blauwe waterstof Archieven - Utilities

Waterstof kan een belangrijk onderdeel zijn in het toekomstige energiesysteem. Groene waterstof heeft daarbij de voorkeur. Toch zien experts blauwe waterstof uit organische stromen als noodzakelijke tussenvorm om de markt snel tot wasdom te laten komen. Voorwaarde voor deze vorm van waterstof is carbon capture and storage (CCS, red.). Een rapport van de universiteiten van Cornell en Stanford sabelde de milieuvoordelen van blauwe waterstof echter neer. Inmiddels hebben meerdere experts zich uitgesproken tegen de conclusies. Met name de aannames rond methaanlekken zijn zeer ruim bemeten.

Het hele artikel lees je in de speciale (digitale) editie van Industrielinqs, Dossier Waterstof

Blauwe waterstof is niet altijd een milieuvriendelijker oplossing, concluderen onderzoekers van Cornell en Stanford University. De energie die nodig is voor koolstofafvang en -opslag verhoogt het gebruik van aardgas en dat verhoogt het risico op methaanemissies. Verrassend genoeg is de voetafdruk van blauwe waterstof meer dan twintig procent groter dan het verbranden van aardgas of steenkool voor warmte en zo’n zestig procent groter dan het verbranden van dieselolie voor warmte. Niet iedereen is het overigens eens met de uitgangspunten van de Amerikanen.

Waterstof wordt vaak gezien als een belangrijke energiedrager in een toekomstige koolstofarme wereld. Momenteel wordt de meeste waterstof geproduceerd door steamreforming van methaan (grijze waterstof) waarbij de kooldioxide de lucht in gaat. Door de koolstof ondergronds op te slaan voorkomt men dat het broeikasgas in de atmosfeer terecht komt. Veel partijen hebben dan ook plannen om deze zogenaamde blauwe waterstof in te zetten als vervanger voor aardgas of grijze waterstof.

Broeikasgas

Onderzoekers van de Cornell en Stanford University toetsten de broeikasgasemissies gedurende de levenscyclus van blauwe waterstof en kwamen tot de conclusie dat het afvangen en ondergronds opslaan van CO2 negatief uitpakt voor blauwe waterstof. De onderzoekers hielden rekening met de uitstoot van zowel kooldioxide als onverbrande methaan.

Met name de methaanuitstoot doet volgens de onderzoekers blauwe waterstof de das om. Zij gingen er vanuit dat maar liefst 3,5 procent van het totale aardgasverbruik in de atmosfeer terecht komt. En methaan is een veel sterker broeikasgas dan CO2.  Met die aannames was de totale kooldioxide-equivalentemissie voor blauwe waterstof slechts 9 tot 12 procent lager dan voor grijze waterstof. Het verschil zit met name in het feit dat er ook energie nodig is om CO2 af te vangen en op te slaan.

Meer uitstoot dan bij steenkool of gas

Opvallende conclusie van de wetenschappers was dat de broeikasgasvoetafdruk van blauwe waterstof meer dan twintig procent groter is dan de verbranding van aardgas of steenkool voor warmte. En ongeveer zestig procent groter dan de verbranding van dieselolie voor warmte.

Ook bij lagere methaanemissies van 1,54 procent zijn volgens de auteurs van het onderzoek de broeikasgasemissies van blauwe waterstof nog steeds groter dan die van het gewoon verbranden van aardgas. en slechts 18 tot 25 procent kleiner dan die van grijze waterstof.

Reacties

Inmiddels hebben meerdere wetenschappers gereageerd op het onderzoek. Zo vindt men de aannames van 3,5 procent methaanemissies aan de hoge kant. Ook vraagt men zich af of de onderzoekers wel de laatste technieken hebben meegenomen voor pre combustion CO2-afvang. Men is het wel eens met de onderzoekers dat overheden scherp moeten blijven op het effect van blauwe waterstof voor de totale broeikasgasemissies.

Bij een nieuwe energiedrager, hoort ook een nieuwe handelsbeurs, zo dacht Gasunie vorig jaar. Inmiddels zijn de eerste verkenningen geweest naar wat nodig is om een waterstofbeurs op te zetten. De HyXchange zou met certificering, een index én spotmarkt een volwassen evenknie kunnen worden van de gas- en elektriciteitsmarkt.

Wie in de toekomst groene of blauwe waterstof wil inkopen, moet zeker weten dat hij de juiste prijs betaalt en daarvoor het juiste product ontvangt. Om dit voor elkaar te krijgen, is ook voor waterstof een apart beursplatform nodig. Gasunie en de havenbedrijven van Rotterdam, Amsterdam, Groningen en North Sea Port vroegen dan ook voormalig APX-Endex directeur Bert den Ouden uit te zoeken aan welke voorwaarden zo’n beurs moet voldoen. Den Ouden kwam tot een markt waar certificering de garanties van oorsprong borgt, een index waarmee prijzen inzichtelijk worden en een spotmarkt om overschotten en tekorten te verhandelen. Tot slot raadde Den Ouden aan handelsinstrumenten te ontwikkelen voor balancering van het fysieke waterstofnet en opslag van waterstof.

De nieuwe waterstofbeurs krijgt de naam HyXchange. In een vervolgproject wil HyXchange de eerste handelsproducten testen in pilots en simulaties, waarbij de markt verder wordt betrokken.

Groen én blauw

Certificering van zowel groene, CO2-arme (blauwe) als geïmporteerde waterstof is nodig om een groter volume waterstof van veelzijdige herkomst over één netwerk te transporteren, terwijl de gebruikers toch kunnen kiezen welke soort waterstof ze willen kopen. Dit is vergelijkbaar met het elektriciteit- en gassysteem waar alles over hetzelfde net gaat, maar groene stroom en gas gecertificeerd zijn waardoor de meerwaarde voor de klant behouden blijft. Voor waterstof wil het beursinitiatief, vooruitlopend op de regelgeving, een pilot organiseren om hierin ervaring op te doen.

Een tweede punt voor de ontwikkeling van een waterstofbeurs is een index waarmee transparant wordt gemaakt tegen welke prijs waterstof kan worden verhandeld. In de studie is een index geformuleerd, waarin de prijs van de waterstof, en ook de certificaten, tot uiting komt afhankelijk van de manier van opwekken en de mate van CO2-emissiereductie die daarmee wordt bereikt.

Koppeling

Ook een spotmarkt is belangrijk in de ontwikkeling van een waterstofbeurs. Dit wordt eerst als marktsimulatie opgezet en zodra in een havengebied de infrastructuur gereed is en er meerdere aanbieders en afnemers zijn, in praktijk gebracht als lokale spotmarkt. Die wordt steeds groter naar mate het nationale waterstofnetwerk van Gasunie de waterstofnetten van de verschillende haven- en industriegebieden aan elkaar koppelt.  Zo’n spotmarkt geeft dan ook ruimte voor internationale koppelingen van waterstofhandel.

Tot slot zijn handelsinstrumenten nodig om het netwerk te balanceren en waterstof op te slaan. Het is belangrijk om deze mechanismen verder te verkennen. Dit zou ook onderdeel uit kunnen maken van een beoogde marktsimulatie.

Europees

De initiatiefnemers willen de uitkomsten van de studie verder uitwerken in pilots en simulaties en zo stap voor stap het handelsplatform HyXchange realiseren. Deze markt zal ook een Europese dimensie hebben. Den Ouden ziet wel een belangrijke voorwaardenscheppende rol voor de overheid. Denk alleen al aan de certificering van groene en CO2-arme waterstof, en waterstofimporten.

Het samenwerkingsverband van bedrijven en overheden in Den Helder H2Gateway verkende de mogelijkheden voor grootschalige productie van blauwe waterstof. Het rapport: Poort naar een CO2-vrije waterstofeconomie concludeert dat de markt pas in 2027 volwassen genoeg is om blauwe waterstof concurrerend aan te kunnen bieden.

H2Gateway wil een faciliteit ontwikkelen voor de centrale productie van ongeveer 0,2 megaton blauwe waterstof per jaar voor de industrie. Dat is tussen de 500 en 550 ton waterstof per dag. Daarmee neemt de beoogde blauwe-waterstoffaciliteit 25 procent van de nationale jaarlijkse productie van industriële waterstof voor haar rekening. Het effect is twee megaton CO2-reductie per jaar, wat neerkomt op veertien procent van de jaarlijkse industriële verduurzamingsopgave voor 2030.

2027

Het consortium H2Gateway besloot eerst te laten onderzoeken of en wanneer ze het beste kon instappen in de markt voor blauwe waterstof. Uit het onderzoek bleek dat voor de middellange termijn centrale productie van blauwe waterstof grote voordelen heeft. De huidige productie van grijze waterstof is gebaseerd op steam methane reforming (SMR). Door in te zetten op andere technieken, zoals partial oxidation (POX) of auto thermal reforming (ATR), kan veel effectiever en efficiënter CO2 worden afgevangen.

De verwachting is dat de CO2-prijs in 2027 tussen de 40 en 60 euro per ton zal liggen. In dat geval kan CO2-arme waterstof vanaf 2027 marktcompetitief worden aangeboden aan Nederlandse industriële clusters die momenteel aardgas gebruiken om grijze waterstof te maken.

Daarbij is carbon capture and storage naar verwachting rond 2027 als oplossing volwassen en maatschappelijk geaccepteerd. Noord-Holland heeft de kortste afstand tot de gasvelden in de noordelijke Noordzee die geschikt zijn voor CO2-opslag. Daarmee heeft een faciliteit in Noord-Holland de laagst verwachte transportkosten voor de component CO2-opslag. Die oplossing is wel afhankelijk van de waterstofbackbone om de industriële clusters in Nederland te bereiken.

Wethouder gemeente Den Helder Kees Visser: ‘Eerder dit jaar sloten wij een Regio Deal met het Rijk, waar waterstof ook een prominente rol in inneemt. Het rapport Poort naar een CO2-vrije waterstofeconomie toont aan dat de grootschalige productie van blauwe waterstof op korte termijn en tegen relatief lage kosten, gerealiseerd kan worden in de haven van Den Helder.’

Transitiebrandstof

De kern van het rapport is de gecentraliseerde productie van blauwe waterstof. Groene waterstof is weliswaar het einddoel, maar hier is urgent schaalgrootte voor nodig. Visser: ‘Op korte termijn krijgen we de productie van groene waterstof onvoldoende op stoom. Op langere termijn is dat alleen mogelijk als we nu starten met blauwe waterstof. Blauw is hierin een transitiebrandstof en baant de weg voor de productie van groene waterstof. Dit kan in de toekomst bijvoorbeeld afkomstig zijn van de windparken op zee nabij onze regio.’

Equinor leidt een groot Engels project om waterstof uit aardgas te produceren en de CO2 af te vangen en op te slaan. In eerste instantie gaat het om een zeshonderd megawatt ATR (auto thermal reformer). Het waterstof gaat direct naar industriële klanten op Saltend Chemicals Park, vlakbij Hull.

De productie van blauwe waterstof speelt een belangrijke rol bij de vergroening van het grootste industriële cluster in het Verenigd Koninkrijk. De industrie zou er volledig kunnen overschakelen op waterstof. En de voeding van de elektriciteitscentrale schuift naar een mengsel van aardgas met dertig procent waterstof. Daarmee zou het chemiepark zo’n 900.000 ton minder CO2 gaan uitstoten.

Het project, Hydrogen to Humber Saltend (H2H Saltend) genoemd, is voorlopig nog een plan. Equinor en partners verwachten in 2023 een definitieve investeringsbeslissing te nemen. Bij groen licht volgt de eerste productie in 2026.

De Rotterdamse plannen voor blauwe waterstof zijn weer wat concreter geworden. Het H-vision consortium rondde de verdieping en actualisatie van de haalbaarheidsstudie af. De betrokken partners kregen meer inzicht in mogelijkheden, voorwaarden en dilemma’s voor grootschalige productie en toepassing van blauwe waterstof.

H-vision wil een volledige waardeketen ontwikkelen voor blauwe waterstof. Dit is inclusief productie, transport, opslag en aansluiting op de infrastructuur voor het onderzees opslaan van afgevangen CO2. De consortiumpartners concretiseerden de afgelopen maanden het concept van het project op het gebied van techniek, inpassing in het industriecluster, benodigde infrastructuur en financiële uitwerking. De waterstof van H-vision krijgt de functie van brandstof voor de industrie en productie van elektriciteit.

H-vision maakt waterstof uit grote hoeveelheden raffinaderijgassen en op basis van hoogcalorisch aardgas. Raffinaderijgassen leveren zo’n negentig procent van de basis voor blauwe waterstof. De CO2 die bij de productie van blauwe waterstof vrijkomt, wordt meteen afgevangen en opgeslagen in lege gasvelden onder de Noordzeebodem.

Technologie

Voor het opwekken van hoge temperaturen kunnen de industriële processen met beperkte aanpassingen overschakelen op blauwe waterstof als primaire energiedrager. Een belangrijke aanpassing is de vervanging van gasgestookte branders voor branders die geschikt zijn voor zowel (aard)gas als gas met een zeer hoge waterstofinhoud.

Volgens de huidige inzichten zal de productie plaatsvinden met gebruik van hogedruk Auto Thermal Reforming (ATR). Deze technologie is de afgelopen fase bevestigd als voorkeurstechnologie, vooral gezien de schaalvoordelen en operationele flexibiliteit. ATR is echter nog geen definitieve keuze. Hiervoor zijn aangescherpte kostenramingen nodig. Ook wordt nog gekeken naar een aanpak met partial oxidation (POX)-technologie.

CO2-reductie

In de opbouw van het project is nu een eerste fabriek opgenomen van circa 750 megawatt. Deze kan eind 2026 worden opgeleverd en blauwe waterstof leveren aan de procesindustrie voor het opwekken van warmte, en ook aan producenten van elektriciteit. Een volgende waterstoffabriek kan de totale capaciteit van H-vision op ruim 1500 megawatt of meer brengen. Dit is mede afhankelijk van de marktontwikkeling voor waterstof.

Het gebruik van waterstof vervangt de bestaande inzet van restgassen en aardgas. Dit levert een CO2-reductie op van jaarlijks 0,9 miljoen ton na de bouw van de eerste fabriek, oplopend tot 2,7 miljoen ton na de bouw van de tweede fabriek.

Vanaf de productielocatie zal de waterstof per pijpleiding naar de afnemers in de haven worden getransporteerd. Recentelijk kondigden Havenbedrijf Rotterdam en Gasunie plannen aan voor de komst van een open-access waterstofbackbone door het havengebied. H-vision heeft in deze fase de voorkeur voor ontwikkeling van een eigen netwerk tussen productielocatie en afnemers. In een later stadium kan het netwerk altijd nog worden gekoppeld aan de backbone.

Zuiverheid

De inzet van de blauwe waterstof als brandstof houdt rechtstreeks verband met de kwaliteit van de energiedrager, en dat heeft weer verstrekkende gevolgen voor investeringskosten. Voor het opwekken van warmte in de procesindustrie is een waterstofkwaliteit van rond de 95 procent zuiverheid toereikend. Dat is een verschil met groene waterstof.

Deze waterstof wordt gemaakt op basis van door zon en windenergie aangedreven elektrolyse. De kwaliteit hiervan ligt boven de 99 procent. Daarmee is groene waterstof uitermate geschikt als grondstof voor de chemische industrie, voor het ontzwavelen van brandstoffen in raffinaderijen, voor mobiliteitsdoeleinden en als grondstof voor het produceren van schone brandstoffen.

De zuiverheid van blauwe waterstof kan worden opgewaardeerd tot die van groene waterstof, maar dit brengt zowel hogere investerings- als operationele kosten met zich mee. In dit verband werkt het projectteam van H-vision met een aantal onbekendheden aangezien de precieze kwaliteit waterstof die door het leidingnetwerk in het havengebied gaat stromen nog niet definitief is bepaald. Dit geldt eveneens voor waterstof in de nationale backbone van Gasunie.

H-vision status overview Juli 2020

Een onderzoek gaat de haalbaarheid van een waterstoffabriek in Den Helder vaststellen. Het gaat om een fabriek die waterstof maakt uit aardgas en de CO2 die bij het proces vrijkomt, afvangt voor opslag. Deze blauwe waterstoffabriek is van strategisch belang voor een toekomstige waterstofeconomie, stellen de initiatiefnemers.

Diverse partijen zijn betrokken bij de intentieovereenkomst Blauwe waterstof Den Helder. Het gaat om NAM, Gasunie, GasTerra, Port of Den Helder, Ontwikkelingsbedrijf Noord-Holland Noord, Gemeente Den Helder, Provincie Noord-Holland en New Energy Coalition.

Den Helder heeft een goede positie voor de productie van blauwe waterstof. De bestaande gasinfrastructuur is beschikbaar voor het transport van waterstof. Bovendien is de nabijheid van de Noordzee gunstig voor de opslag van CO2 in lege gasvelden. En op termijn kan ook waterstofgas worden geproduceerd met groene energie van grote windmolenparken op zee. Deze worden in de komende decennia gebouwd.

Hydroports

De havens van Amsterdam, Groningen en Den Helder willen een belangrijke rol spelen in het aan land brengen van groene energie vanaf windparken op zee. Waterstof gaat daarbij een grote rol spelen. De drie havens zijn daarom al eerder een samenwerkingsverband aangegaan met de naam Hydroports.

Japan neemt ’s werelds eerste waterstofschip voor het zeetransport van vloeibare waterstof ter wereld in gebruik. Het energiebronnen-arme land werkt aan een wereldwijde toeleveringsketen voor koolstofvrije brandstof. Waterstof speelt daar een grote rol in. Zo gebruiken de Japanners tijdens de Olympische Spelen alleen nog maar emissie loze energiebronnen.

Japan is al langer van plan om waterstof, geproduceerd uit steenkool, uit Australië te importeren. Het land heeft geen eigen natuurlijke energiebronnen en wil minder afhankelijk worden van kernenergie. De Japanners zetten dan ook massaal in op de waterstofeconomie, voor zowel transport als de energievoorziening.

Vloeibare waterstof

Het waterstofschop Suiso Frontier van Kawasaki Heavy Industries moet de eerste bulk aan waterstof transporteren. Om dat efficiënt te doen moet het volumineuze gas nog wel worden gekoeld naar een temperatuur van -253 graden Celsius.

Kawasaki bouwt momenteel opslagtanks in Japan om de door schepen aangeleverde vloeibare waterstof te ontvangen voor de geplande start van de proefzendingen uit Australië eind 2020.

Steenkool

Australië is van plan om waterstof te produceren door middel van liquefactie uit de enorme voorraden laagwaardige steenkool. Dit proces produceert echter koolstof als bijproduct, dus het is alleen milieuvriendelijk als de koolstof wordt opgevangen en opgeslagen.

De Hydrogen Frontier is in staat om 1.250 kuub vloeibare waterstof in één tank te vervoeren. Om de doelstellingen van Japan voor een commerciële waterstofleveringsketen tegen 2030 te bereiken, zal  Kawasaki Heavy veel grotere schepen moeten ontwikkelen, vergelijkbaar met de capaciteit van moderne LNG-tankers.

De waterstofvisie van de Rotterdamse haven is een tweetrapsraket die de waterstofeconomie moet versnellen. Als eerste willen de zestien partijen in het H-vision consortium twee grootschalige blauwe waterstoffabrieken bouwen. Dat moet uiteindelijk de weg effenen naar groene waterstof. Daarmee zouden duurzame alternatieven ontstaan voor zowel de raffinaderijen van Shell en BP als de kolencentrales van Uniper en Engie.

Om de CO-uitstoot in 2030 terug te dringen met 49 procent ten opzichte van 1990 moet de industrie alle emissieloze technieken inzetten.  Het voorstel Klimaatakkoord dat minister Erik Wiebes van Economische Zaken en Klimaat onlangs presenteerde gaf daarom ruimte voor waterstof en CO2 capture and storage (CCS). Twee voorwaarden die cruciaal zijn voor het slagen van het plan van H-vision voor blauwe waterstof.

Autothermische reforming

De haalbaarheidsstudie die H-Vision begin juli presenteerde, vloeide voort uit onderzoek dat TNO eerder uitvoerde naar blauwe waterstof. TNO constateerde dat het via autothermische reforming (ATR) technisch mogelijk was waterstof te maken uit aardgas. Hoewel de kwaliteit van de uit dit proces gevormde waterstof niet voldoende is voor gebruik in brandstofcellen, kan het gas wel hogetemperatuurwarmte opwekken.

Ook chemische processen zijn wat vergevingsgezinder voor waterstofkwaliteit. Het gas uit het ATR-proces bestaat nog altijd voor negentig procent uit waterstof en tien procent uit andere gassen. Bovendien blijft er een zeer zuivere CO2-stroom over, die kan worden opgeslagen of wellicht benut als grondstof.

Eerdere onderzoeken hadden al aangetoond dat het economisch interessanter is om eerst CO2 af te vangen en waterstof te verbranden (pre combustion) dan methaan te verbranden en de CO2 aan de schoorsteen weg te wassen (post combustion).

1920 megawatt

In de referentievariant die Projectleider van H-vision Jaap Hoogcarspel presenteerde, gaat het consortium uit van een maximale waterstofvraag van de industrie en elektriciteitssector van iets meer dan 3200 megawatt. Om aan die vraag te voldoen zouden twee waterstofproductie-units van ieder 1460 megawatt nodig zijn. De kosten daarvan schatten de samenstellers van de haalbaarheidsstudie op 1,3 miljard euro.

Daarnaast zijn nog investeringen nodig in infrastructuur, aanpassingen aan compressores, waterstofturibines en ovens. Met die kosten meegerekend, komt de totale investering op ongeveer twee miljard euro. Afgezet tegen de CO2-reductie van 2,2 megaton per jaar in 2026 en zelfs 4,3 megaton in 2031 valt die investering nog best mee. Daar komen nog de operationele kosten bij, maar de geschatte CO2-vermijdingskosten van 86 tot 146 euro per ton zijn lager dan vele andere scenario’s.  Dat is dan ook de CO2-beprijzing die extra nodig is, dus nog bovenop de ETS-prijs, om het project rendabel te maken.

Ketenintegratie

Voorwaarde voor het succes van de vervanger van aardgas, is een verdergaande ketenintegratie. Productie, transport, opslag en benutting van het gas zijn allemaal onderdeel van de waterstofketen. Vandaar dat Havenbedrijf Rotterdam en ondernemersvereniging Deltalinqs de handschoen oppakten en typische waterstofproducenten als Linde en Air liquide koppelden aan potentiële gebruikers in de raffinage, Shell en BP, en de energieopwekking: Engie en Uniper. Vopak, dat al een LNG terminal met Gasunie exploiteert kon natuurlijk niet ontbreken net als OCI Nitrogen dat al een ammoniakterminal in Rotterdam bedrijft. Zelfs de opslag van de kooldioxide is verzekerd met Taqa, dat een offshore uitgeproduceerd gasveld beschikbaar kan stellen. Iets wat het Noorse Equinor, voorheen bekend als Statoil, al doet in het Noorse Sleipner veld.

Eindgebruikers

De eindgebruikers zijn twee kolencentrales, twee raffinaderijen en één warmtekrachtcentrale. De kolencentrales van Uniper en Engie onderzoeken de mogelijkheden voor een switch naar biomassa. Waterstof zou hierbij dienst kunnen doen als flexibele peakshaver als de energievraag de productie van de centrales overtreft. De raffinaderijen van BP en Shell verstoken behoorlijk wat aardgas in hun fornuizen voor het koken van aardolie. Vervanging van methaan door waterstof zou de emissie van de raffinaderijen aanzienlijk kunnen terugdringen. De raffinaderijen stellen zelfs een deel van hun eigen productiegas beschikbaar voor pre combustion CO2-afvang.

Porthos

Ook niet onbelangrijk bij de haalbaarheid van het project is de voortgang van het Porthos-project. In de kostenberekening laat men de CO2-infrastructuur namelijk buiten beschouwing. Voorganger van Porthos, de Rotterdamse Opslag en Afvang Demo (ROAD), werd in 2017 afgeblazen door Engie en Uniper. Havenbedrijf Rotterdam, EBN en Gasunie namen vervolgens de regie over van de bedrijven en startte door met Porthos. Plan is om rond 2023 de eerste CO2 af te vangen en op te slaan in het gasveld van Taqa op de Noordzee.

Overigens brachten de onderzoekers ook alternatieven voor ondergrondse opslag in. Het is ook mogelijk de kooldioxide te verzamelen en via schepen naar het Verenigd Koninkrijk of Noorwegen. Dat laatste land heeft al een ondergrondse opslagfaciliteit in een zout aquiver. Voorwaarde is wel dat de CO2 vloeibaar de grond in gaat, wat extra investeringen vraagt voor liquefactie.

Onzekerheden

Hoewel de samenstellers van de haalbaarheidsstudie zeer zorgvuldig te werk zijn gegaan, blijven er toch nog behoorlijk wat onzekerheden staan. Een deel van het succes is afhankelijk van de koers die de Rijksoverheid gaat varen en het bijbehorende ondersteunend beleid. Ook de ontwikkelingen binnen de Emission Trade scheme (ETS) en de gas- en elektriciteitsprijzen kunnen de businesscase zowel positief als negatief beïnvloeden. Het feit dat minister Wiebes een maximumbedrag voor CCS voorstelt in het ontwerp Klimaatakkoord, is bijvoorbeeld ongunstig voor de businesscase. De extra belasting op CO2 kan juist weer gunstig uitpakken. En dan is het natuurlijk ook nog de vraag of de overheid bereid is te investeren in de infrastructuur voor CO2- en waterstoftransport.

Het consortium vraagt bovendien een aantal garanties van de overheid om de investeringsrisico’s zoveel mogelijk te beperken. Er bestaan daarvoor al goede instrumenten, maar dat vraagt wel om risicobereidheid van de overheid.

Tijdspad

Het tijdspad dat het consortium zichzelf stelt is dan ook behoorlijk uitdagend. Als alles meezit zou in 2026 het eerste waterstofgas moeten worden geleverd. Men verwacht in 2021 de investeringsbeslissing te kunnen maken, waarna de uitvoering nog eens vijf jaar zal duren. De CO2-reductiepotentie is te groot om het niet te onderzoeken. De grootste uitdaging zal de politieke wil zijn om echt CO2-neutraal te produceren.

Lees hier het volledige rapport

Grootschalige productie en toepassing van blauwe waterstof stelt de industrie in Rotterdam in staat haar CO2-emissies al voor 2030 aanzienlijk omlaag te brengen. Dat is de uitkomst van een haalbaarheidsstudie die zestien bedrijven en organisaties verenigd in het project H-vision hebben uitgevoerd.

Met de positieve uitkomst van het onderzoek heeft Rotterdam de kans zich te ontwikkelen tot een hub waar naast bestaande productie straks ook blauwe en groene waterstof wordt gemaakt, gebruikt en verhandeld. Daarmee kan H-vision de start gaan vormen van de waterstofeconomie in Rotterdam en in hoge mate bijdragen aan de klimaatdoelstellingen.

H-Vision

H-vision richt zich in eerste instantie op het maken van waterstof op basis van aardgas en door hergebruik van raffinaderijgas. De CO2 die vrijkomt bij de productie wordt afgevangen en opgeslagen in lege gasvelden onder Noordzee. De zo verkregen blauwe waterstof kan vervolgens als koolstofarme energiedrager in de industrie worden ingezet voor het opwekken van hoge temperaturen en voor de productie van elektriciteit.

H-vision baant hiermee de weg voor groene waterstof die wordt geproduceerd door middel van elektrolyse met stroom uit duurzame bronnen als offshore windparken. Bij deze vorm van waterstofproductie komt geen CO2 vrij. Op dit moment is er te weinig groene stroom voor productie van groene waterstof op industriële schaal.

Investering

Met de bouw van de waterstofinstallaties voor H-vision is in de referentievariant op basis van de huidige inzichten een investering van circa 1,3 miljard euro gemoeid. Inclusief infrastructuur en technische aanpassingen aan industriezijde komt de totale investering op naar schatting 2 miljard euro.

Met de positieve afronding van de haalbaarheidsstudie gaat H-vision een nieuwe fase in, waarin wordt overlegd met de overheid over regelgeving, risicoafdekking en financiële ondersteuning. Ook de keuzes in het uiteindelijke Klimaatakkoord zijn van groot belang.

Maasvlakte

H-vision richt zich nu op een verdere detaillering van technisch ontwerp, financiële onderbouwing, marktpositie en organisatie. Uit de studie is de Maasvlakte als een goede locatie voor de waterstoffabrieken naar voren gekomen. Ook hier wordt verder onderzoek naar gedaan.

Een investeringsbesluit zou in 2021 genomen kunnen worden. In een dergelijke planning kan de eerste installatie begin 2026 de industrie in Rotterdam van koolstofarme waterstof kunnen voorzien.

Een paar uitkomsten van het onderzoek

  • H-vision kan op korte termijn een forse CO2-reductie realiseren. Die loopt op van 2,2 miljoen ton in 2026 tot 4,3 miljoen ton in 2031.
  • Afgezet tegen de totale CO2 -uitstoot van de industrie in Rotterdam over 2018 (26,4 miljoen ton) leidt gebruik van blauwe waterstof als energiedrager in de industrie tot een emissiereductie van 16 procent.
  • De prijs per vermeden ton CO2 bedraagt in de referentievariant €86 – €146 (exclusief ETS-credits), afhankelijk van de economische scenario’s.
  • De te bouwen H-vision waterstofinstallaties krijgen een productiecapaciteit van ruim 700 kiloton op jaarbasis ofwel circa 3200 MW. Daarmee kan de industrie in Rotterdam maar liefst 20 procent van de benodigde warmte en stroom op basis van blauwe waterstof produceren.