P2A – Power To Ammonia

  • looptijd: 2016 - 2020
  • locatie: Eemshaven, Groningen
  • functie: Waterstof

Energiecentrale Eemshaven is een nieuwe aardgasgestookte elektriciteitscentrale. In 2013 werd de Magnum-centrale van Nuon in Eemshaven officieel geopend.

Het oorspronkelijke idee was een centrale te bouwen die op verschillende brandstoffen, zoals biomassa, gas en kolen kon draaien. In onderling overleg met natuur- en milieuorganisaties kwam in 2011 het besluit dat Magnum in ieder geval tot 2020 een gascentrale zou blijven. Samen met de TU Delft wil Nuon de gascentrale nu ombouwen naar een op ammoniac gebaseerde superbatterij: de Magnum.

Magnum superbatterij

Nuon wil zijn Magnum-gascentrale in het Eemshavengebied de komende jaren ombouwen tot een ‘superbatterij’ waar overtollige zonne- en windenergie wordt opgeslagen.

Het energiebedrijf gaat daarvoor een techniek inzetten die nog nergens op grote schaal wordt toegepast: opslag van energie in de vorm van ammoniak. De TU Delft doet hier momenteel onderzoek naar.

P2A – Power To Ammonia

Dat werkt als volgt: op momenten dat er meer zonne- en windenergie wordt geproduceerd dan er wordt afgenomen, gebruikt Nuon die elektriciteit om uit lucht stikstof te maken en uit water waterstof. Uit die stikstof en waterstof wordt vervolgens ammoniak gemaakt.

Die ammoniak wordt dan in een grote tank opgeslagen. En als er extra elektriciteit nodig is, wordt de ammoniak in turbines verbrand voor nieuwe elektriciteit. Bij de verbranding van ammoniak komt geen CO2 vrij, alleen stikstof en waterdamp.

Die verbranding kan in de bestaande gasturbines van de centrale. Het idee is dat er eerst ammoniak bij het gas wordt bijgemengd en er later volledig wordt overgeschakeld op ammoniak.

Rendement

Bij het maken en vervolgens weer verbranden van ammoniak gaat wel energie verloren. Nuon verwacht dat het hele proces een rendement heeft van zo’n 40 tot 45 procent.

Het gaat nog jaren duren voor de plannen werkelijkheid worden. Nuon hoopt over vijf jaar de techniek te kunnen demonstreren en dan ergens rond 2025 de ammoniakcentrale volledig in werking te hebben.

Efficientie

De P2A efficiency van elektrolyse is nu 50 kWh per geproduceerde kg waterstof, dus met een kWh-prijs van 5 €ct kom je al op €2,5/kg aan alleen elektriciteitskosten, en dat is duurder dan grijze waterstof (±€1,5). Op bepaalde uren is elektriciteit wel goedkoop, maar als de elektrolyser alleen op die momenten draait zijn de afschrijvingskosten weer heel hoog.

Laboratorumtests bij TU Delft

Er is subsidie aangevraagd bij TKI Energie voor haalbaarheidsonderzoek en laboratorumtests bij TU Delft. In het plan is ook een rol weggelegd voor de waterstof producerende nikkel-ijzer elektrische batterij ‘battolyser’ die TU Delft ontwikkelt

Flexibiliteit businesscases uit ‘Power2Products’ (Berenschot, CE Delft, ISPT, 2015)
Zie rapport pagina 269

Als de mogelijkheden voor de opslag van waterstof en de brandstofceltechnologie sterk verbeteren, dan is het mogelijk dat waterstof veel gebruikt gaat worden als een transportbrandstof. In dat geval zal er een grote industrie voor waterstofproductie ontstaan. Een veel genoemde optie voor duurzame productie van waterstof is waterstof op basis van duurzame elektriciteit door middel van elektrolyse. De technologie al jaren commercieel beschikbaar, maar wel relatief duur: de productie van waterstof uit aardgas kost 1-1,5 €/kg (zonder CCS) en via elektrolyse kost het 5 €/kg (Berenschot, CE Delft, IEE, Energy Matters, 2017). Daarom wordt er veel onderzoek gedaan naar het verlagen van de CAPEX en het verhogen van de energie-efficiency van elektrolyse van water voor waterstofproductie. De verwachting is dat dit in de komende jaren sterk verbetert. Als die waterstofmarkt zich ontwikkelt, betekent dat dat er een veelvoud aan elektrolysecapaciteit t.o.v. (bijvoorbeeld) de chloorelektrolysecapaciteit van AkzoNobel. Daarmee ontstaat ook een groter regelbaar vermogen. Om bij een wisselende/fluctuerende productie van waterstof uit elektrolyse een vaste afname van waterstof te kunnen garanderen voor de diverse toepassingen, is een vorm van opslag noodzakelijk. Waterstof kan rechtstreeks onder druk worden opgeslagen (maar dit kost compressie-energie). Tevens is het mogelijk waterstof in chemisch gebonden vorm op te slaan (ammoniak, mierenzuur, etc.) Ook is het mogelijk waterstofproductie uit electrolyse te combineren met (bio)gas reformer die wordt bijgeschakeld als de electrolyse minder levert. De verlaging van het aantal uren dat de installatie in gebruik is verhoogd de CAPEX. In Bijlage I is hier ook meer over gezegd.

Projectpartners Eemshaven

Nuon, TU DelftISPT, Stedin Infradiensten, ECN, Universiteit Twente, Proton Ventures, OCI Nitrogen, CE DelftAkzoNobel.

Betrokken researchers

Links

Partners: 

P2A – Power To Ammonia
P2A - Power To Ammonia
P2A – Power To Ammonia

Het aanbod van energie uit zon en wind blijft in de komende decennia groeien. Nuon ziet een behoefte aan flexibele opwekcapaciteit. Gascentrales zijn hiervoor geschikt, maar die moeten dan ook worden gedecarboniseerd om de nationale CO2-ambitie voor 2030 te kunnen halen (49% CO2-reductie t.o.v. 1990 volgens het regeerakkoord).

Nuon wil per 2023 één van de drie units van de Magnumcentrale in Eemshaven laten overschakelen op waterstof dat is verkregen uit aardgas met CCS.

Hierdoor wordt er ervaring op gedaan met grootschalig gebruik van waterstof en wordt de infrastructuur ontsloten.

Vanaf 2030 kan dan geleidelijk overgeschakeld worden naar waterstof op basis van wind- en zonne-energie. Dit geeft de tijd om de nodige kostendalingen in elektrolyse te laten plaatsvinden.

De gascentrale heeft 3 ‘combined cycle’ gasturbines (CCGT) met elk een capaciteit van 440 MW. Eén eenheid in continubedrijf stoot 1,3 Mton CO2 per jaar uit.

Nuon onderzoekt de inzet van waterstof met Statoil (gasleverancier) en Gasunie (transport en opslag). Er zijn twee varianten:

  1. aardgas splitsen met CCS in Noorwegen en transport van waterstof naar Nederland,
  2. of Noors aardgas aanvoeren naar Nederland, hier splitsen en transport van CO2 naar Noorwegen (per schip of bij grote volumes eventueel pijpleiding).

In beide gevallen gaat het om nieuwe waterstofproductiecapaciteit. De tweede optie is momenteel de base case omdat de bouw van een centrale hier aanzienlijk goedkoper lijkt te kunnen. De beoogde CCS-locatie is een nieuw te ontwikkelen locatie voor de kust van Noorwegen, een project van Statoil waar Shell en Total zich recent bij hebben aangesloten. Eemshaven, knooppunt van gas- en elektrische infrastructuur, verbonden met offshore windparken en met genoeg ruimte, is de voorkeurslocatie voor een eventuele waterstoffabriek in Nederland.

De productie danwel aanlanding van waterstof kan een groeikern vormen voor infrastructuuropbouw van waterstof en bedienen van andere toepassingen in Noord-Nederland en daarbuiten.

De go/no-go beslissing voor het project valt in 2020 aan het eind van een keten van besluitvorming.

De Noorse overheid neemt in 2019 een investeringsbesluit over het CCS-project.

  • Het moet helder zijn hoe het zit met de mogelijkheden voor cross-border CO2- transport.
  • En er moet zekerheid zijn over overheidssteun, zij het in de vorm van een exploitatiesubsidie, investeringssteun of door socialisatie van kosten of een combinatie daarvan.
  • Steun is nodig omdat er sprake zal zijn van een onrendabele top.

Na een go-besluit is 3 jaar bouwtijd nodig, zodat de waterstofcentrale in 2023 in bedrijf kan gaan.

Nuon is zich bewust van mogelijke kritiek dat CCS nog steeds fossiel betekent. Heldere en vroegtijdige communicatie met stakeholders is daarom essentieel, en daarbij is ook een belangrijke rol weggelegd voor de overheid.

  • De argumentatie is dat grote volumes waterstof nodig zijn voor de opbouw van infrastructuur (als rechtvaardiging voor investeringen).
  • Groene waterstof is daarvoor nu nog te duur en nog niet in grote hoeveelheden beschikbaar.
  • Elektrolyse moet flink goedkoper worden, en er moet voldoende aanbod goedkopere hernieuwbare stroom komen.

Ammoniak als opslagmedium na 2030

Nuon kijkt ook naar de toepassing van ammoniak als energiedrager. Ammoniak heeft een hoge energiedichtheid (de helft van diesel), is goed op te slaan, en ook te importeren. Het maakt mogelijk om hernieuwbare energie te verplaatsen in tijd (opslag) en ruimte (import).

Nuon nam deel in het onderzoeksproject power-to-ammonia van ISPT.

  • Dit onderzoek wees uit dat de route met ammoniak uit duurzame energie nu nog te duur is, met name door de hoge kosten van elektrolysers.
  • Volgens modellering van de energiemarkt zullen de energieoverschotten uit zon en wind in Nederland tot 2030 nog beperkt zijn.
  • Op de langere termijn verwacht Nuon dat toepassing van ammoniak een goede mogelijkheid is voor opslag van duurzame energie.
  • De bouwstenen voor de inzet van ammoniak zijn er. Ammoniak moet voor gebruik in de gasturbine worden gekraakt, een bekend proces maar het moet nu op een schaal gebeuren waarop dat niet eerder is gedaan.
  • Het flexibel maken van het proces is een uitdaging, die verder onderzoek vraagt.
  • Nuon werkt voor de studies naar ammoniak samen met TU Delft.
  • In de eindsituatie (na 2030) zou sprake kunnen zijn van een opslagtank van 60.000 m3 , waarmee een miljoen huishoudens tien dagen van stroom kan worden voorzien.

Herhalingspotentieel gascentrales

De Magnumcentrale is ontworpen voor multifuel-syngas met kolenvergassing als uitgangspunt maar met mogelijkheid om andere gassen bij te stoken (aardgas of biosyngas). De gekozen brandertechnologie en turbines van Mitsubishi zijn daarom relatief eenvoudig aan te passen naar puur waterstof, maar in principe zijn ook andere gascentrales geschikt om waterstof te verstoken.

Als de ombouw van de Magnumcentrale naar waterstof lukt kunnen ook andere gascentrales op deze manier koolstofvrij worden.

  • In Nederland staat 6 GW tamelijk nieuwe capaciteit van verschillende bedrijven.
  • Vanuit Magnum kunnen andere toepassingen ook worden bediend, zoals chemie Delfzijl, of stadsnetwerken (vgl. project Leeds).
  • Ook kan de waterstof met pijpleidingen naar andere gebieden buiten Noord-Nederland worden getransporteerd.

TU Delft onderzoek

Large scale electricity storage

The increasing implementation of renewable electricity generation in the form of solar power and wind power leads to increasing intermittence of the electricity generation. In the European Union the CO2 emission is to be reduced by 80% in 2050 (with respect to 1990), while in the Netherlands a more strict goal of 95% reduction is planned; which means a massive implementation of renewables  and CO2 neutral technologies. It can be shown that the renewables implementation results in systematic daily and seasonal variation of renewable power. Solar power and wind power both peak at daytime and diminish at night. Solar power in the Netherlands is 6 times stronger in summer than in winter while wind power is about 2 times stronger in winter than in summer.

The combined generation of solar and wind power on an extended electricity grid needs to be matched by the total demand and intermediate electricity storage.  Storage on both daily and seasonal timescales are necessary to match supply and demand 24h/365d of the year. Typical scales are up to EJ for short term storage worldwide and many tens of EJ for long term storage by 2050.

Green: possible output of solar and wind power on a large scale grid with ~30% renewable energy use.  Blue: possible electricity use pattern in a progressively electrified society. Black: short term day/night storage. Red: long term seasonal storage. Info in J. Renewable Sustainable Energy 6, 033105 (2014)

Large scale solutions for electricity storage

  • Ammonia (NH3) as energy storage, energy density: 6.5 kWh/kg.
  • Hydrogen generation and storage.
  • High energy density Li and Na-ion batteries, energy density: 100 – 400 Wh/kg.
  • Hydrogen based batteries: light metal hydrides for Ni-MH batteries, Ni-Fe batteries with very long lifetime.

Ammonia as energy storage

Goal:

Enabling more efficient synthesis of ammonia using electrochemical methods and abundant catalysts. The rationale for using ammonia as energy store is given below: it provides a high energy density liquid energy store based on abundant elements that will remain abundant in the future. Ammonia can be used as fuel in various ways including fuel cells and gas turbines.

Het idee is dan dat je zonne- of windenergie gebruikt om water elektrochemisch te splitsen. De geproduceerde waterstof laat je met stikstof uit de lucht reageren tot ammoniak, die je in vloeibare vorm opslaat. Wanneer je extra energie nodig hebt, kun je die ammoniak verstoken in een energiecentrale, als vervanging voor aardgas.

2 voordelen

  1. Ten eerste komt aan de chemie geen koolstof te pas zodat je ook geen CO2-uitstoot kunt krijgen.
  2. Ten tweede kun je vloeibare ammoniak desnoods maanden bewaren zonder dat er veel energie verloren gaat.
    Je kunt bijvoorbeeld ’s zomers, als de zon schijnt, een voorraadje opslaan en het ’s winters weer verstoken.
    Accu’s zijn voor langdurige opslag veel minder geschikt.

Bovendien hoef je bij de hier geschetste toepassing de ammoniak niet over grotere afstanden te vervoeren. Je loopt dus ook geen kans dat er onderweg iets weglekt.

Ammoniak als energiedrager is een heel oud idee maar de stankoverlast bij eventuele lekkages heeft toepassing tot nu toe altijd in de weg gestaan.

Technisch is het allemaal niet zo’n probleem. Water splitsen is al bijna routine en ammoniakproductie volgens het Haber-Boschproces vormt al honderd jaar de basis van de kunstmestindustrie.

Ammoniak verstoken in de gasturbine van een centrale zou ook moeten kunnen, al zal je ongetwijfeld de branders een beetje moeten aanpassen om een NOx-vrije verbranding te krijgen.

Over het overall-rendement van dit hele verhaal laten de initiatiefnemers zich nog niet uit. Het hangt ongetwijfeld sterk af van de schaalgrootte. Maar élke vorm van elektriciteitsopslag kost energie en het zou zomaar kunnen dat dit plan gunstig afsteekt bij de alternatieven.

Meer toepassingen

Binnen dit project worden nog meer mogelijkheden verkend:

  • zoals kleinschalige buffers bij een beperkt aantal windmolens
  • het gebruik van de ammoniak om er kunstmest van te maken

TU Delft

  Peter Palensky   www.energy.tudelft.nl    P.Palensky@tudelft.nl    +31 15 27 88341