Petrochem 4-2021 Archieven - Utilities

Als alle plannen doorgaan, zou medio 2030 bijna één gigawatt aan elektrolysevermogen beschikbaar kunnen zijn voor de productie van groene waterstof. Nog lang niet genoeg om de toenemende vraag te vergroenen. Wel kan het een steeds belangrijkere rol spelen in het balanceren van de energievraag.

Het ligt voor de hand dat in Nederland de meeste elektrolyzers komen te staan waar windenergie aanlandt. De wispelturigheid van windenergie maakt het namelijk aantrekkelijk om productiepieken af te vlakken als de stroomvraag lager is dan het aanbod. De meeste groene waterstofplannen zijn dan ook te vinden in de kustgebieden. Vanaf Groningen, Noord- en Zuid-Holland tot in Zeeland zijn inmiddels ambities uitgesproken voor de bouw van elektrolyzers.

Groningen

Qua ambitieniveau ligt Groningen nog ver voor op de rest. De Eemshaven wordt al het stopcontact van Nederland genoemd en daar zou groene waterstofhub aan kunnen worden toegevoegd. In het NortH2-consortium willen Shell, Gasunie, Groningen Seaports, Equinor, RWE en de provincie Groningen samen de grootste groene waterstofketen van Noordwest-Europa ontwikkelen. De combinatie van een vier gigawatt offshore windpark met in 2030 vier en in 2040 tien gigawatt aan elektrolysecapaciteit moet in 2040 een jaarlijkse waterstofproductie van achthonderdduizend tot één miljoen ton opleveren.

Al eerder kondigden Gasunie en Nobian plannen aan voor het zogenaamde Djewels-project in Delfzijl. In dat licht lijkt een elektrolyzer van twintig megawatt bescheiden. Betrokken partijen Gasunie en Nobian laten de optie voor een grotere installatie dan ook nog open en bekijken ook de mogelijkheid om op te schalen tot zestig megawatt.

Ook Engie kondigde onlangs aan plannen te hebben voor een elektrolyzer, naast zijn gascentrale in de Eemshaven. Dit project met de naam HyNetherlands zou een capaciteit van honderd megawatt moeten krijgen en een investeringssom tussen de vijftig en honderd miljoen euro. Gasunie neemt ook deel aan deze plannen die geleidelijk vorm moeten krijgen tot 2030.

De deelname van RWE in NortH2 is ook niet geheel verrassend. Samen met Innogy kondigde de Duitse energiereus twee jaar geleden plannen aan voor een waterstoffabriek tot honderd megawatt op het terrein van de Eemshavencentrale van RWE. De energiebedrijven willen de elektrolyzer koppelen aan het onshore windpark Westereems van Innogy. Met een vermogen van meer dan honderd megawatt, is er genoeg vermogen aanwezig om groene waterstof te produceren.

Noord-Holland

In de IJmond onderzoeken Tata Steel, Nobian en Port of Amsterdam, onder de naam H2ermes, de aanleg van een honderd megawatt waterstoffabriek op het terrein van de staalproducent. De staalproducent kan de vijftienduizend ton groene waterstofgas goed gebruiken in zijn productieprocessen. Bijkomend voordeel is dat Tata ook de bij de elektrolyse vrijkomende zuurstof inzet in zijn proces.

tekst gaat verder onder de afbeelding

waterstof

Aan vermogen zal het H2ermes project niet snel ontbreken. Zo leveren de windparken Egmond aan Zee en het Prinses Amalia Windpark al gezamenlijk 228 megawatt vermogen. Als in 2023-2025 ook de tender wordt uitgeschreven voor het offshore windpark IJmuiden ver, kan daar vierduizend megawatt bijkomen.

Ook Vattenfall heeft grote plannen met groene waterstof. Op het terrein van de voormalige Hemweg kolencentrale onderzoekt het Zweedse bedrijf de haalbaarheid van een 100 megawatt elektrolyzer.

Zuid-Holland

Uiteraard laat ook de Rotterdamse haven zich niet onbetuigd in de groene waterstofwedloop. Het havenbedrijf heeft al ruimte vrijgemaakt voor een conversiepark op de Tweede Maasvlakte waar ruimte is voor twee gigawatt aan elektrolysecapaciteit. Tweehonderd megawatt daarvan zal waarschijnlijk worden toegewezen aan Shell en Eneco. Samen wonnen ze de aanbesteding voor het 759 megawatt windpark Hollandse kust Noord. Bij de toewijzing van de concessie waren de waterstofplannen in Rotterdam doorslaggevend.

Shell is van plan om de productie in 2023 te starten om vervolgens zo’n vijftig- tot zestigduizend kilogram waterstof per dag te maken. De eerste groene waterstof vervangt de grijze waterstof van Shell Pernis, voor de ontzwaveling van transportbrandstoffen. Shell verwacht jaarlijks zo’n 20.000 ton grijze waterstof te kunnen vervangen.

Ook Nobian en BP hebben plannen in het Rotterdamse havengebied. De bedrijven bekijken de haalbaarheid van een waterstof-elektrolyse-installatie van 250 megawatt.

Zeeland

Wat betreft consumptie spant het Zuidwesten van Nederland de kroon. Bedrijven als Dow, Yara en Zeeland Refinery gebruiken meer waterstof dan de rest van de Benelux. En net over de grens is onder meer ArcelorMittal ook een potentiële grootgebruiker. De regio verbruikt jaarlijks 580 kiloton waterstof, maar men verwacht een doorgroeipotentieel naar meer dan één megaton waterstof per jaar in 2050. De huidige waterstofbehoefte komt op conto van steam methane reforming, ofwel grijze waterstof.

Hoewel de plannen nog niet heel concreet zijn, zien de partijen mogelijkheden voor enkele groene waterstoflocaties op 100 tot 200 megawattschaal in het havengebied rond 2025. Daarna denken de bedrijven en overheden een drietal kickstartlocaties, bij Zeeland Refinery, Sloe en Rodenhuize, op te schalen naar gigawattschaal in 2030.

Rekensom

Als alle plannen doorgaan, is er in 2030 9.365 megawatt aan elektrolysecapaciteit beschikbaar (zie kader). Een één megawatt elektrolyzer produceert zo’n twintig kilo of 200 kuub waterstof per uur. Dat zou betekenen dat alle elektrolyzers samen 187.300 kilo groene waterstof per uur kunnen produceren.

Provincie Project Capaciteit in 2030

Groningen NortH2 4000 MW

Groningen Djewels 60 MW

Groningen HyNetherlands 100 MW

Noord-Holland H2ermes 100 MW

Noord-Holland Hemweg Hub Amsterdam 100 MW

Zuid-Holland Conversiepark 2e Maasvlakte 2000 MW

Zeeland Hydrogen Delta 3000 MW

 

Totaal 9360 MW

De volgende vraag is hoeveel uren de elektrolyzers daadwerkelijk kunnen produceren. Zoals het er nu naar uitziet is het offshore windvermogen in 2030 krap elf gigawatt. De tijd dat een windturbine echt produceert, noemt men de capaciteitsfactor. Die wordt nu op zo’n 34 procent geschat. Dus van de 8760 uren per jaar, produceren de parken maar 2.978 uur.

Als alle stroom van windparken in 2030 wordt omgezet in groene waterstof, wat op zich al een utopie is, levert dat 6,1 megaton op. Dat is echter met de huidige capaciteit niet mogelijk. De geschatte capaciteit in 2030 zal slechts 187.300 kilo x 2978 = 5557.779.400 kilo, oftewel ongeveer een halve megaton groene waterstof produceren. Ter vergelijking: de Nederlandse industrie gebruikt momenteel jaarlijks anderhalf megaton grijze waterstof, onder andere als grondstof voor de productie van ammoniak en voor de ontzwaveling van transportbrandstoffen.

Flexcapaciteit

Omdat de Nederlandse overheid het fossiele gasgebruik wil afbouwen, kijkt zowel de industrie als de gebouwde omgeving en de transportsector naar elektrificatie. Dat betekent dat het stroomverbruik in de toekomst alleen nog maar zal toenemen. Maar in die ontwikkeling zit gelijk de uitdaging dat de dagelijkse fluctuaties en seizoenschommelingen van wind- en zonne-energie op een of andere manier moeten worden opgevangen. En daar kan groene waterstof een goede rol in spelen. In de overwegingen van bedrijven en de overheid om te investeren in elektrolysecapaciteit voor de productie van waterstof zal de kwantiteit dan ook minder een rol spelen dan de leverings- en voorzieningszekerheid.

Dossier waterstof

Waterstof staat volop in de belangstelling. In de digitale uitgave van Industrielinqs Magazine die eind augustus uitkomt gaan we daarom uitgebreider in op de actuele ontwikkelingen rond waterstof. Verschillende onderwerpen komen dan aan bod:

Battle for the elektrolyzer

Een groot deel van de kosten van waterstof hangen samen met de kosten van elektrolyzers. Die kosten zouden omlaag moeten gaan door grootschalige productie en door innovatie. Welke partijen spelen een belangrijke rol bij de ontwikkeling van alkaline- en PEM-elektrolyzers? En is er ruimte voor Nederlandse partijen in die markt? Welke partijen zijn dat, wat doen ze en wat hebben ze nodig om te groeien? FME en TNO zien in ieder geval genoeg kansen.

De Europese waterstofbackbone

Plannen voor een waterstofbackbone in Nederland en Europa krijgen steeds meer vorm. Daarbij speelt ook Gasunie een grote rol. Hoe zien die plannen eruit en wat is er nog nodig? En waarmee concurreert zo’n waterstofleiding? Halen we per schip straks ook waterstof of ammoniak uit Chili of Australië? Havenbedrijf Rotterdam zoekt alvast samenwerking met verre oorden. Of komt dit dichterbij uit Portugal, Spanje of Marokko?

Ruim baan voor blauwe waterstof

Met de toezegging van twee miljard euro subsidie voor het Porthos CCS-project, maakt de Nederlandse overheid de weg vrij voor grootschalige blauwe waterstof. Wat betekent deze investering voor het tijdspad van Porthos ( initiatief van Shell, Exxon, Gasunie, Air Liquide en Air Products)? En hoe staat het met de andere plannen voor CCS? In de Amsterdamse regio rondom Tata Steel liggen plannen klaar voor het Athos CCS-project. Waar komen de waterstoffabrieken te staan? En zijn er al voorbeelden in het buitenland van CCS (Noorwegen)?

Alternatieve routes

Naast blauwe waterstof werken bedrijven ook toe naar groene en turquoise waterstof, of zelfs waterstof dat wordt gemaakt uit afval. De kosten daarvan zijn vooralsnog hoger. Welke factoren spelen een rol bij kostenreductie? Zijn dat alleen technische factoren of zijn er meer mogelijkheden om de kosten te verlagen of te beheersen?