offshore Archieven - Utilities

Het Duitse olie- en gasbedrijf Wintershall Dea onderzoekt hoe bestaande gaspijpleidingen in de Noordzee gebruikt kunnen worden voor het transporteren van vloeibaar CO2. Het bedrijf ziet groot potentieel voor CO2-opslag in het Nederlandse gedeelte van de Noordzee, waar 1200 kilometer aan leidingen ligt.

Er ligt meer dan 4800 kilometer pijpleiding in de zuidelijke Noordzee, waarvan 1200 kilometer wordt geëxploiteerd door Wintershall Noordzee in het Nederlandse gedeelte van het water. Delen van dit netwerk zouden voor CO2-transport kunnen worden gebruikt. Wintershall Noordzee exploiteert ook veel uitgeputte reservoirs. Deze zijn potentieel geschikt voor de opslag van CO2. Deskundigen schatten volgens Wintershall dat er ongeveer achthonderd miljoen ton CO2 kan worden opgeslagen in het Nederlands continentaal plat. Dat is genoeg om de volledige jaarlijkse uitstoot van de hele Nederlandse industrie dertig keer op te slaan.

CCS

Voor Wintershall Dea maakt het onderzoek, dat ze samen met de OTH Regensburg Universiteit doet, deel uit van de maatregelen van het bedrijf om de energietransitie te bevorderen. In november 2020 heeft Wintershall Dea zich klimaatdoelstellingen gesteld. Deze omvatten de vermindering van de Scope 1- en Scope 2-emissies van broeikasgassen in alle eigen en niet-eigen geëxploiteerde exploratie- en productieactiviteiten tegen 2030. Na 2030 wil de onderneming haar netto koolstofintensiteit, met inbegrip van de Scope 3-emissies, op significante wijze verminderen. CCS en waterstof zijn daarbij belangrijke technologieën.

Afgelopen jaar gaven mijnbouwmaatschappijen vergunningen voor de winning van gas met een oppervlak van ruim 5.500 vierkante kilometer terug aan de Nederlandse overheid. Op zee is het bijna 30 procent van het totale oppervlak aan vergund winningsgebied.

Het grootste deel van de winningsgebieden waarvan afstand is gedaan is onderdeel van grotere vergunningsgebieden, maar enkele vergunde winningsgebieden werden in hun geheel teruggegeven. Daarnaast is het gebied met opsporingsvergunningen op zee acht procent kleiner geworden, wat overeenkomt met 915 vierkante kilmeter. Een overzicht van de wijzigingen is te vinden in het Jaarverslag 2020  Delfstoffen en Aardwarmte 2020.

Snijden

Grosso modo waren de inkomsten uit olie- en gaswinning vóór vorig jaar al lager dan vroeger doordat bestaande velden leeg raken. Dat noopte de bedrijven om de lopende vergunningskosten te beperken tot de bestaande velden. In 2020 zijn de mijnbouwmaatschappijen verder gaan snijden in de kosten. De belangrijkste reden daarvoor is de zeer lage gasprijs van vorig jaar als gevolg van covid-19.

De coronacrisis bemoeilijkte tegelijkertijd het winnen van gas doordat personeel en materiaal lastiger op locatie waren te krijgen. Om kosten te minimaliseren, zullen olie- en gasbedrijven ook de komende twee à drie jaren weinig investeren in nieuwe gasvelden. Tegelijkertijd neemt het aantal investeringen ook af door beperkingen rond de NOx-uitstoot, die de boorkosten opdrijven.

Transitie

Gaswinning in Nederland is nodig om de transitie van fossiele naar duurzame energie de komende jaren mogelijk te maken. Tot er voldoende alternatief is zal de inzet van gas vanwege de grote toename in flexibele energieopwekking nodig zijn. Met name om vraag en aanbod op de energiemarkt te balanceren en de gebouwde omgeving van warmte te voorzien. Naar verwachting duurt de transitie nog zeker twintig jaar.

Door Nederlands gas te gebruiken als er geen alternatieven zijn, hoeft ons land geen gas te importeren. Wat de uitstoot van broeikasgassen beperkt. Bovendien Nederland daarmee minder afhankelijk van andere landen.

Langere termijn

Het is goed voorstelbaar dat mijnbouwmaatschappijen na  een aantal jaar weer meer investeren in de winning van olie en gas op de Noordzee. Verschillende factoren dragen daaraan bij. Allereerst nam de Tweede Kamer de verruiming van de investeringsaftrek aan, waardoor investeringen goedkoper worden. Bovendien is er een grote lokale gasvraag na sluiting van het Groningenveld. Daarnaast kan hergebruik van uitgeproduceerde velden financiële ruimte en motivatie geven om ook in gaswinning actief te blijven.

Neptune Energy heeft een contract met Borr Drilling afgesloten voor het uitvoeren van boringen in zowel het Nederlandse als het Britse deel van de Noordzee. Het combineren van de boringen voor beide landen bespaart niet alleen kosten, maar ook emissies. De overeenkomst heeft een contractwaarde van  21,4 miljoen dollar.

Borr Drilling’s Prospector 1 jack-up rig zal de booractiviteiten uitvoeren. Dit platform beschikt over de nieuwste technologieën, waardoor het mogelijk is de koolstof- en stikstofemissies tijdens de activiteiten tot 95 procent te verminderen. Het betreft vier boringen voor Neptune Energy op het Nederlandse deel van de Noordzee. Allereerst een exploratieboring naar ondiep gas (shallow gas), ten tweede een boring van een additionele put in een bestaand veld. En daarna nog twee activiteiten voor het veilig ontmantelen van putten die aan het einde van hun levenscyclus zijn.

De Prospector 1 maakt gebruik van een Selective Catalytic Reduction (SCR)-systeem dat de uitstoot van stikstof (NOx) en koolstof (COx) vermindert. Harvey Snowling. Het contract omvat een optie voor nog een aantal putten, nadat deze eerste boorcampagne van zeven maanden is voltooid.

Nieuw gebied

‘Deze investering in het vinden van een nieuw gasveld laat zien dat we toekomst zien in de gaswinning op de Noordzee’, zegt Michiel van der Most, Directeur van Neptune Subsurface. ‘Dit gas bevindt zich zo’n 200 kilometer ten noorden van Den Helder. Exploratie naar ondiep gas is een nieuw geologisch werkgebied voor Neptune. Het gas zit hier dichterbij de oppervlakte dan de meeste van onze velden en is een mooie aanvulling op ons Nederlandse portfolio. De andere boring gaat om de vierde put in een bestaand veld, waarmee we de levensduur van het veld verlengen en de winning nog efficiënter maken.’

Lex de Groot, Managing Director van Neptune Energy in Nederland is blij met deze activiteiten. ‘Aardgas is in de komende jaren nog een belangrijke energiebron voor Nederland. We kunnen nog niet zonder. Dan is het beter om Nederlands aardgas uit kleine velden op de Noordzee te gebruiken, dan gas uit het buitenland te importeren. Dat geïmporteerde gas heeft namelijk een circa 30 procent hogere CO2-uitstoot. Dat maakt een wereld van verschil voor het milieu.’

Het Duitse Siemens Gamesa en Siemens Energy investeren samen 120 miljoen euro om een elektrolyzer te ontwikkelen die volledig is geïntegreerd in een offshore windmolen. Op die manier kan op zee direct groene waterstof worden gemaakt.

Over een periode van vijf jaar investeert Siemens Gamesa en Siemens Energy 40 miljoen euro in de ontwikkelingen. Siemens Gamesa gaat de krachtigste turbine ter wereld, de SG14-222 DD offshore windturbine, aanpassen om een elektrolysesysteem naadloos te integreren. Siemens Energy gaat een nieuw elektrolyseproduct ontwikkelen om niet alleen tegemoet te komen aan de behoeften van de ruwe maritieme offshore-omgeving en om in perfecte harmonie te zijn met de windturbine, maar ook om een nieuwe competitieve benchmark voor groene waterstof te creëren.

De elektrolyzer komt aan de basis van de windturbine te staan. De ontwikkelingen van de twee bedrijven dienen als proeftuin voor het realiseren van grootschalige kostenefficiënte waterstofproductie.

Voor het project krijgen de bedrijven waarschijnlijk subsidie van de Duitse overheid.

Het Poshydon-project van Nexstep, de samenwerking tussen TNO, Nogepa en EBN, krijgt binnenkort een electrolyser van het Noorse Nel Hydrogen. De in een zeecontainer geplaatste installatie komt op het Q13a-platform van Neptune Energy te staan. Het is de eerste stap in het onderzoek van offshore waterstofproductie met als uiteindelijk doel de aanlanding van windenergie via gasleidingen.

Nexstep, een samenwerkingsverband tussen Energiebeheer Nederland (EBN) en  de Nederlandse olie- en gasindustrie (Nogepa), denkt dat de aanlanding van de windenergie een stuk goedkoper kan. De gasinfrastructuur in de Noordzee, die de opbrengsten van de honderdvijftig offshore-productieplatforms aan land brengt, kan namelijk ook waterstof transporteren.

Het onderzoek consortium wil als eerste de offshore productie van waterstof onderzoeken. Daarvoor bestelde men een electrolyser bij het Noorse Nel Hydrogen. De installatie zal in een zeecontainer komen te staan en worden geplaatste op het Q13a-platform van Neptune Energy op ongeveer dertien kilometer voor de kust van Scheveningen. Het voordeel van het Q13a-platform is dat deze al draait op groene stroom via een kabel die van het land komt. Het is dan redelijk eenvoudig om deze stroom te gebruiken om water te splitsen in waterstof en zuurstof.

Pilot

Doel van het onderzoek is met name te kijken hoe een electrolyser zich gedraagt onder invloed van de zware condities op een offshore platform. Hoewel de configuratie niet direct afwijkend van de installaties die op land staan, is nog te weinig bekend over het gedrag bij offshore condities. Directeur Gas Technologie René Peters van TNO: ‘Je hebt op zee toch te maken met zwaardere omstandigheden dan op land. Met veel wind, temperatuurschommelingen, en vooral ook zout en water. We willen graag weten wat dit betekent voor de betrouwbaarheid van de individuele onderdelen. Zijn de degradatieprofielen vergelijkbaar met onshore-installaties of slijten ze wellicht harder? Allemaal vragen die we alleen kunnen beantwoorden door het in de praktijk te testen. Uiteraard geven we ook inzicht in de kosten. We kunnen de installaties in zeecontainers bouwen en bedrijven, maar je zult ze toch moeten aanvoeren en aansluiten.’

Demiwater

Voor de productie van waterstof is gedemineraliseerd water nodig. Uiteraard is water nodig voor de productie van waterstofgas. Daarvoor zal TNO een reverse osmosis-installatie op het platform bouwen dat zeewater omzet in zoetwater. Vooralsnog zal de geproduceerde waterstof nog op het platform zelf worden ingezet. Later wil men ook kijken of het mogelijk is de waterstof aan land te krijgen via bestaande gasleidingen.

De pilot start naar schatting eind 2021.

Nederland en Denemarken hebben een intentieovereenkomst getekend waarin zij afspreken nader onderzoek te laten doen door TenneT, Gasunie en Energinet naar een gezamenlijke energiehub op de Noordzee.

De ‘hubs’ zijn aanlandmogelijkheden in zee (via een kunstmatig zandeiland, een platform, of een andere fysieke vorm) voor offshore windparken. Vanaf deze ‘centrale’ hubs kan de energie in de vorm van elektronen of zelfs, na elektrolyse, in de vorm van (waterstof)moleculen naar verschillende landen kan worden getransporteerd.

Op de Noordzee zijn Nederland en Denemarken buurlanden via de Cobrakabel voor het transport van elektriciteit. Ook delen ze dezelfde ambities voor windenergie op zee. ‘Het is duidelijk dat er voor Nederland voordelen aan een nauwere samenwerking met Denemarken kunnen zitten’, zegt minister Wiebes (Economische Zaken en Klimaat). ‘Kansen liggen onder andere in het vergroten van de interconnectiecapaciteit ten behoeve van de leveringszekerheid, mogelijke synergie met onze nationale plannen voor offshore infrastructuur ten noorden van Nederland en eventuele kansen op het gebied van waterstof in de regio Groningen/Eemshaven.’

Afgesproken is dat TenneT , Energinet en Gasunie aanvullende analyses uitvoeren over de gezamenlijke ontwikkeling van een energiehub in de Noordzee voor het aansluiten van offshore windparken. Op basis van die analyses moet vóór 2022 moeten Nederland en Denemarken een beslissing nemen over het voortzetten van de samenwerking. Tennet, Energinet en Gasunie zijn ook al partners in het North Sea Wind Power Hub consortium. Dit consortium is jaren bezig met conceptontwikkeling en onderzoek naar kunstmatige eilanden op zee waarop meerdere grote transformatorstations kunnen komen om offshore windparken aan te sluiten.

 

Offshore waterstofproductie, elektrificatie van productieplatforms en het ondergronds opslaan van kooldioxide in de Noordzeebodem dragen allemaal bij aan verduurzaming van het energiesysteem. Dat concludeert TNO in zijn rapport North Sea Energy: Unlocking the potential of the North Sea. Als bestaande assets worden gekoppeld aan nieuwe projecten, kan dit volgens TNO miljarden euro’s besparen.

Een belangrijk deel van het fundament voor het toekomstig energiesysteem op en rond de Noordzee wordt het komende decennium gelegd. Voor enkele concepten, bijvoorbeeld voor platformelektrificatie en CCS, is een positieve business case al mogelijk op de korte termijn. Maar dit is alleen mogelijk als de overheid duidelijke en duurzame marktcondities stelt. Voor andere onderzochte concepten, zoals power-to-x, offshore waterstofproductie op platforms en energie-eilanden, lijkt een positieve business case zich na 2030 aan te dienen.

Waterstof

Onderzoek van RUG-hoogleraar Catrinus Jepma toonde al eerder aan dat offshore productieplatforms een rol kunnen spelen in de aanlanding van offshore windenergie. Door de stroom eerst in waterstof om te zetten, kan bestaande gasinfrastructuur worden hergebruikt voor waterstoftransport. Inmiddels experimenteert Neptune al met offshore waterstof. In 2021 verwacht men de één megawatt elektrolyser te kunnen opstarten. Voordat deze vorm van groene waterstof echter op grote schaal kan worden ingevoerd zullen ook op land de nodige aanpassingen moeten worden gemaakt.

Als na 2030 een volwassenere waterstofmarkt ontstaat, kunnen zelfs energie-eilandjes worden aangelegd. Deze vormen een energiehub in de Noordzee voor zowel elektriciteit als waterstof. Behalve energietransport, zouden de eilanden ook energieopslag kunnen faciliteren.

De meeste offshore energie zal echter nog steeds als elektriciteit de kust bereiken, zo verwachten de onderzoekers. Met name de prijsverschillen in offhsore en onshore installaties maken de businesscase voor offshore waterstofproductie lastiger.

Elektrificatie

Een grotere kans voor de nabije toekomst zien de onderzoekers in elektrificatie van de productieplatforms. De platforms gebruiken tot nog toe aardgas voor het verwerken en comprimeren van aardgas. Wanneer de platforms offshore windenergie inzetten, scheelt dit tonnen CO2 en stikstof-emissies. De onderzoekers verwachten bovendien nog een verlengde rol voor de platforms als ze worden ingezet om kooldioxide onder de grond te stoppen (CCS). Daarmee voorkomen ze dat deze vorm van emissiebeperking op zijn beurt weer emissies veroorzaakt.

Regie

Regievoering op nationaal en internationaal niveau is wel nodig om de energiefuncties op de Noordzee te integreren. Zo zijn er belangrijke marktbarrières en belemmeringen op het gebied van wet- en regelgeving die een oplossing behoeven.

Internationale samenwerking is ook van groot belang bij het uitrollen van nieuwe energie-infrastructuur en het identificeren en behouden van bestaande infrastructuur met strategische functie in het toekomstig energiesysteem. Het onlangs gesloten Nederlandse Noordzee-akkoord biedt een logisch uitgangspunt voor de noodzakelijke coördinatie en samenwerking op de Noordzee.

Wat we al een tijdje van plan waren, gaan we nu eerder doen. We gaan verschillende papieren magazines vanaf september combineren tot een integraal blad: Industrielinqs magazine. Als voorproefje daarop kunt u nu alvast een digitale versie lezen.

In dit e-magazine:

De flexibele schil die de technische arbeidsmarkt jarenlang kon ondersteunen, dreigt gevaar te lopen door de coronacrisis. Bedrijven zullen hun best moeten doen om jong technisch talent aan zich te binden. Want wie de technische arbeidsmarkt verlaat, komt zelden terug.
Noord-Nederland haalt de Parijsdoelen op zijn sloffen, maar Groningen Seaports-directeur Cas König wil graag nog veel verder.
Ook offshore gaat het werk tijdens de coronacrisis door. Maar hoe doe je dat als je twee weken lang met een hecht team op een platform zit?

Dit en meer leest u in het allereerste Industrielinqs e-magazine!

Half februari 2020 is een succesvolle start gemaakt met de gaswinning uit de nieuwe Noordzee gasput L5a-D4 op het Nederlandse deel. Deze put ligt in het L5a-D veld op iets meer dan 100 kilometer ten noorden van Den Helder.

Lex de Groot, managing director van Neptune Energy in Nederland zegt: ‘De nieuwe Noordzee gasput L5a-D4 betreft een zogenoemde hoge druk, hoge temperatuur-put en is geboord tot een diepte van 5,5 kilometer onder de Noordzee. Door deze uitdagende omstandigheden heeft het boorproces langer geduurd dan bij conventionele putten. Mooi om te zien dat deze uitdagende boring in het diepst producerende gasveld in het Nederlandse deel van de Noordzee veilig is gelukt. Veiligheid staat bij ons altijd op de eerste plaats.’

CO2-armere energie

De Groot vervolgt: ‘Nederland gaat richting een CO2-arme energievoorziening. Deze twee nieuwe putten dragen daaraan bij. Waar wind- en zonne-energie steeds meer ons elektriciteitsaanbod verduurzamen, is daarnaast het inzetten van Nederlands offshore aardgas om Nederlandse huizen te verwarmen de meest logische keuze. Nederlandse gaswinning uit de kleine velden op de Noordzee dragen direct en indirect bij aan de Nederlandse economie. Daarnaast is aardgas de minst vervuilende fossiele brandstof en kent Nederlands aardgas een ca. 30% lagere CO2-uitstoot dan geïmporteerd aardgas. Dat is een niet te onderschatten verschil als het gaat om het behalen van de Nederlandse klimaatdoelstellingen. Ook de economische bijdrage aan Nederland moeten we zeker niet vergeten. Natuurlijk, in de loop der tijd zal het aandeel aardgas gaan afnemen, maar voorlopig is het nog een belangrijk onderdeel voor onze energiemix.’

Naast deze boring in L5a heeft Neptune Energy vorig jaar nog een boring gedaan. Dat betrof de E17a-A6 put. Deze put ligt op bijna 160 kilometer van Den Helder en is al in oktober vorig jaar succesvol in productie genomen.

Partners in L5a-D4 zijn: Neptune Energy Netherlands (60%), EBN (40%).

Transportservice operator TenneT vroeg de vijf grootste leveranciers van HVDC-technologie om mee te denken over een twee gigawatt offshore netverbinding. Het innovatiepartnerschap moet tot een gestandaardiseerd platformontwerp leiden voor alle HVDC-oplossingen.

In 2030 zal veertig procent van de Nederlandse elektriciteitsbehoefte afkomstig zijn van windmolenparken op zee. TenneT realiseert de netaansluitingen voor deze windparken. In het windenergiegebied IJmuiden Ver zullen twee netaansluitingen van twee gigawatt op zee worden aangelegd. Een dergelijke netaansluiting bestaat momenteel niet. Dit vereist een nieuw platformontwerp en een hoogspanningsgelijkstroom (HVDC) transportsysteem dat een grotere vermogensoverdracht mogelijk maakt.

IJmuiden Ver ligt ver uit de kust en heeft een grote omvang. Daarvoor lijkt een twee gigawatt HVDC-verbinding gebaseerd op 525 kilovolt, de meeste economische voordelen te bieden. Er is dan slechts één kabelsysteem per twee gigawatt nodig, waardoor de impact op het milieu en de omgeving beperkt is.

Innovatiepartnerschap

Om een dergelijk innovatief gelijkstroomsysteem te realiseren, is TenneT samen met vijf HVDC-leveranciers op basis van een innovatiepartnerschap de ontwerpfase gestart. De partners zijn:  ABB Power Grids, GE Renewable Energy’s Grid Solutions, Consortium Global Energy Interconnection Research Institute (GEIRI) & C-EPRI Electric Power Engineering (C-EPRI) , Siemens en Xian Electric Engineering.

De leveranciers zullen deze HVDC-oplossing ontwikkelen op basis van door TenneT vastgestelde criteria. De partijen verstrekken hierover specifieke informatie aan Iv-Offshore&Energy, die in opdracht van TenneT de studie Front-End Engineering Design (FEED) uitvoert. Op basis hiervan wordt een gestandaardiseerd platformontwerp ontwikkeld voor alle HVDC-oplossingen.

Gestandaardiseerd platform

De informatie uit de gezamenlijke O&O-innovatiefase zal worden gebruikt voor het definitieve ontwerp van het platform. TenneT gebruikt dit gestandaardiseerde ontwerp voor de aanbesteding van enkele twee gigawatt-netaansluitingen (waaronder IJmuiden Ver Alpha en Beta). Dit draagt bij aan het verlagen van de kosten voor het offshore-net.

Ook in Duitsland

TenneT zal vanaf 2029 ten minste vier projecten voor een twee gigawatt offshore-netverbinding in Duitsland realiseren. De resultaten van de FEED-studie en de R&D-fase van het innovatiepartnerschap zullen hiervoor ook nadrukkelijk input geven.

Schaalgrootte IJmuiden Ver

IJmuiden Ver krijgt windparken met een totaal vermogen van vier gigawatt. Met het nieuwe twee gigawatt-verbindingsconcept wil TenneT optimaal gebruik maken van de schaalgrootte van het gebied. De voorbereidingen en procedures voor deze projecten zijn in 2019 gestart en Net op Zee IJmuiden Ver Alpha en Net op Zee IJmuiden Ver Beta zullen voor 2030 in gebruik worden genomen.