Gegadigden subsidievrij windpark HKN mikken op groene waterstof
CrossWind, een joint venture van de energiebedrijven Eneco en Shell, bevestigt mee te dingen naar de exploitatie van het Windpark Hollandse Kust Noord (HKN). Net als concurrent Ørsted hint ook CrossWind op plannen voor elektrolyse.
De Rijksdienst voor Ondernemend Nederland maakte vrijdag 1 mei 2020 bekend ‘meerdere aanvragen‘ te hebben ontvangen op de aanbesteding voor het project Hollandse Kust Noord.
Het Deense energieconcern Ørsted maakte al voor de deadline van de aanbesteding bekend deel te nemen, vandaag bevestigen ook Shell en Eneco dat zij samen tot de gegadigden behoren. Opvallend is dat de nu bekende aanbieders beiden van plan zijn om bij gunning van het windpark ook met groene waterstof aan de slag te gaan.
Koppeling productie groene waterstof aan windenergie
“Ørsted koppelt de ontwikkeling van grootschalige, kostenconcurrerende duurzame windenergie aan de ambitieuze agenda voor groene waterstof”, zei Steven Engels, directeur Nederland van Ørsted, bij de bevestiging dat zijn concern meedoet aan de tender. In het persbericht van Ørsted verder geen getallen, locatie of tijdlijnen.
CrossWind-partner Shell is iets concreter. Het olie- en gasconcern is van plan om in 2023 in de Rotterdamse haven een waterstoffabriek van ongeveer 200 megawatt (MW) in gebruik te nemen, goed voor de productie van 50.000-60.000 kg groene waterstof per dag. Marjan van Loon, directeur Shell Nederland, ziet de beoogde elektrolyser in Rotterdam als opmaat naar het NortH2-project dat Shell samen met o.a. Gasunie en de Provincie Groningen in Noord-Nederland wil ontwikkelen.
Havenbedrijf Rotterdam meldt dat Shell in 2021 de investeringsbeslissing voor de beoogde waterstoffabriek in de Rotterdamse haven neemt, dus na de gunning van het maximaal 760 megawatt sterke windpark HKN. Op de Tweede Maasvlakte heeft het havenbedrijf ruimte gereserveerd voor een conversiepark met in totaal 2.000 MW aan elektrolysers. Ook een eerder aangekondigde elektrolyser van 250 MW, waarover olieconcern BP en chemiebedrijf Nouryon naar verwachting in 2022 een investeringsbeslissing nemen, zou hier een plekje krijgen.
In blijde verwachting van een nieuwe subsidieregeling voor waterstof?
Eerder trok wind-brancheorganisatie NWEA al aan de bel met de waarschuwing dat subsidievrije offshore windparken zonder elektrificatie in de industrie moeilijk rendabel te krijgen zijn.
De productie van waterstof uit windstroom is zo’n vorm van industriële elektrificatie. Echter is ook de exploitatie van elektrolysers zonder subsidie hoogst waarschijnlijk nog niet rendabel. Elektrolyse komt in de theorie in aanmerking voor de subsidieregelingen SDE++ en DEI. De huidige opzet van deze (nog in ontwikkeling zijnde) regelingen maakt het echter onwaarschijnlijk dat een elektrolyser van rond de 200 MW hiermee in 2023 wel rendabel te exploiteren is.
Nu zowel Ørsted als Crosswind de ontwikkeling van het (in de basis toch echt subsidievrije) windpark Hollandse Kust Noord nadrukkelijk koppelen aan elektrolyse, is het spannend of de beide concerns de leercurve van elektrolyse zo belangrijk vinden dat zij bereid zijn deze onrendabele top desnoods zelf te pakken.
Bron: Ørsted, Shell, Havenbedrijf Rotterdam / Imagecredit: Ørsted
Oprichter WattisDuurzaam en duurzaamheidsadviseur bij We-Boost Transitions.
Aan de tekening te zien gaat het hierbij om waterstof voor de industrie. Thans draaien sommige chemische processen (ammoniak productie op industrie terrein Chemelot Geleen L.) op waterstof gemaakt uit aardgas (met een rendement van 75 %). Dat is dus een zinvollere bestemming dan waterstof ter vervanging van aardgas voor huishoudelijke verwarming (daarbij nog eens 10 % verloren gaat extra condensatie warmte – verbranding waterstof geeft immers per warmte eenheid verhoudingsgewijs meer waterdamp dan de verbranding van methaan-).
Nu levert elektrolysering uiteraard ook (al) warmteverlies op afhankelijk van de soort electrolyser: 30 %. Dat houdt in dat de productie van groene waterstof méér elektriciteit kost dan de zelfde hoeveelheid bespaarde aardgas voor de industriële waterstofproductie ! Komen de investeringskosten voor de electrolysers nog bij. Mogelijk dat met zeer lage prijzen voor PV in woestijngebieden daar waterstofproductie wel rendabel maakt. Maar dan wordt het plaatselijk omzetten van waterstof in ammoniak natuurlijk interessant. Het Noor Abu Dhabi PV park levert 180 MW / km².
Horen we nog getallen zoals het rendement van die electrolysers, is de afvalwarmte te benutten (laagcalorisch of hoogcalorisch), de opstarttijden, de prijs per MW?