RaboResearch - Economisch Onderzoek

Gebruik van waterstof in de elektriciteitssector voorlopig onnodig en inefficiënt

Special

Delen:

Dit onderzoek is ook gepubliceerd bij ESB, 25 juni 2020

  • Voor de verduurzaming van de elektriciteitssector zijn naast hernieuwbare energiebronnen ook opslag- en conversietechnologieën nodig
  • Welke energiemix is het meest optimaal als we de beoogde emissiereducties willen halen, en tegelijkertijd de leveringszekerheid van elektriciteit willen garanderen?
  • Om de beoogde emissiereducties voor de elektriciteitssector te behalen, is hernieuwbare energie essentieel.
  • Nederland heeft genoeg hernieuwbaar potentieel om bij de huidige elektriciteitsvraag de uitstoot met 99 procent te verminderen.
  • Op kortere en middellange termijn is het voor het elektriciteitssysteem goedkoper en efficiënter om wind- en zonne-energie uit te breiden dan te investeren in waterstof.

Introductie

Om een grote klimaatverandering zoveel mogelijk te kunnen beperken, is een drastische reductie nodig van de uitstoot van broeikasgassen. Dit vergt grote aanpassingen en veranderingen in de gehele economie en vooral ook in de energievoorziening. Die zijn immers allebei tot dusver vooral op het gebruik van fossiele brandstoffen gebaseerd. Het elektriciteitssysteem speelt daarbij een centrale rol: om energiegebruik overal duurzamer te maken, zullen steeds meer processen waarbij nu nog fossiele brandstoffen worden gebruikt, elektrisch worden. Het aandeel van elektronen versus moleculen in het energiesysteem is nu nog 30/70, maar de verwachtingen zijn dat de ratio door de uitbouw van elektriciteitsopwekking en –distributie naar 50/50 verschuift (World Energy Council Netherlands, 2020). Voor de verduurzaming van het energiesysteem is dus meer en duurzamere elektriciteit nodig in de toekomst. In Nederland zal deze elektriciteit vooral uit zonne- en windenergie komen, terwijl in andere landen bijvoorbeeld ook waterkracht in de vraag naar duurzame elektriciteit voorziet.

In een onderzoek van RaboResearch met de Universiteit Luik en hun partner Fluxys is gezocht naar de optimale energiemix voor 2030. Welke investeringen moeten er gedaan worden om in 2030 een duurzame elektriciteitssector te hebben? Dit onderzoek is gebaseerd op het technische rapport  The role of hydrogen in the Dutch electricity system – Technical report (Berger, M., Radu, D., Ryszka, K., 2020).

Leveringszekerheid

Tegenwoordig wordt rond de 15 procent van de elektriciteit in Nederland hernieuwbaar opgewekt (CBS, 2019). De ambitie uit het Klimaatakkoord is dat in 2030 70 procent van de in Nederland geproduceerde elektriciteit hernieuwbaar moet zijn (Klimaatakkoord, 2019). Het probleem hierbij is dat de zon niet altijd schijnt en de wind niet altijd waait, terwijl er wel vraag naar elektriciteit is. Een elektriciteitssysteem dat grotendeels is gebaseerd op hernieuwbare energiebronnen vormt dus een uitdaging voor de voorzieningszekerheid.

In de energietransitie zullen er naast investeringen in hernieuwbare energie (ook wel duurzame of groene energie genoemd) dus ook opslagtechnologieën nodig zijn om de leveringszekerheid van elektriciteit te garanderen. Batterijen, elektrolyse, waterstofopslag en power-to-gas zijn dergelijke voorbeelden van conversie- en opslagtechnologieën voor energie.

Het gebruik van waterstof als opslag voor elektriciteit is een nieuwe toepassing. In onze studie wordt waterstof alleen als elektriciteitsopslag gebruikt. We hebben het hier uitsluitend over ‘groene’ waterstof. Groene waterstof is waterstof die met behulp van elektrolyse uit water wordt geproduceerd. Voor de elektrolyse is echter veel hernieuwbaar opgewekte elektriciteit nodig.

Het elektriciteitssysteem-model

Samen met collega’s van de Universiteit van Luik hebben we een elektriciteitssysteem-model gebruikt om de toekomstige optimale energiemix in Nederland te onderzoeken (zie voor een gedetailleerde beschrijving van het model Berger, M., Radu, D., Ryszka, K.  (2020)). Het model zoekt naar de optimale energiemix, wat betekent dat het de energiebronnen, technologieën en oplossingen kiest die de totale kosten van het elektriciteitssysteem minimaliseren. Dit omvat zowel de investeringskosten als de kosten voor gebruik en onderhoud van het elektriciteitssysteem. De bedoeling van het model is dus om de goedkoopste energiemix te vinden die zowel leveringszekerheid als de benodigde besparing van broeikasgasemissies garandeert. De uitkomst van het model is de mix van generatie-, conversie- en opslagtechnologieën én de benodigde hoeveelheden van deze technologieën om in de elektriciteitsvraag te kunnen voorzien, gegeven de technische beperkingen en beleidsdoelstellingen. Het model berekent ook de kosten van het elektriciteitssysteem en de kosten per geleverd megawattuur aan elektriciteit, de hoeveelheid van geproduceerde elektriciteit en de emissies van het systeem.

Om deze kosten-minimaliserende energiemix te kunnen berekenen zijn verschillende gegevens nodig. We specificeren hierbij verschillende vormen van het opwekken van energie. Het model houdt ook rekening met de kwaliteit en beschikbaarheid van hernieuwbare energiebronnen, zoals zonuren en windsterkten. De eenheid hiervoor is een zogenoemde capaciteitsfactor, die de verhouding meet tussen de elektriciteit die een zonnepaneel op een bepaalde plek kan opwekken, én de hoeveelheid elektriciteit die dit zonnepaneel maximaal kan opwekken. Deze data worden, samen met de elektriciteitsprijzen van 2017, gebruikt als schattingen voor de prijssignalen in 2030.

We gebruiken data over de elektriciteitsvraag op uurbasis voor het hele jaar 2017. Daarmee gaan we er vanuit dat deze vraag in de toekomst vergelijkbaar is met die van nu. Dit is een vereenvoudiging, omdat er verschillende trends gaande zijn die de vraag waarschijnlijk zullen veranderen: de elektrificatie van het energiesysteem zal bijvoorbeeld leiden tot een hogere vraag naar elektriciteit. Deze trend wordt deels gecompenseerd door toenemende energie-efficiëntie en een resulterende reductie van de elektriciteitsvraag.

Ten slotte zal het gebruik van elektriciteit voor andere toepassingen een ander gebruikspatroon kunnen veroorzaken. Denk bijvoorbeeld aan het opladen van elektrische auto’s. Het modelleren van deze trends is gebaseerd op vele aannames, en is heel gevoelig voor onze keuze van aannames over bijvoorbeeld ontwikkelingen van energie-efficiëntie, ontwikkelingen in de transportsector en het bijhorende beleid. Deze ontwikkelingen zijn nog zeer onzeker en het onderzoek hiervan is buiten de scope van ons artikel. Om de onzekerheid te beperken hebben we ervoor gekozen om met de daadwerkelijke elektriciteitsvraag te werken, wetende dat het elektriciteitsvraagpatroon waarschijnlijk een ondergrens is van de vraag in de toekomst. Tot slot maakt het model gebruik van gedefinieerde beleidsdoelen, zoals CO2-emissiereductiedoelen en een energie-importquota.

De opslag- en conversie-technologieën die we meenemen in het onderzoek zijn elektrolyse van waterstof, waterstofopslag en waterstofbrandstofcellen. Methanisering, het maken van synthetisch methaan uit waterstof, methaanopslag en batterijen nemen we ook mee.

We kijken naar drie beleidsscenario’s: 49, 75 en 99 procent minder uitstoot uit de elektriciteitssector in 2030 ten opzichte van 1990. Het jaar 2030 is gekozen omdat het een mijlpaal is voor beleidsmakers op de weg naar het koolstofvrije energiesysteem in 2050 (European Commission, 2011; Klimaatakkoord, 2019). Bovendien is 2030 het jaar waarin Nederland de doelen van het Klimaatakkoord en een reductie van 49 procent van de emissie van alle sectoren wil halen. Voor het Nederlandse elektriciteitssysteem is het doel voor 2030 om broeikasuitstoot met 70 procent te verminderen. Dit doel wordt weerspiegeld in het tussenliggende 75 procent emissiereductiescenario in deze studie. 

Het 49 en 75 procent emissiereductiescenario

Figuur 1 laat de optimale energiemix zien die bij de doelstelling van 49, 75 en 99 procent uitstootreductie hoort, in capaciteiten geïnstalleerd vermogen (in gigawatt). Een gigawatt uur is voldoende elektriciteit om zo'n 850.000 huishoudens tegelijkertijd te verlichten voor een uur lang. Het wordt duidelijk dat een uitstootvermindering van 49 en 75 procent met een opschaling van vooral wind op zee mogelijk wordt. Volgens het model is het het goedkoopst als het aantal zonnepaneel-installaties gelijk blijft aan de hoeveelheid in de huidige situatie en wind op land in alle emissiereductiescenario’s maximaal wordt benut. Dat is omdat wind een hogere capaciteitsfactor heeft dan zon in Nederland.

Het is opmerkelijk dat waterstof en andere opslagtechnologieën in de 49 en 75 procent emissiereductiescenario’s geen rol spelen (zie figuur 1). De reden hiervoor is dat investeren in hernieuwbare energiebronnen goedkoper is dan investeren in dure opslagtechnologieën. Het is dus efficiënter om meer windturbines te bouwen dan om bijvoorbeeld een grote batterij te gebruiken. De windturbines kunnen de piekvraag dekken en bij ‘normale’ vraag zijn ze misschien helemaal niet nodig. Bovendien kunnen de elektriciteitsoverschotten uit zonne- en windenergie vaak winstgevend aan het buitenland worden verkocht. Is de exportcapaciteit echter beperkt, dan zal er vooral minder wind-op-zee-capaciteit gebouwd moeten worden. 

Het 99 procent emissiereductiescenario

Het plaatje ziet er heel anders uit in het 99 procent-scenario: ten eerste moet een forse hoeveelheid hernieuwbare energiecapaciteit worden bijgebouwd, vooral door wind op zee uit te breiden. In totaal is er rond de 70 GW (gigawatt) aan geïnstalleerde, hernieuwbare oftewel duurzame energiecapaciteit nodig; bijna vijf keer meer dan de piekvraag in onze studie. Er zijn twee redenen voor deze overcapaciteit aan hernieuwbare energie. Ten eerste zijn de gemiddelde capaciteitsfactoren van deze energiebronnen lager in vergelijking met conventionele energiecentrales; daarom is een hogere capaciteit nodig om een bepaalde elektriciteitsvraag te dekken. Hetzelfde zonnepaneel in Nederland zal een lagere capaciteitsfactor hebben dan in bijvoorbeeld Spanje. Ten tweede moet de elektriciteitsvraag zoveel mogelijk door hernieuwbare bronnen worden gedekt omdat het elektriciteitssysteem maar heel weinig CO2-emissies uit mag stoten. Dit maakt een over-dimensionering van hernieuwbare energiebronnen nodig. Voor het eerst zien we dat er extra zonnepanelencapaciteit wordt bijgebouwd. De reden hiervoor is dat zon (beperkt) complementair is met wind: als de wind niet waait, is er een kleine kans dat de zon wel schijnt. Dit is genoeg om in zon te investeren in plaats van de relatief dure wind-op-zee-velden nog meer uit te bouwen.

Figuur 1: Optimale hernieuwbare energiemix van het Nederlands elektriciteitssysteem bij verschillende reductiescenario’s – fossiele energiebronnen zoals gasgestookte centrales zijn niet afgebeeld
Figuur 1: Optimale hernieuwbare energiemix van het Nederlands elektriciteitssysteem bij verschillende reductiescenario’s – fossiele energiebronnen zoals gasgestookte centrales zijn niet afgebeeldBron: RaboResearch en Universiteit van Luik, zie ook Berger, M. et al. (2020)

Voor het eerst zijn nu ook het gebruik van conversie-, opslag- en repowering- (vergroting van efficiëntie van energie-installaties)technologieën te zien: er aan 5 GW elektrolysers gebouwd. Kijkend naar de huidige elektrolyse-capaciteit, is dat een forse stap vooruit. Bovendien zijn in het 99 procent emissiereductiescenario nog 4,2 gigawatt uur (GWh) batterijopslag en 658 GWh waterstofopslag nodig. Het gebruik van waterstof en batterijen als opslagtechnologieën is dus goedkoper dan een nog grotere over-dimensionering van het hernieuwbare energieportfolio. Een deel van de elektriciteitsoverschotten wordt in batterijen opgeslagen. Die overschotten worden vooral als waterstof opgeslagen om vervolgens bij elektriciteitsproductietekorten weer aan het net te worden gevoed.

Kosten

De totale systeemkosten zijn in het 99 procent emissiereductiescenario bijna twee keer zo hoog als in het 49 procentscenario: 8,6 miljard euro per jaar tegen 4,7 miljard euro per jaar. In het 49 procent emissiereductiescenario vormt brandstof voor gascentrales met 40 procent van de totale kosten nog steeds de grootste kostenpost; respectievelijk 37 en 13 procent van de kosten zijn investeringen in wind op zee en wind op land. De gemiddelde elektriciteitsprijs ligt op 44,8 euro per megawattuur.

In het 99 procent scenario verdubbelen de elektriciteitskosten bijna ten opzichte van het 49 procent-scenario, naar 82 euro per megawattuur. Daarbij vormen investeringskosten in hernieuwbare energieproductiecapaciteit rond 80 procent van de totale kosten, waarbij investeringen in wind op zee rond 50 procent van de totale systeemkosten uitmaken. De inzet van brandstofcellen en elektrolysecentrales is verantwoordelijk voor respectievelijk 10 en 5 procent van de totale kosten. 

Beperkingen

Ons onderzoek kent een paar beperkingen. De belangrijkste beperking is wellicht dat we hier de waarde van waterstof alleen voor het elektriciteitssysteem beoordelen, en niet voor de gehele energietransitie. Waterstof kan mogelijk ook een belangrijke rol in de energietransitie van andere sectoren spelen, zoals brandstof voor luchtvaart en scheepvaart, het zware wegverkeer, voor de productie van hoge-temperatuurwarmte in industriële processen, voor de verwarming van bepaalde onderdelen van de gebouwde omgeving en als grondstof voor de industrie. Indien men met de vraag naar waterstof uit andere sectoren rekening houdt, zullen business cases voor waterstofproductie mogelijk worden. Dit laten we nu buiten beschouwing.

Daarnaast is het onzeker of de vraag naar elektriciteit gelijk blijft aan het vraagpatroon van 2017. Op het moment is elektriciteit twintig procent van het totale energiegebruik, maar het wordt verwacht dat dit in de toekomst kan oplopen tot vijftig procent (World Energy Council Netherlands, 2020). Volgens schattingen zal de elektriciteitsvraag in Noord-West Europa bijvoorbeeld met ongeveer tien procent zijn toegenomen in 2030 (World Energy Council Netherlands, 2020). Aan de hand van een robuustheidscheck vinden we dat de uitkomsten vergelijkbaar zijn wanneer we de vraag naar elektriciteit met tien procent verhogen. Om de extra vraag te dekken, moest meer capaciteit bijgebouwd worden: 10 procent meer voor wind of zee, rond 12 procent meer voor zon en rond 15 procent meer elektrolyse-capaciteit in het 99 procent scenario. We hebben niet met grote vraagstijgingen, van bijvoorbeeld meer dan 50 procent, en met een verandering van het vraagpatroon rekening gehouden.

We kijken ook niet naar mogelijke belemmeringen voor de uitbouw van hernieuwbare energiebronnen, zoals burgerprotesten en de not-in-my-backyard-mentaliteit. Concurrerende belangen van ruimtelijk gebruik in de Noordzee zijn deels meegenomen aangezien we de maximaal beschikbare ruimte voor wind op zee, wind op land en zonnepanelen uit onderzoeken halen waarin deze belangen zijn meegenomen.

Verder is het van belang om aan te tekenen dat de totale systeemkosten een ondergrens vormen – de kosten voor opbouw van bijvoorbeeld additionele netinfrastructuur zijn nog niet meegenomen hierin.

Conclusies

Een eerste positieve conclusie is dat Nederland genoeg hernieuwbaar potentieel heeft om de elektriciteitsvraag van 2017 te dekken bij een emissiereductie van 99 procent. Het is opmerkelijk dat Nederland een emissiereductie in zijn elektriciteitssysteem van 49 en zelfs 75 procent kan bereiken zonder dat opslagtechnologieën zoals waterstof nodig zijn. Deze worden pas nodig bij een bijna volledig emissievrij elektriciteitssysteem. Waterstof heeft veelbelovende toepassingen, maar onze resultaten laten zien dat de verduurzaming van de elektriciteitssector hier niet een van zal zijn. Doordat de kosten voor de elektriciteitssector op korte tot middellange termijn hoog zijn, zal de elektriciteitssector waarschijnlijk geen grote rol gaan spelen in de ontwikkeling van waterstof. Dit sluit andere toepassingen in sectoren zoals industrie, transport en gebouwde omgeving in de nabije toekomst niet per se uit.

Literatuur

Berger, M. et al. (2018) Centralised planning of national integrated energy system with power-to-gas and gas storages, Mediterranean Conference on Power Generation, Transmission, Distribution and Energy Conversion (MEDPOWER 2018), P. 6.  

Berger, M., Radu, D., Ryszka, K.  (2020) The role of hydrogen in the Dutch electricity system – Technical report, 26 juni 2020 

Berger, M. et al. (2020) The Role of Power-to-Gas and Carbon Capture Technologies in Cross-Sector Decarbonisation Strategies, Electric Power Systems Research, volume 180, maart 2020 

European Commission (2011) Energy Roadmap 2050COM(2011) 885 final of 15 December 2011 

Klimaatakkoord (2019) Klimaatakkoord, Den Haag, 28 juni 

Delen:

naar boven