Met megabatterijen is het elektriciteitsnet in balans te houden

Het water dat promovendus Emre Boz met een pipetje op een doorschijnend velletje grafiet druppelt glijdt er meteen vanaf. Als van een regenjas. Een ander stukje grafiet is in de oven geweest. Dankzij de warmte slurpt het velletje nu water op. „Maar kijk, de oven heeft ook kleine gaatjes gemaakt”, wijst Boz. „Dat wil je niet. Ik bewerk het grafiet met moleculen zodat het ook zonder de warmtebehandeling goed water gaat opnemen.”

De poreuze grafietvelletjes zijn onderdeel van een kleine flowbatterij. Dat is een batterij waarin vloeistof door elektroden – de grafietvelletjes – gepompt wordt, waar vervolgens een elektrochemische reactie plaatsvindt. Verderop op tafel in het Electrochemical Materials and Systems-lab van de TU Eindhoven staat een testopstelling van de batterij te laden en ontladen. Al gaat het ontladen niet zoals gewenst, zegt Boz terwijl hij wijst naar een te steil aflopend lijntje op een computerscherm.

Opslag van energie is een belangrijke schakel in een energienet met steeds meer duurzaam opgewekte elektriciteit. Energie uit wind en zon is dan wel onuitputtelijk, je krijgt het bijna nooit precies in de hoeveelheid waarin je het nodig hebt op het moment dat je het nodig hebt.

Grootschalige opslag met batterijen komt nu voorzichtig van de grond. Dat gaat met horten en stoten. Zomaar batterijen op het net aansluiten blijkt tot problemen te leiden, in plaats van pieken opvangen dragen ze vaak juist bij aan overbelasting van het energienet. Deels is dat een financieel probleem. Grote batterijen zijn op dit moment nog vooral lithiumbatterijen, die een hoge energiedichtheid hebben, maar ook duur zijn. Die kun je niet dagelijks een paar uur stilleggen.

Omdat balans zo belangrijk is, valt daar het meeste geld te verdienen

Han Slootweg Netbeheer Nederland

Ander beleid rond batterijen kan helpen, andere typen batterijen ook. Die zijn op komst. De verwachting van onder meer flowbatterijen is dat ze goedkoper zullen zijn en meer opslagcapaciteit kunnen bieden. Maar zullen ze op tijd klaar zijn om de plek in het energienet in te nemen die men voor ogen heeft?

Een batterij kan meerdere functies in het energienet vervullen. Een belangrijke is het balanceren van de netfrequentie. In het hele Europese elektriciteitsnet is de frequentie 50 hertz. Om die in stand te houden moet er altijd precies even veel aanbod van elektriciteit zijn als dat er vraag is. Zijn aanbod en vraag niet gelijk, dan gaat er in het elektriciteitsnet van alles mis, en valt de stroom op grote schaal uit.

„Balanceren is altijd al nodig. Veel vraag is te voorspellen, maar er zijn altijd onverwachte dingen. Een storing bij de NS bijvoorbeeld waardoor treinen ineens stilstaan en hun verbruik wegvalt”, zegt Han Slootweg, themaleider flexibel elektriciteitssysteem bij Netbeheer Nederland, directeur asset management bij Enexis en deeltijdhoogleraar smart grids aan de TU Eindhoven. „De complexiteit van het balanceren neemt de laatste jaren toe, nu ook het wisselende aanbod van elektriciteit uit zon en wind onbalans veroorzaakt. Snel op- en afschalen van elektriciteitsproductie om hierop in te spelen is dus cruciaal. Decennialang gebeurde dat vooral met gascentrales, maar batterijen kunnen dat ook heel goed.”

Op maximaal vermogen

Technisch gezien zijn batterijen ook heel geschikt bij andere taken: handelen op de elektriciteitsmarkt door elektriciteit in te kopen bij lage prijs en te verkopen bij hoge prijs, het opvangen van pieken en het voorkomen van overbelasting van het netwerk – doelen die in elkaars verlengde liggen.

Gedurende de hele dag is de stroomvraag groter dan in de nacht, met in de ochtend en vroeg op de avond een extra piek. Grootschalige batterijen kunnen nu één tot vijf uur op maximaal vermogen energie leveren en zouden hier dus (in ieder geval deels) steun kunnen geven. Maar in de praktijk dragen batterijen juist vaak bij aan pieken en overbelasting doordat ze op verkeerde momenten op- en ontladen, constateerde onderzoeksbureau CE Delft vorige maand in een rapport. Veel batterijplannen staan hierdoor in de wacht. Netbeheerders kunnen ze pas aansluiten als op elk moment van de dag voor het volledige vermogen plek is op het net, en vanwege het toenemend gebrek aan netcapaciteit is dat er vaak niet.

„Op dit moment willen batterijpartijen het liefst de onbalansmarkt op”, zegt Slootweg. „Omdat balans zo belangrijk is, valt daar het meeste geld te verdienen. Voor het net zou het beter zijn als er bij piekbelasting niet geladen wordt, maar als gebrek aan netcapaciteit een heel aantal uren per jaar inbreuk maakt op het verdienmodel van de batterij dan krijgen ze de businesscase niet meer rond.”

In 2018 waren ijzerfosfaatbatterijen nog onbetaalbaar, nu is het veel meer gemeengoed

Ruud Nijs Giga Storage

„Je kunt een batterij prima instellen om onder bepaalde omstandigheden of op bepaalde tijden niet te laden”, zegt Ruud Nijs van batterijprojectontwikkelaar Giga Storage. „Dan opereert de batterij echt ten dienste van het net. Maar daar moet dan wel een vorm van compensatie tegenover staan. Die mogen netbeheerders nu niet bieden. De conclusie van dat rapport van CE Delft had wat mij betreft moeten zijn dat het beleid anders moet, niet dat batterijen niet werken om netcongestie te voorkomen.”

Nijs wil niet wachten tot er misschien ooit een volledige aansluiting voor zijn batterijen beschikbaar komt. Liever sluit hij een flexibel contract met de netbeheerder, waarbij zijn batterij op piekmomenten dus niet laadt – vooraf is wel een maximaal aantal momenten afgesproken. „We zouden dat niet doen als we dat niet rond zouden krijgen. We hebben software ontwikkeld die de batterij laat afstemmen met het net en we verhuren bovendien een deel van de batterij. We stapelen onze verdienmodellen dus. Maar ik kan me voorstellen dat niet iedereen dat kan.”

In 2018 lanceerde Giga Storage de toen grootste batterij van Europa, in Lelystad. Met een vermogen van 12 megawatt en capaciteit van 7,5 megawattuur. „Die kan in een krap half uur vol of leeg zijn”, zegt Nijs. Projectkosten: 8 miljoen euro. In 2022 zetten ze op hetzelfde terrein een grotere versie neer: 24 MW en 48 MWh – in twee uur vol of leeg. Projectkosten: 25 miljoen. Vorige maand zei het bedrijf het terrein van het failliete Aldel in Delfzijl te hebben gekocht – inclusief de bestaande aansluiting op het hoogspanningsnet – om daar een nog grotere batterij neer te zetten. Kosten: „Vele honderden miljoenen.”

Enorm voortgeschreden

De twee bestaande batterijen van Giga Storage zijn lithiumbatterijen, al zijn kathodematerialen nikkel, mangaan en kobalt in de tweede batterij vervangen voor ijzerfosfaat, dat ecologisch, geopolitiek en uit veiligheidsoogpunt te prefereren is. Voor de koeling gebruikt de tweede batterij vloeistof in plaats van minder efficiënte luchtkoeling.

„De technologie is in deze paar jaar enorm voortgeschreden”, zegt Nijs. „In 2018 waren ijzerfosfaatbatterijen nog onbetaalbaar, nu is het veel meer gemeengoed. Ik ben overigens technologie-agnostisch, als er een betere techniek de markt op komt gaan we dat zeker overwegen. Onze missie is echt om kolen- en gascentrales zo snel mogelijk onnodig te maken. Maar een nieuwe techniek moet zich wel bewezen hebben, we gaan niet experimenteren.”

De vraag is of lithiumbatterijen überhaupt de meest voor de hand liggende batterijen zijn voor het energienet. Decennialang is hard aan dit type batterij gewerkt. Vooral toen de elektrische auto opkwam was er veel aan gelegen om zo veel mogelijk energie bij een zo licht mogelijk gewicht in een compacte behuizing te stoppen en dat kan goed met lithium. Lithiumbatterijen zijn daardoor ver doorontwikkeld en worden nog steeds beter.

De schoonheid van een flowbatterij is dat opslagcapaciteit en vermogen losgekoppeld zijn

Antoni Forner Cuenca TU Eindhoven

Maar voor een functie in het elektriciteitsnet is energiedichtheid, gewicht en compactheid minder van belang. Noodzakelijker is dat de batterijen goedkoop zijn, veel opslagcapaciteit hebben en lang meegaan.

„De schoonheid van een flowbatterij is dat opslagcapaciteit en vermogen losgekoppeld zijn”, zegt Antoni Forner Cuenca, hoofd van het Electrochemical Materials and Systems-lab van de TU Eindhoven. De actieve materialen zijn opgelost in vloeistoffen, de elektrolyt, die in tanks worden bewaard. In de ene tank zit de elektrolyt voor de positieve kant van de batterij, in de andere de elektrolyt voor de negatieve kant. De tanks zijn verbonden met een elektrochemische cel, waar de chemische energie wordt omgezet in elektrische energie of andersom. Een pomp laat de elektrolyt door de elektrochemische cel stromen.

In dezelfde behuizing

„Maak je de tanks heel groot, dan heb je heel veel opslagcapaciteit. Een grote elektrochemische cel zorgt voor veel vermogen”, zegt Forner Cuenca. „Bij een lithiumbatterij hangen vermoden en opslagcapaciteit onlosmakelijk met elkaar samen, daar gebeurt alles in dezelfde behuizing.”

Er zijn al flowbatterijen te koop. Vooral vanadium-flowbatterijen, met vanadium als actief materiaal, hebben zich technisch al bewezen. Goedkoop zijn ze niet, vanadium is niet overal te winnen en de prijs ervan schommelt. Voor toepassing in het elektriciteitsnet wegen ze vooralsnog niet op tegen lithiumbatterijen.

„Wij werken aan flowbatterijen op basis van ijzer”, zegt Forner Cuenca. „Daar kiezen we voor omdat ijzer spotgoedkoop is en dat ook zal blijven, want het is eenvoudig te mijnen en overal vindbaar. Bovendien is het een veilig materiaal.”

Er ontstaan klontjes, en die lossen niet mooi op

Antoni Forner Cuenca TU Eindhoven

Er zijn wel nog een hoop technische problemen. „Eén probleem is plating, een laagje ijzer in vaste vorm dat rond de elektrode van grafiet groeit”, zegt Forner Cuenca. „Dat laagje is niet per se erg, want het gaat ook weer weg als de cyclus omdraait, maar het vormt op dit moment niet gelijkmatig. Er ontstaan klontjes, en die lossen niet mooi opnieuw op. Het gevolg is dat de poriën van het grafiet vol gaan zitten en dan doet de batterij het niet meer. We onderzoeken hoe de plating gelijkmatiger kan plaatsvinden. Dat proberen we voor elkaar te krijgen door het oppervlak van de elektrode zo te ontwerpen dat de vloeistof zich beter door het grafiet kan verspreiden.”

Een ander probleem waarvoor de technici in Eindhoven een oplossing zoeken is dat aan de negatief geladen kant van de flowbatterij als bijeffect een beetje waterstof gevormd wordt. Dat zorgt ervoor dat de zuurgraad in de vloeistof daalt, maar ijzer heeft een hoge zuurgraad nodig wil het goed opgelost blijven. En zo zijn er meer uitdagingen.

De ‘tanks’ in het lab zijn kleine flesjes, gevuld met zo’n 100 milliliter vloeistof. De tanks die Forner Cuenca uiteindelijk voor zich ziet voor flowbatterijen zijn tientallen of misschien wel enkele honderden meters hoog en breed. Het is dan technisch gezien nog wel een batterij, maar qua look and feel is het meer een chemische fabriek. „Zo’n grote tank kan wel goed zijn voor 100 uur opslag, afhankelijk van welk vermogen hij levert natuurlijk.”

Decennia aan onderzoek

De eerste, op basis van vanadium of misschien zelfs ijzer, zullen er aan het einde van het decennium wel staan, denkt Forner Cuenca. Al richt zijn lab zich op uitdagingen die nog decennia aan onderzoek nodig hebben.

Maar het opslagprobleem speelt nu. Grote kans dat er een al hele infrastructuur met lithiumbatterijen ligt tegen de tijd dat de ijzerbatterij zich helemaal heeft bewezen. Komt de spotgoedkope flowbatterij niet te laat?

„Dat is een fair punt”, zegt Forner Cuenca. „Maar als er hard aan een technologie getrokken wordt kan het ineens snel gaan. En vergeet niet dat flowbatterijen modulair zijn. Als je nu ergens een batterij neerzet op basis van vanadium, kun je de tank later vervangen voor een veel grotere versie en overgaan op ijzer.”

Het Arnhemse bedrijf Elestor wil nu al de eerste stappen zetten met goedkope flowbatterijen. Hun flowbatterij werkt met een vloeistof met een broomoplossing aan de ene kant van de elektrochemische cel, en aan de andere kant waterstofgas. „We wilden actieve materialen die goedkoop zijn, die dus veel en gemakkelijk winbaar voorkomen”, zegt Wiebrand Kout van Elestor. „Waterstof is makkelijk te maken, en broom kun je winnen uit zeewater. Broom presteert bovendien beter dan vanadium, hebben we al bewezen.”

Ons uiteindelijke doel is veel groter. Een installatie met een gigawatt aan vermogen die 150 uur energie kan leveren

Wiebrand Kout Elestor

„We hebben vorig jaar 30 miljoen euro opgehaald, onze investeerders zijn ook overtuigd dat de techniek goed werkt”, zegt Kout. Belangrijk is nu te laten zien dat de batterij goed blíjft presteren en volstrekt veilig is. „Toen we negen jaar geleden begonnen hadden we een levensduur van vier uur. Nu hebben we een systeem dat een jaar aanstaat en nog precies hetzelfde doet als een jaar geleden.”

„We werken ook nog steeds aan alle technische onderdelen natuurlijk”, zegt Kout. „Membranen, diffusiematerialen, katalysatoren, celontwerp. Maar we kunnen niet oneindig lang bezig blijven met alles nog mooier maken. Ons systeem moet nu zo snel mogelijk in productie, de noodzaak is er nu.”

Eerste stap op weg naar industriële schaal: een systeem van 500 kilowatt en 3 megawattuur. Elestor mikt ermee op eigenaren van zonneparken. „Ons uiteindelijke doel is veel groter”, zegt Kout. „Een installatie met een gigawatt aan vermogen die 150 uur energie kan leveren. Dat is ruim zes dagen, daarmee kun je een antwoord bieden op een aantal windstille of bewolkte dagen.”

„Ik denk dat de opschaling snel kan gaan, dat het eind jaren twintig al zo ver is”, zegt Kout. „Idealiter plaats je zo’n installatie op de plek waar offshore windenergie aan land komt. Een batterij zou ik het op zo’n schaal niet meer noemen, het is meer een bi-directional power plant.”