Infrastructuur voor waterstof
Infrastructuur is een breed begrip. Het omvat alle voorzieningen voor het kunnen verplaatsen van mensen, goederen, vloeistoffen en nutsvoorzieningen, zoals gassen en elektriciteit. Om te kunnen voorzien in een betrouwbare levering van waterstof is het nodig dat vraag en aanbod goed op elkaar worden afgestemd – in zowel tijd als plaats. Waterstofinfrastructuur is hierbij een essentiële schakel.
Juist door zijn sterke infrastructuur is Nederland goed toegerust om een voorloperrol op het gebied van waterstof in te nemen. De potentiële vraag naar waterstof in de industriële is groot en er ligt al een landelijk dekkende gasinfrastructuur.
In dit blok staan we stil bij de vraag hoe je waterstof kunt vervoeren: in welke vorm en met welke transportmiddelen. Welke keuzes je hierin maakt, hangt af van de hoeveelheid waterstof die je wilt transporteren, het doel, de bestemming en het tijdstip waarop je waterstof nodig hebt. Onderstaand plaatje illustreert de verschillende mogelijkheden van transport en opslag.
Mogelijkheden van transport en opslag van waterstof
In de toekomst zullen waarschijnlijk grotere hoeveelheden CO₂-neutrale waterstof getransporteerd moeten worden, zoals ook de vraag- en aanbodanalyse laat zien. Dit kan bijvoorbeeld via een landelijke pijpleidinginfrastructuur, leidingen van aanbieders naar vragende partijen en naar nieuwe, te ontwikkelen opslagfaciliteiten. Opslag van waterstof behandelen we daarom ook in dit blok.
Hoe kun je waterstof slim vervoeren?
Hoe vervoeren we waterstof van de plek van productie naar de plek van eindverbruik? Er zijn verschillende methodes om dat te doen. Wat het meest kostenefficiënt is, en dus het slimst, hangt af van de volumes die moeten worden vervoerd en de afstand.
Methoden van vervoer van waterstof
In de toekomst zullen waarschijnlijk grotere hoeveelheden CO₂-neutrale waterstof getransporteerd moeten worden, zoals ook de vraag- en aanbodanalyse laat zien. Dit kan bijvoorbeeld via een landelijke pijpleidinginfrastructuur, leidingen van aanbieders naar vragende partijen en naar nieuwe, te ontwikkelen opslagfaciliteiten. Opslag van waterstof behandelen we daarom ook in dit blok.
Vervoer van kleine volumes
Bij kleine hoeveelheden is transport onder druk in cilinders een logische keuze. Bijvoorbeeld in 50 liter-gascilinders of pakketten daarvan. Of in tubetrailers: opleggers die bestaan uit hogedrukwaterstoftanks. De capaciteit van een tubetrailer ligt tussen de 0,5 en 1 ton.
Vervoer van grote volumes
Bij hogere volumes worden pijpleidingen interessant. Op dit moment zijn er al verschillende waterstoftransportleidingen in Nederland. Air Products, een grote onderneming in industriële gassen, beheert een waterstofnetwerk in de Rotterdamse Haven. Dat voorziet de lokale industrie van waterstof met ongeveer 140 km pijpleidingen. Een soortgelijke onderneming, Air Liquide, verbindt met haar waterstofnetwerk de Rotterdamse haven met Noord-Frankrijk. Air Liquide heeft daarnaast nog zo’n 1.000 km pijpleidingen in het Duitse Ruhrgebied. Deze waterstofpijpleidingen hebben een veel kleinere diameter dan de hoge druk aardgasleidingen in Nederland.
Waterstofleiding in Zeeland
In Zeeland verbindt een 12 km lange pijplijn van Gasunie de chemische bedrijven Dow Chemical en Yara. Voorheen stroomde daar aardgas door, sinds kort gebruikt Gasunie die voor het transport van waterstof. Een mooi voorbeeld van de keuze om waterstof niet langer gecomprimeerd met behulp van vrachtwagens, maar met een pijpleiding te transporteren. De waterstof die als restproduct vrijkomt bij Dow, gebruikt Yara als grondstof. Dit bespaart veel energie, die anders nodig was geweest voor de productie en het transport van waterstof. Ook de uitstoot van CO₂ vermindert hierdoor. In maart 2016 hebben bedrijven en overheden hiervoor de eerste afspraken gemaakt. Vanaf eind 2018 is de leiding operationeel.
Vervoer over grote afstanden
Soms - mogelijk in de toekomst vaker - wordt waterstof ver weg geproduceerd, bijvoorbeeld in het Midden-Oosten. Dan komt vervoer met schepen ook in aanmerking; net als bij vloeibaar aardgas. Vooral bij waterstofvervoer over grote afstanden kan het economisch aantrekkelijk zijn om de energiedichtheid van het gecomprimeerde gas verder te vergroten. Hiervoor zijn twee mogelijkheden.
- Waterstof vloeibaar maken door het af te koelen naar -253°C. We spreken dan over LH₂ ofwel Liquid (vloeibare) H₂. Vloeibare waterstof heeft een dichtheid van ongeveer 70 kg per m³. In één tubetrailer kun je, ter illustratie, ongeveer 3500 kg vloeibare waterstof vervoeren. Dat is zeven keer meer dan bij vervoer met gecomprimeerd gas.
- Waterstof tijdelijk fysisch of chemisch binden aan andere moleculen. Deze zogenoemde vloeibaar organische waterstofdragers – in het Engels Liquid Organic Hydrogen Carriers ofwel LOHC - kunnen relatief veel waterstof per m³ vervoeren. Transport vindt plaats met speciaal hiervoor gebouwde schepen. De gebruikte chemicaliën zijn al bij minder koude temperaturen vloeibaar vergeleken met waterstof. Voorbeelden zijn: methanol, mierenzuur of ammoniak. Bij het weer terug omzetten van de chemicaliën in waterstof verlies je veel energie. Alleen voor industrieën die deze chemicaliën gebruiken, zal deze vorm van vervoer daarom een aantrekkelijk alternatief zijn.
Wat is slim?
Welke optie voor welke situatie het meest aantrekkelijk is, is een economisch vraagstuk. Bij elke conversiestap - druk verhogen, vloeibaar maken, omzetten naar andere chemicaliën - zijn verliezen en kosten gemoeid. Dat betekent dus dat per situatie de alternatieven afgewogen moeten worden. Ook andere factoren, zoals de veiligheid, spelen een rol in de keus van het transport. Ammoniak is bijvoorbeeld een giftige stof en transport landinwaarts per trein is daarom in Nederland stilgezet.
Naar een landelijke pijpleidinginfrastructuur voor waterstof
De industrie produceert haar waterstof nu voornamelijk lokaal uit fossiele grondstoffen. Met uitzondering van Chemelot (omgeving Geleen) liggen de grote industriële clusters aan of dichtbij de kust. Aan de kust komen in de toekomst grote hoeveelheden windenergie aan land. Infrastructuuranalyses van TenneT en Gasunie laten zien dat een oplossing moet worden gevonden voor het transport van deze energie landinwaarts. Grootschalige elektrolyse voor de productie van duurzame waterstof nabij de clusters langs de kust ligt dan voor de hand. De waterstof zal vervolgens getransporteerd moeten worden.
Windparken op zee
Richting 2030 moet minimaal 11,5 GW offshore wind in het energiesysteem worden gepast, die voornamelijk dichtbij de kust aanlandt. Vraag en aanbod van duurzame energie dicht bij elkaar, werkt het meest kostenefficiënt. Dus waar mogelijk is het zaak om eerst de industrie aan de kust te elektrificeren. Maar elektrificatie zal niet voor alle industriële processen een optie zijn. Zo blijven moleculen nodig voor de chemische industrie. De verschillende industrieclusters aan de kust zijn daarom geschikte startlocaties voor de productie en consumptie van CO₂-neutrale waterstof.
Na 2030 zal de hoeveelheid windenergie op zee nog veel verder toenemen. Het Planbureau voor de Leefomgeving voorziet in haar scenario’s een sterke groei tot 2050. Daarom is het van belang dat er een kostenefficiënte elektrolyser wordt gebouwd, met een capaciteit van 1 GW in 2030. Daardoor kunnen toekomstige windparken op zee, óók via conversie op zee, waterstof transporteren naar land. En daarmee kunnen nieuwe elektriciteitsverbindingen van ruim 1 miljard euro per GW wind op zee worden voorkomen.
Naast het verbinden van locaties is het van belang dat vraag en aanbod van waterstof ook in tijd worden verbonden, zodat we op elk gewenst moment waterstof kunnen gebruiken. Dat kan door middel van opslag. Op dit moment is het technisch alleen mogelijk om grote hoeveelheden waterstof op te slaan in zoutcavernes. In Noordoost-Nederland is een aanzienlijke zoutlaag aanwezig en er bevinden zich al cavernes voor aardgas. Om alle gebieden op het juiste moment van de juiste hoeveelheid waterstof te voorzien, is een landelijke pijpleidinginfrastructuur voor waterstof nodig.
Gasunie werkt aan waterstofinfrastructuur
Als landelijk netbeheerder van de aardgasinfrastructuur heeft Gasunie de ambitie om de energietransitie te versnellen en de ontwikkeling van waterstof te bespoedigen. Met het klimaatakkoord als leidraad heeft Gasunie daarom aangeboden om, op basis van de bestaande aardgasinfrastructuur, een dedicated waterstofinfrastructuur te realiseren rond 2030. Tegen die tijd kan dit netwerk een capaciteit hebben van circa 15 GW. Gasunie ontwikkelt hiervoor verschillende projecten met partners in de industrieclusters Eemshaven, Noordzeekanaal, Rotterdam, Zeeland en Limburg.
Bij de ontwikkeling van de waterstofinfrastructuur stelt Gasunie de industrieclusters centraal. Het huidige omvangrijke gebruik van waterstof uit fossiele grondstoffen, kan Gasunie vervangen door CO₂-neutrale waterstof, die ze via de nieuwe waterstofinfrastructuur kan leveren. Vanzelfsprekend kunnen op termijn ook kleinere bedrijven, de mobiliteitssector en regionale netbeheerders aansluitingen krijgen op dit landelijke netwerk.
Planning
Hoe gaat zich dit in de tijd ontwikkelen? Tot 2025 zal waarschijnlijk in de verschillende regionale industrieclusters infrastructuur voor waterstof worden ontwikkeld, zoals ook al in het Waterstof Manifest en het klimaatakkoord is overgenomen. In de Eemshaven en in de Rotterdamse haven zijn hiervoor al concrete concepten uitgedacht.
Tussen 2025 en 2030 gaat Gasunie mogelijk transportverbindingen tussen de vijf industrieclusters realiseren, met beperkte aanpassingen aan de bestaande gasinfrastructuur. De transportcapaciteit voor waterstof die Gasunie hiervoor beschikbaar kan maken, bedraagt in de meeste gevallen 10 GW of meer. In de verschillende scenario’s in de Infrastructure Outlook 2050 van TenneT en Gasunie wordt uitgegaan van drie, zes of negen te ontwikkelen cavernes voor opslag. Dit alles is voldoende om aan de geprojecteerde vraag naar duurzame waterstof te kunnen voldoen, ook op langere termijn.
Kosten
De kosten om deze landelijke waterstofbasisinfrastructuur te realiseren, bedragen volgens eerste schattingen circa 1,5 miljard euro. In dit bedrag zit het ombouwen van delen van het aardgasnetwerk, met name de compressorstations, en enkele nieuwbouwtrajecten van leidingen. Ter vergelijking: het aanleggen van een nieuw, landelijk dekkend waterstofnetwerk met volledig nieuwe pijpleidingen zou ongeveer 4 tot 5 miljard euro kosten.
Rond 2030 kunnen we in Nederland dus een unieke energie-infrastructuur hebben, die bestaat uit het elektriciteitsnet, het aardgasnet dat deels is gevuld met groengas, en een waterstofnetwerk als verbindende schakel. Netwerken die elkaar versterken en samen zorgdragen voor een betrouwbare, betaalbare en duurzame energievoorziening.
Kan waterstof wel in ons aardgasnet?
Met waterstof is al veel ervaring opgedaan. Onder meer in de chemische industrie wordt het al decennia gebruikt. Waterstof lijkt op methaan, maar er zijn ook verschillen. De waterstofmoleculen zijn kleiner dan de methaanmoleculen en de energie die nodig is om waterstof te ontsteken, is aanzienlijk lager. Factoren om rekening mee te houden als je waterstof transporteert via het aardgasnet en je voert onderhoudswerkzaamheden uit. Maar zulke verschillen maken waterstof in het aardgasnet niet onmogelijk.
Hoge- en middendruknetwerk
Na uitgebreid onderzoek in opdracht van het ministerie van Economische Zaken heeft Gasunie in samenwerking met technisch adviesbureau DNV GL geconcludeerd dat het Nederlandse aardgasnet goede mogelijkheden biedt voor transport van 100% waterstof.
Drie punten uit de studie vragen om bijzondere aandacht van Gasunie:
Integriteit
Een relatief constante druk is nodig om defectgroei te voorkomen door gebruik van waterstof. Daarom zal Gasunie de operationele condities om drukwisselingen te vermijden, in de gaten moeten houden.
De integriteit van staal
Waterstofatomen in staal kunnen zorgen voor een achteruitgang van de integriteit van het staal. De alomvattende naam van deze achteruitgang wordt waterstofverbrossing genoemd. Waterstofverbrossing kent vele vormen afhankelijk van verschillende factoren waaronder de concentratie waterstofatomen in het staal. De petrochemische industrie kent bijvoorbeeld waterstofgeïnduceerde scheurvorming (hydrogen-induced cracking) en de laswereld koud-scheuren. Bij die vormen is de waterstofconcentratie in staal zeer veel hoger en is niet te vergelijken met de concentratie bij waterstofgas. Die vormen van waterstofverbrossing treden dan niet op in een stalen leiding met waterstofgas.
Waterstofgas bestaat uit waterstofmoleculen. Deze moleculen kunnen niet in het staal worden opgenomen. Waterstof kan alleen als atoom worden opgenomen in staal. Dit kan alleen bij een schoon staaloppervlak. Normaal is de binnenkant van de leidingen en afsluiters voorzien van een oxidehuid. Alleen onder bepaalde omstandigheden zoals bij lasfouten in combinatie met een wisselende drukbelasting kan er schoon staaloppervlak ontstaan. Op dit schone oppervlak kunnen waterstofmoleculen ontleed worden in waterstofatomen en opgenomen worden in het staal. Eenmaal opgenomen in het staal kunnen de lasfouten sneller gaan groeien dan bij methaan. Dit aspect moet berekend en getoetst worden. Hieruit kan een beperking in drukvariaties volgen. Een beetje zuurstof (minder dan 0,5%) in het waterstofgas herstelt de oxidelaag op het staal waardoor er geen waterstofatomen in het staal kunnen worden opgenomen.
Compressorstations
De bestaande compressoren zijn niet zonder meer geschikt voor 100% waterstof. Compressorstations moeten daarom worden aangepast of vervangen.
Externe veiligheid
De externe veiligheid verandert niet significant door de inzet van waterstof. De energie-inhoud (het stralingsvermogen) neemt af en de ontstekingskans neemt toe. Maar in de regelgeving valt waterstof in een andere categorie dan aardgas en gelden strengere regels. Op grond van de huidige regelgeving zou invoering van waterstof op problemen kunnen stuiten, terwijl de veiligheidsproblemen goed beheersbaar lijken.
Lagedruknetwerken
'De bestaande gasdistributienetten zijn geschikt om (…) 100% waterstof te transporteren. Ook de moderne materialen als slagvast PVC, PE en kathodisch beschermd staal zijn geschikt voor het gebruik van deze duurzame gassen', aldus het rapport Toekomstbestendige gasdistributienetten, dat Kiwa in opdracht van Netbeheer Nederland uitvoerde. Op papier klinkt dat goed, maar werkt het ook in de praktijk? De netwerkbedrijven Alliander, Enexis Groep en Stedin testen dit op een normaal gasnet op The Green Village in Delft.
Waarom voeden netbeheerders nog geen waterstof in in het aardgasnetwerk?
Nederlandse netbeheerders mogen wettelijk gezien slechts een heel klein percentage waterstof in hun netwerk hebben. Deze strikte wet- en regelgeving beschermt met name de consument. Het zijn namelijk vooral de branders bij de mensen thuis en in industrieën die niet kunnen omgaan met hoge percentages waterstof. Wellicht mogen de netbeheerders de komende jaren een hoger percentage waterstof injecteren in en transporteren via het aardgasnet. Daarvoor moet de overheid wel het wettelijk kader aanpassen (de MR Gaskwaliteit en/of Tijdelijke taken). Hierdoor wordt waarde gecreëerd voor partijen die dit waterstof willen invoeden in het aardgasnet. Vanwege haar uitgebreide gasinfrastructuur heeft Nederland de mogelijkheid om naast de bestaande aardgasinfrastructuur een dedicated waterstofinfrastructuur te realiseren, dus een infrastructuur met alleen waterstof. De vraag naar aardgas en de binnenlandse productie lopen terug en diverse exportcontracten lopen af. Dat brengt Nederland in de bijzondere omstandigheid dat we een deel van ons aardgasnetwerk geschikt kunnen maken voor dedicated waterstoftransport. Waterstof kunnen we daarmee optimaal gebruiken en energieverliezen kunnen we voorkomen.
Waterstofopslag in zoutcavernes
De techniek om waterstof op te slaan is vaak direct gekoppeld aan de wijze waarop we waterstof vervoeren en gebruiken. Wil je grote hoeveelheden transporteren, dan kan dit het beste via pijpleidingen. Maar pijpleidingen kunnen we niet echt gebruiken als opslagfaciliteit. In Nederland kunnen we voor grootschalige opslag zoutcavernes en op termijn wellicht oude gasvelden gebruiken. Maar er zijn ook alternatieven. Vloeibare waterstof wordt vaak vervoerd per schip. Een mooi voorbeeld van grootschalige opslag van vloeibare waterstof is die op ruimtevaartbasis Cape Canaveral in de Verenigde Staten, waar 270 ton LH₂ is opgeslagen, ofwel 3800 m³. Opslag door waterstof met bijvoorbeeld ammoniak te verbinden, is een andere mogelijkheid.
Voormalige aardgasvelden hebben de grootste capaciteit om waterstof op te slaan. Maar voordat we dat kunnen doen, is nog veel onderzoek nodig. Hoe reageert de waterstof bijvoorbeeld met de achtergebleven methaan en de aanwezige bacteriën? Is het rotsachtige gesteente voldoende dicht? Energie Beheer Nederland (EBN) en TNO hebben een verkennende studie uitgevoerd naar opslag van waterstof in voormalige aardgasvelden, maar ook naar andere vormen van ondergrondse opslag zoals in cavernes.
Een zoutcaverne heeft minder opslagcapaciteit dan een oud aardgasveld, maar kent belangrijke voordelen. Uit de holtes in zoutlagen kunnen de waterstofmoleculen niet ontsnappen en er is geen interactie met resterend methaan en andere moleculen en bacteriën. De opslag van waterstof in zoutcavernes is al gemeengoed in de Verenigde Staten en het Verenigd Koninkrijk.
Uit de eerste analyses op basis van de Net voor de Toekomst-scenario’s van Netbeheer Nederland en de vraag- aanbodanalyse van de cross-sectorale werkgroep waterstof komt naar voren dat in 2030 drie tot negen zoutcavernes nodig zijn voor de gewenste flexibiliteit in het waterstofsysteem.
Opslag in zoutcaverne
De opslagcapaciteit van een zoutcaverne is ongeveer 1.000.000 m³ en 6.100 ton waterstof, wat overeenkomt met 240.000 MWh (bijna 1 PJ). Ter vergelijking: een Tesla powerwall heeft een opslagcapaciteit van 10 kWh. Eén caverne heeft dus net zoveel opslagcapaciteit als ~ 24.000.000 powerwalls. Zelfs als we de grootste accu-opslag pakken waarover we beschikken, 129 MWh van Tesla, zouden we er nog steeds 2.000 nodig hebben.
Vergelijking opslagcapaciteit aardgas, waterstof en elektriciteit
- Het aantal meters betreft een indicatie van de lengte van de faciliteit (o.b.v. Google maps-analyse).
- De kosten zijn een grove schatting van de verwachte kosten per kWh opslagcapaciteit o.a. gebaseerd op www.deltalinqs.nl/stream/h-vision-eindrapport-blue-hydrogen-as-accelerator.
- De informatie over Jamestown is afkomstig van www.abc.net.au/news/2018-09-27/tesla-battery-cost-revealed-two-years-after-blackout/1031068.
In Noordoost-Nederland zijn de juiste geologische omstandigheden om zoutcavernes te kunnen uitlogen. We gebruiken dergelijke cavernes al een jaar of 10 om aardgas in op te slaan. Voor opslag van waterstof staan we nu aan de vooravond.
Gasunie is onder meer nauw betrokken bij de ontwikkeling van de eerste waterstofcaverne in pilotproject HyStock. Hier wordt in detail onderzocht hoe waterstof kan worden opgeslagen in zoutcavernes.
Het Gasunie HyStock-project, waarbij conversie, transport en opslag van waterstof op één locatie samenkomen (klik op de afbeelding voor een grote versie)
