[vc_row][vc_column][vc_column_text]

Dow Benelux, Yara en Zeeland Refinery hebben de ambitie om in 2030 gezamenlijk 4,2 miljoen ton minder CO2 uit te stoten. Ze legden deze ambitie vast in een intentieverklaring met de overheid. De plannen moeten leiden tot bindende maatwerkafspraken, waarbij de bedrijven investeren in maatregelen om te verduurzamen en de overheid helpt om het juiste kader te bieden en drempels voor de investeringen weg te nemen.

Jacqueline van Gool

De drie grootste Zeeuwse chemiebedrijven hebben vooruitstrevende plannen voor de komende jaren. Dow Benelux, Yara en Zeeland Refinery zetten vol in op CO2-afvang en groene waterstof. Niet gek dus dat in de North Sea Port meerdere plannen zijn om de op- en overslagcapaciteit voor waterstofdrager ammoniak te vergroten. En dat veel partijen plannen voor elektrolysers hebben. De grensoverschrijdende haven werkt bovendien samen met de haven van Antwerpen-Brugge in Pipelink. Gezamenlijk willen de partners leidingen voor waterstof, waterstofdragers Ć©n CO2 in de regio ontwikkelen.[/vc_column_text][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]

Beeld 1: Dow Benelux

 

Binnen Steel2Chemicals werken onder andere Dow Benelux en ArcelorMittal samen om hoogovengas geschikt te maken als grondstof voor de chemische industrie.

 

Eind 2022 was Dow Benelux Ć©Ć©n van de eerste bedrijven die met de overheid een intentieverklaring tekenden om versneld te verduurzamen. Met het project Path2Zero werkt het bedrijf toe naar een netto CO2-uitstoot van nul in 2050 op haar Zeeuwse site. In 2030 moet al een reductie van 42,5 procent worden behaald. Om dit te bereiken heeft het bedrijf verschillende maatregelen voor ogen. Zo wil de onderneming gebruik maken van CO2-arme waterstof, denkt ze aan het afvangen van koolstofdioxide en staat elektrificatie hoog op de agenda.

Een belangrijk onderdeel van de intentieverklaring is het verduurzamen van het stoomkraken. Het produceren van olefines door middel van stoomkraken is het meest energie-intensieve proces van de chemische industrie. Traditionele krakers zijn verantwoordelijk voor ongeveer twee derde van het energieverbruik en de CO2-uitstoot bij de productie van etheen.
Dow onderzoekt verschillende mogelijkheden om het energieverbruik van haar kraakproces terug te dringen. De krakers van Dow in Terneuzen gebruiken nu restgas uit het proces als brandstof. De onderneming wil hiervoor in de nabije toekomst waterstof inzetten. Daartoe wil het restgas via auto-thermal reforming (ATR) omzetten in waterstof en CO2. Hoewel hier natuurlijk nog steeds CO2 bij vrijkomt, is dit geconcentreerd en komt dit onder hoge druk uit de ATR-reactor. Hierdoor is het gemakkelijker af te vangen en uiteindelijk op te slaan.

Coke

Ook werkte het chemieconcern tussen 2016 en 2020 binnen het Europese project Improof aan een verbetering van de energie-efficiency van kraakfornuizen. De hoge temperaturen waarbij het kraakproces plaatsvindt, zorgen ervoor dat het bijproduct coke wordt gevormd op de krakerbuizen. Hierdoor kunnen de buizen verstopt raken en kan er corrosie optreden. Bovendien vormt de coke een isolatielaag, waardoor de warmteoverdracht minder efficiƫnt is en er vaker onderhoud moet worden gepleegd. Door de vorming van coke in de krakerbuizen te verminderen, kan de energie-efficiency met twintig procent worden verbeterd. De NOx-uitstoot wordt met een kwart gereduceerd.
In het project is onderzocht wat het effect is van het gebruik van geavanceerde materialen voor de buizen en een specifiek ontwerp van de buizen. Ook hebben de partijen specifieke coatings getest die op het oppervlak van de fornuiswanden en de buizen werden aangebracht om cokesvorming tegen te gaan. Dow Terneuzen fungeerde in dit project als demonstratiebedrijf voor de verschillende ontwikkelingen.

 

 

Elektrificeren

Een andere maatregel om CO2-reductie te behalen, is door de gasturbines die Dow bij het koelen in het kraakproces gebruikt, te vervangen door elektromotoren. Sinds 2020 draait bij het bedrijf ook een stoomrecompressor. Deze zorgt ervoor dat restwarmte naar lagedrukstoom wordt opgewaardeerd en opnieuw kan worden gebruikt.

Een stap verder gaat het elektrificeren van het kraakproces zelf. Samen met Shell ontwikkelt Dow Terneuzen een proeffabriek voor elektrisch kraken. Op de Energy Transition Campus in Amsterdam hebben de twee bedrijven een unit gebouwd om onderzoek te doen naar elektrisch verwarmde kraakovens. De hoge temperaturen waarbij het kraakproces plaatsvindt, maken de uitdaging om een elektrische kraker te ontwikkelen groot. Het is niet een kwestie van simpelweg een andere verwarmingsbron aansluiten. Gezamenlijke onderzoeksteams van Shell en Dow in Nederland en de VS werken aan de verschillende aspecten van het proces. Het gaat onder andere om het elektrische ontwerp, materialen van de reactoren, vloeistofdynamica en reactorontwerp.

Een kleine twee jaar geleden namen de ondernemingen de onderzoeksinstallatie in gebruik. De ervaringen met deze installatie vormen de basis voor de ontwikkeling van een proeffabriek met een capaciteit van meerdere megawatt die in 2025 in gebruik moet worden genomen.

Verbinding

Zoals Dow al een lijntje heeft met Yara voor het leveren van waterstof, zou het bedrijf ook graag een verbinding met ArcelorMittal in Gent zien. Dow zou graag koolstofmonoxide uit de restgassen van de staalreus afnemen en gecombineerd met waterstof als syngas gebruiken. Hiertoe voerde het bedrijf de afgelopen jaren het Steel2Chemicals project uit. Samen met de universiteit Gent ontwikkelde het bedrijf een proeffabriek om te kijken of het hoogovengas van ArcelorMittal kan worden gebruikt als grondstof voor de processen.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]

Beeld 2: Yara Sluiskil

 

 

Yara is al bijna honderd jaar gevestigd in Sluiskil, in het hart van het North Sea Port gebied, aan het kanaal van Gent naar Terneuzen. De fabriek in Sluiskil is de grootste van het Noorse concern en ook de grootste productielocatie voor meststoffen in Noordwest-Europa. Yara produceert in Sluiskil daarnaast een grote hoeveelheid AdBlue, dat de stikstofuitstoot van dieselmotoren sterk verminderd. Maar Yara is ook een van de grootste uitstoters van Nederland. CO2-afvang en groene waterstof en ammoniak moeten hier verandering in brengen.

Het proces om kunstmest te produceren, is energie-intensief en Yara behoort tot de grotere uitstoters van CO2 en stikstof in Nederland. Het bedrijf heeft de ambitie om te vergroenen en heeft deze ambitie ook vastgelegd in een intentieovereenkomst met de overheid. Het bedrijf wil de CO2-uitstoot van haar fabrieken met 1,5 megaton reduceren tot 1,8 megaton. Ook wil het de stikstofuitstoot met twintig procent verminderen. Grote stappen maakte het bedrijf al sinds de jaren negentig. In 1990 lag de uitstoot van broeikasgassen nog op 5,2 megaton. In 2020 was dit gereduceerd tot 3,3 megaton. De vervanging van een oude fabriek in 2018 speelde een belangrijke rol in deze reductie. Om ook de doelstellingen voor de komende jaren te behalen, heeft het bedrijf vooruitstrevende plannen.

Northern Lights

Yara Sluiskil investeert 194 miljoen euro in maatregelen om de CO2-uitstoot op de site te reduceren. Volgens de plannen zal Yara vanaf 2026 jaarlijks 800.000 ton CO2 afvangen en vloeibaar maken. Vervolgens wordt dit vloeibare CO2 verscheept en in lege gasvelden opgeslagen. Yara tekende een afnamecontract met Northern Lights om het CO2 in een poreus gesteente op 2,6 kilometer diepte onder de Noorse zeebodem op te slaan. Yara krijgt een subsidie van 30 miljoen euro voor dit project om de investeringsrisicoā€™s te beperken.

Groene waterstof

Tegelijkertijd zet Yara Sluiskil in op groene waterstof om groene ammoniak te produceren. Het bedrijf werkt samen met Ƙrsted in de ontwikkeling van een elektrolyzerproject. Volgens de plannen moet een 100 megawatt elektrolyzer de offshore opgewekte windenergie van Ƙrsted omzetten in groene waterstof. Hiermee zou Yara zoā€™n 75.000 ton groene ammoniak per jaar kunnen maken. Dat is tien procent van de capaciteit van de grootste van de ammoniakfabrieken in Sluiskil. Wel denkt het bedrijf dat dit in Sluiskil pas na 2035 beschikbaar zal zijn. De onderneming werkt voor de kortere termijn ook aan grootschalige flexibele inname van groene waterstof. Het plan is om vanaf 2026 aan te sluiten op de nationale waterstof backbone, die nu in ontwikkeling is. De fabrieken van Yara zijn al geschikt om rechtstreeks waterstof in te nemen.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]

Beeld 3: Zeeland Refinery

 

 

 

Naast Yara en Dow Benelux sloot ook Zeeland Refinery een intentieovereenkomst met de ministeries van Economisch Zaken en Klimaat en Infrastructuur en Waterstaat om extra stappen te zetten om haar site versneld te verduurzamen. Het bedrijf wil in 2030 de totale CO2-uitstoot met 1 megaton per jaar verminderen. Dat is 62 procent minder dan het niveau in 2022.

Als onderdeel van de overeenkomst wil Zeeland Refinery ook de stikstofuitstoot en het gebruik van water met minstens tien procent verminderen en onderzoeken of ze dit tot 50 procent kan reduceren. Waterstof en CO2-afvang zijn ook hier de centrale begrippen in de toekomstvisie.

Restwarmte

De eerste stappen om te verduurzamen zette het bedrijf al met een verbetering van de energie-efficiency van zoā€™n 25 procent in de periode van 2018 tot 2021. In 2020 nam het bedrijf een derde hydrocracker in gebruik. Dankzij deze nieuwe installatie kan het kraakproces bij een lagere temperatuur plaatsvinden. Dat is gunstig voor de katalysator ā€“ die gaat langer mee ā€“ en voor het energieverbruik. De nieuwe installatie zorgt voor een jaarlijkse reductie van de CO2-uitstoot van tienduizend ton.
Efficiency-verbetering gaat ook over de grenzen van het bedrijf. Zo wordt restwarmte van de raffinaderij gebruikt door Martens Cleaning en COVRA. Martens Cleaning gebruikt de energie om gebruikte olie van schepen te zuiveren en geschikt te maken voor hergebruik. Het afvalverwerkingsbedrijf COVRA gebruikt de energie voor klimaatbeheersing in haar kantoren.

H2ero en EnergHys

Een van de maatregelen die moeten leiden tot nieuwe CO2-reductie is de inzet van groene waterstof voor haar productieprocessen. Zeeland Refinery heeft daarom plannen voor de bouw van een elektrolyzer op haar site, het H2ero-project. Het gaat om een elektrolyzer met een capaciteit van 150 MW, die wordt gevoed door groene stroom. Het doel is om dit jaar te beginnen met de bouw van de waterstoffabriek en deze in 2026 in gebruik te nemen. Aandeelhouder TotalEnergies plant bovendien een elektrolyzer van 264 MW bij de raffinaderij in Zeeland. De capaciteit hiervan zou tot 1 GW kunnen worden uitgebreid. Voor de bouw van deze elektrolyzer met de naam EnergHys is een Europese subsidie van 75 miljoen euro voorzien.

Azur

Het bedrijf wil daarnaast CO2-afvang inzetten om de huidige productie van waterstof uit aardgas te verduurzamen. Zeeland Refinery heeft daartoe het project Azur opgezet. Door CO2 uit de rookgassen van haar waterstoffabrieken af te vangen wil het bedrijf de CO2-uitstoot met meer dan vijftig procent reduceren. Hiertoe wil ze naast de waterstoffabrieken een nieuwe installatie bouwen om het CO2 vloeibaar te maken. Het vloeibare CO2 kan dan per schip naar een opslaglocatie in een leeg gasveld in de Noordzee worden gebracht. Dit project zou in 2026 moeten worden afgerond. In het kader van Azur werkt Zeeland Refinery samen met Dow, Yara en Aramis om het CO2 te transporteren en op te slaan.
Aramis, een samenwerkingsverband van EBN, Gasunie, Shell en TotalEnergies werkt momenteel aan de FEED-studie voor de open access transportinfrastructuur voor het afgevangen CO2 uit de industrie. De verwachting is dat het consortium in 2025 de definitieve investeringsbeslissing zal nemen. De infrastructuur zou dan in 2028 in gebruik kunnen worden genomen.

Groene elektriciteit

Zeeland Refinery onderzoekt ook de verdere integratie van groene elektriciteit in haar processen. De elektriciteit die nodig is voor elektrolyse en de andere processen wil de onderneming afnemen van bijvoorbeeld offshore windparken. Ook heeft het een zonnepark met een vermogen van 11 MW geĆÆnstalleerd. Het is de bedoeling dat de raffinaderij tegen 2050 volledig afstapt van fossiele brand- en grondstoffen.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]

Beeld 4: Waterstof

 

 

 

Ƙrsted en Yara willen een 100 MW elektrolyzer realiseren die windenergie gebruikt voor de productie van waterstof. Windpark Borssele 1&2 van Ƙrsted liggen voor de kust van Zeeland, vlak bij de fabriek van Yara in Sluiskil.

 

 

Afgelopen zomer kreeg North Sea Port samen met de havens van Antwerpen-Brugge en Oostende het predicaat European Hydrogen Valley. De drie havenclusters vertegenwoordigen samen een volledige waterstofwaardeketen van productie tot distributie, opslag en lokaal eindgebruik in verschillende sectoren en vormt het grootste industriƫle waterstofcluster in de Benelux.

In het gebied zijn veel initiatieven voor wat betreft de productie en opslag van waterstof en afgeleide moleculen. De havens liggen gunstig ten opzichte van offshore hernieuwbare energieproductie. Bovendien zijn er in de regio veel potentiĆ«le industriĆ«le afnemers van waterstof aanwezig: chemische, staal- en andere zware industrie. De industrie in het North Sea Port gebied verbruikt jaarlijks bijna 600 kiloton waterstof. Het grootste deel hiervan wordt momenteel nog geproduceerd uit aardgas. Het waterstofverbruik in het cluster kan potentieel groeien tot 1 Mton in 2050. Hiervoor zou 10 GW elektrolyzercapaciteit moeten worden geĆÆnstalleerd. Plannen voor waterstofproductie door middel van elektrolyse zijn er dan ook volop in het gebied dat loopt van Vlissingen tot Gent.

VoltH2

Start-up VoltH2 bouwt twee van haar waterstoffabrieken in Zeeland, ƩƩn in Vlissingen en ƩƩn in Terneuzen. Onlangs kreeg het bedrijf in totaal twintig miljoen subsidie uit het Europese Just Transition Fund voor de twee fabrieken. Een jaar geleden kenden de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland en het ministerie van Economische Zaken en Klimaat al een substantiƫle exploitatiesubsidie voor de fabrieken toe uit het SDE++ programma. VoltH2 neemt dit jaar de definitieve investeringsbeslissing voor de fabrieken. Vanaf 2026 kunnen deze dan beide 2 kiloton groene waterstof per jaar gaan produceren. In een tweede fase, vanaf 2028, verwacht het bedrijf de capaciteit te kunnen uitbreiden tot 10 kton per jaar.

 

VoltH2 neemt dit jaar de definitieve investeringsbeslissing voor de waterstoffabrieken in Vlissingen en Terneuzen.

Air Liquide

Air Liquide wil een elektrolyzer met een vermogen van 200 MW bouwen in Terneuzen. Hiermee kan het 15,5 kiloton waterstof per jaar produceren. Het project, ELYgator genoemd, integreert op een slimme manier twee verschillende elektrolysetechnologieĆ«n ā€“ PEM en Alkaline ā€“ in Ć©Ć©n ontwerp. PEM maakt gebruik van membraantechnologie en kan snel reageren op schommelingen in de toegevoerde energiestroom, terwijl Alkaline zuiniger is en een langere levensduur heeft. Dankzij deze combinatie levert de elektrolyzer niet alleen op een efficiĆ«nte wijze waterstof en zuurstof, maar ondersteunt deze ook de netstabiliteit. Air Liquide kan voor dit project rekenen op 99 miljoen euro uit het Europese Innovation Fund.

Zeeland Refinery, Yara en Dow

Op de site van Zeeland Refinery zijn plannen voor zelfs twee elektrolyzers. En Yara ontwikkelt samen met Ƙrsted een elektrolyzer van 100 MW op de locatie in Sluiskil. De kunstmestproducent neemt overigens al sinds 2018 via een pijpleiding (rest)waterstof af van Dow. Dat bedrijf zet op zijn beurt methaanrijke reststromen uit het kraakproces in om waterstof te produceren. Dow past de huidige krakers aan om volledig op waterstof te kunnen draaien.

Engie

In Rodenhuize aan het kanaal Terneuzen-Gent werkt Engie aan de bouw van een elektrolyzer met een vermogen van 67 MW. Deze moet 10 kiloton waterstof per jaar gaan produceren. Bijproduct zuurstof kan worden geleverd aan de nabijgelegen staalfabriek van ArcelorMittal. De waterstof wordt gebruikt om met behulp van afgevangen CO2 methanol te maken. Dit project loopt onder de noemer North-C-Methanol.
Op dezelfde site wil Engie ook waterstof produceren op de klassieke manier, via autothermische reforming van aardgas. Samen met Equinor onderzoekt het bedrijf de mogelijkheden voor waterstofproductie met CO2-afvang. De waterstofproductieinstallatie moet een capaciteit van 1 GW krijgen.

Ƙrsted

Ook Ƙrsted heeft plannen voor een waterstofproject in de regio. Het wil een elektrolyzer van 1GW bouwen voor de productie van groene waterstof. Daartoe ontwikkelt het eveneens een nieuw offshore windpark met een capaciteit van 2 GW. De grote bedrijven in de North Sea Port ā€“ Yara, ArcelorMittal, Dow en Zeeland Refinery ā€“ zijn potentiĆ«le afnemers van de waterstof en ondersteunen het project. Bij de aankondiging van de plannen verwachtten de partijen het project voor 2030 te kunnen afronden. Voorwaarde voor de bouw van de elektrolyzer is dat een regionaal waterstofnetwerk wordt gerealiseerd.
De genoemde industriƫle spelers in de regio, verenigd in Smart Delta Resources, werken al samen aan de ontwikkeling van een regionaal open access pijpleidingennetwerk van ongeveer 45 kilometer dat loopt van Vlissingen-Oost tot Gent. Een aansluiting op de open access European Hydrogen Backbone moet daarna volgen.

Transportnetwerk

Een regionale, maar grensoverschrijdende, open-access waterstofpijpleiding is absoluut noodzakelijk om alle waterstofplannen te realiseren en waterstof te kunnen uitwisselen tussen producenten en gebruikers. Gasunie en North Sea Port tekenden in 2021 een overeenkomst voor de ontwikkeling van een regionaal transportnetwerk voor waterstof in Zeeland: Hydrogen Delta Network NL. Tegelijkertijd werkt North Seaport met Fluxys en ArcelorMittal aan een vergelijkbaar regionaal netwerk in Belgiƫ. Volgens de huidige planning kunnen de werken voor de eerste fase beginnen in 2025 en daarna zullen volgende fases volgen, aldus Fluxys. Volgens een eerdere planning zou de regionale waterstofinfrastructuur eind 2025 gereed moeten zijn om in 2027 te worden aangesloten op de landelijke waterstofinfrastructuur in Nederland en Belgiƫ.
North Sea Port werkt ook samen met de haven van Antwerpen-Brugge in Pipelink om pijpleidingprojecten met het oog op de energietransitie te ontwikkelen. Het gaat daarbij enerzijds om grensoverschrijdende leidingen voor CO2, maar ook om leidingen voor waterstof en waterstofdragers zoals ammoniak.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_empty_space][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]

Beeld 5: Ammoniak

 

Vopak wil twee van haar gekoelde LPG-opslagtanks op de terminal in Vlissingen ombouwen voor ammoniakopslag.

 

 

Volgens het recente rapport Clean Ammonia Roadmap van het Clean Ammonia Innovation Platform (een platform van het Institute for Sustainable Process Technology) kan de import van ammoniak in Nederland tegen 2030 groeien tot 16 miljoen ton per jaar. In 2050 kan de import zelfs doorgroeien naar 43 miljoen ton en naar 89 miljoen ton voor het gehele ARRRA-gebied (Antwerpen-Rotterdam-Rijn-Ruhrgebied-Amsterdam).

S&P Global Insights schat dat de wereldwijde ammoniakvraag in 2050 oploopt tot 350 miljoen megaton. Bijna een derde hiervan komt voor rekening van nieuwe toepassingen, gelinkt aan de energietransitie, terwijl dat nu nog zo weinig is dat dit amper meetbaar is. Een van die nieuwe toepassingen is het inzetten van ammoniak als waterstofdrager. Ammoniak is gemakkelijker op te slaan en (over lange afstanden) te vervoeren dan waterstof. Maar om de groeiende import te kunnen bijbenen, is er ook een groeiende behoefte aan opslagcapaciteit.

Rotterdam en Antwerpen

In de Nederlandse en Vlaamse havens zijn behoorlijk wat plannen voor nieuwe ammoniakterminals en uitbreiding van de opslagcapaciteit voor ammoniak. In de regio Rotterdam zijn er plannen van OCI, Global Energy Storage, Air Products/Gunvor Petroleum Rotterdam, Gasunie, HES International en Vopak. Bovendien onderzoekt een groep bedrijven onder leiding van het Havenbedrijf Rotterdam de mogelijke bouw van een grootschalige ammoniakkraker voor de import van 1 miljoen ton waterstof per jaar.
In Antwerpen ontwikkelt Vopak de oude site van Gunvor petroleum, waarbij het eveneens kijkt naar ammoniakopslag. Ook onderzoeken Fluxys en Advario de haalbaarheid van een invoerterminal voor groene ammoniak en bouwt Air Liquide een pilot voor een innovatieve technologie om ammoniak te kraken. VTTI wil tegen 2026 een importterminal voor ammoniak en een ammoniakkraker operationeel hebben in het havengebied.

Ombouwen

Plannen om de capaciteit voor ammoniakopslag en -import te vergroten zijn er ook in de North Sea Port. Bij de Vopak-terminal in Vlissingen staan momenteel zestien opslagtanks met een totale capaciteit van ruim 178.000 kubieke meter voor de opslag van vloeibaar aardgas, LPG en gasvormige chemicaliƫn. Het bedrijf wil twee van haar gekoelde LPG-opslagtanks ombouwen voor ammoniakopslag. Beide tanks hebben een capaciteit van 55.000 kubieke meter. Hiermee zou bijna tweederde van de opslagcapaciteit op de site gereserveerd zijn voor ammoniak.
Ook Uniper en Vesta hebben plannen om bestaande opslagcapaciteit om te bouwen om deze geschikt te maken voor ammoniak. De twee partijen sloten daartoe in 2022 een overeenkomst. Vesta Terminals heeft in Vlissingen momenteel twee gekoelde tanks met een capaciteit van 30.000 kubieke meter elk voor ammoniak. Proton Ventures doet momenteel een FEED-studie om de terminal geschikt te maken om jaarlijks een miljoen ton ammoniak te verladen. Het is de bedoeling dat de capaciteit in een tweede fase wordt verdubbeld. Ook is een aansluiting op het Nederlandse waterstofnetwerk voorzien. Er zijn plannen voor een ammoniakkraker in de nabijheid van de terminal om ammoniak weer om te zetten in waterstof. Het Vesta Terminal project zou in het eerste kwartaal van 2027 moeten worden opgeleverd. Het is de verwachting dat Vesta de definitieve investeringsbeslissing na afronding van de FEED-studie, dit jaar nog, neemt.

Evolution Terminals

Een volledig nieuw project betreft de Green Energy Hub van Evolution Terminals. Eind november diende de onderneming het Milieueffectrapport voor haar plannen in bij de Provincie Zeeland. Evolution Terminals wil in Vlissingen een bulkterminal met 36 opslagtanks voor de opslag van ammoniak, methanol en biobrandstoffen realiseren. In totaal krijgt de terminal een capaciteit van 850.000 kubieke meter. Evolution Terminals ontwikkelt de Green Energy Hub in fases. De eerste fase voorziet in de bouw van 400.000 kubieke meter opslagcapaciteit en bijbehorende infrastructuur. 150.000 kubieke meter is gereserveerd voor de opslag van ammoniak, 180.000 kubieke meter voor methanol en 70.000 kubieke meter voor biobrandstoffen.
In een tweede en derde fase wordt de opslagcapaciteit voor ammoniak verhoogd en zijn er plannen voor een ammoniakkraker, om het geĆÆmporteerde ammoniak in waterstofgas om te zetten. Evolution Terminals onderzoekt de mogelijkheden om de terminal aan te sluiten op de European Hydrogen Backbone, het Europese waterstofdistributienetwerk. Het bedrijf wil voor het einde van dit jaar een definitieve investeringsbeslissing nemen. De bouw zou in het eerste kwartaal van 2025 kunnen beginnen en in 2027 zou de terminal operationeel kunnen zijn.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text]Dit artikel is gepubliceerd in Petrochem 2024-01 (27/2/2024)[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]