Op donderdag 7 april nam gastheer Jochem Garthoff ons online mee in de wereld van GROHW, hoe dit consortium werkt, wat er op het terrein van de Gasfabriek gebeurd en wat de ambitie is van dit veelbelovende project. Deze keer gingen we de diepte in bij de Smart Energy Hub GROHW in Deventer. GROHW, ofwel Green Oxygen, Hydrogen and Wasteheat, is een samenwerking van koplopers uit de regio. Samen bouwen zij aan de energietransitie met groene waterstof als belangrijkste bouwsteen.

Het was een inspirerend gesprek tussen de betrokken partijen van dit innovatieve project met gastheer Jochem Garthoff, Stefan van Uffelen van Cooll, Fenna van de Watering  van  Witteveen+Bos, Richard van Leeuwen van Hogeschool Saxion, Rob van der Sluis van MTSA Technopower B.V., Maarten Laban van HVE en Gabriel Bosch van De Gasfabriek. Hieronder kun je de uitzending terugkijken:

Chatvragen en antwoorden

Tijdens de livestream was het mogelijk om chatvragen te stellen, veel vragen kwamen via de chatbox binnen, die wij helaas niet allemaal hebben kunnen beantwoorden tijdens het event. Daarom hebben wij de sprekers gevraagd om hieronder op de onbeantwoorde chatvragen te reageren:

Wanneer verwacht men een electrolizer systeempje waarmee een huis de seizoens energie , kan opslaan voor de winter als salderen wordt afgebouwd?
TSA Technopower: GROHW richt zich niet op systemen op woning niveau, maar op regionaal niveau. Denk aan een elektrolyser bij een onderstation van Alliander, Tennet of Gasunie of vlakbij een wind of zonnepark of bedrijven terrein. Watersot opslaan kan vandaag de dag bij wijze van proef op site, zoals bij GROHW, maar is erg kostbaar. De winst zit hem daar niet in het besparen van energiekosten, maar in het opdoen van ervaring met waterstof. Terug leveren is pas echt zinvol en economisch haalbaar op het moment dat je het overtollige waterstofgas kan injecteren in het regionale gasnetwerk. Dit wordt de komende jaren hiervoor geschikt gemaakt. Of dit ook op huishouden niveau zou kunnen? Voorlopig niet.

Saxion: Voorlopig nog niet, er wordt voor elektrolyse vooral naar opschaling gekeken. Kleinschalige elektrolyse op woning/wijkniveau is wel mogelijk (kan nu al) maar de opslag is het grote probleem en de totale systeemkosten. De kosten staan niet in vergelijking met een warmtepomp en andere mogelijkheden om te balanceren.

Kan de verdamper ook werken met 30°C van dak warmte?
Cooll: Ik neem even aan dat deze vraag gaat over de verdamper van de SuperHybrid van Cooll. Ja, dat kan en is interessant. Wij gebruiken de buitenlucht als bron (lucht water warmtepomp) maar zonnecollectoren kunnen ook gebruikt worden als bron. Dat zal een veel hoger rendement geven als de bron bijvoorbeeld 15C is in plaats van -3.

Kan een electrolizer winst kunnen maken met 950 vollast uren per jaar
MTSA Technopower: Met de huidige wet en regelgeving niet. Maar zoals ik tijdens de uitzending aangaf, mag je nu wettelijk vrijwel gratis de lucht vervuilen met CO2 en wordt de rekening naar volgende generaties doorgeschoven, een ongemakkelijke waarheid. Voor groene energie betekent dit vandaag de dag een ongelijk speelveld waarin het lastig concurreren is met fossiele brandstoffen. Met dit besef in het achterhoofd zal de wetgeving gaan veranderen. De belasting op CO2 vervuiling wordt al steeds hoger en zal nog aanzienlijk verder stijgen, ook voor de consument. Ik sluit daarom niet uit dat binnen een 5 a 10 jaar er weldegelijk winst gemaakt kan worden met elektrolyse gekoppeld aan PV.

Saxion:

1. Nee, nu nog niet. Mogelijk wanneer de SDE subsidie hierop gaat inzetten dan wel, maar dan wordt het via subsidie rendabel.
2. Zonder subsidie is momenteel ca. 4000 bedrijfsuren volcapaciteit nodig om elektrolyse rendabel te laten zijn.

Kan je het surplus ook opslaan om de waterstof in de winter weer te gebruiken voor verwarmen?
Saxion: Ja maar opslag van waterstof is relatief kostbaar, zeker als het om grote hoeveelheden gaat.

Cooll: Dat is precies wat wij doen. Wij verwarmen het gebouw met de waterstof. Wel is de opslag in dit project beperkt dus een seizoen aan waterstof opslaan op locatie is in dit project niet mogelijk.

MTSA Technopower: Dat kan, maar is op kleine schaal erg duur en zal ook duur blijven, zelfs op regionaal niveau. Op landelijk niveau, door bijvoorbeeld Gasunie, is dit wel betaalbaar te realiseren. Dit gebeurt landelijk nu ook al met aardgas.
Bedenk hierbij dat de Nederlandse strategische voorraad fossiele brandstoffen neerkomt op een verbruik van ruim 3 maanden. Voor groene energie zullen soortgelijke faciliteiten aangelegd moeten gaan worden.

Het is nieuw voor mij dat het gasnet ( warmte in deventer op slot zit)
Saxion: ik denk verkeerd verstaan of een verspreking? Het gaat om het elektriciteitsnet dat is gekoppeld aan onderstation Deventer Zuid.

Cooll: Dat is ook niet het geval. Het electriciteitsnet zit vol.

Welke vragen zijn er t.a.v. wet en regelgeving?

Saxion:

1. Met name t.a.v. de marktordening, wie mag de waterstof opwekken en verkopen? Welke voorwaarden stel je daaraan?
2. Welke veiligheidseisen en vergunningen zijn voor verschillende locaties nodig? Denk aan grootschalige, lokale opwekking en opslag, distributie, opslag bij gebruikers, gebruik van waterstof.
3. Welke belastingregels zijn er voor het zelf opwekking, distribueren en verkopen van waterstof op een lokale markt? Hoe zien de spelregels eruit als meerdere partijen invoeden op een lokaal waterstofnet en op een ander moment de waterstof weer gebruiken?

Cooll: Waterstofverbranding in een gebouw is nog niet goed geregeld in de wet en regelgeving. Daarom staan de electrolyzer en de Cooll warmtepompen buiten in twee zee containers.

De keten = productie, transport en opslag?
MTSA Technopower: Ook de verbruikers (afnemers), overheden en kennisinstellingen horen bij de keten. In feite alle stakeholders.

Kan waterstof concurreren met accu’s op belangrijke markten als verwarming, koeling, mobiliteit?

Saxion:

1. Verwarming: accu’s spelen hier nauwelijks een rol? Ik denk dat waterstof alleen kan concurreren in combinatie met maatregelen zoals CO2-belasting op aardgas en een integrale afweging van kosten. Als je b.v. all electric wilt verwarmen dan is dat met name in de industrie soms heel lastig vanwege de zeer grote elektrische vermogens die dat vraagt en de aanpassingen in processen. Waterstof kan dan aantrekkelijker zijn.
2. Koeling: voor accu’s idem? Waterstof inzetten voor koeling zie ik minder goed voor me. De koelcyclus kan mechanisch, thermisch of b.v. acoustisch worden aangedreven. De rol van waterstof lijkt me beperkt. Off-grid op remote lokaties wordt het een ander verhaal. Dan kan een koelcyclus aangedreven vanuit stroom verkregen via een brandstofcel wel een haalbare oplossing zijn.
3. Mobiliteit: accu’s zijn voor auto’s voorlopig (horizon 10 jaar) goedkoper dan een brandstofcel en opslag van waterstof onder zeer hoge druk. Verwachting is wel dat waterstof technologie relevant gaat worden voor grotere vermogens (bouwvoertuigen, zwaar transport) en intensief gebruik (lange afstandsvervoer).

Cooll: Dat zal moeten blijken in de toekomst. De energietransitie is een enorme uitdaging die niet met 1 route op te lossen is. Waterstofketen en electriciteitsketen zullen op veel manieren samen 1 geheel energiesysteem worden. Het is niet het een of het ander. Met accu’s, bijvoorbeeld, kan je dag-nacht verschillen overbruggen, geen seizoen.

Nationaal H2 coordinator
Cooll: Dat is een goed idee. Wellicht beter om het breder te trekken. Het risico is dat wij verzanden in een scholenstrijd die maakt dat partijen gaan afwachten, terwijl wij breed moeten inzetten op innovatie op alle fronten.

Hoe groot is de kans dat het rendement van een elektrolyser + brandstofcel >90% wordt?
MTSA Technopower: Ik denk dat het goed is een vergelijk te maken van het ‘well to wheel’ rendement van fossiele brandstoffen.
Als je de energie (joules) die uit een olieput komt in bijvoorbeeld Nigeria vergelijkt met de mechanische energie die de benzine of dieselmotor van mijn auto opwekt, dan kom je op een schamele 10-15% rendement uit.
Voor aardgas/elektriciteit zijn die cijfers iets gunstiger, maar zelfs dan komt slechts 25-33% van de joules uit een gasput terecht in mijn stopcontact thuis, 33% in geval het gasveld dichtbij is, bijvoorbeeld Groningen en hooguit 25% als dit uit Siberië, Qatar of de VS moet komen.
Bedenk daarbij dat een aanzienlijk deel van de CO2 uitstoot die daarmee gepaard gaat, niet op het conto van Nederland komt te staan. Het energieverbruik van Shell Pernis telt wel mee, de fakkels op het olieveld in Nigeria of Siberië niet. Maar als ik benzine tank, ben ik als consument weldegelijk verantwoordelijk voor dat deel CO2 uitstoot.
Het elektrisch rendement van een elektrolyser, compressie-opslag, brandstofcel (FC) combi (=Power to Power) is circa 35%. Dat is helemaal zo slecht nog niet.
Als je bedenkt dat ongeveer de helft van lokaal, groen opgewekte stroom direct gebruikt kan worden, waarbij nauwelijks verliezen optreden en slechts de helft gebruikt wordt voor de elektrolyse/opslag/FC combi, ga je al naar een totaal well-to-wheel rendement van ruim 50%.
Als je dan ook nog de geproduceerde warmte nuttig kan aanwenden, kan het totaal rendement zelfs boven de 80% uitkomen. Dat is zeer goed t.o.v. fossiel en 100% CO2 vrij.

Saxion: Niet zo groot, het wordt al een hele toer om elektrolyse op 90% rendement te krijgen, dat gaat nog zeker 5-10 jaar duren. Voor een brandstofcel zitten hier scherpere grenzen aan die bepaald worden door de temperatuur waarop de cel werkt en de grenzen van de materialen. Het doel ligt op 70% voor de komende 10 jaar.

Kijken jullie ook mee over de schouder van de waterstoffabriek in Oosterwolde? Het lijkt me dat dit een vergelijkbaar project is?
MTSA Technopower: Jazeker! MTSA Technopower is rechtstreeks bij dat project betrokken als systeem integrator.

Saxion: Er zijn zeker contacten met de bedrijven die daar actief zijn.
Er zijn verschillen tussen “innovatiehubs” (waar het doel is: produceren en leren) en “exploitatiehubs” (waar het doel is: produceren en geld verdienen). Er zijn een aantal innovatiehubs en GROHW fase 2 is daar onderdeel van. GROHW fase 3 zou meer een exploitatiehub moeten gaan worden.

Wie was de opdrachtgever?
Saxion: die is er m.i. niet op een formele manier, er zijn initiatiefnemers die het voortouw nemen om het van de grond te krijgen.

Vraag voor Witteveen + Bos, is in EtoE , Elestor (broom waterstof) niet veel efficiënter als H2?
Witteveen + Bos: Wij kennen Elestor zeer goed en werken geregeld met ze samen. Elestor gaat over energieopslag in een flowbatterij niet over de productie van waterstof als energiedrager. De door Elestor geproduceerde waterstof kan niet 123 gebruikt worden voor toepassingen als industrie en mobiliteit, omdat dat niet het doel is van hun technologie. Elestor kan wel erg goed gebruikt worden voor netbalancering/preventie van netcongestie en we zijn zeker voornemens om op dat thema projecten met Elestor te realiseren.

De RES-inventarisatie is afgerond, zorgt de keuze voor meer wind- en zonne-ernergie ook voor meer behoefte aan (opslag van)?
Saxion: Jazeker maar dit is locatie afhankelijk. Als meer wind- en zon leidt tot netcongestie dan is opslag/omzetting van energie onvermijdelijk.