Alliander, hoe had je dat gedacht met waterstof en zonneparken?

Mariana Proença, via Unsplash Public Domain

Alliander, netwerkbedrijf voor Gelderland, Noord-Holland, Flevoland en Friesland, komt om in het werk. Zonneparken, laadpalen, inductiekookplaten en datacenters vragen allemaal nieuwe capaciteit op de regionale elektriciteitsnetten.

Opvallende sprongen in het nauw

“De economie blijft groeien, de energietransitie versnelt en het Klimaatakkoord is gepresenteerd”, zegt Ingrid Thijssen, CEO van Alliander, bij de presentatie van de cijfers over de eerste helft van 2019.

Alliander is de bij wet aangewezen partij die elektriciteitsverbruikers en -producenten aansluit op het regionale elektriciteitsnet. Net als colleganetbeheerder Enexis komt ook Alliander daarbij handen te kort. Thijssen: “Er moet veel gebeuren aan de energie-infrastructuur. Dat vraagt om meer investeringen. Maar ook om innovaties waarmee extra werk voor de schaarse technici en onnodige investeringen in de netten zoveel mogelijk voorkomen worden.”

Toevoeging 26 juli 2019: Accuopslag, koude- of warmteproductie lijkt hier een passender oplossing (klik direct door).


Groene waterstofproductie op knelpunten in het elektriciteitsnet

Een van de innovaties die Alliander specifiek noemt in het persbericht is de productie van waterstof op locaties waar elektriciteit geproduceerd door zonnepanelen niet op het bestaande elektriciteitsnet past. “Waar geen ruimte op het net is, zou bijvoorbeeld subsidie gegeven moeten worden voor pilots met waterstof”. Dat lijkt volgens het netwerkbedrijf “op de lange termijn een goede oplossing om investeringen in de netwerken te voorkomen.”

Liever subsidie of gesocialiseerde netkosten?

Investeringen die het semipublieke Alliander doet in het net betalen alle aangesloten klanten samen. Het is dus fijn als Alliander de hand op de knip houdt. Toch is het wonderlijk dat de netbeheerder pleit voor subsidie op een lokale verbruiker van elektriciteit om investeringen in haar net te vermijden.

Net als de kosten voor netbeheer betalen we ook subsidies tenslotte met zijn allen. Het is zeker geen uitgemaakte zaak dat het produceren van waterstof, in plaats van het uitbreiden van het elektriciteitsnet, in het belang van Allianders klanten is.

Elektrolysers en stroompieken zijn geen vrienden

Elektrolysers, de installaties die (vloeibaar) water met elektriciteit splitsen in waterstof en zuurstof, vergen ook grote investeringen. Per megawatt vermogen kost een elektrolyser zo € 0,5 tot 1,2 mln*. Stel dat Alliander een gepland zonnepark van 20 megawatt helemaal niet** in het huidige net kan inpassen. Dan is er een elektrolyser van 20 megawatt nodig. Een investering van € 10 tot 24 mln dus, om een investering (van mij onbekende omvang) in het elektriciteitsnet uit te sparen.

Tot ruim 15 euro voor een kilo waterstof?

Zo’n dure elektrolyser zou je als investeerder graag goed benutten. Maar dat kan niet met zonnepanelen. Zonnepanelen in Nederland hebben typisch een ‘benuttingsgraad’ van 10%. Meer schijnt de zon in Nederland gewoon niet.

Als je de waterstoffabriek met enkel zonnestroom voedt, heeft de elektrolyser dus ook een benuttingsgraad van 10%. Een elektrolyser is een installatie die slijt. De duurste onderdelen gaan ongeveer 8 jaar mee. Over de levensduur zet de elektrolyser van 20 megawatt (gevoed door 20 megawatt zonnepanelen) zo’n 140 miljoen kilowattuur zonnestroom om in waterstof.

Uitgaande van € 10 mln tot € 22 mln voor de installatie komt dat neer op € 0,07-0,17 per omgezette kilowattuur. De zonnestroom zelf kost (inclusief subsidie) al zo’n € 0,09 en om een kilo waterstof (de gangbare eenheid) te produceren is zeker 55 kilowattuur nodig. Dat komt dan neer op zo’n € 8,80-15,40 per kilo waterstof. Grijze waterstof kost hooguit € 1 à 2 per kilo. Dat Alliander graag subsidie ziet voor deze innovatie moge duidelijk zijn.

Een zeer ongemakkelijke suggestie

Dit alles roept de vraag op wat de omvang van de reguliere netinvestering anders was geweest. Als de kosteninschatting voor waterstofproductie zoals ik’m hierboven beschrijf grosso modo klopt én de experts van Alliander deze case desondanks economisch interessant achten in vergelijk met het uitbreiden van het elektriciteitsnet, is er iets goed mis.

Waar zit de rekenfout?

Dat suggereert dan namelijk dat de netinvesteringen om de opwek van deze – ongunstig gesitueerde – zonneparken naar eindgebruikers te transporteren, kunnen oplopen tot ruim boven de € 0,07 per kilowattuur.

Als dat het geval is, moeten we nog eens goed nadenken over nieuwe zonneparken in gebieden met een netinfrastructuur die daar in de verste verte niet op toegerust is. Ik hoop dat of ik of iemand bij Alliander een knullige rekenfout heeft gemaakt***.

Toevoeging 26 juli 2019 hieronder:


Accuopslag, koude- of warmteproductie lijkt hier passender

In plaats van een elektrolyser kun je in een situatie met een net dat slechts een deel van het zonneproject aankan ook kiezen voor accuopslag. De schaarse momenten dat een zonnepark zijn maximale vermogen levert, duren hooguit enkele uren.

Gebruik overtollige zonnestroom om stallen te koelen

In de avond kan de in de accu opgeslagen zonnestroom alsnog het net op, tegen betere marktprijzen. Een zonnepark van 20 megawatt met een aansluiting van maximaal 10 megawatt zou met 15 megawattuur (MWh) aan accu’s vrijwel nooit elektriciteit hoeven weg te gooien.

De investering voor de ‘Big Battery’ van Tesla en Neoen in Australië betrof in 2017 € 56 mln, voor een opslagcapaciteit van 129 MWh. Twee jaar later zijn de kosten voor accu’s verder afgenomen, laten we aannemen dat een accuproject van 15 MWh nu € 4 tot 6,5 mln zou kosten. Naar mijn smaak nog teveel voor een gesubsidieerd zonnepark op een ongunstige plek, maar als dat park er echt moet komen en je wil echt niets in het net investeren dan lijkt mij dit de passender oplossing.

Een andere oplossing zou nog kunnen zijn om de zonnestroom die niet het net op kan om te zetten in koude. In het buitengebied kan er ook op warme dagen behoefte zijn aan koude, bijvoorbeeld voor het koelen van melk of het voorkomen van hittestress in tuinbouwkassen of stallen met kippen of varkens. Qua investering heb ik hiervoor geen cijfers paraat maar de kans dat ook dit beter uit komt dan waterstofproductie acht ik reëel. Hetzelfde geldt voor de productie en opslag van warmte. Afgezien van extreme dagen douchen we ook midden in de zomer meestal nog met warm water.

Einde toevoeging.


*Wat als deze pilots opschalen? De kostenraming hierboven is gebaseerd op getallen die ik hoor voor waterstofproductie op schaal. De waterstof uit de pilots die Alliander voorstelt, zal per kilo flink duurder zijn. Dat is prima. Het zijn pilots.

**Wat bij een hybride opstelling? In het bovenstaande voorbeeld ging ik uit van een zonnepark van 20 megawatt dat in zijn geheel niet op het net past. Wat in de praktijk vaak voorkomt is dat er bijvoorbeeld nog ruimte is voor 10 of 15 megawatt. Dan zou een investeerder alleen voor het restvermogen een elektrolyser kunnen plaatsen. Dat maakt de business case wel nog veel beroerder. De elektrolyser zou nu alleen in de middaguren benut worden. Als de zon lager aan de hemel staat of het bewolkt is levert een zonnepark van 20 megawatt slechts 10 of 15 megawatt. Dat past in dit geval wel op het net, en hoeft dus niet door de elektrolyser.

***Toevoeging 27 juli 2019: Uit enkele gesprekken naar aanleiding van dit artikel maak ik op dat voor een select aantal zonneparken met een SDE-beschikking de netinvesteringen zo hoog zullen zijn dat een (optimistische) case voor elektrolyse daadwerkelijk te maken valt. Zou misschien reden moeten zijn om de beschikking in te trekken. Dat besluit is echter niet aan de netbeheerder. 


Imagecredit: Mariana Proença, via Unsplash Public Domain

Dit vind je misschien ook leuk...