Drie suggesties voor de Klimaat en Energieverkenning 2025: “Stel het EU-perspectief centraal, maak onderscheid tussen verschuiving van emissies en echte klimaatwinst, en besteedt aandacht aan voorzieningszekerheid. Zodat de reeds fraaie Klimaat en Energieverkenning nog beter wordt.”
LINK
The future energy system could benefit from the integration of the independent gas, heat and electricity infrastructures. In addition to an increase in exergy efficiency, such a Hybrid Energy Network (HEN) could support the increase of intermittent renewable energy sources by offering increased operational flexibility. Nowadays, the expectations on Natural Gas resources forecast an increase in the application of Liquefied Natural Gas (LNG), as a means of storage and transportation, which has a high exergy value due to the low temperature. Therefore, we analysed the integration of a decentralized LNG regasification with a CHP (Waste-to-Energy) plant, to determine whether the integration could offer additional operational flexibility for the future energy network with intermittent renewable energy sources, under optimized exergy efficient conditions. We compared the independent system with two systems integrated by means of 1) Organic Rankine Cycle and 2) Stirling Engine using the cold of the LNG, that we analysed using a simplified deterministic model based on the energy hub concept. We use the hourly measured electricity and heat demand patterns for 200 households with 35% of the households producing electricity from PV according to a typical measured solar insolation pattern in The Netherlands. We found that for both systems the decentralized LNG regasification integrated with the W2E plant affects the imbalance of the system for electricity and heat, due to the additional redundant paths to produced electricity. The integration of the systems offers additional operational flexibility depending on the means of integration and its availability to produce additional energy carriers. For our future work, we will extend the model, taking into account the variability and randomness in the different parameters, which may cause significant changes in the performance and reliability of the model.
DOCUMENT
In het kader van het FLEX P2G project zijn prototypes van een 50 KW PEMWE electrolyser en van een SEM reactor ontwikkeld. Met behulp van deze Power to Gas (P2G) technologie kan door middel van elektrolyse eerst waterstof en vervolgens ‐ na een reactie met CO2‐ methaan worden geproduceerd. Dit onderzoek richt zich op het inzichtelijk maken en identificeren van (niche)markten en het ontwikkelen van business cases voor deze technologie. Hiertoe worden alle kosten en baten van de technologie geïnventariseerd en voor zover mogelijk gemonetariseerd.Er zijn vier mogelijke modellen voor de toepassing van P2G technologie onderzocht. Deze vier modellen kennen elk meerdere varianten. In het dedicated model wordt de elektriciteitsproductie van een PV‐installatie en/of een windturbine volledig benut voor P2G. Het methaan wordt verkochtaan derden. In het Gas voor eigen gebruik model wordt de elektriciteitsproductie van een PVinstallatie of een windturbine ook volledig benut voor P2G. In dit model wordt het geproduceerde methaan door het huishouden of door de onderneming zelf gebruikt om zodoende te besparen op de eigen gasrekening. In het windpark Fryslan model wordt de elektriciteitsproductie van het windparkgeheel of gedeeltelijk benut voor P2G. De belasting van het hoogspanningsnetwerk kan daardoor worden verminderd waardoor investeringen in het verzwaren van dit netwerk kunnen worden vermeden. In het flexibiliteitsmarkt model wordt een P2G‐installatie gebruikt om bij te dragen aanhet balanceren van het elektriciteitsnet. De P2G‐installatie neemt elektriciteit af op momenten van overschotten op het net en wordt daarvoor beloond.Voor de vier modellen en hun varianten is een kosten‐baten analyse opgesteld. De belangrijkste kosten worden veroorzaakt door de investeringen, het onderhoud, de elektriciteit en de CO2. De belangrijkste opbrengsten bestaan uit de opbrengst van methaan, warmte, zuurstof en eventueel uit de vermeden investeringen in de uitbreiding van het hoogspanningsnet.Het FLEX P2G project heeft als doel om een gecombineerde electrolyser en SEM reactor te ontwikkelen met een kostprijs (CAPEX) van € 1.500 per kWe. De jaarlijkse onderhoudskosten worden gesteld op 5% van de gedane investering.Voor de kosten van elektriciteit wordt uitgegaan van de verwachte ontwikkeling van de day ahead prijs op de APX energiebeurs. Verwacht wordt dat de prijs zich zal ontwikkelen van € 0,025 in 2018 tot € 0,060 in 2032. Aangenomen wordt dat indien de exploitant van een PV‐installatie of windturbine in aanmerking komt voor SDE+ subsidie dat deze regeling van kracht blijft ook als deelektriciteit wordt geleverd aan een P2G installatie.De kosten van CO2 zijn sterk afhankelijk van de schaalgrootte van het project. Bij een kleinschalig project moet de CO2 in pakketten cilinders worden aangeschaft voor circa € 1.000 per ton CO2. Indien er kan worden gekozen voor vervoer per tanktruck en opslag in een tank zijn de kosten van CO2 € 38 ‐ € 58 per ton. Wanneer er sprake is van grootschalig gebruik of als er een CO2‐distributienet in de directe omgeving is kan de CO2 worden afgenomen via een pijpleiding. Deze kosten zijn sterk situatie specifiek.De opbrengst van methaan kan op meerdere manieren worden gewaardeerd. Indien het gas wordt verkocht op de day‐ahead markt dan is de verwachte prijs € 0,016 per kWh in 2018. Als het gas kan worden verkocht als gecertificeerd groengas dan is de verwachte prijs € 0,026 per kWh. Wanneer het gas wordt aangewend voor eigen gebruik dan gelden de bespaarde uitgaven als de opbrengst van het gas. Voor een huishouden is dit € 0,059 per kWh en voor een niet‐huishouden is dit € 0,042 per kWh. Indien de gasprijs eenzelfde tarief zou kennen als de benzineprijs op basis van de energie‐inhoud dangeldt een prijs van € 0,103 per kWh. Tenslotte kan de prijs worden gebaseerd op de bestaande subsidieregelingen met gas als energiedrager. De SDE+ subsidie voor biomassavergassing bedraagt € 0,150 per kWh.Er is alleen sprake van een opbrengst van warmte indien de warmte kan worden geleverd aan een warmtenet in de omgeving. Warmtenetten in Nederland hebben vaak een vaste bron van warmte, er is meestal geen sprake van open access. Een gemiddelde vergoeding voor warmte is € 0,018 per kWh.De industriële markt voor zuurstof lijkt niet geschikt voor een P2G‐project. De volumes op deze markt zijn groot en er is sprake van een continu proces. De markt voor medische zuurstof is mogelijk wel geschikt. Bij succesvolle toetreding zou zuurstof kunnen worden geleverd aan zuurstofdepotsvan leveranciers op deze markt. De prijs wordt geschat op € 0,27 per kg.Uit de analyse van het dedicated model blijkt dat het P2G‐proces niet resulteert in een positieve business case op basis van de opbrengsten van methaan, warmte en zuurstof. Ook wanneer de prijs van methaan wordt gebaseerd op de prijs van benzine blijft de netto contante waarde van hetproject negatief.Het Gas voor eigen gebruik model is gebaseerd op het vinden van een zo groot mogelijk verschil tussen de elektriciteitsprijs en de gasprijs. Door het geproduceerde gas zelf te gebruiken wordt de waarde van het gas gelijk aan de prijs die anders bij inkoop zou moeten worden betaald. Dat is eenprijs inclusief belasting en daardoor is deze relatief hoog. Ook dit model resulteert niet in een positieve business case.In het Windpark Fryslan model staat het besparen van de kosten van het uitbreiden van het hoogspanningsnet centraal. De bouw van het windpark maakt de aanleg van een ontsluitingskabel van Breezanddijk naar Marnezijl en een nieuwe ondergrondse kabel van Marnezijl naar Oudehaske noodzakelijk. De kosten worden geschat op € 2,5 mln per kilometer. De toepassing van P2G ominvesteringen in het hoogspanningsnet te voorkomen resulteert bij Windpark Fryslan niet in een positieve business case. Wel is duidelijk dat als de bespaarde investeringen maar hoog genoeg zijn er op een gegeven moment sprake zal zijn van een positieve business case.Uit de gevoeligheidsanalyse blijkt dat bij een daling van de investeringskosten naar € 1.200 tot € 1.000 per kW en een toekomstige elektriciteitsprijs van hoogstens € 0,04 er sprake is van een positieve business case. De verkoop van gas, warmte, zuurstof en besparingen op infrastructuur moeten dan allemaal een significante bijdrage leveren. Dit betekent dat er een warmtenet in de buurt moet zijn en dat de betreding van de zuurstofmarkt succesvol moet verlopen. Bovendien moet het methaan kunnen worden verkocht voor een prijs die is gebaseerd op de prijs van benzine.Tenslotte wordt In het flexibiliteitsmodel een P2G‐installatie gebruikt om bij lage en negatieve APXprijzen methaan te produceren. Er kan in dit model geld worden verdiend op de onbalansmarkt. Tegen de huidige en verwachte gasprijs en het relatief lage aantal uren dat er kan worden geopereerd op de onbalansmarkt is er geen sprake van een positieve business case.
DOCUMENT
Global climate agreements call for action and an integrated perspective on mobility, energy and overall consumption. Municipalities in dense, urban areas are challenged with facilitating this transition with limited space and energy resources, and with future uncertainties. One important aspect of the transition is the adoption of electric vehicles, which includes the adequate design of charging infrastructure. Another important goal is a modal shift in transportation. This study investigated over 80 urban mobility policy measures that are in the policy roadmap of two of the largest municipalities of the Netherlands. This analysis consists of an inventory of policy measures, an evaluation of their environmental effects and conceptualizations of the policy objectives and conditions within the mobility transitions. The findings reveal that the two municipalities have similarities in means, there is still little anticipation of future technology and policy conditions could be further satisfied by introducing tailored measures for specific user groups.
DOCUMENT
Martien Visser neemt het Net-Zero scenario van het IEA onder de loep. “Het geeft een goede indruk van de uitdagingen die we voor ons hebben. Hoe gaan wie die waarmaken of zelfs overtreffen?”
LINK
De huidige donkere wolken boven de Noordzee zijn onder andere de reden de huidige Noordzeeplannen nog eens goed tegen het financiële en uitvoeringstechnische licht te houden. “Idealiter samen met België en Duitsland, die immers een flink deel van de Nederlandse Noordzee energie zullen gaan afnemen en daarvoor hun fair share moeten gaan betalen. Doorgaan op de bestaande weg dreigt veel te traag te gaan en is ook veel te duur geworden. We eindigen dan wel met een power house, maar zonder industrie.”
LINK
De Nederlandse CO2-emissie bedraagt jaarlijks circa 200 miljoen ton1. Dat is 1 ton per Nederlander per maand. Dus wanneer klimaatmaatregelen €100/ton vermeden CO2-emissie kosten, dan levert elke Nederlander in een CO2-vrije samenleving €100 per maand aan koopkracht in. Niet leuk, maar maatschappelijk nog juist verteerbaar. Stel echter dat we voor CO2-reductie €250/ton gaan uitgeven; een gezin met twee kinderen verliest dan maandelijks €1000 aan koopkracht!
MULTIFILE
Begin juli 2023 verscheen het concept Nationaal Plan Energiesysteem (NPE). Voor het eerst keek de overheid met een integrale blik naar het Nederlandse energiesysteem tot en met 2050. “Door de ontwikkelpaden van energieketens en vraagsectoren in kaart te brengen, wordt helder waar deze niet op elkaar aansluiten”, aldus het toenmalige kabinet. Op Energiepodium beschreef Martien Visser het concept NPE als een aangename verrassing. “Natuurlijk was het nog niet af. Zo ontbrak de interactie met de buurlanden en terecht werd opgemerkt dat nog “aanscherping nodig was” en ook dat er in het vervolg “volle aandacht voor de uitvoering in de praktijk” zou zijn. Een half jaar later presenteerde het vorige kabinet versie twee. Ik moet bekennen dat ik teleurgesteld was. Resultaten van de aangekondigde acties waren mager. Een financiële analyse waarmee ontwikkelpaden met elkaar konden worden vergeleken en scherpe keuzes konden worden gemaakt ontbrak zelfs helemaal. Ook was er geen uitvoeringsplan. Tijdgebrek? Inmiddels zijn we een kabinet en anderhalf jaar verder. Wordt er nog aan het NPE gewerkt? Bestaat het NPE-team nog wel?”
LINK
We moeten goed beseffen dat het voor individuele spelers, van overheid tot buitenlandse private partijen, om vele redenen aantrekkelijk is besluiten uit te stellen, ook bij positieve business cases. “Dat afgesproken doelen daardoor in gevaar komen is duidelijk. Dat kunnen we accepteren of niet. In het eerste geval is het goed daar duidelijk over te zijn. Dus niet zowel de plaatsing van windturbines afwijzen en tegelijk beweren 100% duurzaam te willen zijn, wat ik recent op de radio hoorde. Want dat doet de geloofwaardigheid van de transitie veel kwaad.”
LINK
Dankzij de enorme groei van zon en wind is steeds minder gas en kolen nodig voor de Nederlandse elektriciteitsproductie. De groei brengt ook uitdagingen. “Zo blijkt het stroomnet een beperkende factor bij de verdere uitbouw van zon en wind. Dat geldt nog meer voor de elektriciteitsvraag. Op steeds meer uren en dagen produceren windturbines en zonnepanelen meer elektriciteit dan we nodig hebben. Als gevolg daarvan is die elektriciteit op de markt niets waard en ontstaan zelfs negatieve prijzen. Beheerders van zon- en windparken schakelen dan af.”
LINK
