#energiepact gesimuleerd #WHOBS

!

Dit artikel werd gemaakt door een van onze bezoekers. Wil je reageren of zelf een artikel schrijven in onze Zoo, be our guest! Lees hier het hoe/wat/waar of begin er meteen aan.

Een doorgedreven en realistische simulatie naar 100% hernieuwbare elektrische energie, die een economisch optimaal evenwicht zoekt België. #energietransitie

Wind+Hydrogen+Other+Battery+Solar


Recent publiceert een verdienstelijke Duitser Tom Brown, wetenschappelijk artikel in combinatie met een open source analyse waar hij aantoont dat een elektriciteitssysteem met de combo wind - zon en als backup batterij - waterstof perfect kan werken...

De verdienste van zijn systeem is dat hij zoals het hoort SIMULEERT en OPEN SOURCE. Dus iedereen kan zijn berekeningen controleren, kritiek op spuien, verifiëren, en analyseren.

En ja hij komt uit dat in Duitsland en Belgie deze combo realiseerbaar is aan een prijs komt van 95€/MWh...

Debunking the myths that 100% renewable energy systems are impossible, too complicated or too expensive: full response to the sceptics press release: https://www.alphagalileo.org/en-gb/Item-Display/ItemId/163815 … open access research article: https://doi.org/10.1016/j.rser.2018.04.113 … @nworbmot @KornelisBlok @ChristianOnRE @BrianVad

We waren automatisch lichtjes enthousiast, om zijn analyse te onderzoeken.. Beter nog, mijn handen jeukten (aangezien deze simulatie iets doet wat andere nog nooit gedaan hebben) hij gebruikt echte wind/zon output van de laatste 30 jaar, en hij komt los van de LCOE (levellized cost of energy) nadeel die geen rekening houdt met de kostprijs van de backup.

Waarom is deze simulatie beter dan het LCOE systeem: voor wind en zon? Omdat LCOE geen rekening houdt met wanneer de stroom wordt opgewekt; Als we zoals nu elektriciteit willen op elk uur van de dag, moeten we grootschalig opslag van energie mogelijk maken en overschotten van wind en zonne-energie genereren Beide duwen die LCOE omhoog


Beschrijving van model


Het open model kan iedereen downloaden en mee spelen, zie http://Goethe/PyPSA/WHOBS . Het is gebaseerd op het vrije simulatie software https://github.com/PyPSA/PyPSA en de open wind/zon data gegevens van https://www.renewables.ninja .

Brown concentreert zich op Europese landen. Zijn source optimaliseert meer dan 31 jaar per uur historische gegevens om een brede selectie van het weer evenementen te krijgen. Hij gebruikt alleen onshore wind, Utility-Scale zonne-PV, batterijen en waterstof (H2) opslag. En de simulatie moet aan een vlak vraag Profiel (d.w.z. basislast) voldoen.

Brown weet dat zijn simplisme ergens een nadeel betekent, want hij schrijft: Natuurlijk, als de simulatie een platte vraag profiel kan balanceren, kan het voldoen aan elk profiel, omdat alle betrokken technologieën flexibel aanpasbaar zijn.

Elektrolyse van waterstof is van cruciaal belang om de 'https://agsi.gie.eu/ ; de vraag naar elektriciteit is iets meer dan 3000 TWh per jaar)

Volgens Brown is dit een oversimplificatie voor (ten minste) 3 redenen:

  1. extra technologie met lagere kosten worden genegeerd, bijvoorbeeld met behulp van andere low-CO2-bronnen , met inbegrip van transmissie-aansluitingen tussen de landen en de vraag-Side Management. Maar dat betekent volgens Brown een bovengrens op de kosten van de lage-CO2-systemen
  2. 80% Wind + zonne-energie is mogelijk zonder opslag en zonder hoge kosten, dus dit is een discussie over de "laatste mijl" De simulatie gaat over 2030 en daarbuiten.

  3. de integratie van verwarming van huizen en opladen van batterijen voor vervoer (hier genegeerd) biedt extra flexibiliteit (denk BEV DSM en thermische opslag).

Gerekend met de kostprijs van vandaag (2020), 5% kost van kapitaal (hoger dan WACC in rijpe markten zoals Duitsland) en ondergrondse H2 opslag (b.v. in zoute mijnen of uitgeputte olie en gas gebieden) (Zie https://github.com/PyPSA/WHOBS/blob/master/assumptions.csv … voor alle veronderstellingen) in de meeste landen zijn de kosten meer dan 100 €/MWh

Brown relativeert: de kostprijs is hoger dan de huidige elektriciteitsproductie kosten (ongeveer 50-70 EUR/MWh in Europa), maar de Setup is * zeer * beperkt. Bijvoorbeeld, Noorwegen, Zwitserland en Oostenrijk hebben veel flexibele waterkracht als standby backup.

Omdat Brown veronderstelt vanaf 2030 dat de kosten verminderen en een de investering tegen een lagere kost van kapitaal (3 %) komt, omdat beleggers steeds minder risico's zien van de technologie. Dan worden de elektriciteitsprijzen tegen huidige kostprijs gerealiseerd, zelfs zonder waterkracht, biomassa, nucleaire, CSS, internationale transmissie lijnen, andere opslag, DSM, sector koppeling.

Er van uitgaan dat die windmolens verder opschalen, zonnepanelen verder dalen in prijs, komt hij via de simulaties 2050 dat de kostprijs van energie verder daalt naar 65€/MWh

Zoals Brown terug overromantiseert: In veel plaatsen zou de burger moeiteloos 30% verhoging slikken, in het idee dat hij 100% hernieuwbare elektriciteit krijgt. Wetende dat hij en de gezondheid verbetert, en het klimaat redt...

Hoe zit het met de marktwaarde volgens Brown?


Het is een lange-termijn evenwicht zonder extra beperkingen, dus de absolute marktwaarde is hetzelfde als de marginale kosten voor elke technologie. Ten opzichte van de gemiddelde marktprijs, voor Duitsland is dit 52% voor zonne-energie, 67% voor de wind. (Noteer als je dit simuleert voor Belgie dat je

De flexibiliteit die nodig is om wind-en zonne-energie te balanceren ondersteunt de marktwaarden. De marktwaarde voor elektrolyse is 33% en 181% voor H2 fuelcellen;

De marktwaarde voor batterij opladen 45% en spanning op het net zetten 142%.

"Koop het goedkoop, verkopen het duur."

Het interessante van dit systeem is dat we zicht krijgen op de prijszetting die noodzakelijk is om dergelijk systeem rendabel te maken. Automatisch hebben we drie prijzen nodig. Een oplaadprijs,marktprijs, een ontladings prijs... En ja waterstof is de minder rendabele duurdere maar toch noodzakelijke oplossing. Daar moet de prijs doorzakken naar 1/3 van de marktprijs en dat zet de bodem op de marktprijs. Omgekeerd zet je die energie op het net aan de juiste prijscurve. Dat zijn dus vijf prijspunten die je moet simuleren, en waarop je het systeem moet ijken.

Wind en zonne-energie domineren de totale kosten van het systeem, en omdat alle activa terug te maken van hun kosten van de marktprijs, hun kosten herstel domineert ook de marktprijs. Daarom kunnen hun marktwaarden niet te laag in een evenwicht op lange termijn dalen.

Deze resultaten staan in tegenspraak met een recente studie MIT https://doi.org/10.1016/j.joule.2018.08.006 … door @nsepulvedam, @JesseJenkins et is Wind + zonne-opslag te duur zonder andere koolstofarme bronnen? Nee, ze zijn complementair: het type model is hetzelfde, Brown heeft gewoon lange termijn H2-opslag toegevoegd

Dit model vereist een maand of meer H2 opslag in de meeste landen. Met andere techs zou dit verminderen. Europa heeft al grote aardgasopslag faciliteiten, gelijk in energie capaciteit tot een derde van de jaarlijkse elektriciteitsvraag

Waterstof kan opgeslagen worden in uitgeputte gas-en olievelden, zoutgrotten, mijnen en poreuze rotsen. Hier zijn een aantal kosten van NREL https://www.nrel.gov/docs/fy10osti/46719.pdf …. Dit wordt reeds gedaan bij grote schaal bij verscheidene faciliteiten, zie b.v.

https://en.wikipedia.org/wiki/Underground_hydrogen_storage

https://hub.globalccsinstitute.com/publications/operating-flexibility-power-plants-ccs/2-underground-hydrogen-storage

Hou je niet van H2 opslag? Je kan ook de buffer opslag met methaan maken voor vergelijkbare kosten. Power-to-methaan haalt 75-85% efficiëntie als je slim http://www.helmeth.eu/index.php/project … en je hebt een CO2-bron. Gebruik dan bestaande aardgasnetwerk voor opslag en transport.

En de manier om daarmee elektriciteit te maken kennen we, een STEG of Alam turbine en opvangen van de CO2 voor de methanatie. Voila! Methanatie is misschien twee keer zo duur als elektrolyse alleen, maar opslag kan gebruik maken van bestaande aardgas infrastructuur.

Elektriciteitsopslag is waarschijnlijk niet de belangrijkste toepassing van Power-to-gas (P2G) in koolstofarme systemen; P2G kan ook nodig zijn om warmtevraag pieken op te vangen,of moeilijk te elektrificeren transportsector van energie te voorzien , of proceswarmte en voor industriële chemische productie. Dus het stopt niet noodzakelijk bij waterstof.


Wetenschappelijk, is er niets nieuws aan dit simulatie-model, behalve misschien het grote aantal jaren (31) in de optimalisering. In het werkelijke leven maakt Brown uiteraard modellen die meer realistische gebruikscurven heeft ipv de vlakke curve, realistische elektriciteitsnetwerken met verbindingen naar de buurlanden, en meer technologieën ter beschikking en meer energiesectoren

zie brown zijn blogs

https://nworbmot.org/publications.html

We gaan in een volgend artikel reeks dieper in op volgende vragen

Zit er een achillespees aan de redenering ? Wat als de seizoensvraag niet vlak is.

Wat is totaal kostplaatje ?

Hoeveel windmolens , hebben wij plaats genoeg ?

Wat als we kernenergie gebruiken ?