt. Er kunnen verschillende organische moleculen gebruikt worden, maar ze zijn zeker niet 'goed' voor het milieu - wel minder belastend omdat er geen metalen of nodig zijn (en dus geen mijnbouw). Er zijn giftige varianten, zoals deze, waarvoor dus ook veiligheidsmaatregelen noodzakelijk zijn, bijvoorbeeld om lekken tegen te gaan. Ze zitten wel is een gesloten geheel en komen niet daarbuiten.
Er komt in het artikel ook naar voren dat de flow batterijen niet geschikt zijn voor langdurige (>weken) opslag, maar ik kan niet vinden waarom dat zo is. Als de elektrolyten in aparte opslagcontainers zitten, dan lijkt het me dat er geen zelfontlading is en je dus langdurig op kunt slaan.
Technisch zijn ze daar prima geschikt voor. Je hebt er dan alleen een enorme hoeveelheid van nodig. Als je ze maar eens per zoveel weken/maanden gaat laden/ontladen, is dat een beetje zonde van grondstoffen. Maar dus niet onmogelijk.
Als ik het goed begrijp gaat dit dus allemaal over kortetermijnopslag, zeg een paar weken. Maar hoe zit het nu met zomer en winter? Moeten we uiteindelijk ook energie opslaan in waterstof omdat zonnepanelen meer energie opleveren in de zomer dan winter? Of is er een mogelijkheid dat we uiteindelijk genoeg duurzame energie hebben dat we 100% renewables kunnen hebben en alleen dit type energieopslag nodig hebben?
Het hangt er vanaf of je dat op netniveau of op huishoudelijk bekijkt. In dat laatste geval lijkt seizoensopslag lastig haalbaar (kosten en ruimte).
Dat eerste is dus volgens onderzoek van Elstor mogelijk. In de zomer is er veel zon, maar minder wind. In de winter is er juist meer wind en minder zon. Volgens berekeningen zou er voldoende opslag (bv met flowcells) gerealiseerd kunnen worden op perioden van donkerluwten op te vangen (geen zon, geen wind). Die komen voor, maar niet heel vaak (max. 5,5 dagen achter elkaar volgens dat onderzoek en ik vond online vergelijkbare data, 5-7 dagen). Voor die momenten moet je dus een tijdelijk buffer hebben in onze contreien. In Noorwegen of Spanje is dat wat makkelijker (b.v. met waterkracht en zon)
Voor de lange termijn opslag gaat Nederland een waterstofgas net gebruiken vanaf 2026. Met ondergrondse opslag.
Uiteindelijk komen er dan ook groene (waterstof) gascentrales.
Deze podcast gaat over een rapportage van Tennet over het net in de toekomst.
Deze podcast legt dingen ook best wel goed uit. Zeker als je paralel daaraan het rapport zelf leest.
Ik ken de getallen niet, maar dat zal waarschijnlijk meeschalen met (maximaal) vermogen.
In een "gewone" lithium-accu gaan piekvermogen en efficientie grotendeels samen op, omdat ze allebei grotendeels bepaald worden door de elektrische weerstand. Zet meer membranen parallel (of grotere membranen), en zowel vermogen als efficiëntie gaan omhoog. Dan kun je kiezen hoe efficient je je accu wilt hebben, tegen welke prijs (tot een grens natuurlijk, 100% zal nooit gaan)
Hoewel in dit geval de efficiëntie van bijvoorbeeld de pompen ook nog wel mee zal spelen.
Niks is geschikt voor seizoensopslag, omdat je dan te maken krijgt met zulke inmense grote getallen. En waarbij je zoveel gigantisch veel opslag nodig hebt. Er is geen oplossing voor seizoensopslag.
Men denkt er allemaal veel te simpel over na. Totdat je gaat berekenen hoeveel energie je dan extra zou moeten opwekken inclusief verliezen om de winter met groene energie te overbruggen. Dat is inmens veel.
Hetzelfde is dat op plaatjes zie je de aarde en de maan. Leuk denk je als je naar de lucht kijkt s'nachts. Die maan is redelijk dichtbij. Totdat.... je kijkt naar de getallen. En echt kijkt naar hoe ver de maan weg is van de aarde.
Hetzelfde heb je bij seizoensopslag. Klinkt leuk, totdat je echt zien hoeveel energie daar voor nodig is en hoe gigantische infrastuctuur daar voor nodig is om dat te realiseren. Onmogelijk met de huidige stand van techniek, en die van morgen.
We maken ook niet zo even een ruimte schip om naar Andromeda te vliegen.
[Reactie gewijzigd door Immutable op 22 juli 2024 21:01]
Dit gaat toch puur op kosten. Al is de technologie super slim, kosten bepaalt waar het heen gaat. LFP cellen in China kosten nu 93 euro per kWh. De ene megafab na de andere wordt opgezet voor Lithium accus. LFP varianten gaan ook richting de 10000 cycles.
Kijk naar zonnepanelen. Er was ZinkSelenide, polySi, thin film en allerhande varianten. Nu is 90% van de markt monokristallijn. En kost een paneel nog maar 25ct per Wp. Een zonnepaneel is zo'n commodity geworden dat een paneel van 2 m2 nog maar 100 euro kost, incl BTW en transport naar Nederland. Daarvoor koop je nog niet eens een vensterglas van dezelfde maat. Waarom: omdat uiteindelijk de technologie zo begrepen wordt, en zo doorgrond, en zo opgeschaald, en de supply keten zo efficient wordt, dat het uit kan. Dus lithium accus blijven zakken. Al is er een gebrek aan Lithium - zodra er een gebrek is worden wereldwijd methoden gevonden om toch weer meer Lithium te ontginnen.
Dus tenzij de flow accu een zeer significant en structureel prijsvoordeel weet te bereiken wordt het niets.
Absoluut gaat het uiteindelijk allemaal om kosten. Als LFP-cellen goedkoper zijn dan flowcellen dan is dat duidelijk. Maar dat lijkt dus niet zo te zijn dankzij de zeer lange levenduur van flowcellen, evenals de schaalbaarheid. Ik citeer even uit het artikel:
(Het gaat om) levelized cost of storage, ofwel lcos. Dus de totale kosten van een energieopslagsysteem over zijn levensduur verdeeld over de hoeveelheid energie die het daadwerkelijk kan opslaan en leveren. Dit omvat niet alleen de aanschafkosten, maar ook de operationele kosten, het onderhoud en de levensduur van de accu. De winst zit hier bij de lange levensduur, de uitbreidbaarheid, de lage zelfontlading en vooral de overvloedige grondstoffen.
Heb toevallig laatst een offerteaanvraag gedaan voor zonnepanelen aan de noordkant van ons huis. Zou 4-5K voor 10 paneeltjes kosten. Dure monteurs of extreem veel marge dan, als de inkoop maar 1000 euro is.
There's more to it, je hebt ook nog een omvormer nodig, montagemateriaal, kabels, en een aansluiting in je meterkast. Daarnaast het salaris van de mensen die het komen installeren (3 man voor een halve dag + busje + iets om het dak op te gaan). Zeker goeie electromonteurs zijn duur, dus ik verwacht dat je rustig 250 euro/uur (voor 3 man) * 4 uur is 1000 euro aan salaris mag aftikken, nog een goeie 1000 voor omvormer + overig materiaal, en dan nog wat marge voor de toko (pand en secretaresse moet ook betaald worden, en inmeten + nazorg is ook niet gratis). Kom ik al gauw aan 4k, en alles daarboven is bonusmarge.
Als je voordeliger uit wilt zijn doe je in 1x 20 panelen, kost je 2k extra gok ik
:strip_exif()/i/2006063514.jpeg?f=imagenormal)
:strip_exif()/i/2006010446.jpeg?f=imagenormal)
/i/2006063626.webp?f=imagenormal)
:strip_exif()/i/2006053732.jpeg?f=imagemedium)
/i/2006063616.webp?f=imagearticlefull)
:strip_exif()/i/2006063624.jpeg?f=imagenormal)
:strip_exif()/i/2006065362.jpeg?f=imagenormal)
:strip_exif()/i/2006063632.jpeg?f=imagenormal)
/i/2006063636.webp?f=imagenormal)
:fill(white):strip_exif()/i/2006063634.jpeg?f=imagemedium)
/i/2004907232.png?f=fpa)
/i/2006379882.png?f=fpa)
:strip_exif()/i/2006311380.jpeg?f=fpa)
/i/2006284996.png?f=fpa)
:strip_exif()/i/2006246492.jpeg?f=fpa)
:strip_exif()/u/467778/crop5d7a5dd1f296a.gif?f=community){kind=small}
:strip_exif()/u/44074/avatar001.gif?f=community){kind=avatar}
/u/40481/crop63f777c898038_cropped.png?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/78725/train-icon3.jpg?f=community){kind=small}
/u/94596/crop643fb12fd4e6d.png?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/233767/crop5db03cbc075aa.jpeg?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/39096/crop5fb857f77b5aa_cropped.jpeg?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/127657/crop6246f27e8175c.jpg?f=community){kind=small}
/u/357567/crop5dfcfaa04d0e8_cropped.png?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/19522/crop6124d729ee8a5_cropped.jpg?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/133253/NOVIR350.jpg?f=community){kind=small}
Kunnen wij ook voor het geval de natuurlijke productie toch niet voldoende geacht zou worden, alleen kan dat nog niet op industriële schaal.
:strip_icc():strip_exif()/u/16764/jh-avatar.jpg?f=community){kind=avatar}
)
:strip_icc():strip_exif()/u/222663/crop61f28ed7aa3a6_cropped.jpg?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/215031/crop5db1d4fe1001f_cropped.jpeg?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/1199012/crop5e9b58ab2e2b7_cropped.jpeg?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/33074/crop5f7576a7992e0_cropped.jpeg?f=community){kind=small}
:strip_icc():strip_exif()/u/174878/SCKnightMicro.jpg?f=community){kind=small}