Anthony Dipietrantonio
- jun 9, 2021
- 9 min read

Windrogen: North Sea opportunities for green hydrogen production

Updated: May 18

De vraag naar waterstof als nieuwe energiedrager neemt toe. De productie ervan blijft vandaag echter grotendeels gekoppeld aan vervuilende energiebronnen. Tegelijkertijd heeft de offshore windcapaciteit in de Noordzee het afgelopen decennium een hoge vlucht genomen. In hetzelfde gebied bereiken veel oude olie- en gasplatforms het einde van hun levensduur, waardoor ontmantelings- en renovatieproblemen ontstaan.

Door de combinatie van deze drie factoren zijn er verschillende mogelijkheden voor groene waterstofproductie in de Noordzee, zoals blijkt uit recente studies en projecten in Europa. Als belangrijke pijler van de energietransitie in Europa kijkt Greenfish verder naar dit potentieel. Wat zijn de uitdagingen voor de industrie om deze zogenaamde “groene waterstof” te produceren? Is het een schaalbare oplossing op lange termijn voor een koolstofneutrale wereld? Is het economisch haalbaar? Volg ons voor een kort overzicht van deze bloeiende sector.

Terug naar de basis: Offshore opgewekte energie

In de afgelopen tien jaar heeft de opwekking van windenergie op zee in Europa een ware expansie doorgemaakt. De cumulatieve geïnstalleerde capaciteit in Europa is gestegen van ongeveer 0,5 GW in 2009 tot meer dan 22 GW in 2019 [1]. Deze grote groei vindt vooral plaats in de Noordzee, aangezien de projecten worden aangedreven door vier landen: Het Verenigd Koninkrijk (UK), Duitsland (DE), Denemarken (DK) en België (BE).

De belangrijkste verbetering in de sector is de stroomlijning van de productie om de turbines krachtiger en gemakkelijker te installeren te maken. De gemiddelde geïnstalleerde turbinecapaciteit is meer dan verdubbeld, van ongeveer 3 MW tot iets minder dan 8 MW, en de gemiddelde capaciteit van de windparken heeft deze trend gevolgd en zal in 2019 gemiddeld 600 MW bedragen, terwijl dit in 2009 slechts 200 MW was.

Door de vermindering van geschikte plekken worden windparken nu echter verder van de kust en in dieper water geïnstalleerd, waardoor de kosten en de moeilijkheden van de installatie en de landaansluiting toenemen. De waterdiepte voor nieuwe projecten heeft in 2019 een gemiddelde van 33 m bereikt, waarbij één project een diepte van 220 m heeft bereikt. Tegelijkertijd is de afstand tussen nieuwe windparken en de kust toegenomen van ongeveer 15 km tot ongeveer 60 km [1].

Terug naar de basis: gebruik en opwekking van waterstof

Tegenwoordig wordt waterstof voornamelijk gebruikt in de industrie voor olieraffinage, chemische productie (voornamelijk ammoniak, 27%, en methanol, 11%), ijzer- en staalproductie, en warmte bij hoge temperatuur (andere toepassingen dan chemische, ijzer- en staalproductie), zoals weergegeven in figuur 1.

Tegen 2030 zal elk van deze gebieden volgens het IEA [2] naar verwachting groeien met respectievelijk 7%, 31%, 100% en 9%, aangevuld met een toename van het gebruik van waterstof op andere gebieden zoals vervoer, gebouwen en elektriciteit. Bijgevolg wordt verwacht dat de waterstofmarkt exponentieel zal groeien.

Afhankelijk van de voor de productie ervan gebruikte energie krijgt waterstof verschillende virtuele “kleuren”. “Groene” waterstof wordt meestal verkregen door waterelektrolyse met behulp van hernieuwbare elektriciteit. De “blauwe” wordt verkregen uit aardgas en omvat CO2-afvang (Carbon Capture Utilization and Storage, CCUS). Waterstof uit gas zonder CO2-afvang is grijs gekleurd. Waterstof uit steenkool ten slotte is zwart gekleurd [3]. Deze kleuren zijn gekoppeld aan de hoeveelheid CO2 die door het productieproces wordt uitgestoten (in figuur 2 wordt alleen de CO2 die tijdens het proces wordt uitgestoten geregistreerd).

CO2-emissies van de productie van H2 afhankelijk van de bij de productie gebruikte energie

Momenteel wordt 76% van de waterstof geproduceerd uit aardgas en 23% uit steenkool (wat neerkomt op 6% van het mondiale aardgasverbruik en 2% van het mondiale steenkoolverbruik). Slechts 2% wordt momenteel geproduceerd door middel van elektrolyse[2]. Ondanks de hoge koolstofuitstoot van grijze, zwarte en zelfs blauwe waterstof blijven deze technologieën dominant vanwege hun aantrekkelijke prijzen (minder dan 2,5 US$/kg geproduceerde H2 [2]).

Waterelektrolyse – een proces dat veel elektriciteit vergt

Elektrolyse splitst wateratomen in H2 en O2 dankzij elektriciteit. De betrokken chemische reactie is eenvoudig: 2 H2O = 2H2 + O2 ; daarbij komt tweemaal zoveel waterstof als zuurstof vrij.

Het gebruik ervan wordt tegenwoordig vooral in verband gebracht met de behoefte aan uiterst zuivere waterstof. Het totale rendement van dit proces ligt tussen 60% en 81%, wat vrij laag is. Om een idee te geven van de omvang: als de gehele waterstofbehoefte door elektrolyse zou worden gedekt, zou dit 3600 TWh/jaar vergen. Dit is de jaarlijkse elektriciteitsproductie van de Europese Unie; een enorme hoeveelheid energie.

Het gebruik van waterstof: Problemen met de elektrische aansluiting van intermitterende energieproductiebronnen

Waterstofproductie door elektrolyse zou extra flexibiliteit kunnen bieden aan een elektriciteitssysteem met beperkingen. Bijvoorbeeld door het verminderen van curtailment[1] in netten met een groot aandeel variabele hernieuwbare elektriciteit. Het is echter waarschijnlijk niet mogelijk om aanzienlijke hoeveelheden waterstof te produceren met uitsluitend goedkope of gratis (“anders beperkt”) elektriciteit. In dat geval zouden de elektrolysers slechts ongeveer 10% van de tijd of zelfs minder werken. Gezien deze benuttingsgraad zou de geproduceerde waterstof niet concurrerend kunnen zijn ondanks de gratis elektriciteit, tenzij de kosten van de elektrolyser aanzienlijk dalen.

Om de kosten van de waterstofproductie te drukken moeten elektrolysers een hogere bezettingsgraad hebben, wat niet verenigbaar is met de occasionele beschikbaarheid van beperkte elektriciteit. Er moet een evenwicht worden gevonden tussen de aankoop van elektriciteit op momenten dat de prijzen laag zijn en een hoger gebruik van de elektrolysers [2]. Wat de verbetering van de flexibiliteit van het systeem betreft, bestaan er andere opties die rendabeler zouden moeten zijn.

Moderne elektrolysers kunnen hun productie in minuten of zelfs seconden opvoeren en in de toekomst worden verdere verbeteringen verwacht. Vanuit technologisch oogpunt kunnen PEM-elektrolytische cellen (Polymer Electrolyte Membrane) sneller reageren dan conventionele alkaline-elektrolytische cellen, hetgeen gedeeltelijk verklaart waarom zij ondanks hun opkomende status een prominente plaats innemen in toekomstige studies.

Elektrolysers kunnen strategisch worden geplaatst om de congestie van het elektriciteitsnet te verlichten en waterstof in plaats van elektriciteit te vervoeren, en zo te helpen voorkomen dat de productie van variabele hernieuwbare energiebronnen wordt beperkt. Een dergelijke strategie kan bijvoorbeeld worden overwogen bij de ontwikkeling van offshore windenergie in het Noordzeegebied. Landen hebben de mogelijkheid hernieuwbare energie te vervoeren via koperdraad of ingebed in waterstof.

In het volgende deel zullen we verschillende waterstofprojecten bekijken die worden ontwikkeld.

Projecten in uitvoering: Gigastack

Gigastack is een bekroond project dat door het Verenigd Koninkrijk wordt gesteund via het Department for Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) [6,7]. Er zijn vier industriële entiteiten bij betrokken: ITM Power, Orsted, Phillips 66 en Element Energy.

Het doel van het project is aan te tonen dat een grootschalige groene waterstofproductie-eenheid die gebruik maakt van offshore-windturbines en elektrolysers de productiekosten kan verlagen. Dit maakt deel uit van de doelstelling van het VK om tegen 2050 geen netto-uitstoot van broeikasgassen te hebben.

De eerste fase van het project eindigde in 2019. De omvang van 5 MW elektrolyser stapels (ITM Power) en de mogelijke synergieën met offshore windparken (Orsted) werden geëvalueerd. Het leidde vervolgens tot een marktanalyse van 100 MW elektrolyser (Element Energy).

De volgende stap is het uitvoeren van een front-end engineering ontwerpstudie en het bouwen van een 100 MW elektrolyser systeem [6]. Het businessplan voor een grootschalige elektrolyser zal ook worden verfijnd, in de hoop op passende regelgevingsmechanismen. Dit zijn de verschillende scenario’s die zijn bestudeerd:

Hoewel scenario 4 nieuw en vernieuwend is, is Gigastack niet het enige project dat deze mogelijkheid bestudeert. Tractebel, bijvoorbeeld, onderzoekt deze optie ook.

Projecten in uitvoering: Tractebel (Engie)

Tractebel werkt aan een nieuw platform dat alle componenten bevat die nodig zijn om waterstof te produceren, zoals elektrolyse-eenheden om de door offshore-windturbines geleverde elektriciteit om te zetten en zeewaterontziltingsmodules om het voor de elektrolyse benodigde water te leveren. Er is een concept van een 400-MW wind-waterstofplatform ontworpen [7].

Zoals hierboven beschreven zou het gebruik van elektriciteit uit offshore-windenergie voor de productie van waterstof ook helpen om congestie in het elektriciteitsnet te verlichten. Tegelijkertijd zou de geproduceerde waterstof kunnen worden gebruikt om energie op te slaan en seizoensgebonden schommelingen in de productie van conventionele hernieuwbare energiebronnen (bv. zon, wind) te compenseren. Wat het vervoer betreft, kan waterstof worden overgebracht via bestaande infrastructuur zoals gaspijpleidingen en opslagfaciliteiten, of zelfs worden opgeslagen op schepen en over de hele wereld worden vervoerd. In Duitsland bereidt de federale regering een aanbesteding voor voor proeven met stroom naar gas in de Noordzee en de Oostzee [8].

Projecten in uitvoering: Renovatie van een oud olie- en gasplatform

In deze context van energietransitie vormt de Noordzee een interessante uitdaging met meer dan 600 olieplatforms die uit bedrijf worden genomen. Dit kan worden gezien als een kans: deze platforms gebruiken om energiehubs te creëren. Sommige studies hebben inderdaad de mogelijkheid onderzocht om deze platforms te renoveren tot power-to-gas hubs, waarbij synergieën worden gecreëerd door de bestaande structuur te gebruiken voor de omzetting en het transport van waterstof. In 2017 is een zeer gedetailleerde technische en economische analyse gepubliceerd [10], waarin verschillende scenario’s voor deze synergieën zijn onderzocht. Hierin werden de mogelijkheden onderzocht voor windparken om ofwel gas en elektriciteit ofwel alleen gas te produceren, wat verschilt in de vereiste netwerkinfrastructuur. In de studie werd ook gekeken of het platform al dan niet in bedrijf blijft voor olie- en gasproductie, rekening houdend met de marktprijs van waterstof. Alle resultaten zijn gebaseerd op gegevens van twee platforms, G17 en D18, die door ENGIE in de Noordzee worden geëxploiteerd.

Deze analyse geeft aanleiding tot verscheidene bedenkingen over de technische aspecten van deze synergieën. Ten eerste wat betreft de berekening van de grootte van de elektrolyser, aangezien de wind een onstabiele energiebron is en een elektrolyser een hoge CAPEX heeft. De dimensionering komt neer op een compromis tussen het gebruik van maximaal vermogen uit de wind en de hoge investeringskosten. Een andere uitdaging is de gasaansluiting. Waterstof en methaan hebben grote verschillen in hun fysieke eigenschappen, waardoor verschillende leidingen moeten worden gebruikt. Tot op zekere hoogte kunnen zij echter worden gecombineerd en zo de kosten verlagen als de infrastructuur reeds bestaat. Ten slotte zijn de kosten van de ontmanteling van een olie- en gasplatform niet zo hoog, wat betekent dat het hergebruik van oude platforms eerder beperkend dan kostenbesparend kan zijn.

De economische resultaten van deze projecten (zie figuur 5) benadrukken een bekende waarheid over het concurrentievermogen van groene waterstof ten opzichte van grijze waterstof. Er is geen economisch levensvatbaar scenario als de waterstof wordt verkocht tegen de prijs van grijze waterstof. Bovendien is het scenario waarin het platform zowel elektriciteit als waterstof produceert alleen levensvatbaar als het nog in bedrijf is en de waterstofproductie vrij laag is. Anders is de prijs van de netaansluiting te hoog. Terwijl in het geval waarin alleen waterstof wordt geproduceerd, het project haalbaar lijkt zolang er een markt is voor groene waterstof.

Projecten in uitvoering: Hub voor windenergie in de Noordzee

Aangezien de renovatie van olie- en gasinstallaties een zware taak lijkt te zijn, overwegen andere ambitieuze projecten om vanaf nul te beginnen. Dit is het geval met de North Sea Wind Power Hub, een project dat misschien erg futuristisch klinkt. Het beoogt de integratie van alle wind in de Noordzee via “energiesnelwegen”, aangezien verwacht wordt dat de offshore capaciteit in het gebied tegen 2040 70 tot 150 GW zal bedragen, en mogelijk 450 GW tegen 2050 [9].

Dit is een project voor heel Europa. Landen en energieproductie-eenheden zouden dan door elektrische en/of waterstofverbindingen met elkaar worden verbonden. De coalitie die dit geweldige project leidt, bestaat uit het Havenbedrijf Rotterdam, Energinet, Gasunie en Tennet.

Er zijn vele configuraties bestudeerd, van volledig elektrische verbindingen tot volledig waterstofverbindingen, met twee tot vijf betrokken landen. Ook de locatie en het ontwerp van de hubs zijn besproken, maar nog niet geconcretiseerd. De North Sea Wind Power Hub beweert dat de eerste hub in de jaren 2030 operationeel kan zijn en noodzakelijk is om te voldoen aan de Overeenkomst van Parijs inzake klimaatverandering.

Dit project brengt meerdere uitdagingen met zich mee. Enerzijds zullen tot vijf landen moeten samenwerken, wat een notie is. Zij zullen te maken krijgen met niet-bestaande wetgeving, want dat is nog niet gebeurd. Anderzijds blijven de technologische en economische vraagstukken in verband met dit project dezelfde: de ontwikkeling van concurrerende, koolstofvrije en langdurige toegang tot elektriciteit en/of waterstof. Zowel de interconnecties over lange afstand als de lokalisatie van het energieverbruik langs de kusten vormen een uitdaging.

Conclusie

Op het eerste gezicht lijken de oude olie- en gasplatforms in de Noordzee, in combinatie met de groeiende capaciteit van windenergie op zee en de vraag naar waterstof, een grote kans. Gezien de omvang van de energietransitie-uitdaging is het een geluk dat vele coalities zich met dit onderwerp bezighouden en de haalbaarheid onderzoeken om de goedkoopste en groenste waterstof aan de kusten te leveren.

De in het document bestudeerde projecten herinneren er echter aan dat de huidige kosten voor waterstofproductie uit offshore-windenergie extreem hoog blijven in vergelijking met “conventionele” – maar vervuilende – waterstofproductieprocessen. Dit gebeurt in een bemoedigende context waarin offshore windparken profiteren van een verbeterende economische maturiteit, waardoor de door de verschillende regeringen verstrekte elektrische feed-in tarieven neigen te verminderen [11].

Gezien deze twee observaties blijft een open vraag over de toekomst van waterstof in de Noordzee:

· Zal de elektriciteitsproductie uit wind in de Noordzee ooit voldoende goedkoop zijn om deze ambitieuze, slimme en technologisch aantrekkelijke projecten levensvatbaar te maken?

Eén ding is zeker, het zal een dure reis blijven. Om te voorkomen dat grote sommen kapitaal verkeerd worden besteed (zoals deze projecten vereisen), zou het verbruik van waterstof (en dus de planning van de productie ervan) alleen beperkt moeten worden tot gevallen waarin het niet-elektrifieerbare gebruik van fossiele brandstoffen vervangt.

Bibliography

Energy

434