05-06-04 TNO2021 R11125 Finalreport OPVIS 20 technisch rapport

Figuur 5.2a: Totale opslagcapaciteit van waterstof in 2050 volgens de scenario’s van LSES, ETS en BK. Referentie: base case scenario. Hoog: maximale opslag volgens gevoeligheidsanalyse. Normaal: standaard weerpatroon. Extreem: weerpatroon met Dunkelflaute en strenge winter.

Figuur 5.2b: Totaal opslagjaarvolume waterstof in 2050 volgens de scenario’s van LSES, ETS en BK. Deze waarden zijn niet beschikbaar voor de BK-rapportversie. Referentie: base case scenario. Hoog: maximale opslag volgens gevoeligheidsanalyse. Normaal: standaard weerpatroon. Extreem: weerpatroon met Dunkelflaute en strenge winter.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

45 / 114

Figuur 5.2c: Totaal aantal FCE voor waterstofopslag in 2050 volgens de scenario’s van LSES, ETS en BK. Deze waarden zijn niet beschikbaar voor de BK-Rapport versie. Referentie: base case scenario. Hoog: maximale opslag volgens gevoeligheidsanalyse. Normaal: standaard weerpatroon. Extreem: weerpatroon met Dunkelflaute en strenge winter.

Tabel 5.2: Overzicht van de benodigde waterstofopslag in 2050 volgens de scenario’s berekend in LSES, ETS en BK. Referentie: base case scenario. Hoog: maximale opslag volgens gevoeligheidsanalyse. Normaal: standaard weerpatroon. Extreem: weerpatroon met Dunkelflaute en strenge winter.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

•

•

•

•

•

46 / 114

De 2050-scenario’s die uitgaan van een grote inzet van waterstof (productie uit wind en zon, via aardgasomzetting of via import) resulteren allemaal in een significante groei van de benodigde waterstofopslagcapaciteit ten opzichte van 2030. De groeifactor in deze scenario’s is ca. 23 – 40 met een uitschieter van 70 in het door OPERA berekende NM2050-scenario van LSES. In de scenario’s NM2050, TR2050, REG2050 en NAT2050 wordt alle waterstof geproduceerd uit (overtollige) hernieuwbare elektriciteit. In INT2050 wordt alle waterstof geïmporteerd. In het EU2050-scenario van BK groeit de geïnstalleerde opslagcapaciteit met een factor 4,2 – 8,8 ten opzichte van het BK-KA2030-scenario (dit is afhankelijk van of de waarde in het rapport of uit het ETM-model wordt gevolgd). Hierin wordt waterstof voor het grootste deel geproduceerd uit aardgas of geïmporteerd. Een klein deel wordt geproduceerd uit overtollige hernieuwbare elektriciteit. Figuur 5.2a laat zien dat er grote verschillen bestaan tussen de totaal geïnstalleerde waterstofopslagcapaciteit van de studies van LSES en ETS en de studie van BK. De door LSES en ETS berekende opslagcapaciteit bedraagt ca. 1,3 – 4,3 TWh (oftewel 0,43 – 1,5 miljard m3). In de BK-scenario’s met grote waterstofvraag is er sprake van een opslagcapaciteit van ca.

15 – 26 TWh (oftewel 5,0 – 8,7 miljard m3) bij een standaard weerprofiel en maximaal 32,9 TWh (ca. 11 miljard m3) in een extreem weerjaar. Daarmee is de gemiddelde opslagcapaciteit voor het bieden van leveringszekerheid bij BK een factor 7,3 hoger dan de gemiddelde opslagcapaciteit in LSES en ETS (op basis van de referentiecasus en een standaard weerjaar). Kijkend naar dezelfde 2050-scenario’s, valt het op dat de verschillen tussen de opslagjaarvolumes (Figuur 5.2b) relatief gering zijn vergeleken met de verschillen in opslagcapaciteit, nl. ca. 16,1 – 40,8 TWh bij LSES en ETS, versus 24,4 – 67,4 TWh bij BK (maximaal 78,3 TWh in een extreem weerjaar). Dit impliceert dat de opslagcapaciteit in het OPERA- en het COMPETES-model veel meer cyclisch wordt ingezet dan in het ETM-model met gemiddeld 6 – 16 FCE op basis van LSES en ETS en 1 – 4 FCE op basis van BK (Figuur 5.2c). In het EU2050-scenario is sprake van een beduidend kleinere waterstofopslagcapaciteit dan in de overige BK-scenario’s (2,0 tot max. 8,4 TWh). Het totale opslagjaarvolume (6,6 tot max. 9,7 TWh) is significant lager dan alle andere scenario’s (inclusief LSES en ETS).

Onderlinge vergelijking van scenario’s en uitkomsten De verschillen in berekende opslagcapaciteit bij LSES en ETS enerzijds en BK anderzijds komen met name voort uit de wijze waarop de modellen de inzet van opslag en andere flexibiliteitopties bepalen. Het OPERA- en het COMPETES-model gaan uit van een brede range aan flexibiliteit- en opslagtechnologieën (bijvoorbeeld interconnectie, vraagsturing, diverse vormen van opslag) waaruit de modellen kunnen kiezen. Op basis van scenario- en technologierandvoorwaarden wordt een optimalisatie uitgevoerd om een palet aan opties te definiëren waarmee het energiesysteem in balans is tegen laagste kosten. Het ETM gaat eveneens uit van vooraf vastgestelde scenario- en technologierandvoorwaarden maar voert geen kostenoptimalisatie uit. De technologieopties voor het bieden van flexibiliteit (bijvoorbeeld waterstofopslag) zijn vooraf gedefinieerd als onderdeel van het scenario. De mate waarin deze opties worden ingezet (vermogen/capaciteit) volgt uit de simulatie. Naast de werking van de modellen wordt de bandbreedte van berekende opslagcapaciteit binnen de individuele studies (en modellen) bepaald door de verschillende scenariodefinities en onderzochte gevoeligheden en weervarianten.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

47 / 114

Een direct (kwantitatief) vergelijk tussen de uitkomsten van BK en LSES is alleen mogelijk voor het NAT2050-scenario en het daarvan afgeleide NM2050-scenario. De bevindingen zullen mogelijk ook van toepassing zijn op het REG2050-scenario, omdat hier eveneens wordt uitgegaan van een groot aandeel groene waterstof uit hernieuwbare elektriciteit (zon en wind). De scenario’s EU2050 en INT2050 importeren waterstof en/of produceren dit uit aardgas (SMR). Daarmee wijkt de aard van het aanbodprofiel in deze scenario’s sterk af van de andere twee BK-scenario’s (o.a. vlakker aanbodprofiel) en is een directe vergelijking met LSES-NM2050 niet mogelijk. In het EU2050-scenario wordt de rol van waterstof(opslag) voor een belangrijk deel overgenomen door inzet van import en opslag van (groen) aardgas (zie Hoofdstuk 7). In INT2050 is er eveneens minder noodzaak voor flexibiliteit om het variabele aanbod van hernieuwbare elektriciteit aan te laten sluiten op de vraag. Waterstofopslag heeft hier, net als in de huidige situatie met aardgas, wel een belangrijke functie om in de seizoensgebonden warmtevraag (gebouwde omgeving) te voorzien. Verklaring verschillen LSES-NM2050 en BK-NAT2050 In het doorgerekende LSES-NM2050 scenario wordt de noodzaak voor een omvangrijke geïnstalleerde waterstofopslagcapaciteit voor een belangrijk deel vermeden door inzet van alternatieve flexibiliteitopties (m.n.

interconnectiviteit en vraagsturing) waarmee het grootschalige patroon in vraag/aanbodverschillen (cumulatief residu) kan worden gedempt. Daar tegenover staat een meer kort-cyclische benutting van waterstofopslag (relatief meer geproduceerd jaarvolume per eenheid geïnstalleerde capaciteit). In BK-NAT2050 wordt waterstofopslag beschouwd als de enige mogelijkheid om de onbalans tussen seizoenen op te vangen waardoor het model ook resulteert in een grotere opslagcapaciteit. De invloed van de belangrijkste flexibiliteitopties op de uitkomst van LSES-NM2050 wordt hieronder kort toegelicht. Een uitgebreide analyse en toelichting wordt gegeven in het LSES-rapport “The role of large-scale energy storage in the energy systems of the Netherlands 2030-2050”40:

40

1.

Indien het OPERA- en COMPETES-model bij LSES-NM2050 geen extra flexibiliteitopties inzetten (anders dan conversie en opslag van waterstof), dan wordt de status van opslag puur bepaald door het variabele aanbod (wind, zon) en de variabele vraag (warmte en elektriciteit). In deze situatie zou de geïnstalleerde grootschalige energieopslagcapaciteit (in dit geval waterstof) ca. 19 TWh moeten bedragen en wordt er jaarlijks in totaal ca. 99 TWh uit opslag geproduceerd (resulterend in een FCE van 5). Dit ligt in dezelfde ordegrootte als de berekende waterstofopslagcapaciteit in BK-NAT2050.

2.

Door Europese interconnectie (import/export van elektriciteit, zoals berekend volgens het COMPETES-model) toe te voegen als flexibiliteitoptie, kan mogelijk een belangrijk deel van de onbalans tussen vraag en aanbod op kosten-efficiënte wijze worden verlaagd. Dit resulteert tevens in een demping van het seizoensgebonden patroon in de onbalans en een verlaging van de benodigde geïnstalleerde opslagcapaciteit tot ca. 13 TWh (opslagjaarvolume van ca. 60 TWh). Hierbij moet worden gezegd dat dit geldt onder de aanname dat directe uitwisseling van elektriciteit over heel Europa mogelijk is (het zg. “koperen-plaatmodel”). Deze aanname betreft een ideale omstandigheid die in de praktijk waarschijnlijk niet volledig haalbaar is. Met de gevoeligheidsanalyse is onderzocht wat de impact zou

https://publications.tno.nl/publication/34637699/Xi7BTQ/TNO-2020-P11106.pdf

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

48 / 114

zijn van een beperktere interconnectie-capaciteit tussen landen (zie punt 6 hieronder). 3.

De inzet van vraag-sturing is een andere belangrijke (en kosten-efficiënte) optie die een groot deel van de seizoensgebonden onbalans reduceert. Enerzijds gebeurt dit door de inzet van boilers die een belangrijk deel van hernieuwbare elektriciteitsoverschotten (wind) tijdens de wintermaanden omzetten naar warmte voor de gebouwde omgeving (elektriciteitsaanbod is hiermee beter in staat om de vraag te volgen). Anderzijds gebeurt dit door de omzetting van overtollige elektriciteit naar waterstof, die daarna voor een deel weer wordt omgezet in synthetische brandstoffen (Power-to-Fuels). Met name door het flexibele karakter en omvangrijke vermogen van synthetische brandstoffenproductie, is het volgens de COMPETES- en OPERA-modellering mogelijk om de waterstofvraag te laten volgen op de waterstofproductie (uit elektriciteit) en daarmee de onbalans significant te dempen.

4.

De resulterende onbalans tussen productie van waterstof en vraag naar waterstof (na inzet voor warmtevraag industrie, transport en productie van synthetische brandstoffen) vergt een geïnstalleerde opslagcapaciteit van 2,9 TWh en een totaal opslagjaarvolume van 17 TWh (= referentie scenario). Hierbij kan worden opgemerkt dat de opslagen bij LSES meer met meer cycli worden gerund dan bij BK. Het verschil in totaal geproduceerd jaarvolume tussen LSES en BK is relatief kleiner.

5.

Uiteindelijk is er nog de (kort-cyclische) inzet van batterijen (elektrische auto’s) die de resterende verschillen tussen aanbod en vraag van elektriciteit accommoderen (totale elektrische opslagcapaciteit van ca. 1 TWh met een opslagjaarvolume van 30 TWh).

6.

Om te onderzoeken wat de invloed is van minder ideale omstandigheden, zijn ook modelberekeningen uitgevoerd waarbij de toegestane capaciteit voor interconnectie of vraagsturing wordt beperkt. Hiermee blijft de benodigde geïnstalleerde waterstofopslagcapaciteit nog steeds relatief laag (maximaal 3,4 - 4,3 TWh).

De beduidend lagere waterstofopslagcapaciteit volgens de LSES-modellering met COMPETES en OPERA komt dus met name voort uit de uitkomst dat de inzet van interconnectie en vraagsturing (P2H via boilers en P2Fuels via productie synthetische brandstoffen uit groene waterstof) een grote invloed kunnen hebben op het seizoensgebonden patroon in vraag/aanbod verschillen (cumulatief residu). Bij deze bevinding worden de volgende opmerkingen geplaatst: • Bij de modellering en optimalisatie wordt echter uitgegaan van ideale omstandigheden voor interconnectie (koperen plaat) en een perfect vooruitzicht op de inrichting van het energiesysteem in 2050. Kan de uitwisseling van elektriciteit tussen EU-landen in de praktijk gerealiseerd worden of is er juist sprake van gelijktijdige overschotten en tekorten waardoor het probleem van onbalans juist versterkt wordt? Figuur 5.3 laat bijvoorbeeld zien dat de opwek van windenergie over het jaar sterk gelijk kan lopen tussen Nederland, Duitsland, Denemarken en het Verenigd Koninkrijk. Het is derhalve aan te bevelen om een doorrekening te maken waarin de interconnectie alleen mogelijk is met direct omringende landen. • In het OPERA-model wordt aangenomen dat er een forse mate van flexibiliteit aanwezig is bij de productie van synthetische brandstoffen. Het is zeer de vraag of dit in de praktijk ook realiseerbaar is.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

•

•

•

49 / 114

In het ETM-model wordt doorgaans een negatief energieresidu gezien tijdens de wintermaanden en een positief residu tijdens de zomermaanden (pers. comm. Gasunie). Dit zou de mogelijkheid voor inzet van elektrische boilers verkleinen. Grootschalige inzet zal ook resulteren in een zeer grote belasting op de distributienetten. In de LSES-studie wordt geen rekening gehouden met onzekerheden in vraag en aanbod die voortkomen uit afwijkende weerprofielen over het jaar heen (tegenvallende opbrengst wind/zon, grote warmtevraag bij zeer koude winters). De scenario’s in de BK-studie laten zien dat dergelijke variaties een grote invloed hebben op de benodigde opslag van waterstof. Doordat de geïnstalleerde opslagcapaciteit bij BK beduidend groter is, zal het energiesysteem ook beter voorbereid zijn op onverwachte situaties dan het sterk geoptimaliseerde systeem bij LSES. Dit houdt ook verband met de mogelijke aanleg van opslagreserves die in de volgende paragraaf worden besproken.

Zowel LSES als BK laten zien dat er in 2050 een grote behoefte en noodzaak is voor balancering van elektriciteit. In termen van waterstof opslagcapaciteit betreft dit een volume van ca. 15 TWh (normaal weerjaar) tot 26 TWh (extreem weerjaar) in het NAT2050-scenario en het daar van afgeleide NM2050-scenario. De gebruikte modellen in LSES laten zien dat er mogelijkheden zijn om de geïnstalleerde waterstofopslagcapaciteit als ook de kosten van energievoorziening te reduceren door efficiënte inzet van alternatieve flexibiliteit. Dit voegt een extra dimensie toe aan het speelveld dat door BK wordt geschetst. De uitkomsten van LSES worden hier beschouwd als een theoretisch minimum vanwege het sterk geoptimaliseerde energiesysteem en de overwegend gunstige aannames.

Figuur 5.3: Overzicht van windenergieprofielen voor het jaar 2018 in Nederland, Duitsland, Engeland en Denemarken. De waarde is weergegeven als percentage van de geïnstalleerde capaciteit. Het figuur laat duidelijk zien dat de pieken en dalen sterk overlappen (bronnen: https://transparency.entsoe.eu, www.energidataservice.dk, www.bmreports.com, energycharts.info.

Projectie van inzichten uit LSES-NM2050 op de andere scenario’s Het OPERA- en COMPETES-model zijn niet toegepast op de andere BK-scenario’s en daardoor is een direct (kwantitatief) vergelijk niet mogelijk. Op basis van de beschikbare informatie en scenario-definities wordt de volgende kwalitatieve inschatting gemaakt:

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

•

•

•

50 / 114

In BK-REG2050 is eveneens sprake van een groot vermogen wind en zon voor opwek van hernieuwbare elektriciteit, maar met een groter aandeel zon-PV. Dit scenario zet sterk in op aanleg van warmtenetten met meer basislast warmte uit geothermie en restwarmte. Dit maakt het mogelijk lastiger om boilers in te zetten als flexibiliteitsoptie. Er is sprake van een krimpende energie-intensieve industrie (ten opzichte van nu) hetgeen ook invloed heeft op de beschikbare capaciteit voor productie van synthetische brandstoffen. De verwachting is dat de inzichten uit NM2050 wel toepasbaar zijn, zij het in mindere mate. De scenario’s BK-EU2050 en BK-INT2050 worden gekenmerkt door een veel geringer aandeel hernieuwbare elektriciteit (zon en wind). Daarmee is de noodzaak om onvoorspelbare variaties in elektriciteitsproductie op te vangen ook geringer. De balansvraag is met name gekoppeld aan de variabele warmtevraag die een seizoensgebonden patroon heeft. Omdat BK uitgaat van een vlak (constant) importprofiel, is opslag de voornaamste optie om balans tussen winter en zomervraag te balanceren, hetgeen ook leidt tot een relatief grote opslagcapaciteit (minder in BK-EU2050 omdat waterstof hier ondergeschikt is aan de inzet van aardgas/groengas). De inzichten uit NM2050 zijn derhalve naar verwachting zeer beperkt toepasbaar.

Tenslotte kunnen we de vergelijking trekken met het TR2050 en AD2050 scenario van ETS. Voor TR2050 geldt dat de berekende opslagcapaciteit vergelijkbaar is met LSES-NM2050. Dit is logisch want dit scenario heeft veel overeenkomsten (veel wind/zon en productie van groene waterstof). Daarom zal het model waarschijnlijk vergelijkbare keuzes maken bij de inzet van flexibiliteitopties. Voor AD2050 geldt dat waterstof m.n. uit aardgas wordt geproduceerd (in combinatie met CCS). Omdat productie van waterstof met SMR (en ATR) waarschijnlijk een vrij constant karakter heeft (het betreft nauwkeurig ingeregelde processen die gevoelig zijn voor veranderingen) zal er, net als bij BK-INT2050, opslag nodig zijn om de variabele vraag te bedienen. Productie van synthetische brandstoffen is minder relevant door de grotere rol voor fossiele energie. De inzichten van NM2050 zijn hier waarschijnlijk zeer beperkt toepasbaar.

Alles samengenomen, beperken de bovenstaande vergelijkingen tussen LSES-NM2050 en de overige BK-scenario’s zich tot kwalitatieve indicaties. Het is daarom aan te bevelen om ook deze BK-scenario’s en de alternatieve weersprofielen apart door te rekenen met het OPERA- en COMPETES-model. Hiermee is een directe (kwantitatieve) vergelijking over het hele, door BK geschetste speelveld mogelijk.

5.3

Opslag in het kader van aanbodzekerheid

Geen van de gebruikte energiesysteemmodellen geeft een inzicht in de vraag naar eventuele extra opslagreserves naast de capaciteit voor vraag-aanbod balans. De modellen gaan er allemaal van uit dat er te allen tijde voldoende aanbod is en bekijken vervolgens hoe dit aanbod over het jaar heen kan worden aangesloten op de vraag. In het geval dat er een tekort in aanbod is, biedt het ETM-model ruimte om binnen de gestelde randvoorwaarden extra productiemiddelen of import in te schakelen (bijvoorbeeld in het geval van de extreme weerscenario’s). In het rapport van BK worden wel uitspraken gedaan over de mogelijk benodigde extra opslagcapaciteit om aanbod te verzekeren bij grote afhankelijkheid van import of eventuele noodzaak om extra aanbod te bieden als de binnenlandse productiemiddelen te kort

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

51 / 114

schieten, bijvoorbeeld door afwijkende weersituaties. De inzichten volgen niet direct uit het ETM-model, maar de modelresultaten zijn wel gebruikt in de redenatielijn. 5.3.1 Redenatielijnen voor opslagreserves in Berenschot & Kalavasta Naast de normale opslagcapaciteit voor leveringszekerheid (“seizoensafhankelijke opslag”), definieert BK twee categorieën die zich laten beschrijven als opslagreserves samenhangend met aanbodverzekering, nl. “weersafhankelijke opslag” en “strategische opslag”. Figuur 5.4 toont de opslagcapaciteit voor alle drie de categorieën in één overzicht.

Figuur 5.4: Overzicht van alle opslagcategorieën zoals gerapporteerd in BK.

Hieronder worden de redenatielijnen voor weersafhankelijke en strategische opslag kort samengevat: • Weersafhankelijke opslag: De scenario’s REG2050 en NAT2050 gaan met hun verhaallijn uit van volledige zelfvoorzienendheid (geen import). In de extreme weerscenario’s daalt enerzijds de opbrengst van waterstof uit zon en wind en stijgt anderzijds de vraag naar waterstof voor warmtevoorziening vanwege zeer koude winters. Het gevolg is dat het ETM-model alleen voldoende aanbod over het hele jaar kan genereren door waterstof te importeren. In het BK-rapport is ervoor gekozen om deze import feitelijk uit binnenlandse opslag te laten komen zodat de verhaallijn van zelfvoorzienendheid in stand blijft (N.B. dat kan uiteraard alleen als de opslagen ook gevuld worden met binnenlandse productieoverschotten in “goede” jaren). Deze opslagcapaciteit voor waterstof kan dan ook worden gezien als een reserve (aanbodverzekering) in tijden van ongunstige weersomstandigheden. • Strategische opslag: In de scenario’s EU2050 en INT2050 wordt een belangrijk deel van het waterstofaanbod (en andere energiebronnen zoals aardolie, biomassa en aardgas) verkregen via import.

In deze gevallen illustreert het rapport van BK hoeveel strategische opslagreserve beschikbaar zou moeten zijn om het volledige importvolume voor één jaar verbruik te kunnen zekerstellen (bijvoorbeeld in het geval van een grootschalig geopolitiek conflict). De gerapporteerde waarden voor deze extra reserves in opslagen zijn indicatief. De aanleg van deze capaciteit hangt ten eerste af van strategische en beleidsmatige keuzes. Daarnaast kan worden overwogen om een deel van deze zekerstelling op een andere manier te realiseren, bijvoorbeeld door diversificatie van import en productiemiddelen. 5.3.2 Beschouwing reserve-opslagcapaciteit voor aanbodzekerheid In dit rapport wordt slechts een indicatie gegeven voor eventueel benodigde extra waterstofreserves om uitzonderlijke situaties op te vangen waarbij het aanbod wordt verstoord. Hiervoor is een gedegen risicoanalyse nodig inclusief i) een bepaling van de kans dat aanbod verstoord raakt, ii) de verwachte omvang en impact van zo’n verstoring en iii) de mate waarin de maatschappelijke en economische gevolgen acceptabel worden geacht

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

52 / 114

(risiconorm) of kunnen worden gemitigeerd met alternatieve oplossingen. Binnen de Europese wetgeving41 zijn landen o.a. verplicht om een zogenaamde N-1 analyse te verrichten op hun energiesysteem om levering- en aanbod garanties te bieden bij eventuele uitval van het belangrijkste (grootste) element in de energie-infrastructuur (bijvoorbeeld een cruciaal connectiepunt voor import). Netbeheerders waaronder Gasunie en Tennet voeren deze analyses regelmatig uit om de planning en inzet van nieuwe infrastructuur te beoordelen42. Weersafhankelijke en strategische opslag volgens rapport BK De gerapporteerde capaciteit voor weersafhankelijke opslag in de scenario’s REG2050 (84 TWh of ca. 28 miljard m3) en NAT2050 (88 TWh of ca. 29 miljard m3) is zeer groot ten opzichte van de opslag die nodig is voor vraag-aanbodbalans in een standaard weerjaar (gemiddeld ca. een factor 4 hoger) (Figuur 5.4). Hetzelfde geldt voor de indicatie voor strategische opslag, met een uitschieter van 181 TWh (ca. 61 miljard m3) in het scenario INT2050.

Bij het aanleggen van een dergelijk groot opslagvolume zal rekening moeten worden gehouden met een aantal zaken: • Kan de opslagcapaciteit binnen redelijke termijn worden gevuld met import of overschotten in gunstige jaren? Uit de oorspronkelijke ETM-modellen die de basis voor het rapport vormen (versie december 2019) volgt dat er in een standaard weerjaar in NAT2050 en REG2050 respectievelijk ca. 11 – 27 TWh waterstof wordt geëxporteerd (overproductie). Hiermee zou onder gunstige omstandigheden de weersafhankelijke opslagcapaciteit in 3 – 8 jaar kunnen worden gevuld. In de gereviseerde ETM-model- en scenarioversie (publicatie juli 2020) is geen of slechts beperkt overschot in waterstofproductie (0 – 6,4 TWh). Dit betekent dat het vullen van de opslagcapaciteit mogelijk afhankelijk is van geïmporteerd waterstof dan wel blauwe of grijze waterstof (op basis van aardgas). Om de strategische opslagcapaciteit van 181 TWh bij INT2050 te vullen, zal de import van waterstof meerdere jaren moeten worden opgehoogd. Bij 20% meer import over een gemiddelde van 160 TWh import per jaar (INT2050 exclusief bunkers en kerosine), zal dit 5 – 6 jaar in beslag nemen.

• Is deze opslagcapaciteit maatschappelijk en economisch te verantwoorden? In dit geval moet worden bedacht het gaat om capaciteit die zeer incidenteel zal worden aangesproken (het betreft immers een uitzonderlijke weersituatie over het hele jaar). Het is goed mogelijk dat het volume voor lange tijd onbenut in de ondergrond verblijft terwijl er wel kosten voor aanleg en onderhoud van de opslag zijn. Naast het feit dat waterstof een zeer kostbare energiedrager is om te produceren, gaat de aanleg van een dergelijke capaciteit (nieuwe locaties of bestaande gasopslagen) ook nog eens gepaard met een enorme investering en mogelijk een zeer groot ruimtebeslag (zie Paragraaf 5.4). Dit geldt niet alleen voor de opslag zelf, maar ook voor de infrastructuur (o.a. centrales, distributie) die het opslagvolume naar de eindgebruiker brengen. Uiteindelijk is dit mede een aspect dat meetelt bij de afweging omtrent de kosten en gevolgen van een eventuele langdurige black-out of onderbreking van aanbod en de alternatieve oplossingen die beschikbaar zijn om dat te voorkomen of te mitigeren. Bestaande verhoudingen voor opslag versus verbruik In Nederland en de rest van Europa worden momenteel grote volumes aan aardgas en aardolie opgeslagen.

41 42

European regulation (994/2010/EU article 8(2)) O.a. Van der Sar, N.M., 2014. Risk assessment 2014. Gasunie Transport Service B.V., Groningen.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

•

•

53 / 114

Voor aardolie geldt een Europese verordening dat een land toegang heeft tot een strategische reserve om 90 dagen in het verbruik te voorzien (essentiële toepassingen). Dit komt overeen met ongeveer 25% van het jaarverbruik. Deze strategische reserve is gerelateerd aan het feit dat deze landen niet over eigen middelen beschikken om aardolie te produceren. Voor aardgas bestaat geen verplichting om een strategische reserve aan te leggen. Gemiddeld genomen omvat het huidige aardgasopslagvolume in Nederland zo’n 25 – 35% van het totale binnenlandse verbruik. Dit volume betreft zowel balanscapaciteit als opslag met een (puur) commercieel doel (bijv. internationale handel of arbitrage). In heel Europa ligt de verhouding tussen opslag en verbruik ongeveer in dezelfde range43.

Figuur 5.5 laat zien hoeveel extra (reserve) opslagcapaciteit nodig zou zijn om de berekende waterstof opslagcapaciteit voor vraag/aanbod balans (Paragraaf 5.2) aan te vullen tot een totale opslagcapaciteit ter grootte van 25% van het totale waterstofverbruik (inclusief nonenergetisch binnen de industrie). Voor de BK-scenario’s is hierbij uitgegaan van de gegevens uit de meest recent gepubliceerde ETM-modeldata (juli 2020). In LSES is het waterstofverbruik bepaald op basis van de uitkomsten van het OPERA-model en is de opslagbandbreedte gekozen op basis van het OPERA- en COMPETES-model samen.

Figuur 5.5: Overzicht van aanvullende opslagcapaciteit om tot 25% van het totale jaarverbruik te komen. Ref: base case scenario. Hoog: maximale opslag volgens gevoeligheidsanalyse. Norm: standaard weerpatroon. Extr: weerpatroon met Dunkelflaute en strenge winter.

De keuze voor 25% is slechts een voorbeeld en afgeleid van de huidige situatie voor aardolie en aardgas. De uiteindelijk wenselijke strategische opslagcapaciteit zal afhangen van een groot aantal aanvullende factoren en keuzes (zie Paragraaf 4.1.2) die geen onderdeel zijn van deze studie.

43

Percentage is afgeleid van totaal aardgasverbruik in EU (https://ec.europa.eu/eurostat) en geïnstalleerde ondergrondse opslag zoals vermeld in www.gie.eu. Totaal aardgasverbruik: https://www.statista.com/statistics/265406/natural-gas-consumption-in-the-eu-in-cubic-meters/

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

54 / 114

Strategische verzekering voor een langdurig gebrek aan hernieuwbare opwek van elektriciteit Op basis van de uurprofielen van het NAT2050-scenario uit ETM is bepaald wat de duur is van de intervallen waarin het aanbod wind niet kan voldoen aan de vraag naar energie (elektriciteit). Dit is afgezet tegen het totale tekort aan energie voor ieder van deze tijdsintervallen. Dit is weergegeven in Figuur 5.6.

Figuur 5.6: Overzicht van intervallen waarbij de opwek uit wind- en zon onvoldoende is om in de vraag te voorzien.

In dit voorbeeld wordt gekeken hoeveel extra waterstofopslagcapaciteit er nodig zou zijn om een langere periode zonder wind en zon volledig op te vangen in de situatie dat bij aanvang van die periode de reguliere opslagen leeg zijn. Met het standaard weerscenario zou in dit geval zou een extra opslagcapaciteit van ca. 2 TWh (0,67 miljard m3) beschikbaar moeten zijn voor een periode van ca. 4 dagen. Met het extreme weerscenario zou een Dunkelflaute periode van ca. 14 dagen een extra capaciteit van 7 TWh (2,3 miljard m3) vergen. 5.4

Beschikbare opslagcapaciteit in gasvelden en zoutcavernes

5.4.1 Inleiding In 2018 is een uitgebreide verkenning uitgevoerd naar de technische geologische opslagcapaciteit voor waterstof in Nederlandse gasvelden en zoutstructuren 44. Uit deze verkenning kwam naar voren dat Nederland in theorie een groot ondergronds potentieel heeft om waterstof op te slaan (zie samenvatting in Paragraaf 1.4 en Figuur 5.7). In het algemeen is het belangrijk om te vermelden dat dit potentieel niet gelijk staat aan de capaciteit die in de praktijk gerealiseerd kan worden (zie ook Paragraaf 5.5). De uitkomsten van de verkenning geven met name inzicht in de keuzeruimte om locaties voor opslagprojecten te selecteren. Deze studie bouwt voort op de uitkomsten van de 2018-studie van TNO/EBN (OPVIS-1) en recente onderzoeken naar de techno-economische prestaties van waterstofopslag als onderdeel van het TKI-project “Large Scale Energy Storage” (LSES).

44

TNO/EBN 2018, Ondergrondse opslag in Nederland: een technische verkenning

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

55 / 114

Figuur 5.7: Samenvatting van theoretisch potentieel voor waterstofopslag in (nieuwe aan te leggen) zoutcavernes en gasvelden. De blauwe gebieden geven de zones weer waarbinnen de zoutformaties en gasvelden voorkomen. De zwarte punten tonen de locaties van bestaande aardgas- en stikstofopslagen.

5.4.2 Herziening waterstofwerkvolumes in gasvelden In het LSES-project is de rekenmodule zoals gebruikt in de OPVIS-1-studie verbeterd en uitgewerkt in de vernieuwde tool GaSP45. Naast een meer integrale doorrekening van het gehele opslagsysteem, kan de module nu direct werken met verschillende soorten gassen, zoals waterstof. In de eerdere module werd gerekend op basis van aardgas en werd de waterstofopslagcapaciteit (werkvolume) ingeschat op basis van een generieke omrekenfactor (0,85). Met de specifieke eigenschappen van puur waterstofgas verandert ook het stroomgedrag in productie- en injectieputten. Enerzijds stroomt waterstof makkelijker uit het reservoir en in de put waardoor een hogere productiviteit in termen van volume wordt bereikt (factor 1,3 – 3,8). Anderzijds is de energie-inhoud per m3 waterstof een factor 3 tot 4 lager dan aardgas waardoor de productiviteit in termen van energetisch vermogen weer wordt verlaagd. In deze studie is de waterstofopslagcapaciteit (werkvolume en energie-inhoud) voor de geselecteerde gasvelden opnieuw berekend met de GaSP-tool en vergeleken met de eerdere berekeningen (Figuur 5.8).

Het gekozen uitgangspunt hierbij is dat de minimale waterstofproductie uit één put (in termen van energie-inhoud) een vergelijkbaar vermogen levert als een put die minimaal 1 miljoen m3/dag aan hoogcalorisch aardgas produceert (originele grenswaarde zoals gebruikt in OPVIS-1). De motivatie voor deze keuze is dat opgeslagen waterstof in aardgasvelden waarschijnlijk een vergelijkbare toepassing zal hebben als het aardgas dat we nu opslaan (o.a. warmtevoorziening en brandstof voor elektriciteitscentrales zoals aangenomen in BK). Daarmee zal er naar verwachting ook behoefte zijn aan vergelijkbare vermogens. Indien een put 11 GWh per dag aan waterstof moet leveren, dan komt dat in termen van volume overeen met ca. 3,8 miljoen m3 waterstof per dag. Dit is de grenswaarde die is gekozen bij de berekening van het werkvolume in de GaSP-tool.

45

TNO 2020, Techno-Economic Modelling of Large-Scale Energy Storage Systems. http://publications.tno.nl/publication/34637698/2VA30k/TNO-2020-R12004.pdf

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

56 / 114

De nieuwe raming geeft voor de meeste gasvelden op land vergelijkbare waarden (effectieve technische capaciteit) als de berekende waarden uit de 2018-studie. Alleen voor de offshore velden (distaal) wordt een groter volume berekend. Dit komt met name omdat hier meer velden met een slechtere doorlatendheid zijn. Doordat waterstof beter kan stromen in deze velden, kan ook een groter werkvolume worden bereikt. De totale technische capaciteit op land wordt nu geschat op 246 TWh (was 278 TWh in 2018, zie Figuur 5.8).

Figuur 5.8 toont de oude (OPVIS-1-studie 2018) en nieuwe totale effectieve technische werkvolumes (OPVIS-2, deze studie) voor de verschillende Nederlandse regio’s (provincies, offshore gebieden).

Aanvullend is het effectieve technische werkvolume op land opgesplitst in een deel dat samenvalt met mogelijke ruimtelijke beperkingen (natuurgebieden, stedelijke gebieden en grondwaterbeschermingsgebieden) en een deel dat buiten deze gebieden ligt (de indicatieve praktische capaciteit). De grens is hier gelegd bij een overlap van 25% van het totale oppervlak van dergelijke gebieden binnen de bekende gasveldomtrek. Alhoewel deze gasvelden in het verleden al zijn ontwikkeld, kan het toch relevant zijn om deze aspecten mee te nemen omdat voor de ontwikkeling van de opslaglocatie enerzijds meerdere nieuwe putten moeten worden geboord en er anderzijds sprake is van een veel groter bovengronds ruimtegebruik voor de opslaginstallatie 46. Er zijn geen beperkingen overwogen voor offshore reservoirs. De hier gehanteerde praktische beperkingen hoeven niet per se een belemmering te vormen voor ontwikkeling van waterstofopslag, maar geven wel een indruk waar de selectie van locaties mogelijk op beperkingen of complexere besluitvorming stuit.

46

Zie bijvoorbeeld aardgasopslaglocaties Norg en Grijpskerk

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

57 / 114

Figuur 5.9: Overzicht van herziene effectieve en praktische opslagcapaciteit van waterstof in gasvelden (per regio).

Met bovengenoemde praktische beperkingen wordt de totale effectieve technische capaciteit op land (246 TWh) vertaald naar een praktische capaciteit van 150 TWh. De grootste reductie treedt op in Zuid-Holland vanwege het grote aantal stedelijk gebieden. In Friesland en Groningen zijn er met name beperkingen door natuurgebieden en in Noord-Holland door natuur- en grondwatergebieden (Figuur 5.9). Voor de evaluatie van de ruimtelijke inpassing van gevraagde ondergrondse opslagcapaciteit is aanvullend een selectie van opslaglocaties gemaakt die binnen een straal van 50 km rond de drie grootste industriegebieden van Nederland vallen (Figuur 5.11). De bijbehorende technische en praktische opslagcapaciteit is weergegeven in Figuur 5.10.

Figuur 5.10: Overzicht van herziene effectieve en praktische opslagcapaciteit voor drie industriële gebieden en overige reservoirs op land.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

58 / 114

Figuur 5.11: Overzicht van geschikte gasvelden in 50 km omtrek rond IJmuiden, Eemshaven en Rotterdam.

5.4.3 Herziening grondslag voor werkvolumes in zoutcavernes Het werkvolume van een zoutcaverne hangt af van de ontwerpcriteria die bij het logen (produceren van zout) worden gevolgd. Daarin zijn het cavernevolume en de diepteligging van de caverne bepalend voor het realiseerbare werkvolume. Binnen het LSES-project is een nieuwe analyse verricht naar twee typische cavernes (geometrisch volume van 500.000 m3 en 1.000.000 m3). Beide groottes zullen een andere ruimtelijke verdeling hebben binnen een zoutpijler omdat de geaccepteerde onderlinge afstand gerelateerd is aan de omvang en vorm van de cavernes. De opslagcapaciteit (werkvolume) van de waterstofopslagcavernes bedraagt respectievelijk 125 GWh en 250 GWh. Met de vertaling naar landelijke capaciteit is uitgegaan van de kleinere cavernes om in lijn te blijven met de eerdere ruimtelijke verdeling die is gebruikt in de

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

59 / 114

2018-studie. Op basis van deze aanname zal hetzelfde cavernevolume blijven gelden. De ruimtelijke verdeling op basis van het grotere type caverne is niet op landelijke schaal geëvalueerd in deze studie. 5.4.4 Breakdown en ranking van potentiële ondergrondse opslagcapaciteit voor waterstof in Nederland In het onderstaande overzicht en Figuur 5.12 wordt het beschikbare potentieel voor ondergrondse opslag van waterstof onderverdeeld en gesorteerd naar technische maturiteit en nabijheid tot bestaande ontwikkeling. Het idee hierachter is om een mogelijke volgordelijkheid te schetsen waarin het potentieel kan worden ontsloten en ontwikkeld zodra de vraag naar ondergrondse waterstofopslag groeit. Uiteraard is deze volgorde slechts indicatief en kan hier in de praktijk van worden afgeweken. 1. Ombouw bestaande aardgasopslagen (UGS): Deze capaciteit (gasvelden en zoutcavernes) is reeds bewezen voor aardgas en aangesloten op de opslaginfrastructuur. De (nog te bewijzen) aanname is dat deze capaciteit en infrastructuur geschikt kan worden gemaakt voor de opslag van waterstof. 2. Aanleg nieuwe cavernes in de zoutstructuren Zuidwending en Heiligerlee: Deze zoutstructuren liggen binnen een geldige winningsvergunning (voor enkele cavernes geldt tevens een opslagvergunning voor aardgas of stikstof).

Bovendien zijn deze locaties aangesloten op zoutverwerkende industrie en technisch geschikt bevonden voor de aanleg van zoutcavernes. In termen van exploratie en vergunningverlening ligt deze capaciteit daarmee dichter binnen handbereik dan eventueel nieuw te ontwikkelen zoutstructuren. In het HyStock-project47 wordt momenteel een waterstofopslag-pilot voorbereid die in een vervolgfase moet leiden tot een demonstratie van opslag van waterstof in een nieuwe caverne in de Zuidwending zoutstructuur (in de bestaande concessie). 3. Ontwikkeling van nieuwe opslagfaciliteiten in gasvelden en zoutstructuren nabij industrieclusters: Deze opslagcapaciteit zal nog een lange weg kennen richting daadwerkelijke ontwikkeling. Ten eerste zal de geschiktheid moeten worden bewezen (o.a. exploratie). Daarna kan een opslagvergunning worden aangevraagd waarna nog de hele opslaginfrastructuur dient te worden aangelegd. Specifiek voor het uitlogen van de opslagcavernes in zout zal een oplossing moeten worden gevonden om de pekel af te voeren of te verwerken (bijv. aansluiting zoutverwerkende industrie). Desalniettemin kan deze capaciteit mogelijk aantrekkelijk zijn vanwege die meer nabije ligging ten opzichte van industriële eindgebruikers en centrale infrastructuur voor waterstofproductie.

Bij deze selectie is eveneens rekening gehouden met beperkende factoren zoals overlap met stedelijke gebieden, natuurgebieden en grondwaterbeschermingsgebieden. 4. Ontwikkeling van nieuwe opslagfaciliteiten in overige gasvelden en zoutstructuren op land: Buiten de zone rond industrieclusters ligt nog een zeer groot aanvullend technisch potentieel in gasvelden en enkele zoutstructuren. Ook hier geldt dat de weg naar ontwikkeling zal lopen via opsporing, nieuwe opslagvergunningen, aanleg van opslaginfrastructuur en, in het geval van aanleg zoutcavernes, oplossingen om pekel af te voeren of te verwerken. In deze selectie is geen rekening gehouden met mogelijke ruimtelijke beperkingen. 5. Kustnabije gasvelden: Voor de kust van IJmuiden en Rotterdam liggen enkele velden die eveneens geschikt kunnen zijn voor de aanleg van waterstofopslag. Een deel van de processingfaciliteiten zou op land kunnen worden aangelegd met een verbinding (gastransportleiding) naar een platform op zee. Bij deze selectie geldt wel

47

https://www.energystock.com/about-energystock/the-hydrogen-project-hystock

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

60 / 114

dat een deel van deze velden ook in aanmerking komt voor opslag van CO 2. Deze afweging ligt bij de overheid. Daarnaast zal er voor de ontwikkeling van ondergrondse waterstofopslag op zee sprake zijn van aanvullende technische (infrastructuur) en economische (hoge kosten) uitdagingen.

Figuur 5.12: Overzicht van werkvolumecapaciteit in gasvelden en zoutstructuren die mogelijk technisch geschikt zijn voor opslag van waterstof

In principe zijn er naast dit potentieel ook nog velden die verder op zee liggen. Met de huidige inzichten zal de ontwikkeling van velden die ver op zee liggen zeer uitdagend zijn gezien de grote omvang van gasopslag en -processing installaties. Aanleg vanaf een kunstmatig eiland in zee kan worden overwogen, bijvoorbeeld in samenhang met offshore hubs voor elektrolyse. Maar ook deze oplossing zal nog een langdurig traject kennen. Binnen deze studie worden derhalve de ver op zee gelegen velden buiten beschouwing gelaten voor het realiseerbare potentieel. 5.5

Indicatie van praktisch realiseerbare opslagcapaciteit

Het aantal gasvelden en zoutcavernes dat daadwerkelijk kan worden gerealiseerd zal van een hoop factoren afhangen. Met welke snelheid kunnen zoutcavernes worden uitgeloogd? Hoe moet de aanleg van zoutcavernes ruimtelijk worden verspreid om effecten als bodemdaling binnen de perken te houden, en is het dan nodig om nieuwe locaties te ontwikkelen? Kan pekel wel of niet worden geloosd? Wanneer is de opslag van waterstof in gasvelden technisch en economisch volwassen genoeg voor demonstratie en opschaling? Zijn bestaande aardgasopslagen beschikbaar en geschikt voor omgebouwd naar opslag van waterstof? Hoeveel tijd en geld is gemoeid met de opschaling van opslagcapaciteit? Wanneer is de infrastructuur aanwezig om opslagen aan te sluiten? Etc.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

61 / 114

Het is evident dat de berekende technische opslagcapaciteit in Paragraaf 5.4 niet volledig kan worden ontwikkeld. Slechts een klein deel zal in de praktijk kunnen worden benut. De grote omvang en ruimtelijke verdeling van de geëvalueerde technische capaciteit impliceert wel dat er in principe keuzeruimte is om locaties te selecteren en te spreiden. Om een indicatie en ordegrootte te geven van de mogelijk realiseerbare capaciteit voor waterstofopslag, wordt voor zoutcavernes en gasvelden een bovengrens gedefinieerd voor de periode 2030 – 2050. Deze bovengrens vormt ook het uitgangspunt voor de volgende paragrafen waar de vraag naar waterstof wordt geconfronteerd met het ondergrondse potentieel. 5.5.1 Praktische realiseerbaarheid opslagcapaciteit in zoutcavernes De huidige productie van zout uit alle winlocaties tezamen bedraagt ongeveer 6 miljoen ton zout per jaar48. Omgerekend naar cavernevolume, komt dit neer op grofweg 3 miljoen m3 steenzout per jaar, oftewel 3 cavernes van 1 miljoen m 3. Indien alle zoutproductiecapaciteit zou worden ingezet voor de aanleg van opslagcavernes op locaties die daar geschikt voor zijn49, dan zouden tussen 2030 en 2050 ca. 60 cavernes van 1 miljoen m 3 kunnen worden aangelegd. Hierin zou ca. 15 TWh aan waterstof kunnen worden opgeslagen.

De aanleg van één caverne van 1 miljoen m3 neemt ongeveer drie jaar in beslag, gerekend vanaf het moment dat het logen kan worden gestart (i.e. dit is dus exclusief de tijd die nodig is voor de aanvraag van vergunningen, opsporing van geschikte locaties, aanleg van infrastructuur, etc.). Wanneer simultaan op negen locaties cavernes zouden worden aangelegd, dan is er na drie jaar een totale opslagcapaciteit van 2,25 TWh gerealiseerd. Na 20 jaar heb je dan ca. 60 cavernes met 15 TWh opslagcapaciteit. Het aantal van 60 grote (1 miljoen m3) zoutcavernes voor waterstofopslag wordt hier als bovengrens gehanteerd. Zelfs als de productiecapaciteit zou worden verhoogd en er oplossingen komen om overtollige pekel te lozen, dan zal de snelheid van aanleg beperkt worden door vergunningstrajecten, exploratie en aanleg van infrastructuur voor zoutproductie. In de praktijk kan worden gekozen voor de aanleg van meerdere kleinere cavernes (bijv. 500.000 m3). Vanwege het grotere aantal locaties kan dit ook weer extra uitdagingen met zich meebrengen voor de ruimtelijke inpassing en tijdige aanleg.

Voor de inpassing van waterstofopslagcapaciteit worden voor zoutcavernes de volgende uitgangspunten gehanteerd: • Alle huidige opslagcavernes voor aardgas en stikstof komen na 2030 beschikbaar voor waterstofopslag • Een C60-casus, waarbij zoveel mogelijk opslagcapaciteit in nieuwe zoutcavernes wordt aangelegd (tot een maximum van 60 cavernes oftewel 15 TWh) • Een C10-casus waarbij gasvelden de voorkeur hebben om grote waterstofvolumes op te slaan, met daarnaast maximaal 10 nieuwe zoutcavernes voor piekvraag en toepassingen die afhankelijk zijn van zuiver waterstof (bijvoorbeeld brandstofcellen, industrie).

48

Jaarverslag delfstoffen en aardwarmte in Nederland 2019: https://www.nlog.nl/sites/default/files/ 202011/jaarverslag_2019_delfstoffen_en_aardwarmte_nl_18-11-2020.pdf 49 N.b.: De zoutwinning in Baradeel, Veendam en het merendeel van Twente-Rijn is ongeschikt voor aanleg van waterstofopslagcavernes

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

62 / 114

5.5.2 Praktische realiseerbaarheid opslagcapaciteit in gasvelden De praktische realiseerbaarheid van waterstofopslag in gasvelden moet nog worden bewezen en getest met haalbaarheidsonderzoeken en demonstratieprojecten. Het belang van deze onderzoeken wordt onderstreept door het feit dat veel van de bestudeerde energiescenario’s resulteren in een opslagvraag voor waterstof die groter is dan de 60 zoutcavernes die praktisch realiseerbaar worden geacht. Bij de evaluatie in Paragraaf 5.6 wordt ervan uitgegaan dat gasvelden een technisch haalbare optie zullen zijn. Opslaglocaties in gasvelden zoals Grijpskerk, Norg en Bergermeer zijn technologisch complex, duur in aanleg en worden gekenmerkt door een groot ruimtebeslag. De aanleg neemt in de regel meerdere jaren in beslag, o.a. voor het vooronderzoek, het ontwerpen en bouwen van de bovengrondse infrastructuur, het boren en afwerken van de putten, het injecteren van het kussengasvolume, etc. Daarnaast kan het vergunningentraject veel tijd in beslag nemen zoals dat het geval was bij Bergermeer. Indien alle huidige opslaglocaties voor aardgas in gasvelden (UGS) zouden worden omgebouwd voor de opslag van waterstof, dan zou dit resulteren in een totale waterstofopslagcapaciteit van ca. 32 TWh.

Hierbij dient te worden opgemerkt dat de capaciteit tussen de gasvelden onderling sterk verschilt (het werkvolume van UGS Alkmaar is bijvoorbeeld ca. 10x kleiner dan dat van Norg). Voor de inpassing van waterstofopslagcapaciteit in bestaande UGS worden de volgende aannames en uitgangspunten gehanteerd: • De huidige aardgasopslagen kunnen worden omgebouwd voor waterstof 50. • In het BK-EU2050-scenario kan ca. 16 TWh waterstofopslagcapaciteit worden gerealiseerd in (gemiddeld twee van de huidige vier UGS-locaties). De overige UGS behouden de huidige functie voor aardgasopslag vanwege de grotere afhankelijkheid van aardgas. • In alle andere vraagscenario’s is tot ca. 24 TWh waterstofopslagcapaciteit beschikbaar (gemiddeld drie van de huidige vier UGS-locaties in gasvelden). Hier geldt dat er altijd één locatie nodig zal zijn voor de opslag van aardgas of groen gas (zie ook Paragraaf 7.1) In deze studie wordt ervan uitgegaan dat, naast de ombouw van de huidige UGS-locaties, tussen 2030 en 2050 maximaal vier nieuwe waterstofopslaglocaties in andere gasvelden kunnen worden aangelegd. Voor deze nieuwe locaties wordt eveneens een totale waterstofopslagcapaciteit van 32 TWh aangehouden. Dit komt neer op vier velden met een gemiddeld werkvolume tussen 2 - 4 miljard m3.

Deze waarden zijn indicatief en kunnen in de praktijk anders worden gekozen (bijvoorbeeld een kleiner veld met een werkvolume van ca. 1 miljard m3 en daarbij een gasveld met een groter werkvolume). 5.6

Inpassing van opslagcapaciteit

In deze paragraaf worden verschillende opties beschreven om de berekende vraagscenario’s voor waterstofopslagcapaciteit (scenario’s in Paragraaf 5.2 en Paragraaf 5.3) in te passen volgens de in Paragraaf 5.5 beschreven praktisch realiseerbare capaciteit. In de figuren worden twee casussen onderscheiden.

50

Let op: dit wordt momenteel nog onderzocht, net als de geschiktheid van andere gasvelden

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

•

•

63 / 114

De C60-casus gaat uit van maximale benutting van de 60 beschikbare zoutcavernes. Resterende vraag naar opslagcapaciteit wordt dan ingevuld met gasvelden (inclusief UGS-locaties). Bij de C10-casus wordt eerst de capaciteit van bestaande vijf opslagcavernes gebruikt plus eventueel 5 tot 10 nieuw aan te leggen cavernes. De resterende gevraagde capaciteit wordt wederom met gasvelden ingevuld.

Bij de inzet van gasvelden is in de regel altijd een minimaal aantal van 10 opslagcavernes beschikbaar voor piekvraag. Voor de omvang van gasvelden wordt een indicatief gemiddelde waterstofopslagcapaciteit van 8 TWh aangenomen. In de praktijk zal dit worden ingesteld op de resterende vraag (bijvoorbeeld als de resterende vraag na inzet van zoutcavernes kleiner is dan 8 TWh). 5.6.1 Inpasbaarheid opslag voor vraag-aanbodbalans Figuur 5.13 geeft de mogelijke inpassing weer volgens de vraagscenario’s van 2030 en 2050 die puur uitgaan van de opslagcapaciteit die nodig is voor vraag-aanbodbalans (zie Paragraaf 5.2). Minima en maxima worden bepaald door verschillende scenariorandvoorwaarden (LSES, ETS) of weersprofielen (BK). De LSES/ETS-scenario’s en de BKscenario’s REG2050, NAT2050 en INT2050 zijn samengevoegd in twee groepen omdat de gevraagde opslagcapaciteiten in dezelfde ordegrootte liggen. Het BK-EU2050 scenario wordt apart weergegeven omdat hier sprake is van een grotere afhankelijkheid van aardgasopslagen.

Figuur 5.13: Indicatieve indeling benodigde waterstofopslagcapaciteit voor vraag-aanbodbalans. C10 = maximaal 10 nieuwe zoutcavernes (2,5 TWh), C60 = maximaal 60 nieuwe zoutcavernes (15 TWh). De capaciteit van in te zetten gasvelden varieert op basis van de resterende vraag (ca. 1 tot maximaal 8 TWh per veld). Voor verdere toelichting op uitgangspunten zie Paragraaf 5.5.

Uit het overzicht in Figuur 5.13 komt het volgende beeld naar voren: • De vraag naar waterstofopslag in 2030 kan in principe met de bestaande gasopslagcavernes van Zuidwending worden ingevuld. Indien deze nog voor aardgas nodig zijn, dan kan de gevraagde capaciteit uit technisch oogpunt worden geleverd

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

•

•

64 / 114

met nieuwe (naastgelegen) cavernes in dezelfde structuur. De benodigde capaciteit is in 2030 waarschijnlijk nog te gering om waterstofopslag in gasvelden te rechtvaardigen. Op dit moment wordt in de Zuidwending zoutstructuur een nieuwe caverne voorbereid als pilot voor waterstofopslag51. Bij de 2050-scenario’s van LSES en ETS en het BK-scenario EU2050 kan de vraag naar waterstofopslag in principe worden geaccommodeerd in zoutcavernes. Afhankelijk van ruimtelijke beperkingen, effecten en risico’s zal moeten worden bezien of de cavernes binnen de huidige locaties Zuidwending en Heiligerlee kunnen worden gerealiseerd, of dat er nieuwe locaties in andere steenzoutvoorkomens moeten worden aangelegd. Als alternatief kan worden gekozen om één van de bestaande UGS-locaties te herontwikkelen (bijvoorbeeld Grijpskerk). In dat geval zijn slechts enkele cavernes nodig voor de resterende (piek)vraag. De andere BK-scenario’s (REG2050, NAT2050 en INT2050) gaan uit van een omvangrijke opslagcapaciteit voor waterstof. Hierbij is het aannemelijk dat er gasvelden moeten worden ontwikkeld om in de vraag te kunnen voorzien.

5.6.2 Inpasbaarheid aanvullende opslagreserves In Paragraaf 5.3 worden enkele inzichten gegeven omtrent mogelijke aanvullende opslagreserves die het aanbod van waterstof moeten veiligstellen onder bijzondere omstandigheden. Hieronder beschouwen we de mogelijke inpasbaarheid van drie opties die zijn uitgewerkt in Figuur 5.14 – 5.16: Extra opslagreserve voor opvangen van langdurige intervallen zonder wind en zon die kunnen optreden in een extreem weerjaar (zie Paragraaf 5.3.2): In dit geval is aangenomen dat maximaal 7 TWh aan extra reserve opslagcapaciteit wordt toegevoegd, boven op de standaardcapaciteit voor de vraag-aanbodbalans. Deze dient voor het opvangen van een eventuele langdurige periode (14 dagen) zonder wind en zon in de situatie dat geen of onvoldoende reguliere opslagcapaciteit beschikbaar is. De extra opslagcapaciteit van 7 TWh komt qua ordegrootte overeen met de berekende waterstofopslagcapaciteit die in het Grijpskerk gasveld kan worden gerealiseerd (6,3 – 9,9 TWh)52. Voor zoutcavernes zouden ca. 28 nieuwe locaties moeten worden gerealiseerd. Voor alle C10-casussen wordt aangenomen dat er minimaal 5 nieuwe cavernes worden aangelegd om aan de vraag naar piekcapaciteit te kunnen voldoen.

Figuur 5.14: Indicatieve indeling benodigde waterstofopslagcapaciteit voor vraag-aanbodbalans plus een aanvullende reservecapaciteit van 7 TWh voor het opvangen Dunkelflaute-perioden. C10 = maximaal 10 zoutcavernes (2,5 TWh), C60 = maximaal 60 zoutcavernes (15 TWh). Voor verdere toelichting op uitgangspunten zie Paragraaf 5.5. 51 52

https://www.energystock.com/about-energystock/the-hydrogen-project-hystock LSES WP2: http://publications.tno.nl/publication/34637698/2VA30k/TNO-2020-R12004.pdf

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

65 / 114

Standaardcapaciteit aangevuld met extra reservecapaciteit tot 25% van het jaarverbruik waterstof (zie Paragraaf 5.3.2). Met deze optie zal de capaciteit voor vraag-aanbodbalans voor de meeste scenario’s significant worden uitgebreid. Dit geldt met name voor de opslagcapaciteit in de LSES- en ETS-scenario’s die hiermee in dezelfde ordegrootte komen als de opslagcapaciteit in de BKscenario’s. In alle gevallen zullen één of meerdere gasvelden nodig zijn om de vraag naar waterstofopslag te accommoderen. In de BK-scenario’s moeten nieuwe gasvelden worden ontwikkeld naast de beschikbare capaciteit in de bestaande aardgasopslagen.

Figuur 5.15: Indicatieve indeling benodigde waterstofopslagcapaciteit voor vraag-aanbodbalans plus een aanvullende opslagvoorraad tot maximaal 25% van het jaarverbruik. C10 = maximaal 10 zoutcavernes (2,5 TWh), C60 = maximaal 60 zoutcavernes (15 TWh). Voor verdere toelichting op uitgangspunten zie Paragraaf 5.5

Standaardcapaciteit plus aanvullende weersafhankelijke en strategische opslag zoals bepaald in BK (zie Paragraaf 5.3.1). Deze analyse is alleen uitgevoerd op basis van de aanvullende capaciteitsvraag zoals gerapporteerd door BK. Hierbij is uitgegaan van het totale opslagvolume zoals beschreven in de het rapport: seizoensopslag (balans) + strategische weersafhankelijke opslag + strategische importafhankelijke opslag. In dit geval is de gevraagde opslagcapaciteit over de gehele linie opvallend hoger dan alle andere (hierboven) beschreven situaties (met uitschieters tot 240 TWh). Cavernes worden maximaal benut. In alle gevallen zullen naast bestaande UGS-locaties ook andere gasvelden nodig zijn om aan de gevraagde opslagcapaciteit te voldoen. In de REG2050, NAT2050 en INT2050 scenario’s is de praktisch realiseerbare capaciteit onvoldoende en zal een significant deel moeten worden opgelost met andere middelen zoals verruiming en diversificatie van import en/of alternatieve opties voor productie (bijvoorbeeld aardgas en SMR).

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

66 / 114

Figuur 5.16: Indicatieve indeling benodigde waterstofopslagcapaciteit op basis van seizoensafhankelijke, weersafhankelijke en strategische opslag volgens BK. C10 = maximaal 10 zoutcavernes (2,5 TWh), C60 = maximaal 60 zoutcavernes (15 TWh). Voor verdere toelichting op uitgangspunten zie Paragraaf 5.5.

5.6.3 Inpassing benodigde productievermogen Tabel 5.2 laat zien dat de onderzochte scenario’s uitgaan van een productievermogen van ca. 200 – 1000 GWh/dag. In de analyse is het minimale productievermogen van één put in gasvelden op 11 GWh/dag gesteld (ca. 3,8 miljoen m3 per dag). Piekvermogens van deze putten kunnen oplopen tot ca. 60 GWh/dag (ca. 20 miljoen m3 per dag). Productieputten in zoutcavernes kunnen hogere piekvermogens bereiken dan putten in gasvelden, maar zijn gelimiteerd tot maximaal 15 GWh/dag (5,2 miljoen m3 per dag) door de maximale toegestane dagelijkse drukdaling in de caverne (10 bar)53. In de regel zal de productie van de putten met het leegraken van de opslagen kunnen afnemen, afhankelijk van de ingestelde plateauproductiesnelheid. Uitgaande van een minimale productiecapaciteit van 11 GWh/dag per put, zouden in principe ca. 18 – 90 productieputten nodig zijn. Het gaat in dit geval echter wel om het leveren van piekvraag die kortstondig voorkomt. Daarnaast geldt dat de plateau-productiecapaciteit van een put waarschijnlijk hoger ligt dan de minimale 11 GWh/dag waardoor het aantal benodigde putten lager uitkomt. Dit aantal is sterk afhankelijk van de uiteindelijke (locatiespecifieke) ontwerpcriteria van de opslag. Al met al zal de realisatie van het productievermogen naar verwachting geen bottleneck vormen.

Dat ligt eerder in de ruimtelijke verdeling van de benodigde waterstofopslagcapaciteit.

5.7

Samenvatting ontwikkelpaden voor ondergrondse waterstofopslag

In Tabel 5.3 worden de uitkomsten van de energiescenario’s en de mogelijkheden voor praktische realiseerbare inpassing geaggregeerd naar vier verschillende ontwikkelpaden. Deze paden vormen het uitgangspunt voor de beleidsaanbevelingen. Het resultaat voor de scenario’s zoals meegenomen in Figuur 5.16 wordt buiten schouwing gelaten. De aangenomen reservecapaciteit lijkt overdreven naar huidige maatstaven en het is

53

Energystock, “Aanvraag Instemming Wijziging Opslagplan Zuidwending”, 2017

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

67 / 114

daarnaast onwaarschijnlijk dat deze capaciteiten realiseerbaar zijn in zoutcavernes en gasvelden. Categorie

Opslagcapaciteit (TWh)

Inpassing

Minimaal

2-4

10 – 20 zoutcavernes Gasvelden niet noodzakelijk

Midden

4 - 12

Hoog

12 - 32

Zeer hoog

20 - 52

10 – 50 zoutcavernes minimum 0 gasvelden maximum 0-2 gasvelden 15– 65 zoutcavernes minimum 0-2 gasvelden maximum 3-4 gasvelden 15 – 65 zoutcavernes minimum 1-2 gasvelden maximum 5-6 gasvelden

Tabel 5.3: Overzicht van geaggregeerde ontwikkelpaden voor waterstofopslag. Aanname nieuwe zoutcavernes: ca. 250 GWh, gasvelden gemiddeld ca. 8 TWh

Hieronder worden de categorieën kort toegelicht. Minimaal: Deze categorie is afgeleid van de LSES/ETS-scenario’s en het BK-scenario EU2050 exclusief de extreme weersvariant. Het uitgangspunt is dat er maximaal wordt ingezet op flexibiliteitsopties die de vraag naar waterstofopslagcapaciteit doen reduceren. In het geval van BK-EU2050 is er sprake van een beperkte rol voor waterstof en productie door variabele hernieuwbare opwek van elektriciteit uit zon en wind. Deze categorie houdt geen rekening met onverwachte omstandigheden zoals ongunstige weersprofielen of mogelijke onderbreking van aanbod en levering door falende infrastructuur of andere externe factoren. Met dat uitgangspunt zullen andere maatregelen zoals verruiming en diversificatie van import moeten zorgen voor een robuuste en betrouwbare voorziening van energie en waterstof in het bijzonder. Midden: Deze categorie gaat eveneens uit van de LSES/ETS- en BK-EU2050-scenario’s. In dit geval wordt rekening gehouden met minder gunstige omstandigheden (weerjaar en inzet flexibiliteitopties). Bij EU2050 is rekening gehouden met het extreme weerjaar. Bij LSES/ETS wordt rekening gehouden met beperkte inzet van interconnectie en vraagsturing (ondergrens) en een extra reserve van 7 TWh om een lange (14 dagen) Dunkelflaute-periode te overbruggen (bovengrens).

Hoog: De BK-scenario’s REG2050, NAT2050 en INT2050 vormen hierbij het uitgangspunt waarbij alleen rekening wordt gehouden met opslagcapaciteit voor de vraag-aanbodbalans. Extreme weerjaren zijn meegenomen in de definitie van het maximum (32 TWh). Weersafhankelijke opslagreserves en strategische reserves (BK-rapport) worden echter buiten beschouwing gelaten. Het tekort in totaal jaaraanbod van waterstof als gevolg van lagere productie uit windenergie en hogere warmtevraag in de winter tijdens extreme weerjaren, wordt opgelost met extra import.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

68 / 114

Zeer hoog: De range bij deze categorie is bepaald op basis van alle scenario’s waarbij de benodigde opslagcapaciteit gelijk is gesteld aan 25% van de totale waterstofconsumptie over een heel jaar. Dit omvat de capaciteit voor vraag-aanbodbalans en de extra reserves voor onvoorziene gebeurtenissen die leiden tot een onderbreking van of een tekort in aanbod (bijvoorbeeld tegenvallende productie uit wind, onderbreking van import, uitval van belangrijke infrastructuur). 5.8