energieopslag op grote schaal

Bijgewerkt op: sep 15

Een overzicht

Tesla ‘Big Battery’, Hornsdale Power Reserve, Australië

Met een toenemend aandeel aan variabele wind- en zonne-energie in de energiemix wordt de nood aan energieopslag groter. Er doen veel verschillende concepten de ronde en wordt heel wat over gehypet. Er bestaan ook veel misvattingen over. En soms wordt er onzin verteld. In deze bijdrage probeer ik een overzicht te maken. Een persoonlijke samenvatting, met een ingenieurshoed op.

Het probleem

Het lijkt er op dat hernieuwbare energie een essentieel onderdeel wordt van de koolstofvrije energiemix van de toekomst, met vooral voor wind en zon een veel groter aandeel. Maar wind en zon brengen niet onbelangrijke problemen mee, omdat ze variabel en niet regelbaar zijn: hoeveel elektriciteit ze produceren hangt af van het weer, en ze kunnen niet simpelweg bijgeregeld worden om de vraag te volgen. Zo ontstaat er een onbalans tussen vraag en aanbod.

Die onbalans komt van twee kanten:

De productiekant is het duidelijkst: ’s nachts schijnt de zon niet. Elke nacht valt de zonnestroom dus uit. Ook over het jaar is zonnestroom heel ongelijk verdeeld: van oktober tot maart valt de gemiddelde opbrengst van zonnepanelen op een derde, in vergelijking met april tot september. Met een goeie combinatie van wind en zon kan de jaarproductie redelijk uitgevlakt worden (in de winter is er nl. meer wind). Maar dan nog zijn er regelmatig periodes tot wel twee weken met heel weinig wind en zon.

Tegelijk is ook het verbruik verre van gelijkmatig: het elektriciteitsverbruik piekt elke dag ’s morgens en vooral ‘s avonds, en daalt sterk ‘s nachts. In de winter neemt het energieverbruik overal sterk toe voor gebouwenverwarming, zowel elektrisch als niet-elektrisch.


Globaal gezien is er in een energiesysteem gebaseerd op wind en zon systematisch een tekort in de winter en een overschot in de zomer.


Zolang hernieuwbare energie een bescheiden percentage van de energiemix vertegenwoordigt zijn die nadelen redelijk goed te absorberen door de rest van het energiesysteem. Maar naarmate het aandeel groter en groter wordt, zullen we dat nadeel steeds duidelijker gaan zien. Het is een intrinsieke eigenschap van een systeem met veel hernieuwbare energie, waar we rekening moeten mee houden en oplossingen voor moeten vinden.


Bij discussies over energieopslag is het belangrijk om de verschillende tijdschalen (dag, week, seizoen) van de balans tussen vraag en aanbod in de gaten te houden. Verschillende tijdschalen vragen meestal om verschillende oplossingen/technologieën.

De huidige situatie

Elektriciteit

Neem nu het elektriciteitsnet. Niet zo heel erg zichtbaar, maar dat is een ontzettend nauwkeurig afgestelde 24/7/365 balans tussen vraag en aanbod. Bij de minste onbalans tussen de gezamenlijke productie en het gezamenlijke verbruik loopt de netfrequentie van 50 Hz weg en riskeert er op het elektriciteitsnet van alles fout te lopen.

In het huidige Belgische net wordt de balans in evenwicht gehouden door een nagenoeg constante nucleaire baseload (~40%), met daar bovenop flexibel regelbare gascentrales (~40%). Een bescheiden hoeveelheid variabele hernieuwbare energie (~20%) kan daar voorlopig gemakkelijk ingemengd worden. Restjes worden opgevangen door import uit de buurlanden (<3%). Heel occasioneel zorgen nucleair + hernieuwbare energie samen voor een overproductie en wordt er geëxporteerd, of moeten windturbines afgezet worden. Rond het balanceren van het elektriciteitsnet is een heel marktsysteem gebouwd, met lange- en kortetermijnmarkten voor het leveren van MWh, maar ook aparte markten voor het klaarhouden van MW capaciteit en voor balanceringsdiensten. De fameuze CRM-capaciteitsveilingen waar de nieuwe gascentrales in België in de herfst van dit jaar zullen dingen naar subsidies, gaan net om contracten, niet voor MWh levering maar voor het klaarhouden van MW capaciteit ingeval van tekorten.

De problemen met de variabiliteit van hernieuwbare energie beginnen nu al aan de oppervlakte te komen in het verhaal van de terugdraaiende tellers voor zonnepanelen. Dat is niet alleen een probleem van de capaciteit van het distributienet, maar ook van marktwerking. Zonnestroom die op een zonnige zomermiddag massaal op het net gedumpt wordt, terwijl er niemand thuis is om die stroom te gebruiken, is weinig waard. Stroom om huizen te verwarmen in een donkere winter des te meer. De ene kWh is dus duidelijk de andere niet, en zonder energieopslag trekken terugdraaiende tellers die markt scheef. Dat probleem zal nog toenemen als het aandeel hernieuwbare energie belangrijker wordt. Meer en meer gaan we rekening moeten houden met de waarde en de prijs van de stroom op een bepaald moment.

Gas en olie

Voor gebouwenverwarming, transport en industriële proceswarmte is de voortdurende balans tussen vraag en aanbod zodanig vanzelfsprekend dat we er niet eens meer over nadenken: we zijn gewend dat er altijd gas uit de kraan komt, en dat er benzine is aan de pomp. Toch is ook die balans er niet zomaar: ze is gebaseerd op een energiedrager (gas, olie, benzine, ..) die makkelijk in grote hoeveelheden kan opgeslagen en getransporteerd worden, en door strategische voorraden.


Voor aardgas bijvoorbeeld, zijn er in België voorraden in de LNG-terminal van Zeebrugge, en in de ondergrondse gasopslag van Fluxys in Loenhout. Die laatste is goed voor 8.2 TWh, of 50 dagen aan 7 GW.


Als je begint na te denken over een systeem gebaseerd op louter wind en zon, wordt dat wel even een ander verhaal. Valt dat even makkelijk te organiseren?

Oplossingen

Er zijn 4 mogelijke groepen van maatregelen om om te gaan met de onbalans tussen vraag en aanbod bij een hoog aandeel aan hernieuwbare energie: back-up, vraagsturing, interconnectie en energieopslag.


Back-up

De variabiliteit van hernieuwbare energie kan opgevangen worden door een back-up te voorzien met flexibel regelbare elektriciteitscentrales. Momenteel wordt daarin voorzien door fossiele gascentrales. Maar laat dat nu net zijn waar we op termijn van af willen raken. Biomassacentrales kunnen op papier CO2-neutraal zijn, maar het grootschalig verbouwen van biomassa om te verbranden is op zijn minst problematisch. Gascentrales met CCS (Carbon Capture and Storage) worden voorzien van een inrichting om de CO2 af te vangen, te transporteren en op een geschikte plaats ondergronds op te slaan. CCS-technologie is momenteel echter nog zeer duur en de infrastructuur voor transport en opslag ontbreekt grotendeels. Dus CCS is nog niet voor morgen.


Gascentrales op groene waterstof zijn het uiteindelijke doel, maar daar komen we later in het verhaal nog bij.


Tenslotte kan CO2-vrije flexibiliteit ook geleverd worden door moduleerbare kernreactoren. De huidige generatie kerncentrales zijn slechts beperkt (tot niet) regelbaar en kunnen de variabiliteit van hernieuwbare energie niet echt opvangen. Bij de nieuwe generatie SMR-reactoren daarentegen, is moduleerbaarheid van bij het begin in het ontwerp meegenomen.

Vraagsturing

Vraagsturing probeert het elektriciteitsverbruik beter af te stemmen op de variabele productie. Bij vraagsturing worden bepaalde verbruikers (toestellen, installaties) ingeschakeld op momenten dat er veel productie is, en uitgeschakeld op momenten dat er weinig productie is. Dat kan je begrijpelijkerwijs niet doen voor elke verbruiker.

Vraagsturing wordt nu al ingezet bij industriële grootverbruikers. Sommige bedrijven kunnen bepaalde, minder kritische delen van hun productieproces tijdelijk uitschakelen bij (eerder occasionele) tekorten op het net. Ze worden daarvoor vergoed. In de CRM-capaciteitsveilingen kunnen bedrijven meedingen naar capaciteitscontracten met deze ‘afschakelcapaciteit’.

Residentiële vraagsturing wordt mogelijk gemaakt door de digitale meter. Die kan op termijn wasmachines, droogkasten en elektrische boilers aanschakelen als er bv. veel zonnestroom is. Gebruikers moeten dan wel accepteren dat die toestellen gaan draaien wanneer ze niet thuis zijn. Het is nog niet heel duidelijk hoeveel piekvermogen je over heel het elektriciteitsnet kan uitsparen met residentiële vraagsturing, en of het sop de kool wel waard is. Op termijn zal residentiële vraagsturing zeker zinvol worden voor nieuwe, grote energieslokops als warmtepompen en het opladen van elektrische auto’s. Maar dat is dus eerder het aanpakken van een nieuw probleem i.p.v. de bestaande situatie te verbeteren. In alle geval helpt residentiële vraagsturing enkel met het verschuiven van de belastingspiek binnen een etmaal. Twee weken met weinig wind en zon kan je er niet mee overbruggen, laat staan een koude winter.

Interconnectie

Men kan proberen de weersafhankelijkheid van hernieuwbare energie uit te vlakken door grotere gebieden met elkaar te verbinden. Als de productie in één gebied tijdelijk (of permanent) wat minder is, kan er gewoon geïmporteerd worden uit een ander gebied.


Zo kan je bijvoorbeeld binnen Europa een continentale uitmiddeling proberen te bereiken. Vooral voor windenergie lijkt daar wel iets voor te zeggen. Ook al omdat er dan gebruik kan gemaakt worden van offshore windparken in open zee, waar er een meer constante wind is. Internationale hoogspanningsverbindingen heten interconnectoren, en Europa heeft een uitgebreid net van zulke interconnectoren, dat nog voortdurend versterkt en uitgebreid wordt.

België is een van de best geinterconnecteerde landen binnen Europa. We importeren momenteel vooral uit Frankrijk, Nederland en Duitsland. Maar in de toekomst importeren we wellicht meer offshore windenergie uit de UK, Denemarken en later uit de open Noordzee. Interconnectie is sowieso erg belangrijk voor een dichtbevolkt land met weinig open ruimte als België, dat op termijn wellicht een belangrijke netto-importeur van hernieuwbare energie wordt.

Vertrouwen op import heeft natuurlijk een element van onzekerheid: op korte termijn wordt de import vanuit Frankrijk en Duitsland onzekerder omdat daar nucleaire en fossiele centrales buiten dienst gesteld worden. Om hernieuwbare energie te laten overnemen zal er heel wat samenwerking binnen de EU nodig zijn. Of interconnectie in Europa echt altijd de productie kan uitmiddelen is ook nog maar de vraag: er komen vaak periodes voor waar het eigenlijk nergens in Europa redelijk waait. Voor zonne-energie is de uitmiddeling nog minder evident.


Energieopslag

Maturiteit

Er gaat in de (sociale) media heel wat rond over technologie voor energieopslag. Van baanbrekende nieuwe concepten in fundamenteel onderzoek tot garageprojekten die claimen het verschil te gaan maken. Belangrijk is om de maturiteit van een idee in te schatten. Niet alles wat tot de verbeelding spreekt, is in de echte wereld ook technisch en economisch haalbaar, schaalbaar en kostenefficiënt. Concepten hebben ook tijd nodig om hun maturiteit te bewijzen. Ze moeten een momentum opbouwen en een ecosysteem creëren (producten, producenten, klanten, infrastructuur, wettelijk kader…). Er moet in die maturiteitscyclus onderscheid gemaakt worden tussen concept, pilootproject (veelal op 10x of 100x kleinere schaal dan de uiteindelijke target), en commerciële uitrol. Daar gaan al snel een paar decennia over.


Vermogen en capaciteit

Verder is het belangrijk om op elk project voor energieopslag een paar getallen te plakken. Het (maximaal) vermogen dat een energieopslag kan leveren wordt uitgedrukt in kW, MW of GW. De capaciteit is de hoeveelheid energie die je erin kan opslaan en wordt uitgedrukt in kWh, MWh of GWh. De capaciteit kan ook uitgedrukt worden in hoelang de opslag energie kan leveren (in uren of dagen) bij maximaal of gemiddeld vermogen.


Zinloze investeringen, nichetoepassingen en zinvolle grijze muizen


Gravitatie

Om met de kneusjes te beginnen: gravitationele systemen* slaan energie op door betonnen blokken op te hijsen in oude mijnschachten of karretjes de heuvel op te trekken. Een bijzonder spectaculair systeem is een torenkraan die met een soort betonnen legoblokken een toren opbouwt en weer afbreekt. Die gravitationele systemen hebben gemeenschappelijk dat ze zeer grote installaties vergen voor belachelijk weinig energieopslag. Om een idee te geven: om de opslagcapaciteit van de batterij van een Tesla-wagen te halen met gravitatie zou je diezelfde wagen (2000 kg), 20 km moeten ophijsen.

(*) Waterkrachtcentrales (gepompt of niet) zijn gravitationele systemen die wél werken.

Inertie

Inertiale systemen slaan energie op als kinetische energie van zware massa’s, van vliegwielen tot maglev-treinen die volgeladen met betonblokken in luchtledige ondergrondse tunnels rondtollen. Die systemen zijn eigenlijk in hetzelfde bedje ziek als de gravitationele: diezelfde Tesla van daarnet moet je laten rondtollen aan 1000 km/h om de opslagcapaciteit van zijn eigen batterij te halen.

Perslucht

Persluchtsystemen persen lucht samen om die later weer te laten ontsnappen. Om iets of wat opslagcapaciteit te halen moet je gebruik maken van grote ondergrondse holten (aquifers, oude zoutmijnen). De opslagcapaciteit is van de orde van een dag, en er is redelijk wat energieverlies bij het samenpersen en het terug ontspannen. Op bepaalde plaatsen waar natuurlijke holten beschikbaar zijn kan het zinnig zijn, maar waarschijnlijk blijft dit een niche-toepassing. Een beetje zoals de scheepslift van Strépy: een merkwaardigheid waar we binnen 30 jaar op zondag naar gaan kijken.

Warmte-opslag

Reservoirs van gesmolten zout of basalt worden rechtsreeks opgewarmd (tot 500-800 C) door geconcentreerde zonnewarmte in thermische zonnecentrales (bv. de NOOR-centrale in Ouarzazate, Marokko). Die warmte kan op gelijk welk moment gebruikt worden om stoom te maken voor turbines, en zo elektriciteit op te wekken. Daarmee kunnen die centrales ook ’s nacht elektriciteit blijven leveren, en flexibel inspelen op een elektriciteitsvraag.

Warmte-opslag in basalt of andere gesteenten kan ook gebruikt worden bij grotere fotovoltaïsche zonneparken of windparken. Het basalt wordt dan rechtstreeks verhit met elektrische stroom, of met warmtepompen. De opslagcapaciteit is meestal van de orde van 8 uur, en speelt in hetzelfde veld als batterij-opslag (waar we later op terugkomen), maar kan mogelijks goedkoper worden op grote schaal.

Ietwat saaier misschien, maar warmtenetten op basis van hernieuwbare energie (met warmtepompen) worden in de toekomst, wanneer fossiele stookolie en gas moeten verdwijnen, ongetwijfeld belangrijker voor gebouwenverwarming, Die warmtenetten kunnen voorzien worden van seizoensopslag, bijvoorbeeld in ondergrondse waterreservoirs. Zo kan een zomers overschot aan hernieuwbare energie gebufferd worden voor verwarming in de winter.

Warmwaterreservoirs bij residentiële warmtepompen zijn ook een vorm van warmte-opslag. Je kan ze overdag opwarmen met goedkope zonne-energie en die warmte op gelijk welk moment van de dag gebruiken voor verwarming en sanitair water. De winter, of zelfs maar twee donkere weken ga je er echter niet mee overbruggen.

Batterijen

Batterijen gaan het helemaal maken, lijkt het. De technologie kreeg zijn momentum door elektrische auto’s. Elon Musk van Tesla is daar niet vreemd aan. Maar de autobatterij heeft ondertussen spin-offs: als thuisbatterij voor zonnepanelen, en op grote schaal als netbatterij bij zonneparken of gewoon zonder meer aan het net gekoppeld.

Batterijen kunnen veel energie opslaan in een klein volume en zijn zeer efficiënt. Ze zijn nog redelijk duur, maar worden steeds goedkoper. Li-ion is momenteel de winnaar, maar er zijn ook andere batterijtypes.

Batterijen kunnen elektriciteit opslaan voor enkele uren. Ze kunnen dus ingezet worden om de piekbelasting te verschuiven binnen een etmaal. Bijvoorbeeld bij residentiële zonnepanelen of in zonneparken. Netbatterijen kunnen ook ingezet worden om het elektriciteitsnet te stabiliseren op korte tijdsschalen (10-30 minuten).

Een typische thuisbatterij heeft een piekvermogen van 5 kW en een capaciteit van 3 tot 20 kWh, en kan het dus enkele uren uithouden. Genoeg om de avondpiek op te vangen. ’s Werelds grootste ‘Big Battery’ staat in Australie, bij een zonnepark. Ze kan een piekvermogen van 150 MW leveren gedurende anderhalf uur (langer bij lager vermogen). Ook in België staan een paar (kleinschaliger) netbatterijen. Bijvoorbeeld bij het zonnepark van Terhills (18 MW). Die kan ondermeer ingeschakeld worden om het Elia-net te helpen stabiliseren. Netbatterijen kunnen meedingen in de CRM-capaciteitsveilingen, in competitie met de gascentrales. Uit bovenstaande mag echter blijken dat ze nooit op dezelfde hoogte kunnen komen als gascentrales, omdat ze nooit twee donkere weken zonder wind, of een barre winter kunnen overbruggen. Gascentrales wel.

Waterkracht

De grootste batterij van België ligt in Coo. Geen echte batterij, maar een gepompte waterkrachtcentrale: twee waterreservoirs met een hoogteverschil van 270 m. De installatie is indertijd gebouwd om flexibiliteit te geven aan de kerncentrale van Tihange: ‘s nachts wordt water opgepompt van het onderste naar het bovenste reservoir, en in de piekuren vloeit het terug van boven naar beneden, door de turbines. Coo heeft een piekvermogen van 1.1 GW en bij een vol bovenste reservoir houdt het waterbekken het 6 uur uit. Dat is dus terug goed om een piekbelasting te verschuiven binnen een etmaal. En daar wordt Coo dan ook dagelijks voor gebruikt. Coo zal actief gehouden worden, ook na de kernuitstap. Er is in dat kader zelfs een modernisering en een bescheiden uitbreiding gepland.

Er is wereldwijd niet zo veel gepompte-waterkrachtcapaciteit geïnstalleerd. Er zijn wel veel conventionele stuwdammen met een reservoir, en omdat de turbines daarvan flexibel op- en afgezet kunnen worden, kunnen ze ook fungeren als energieopslag. Zo is de totale capaciteit van alle Noorse stuwdammen samen 90 TWh, of 100 dagen aan een piekvermogen van 38 GW. Noorwegen is een netto-exporteur van elektriciteit, en vangt ondermeer tijdelijke tekorten op in Denemarken, Duitsland en Nederland. De export van Noorse hydro-elektriciteit is momenteel beperkt omdat die in eerste instantie gebruikt wordt om het eigen binnenland van stroom te voorzien. Binnen Europa zou de Noorse hydro-elektriciteit efficiënter en commercieel lucratiever kunnen uitgebaat worden, door de uitbouw van wind- en zonne-energie voor eigen gebruik (of import vanuit Denemarken), en door de ‘hoogwaardiger’, flexibeler hydro-stroom te exporteren aan hogere prijzen. Noorwegen wordt daarom soms wel eens de batterij van Europa genoemd, maar als je die 90 TWh capaciteit vergelijkt met een Europees jaarverbruik van 3000 TWh, is dat toch maar een klein batterijtje. Ook elders in Europa (Frankrijk, de Alpen, Zuid-Europa) is er behoorlijk wat hydro-elektriciteit. De ruimte voor uitbreiding van hydro-elektriciteit in Europa is zeer beperkt: de milieu-impact van nieuwe stuwdammen is ook zeer aanzienlijk.

Groene waterstof en synfuels

Wie seizoensopslag wil hebben, en geen beschikking heeft over massale hydro-elektriciteit, is finaal aangewezen op chemische moleculen als energiedrager.

De basis van alles is groene waterstof. Die wordt verkregen door elektrolyse van water in waterstof en zuurstof, met hernieuwbare elektriciteit van wind en zon. De zo verkregen waterstof kan je dan verbranden in gascentrales (als back-up voor wind en zon), gebruiken als brandstof voor zwaar vrachtverkeer en schepen (in verbrandingsmotoren of brandstofcellen), of voor gebouwenverwarming en industriële proceswarmte.

Het transport en de opslag van waterstof is nogal problematisch, het kan alleen onder hoge druk of bij lage temperatuur. Vloeibare synthetische brandstoffen (synfuels) zijn makkelijker te transporteren en op te slaan. Ammoniak (NH3) is nog steeds een CO2-vrije brandstof en kan gemakkelijk gemaakt worden vertrekkende van groene waterstof. Of je kan de waterstof laten reageren met CO2 die je eerst uit de lucht gehaald heb met Direct Air Capture, tot methaan, methanol, ethanol en andere afgeleide brandstoffen. Als je die dan later verbrandt, ben je nog steeds CO2-neutraal.

Er is de laatste tijd een hele hype ontstaan rond (groene) waterstof, maar het economisch plaatje is voorlopig verre van rooskleurig. Een eerste probleem is dat je bij de omzetting van elektriciteit naar waterstof (door elektrolyse) en terug naar elektriciteit (in een gascentrale) zo’n 60% van de energie verliest. Een tweede probleem is de kostprijs van elektrolysers.

Het gevolg is dat groene waterstof voorlopig heel erg duur is. Te duur voor energieopslag. De eerste groene waterstof kan veel beter gebruikt worden als reactiegas in de chemische industrie. Daar zijn grote hoeveelheden waterstof nodig voor o.m. de fabricage van kunstmest en plastics. Die waterstof wordt nu bijna uitsluitend gemaakt uit fossiele brandstoffen (met uitstoot van CO2), dus daar valt ook een pak te winnen. De eerstvolgende toepassing is als brandstof voor scheepvaart en zwaar vervoer, en voor synfuels voor de luchtvaart. Helemaal op het einde kan je eraan denken om groene waterstof te gebruiken voor elektriciteitsproductie en huizenverwarming.

Een ander gevolg is dat elektrolysers niet zomaar kunnen draaien op occasionele overschotten van wind en zon. Wie een waterstoffabriek met dure elektrolysers bouwt, wil ze continu laten draaien, ook als de hernieuwbare energie spotgoedkoop is. Het ziet er dus naar uit dat waterstoffabrieken beroep gaan doen op eigen wind- en zonneparken.

Wereldwijd is er nog maar heel weinig capaciteit aan elektrolysers geïnstalleerd (allemaal samen amper 200 MW). De meeste projekten bevinden zich nog in de pilootfase. De EU heeft een waterstofstrategie uitgezet, en Vlaanderen sluit zich aan met een eigen Vlaamse Waterstofvisie. Alhoewel het twijfelachtig is of we in België ooit zelf veel waterstof gaan produceren. Daarvoor is het productiepotentieel voor hernieuwbare energie veel te beperkt. Meer waarschijnlijk is het dat de productie van groene waterstof een specialiteit wordt in streken waar er plaats is, en overvloedige zon en/of wind om goedkope hernieuwbare energie te maken (Noord-Afrika, het Midden-Oosten, Australië, de Zuidelijke VS). In Oman bijvoorbeeld wordt een 25 GW fabriek van groene waterstof en ammoniak op basis van wind en zon gepland. De vloeibare ammoniak kan dan met olietankers naar Europa getransporteerd worden. Blijkbaar zijn er al gesprekken tussen België en Oman daarover.

Dichter bij ons plant Denemarken twee energie-eilanden in zee. Die verzamelen de elektriciteit van verschillende offshore windparken, met batterijen en een waterstoffabriek erbij.

Een voorlopige samenvatting

  • Systeemproblemen met de variabiliteit van wind- en zonne-energie zijn nu nog niet heel erg zichtbaar en worden daardoor soms geminimaliseerd door sommige voorstanders van 100% hernieuwbare energie. Bij een stijgend aandeel in de energiemix gaan die problemen echter steeds manifester worden.

  • De onbalansen tussen vraag en aanbod zitten op verschillende tijdschalen: dag/nacht, week, seizoen. Verschillende tijdschalen vragen om verschillende oplossingen.

  • Back-up door niet-hernieuwbare bronnen, vraagsturing, interconnectie en energieopslag zullen wellicht allemaal een stukje van een oplossing bijdragen.

  • Interconnectie binnen Europa wordt sowieso erg belangijk voor een land als Belgie dat op termijn wellicht een belangrijke netto-importeur van hernieuwbare energie wordt. Voor de exploitatie van offshore wind in open zee zal sterke Europese samenwerking nodig zijn.

  • Van residentiële vraagsturing valt op korte termijn niet zo heel veel winst te verwachten. Maar wél om in de toekomst te zorgen dat het aanschakelen van warmtepompen en het opladen van elektrische auto’s op de juiste momenten van de dag gebeuren.

  • Er zijn veel verschillende concepten voor energieopslag, maar ze gaan het zeker niet allemaal maken. Het is belangrijk om de maturiteit juist in te schatten: concept, pilootproject, commerciële uitrol. En soms is een beetje basisfysica ook nuttig.

  • Als de prijsdalingen zich verder doorzetten, worden batterijen een no-brainer voor dag/nachtuitmiddeling van zonne-energie. Zowel de thuisbatterij als de netbatterij bij zonneparken. Voor grote zonnefarms kunnen systemen op basis van warmte-opslag misschien goedkoper worden dan batterijen.

  • Bestaande hydro-elektriciteit zou binnen Europa misschien beter kunnen gevaloriseerd worden als de landen die beschikken over hydro-elektriciteit, voor het binnenlandse elektriciteitsverbruik meer beroep te doen op goedkope wind en zon, en de ‘hoogwaardige’ hydro-elektriciteit voorbehouden voor flexibiliteit en export.

  • Voor seizoensopslag kan je niet om groene waterstof heen. Ondanks de hype valt er op korte termijn niet te veel te verwachten van groene waterstof voor opslag van hernieuwbare energie. Het economisch plaatje is vooralsnog verre van rooskleurig, door de bedroevende omzettingsefficiëntie, en de kost van de elektrolysers. De eerste toepassingen van groene waterstof zitten bijgevolg niet in de energieopslag. Wanneer het er ooit van komt, lijken waterstoffabrieken eerder een specialiteit te worden in regio’s waar er veel zon en/of wind is om zeer goedkope hernieuwbare energie te maken.

  • Al bij al blijkt het concept van 100% hernieuwbare energie verre van een done deal. En niet alleen omwille van de variabiliteit. Propere nucleaire reactoren van het nieuwe soort kunnen perfect naast hernieuwbare energie bestaan en de compacte, energie-dense werkpaarden voor de industrie en publieke infrastruktuur worden. Moduleerbare SMRs kunnen perfect de variabiliteit van hernieuwbare energie opvangen.

Bio


Ivan Clemminck is Burgerlijk Natuurkundig Ingenieur en heeft een PhD in de Toegepaste Wetenschappen. Hij heeft een brede interesse in de technische en maatschappelijke aspecten van een duurzame en florissante wereld. Hij werkt bij Nokia.