Na jaren van ontwikkelen en testen bleek de bromide in de batterij toch niet zo makkelijk veilig en stabiel te krijgen. Met ijzer lukt dat wel. “Ons doel is nooit geweest om per se een waterstofbromide-batterij op de markt te brengen, maar om langdurige energieopslag tegen de laagst mogelijk kosten beschikbaar te maken voor de markt. Dus hebben we ook naar een andere chemie gekeken. Door de overstap van broom naar ijzer kunnen we de batterij sneller op de markt brengen”, zegt CEO Hylke van Bennekom van Elestor. Hij is sinds 2021 bij het bedrijf betrokken als COO en aandeelhouder. Een jaar later haalde de start-up 30 miljoen euro aan investeringen op en werd een scale-up. Eind vorig jaar nam Van Bennekom het stokje over van CEO Guido Dalessi.
Dunkelflaute overbruggen
Als straks driekwart van alle Nederlandse elektriciteit wordt opgewekt door wind- en zonneparken wordt Dunkelflaute een probleem. Dat is een periode dat het donker is en niet waait, zoals afgelopen winter. Omdat kolencentrales dicht gaan, kunnen die straks niet meer bijspringen. Dat zouden volgens netbeheerder Tennet gascentrales moeten doen, bijvoorbeeld op groene waterstof. Eerder onderzoek van Elestor liet zien dat deze periodes doorgaans maximaal 130 uur duren. Die periodes kunnen ook overbrugd worden door energieopslag in batterijen. Niet in de huidige generatie lithium-ion batterijen, want die kunnen elektriciteit slechts 2 tot 6 uur opslaan. Langer is niet rendabel. En langdurige opslag met lithium-ijzerfosfaat (LFP) heeft dan weer als nadeel dat lithium voor veel milieuvervuiling zorgt. Beter is het om die energie langdurig op te slaan (LDES). Dat kan in zogeheten flowbatterijen, dus in tanks met vloeistoffen.
Goedkoper uitbreiden
Het principe van flowbatterijen is simpel. De energie wordt opgeslagen in de vloeistof in de tanks “Daardoor is de capaciteit, de kilowatturen, onafhankelijk uit te breiden van het vermogen, het aantal kilowatts. Het enige wat je nodig hebt om meer capaciteit te krijgen, zijn meer tanks en meer vloeistof”, legt Van Bennekom uit. “De meeste kosten van een batterij - de capex – zitten in het vermogen en dat hoef je dan niet op te schalen. Bij een lithium-ion of traditionele batterij is dat wel aan elkaar gekoppeld, waardoor je het geheel moet kopiëren als je langer wilt laden of ontladen met hetzelfde vermogen. Daardoor wordt de totale batterij twee keer zo duur. Bij onze batterijen schaal je alleen de vloeistof op en dat is nou net het spotgoedkope element van de batterij.”
Elektrolyser en brandstofcel
Elestor zette tot nu toe steeds in op een flowbatterij op basis van waterstofbromide. Broom is goedkoop, ruim voorradig en kan zelfs uit zeewater worden gewonnen. Het systeem bestaat uit twee tanks, eentje met waterstof en eentje met waterstofbromide, maar straks dus met vloeibaar ijzersulfaat. Daartussen zit een membraan waar een chemische reactie plaatsvindt. Als er elektrische spanning op de batterij wordt gezet, splitst de vloeistof zich in waterstof en vloeibaar ijzersulfaat (voorheen bromide). Die worden in aparte tanks opgevangen. Bij het ontladen worden waterstof en ijzersulfaat weer samengevoegd, waarbij elektriciteit vrijkomt. Daarna kan het proces opnieuw beginnen.
Bij het laden van de batterij wordt waterstof gemaakt en bij het ontladen wordt die waterstof weer omgezet in elektriciteit. “Dus bij het laden is de batterij een soort elektrolyser en bij het ontladen is het een brandstofcel”, zegt Van Bennekom. “Maar dat gebeurt dus allebei in één apparaat.”
Heilige graal
Hoewel Elestor overstapt op waterstof-ijzer is de focus op waterstofbromide niet weg. Van Bennekom: “Waterstofbromide blijft voor ons de heilige graal. De energiedichtheid en de vermogensdichtheid zijn erg hoog. Dat geeft voordelen. Alleen is het nadeel dat bromide heel makkelijk overal mee reageert. Dat zorgt ervoor dat je in je systeem heel veel additionele veiligheidsvoorzieningen en complexe materialen moet toepassen om de batterij stabiel en veilig te krijgen. Hoewel we met deze technologie meerdere wereldrecords - bijvoorbeeld in grootste vermogensdichtheid, energiedichtheid en langst bewezen levensduur - hebben gevestigd, zien we dat het opschalen van de technologie tegen beperkingen aanloopt. Ook liepen we tegen transport- en vergunningsproblemen voor hele grote volumes aan.”
Nog goedkoper
Daarom zocht Elestor een alternatief en kwam uit bij waterstof-ijzer. Dat heeft een iets lagere energie- en vermogensdichtheid, maar in ruil daarvoor is de veiligheid en de toepasbaarheid groter. Bijkomend voordeel is dat de elektrolyt van waterstofijzer (het zuur waardoor de elektronen stromen) nog goedkoper is dan bij waterstofbromide. Zelfs een factor vijftig tot zestig goedkoper dan bij een vanadium flowbatterij, de meest bekende flowbatterij die momenteel op de markt is. “Daarnaast is waterstof-ijzer nog breder beschikbaar dan waterstofbromide. Daardoor is de batterij nog minder afhankelijk van waar je bent en van geografische en geopolitieke gevoeligheden", stelt Van Bennekom.
Industriële schaal
De vraag is wanneer de flowbatterij van Elestor daadwerkelijk op de markt komt. Tot nu toe heeft het bedrijf een tiental systemen geleverd, maar allemaal als pilotprojecten. Deze zomer wordt de eerste grote pilot op industriële schaal in gebruik genomen. Dat zou in eerste instantie een waterstofbromide batterij worden, maar het wordt nu een waterstof-ijzer variant. Die heeft een maximaal vermogen van 500 kilowatt en een maximale capaciteit van 3 megawattuur en moet zes uur lang energie gaan opslaan. “Meer hebben we niet nodig om met dit systeem aan te tonen dat de technologie op industriële schaal werkt”, zegt Van Bennekom.
Over paar jaar op de markt
Over anderhalf of twee jaar bouwt Elestor een nog grotere industriële batterij om aan te tonen dat deze technologie grote hoeveelheden groene stroom voor langere tijd kan opslaan. Vanaf 2027 of 2028 wil het bedrijf gestandaardiseerde systemen voor commerciële partijen op de markt brengen.
Windmolens niet meer uitzetten
Een logische toepassing zou bijvoorbeeld kunnen zijn om de batterij te koppelen aan een wind- of zonnepark, in combinatie met een fabriek of een datacenter. Dat wordt volgens van Bennekom pas commercieel rendabel als de vraag naar opslag langer wordt dan de huidige 2 tot 6 uur. Dat gebeurt pas als de rol van fossiele brandstoffen - die nu de basishoeveelheid aan stroom opwekken - wordt overgenomen door batterijen voor langdurige energieopslag. “Pas dan kun je je totale systeem uitbalanceren met zon en wind”, zegt hij. “Nu zie je soms het merendeel van de windmolens langs de snelweg stilstaan, omdat het net het niet aankan. Als je LDES op de juiste manier inzet in het elektriciteitsnet dan kunnen die windmolens gewoon doordraaien. Je slaat die stroom op en levert die later terug. Maar dat vergt wel een andere energie-infrastructuur.”
Lees ook:
- 'Nederlandse batterij voor 130 uur maakt gascentrales op waterstof overbodig'
- Arnhems bedrijf komt met spotgoedkope batterij voor grootschalige en langdurige opslag
- Je huis als batterij gebruiken: geen dure thuisbatterij meer nodig
- Nieuwe batterij laadt elektrische auto op in minder dan vier minuten; is dit iets voor Max Verstappen?
schrijf je in voor de nieuwsbrief
Wil jij iedere ochtend rond 7 uur het laatste nieuws over duurzaamheid ontvangen? Dat kan!
Schrijf je nu in
