[vc_row][vc_column][vc_column_text]
Grootschalige groene waterstofproductie in zonovergoten landen – met lage stroomprijzen – lijkt een realistisch toekomstbeeld. In het wat grauwere Noordwest-Europa lijkt de waterstofpuzzel ingewikkelder. Windenergie is duurder per kilowattuur en de elektriciteitsnetten raken overvol. Uiteraard wordt nagedacht over import. Maar wat zijn de alternatieven?
Monique Harmsen/Wim Raaijen
Er zijn veel plannen, maar nog weinig finale investeringsbeslissingen in Noordwest-Europa als het gaat om groene waterstofprojecten. Er worden inmiddels zelfs plannen op een hold gezet. Zo stelde HyCC eind vorig jaar het groene waterstofproject H2eron uit. Op zijn vroegst wordt het project nu in 2028 gerealiseerd. De tragere ontwikkeling van de waterstofmarkt en de stijgende kosten worden als reden aangevoerd.
Misschien dat de verwachtingen ook wat hooggespannen waren. Waterstof moet een belangrijke impuls aan de energietransitie geven en vooral de elektrolyse van water krijgt daarbij de meeste aandacht. Toch is het moeilijk om investeringen op dit vlak rond te krijgen. De bouw van grote elektrolyzers is enorm kostbaar. En alles moet wel kloppen: voldoende afname, beschikbaarheid van betaalbare groene stroom en veel meer.
Uit de grond
En er zijn alternatieven voor de emissieloze productie van waterstof. Zo produceert de industrie al veel waterstof via steam methane reforming. Extra investeringen om de CO2 af te vangen en op te slaan en wellicht te hergebruiken worden rendabeler naarmate de prijs voor CO2-rechten hoger wordt. En er zijn meer alternatieven. Wat te denken van coproductie van waterstof met koolstof of een koolwaterstof via de turquoise route. Of gaan we waterstof straks gewoon uit de grond winnen?
We zetten de alternatieven op een rijtje en kijken naar de situationele en geografische mogelijkheden. Niet op ieder potje past hetzelfde dekseltje.[/vc_column_text][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]
Beeld 1: Blauwe waterstof
Vanaf 2026 wordt in de Rotterdamse haven via Porthos ongeveer 2,5 megaton CO2 per jaar getransporteerd en opgeslagen in lege gasvelden onder de Noordzee.
De snelste en meest effectieve route naar reductie van CO2-emissies door de industrie en energiesector is blauwe waterstof. Door de CO2-uitstoot van met fossiele brandstoffen geproduceerde, grijze waterstof af te vangen en op te slaan, kan tachtig procent van de emissies worden gereduceerd.
Nederland verkeert in de gunstige positie dat het de kennis en kunde heeft om CO2 af te vangen en beschikt over lege gasvelden in de Noordzee om deze in op te slaan. Hiervoor kan een deel van de bestaande gasinfrastructuur worden benut.
In de Rotterdamse haven wordt vanaf 2026 via Porthos ongeveer 2,5 megaton CO2 per jaar getransporteerd en opgeslagen in lege gasvelden onder de Noordzee. En er zijn plannen voor een tweede carbon capture and storage (CCS) project: Aramis. Dit is een initiatief van EBN, Gasunie, Shell en Total om ook industrieën buiten de Rotterdamse haven de mogelijkheid te bieden hun CO2 af te vangen en op te slaan.
Air Products is een van de bedrijven in de Rotterdamse haven die gebruik gaat maken van CCS. Het bedrijf bouwt een CO2-afvanginstallatie bij zijn bestaande waterstoffabriek. Hiermee wordt de CO2-emissie met de helft gereduceerd. De installatie zal naar verwachting in 2026 operationeel zijn.
Ook Onyx Power gaat blauwe waterstof produceren. Het bedrijf wil naast zijn bestaande centrale op de Maasvlakte een nieuwe waterstoffabriek met een capaciteit van 1.200 MW bouwen. De installatie zou tegen 2028 in bedrijf kunnen worden genomen.
Publieke opinie
Het grote voordeel van blauwe waterstof is dat gebruik kan worden gemaakt van de bestaande industriële infrastructuur. Industrieën kunnen hun processen relatief eenvoudig en kostenefficiënt aanpassen. Bijkomend voordeel is dat de opgeslagen CO2 in een later stadium weer kan worden gebruikt als bouwsteen voor basischemicaliën.
Terwijl de industrie ervan overtuigd is dat blauwe waterstof de weg is zolang groene waterstof nog in de kinderschoenen staat, is de publieke opinie kritisch op het gebruik van fossiele brandstoffen. De technologie van elektrolyzers is echter nog in ontwikkeling en bij het omzetten van elektriciteit in waterstof gaat veel energie verloren. Voordeel van de productie van grijze waterstof in combinatie met CO2-afvang – blauwe waterstof – is dat de processen van CCS bestaan en op grote schaal kunnen worden ingezet.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]
Beeld 2 – Groene Waterstof
Shell bouwt met Holland Hydrogen I de grootste groene waterstoffabriek van Europa die naar verwachting in 2025 operationeel is. De 200 MW elektrolyzer wordt gebouwd op de Tweede Maasvlakte in de Rotterdamse haven en gaat 60.000 kilogram hernieuwbare waterstof per dag produceren. De hernieuwbare stroom voor de elektrolyzer komt van Hollandse Kust (noord), het windpark op zee dat deels eigendom is van Shell.
De Nederlandse ambities voor de productie van groene waterstof zijn groot. De doelstelling in het Klimaatakkoord van 2019 gaat uit van 4 GW aan elektrolyzers voor de productie van groene waterstof in 2030. Sinds de oorlogen in de Oekraïne en het Midden-Oosten klinkt vanuit de politiek de roep om deze capaciteit versneld op te voeren naar 8 GW.
De grote vraag is of en hoe we dit gaan bereiken, want de praktijk blijkt weerbarstig te zijn. Er zijn wel plannen voor grootschalige groene waterstoffabrieken. Zo heeft Eneco een vergunningaanvraag ingediend voor de bouw van een elektrolyzer op de Maasvlakte met een capaciteit van 800 MW. En er staan nog drie vergelijkbare projecten gepland op deze locatie. Het tweede conversiepark op de Maasvlakte is gereserveerd voor de winnaar van de tender van windpark IJmuiden-ver. Daar is ruimte voor een waterstoffabriek van 1.000 MW. En op de eigen locatie heeft de elektriciteitscentrale van Uniper een waterstoffabriek gepland die kan opschalen naar 500 MW. Echter, tot nu is toe is Hydrogen I van Shell met een capaciteit van 200 MW het enige initiatief op grote schaal dat op korte termijn, in 2025, operationeel wordt.
Met veel grote windparken voor de kust is de uitgangspositie van Nederland goed. De stroom van deze parken komt via kabels aan land in de industriële clusters van Rotterdam en de Eemsdelta. Het consortium PosHYdon experimenteert met de offshore productie van waterstof. Door windenergie direct in waterstof om te zetten, kan bestaande gasinfrastructuur onder de Noordzee worden hergebruikt voor waterstoftransport. Op basis van de uitkomsten van PosHydon wil het consortium H2opZee de offshore productie van groene waterstof opschalen. Het is de bedoeling dat er een elektrolyzer van 300 tot 500 MW ver in de Noordzee komt.
Kloof
Toch is de vraag of groene waterstof de oplossing is om een grote stap voorwaarts te maken in het terugdringen van de CO2-emissies. Er is heel veel stroom van windmolens en zonneparken nodig om 1 kilo waterstof te maken en dat maakt groene waterstof in Nederland duur. Er wordt dan ook gekeken naar import van groene waterstof uit landen met veel wind en zonne-energie, zoals Spanje, Portugal, Marokko en het Midden-Oosten waar de prijzen voor groene stroom veel lager zijn. De geproduceerde groene waterstof kan er worden omgezet in groene ammoniak voor transport naar Europa. In de havens van Rotterdam en Vlissingen wordt hard gewerkt om de terminalcapaciteit voor de import van waterstof op te voeren. Rotterdam wil zich ontwikkelen tot de green energy hub van Europa.
Voordat groene waterstof in de gewenste hoeveelheden beschikbaar komt, zijn er nog wel hindernissen te nemen. Volgens Reinier Grimbergen van Science to Innovate is er sprake van een kloof tussen wat we willen en wat er kan. ‘Iedereen heeft het over grote elektrolyzers maar deze bestaan nog niet. Voordat je een apparaat hebt gebouwd dat veilig en robuust is, en is getest in een industriële omgeving, ben je heel veel jaren verder. Er zijn diverse partijen mee bezig maar dat soort opschalingsprocessen kost vele jaren. Elektrolyzers zijn wel geschikt voor andere toepassingen, bijvoorbeeld voor kleinere hoeveelheden waarbij je op een locatie waar geen waterstofleidingen liggen groene waterstof kunt maken voor het proces. Dat kan, maar voor we grote industriële hoeveelheden kunnen produceren gaan we richting 2040. We moeten de techniek wel ontwikkelen, maar het belang in de toekomst is kleiner dan we denken of hopen.’
[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]
Beeld 3: Coproductie via de turquoise route
BASF heeft in Ludwigshafen een demonstratie-installatie voor pyrolyse van methaan gebouwd.
Nog steeds is de interessante turquoise route om waterstof te produceren onderbelicht. Met verschillende technieken, zoals pyrolyse en plasma, is methaan om te zetten in waterstof én een waardevol koolstofproduct – zonder CO2-uitstoot. Denk bijvoorbeeld aan bruikbare producten voor landbouw en chemie als carbon black, grafiet en zelfs etheen. De route levert dus door de coproductie sowieso extra waarde op.
Ook aan de kostenkant zijn er voordelen. Volgens BASF gebruikt een door haar ontwikkelde techniek ongeveer een kwart meer energie dan het traditionele steam methane reforming, maar daar staat tegenover dat er geen afvang en opslag van CO2 nodig is. En de groene route – de elektrolyse van water – vraagt om een tienvoud aan energie, stellen onderzoekers van het concern. Het moet zich allemaal nog wel op industriële schaal bewijzen. Er staat nog nergens een commerciële fabriek op dit vlak.
Europa
Daar kan de komende jaren verandering in komen. Methaanpyrolyse lijkt het dichtst bij vercommercialisering. Veel partijen doen er onderzoek naar, waaronder TNO in Nederland. Voor het Russische Grazprom leek het een paar jaar geleden de toekomstbestendige technologische route om blijvend de aardgasbronnen in Europa te gelde te maken: grootschalig omzetten in waterstof. Dat scenario kan voorlopig en misschien wel voorgoed de prullenbak in.
Van de grote bedrijven is vooral BASF voortvarend aan de slag gegaan. Midden op haar enorme terrein in Ludwigshafen staat inmiddels een demonstratie-installatie. Het plan was aanvankelijk om in 2025 de eerste commerciële fabriek te bouwen. Dat lijkt inmiddels niet meer haalbaar, met name door de geopolitieke omstandigheden. Europa lijkt bovendien niet geweldig gelegen met de huidige nog steeds relatief hoge aardgasprijzen.
Grotere schaal
Het Duitse bedrijf Graforce laat zich daardoor echter niet afschrikken. Het benodigde methaan hoeft immers niet per se aardgas te zijn, maar kan ook bijvoorbeeld als biogas uit mest worden gewonnen. Momenteel voert het innovatieve bedrijf verschillende tests uit in de opstartfase van een fabriek voor de omzetting van methaan in waterstof en carbon black door zijn plasmalyse-techniek. Doordat het proces zonder zuurstof plaatsvindt, ontstaat geen CO2. De installatie is in september opgeleverd en officieel geopend. Graforce werkt momenteel aan de uitbreiding van haar strategische partnerships met investeerders om de technologie versneld op de markt te kunnen brengen.
In Australië lijkt het bedrijf Hazer ook voortvarend. Vlak voor de kerst heeft het de reactor van zijn commerciële demonstratie-plant (100 ton per jaar) succesvol getest. Terwijl andere bedrijven naast waterstof ook carbon black produceren, is bij de installatie van Hazer grafiet het coproduct. Daarbij gebruikt het bedrijf ijzererts als proceskatalysator. Hazer heeft verschillende internationale projecten in ontwikkeling voor toepassingen op grotere schaal.
Plasma
De inzet van plasmatechnologie voor waterstofproductie uit methaan lijkt ook hoopgevend, maar staat nog wat verder af van vercommercialisering. In het plasmalaboratorium van Brightsite op Chemelot wordt bijvoorbeeld onderzocht hoe methaan met plasmatechnologie efficiënt kan worden omgezet in acetyleen of etheen in combinatie met waterstof. Brightsite wil daarvoor een pilot plant bouwen in Geleen. De grote uitdaging is vooralsnog om deze route betaalbaar te maken. Blijft bijvoorbeeld de CO2-prijs stijgen, dan gaat deze route zich op den duur wel rond rekenen.
Beschikbaarheid
Coproductie via turquoise routes lijkt een serieuze optie voor veel regio’s. Sowieso omdat het meerdere, waardevolle producten oplevert en dus meer geld om de kosten te dekken. Hoe hoger de toegevoegde waarde van de co-producten, hoe beter dat natuurlijk is. Elektrolyse van water levert naast waterstof alleen zuurstof op, met nauwelijks enige marktwaarde. Bovendien kost de elektrolyse van water heel veel elektrische energie. Dat is in zonovergoten landen, met lage kosten voor PV-stroom, minder een probleem. Maar bijvoorbeeld in Noordwest-Europa en zeker in binnenlandse industrieclusters zijn het komende decennium wellicht slimmere keuzes te maken. Helemaal als de beschikbaarheid van elektriciteit voorlopig een issue blijft.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]
Beeld 4 – Waterstof uit afval
Het Innovatiefonds van de Europese Unie kende een jaar geleden 108 miljoen euro toe aan het project FUREC van RWE om afval om te zetten in waterstof. FUREC staat voor ‘Fuse Reuse Recycle’ (vloeibaar maken, hergebruiken, recyclen).
Er zijn meerdere bronnen om aan waterstof te komen, zo ook afval. Bekend in Nederland is natuurlijk het Furec-project van RWE op het Limburgse industriepark Chemelot. RWE wil straks afval omzetten in waterstof en andere chemische bouwstenen.
Als onderdeel van het project wil RWE een voorbehandelingsinstallatie bouwen in het nabijgelegen Zevenellen. Hier zet het concern niet-recyclebaar vast huishoudelijk afval om in brandstofpellets. De pellets worden vervolgens in een tweede RWE-fabriek op Chemelot omgezet in waterstof. De fabriek zal naar verwachting 54.000 ton waterstof per jaar produceren.
Potentiële industriële afnemers van het waterstof zijn er genoeg op het industriepark. Levering aan Rotterdam en het Ruhrgebied is in de toekomst ook denkbaar. De bij de waterstofproductie vrijkomende CO₂ wordt afgevangen en kan worden opgeslagen of in de toekomst als grondstof worden gebruikt door de industrie.
Als het aan RWE ligt, is dit project de eerste in een reeks. Ook in andere industriële clusters kunnen dergelijke installaties en infrastructuur voor een enorme, circulaire stap zorgen. Vorig jaar januari kende het Innovatiefonds van de Europese Unie 108 miljoen euro toe aan het Furec-project. Het is de verwachting dat RWE dit jaar de definitieve investeringsbeslissing neemt.
Verenigd Koninkrijk
Ook elders zijn verschillende projecten gaande op dit gebied. Een interessante technologie is die van het Britse innovatieve bedrijf Advanced Plasma Power (APP). Haar gasplasma-proces combineert plasma-vergassing met een plasma-conversietechnologie. Deze technologie converteert gemeentelijk vast afval en andere afvalsoorten in een syngas dat rijk is aan waterstof.
Ook PowerHouse Energy in het Verenigd Koninkrijk heeft aanzienlijke vooruitgang geboekt in het gebruik van zijn Distributed Modular Gasification (DMG) technologie voor de productie van waterstof via syngas uit niet-recyclebaar plastic afval. De eerste faciliteit die deze technologie gebruikt, is in aanbouw op de Protos-site in het noordwesten van Engeland. De DMG-technologie van PowerHouse Energy kan tot 2 ton waterstof van brandstofkwaliteit of meer dan 58 MWh exporteerbare elektriciteit per dag genereren.
Operationele kosten
De technologieën voor het omzetten van afval in waterstof, zoals plasmavergassing of gasificatie, kunnen hoge initiële investeringskosten met zich meebrengen. Dit komt door de complexiteit van de technologie en de noodzaak van geavanceerde zuiverings- en verwerkingsinstallaties. Grootschalige aanpak kan wel zorgen voor een relatief lage prijs per ton waterstof, afhankelijk van de operationele kosten. Die kunnen variëren en zijn onder meer afhankelijk van de beschikbaarheid en de prijs van afval als grondstof.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]
Beeld 5 – Witte waterstof
Natuurlijke waterstof wordt gevormd in gebieden waar ijzerrijk gesteente en water met elkaar reageren.
In de energietransitie is de aandacht vooral gericht op groene, blauwe of turquoise waterstof. Maar sinds enige tijd wordt ook gesproken over natuurlijke of witte waterstof. Op verschillende plekken in de wereld wordt onderzoek gedaan naar natuurlijke waterstof in de bodem en mogelijke winning hiervan. Witte waterstof heeft als voordeel lage productiekosten en weinig uitstoot van broeikasgassen. Kan natuurlijke waterstof een gamechanger worden in de energietransitie?
Dat waterstof van nature in de diepere grondlagen van de aarde voorkomt, is al lang bekend. Het ontstaat daar door chemische reacties, bijvoorbeeld van water met ijzer. Maar het werd tot voor kort nooit in grote hoeveelheden gevonden. Waarschijnlijk omdat er niet op grote schaal naar werd gezocht of op de verkeerde plekken. Natuurlijke waterstof komt voor in gebieden waarin ijzerrijke rotsen en water bij elkaar komen. Daarnaast is er een bodemstructuur nodig, waardoor de waterstof niet uit de grond ontsnapt.
Inmiddels wordt in Afrika, Zuid-Amerika, Australië, de VS, Frankrijk en Spanje naar witte waterstof gezocht. In Spanje is in de uitlopers van de Pyreneeën een reservoir met natuurlijke waterstof ontdekt. Ook in het dorp Folschviller (Lotharingen) in het noordoosten van Frankrijk werden significante concentraties witte waterstof ontdekt. Proefboringen toonden aan dat de vloeistoffen die in de rotsformaties werden gevonden 15 procent waterstof bevatten op een diepte van 1.093 meter. Schattingen gaan uit van een concentratie van 98 procent op 3.000 meter onder de grond. Voor de Franse regering was dit aanleiding om een exploratievergunning met bijbehorende financiële steun af te geven.
Optimistische verwachting
De verwachtingen zijn hooggespannen en niet alleen in Frankrijk. De Amerikaanse Geological Society (GSA) stelt, op basis van een voorlopig onderzoeksmodel, dat natuurlijke waterstof de potentie heeft om een belangrijke energiebron te worden. Het gaat volgens de GSA om honderden miljoenen tonnen per jaar tot het jaar 2100. Hiermee kan het voorzien in de helft van de wereldwijde behoefte aan waterstof.
Er zijn wel vraagtekens te zetten bij deze optimistische verwachting. GSA geeft zelf aan dat het op dit moment onmogelijk is om potentiële hoeveelheden grondstof nauwkeurig te bepalen. Vanwege onzekerheden over het ontstaan, de migratie en accumulatie en het behoud van waterstof in de ondergrond. ‘Maar ondanks deze onzekerheden zijn het voorkomen en het gedrag van waterstof in de ondergrond niet volledig onbekend. Er kunnen aanvullende conclusies over het voorkomen van waterstof in de ondergrond worden getrokken door gebruik te maken van kennis die is verkregen uit onderzoek naar andere geologische bronnen, zoals aardolie, geothermische energie en edelgassen’, aldus de GSA.
Mochten de voorspellingen uitkomen dan biedt natuurlijke waterstof een aantal voordelen. Het is van nature aanwezig en heeft een lage carbon footprint. En in tegenstelling tot waterstof geproduceerd uit aardgas of door elektrolyse is er voor de winning van witte waterstof geen water en energie nodig en neemt dit weinig land in beslag. Wetenschappers voegen hieraan toe dat de productie niet afhankelijk is van wisselvallige hernieuwbare energie.
Uitdagingen
Ondanks deze positieve geluiden is er geen plek waar witte waterstof op grote schaal wordt ingezet. Tegenover de voordelen staan namelijk ook aanzienlijke uitdagingen. De vraag is hoe toegankelijk de afzetting is en hoe groot het volume aan waterstof is. Er is een bepaalde schaalgrootte nodig voor commercieel gebruik.
Ook de zuiverheid van de afzetting varieert sterk. Vaak is het gemengd met methaan, stikstof of andere gassen die moeten worden verwijderd voor gebruik. Dat kost energie en kan leiden tot uitstoot van broeikasgassen. Bovendien moet onderzoek worden gedaan naar de veiligheid van opslag en transport en het effect op het milieu, voordat het gebruik van natuurlijke waterstof op grote schaal kan worden uitgerold.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]Dit artikel is gepubliceerd in Industrielinqs 2024-01 (31/1/2024)[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]