STUW logo



Wat verstaan we onder een baseload?


Een baseload is een Engelse term voor het woord basislast. In de energiewereld gebruiken we veel Engelse termen.

Om de vraag naar elektriciteit te kunnen voldoen is er een complex samenspel ontstaan tussen de netbeheerders en de stroomproducenten (in het jargon operators genoemd). Met producenten van elektriciteit en de netbeheerders zijn afspraken gemaakt wie wanneer stroom levert. De levering-zekerheid is Nederland in 99,8% en daarbij is de spanning en de frequentie van de wisselstroom die de bedrijven en consumenten bereikt ook voor meer dan 99% binnen de afgesproken waarden. Chapeau voor Tennet, Enexis, Liander, Stedin en al de andere locale netwerkbedrijven.

Elektriciteit kent geen opslagfunctie, zoals bijvoorbeeld gas. Als er opeens veel afname is van gas dan daalt de druk in de leidingen, maar er blijft gas stromen. Dat is met elektriciteit niet het geval. Als een elektriciteit centrale stopt dan is er plotseling geen stroom meer. Kleine schommelingen kunnen opgevangen worden met condensatoren, vliegwielen. Grote schommelingen moeten worden opgevangen met batterijsystemen en snel schakelende gascentrales. De netwerkbedrijven sturen op grond van metingen de centrales aan.

Om aan de vraag te voldoen hebben we in Nederland in totaal een opgesteld vermogen in de Centrales van 19 Gigawatt. De gemiddeld afname bedraagt 13,7 Gigawatt. In totaal gebruiken we in Nederland 120 miljard kWh per jaar. De verwachting is dat die hoeveelheid gaat stijgen tot 180 miljard kWh in 2050. We gaan meer stroom verbruiken voor elektrisch rijden, koken en verwarmen met warmtepompen. Daarnaast gaat de industrie steeds meer met elektriciteit doen en gaan we met stroom waterstof produceren.

Traditioneel is ons elektriciteit systeem gebaseerd op een vraaggestuurd managementsysteem. De productie is opgebouwd uit centrales die een basislast leveren, zoals kern, kolen en biomassa en steady gascentrales. Het snel regelbaar vermogen wordt verzorgd door speciaal daartoe ontwerpen gascentrales. De regelbaarheid van ons elektriciteit systeem is een complexe materie.
Stacks Image 12
Stacks Image 77
Markt en flexibliliteit

CE Delft heeft met TenneT, Eneco, APX, Vemw, Stedin, Enexis en UvA/ CvE in 2016 een studie gemaakt over de knelpunten waar de stroomlevering van de toekomst mee te maken gaat krijgen en met welke beleidsinstrumenten daar oplossing voor kan worden geboden.

Download het rapport: https://www.dynamictidalpower.eu/resources/Documenten/Markt-en-Flexibiliteit-CE-Delft-et-al.pdf
Stacks Image 84


2. Van vraag-gestuurd naar aanbod-gestuurd managementsysteem



Voor wind en zon (Renewable electricity systems, RES) is wettelijk geregeld dat deze stroombronnen voorrang krijgen. Dat verhoogt de uitdaging om het systeem stabiel te houden. Bij een gering aandeel van RES van enkele procenten is dat nog doenbaar. Maar in de transitie-opgave wil het kabinet 70% van alle stroom uit RES. Dat is dus 84 miljard kWh met een opgesteld vermogen van 20 Gigawatt. Die stroom komt in het net met pieken, die afgevoerd moeten kunnen worden en dalen die opgevuld moeten worden.

De uitdaging om substantiële hoeveelheden zon- en windenergie te integreren zal bijzonder problematisch worden als er rond 2030 geen betaalbare opslagsystemen zijn ontwikkeld. Onze beleidsmakers hebben voorzien dat die problematiek kostbaar zal zijn. In de milieubelasting op energie is daarom geïntroduceerd: de ODE (opslag duurzame energie). In de toelichting van de miljoenennota lezen we dat de ODE op stroom zal gaan groeien tot ruim 2,5 cent per kWh in 2022 en daarna nog meer.



In plaats van snel schakelende gascentrales wil men daarvoor Biomassa inzetten, bijvoorbeeld ook door houtverbranding. Dit is ook een CO2 producent, die overigens 2 x zoveel CO2 uitstoot als aardgascentrales. Echter we hebben in het Kyoto verdrag verklaard dat de uitstoot van Biomassa nul is. Dus stroom uit Biomassa is daarmee hernieuwbare geworden.


3. De regelbaarheid van elektriciteitscentrales



In een studie (in opdracht van het ministerie EZK) heeft de TU Delft, in 2009, de wijze van regelen van ons elektriciteit systeem helder uiteengezet.

De regeling van een productiepark van elektriciteitscentrales verbonden in een elektriciteitsnetwerk is complex. De volgende zaken moeten worden gerealiseerd:

  1. Het volgen van het (voorspelbare) dag-nachtritme.
  2. Het opvangen van ongeplande loadvariaties. Dit betreft het reageren op korte termijn fluctuaties in de vraag, het betrouwbaar inspelen op “piekvraag” situaties.
  3. Het opvangen van verstoringen, bijvoorbeeld onverwachte uitval in het net en uitval van centrales.
  4. Sinds de liberalisering zijn er twee belangrijk type verstoringen bijgekomen: De situatie waarin het elektriciteitstarief snel verandert (operators zullen geleverd vermogen willen bij- of afregelen).
  5. Situaties waarin op korte termijn veel windvermogen of Solar vermogen wordt bij- of afgeschakeld.

Bij dit alles moeten de frequentie en de spanning van het net voortdurend op peil blijven. Deze doelen worden bereikt door het aansturen van het conventionele productiepark, specifiek de generatoren in het systeem. Daarbij kan het gaan om aan- of uitschakelen. Niet alle centrales zijn geschikt om hier aan mee te doen, omdat sommige technisch moeilijk regelbaar zijn of omdat dat economisch niet aantrekkelijk is. De regelbare generatoren in het systeem zijn gekoppeld aan stoomturbines (kern- en kolencentrales) en/of gasturbines (warmtekrachteenheden, stoom- en gaseenheden).

Alle generatoren die aan hetzelfde netwerk gekoppeld zijn draaien met dezelfde snelheid (50 Hertz in Europa). Dit heeft een fysieke oorzaak; zelfs generatoren die geen energie leveren zullen met de netsnelheid ‘meegetrokken’ worden als ze niet losgekoppeld zijn.

Om het elektriciteitsnet stabiel te houden moeten op elk moment voldoende regelbare generatoren inzetbaar zijn, wat wil zeggen dat ze op elk moment in staat moeten zijn wat meer of minder stroom te leveren om optredende verstoringen te kunnen opvangen. Bij een kleine toename in stroomvraag, bijvoorbeeld, zal de frequentie in het net iets afnemen. Dit wordt automatisch gemeten in veel centrales. Wanneer deze centrales meedoen met de automatische frequentieregeling, wordt dan de stoomtoevoer naar een stoomturbine iets vergroot, waardoor de energielevering door die turbine zal toenemen


4. Powerdammen kunnen baseload uitgevoerd worden


In het elektriciteit systeem kunnen powerdammen met een basislast met gemak kolencentrales gaan vervangen.

De basislast is op 2 manieren te realiseren:
  1. Door een twindam-systeem;- de dammen liggen op zodanige afstand van elkaar dat wanneer een dam de maximale vloed- of ebstroom ontvang de andere dam zich in doodtij bevindt. Door de stroomproductie van beide dammen te combineren ontstaat er een basislast zonder productiegaten.
  2. De dam uit te voeren met een eigen opslagsysteem. In de figuur hieronder is dat schematisch weergegeven. Principieel heeft een dam 1/8 van de dagproductie nodig als opslagcapaciteit om het gehele jaar een baseload te kunnen leveren.

Voordeel een twindam-systeem is dat er geen energie verloren gaat in de opslag met batterijen;- deze bedraagt 5% van de productie.
Deze optie heeft echter 3 nadelen:
  1. Het plaatsen van één dam is behoorlijk problematisch in de Noordzee in relatie tot de belangen van de overige stakeholders zoals visserij en de scheepvaart. Het plaatsten van 2 dammen op getijde-faseafstand van elkaar verhoogt de complexiteit enorm en lijkt praktisch bijna onoplosbaar.
  2. De stroom afvoer van de dammen moet uitgelegd worden op piekbelasting. Daarmee worden de kosten die betaald moeten worden aan Tennet verhoogd met circa 1 cent per kWh t.o.v een dam met opslag. Voor een dam met een productie van 30 miljard kWh kost dat per jaar € 300 miljoen.
  3. De piekstromen moeten aan land bij elkaar gebracht worden en dat vraagt om forse netverzwaring.

Dammen met een eigen opslag hebben de volgende voordelen:
  1. Vrijheidsgraden van plaatsing zijn veel groter en daarmee de kans dat realisatie haalbaar wordt.
  2. De kosten van opslag circa bedragen circa 5% van de investeringskosten van de dam;- voor een dam met en productie van 30 miljard kWh zijn de kosten van een opslagsysteem circa € 1 miljard. Door het opslagsysteem is de aansluit vergoeding echter veel goedkoper € 22,5 miljoen per jaar voor dammen aan de kust en 45 miljoen per jaar voor dammen op zee. Het opslag systeem is daarmee tov een twindam systeem in 3 jaar terug verdiend
  3. Vermijden van piekstromen, waardoor het net principieel niet verzwaard hoeft te worden. Dat bespaart miljarden per dam.
  4. Er hoeft geen opslag in het net geregeld te worden zoals bij zon en wind het geval is.

Het ligt dus voor de hand om dammen uit te voeren met een eigen opslag. Boven op de eigen opslagsystemen kunnen dammen extra opslagsystemen herbergen, waardoor ze wind en zon kunnen ondersteunen door stroom uit de pieken af te vangen om daarmee de dalen te vullen.

Het inzicht om dammen te voorzien van eigen opslag heeft een geregistreerd IP

Stacks Image 18

Toelichting: Per etmaal zien we 4 productie pieken als gevolg van eb en vloed.
Om een baseland te realiseren hebben we op de dam een accu-opslagcapaciteit nodig van 1/8 van de dagproductie = 0,034% van de jaarproductie.
De gesommeerde stroom die via de accu’s wordt opgeslagen en weer wordt afgegeven bedraagt 50% van de jaar productie.
Accu’s maken 4 cycli per etmaal en dus per jaar 1.456 cycli.
Li-ion accu die voor 40% belast worden bevatten na 16.000 cycli nog 80% van hun opslag capaciteit. In de exploratiekosten wordt er bij dammen vanuit gegaan dat het accupakket elke 12,5 jaar vervangen zal moeten worden.