Zoeken

Het nut van Europees geregelde energieopslag

Auteur

Kees van der Leun

Ons energiesysteem verandert snel en dit gaat de komende twintig jaar nog door, om de klimaatdoelen te halen en om te zorgen voor een betrouwbare energievoorziening. Volgens Kees van der Leun hebben we daarbij nieuwe opgaven op het gebied van leveringszekerheid, in een systeem waarin elektriciteit uit zon en wind een steeds grotere rol speelt. Ook moeten we opnieuw nadenken over voorzieningszekerheid: hoe zorgen we dat we sterker staan bij problemen met import van energiedragers van buiten de EU?

In beide vraagstukken speelt energieopslag een grote rol. We hebben daarvoor een scala van opties. Batterijen gaan op korte tijdschalen een aanzienlijke rol spelen. Maar voor de langere periodes, met grotere volumes en vermogens, is opslag van methaan en waterstof van groot belang.

Doordat ons energiesysteem nauw verbonden is met dat van de landen om ons heen, krijgt energieopslag een sterke Europese dimensie. Ik illustreer dat hier vanuit vier invalshoeken: regelbare elektriciteitsproductie, biomethaan, waterstof, en strategische gasopslag.

“Het afvangen en opslaan van CO2 bij gascentrales is niet aantrekkelijk door de lage verwachte bedrijfstijd”

In een systeem met veel wind en zon hebben we behoefte aan regelbaar elektriciteitsproductie-vermogen, naast batterijen, vraagsturing en interconnecties. Denk aan circa 10% van de jaarlijkse elektriciteitsvraag, met kortdurende uitschieters naar meer dan 50% bij weinig wind en zon. Dit geldt voor Nederland, maar ook voor de meeste andere landen in Europa. Door de relatief lage investeringskosten en de hoge technische flexibiliteit zijn gascentrales daarvoor zeer geschikt. Het afvangen en opslaan van CO2 (CCS) bij gascentrales is niet aantrekkelijk door de lage verwachte bedrijfstijd, dus voor nul emissies (per 2035 of uiterlijk 2040) gaan we waarschijnlijk groene of blauwe waterstof of biomethaan nodig hebben. Uit eerdere analyses blijkt dat – bij gebruik van waterstof – de inzet in regelbaar vermogen waarschijnlijk de piekvraag naar waterstof gaat bepalen, en daarmee ook de piekvraag naar waterstoftransport. De onderlinge ligging van waterstofopslag en gascentrales wordt dus van belang. Zowel ons elektriciteitssysteem als ons gassysteem is nauw verbonden met dat van de buurlanden, zowel fysiek als wat betreft markt, dus we moeten hier in Europees verband naar kijken.

“Geschikte toepassingen voor biomethaan zijn hybride warmtepompen en regelbare elektriciteitsproductie in gascentrales”

Momenteel gebruiken we nog veel aardgas en in 2040 hebben we nog steeds methaan in het systeem. In de EU is er een groot potentieel voor biomethaan, in Nederland bekend als groen gas. Voor 2030 wordt gestreefd naar een productievolume van 35 miljard m³ en daarna kan dit nog doorgroeien naar 100 miljard m³ per jaar; dat is 10% respectievelijk 40% van de verwachte totale vraag naar methaan. Voor Gas Infrastructure Europe, de vereniging van Europese gasinfrastructuurbedrijven, keken we recent naar de behoefte aan methaan-infrastructuur voor biomethaan (opslag en transport). Dit wordt vaak als een lokale of regionale aangelegenheid gezien, maar dat klopt niet. Zeer geschikte toepassingen voor biomethaan zijn hybride warmtepompen en regelbare elektriciteitsproductie in gascentrales. Dan moet je van productieregio naar opslag en van opslag naar gebruiksregio. Deze twee toepassingen vragen om een forse methaan-opslagcapaciteit, ook op lange termijn, waaruit snel geproduceerd kan worden. Uiteraard kan de infrastructuur dan gebruikt worden voor resterend aardgas en e-methaan. Het productiepotentieel voor biomethaan ligt ten opzichte van de huidige aardgasvraag - en waarschijnlijk ook ten opzichte van de toekomstige vraag naar methaan - veel hoger voor de EU als geheel (30%) dan voor Nederland (7%), terwijl juist een relatief groot deel van de totale EU-gasopslag in Nederland ligt. We moeten dit dus Europees zien.

“Op de langere termijn gaan we waarschijnlijk waterstof importeren uit bijvoorbeeld Finland en Spanje”

Voor EBN hebben we in twee studies naar waterstofopslag gekeken. Op grond van de uurlijkse behoefte daaraan uit de langetermijnscenario’s van netbeheerders en de fysieke eigen­schappen van opslag in gasvelden en zoutcavernes. Aan de aanbodkant leidt groene waterstof (elektrolyse) tot een opslagbehoefte: er zal daarvan meer worden geproduceerd bij veel wind en zon. De vraag in de industrie zal echter basislast zijn. Aan de vraagkant leidt inzet in regelbaar vermogen tot een opslagbehoefte: dit zal vooral nodig zijn in perioden met weinig wind en zon. Uit de analyses volgt een flinke opslagbehoefte met 10-20 cycli per jaar; grofweg veroorzaakt door het aantal keren dat periodes met veel wind en periodes met weinig wind elkaar afwisselen. Daarnaast kan een seizoenspatroon ontstaan door veel elektriciteit uit zon in de zomer en veel vraag naar elektriciteit voor warmtepompen in de winter. Analyses (zoals de onze) kijken vaak nog naar de behoefte aan waterstofopslag voor nationale vraag- en aanbodpatronen, maar we moeten er Europees naar gaan kijken. Zodra de geplande waterstofverbindingen met Duitsland en België er zijn (nu gepland rond 2030) gaan Nederlandse opslagen daarnaast ingezet worden voor het buitenland en vice versa, net als dat nu met aardgas gebeurt. Op de langere termijn gaan we waarschijnlijk waterstof importeren uit bijvoorbeeld Finland (wind) en Spanje (zon). Die landen hebben nauwelijks lege gasvelden en zoutlagen voor opslag; ze zullen dus leveren wanneer er geproduceerd wordt en gebruik maken van opslag in ons deel van Europa.

“Van strategische opslag voor aardgas is nu nog geen sprake”

Voor olie hebben we sinds de oliecrisis in de jaren ’70 van de vorige eeuw een nationale strategische voorraad van 90 dagen verbruik, beheerd door COVA, en betaald uit een heffing bij de eindgebruikers. Voor gas hebben we in Europa een seizoensopslag voor normaal gebruik, met een opslag­capaciteit van circa 30% van het jaarverbruik. Aan het begin van de winter is die bijna vol, maar na een strenge winter is daar niet veel van over. Pas sinds de gascrisis is er een bindende EU-doelstelling van 90% vullingsgraad per 1 november. Deze afspraak loopt echter volgend jaar af. Van strategische opslag voor aardgas – in te zetten bij een grote, langdurige verstoring van importstromen - is nu nog geen sprake. Op het ogenblik werken we voor het ministerie van Klimaat en Groene Groei aan leverings­zekerheid en voorzieningszekerheid in het energiesysteem van de toekomst, en opslag speelt daarin een belangrijke rol. Dit is waarschijnlijk goed te combineren met methaanopslag. Als daar een reformer bij geplaatst wordt, kan deze ook waterstof leveren in geval van verstoring van importen daarvan. Ook dit is een Europese aangelegenheid: via methaan- en waterstoftransportleidingen kan de voorraad ingezet worden door heel Europa.

Onze internationaal verbonden infrastructuur biedt kansen om een duurzaam en betrouwbaar energiesysteem te realiseren tegen lagere kosten dan als we dit nationaal zouden proberen. Energieopslag speelt daarin een belangrijke rol. Het is aan te bevelen om energieopslag-plannen, zoals de waterstofopslag-strategie waar nu aan gewerkt wordt, in nauwe samenwerking met de ons omringende landen te ontwikkelen. Dit kan bijvoorbeeld in het bestaande Pentalaterale Energieforum, waarin de Benelux-landen samenwerken met Duitsland, Frankrijk, Oostenrijk en Zwitserland. Gezien de hoge snelheid van de energietransitie en de lange doorlooptijden van aanleg van energie-infrastructuur zou hier nu al mee begonnen moeten worden.

Kees van der Leun

Kees van der Leun is managing director van Common Futures