infrastructuur Archieven - Utilities

Het goede nieuws dat er eindelijk een kabinet is gevormd, ging gepaard met het nieuws dat er 35 miljard euro wordt vrijgemaakt voor vergroening van de Nederlandse industrie. Daarin maakt het aandeel groene stroom een veel groter deel uit van de Nederlandse energiemix. Dat dit een uitdaging is voor hoogspanningsnetbeheerder TenneT is nog zacht uitgedrukt. Toch heeft de industrie deels zelf in de hand hoe hoog de druk op het net en de daaruit vloeiende maatschappelijke kosten worden. Erik van der Hoofd en Patrick van de Rijt, respectievelijk hoofd marktontwerp en marktanalyse bij TenneT, willen graag in gesprek met de industrie en de overheid om samen tot de juiste keuzes te komen.

‘De voordelen van marktwerking zijn duidelijk’, zegt Erik van der Hoofd. ‘Vanaf het moment dat TenneT samen met de TSO’s van België en Frankrijk de elektriciteitsmarkten aan elkaar koppelde, zag je de prijzen gelijktrekken. Met een volwassen day ahead- en intra day-markt koppelden de partijen vraag en aanbod en sindsdien zijn er steeds meer landen bijgekomen. Daardoor kan een producent in Finland nu elektriciteit verkopen aan een gebruiker in Portugal en vice versa.’

De toevoeging van de flow-based day ahead-markt voegt daar nog een belangrijke component aan toe. ‘Die zorgt er namelijk voor dat capaciteit wordt toegewezen aan transacties die een hoge waarde vertegenwoordigen én een lage belasting op het net veroorzaken. De Europese consument profiteert dankzij deze marktkoppeling van lagere elektriciteitsprijzen, terwijl de netbeheerders een instrument hebben om de beschikbare capaciteit zoveel mogelijk te benutten.’

Aansluitplicht

Toch is de internationale energiehandel maar een deel van de puzzel. Dankzij de ontvlechting van energieproductie en transport zijn de transmission system operators (TSO’s) en distribution system operators (DSO’s) in Nederland in publieke handen en moeten ze voldoen aan Europese en lokale regels. Die zijn met name gestoeld op het principe dat de netcapaciteit altijd beschikbaar moet zijn en dat is met een medium als elektriciteit niet altijd eenvoudig. Zeker met het toenemend aandeel groene stroom ontstaan soms grote productiepieken die de volledige capaciteit van het net consumeren. Het is de vraag of netten op die pieken moeten worden ingericht of dat we accepteren dat bij productiepieken soms niet alle stroom de markt op kan.

De TSO’s en DSO’s hebben bovendien een aansluitingsplicht. Als een investeerder een wind- of zonnepark wil aanleggen, moet de netbeheerder de aansluiting regelen. Dat kan best lastig zijn in gebieden waar nog nauwelijks aansluitingen zijn of waar de netten al op hun uiterste capaciteit zitten.

netbeheerder

Patrick van de Rijt, TenneT

Ongelijke verdeling

Om het net stabiel te houden kopen de netbeheerders onder andere balanceringsreserves, blindstroom en zelfs herstelvoorzieningen in. Op die manier zorgt men ervoor dat stroomvraag en aanbod in evenwicht zijn terwijl ook de stroomkwaliteit geborgd is.

Patrick van de Rijt: ‘Een van de twistpunten heeft met name te maken met het zogenaamde redispatchen van invoeding en afname. Eenvoudig gezegd komt het er op neer dat als het transportnet pieken in het aanbod niet aankan, energiebedrijven in het ene gebied hun elektriciteitsproductie moeten terugdraaien, terwijl in een ander gebied moet worden opgeregeld. Noord-Duitsland kampt bijvoorbeeld bijna structureel met overschotten aan windenergie die men in Zuid-Duitsland op die momenten goed zou kunnen gebruiken. TenneT moet dan centrales in het zuiden op laten regelen en productie van bijvoorbeeld windparken in het noorden afregelen. De kosten hiervoor komen in de nettarieven terecht.’

‘Het is zonde om alle groene elektriciteit om te zetten in waterstof als de stroom ook direct kan worden ingezet.’

Patrick van de Rijt, hoofd marktanalyse Tennet

Ook in Nederland komt dit steeds vaker voor. De Nederlandse netbeheerders ontwikkelden hiervoor het samenwerkingsplatform voor congestiemanagement GOPACS, waar ook industriële afnemers kunnen deelnemen. Van de Rijt: ‘Voor een optimale marktwerking moeten we het marktontwerp zo aanpassen dat ook de schaarste van transportcapaciteit wordt meegenomen bij locatiekeuze van opwek en ook van hele grote industriële gebruikers. Voor alle denkbare andere markten geldt natuurlijk ook dat kosten voor transport en beschikbaarheid van belang zijn bij prijsvorming en keuze van productielocaties door investeerders.’

netbeheerderUiteraard kan een deel van het probleem worden weggenomen door meer netcapaciteit aan te leggen en netwerken verder te verknopen. Dat doet TenneT in Duitsland bijvoorbeeld met een half gigawatt HVDC-verbinding tussen Noord- en Zuid-Duitsland. ‘Maar daar zijn wel grenzen aan’, zegt Van de Rijt. ‘Behalve dat elektriciteitsnetten schreeuwend duur zouden worden, is het ook nog maar de vraag of er voldoende ruimte voor is. De energietransitie vraagt al om extra beslag op de boven- en ondergrondse ruimte en burgers staan niet te trappelen als daar ook nog twee keer zoveel hoogspanningslijnen bijkomen.’

Industriële elektrificatie

De industrie speelt in het krachtenspel een relatief nieuwe rol. Van der Hoofd: ‘Tot nog toe is de verdeling van het industriële energieverbruik tachtig procent gas en twintig procent elektriciteit. Door stimulering via subsidie aan de ene kant en beprijzing van CO2 aan de andere kant, stuurt de overheid op verduurzaming van het energieverbruik, onder andere via elektrificatie. Daardoor verdubbelt die twintig procent elektriciteitsbehoefte mogelijk richting 2030 en gaat deze waarschijnlijk naar zestig procent in 2050. In de praktijk zorgt dat ervoor dat veel bedrijven een zwaardere aansluiting nodig hebben, wat de druk op de netbeheerders alleen maar verhoogt.’

TenneT zou dan ook graag zo vroeg mogelijk bij de besluitvorming betrokken willen worden om bedrijven te helpen bij hun keuzes. ‘De geografische ligging van een bedrijf of cluster kan al heel veel verschil maken. Chemieparken aan zee kunnen eenvoudiger aansluiting vinden op offshore windparken dan grootverbruikers in het binnenland. Maar het maakt ook nogal uit of een nieuwe aansluiting vlak bij een hoogspanningsstation staat of daar ver vandaan. Hoe eerder we de plannen kennen, hoe eerder we kunnen beginnen met uitbreiding of het aanreiken van alternatieven. In sommige gevallen kan het interessanter zijn om een waterstofleiding in te zetten om duurzame energie te transporteren dan een elektriciteitsleiding.’

Peakshaving

Toch kan de industriële verschuiving naar elektriciteit -naast verduurzaming – ook een andere positieve invloed hebben op het energiesysteem. Van der Hoofd: ‘Aan de opwekkingskant zien we steeds meer volatiele bronnen zoals wind en zon. Waar het energiesysteem vroeger was afgestemd op de elektriciteitsvraag, moeten we met de nieuwe bronnen rekening houden met een aanbodgestuurde markt. Zolang het voldoende waait en de zon voldoende schijnt, kunnen bedrijven volop produceren. Maar we moeten gezamenlijk zoeken naar oplossingen voor de zogenaamde dunkelflaute, de windstille nachten. Grote elektriciteitsverbruikers zoals Aldel, ESD-Sic en Nobian zetten hun elektrische assets al in als virtuele batterij. Als de vraag het aanbod overstijgt, draaien ze hun productie een stukje terug. Hoe meer van dit soort flexcapaciteit in het systeem zit, hoe beter.’

Erik van der Hoofd, Tennet

Onderzoek wijst uit dat TenneT de piekbelasting van zijn elektriciteitsnet met wel tien tot zeventien procent kan verlagen als ze het volledige potentieel benutten van industriële vraagsturing. ‘Helaas krijgen juist bedrijven die hun stroomverbruik stabiel houden momenteel korting op het netwerktarief. Dit kan oplopen tot wel negentig procent korting. Bedrijven zullen dan niet graag overstappen naar een flexibeler stroomverbruik.’

Ook echte batterijen krijgen in het toekomstige energiesysteem een grotere rol. Van der Hoofd: ‘Terwijl ook waterstof zijn positie opeist, alhoewel ik zelf eerder een toepassing zie voor het gas als grondstof voor de industrie dan als energiedrager. Er wordt namelijk al veel grijze waterstof ingezet voor de productie van onder andere kunstmest. Deze vervangen voor groene waterstof levert op de korte termijn meer milieuwinst op.’

Waterstof

De beslissingen rondom het emissievrije waterstofgas hebben wel degelijk ook invloed op de keuzes van TenneT. ‘Ook hier geldt dat locatiekeuze zeer belangrijk is’, zegt Van de Rijt. ‘Het meest ideaal is natuurlijk om elektrolyzers te situeren dichtbij de aanlanding van een offshore windpark. Ook moet men goed nadenken over de inzet van de elektrolyzers. Voor een eigenaar van zo’n systeem is het interessanter om deze als basislast te gebruiken dan alleen als peakshaver. Het zijn tenslotte dure assets die je zoveel mogelijk wilt benutten. Het is echter zonde om alle groene elektriciteit om te zetten in waterstof als de stroom ook direct kan worden ingezet. De wetgever moet het dan ook interessanter voor partijen maken om in dit soort dure assets te investeren, ook als ze niet altijd worden ingezet.’

‘Hoe eerder we de plannen kennen, hoe eerder we kunnen beginnen met uitbreiding of het aanreiken van alternatieven.’

Erik van der Hoofd, hoofd marktontwerp Tennet

Draagvlak

Van der Hoofd: ‘Om de veranderingen bij te kunnen benen, hebben we echt andere spelregels nodig. We moeten immers investeren in geheel nieuwe systemen en de bijbehorende data-infrastructuur. We zouden dan ook iets meer ruimte willen van toezichthouder ACM om investeringen te doen die op het eerste gezicht buiten onze taken liggen. Maar die wel noodzakelijk om het energiesysteem van de toekomst vorm te geven. Natuurlijk streven we daarbij nog steeds naar de laagst mogelijke maatschappelijke kosten. We zouden wel sneller kunnen opschalen als we ook de ruimte krijgen om fouten te maken. De overheid zou zelf iets meer regie kunnen voeren in de keuzes voor productie, conversie, transport en opslag. Als ze daarbij kiest voor prijsprikkels, kan ze wellicht differentiëren in ruimtelijk ordeningsbeleid voor energieprojecten. Grond dichtbij gebruikers, infrastructuur of opslag kan dan aantrekkelijker worden gemaakt dan lastigere locaties. Hoe dan ook moeten we de komende jaren al het geld en mankracht inzetten op de energietransitie. Laten we er dan samen met de industrie en overheid voor zorgen dat die investeringen in de pas lopen met het maatschappelijke draagvlak.’

Het jaar 2022 kan zo maar eens bepalend worden voor waterstof. Waarbij meerdere wegen naar Rome leiden. Bedrijven als Shell, RWE, Air Liquide en Uniper gaan de transitie van binnenuit aan. Andere zoeken het in nieuwe constructies. Denk aan chemiebedrijf Nobian dat onlangs met een partner HyCC oprichtte, speciaal voor waterstof. Er zijn ook new kids on the block. Spelers als Lhyfe, die de oude garde uitdagen in snelheid en het aantrekken van talent. 

Wim Raaijen

Het was een cruciale vraag tijdens European Industry and Energy Summit 2021 afgelopen december. ‘Waar halen jullie de mensen vandaan’, vroeg Yolande Verbeek van energiebedrijf Uniper aan Luc Graré van het nieuwe waterstofbedrijf Lhyfe. In een jaar tijd groeide het nieuwe Franse bedrijf van vijftien naar tachtig medewerkers en momenteel worden vijf tot zeven nieuwe mensen per week aangenomen. Graré beantwoordde de vraag gretig: ‘Er is geen headhunter aan te pas gekomen’, stelde hij met enige trots. ‘Het gaat eigenlijk alleen maar via social media. Veel jonge hoogopgeleide mensen met een paar jaar werkervaring komen zoeken ons zelf op. Ze zeggen dat ze niet langer voor het oude systeem willen werken. Er zijn veel interessante vacatures in de olie- en gassector, maar veel jonge mensen, anders dan mijn generatie, zetten een hoog salaris en een auto van de zaak niet meer op één.’

Ze willen deel uitmaken van de transitie en verwachten dat ze meer impact hebben binnen nieuwe, ambitieuze bedrijven.Verbeek herkent het uit haar gesprekken met jonge mensen en zelfs haar eigen kinderen. Tegelijk stelt ze dat bedrijven als Uniper ook in transitie willen en moeten gaan. En daar zijn ook voldoende mensen voor nodig. Nog steeds is het bestaande systeem doorslaggevend voor bijvoorbeeld de betrouwbaarheid en de leveringszekerheid van energie. Volgens haar zijn beide partijen nodig, de oude partijen die moeten veranderen en de nieuwe bedrijven die zonder erfenis en verantwoordelijkheid om nu te leveren kunnen ondernemen.

Elke hoek

En ja, de ambities van Lhyfe zijn gewoon aantrekkelijk. Net als de daadkracht. Het bedrijf, een paar jaar geleden opgericht in Frankrijk, wil sneller dan anderen investeren in de productie van groene waterstof. Te beginnen in Frankrijk, Duitsland, maar ook Nederland, België, Denemarken en vervolgens steeds meer Europese landen. Inmiddels heeft Lhyfe al een mandaat gekregen van verschillende investeerders om 0,5 miljard euro te steken in het bouwen van installaties. Waar de meeste partijen nog bezig zijn met vergunningsprocedures en investeringsbeslissingen, heeft Lhyfe sinds afgelopen zomer al een installatie in productie in het Franse Saint-Nazaire. Daar is een elektrolyzer direct verbonden aan vier windturbines en wordt zeewater gebruikt voor de productie van waterstof.

‘Veel jonge mensen zetten een hoog salaris en een auto van de zaak niet meer op één.’

Luc Graré, international business Lhyfe

Het vermogen is misschien nog niet heel groot, twee megawatt, ‘maar we hebben hiermee wel de eerste stap gezet’, stelt Graré. De vervolgstappen volgen snel. Het plan is om de komende jaren overal in Europa grotere installaties neer te zetten. ‘In Duitsland ontwikkelen we momenteel elf productielocaties met vermogens tussen vijf en iets meer dan honderd megawatt. Die moeten in 2025 allemaal in gebruik zijn. We denken dat we dan elke hoek van dat land van groene waterstof kunnen voorzien. Datzelfde zijn we van plan in Nederland, waar we mogelijk voldoende hebben aan drie of vier fabrieken. België en Denemarken en ook andere Europese landen zullen volgen.’

Elan

Het gaat eerst om fabrieken op land. Maar om straks de levering van groen waterstof aan verschillende klanten in Europa verder op te voeren, kijkt Lhyfe vooral richting de zee. ‘De grote hoeveelheden gaan we straks offshore produceren.’

Ook op dat vlak is het bedrijf bezig met de eerste stap. Rond september dit jaar wil Lhyfe als eerste in de wereld waterstof op zee produceren. Op een drijvend platform, zo’n 26 tot 30 kilometer van Saint-Nazaire in de Atlantische Oceaan, direct verbonden met een drijvende windturbine. ‘We weten dat verschillende partijen, zoals Poseidon in Nederland, hier ook mee bezig zijn. Maar die richten zich op 2025 en later. We vragen ons oprecht af waarom het zoveel tijd moet kosten. Doordat we drie jaar voor lopen op de rest hebben we meer tijd om te experimenteren en kunnen we ook onze snelheid houden in de toekomst.’ Het is met een elan dat veel jonge mensen sowieso zal aanspreken.

lhyfe

Lhyfe heeft sinds afgelopen zomer een installatie in productie in het Franse Saint-Nazaire, waar een elektrolyzer direct verbonden is aan vier windturbines en zeewater wordt gebruikt voor de productie van waterstof.

Competenties

Wellicht heeft de aantrekkingskracht voor jonge mensen voor Nobian ook meegespeeld toen het chemiebedrijf samen met de Green Investment Group de Hydrogen Chemistry Company (HyCC) oprichtte. Sowieso denkt het bedrijf dat transitie, met name op het gebied van waterstof, om een andere aanpak vraagt dan veel bestaande bedrijven gewend zijn. ‘De projecten die we gaan doen, vragen om een andere snelheid, cultuur, financiering en competenties om ze tot een succes te maken’, stelde Marcel Galjee, managing director van HyCC, onlangs in De Volkskrant. ‘Nobian is al marktleider op het gebied van elektrolyse voor de productie van groene waterstof. We hebben veel groene elektriciteit nodig en daarvoor staat de Green Investment Group bekend. Wij leveren de technologie, onze competenties komen samen bij HyCC.’

Hydrogenering

Belangrijk zal ook geweest zijn dat de Green Investment Group fondsen binnenbrengt. Nobian lijkt te klein om de enorme investeringen die waterstof vraagt volledig uit eigen kas te betalen. Partijen als Shell en RWE hebben die omvang wel en kondigen ook investeringen aan. Zo heeft RWE op de valreep van 2021 de eerste milieuvergunning binnen van de Provincie Groningen voor de bouw van een groene waterstoffabriek met een vermogen van vijftig megawatt in de Eemshaven. Voor de levering van waterstof aan BioMCN en Evonik. Als chemische bouwsteen voor onder meer de productie van methanol.

‘Doordat we drie jaar voor lopen op de rest hebben we meer tijd om te experimenteren.’

Luc Graré, international business Lhyfe

Maar ook HyCC lijkt inmiddels zover. In januari ontvangt ook dit bedrijf een milieuvergunning voor de Djewels 1 op Chemie Park Delfzijl. Die fabriek gaat ook aan BioMCN leveren en krijgt een capaciteit van twintig megawatt. Het plan is echter om snel met veertig megawatt uit te breiden in Djewels 2. Deze waterstof is straks bedoeld voor SkyNRG dat op een synthetische manier vliegtuigbrandstof wil produceren in Delfzijl. En er staan nog grotere investeringsprojecten op de rol voor HyCC. Waarbij H2ermes in IJmuiden zo maar in een stroomversnelling kan raken door recente ontwikkelingen bij toekomstige afnemer Tata Steel. Daarbij gaat het om een elektrolyzer van honderd megawatt. Maar het kan nog groter. Bij het project H2-Fifty in de Rotterdamse haven gaat het om een waterstoffabriek met een vermogen van 250 megawatt. Die installatie moet straks groene waterstof leveren aan BP voor de hydrogenering van brandstoffen.

Slagveld

Met de oprichting van HyCC lijkt Nobian extra snelheid te maken door in zee te gaan met een kapitaalkrachtige partner. Wellicht is het bedrijf ook wendbaarder en kan het zodoende net als Lhyfe gemakkelijker extra kapitaal aantrekken.

Qua imago zal het ook helpen. Bij potentiële investeerders en zeker als het gaat om het aantrekken van jonge professionals. Want de transitie kan zo maar een slagveld worden voor talent. Er is al krapte en het zal steeds moeilijker worden om jonge mensen te binden. Elan en zichtbare impact lijken daarbij doorslaggevend. Dan lijken jonge ambitieuze bedrijven momenteel toch in het voordeel.

De industrie in Noord-Nederland heeft inzichtelijk gemaakt hoeveel elektriciteit het de komende jaren nodig heeft om te kunnen verduurzamen. Conclusie is dat er tijdig moet worden geïnvesteerd in uitbreiding van de energie-infrastructuur.

Het noordelijke industriecluster voorziet een aanzienlijke groei in elektriciteitsgebruik. Elektrificatie bij bestaande, maar ook bij nieuw te vestigen bedrijven, is een belangrijke route bij het omlaag brengen van de CO2-emissie. Doel is om deze per ton geproduceerd product in 2030 te hebben gereduceerd met meer dan zeventig procent ten opzichte van 1990.

De verwachting is dat er al in 2025 meer dan vier keer meer elektriciteit zal worden gebruikt dan in 2020. In 2030 is er meer dan acht keer zo veel elektriciteit nodig als in 2020, groeiend naar een factor van zestien in 2050. Als ook de plannen voor grootschalige groene waterstofproductie worden meegenomen, is de geraamde groeifactor nog substantieel hoger.

Knelpunten

Grootschalige elektrificatie gaat al op korte termijn grote knelpunten opleveren voor de industrie in Noord-Nederland. In het cluster Delfzijl kan het bestaande elektriciteitsnet al voor 2025 niet voldoen aan de toenemende elektriciteitsvraag. Richting 2030 wordt dit probleem nog groter en ontstaat ook krapte bij fabrieken buiten de verschillende clusters en in het cluster Emmen.

Naast een enorme uitbouw van elektriciteitsinfrastructuur is er ook voldoende duurzame elektriciteitsopwekking uit voornamelijk wind op zee nodig. Netbeheerders geven aan dat voor grote infra-investeringen doorlooptijden van 7 tot 15 jaar nodig zijn. Dit maakt duidelijk dat per direct moet worden begonnen met de versterking van het elektriciteitsnet en de extra opwekking van groene stroom om de elektrificatie van de industrie te kunnen faciliteren. Maar ook de eerste stappen richting een waterstofeconomie moeten nu gezet worden, zodat waterstof op tijd als alternatief beschikbaar is.

Waterbedrijf Groningen en Evides Industriewater werken samen aan het plan om de regio Delfzijl te voorzien van industriewater. Ze willen hiervoor onder andere een industriewaterleiding aanleggen tussen Garmerwolde en Delfzijl.

Sinds enkele maanden heeft de Eemshaven de beschikking over industriewater op basis van oppervlaktewater. Een nieuwe industriewaterzuivering in Garmerwolde produceert het water, waarna dit via een aparte leiding wordt geleverd aan de industrie. Op die manier wordt er geen kostbaar drinkwater gebruikt voor industriële doeleinden.

De industrie in de regio Delfzijl is volop in ontwikkeling en kent, net als de Eemshaven, een stijgende watervraag voor de industrie. Dat er nu een soortgelijk plan ligt om ook het Oosterhorngebied in Delfzijl te voorzien van industriewater, is haast een logisch vervolg.

Demiwatervoorziening

Daarvoor is een industriewaterleiding nodig tussen Garmerwolde en Delfzijl. Door deze aan te sluiten op de industriewaterleiding Garmerwolde-Eemshaven wordt het mogelijk om industriewater vanuit de nieuwe industriewaterzuivering Garmerwolde te leveren aan de regio Delfzijl.

De partners, verenigd in dochter North Water, willen in het Oosterhorngebied ook een lokaal distributieleidingnet aanleggen. Daarnaast komt er een industriewaterpompstation en een demiwatervoorziening. Bovendien wordt de bestaande afvalwaterzuivering uitgebreid.

Het duurt nog wel even voordat de leiding daadwerkelijk in de grond ligt en de overige projectonderdelen op het haventerrein zijn gerealiseerd. De oplevering en ingebruikname is gepland voor eind 2023.

Ineos investeert meer dan twee miljard euro in de productie van groene waterstof in heel Europa. Het bedrijf bouwt daarvoor in de komende tien jaar fabrieken in België, Noorwegen en Duitsland. Ook zijn investeringen gepland in het VK en Frankrijk.

De eerste installatie die Ineos bouwt, is een 20 MW-elektrolyzer. Hiermee kan het bedrijf schone waterstof produceren door middel van elektrolyse van water, aangedreven door koolstofvrije elektriciteit in Noorwegen. Dit project leidt tot een minimale reductie van naar schatting 22.000 ton CO2 per jaar door de ecologische voetafdruk van de activiteiten van Ineos in Rafnes te verkleinen en als hub te dienen voor de levering van waterstof aan de Noorse transportsector.

Duitsland

In Duitsland is Ineos van plan om een 100 MW elektrolyzer op grotere schaal te bouwen om groene waterstof te produceren op de locatie in Keulen. Waterstof uit de installatie gebruikt ze bij de productie van groene ammoniak. Het Keulen-project resulteert in een vermindering van de CO2-uitstoot van meer dan 120.000 ton per jaar. Het biedt ook kansen om E-Fuels te ontwikkelen via Power-to-Methanol-toepassingen op industriële schaal.

Ineos ontwikkelt andere projecten in België, Frankrijk en het VK en het bedrijf verwacht verdere partnerschappen aan te kondigen met toonaangevende organisaties die betrokken zijn bij de ontwikkeling van nieuwe waterstoftoepassingen.

Infrastructuur

In november 2020 lanceerde Ineos een nieuw bedrijf als onderdeel van dochterbedrijf Inovyn, dat een exploitant is van elektrolyse. Het nieuwe bedrijfsonderdeel is opgericht voor de ontwikkeling en opbouw van groene waterstofcapaciteit in heel Europa, ter ondersteuning van het streven naar een koolstofvrije toekomst.

Het Ineos-waterstofbedrijf krijgt zijn hoofdkantoor in het VK hebben en heeft als doel capaciteit op te bouwen om waterstof te produceren in het Ineos-netwerk van locaties in Europa, naast partnerlocaties waar waterstof de decarbonisatie van energie kan versnellen.

Ineos is ook van plan nauw samen te werken met Europese regeringen om ervoor te zorgen dat de nodige infrastructuur wordt aangelegd voor waterstof.

Foto: Ineos in Rafnes. Credit: Ineos

In een gloednieuw laboratorium in Delft moet het elektriciteitsnet worden klaargestoomd voor de toekomst. Het Electrical Sustainable Power Lab wordt komende vrijdag geopend.

Energie wordt in de toekomst op grote schaal CO2-vrij opgewekt en daarvoor wordt een beroep gedaan op het elektriciteitsnet. Er wordt meer stroom uit zon en wind worden gehaald. Maar is het elektriciteitsnet daar wel klaar voor? Het antwoord is nee.

In het Electrical Sustainable Power Lab (ESP Lab) wordt onderzocht hoe het elektriciteitsnet wel klaar kan worden gestoomd voor de toekomst. Er zijn slimme innovaties en een integrale aanpak nodig. Het lab is dan ook samen door TU Delft, overheid en partners als TenneT, gebouwd

Integratie

‘Ooit bouwden wij hoogspanningsnetten om overal in het land aan de vraag naar elektriciteit te voldoen’, zegt Maarten Abbenhuis, chief operations officer (COO) van netbeheerder Tennet op de website van TU Delft. ‘Het netwerk verandert nu in een Europese multifunctionele verbinder van een dynamisch elektriciteitsaanbod, een stuurbare vraag naar energie en een koppeling naar opslag in moleculen en elektronen. Het ESP Lab is de plek om deze innovaties te ontwikkelen en te testen in relatie tot het gehele energiesysteem zodat de integratie ervan succesvol kan plaatsvinden. Dit is een essentiële stap om de veiligheid en betrouwbaarheid van het elektriciteitsnet te waarborgen, nu en in een toekomst waarin alles met elkaar verbonden is.’

Digital twin

Een van de innovaties waaraan in het ESP Lab wordt gewerkt, is het toevoegen van een stukje intelligentie aan zonnecellen om een maximale energieopbrengst te bereiken onder sterk wisselende schaduwwerking. Maar ook werken de partijen aan toekomstbestendige componenten (denk aan nieuwe hoogspanningskabels en vermogenselektronica) voor het veilig en zonder verliezen transporteren van groene elektriciteit. Daarnaast is er ook een digital twin van het elektriciteitsnet gemaakt waarmee de betrouwbaarheid en veiligheid van het huidige en het toekomstige net kan worden getest.

Gasunie en North Sea Port hebben een overeenkomst ondertekend voor de ontwikkeling van een regionaal transportnetwerk voor waterstof in Zeeland. Het Hydrogen Delta Network NL moet een open netwerk worden dat in 2027 wordt verbonden met de landelijke waterstofinfrastructuur die Gasunie in Nederland ontwikkelt.

Momenteel is het Zeeuwse industriële cluster, met 520.000 ton per jaar, goed voor 35 procent van de vraag naar waterstof in Nederland. Voor een regionale infrastructuur voor waterstof moet de markt zich ontwikkelen en zijn ook aanvullende activiteiten noodzakelijk. Zo wordt gewerkt aan elektrolyse, waarbij met duurzaam opgewekte elektriciteit CO2-vrije waterstof wordt gemaakt. In Zeeland zijn inmiddels al meerdere elektrolyseprojecten aangekondigd. Naast de ontwikkeling rondom grootschalige elektrolyse biedt de regio ook goede kansen voor import van waterstof via locaties in het havengebied van North Sea Port.

Het aanbod van waterstof komt vooral uit Vlissingen en de afnemers van waterstof zitten vooral in de Kanaalzone Terneuzen-Gent. De komende periode wordt gekeken naar de beste manier om Vlissingen en Terneuzen met elkaar te verbinden. De regio biedt kansen voor het hergebruik van bestaande aardgasleidingen (via land) maar ook het kruisen van de Westerschelde behoort tot de mogelijkheden (wellicht een gezamenlijke kruising met meerdere soorten leidingen en kabels).

Netwerk België

Gelijktijdig met de ontwikkeling van het Zeeuwse waterstofnetwerk ontwikkelt North Sea Port samen met gastransportbedrijf Fluxys en ArcelorMittal een vergelijkbaar regionaal netwerk in België. Eind 2025 is de waterstofinfrastructuur in de deltaregio gereed.

Naar verwachting wordt het Zeeuwse netwerk in 2027 verbonden met de landelijke waterstofinfrastructuur die Gasunie in Nederland ontwikkelt. Deze backbone verbindt niet alleen de Nederlandse industriële clusters met elkaar, maar heeft ook verbindingen met de waterstofopslag in Noord-Nederland, Duitsland en andere delen van België.

Hydrogen Delta Network NL wil de ontwikkeling van de vraag naar en het aanbod van waterstof door bedrijven in de Zeeuwse regio faciliteren. Via een ‘Expression of Interest’ worden de specifieke activiteiten, wensen en eisen voor vraag en aanbod op het gebied van capaciteit en volume in kaart gebracht. Hiermee wordt de leidingcapaciteit, -dimensionering en -route verder bepaald. Op basis van de uitkomsten hiervan wordt begin 2022 de route voor het regionale waterstofnetwerk bepaald. Eind 2022 moeten vervolgens de noodzakelijke investeringsbesluiten genomen worden.

CO2-vrije waterstof is nodig om een duurzame, klimaatneutrale economie te realiseren. Uit onderzoek van het European Hydrogen Backbone (EHB)-initiatief blijkt dat de Europese Unie en het Verenigd Koninkrijk in 2050 jaarlijks behoefte hebben aan gemiddeld 2300 terawattuur (TWh) aan waterstof. Hoe komt die waterstof in de toekomst op de juiste plek?

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

In deze speciale editie van Industrielinqs hebben we het over alle ontwikkelingen die momenteel rondom waterstof gaande zijn. Hoe zit het met de kosten? Welke projecten lopen er al en welke komen er aan? Blauwe waterstof zal een noodzakelijke tussenvorm zijn voor we vol gebruik kunnen maken van groene waterstof. En, hoe zit het met de infrastructuur? We bekijken de plannen voor de Europese waterstofbackbone. Dit en meer lees je in Industrielinqs 7! > Ga naar het digitale magazine

Arina Freitag is vanaf januari 2022 de nieuwe Chief Financial Officer (CFO) van Tennet. Freitag volgt dan Otto Jager op die deze functie bekleedt sinds 2013. Begin dit jaar kondigde Jager zijn vertrek aan.

Freitag (50 jaar) heeft meer dan twintig jaar financiële ervaring in uitvoerende en niet-uitvoerende functies bij banken en grote Duitse infrastructuurbedrijven, waarin regelgevingsaspecten en het politieke klimaat een belangrijke rol speelden.

Freitag is sinds 2017 Managing Director van Flughafen Stuttgart. Ze begon haar carrière in 1998 bij de Bank of Tokyo-Mitsubishi als econoom. In 2001 trad zij in dienst bij Fraport AG als manager financiële communicatie en bekleedde daar vervolgens verschillende managementfuncties met een focus op financiën, operations en regelgeving. Vanaf 2011 was ze als divisiemanager verantwoordelijk voor het economisch beheer van de luchtvaartdivisie van Fraport AG. In 2015 stapte ze over naar Deutsche Bahn, waar ze verantwoordelijk was voor marketing en sales bij DB Netz AG.