We kick off the Hydrogen Trail Europe with an online talk show from Entrance in Groningen, Northern Netherlands. On June 27th we talk with guests about the concrete steps that are now being made in the field of hydrogen. And what comes next? At the table, among others:

  •  Nienke Homan, Board Member Green Hydrogen Organization, formerly regional minister Groningen;
  • Eddie Lycklama à Nijeholt, Project Director Hydrogen Backbone Netherlands at Gasunie;
  • Jan Kik, Sales manager Sustainabilitiy Benelux at Emerson;
  • Stephanie Kool-Claessens, Business Development Manager Hydrogen at HyCC.

And of course: the travelling companions of the Hydrogen Trail Europe.

We kick off the Hydrogen Trail Europe with an on line talk show from Entrance in Groningen, Northern Netherlands. On June 27th we talk with guests about the concrete steps that are now being made in the field of hydrogen. And what comes next? At the table, among others:

  • Nienke Homan, Board Member Green Hydrogen Organization, formerly regional minister Groningen;
  • Eddie Lycklama à Nijeholt, Project Director Hydrogen Backbone Netherlands at Gasunie;
  • Jan Kik, Sales manager Sustainabilitiy Benelux at Emerson;
  • Stephanie Kool-Claessens, Business Development Manager Hydrogen at HyCC.

And of course: the travelling companions of the Hydrogen Trail Europe.

Gasunie, Fluxys en North Sea Port werken samen om de toekomstige Nederlandse en Belgische waterstofnetwerken in het havengebied met elkaar te verbinden. Als de afzonderlijke netwerken in 2026 operationeel zijn worden ze op de grens aan elkaar gekoppeld.

In nauwe samenwerking met de industrie zijn Fluxys en Gasunie aan weerszijden van de grens de aanleg van een waterstofnet met open toegang aan het voorbereiden. Alle bedrijven kunnen dus op de infrastructuur aansluiten. De twee netwerken worden in het havengebied op de Nederlands-Belgische grens aan elkaar gekoppeld.

De aansluiting tussen beide waterstofnetten komt in het Nederlandse Sas van Gent en het Belgische Zelzate. De leidingen voor het waterstofnetwerk komen vooral in bestaande leidingstroken te liggen, zodat de impact op de omgeving tot een minimum beperkt blijft.

Groot achterland

Als de netwerken in 2026 operationeel zijn en aan elkaar gekoppeld, ontstaat één van de eerste grensoverschrijdende netten voor waterstof met open toegang in Europa. De verbinding zal de bedrijven in het zestig kilometer lange havengebied van waterstof voorzien: van Vlissingen en Terneuzen in Nederland tot in Gent in België. De aansluiting van de havenregio op de landelijke waterstofinfrastructuur in Nederland en België geeft bedrijven ook toegang tot een groot achterland, andere industrieclusters en havens in Europa.

Duits-Nederlandse waterstofmarkt

Onlangs braken het Duitse onderzoeksinstituut Forschungzentrum Jülich, het Duitse energieagentschap Dena en TNO na een haalbaarheidsstudie al een lans voor een gemeenschappelijke Duits-Nederlandse waterstofmarkt. Deze kan tegen 2050 uitgroeien tot zeven maal de huidige omvang.

De onderzoekers stelden een backbone van ruim vijfduizend kilometer leidingen voor, voorzien van maximaal 7,1 miljoen ton waterstof die wordt geproduceerd met offshore windenergie. Om vraag en aanbod gedurende het jaar in evenwicht te houden, zou ook import van waterstof nodig zijn en zoutcavernes voor ondergrondse opslag. De onderzoekers denken aan één tot vijf cavernes in 2030, die elk ruimte bieden voor de opslag van ongeveer 250 GWh aan waterstof.

Bestaande aardgasleidingen

Uit het onderzoek bleek ook dat er door grotendeels gebruik te maken van bestaande aardgasleidingen voor het transport van waterstof in Nederland en Duitsland tot 2030 voldoende transportcapaciteit is. Na 2030 zouden er knelpunten kunnen ontstaan in bepaalde gebieden rond importhavens voor waterstof.

ENGIE, OCI en EEW werken samen aan een grootschalige op waterstof gebaseerde waardeketen in Noord-Nederland. De eerste fase van het project bestaat uit een elektrolyse-installatie van 100 MW. Deze moet vanaf 2025 waterstof produceren voor de productie van e-methanol uit biogeen CO2, en voor lokale andere sectoren. Het is al het vierde aangekondigde waterstofproject in het noorden van Nederland.

Het HyNetherlands (HyNL) project verbindt afzonderlijke partijen en industrieterreinen op drie verschillende locaties. De productiefaciliteit voor waterstof (ENGIE) komt op de locatie van de Eems elektriciteitscentrale in de Eemshaven te staan. De 100 MW elektrolyse-installatie wordt aangedreven met een capaciteit van 200 MW uit offshore windturbines.

In Farmsum wordt een installatie voor het vastleggen van koolstof (EEW) geïntegreerd met de bestaande waste-to-energy installatie. Hier zal biogeen CO2 uit de verbrandingsgassen van de productielijnen van de installatie worden gehaald. Groningen Seaports levert de CO2-logistiek en -infrastructuur. In het Delfzijl chemiepark in Farmsum combineert de BioMCN-productiefaciliteit voor methanol (OCI) vervolgens het biogeen CO2 met waterstof voor de productie van e-methanol.

De installaties van ENGIE (productie) en OCI/BioMCN (afname) krijgen een aansluiting op het waterstofnetwerk dat Gasunie door heel Nederland en Noord-Duitsland ontwikkelt. Het overgrote deel van het nationale netwerk voor waterstof bestaat uit pijpleidingen die momenteel worden gebruikt voor het transport van aardgas.

Opschalen

De langetermijnvisie voor HyNL is om een steeds grotere rol te vervullen in de decarbonisatie van de industriële en transportsectoren in de regio. Er liggen al plannen om de productiecapaciteit van de elektrolyse-installatie op te schalen van 100 MW in 2025 naar 1,85 GW in 2030 of kort daarna.

Vooralsnog hebben de projectpartners subsidies aangevraagd bij de Europese instellingen. ENGIE wil na de zomer een EPC-contractor voor de elektrolyse-installatie selecteren. Een definitieve investeringsbeslissing volgt in het derde kwartaal van 2023.

Eemshydrogen en NortH2

Ook RWE heeft plannen voor een waterstofketen in Noord-Nederland. Het project Eemshydrogen draait in de eerste fase om een 50 MW-elektrolyser in de Eemshaven, die direct wordt gekoppeld aan RWE’s windpark Westereems. Dit windpark heeft een opgesteld vermogen van 162 MW. De groene waterstof gaat ook in dit geval naar BioMCN (OCI). Daarnaast is RWE van plan eveneens groene waterstof aan Evonik te leveren.

Bovendien is er ook nog het ambitieuze waterstofproject NortH2. Initiatiefnemers van NortH2 zijn Gasunie, Shell Nederland en Groningen Seaports. Eind 2020 sloten RWE en Equinor zich als partners aan, en in maart dit jaar kwamen Eneco en OCI erbij. Het is de bedoeling dat een waterstoffabriek in de Eemshaven 1 GW groene waterstof aan de OCI-fabrieken in Nederland gaat leveren. Nieuwe windparken op zee wekken daarvoor groene stroom op en kunnen qua capaciteit stapsgewijs uitgroeien. Van 1 GW in 2027, naar 4 GW tegen 2030, tot meer dan 10 GW in 2040. In 2040 wil het consortium op die manier één miljoen ton groene waterstof per jaar produceren.

Djewels

En dan is er nog het Djewels-project van Gasunie en HyCC, waarbij OCI via BioMCN ook al betrokken is bij het aan elkaar knopen van de waardeketen met windenergie, waterstof- en methanolproductie. Bij Djewels gaat het om een 20 megawatt elektrolyser op Chemiepark Delfzijl die ongeveer 3.000 ton groene waterstof per jaar gaat maken. Gasunie en HyCC verwachten voor het einde van dit jaar een finale investeringsbeslissing te nemen. Doel is dat de 20 MW waterstoffabriek in 2024 de eerste groene waterstof aan BioMCN zal leveren.

De voorbereidingen voor een waterstoftransportleiding in Rotterdam zijn begonnen. Gasunie en Havenbedrijf Rotterdam hebben de eerste materialen besteld en de komende maanden worden proefsleuven gegraven. Shell is met haar toekomstige waterstoffabriek op de Maasvlakte de eerste klant voor de leiding.

De waterstofleiding tussen Pernis en de Maasvlakte wordt 32 kilometer lang en moet eind 2024, begin 2025 gereed zijn. De leiding wordt onderdeel van het landelijke waterstofnetwerk dat, inclusief verbindingen naa   r het buitenland, naar verwachting vanaf 2027 operationeel is.

Het aantal waterstofinitiatieven in de Rotterdamse haven groeit. Op de Maasvlakte is ruimte voor een conversiepark ingepland, waar waterstof voor de Rotterdamse haven kan worden geproduceerd. Diverse partijen werken daarnaast plannen uit voor de import van groene waterstof. Via de leiding tussen Maasvlakte en Pernis kan groene waterstof op een veilige en efficiënte manier tussen producenten en gebruikers worden getransporteerd.

Holland Hydrogen I

De eerste klant van de waterstofleiding in het Rotterdamse havengebied wordt het waterstofproject Holland Hydrogen I van Shell. De 200 MW waterstoffabriek gaat met stroom van offshore windpark Hollandse Kust (noord) groene waterstof produceren. De definitieve investeringsbesluiten voor Holland Hydrogen I en die voor de waterstofleiding in de Rotterdamse haven worden naar verwachting later dit jaar genomen.

Gasunie, HES International en Vopak ontwikkelen samen een importterminal voor groene ammoniak als waterstofdrager op de Maasvlakte. Nog dit kwartaal begint het werk aan het basisontwerp van de importterminal, die de naam ACE Terminal zal gaan krijgen. Het streven is dat de terminal vanaf 2026 operationeel is.

Naast de productie van groene waterstof in Nederland, zal er in Noordwest-Europa ook behoefte zijn aan grootschalige import van groene waterstof om aan alle toekomstige vraag te kunnen voldoen. Groene ammoniak als waterstofdrager zal hierin een belangrijke rol spelen. Waterstof kan na verbinding met stikstof in de vorm van ammoniak eenvoudiger en veilig in grotere hoeveelheden worden getransporteerd, opgeslagen en weer worden omgezet naar groene waterstof. Daarnaast is groene ammoniak ook direct toepasbaar als CO2-vrije brandstof voor bijvoorbeeld de scheepvaart of als grondstof voor bijvoorbeeld de productie van kunstmest.

Locatie

De drie partners hebben een locatie op de Maasvlakte in Rotterdam op het oog. Daar kunnen schepen vanuit de gehele wereld aanleggen om groene ammoniak, en in de beginfase mogelijk ook blauwe, te lossen. Bovendien kan op die locatie gebruik worden gemaakt van de bestaande infrastructuur en de logistieke faciliteiten van de Rotterdamse haven. Op het terrein is ook ruimte voor de ontwikkeling van een installatie waar ammoniak weer kan worden omgezet naar waterstof. In de toekomst zal deze installatie worden aangesloten op het landelijke waterstofnetwerk van Gasunie waarmee de toekomstige waterstofmarkt in Noordwest-Europa kan worden bediend.

Krachten bundelen

HES beschikt op de Maasvlakte over een strategische locatie met kadecapaciteit en directe toegang vanaf zee. Gasunie heeft een infrastructuur met bestaande opslagtanks en pijpleidingen. Vopak heeft met zes ammoniakterminals over de hele wereld ruime ervaring in het veilig opslaan van ammoniak. Door deze krachten te bundelen, kunnen de partners binnen enkele jaren de importlocatie voor groene ammoniak in Rotterdam kunnen realiseren. Het uiteindelijke investeringsbesluit moet nog worden genomen en zal worden gebaseerd op onder andere klantcontracten en de benodigde vergunningen inclusief een m.e.r.-procedure.

Uitgangspunt is een onafhankelijke en open access infrastructuur waarbij de partners zelf geen eigenaar zullen zijn van de groene ammoniak. Binnenkort start een marktconsultatie waarin geïnteresseerde partijen hun interesse kenbaar kunnen maken voor de aanvoer, opslag en doorvoer van groene ammoniak en waterstof. Er lopen op dit moment al verkennende gesprekken met internationale marktpartijen.

Na eerste haalbaarheidsstudies van Chemelot, Rotterdam-Rijn Pijpleiding (RRP) en het Havenbedrijf Rotterdam gaat het Delta Corridor-project nu een nieuwe fase in. Er is financiering toegekend voor een gedetailleerde haalbaarheidsstudie, die zal worden uitgevoerd door een consortium van bedrijven.

Het Havenbedrijf Rotterdam en verschillende industriepartners ondersteunen de ontwikkeling van het Delta Corridor-project, bestaande uit een bundel van vier pijpleidingen tussen de Rotterdamse haven, Chemelot en het Duitse Rijnland.

Dit project biedt toegang tot onder andere groene waterstof en capaciteit voor de afvang en opslag van CO2 (carbon capture and storage; CCS). Het leidt ook tot minder vervoersbewegingen omdat propyleen en LPG voortaan via pijpleidingen kunnen worden getransporteerd.

De infrastructuur verbindt grote binnenlandse industrieclusters in Nederland en Duitsland met vertakkingen langs de hele corridor. Voor industrieën die hun uitstoot moeilijk kunnen verlagen is die verbinding dringend en essentieel om de EU-klimaatdoelstellingen voor 2030 te halen.

Waterstofinfrastructuur

De industriële partijen staan volledig achter de Delta Corridor in een publiek-private samenwerking met zowel Nederlandse en Duitse overheden en industrie en hebben de ambitie de pijpleiding in 2026 in gebruik te nemen. De Delta Corridor is een belangrijke stap in de ontwikkeling van een grootschalige Europese waterstofinfrastructuur. Het aantal bedrijven dat de Delta Corridor ondersteunt, groeit en bestaat momenteel uit: Port of Rotterdam, Shell, bp, RWE, thyssenkrupp, LyondellBasell, HeidelbergCement, Attero en Chemelot.

De Delta Corridor werd in november vorig jaar opgenomen in het Meerjarenprogramma Infrastructuur Energie en Klimaat (MIEK) van de Nederlandse overheid. De Nederlandse overheid voert momenteel voorbereidende werkzaamheden uit voor de ruimtelijke ordeningsprocedures in samenwerking met particuliere partners en lokale overheden zoals provincies en gemeenten.

Nieuwe fase

Het Delta Corridor-project is het belangrijkste project dat grootschalige oplossingen zal bieden voor de industrie in clusters in Moerdijk, Geertruidenberg, Chemelot en Noordrijn-Westfalen (Gelsenkirchen, Keulen en wijde omgeving). De Delta Corridor biedt een capaciteit van rond de 22 megaton vermeden en verlaagde emissies per jaar. Daarnaast kunnen aftakkingen van de Delta Corridor in België en verder Duitsland zorgen voor verlaging van de uitstoot op grote schaal.

Na eerste haalbaarheidsstudies van Chemelot, Rotterdam-Rijn Pijpleiding (RRP) en het Havenbedrijf Rotterdam gaat het Delta Corridor-project nu een nieuwe fase in. Er is financiering toegekend voor een gedetailleerde haalbaarheidsstudie, die zal worden uitgevoerd door een consortium van bedrijven. Het consortium zal nauw samenwerken met de nationale overheden en de Europese Unie. De consortiumpartners worden in een later stadium bekend gemaakt.

Met het toenemende belang van waterstof in de energiemix, wordt ook de noodzaak voor wateropslag steeds groter. In Zuidwending werkt Gasunie druk aan de toekomstige wateropslag in zoutcavernes. Maar hoe worden die cavernes eigenlijk gemaakt?

TNO bracht met partners onlangs een rapport uit over verschillende facetten van waterstof-waardeketens. Een van de uitkomsten is dat tot 2030 één tot vijf zoutcavernes nodig zijn om vraag en aanbod gedurende het jaar in evenwicht te houden. En de onderzoekers verwachten dat dit aantal naar 2050 toe oploopt tot ten minste 49 tot 57 cavernes, uitsluitend voor waterstofopslag.

Gasunie heeft vorig jaar op de locatie Zuidwending al tests gedaan met de opslag van waterstof. Op die locatie slaat het bedrijf al meer dan tien jaar aardgas op in zoutcavernes. Het doel van de tests is om aan te tonen dat het boorgat, de leidingen, afdichtingen enzovoorts ook geschikt zijn voor de toepassing van waterstof. De eerste tests werden uitgevoerd op locatie A8 omdat hier al wel een boorgat, maar nog geen caverne is aangebracht. De druk werd daarbij stapsgewijs opgevoerd tot meer dan 200 bar.

Dit jaar volgt naar verwachting een definitief besluit om grootschalige waterstofopslag in zoutcavernes op de locatie Zuidwending te realiseren. De eerste zoutcaverne zou in 2026 volledig operationeel kunnen zijn, met groeimogelijkheden naar vier cavernes in 2030. Daarmee ontstaat een opslagvolume dat past bij de huidige Nederlandse ambitie om in 2030 3 tot 4 GigaWatt groene waterstof uit duurzame elektriciteit te realiseren.

Chloorchemiebedrijf Nobian en de Engelse investeerder Macquarie’s Green Investment Group rondden de deal over waterstofbedrijf HyCC officieel af. Daarmee kan het bedrijf de productie van groene waterstof versneld opschalen voor de verduurzaming van industriële energiegrootverbruikers.

In december 2021 werden Nobian en GIG het eens over het gedeelde eigendom van de joint venture HyCC. Het nieuwe bedrijf is gespecialiseerd in waterelektrolyse op industriële schaal. De  ervaring van Nobian met elektrolyse voor de chloorchemie, kan zij nu combineren met GIG’s ervaring met duurzame projectontwikkeling en financiering.

Vierhonderd megawatt

HyCC heeft momenteel meer dan vierhonderd megawatt aan groene waterstofprojecten in ontwikkeling. Het bedrijf ontving onlangs alle benodigde vergunningen voor Europa’s eerste twintig megawatt waterstoffabriek, Djewels, in Delfzijl. In februari kondigde het bedrijf aan om samen met bp verder te werken aan H2-Fifty. Een project met een capaciteit van 250 megawatt in Rotterdam. Andere projecten zijn onder meer een veertig megawatt fabriek in Delfzijl voor de levering van waterstof voor duurzame vliegtuigbrandstof. En een honderd megawatt project in IJmuiden met Tata Steel en de Port of Amsterdam.

Een gemeenschappelijke Duits-Nederlandse waterstofmarkt kan tussen nu en 2050 uitgroeien tot zeven maal de huidige omvang. Dat stellen het Duitse onderzoeksinstituut Forschungzentrum Jülich, het Duitse energieagentschap Dena en TNO na een haalbaarheidsstudie.

In dit HY3-project namen de onderzoekers verschillende facetten van waterstof-waardeketens onder de loep. Zo onderzochten ze hoe waterstofproductie op zee en aan de Nederlandse en Duitse Noordzeekust kan worden verbonden met vraagcentra in zowel Nederland als Duitsland, en dan met name Noordrijn-Westfalen.

Zij stellen een backbone van ruim vijfduizend kilometer leidingen voor, voorzien van maximaal 7,1 miljoen ton waterstof die wordt geproduceerd met offshore windenergie. Om vraag en aanbod gedurende het jaar in evenwicht te houden, is ook import van waterstof nodig en zoutcavernes voor ondergrondse opslag. De onderzoekers denken aan één tot vijf cavernes in 2030, die elk ruimte bieden voor de opslag van ongeveer 250 GWh aan waterstof. Tot 2050 loopt dit aantal op naar ten minste 49 tot 57 cavernes, uitsluitend voor waterstofopslag.

Uit het onderzoek bleek ook dat er door grotendeels gebruik te maken van bestaande aardgasleidingen voor het transport van waterstof in Nederland en Duitsland tot 2030 voldoende transportcapaciteit is. Na 2030 zouden er knelpunten kunnen ontstaan in bepaalde gebieden rond importhavens voor waterstof.

Obstakels

De huidige vraag naar waterstof voor toepassingen in de petrochemische industrie in Noordrijn-Westfalen en Nederland is aanzienlijk, respectievelijk 17 TWh en 41 TWh per jaar. In 2050 zal de totale vraag voor de onderzochte sectoren met een factor 7 gestegen zijn. Bij een gezamenlijke markt wordt deze mogelijke vraag naar waterstof ruim twee keer zo groot. Een grootschalige markt voor groene waterstof heeft dus nog meer kans van slagen.

Naast een gedeelde visie is er voor sector- en grensoverschrijdende projecten een bijzondere mate van samenwerking en ondersteuning nodig en moeten obstakels als gevolg van wet- en regelgeving worden weggenomen, stelt Andreas Kuhlmann, CEO van Dena. ´Wat dat betreft zijn we ook erg blij met de recente aansporing van bondsminister Robert Habeck in Brussel om de Europese samenwerking op het gebied van baanbrekende groene waterstoftechnologie uit te breiden.´

Download hier het rapport.