Elektriciteit moet in de toekomst de kern gaan vormen van het nieuwe energiesysteem en waterstof is belangrijk als ondersteuning daarvoor. Hoewel er nog veel moet gebeuren, zijn de ontwikkelingen daaromheen talrijk en veelal verbonden met de activiteiten van de Nederlandse aardgassector. Van overheidsplannen over de energie-infrastructuur tot investeringen in groene waterstof, er zijn veel betrokken partijen die naar de toekomst kijken, maar niet altijd even concreet. Aan de hand van vijf vragen maken we een tussenstand op.
Wat wordt de rol van waterstof in het energiesysteem van 2050?
Onlangs informeerde voormalig demissionair minister van Klimaat en Energie Rob Jetten de Tweede Kamer over het Energie Infrastructuur Plan Noordzee (EIPN; lees hier meer erover). Daaruit blijkt de grote rol van (groene) waterstof in het energiesysteem van 2050. In grote lijnen gaat op (zeer) grote schaal windenergie geproduceerd worden op de Noordzee, om dat vervolgens offshore om te zetten naar waterstof. Dat wordt daarna vervoerd naar land (of opgeslagen) om gebruikt (of opgeslagen) te worden.
Dus waterstof is daarmee noodzakelijk om veel van onze (duurzame) energie bruikbaar te maken, maar de exacte uitwerking van dit systeem is nog niet bekend. Vragen zijn bijvoorbeeld hoeveel gaat Nederland zelf produceren, welk deel op zee en welk op land? En blijft Nederland een Europese hub voor deze energiemoleculen, zoals het nu is voor aardgas? Een optimaal systeem hangt af van hoe bijvoorbeeld technologische innovatie en de waterstofmarkt zich ontwikkelt. Zowel de technologie als de economie rondom waterstof staat nog in de kinderschoenen als je vergelijkt hoe enorm de schaal daarvan straks gaat zijn.
Dat raakt ook de adviezen die het EIPN kreeg vanuit TNO en Deloitte. Zij stellen dat het mogelijk is, maar er moet nog ontzettend veel uitgewerkt worden in krappe tijdlijnen. De ambities op korte termijn (2030) moeten daarom misschien wel naar beneden bijgesteld worden.
Hoe staat het ervoor met productie van waterstof?
Uit de plannen van de overheid (m.n. de VAWOZ; het programma Verbindingen Aanlandingen Wind op Zee) lijkt op te maken dat men denkt aan in 2050 zo’n 16GW aan elektrolysers offshore, met 500MW aan vermogen per elektrolyser. Ter vergelijking, de huidige elektrolyser van project PosHYdon, die momenteel in de testfase zit, heeft een vermogen van 1MW. Een volgende stap gaat o.a. gezet worden door het N05-A project van ONE-Dyas, dat voornemens is om als test een 5MW elektrolyser te plaatsen op hun offshore platform. Deze projecten moeten leiden tot elektrolysers van 50-100MW tegen 2030.
Ook hier is te zien dat er vooruitgang is, maar dat er grote stappen in opschaling nodig zijn.
Het produceren van waterstof op zee is het meest duurzaam, omdat er hernieuwbare stroom wordt gebruikt en omdat de hoogste efficiëntie te bereiken is door productie het dichtst bij de bron te laten plaatsvinden. Daar staat tegenover dat de omstandigheden offshore zwaar zijn en technologische uitdagingen met zich meebrengen.
Het gaat hier wel alleen over groene waterstofprojecten, maar ter overgang is blauwe waterstof (productie uit aardgas, waar de CO2 wordt afgevangen) noodzakelijk. Daarover later meer.
Hoe staat het ervoor met transport en opslag?
Vooropgesteld, over langere afstanden (meer dan 100km) is het efficiënter en rendabeler om energie te vervoeren in de vorm van waterstof(moleculen) dan in de vorm van elektronen. Bij het produceren van waterstof in de grote windparken op de Noordzee, heb zijn dus pijpleidingen nodig in plaats van kabels voor het transport naar land.
Gasunie is op land aangewezen als beheerder van het waterstofnetwerk. Het lijkt logisch dat zij ook op zee dezelfde rol gaan vervullen, maar dat is nog niet officieel. Wel is Gasunie opgedragen om in gesprek te gaan met NGT en NOGAT (eigenaren van de grootste pijpleidingnetwerken op de Noordzee) over hoe deze bestaande infrastructuur ingezet en hergebruik kan worden. Dit was ook een van de kritiekpunten op het EIPN; dat er te weinig aandacht was voor dit hergebruik, terwijl het duidelijk voordelen heeft boven aanleg van nieuwe infrastructuur.
Onlangs werd duidelijk dat de werkzaamheden voor het waterstofnetwerk veel tijd in beslag gaan nemen. De zogeheten Delta-Rijncorridor, die Rotterdam, Moerdijk en Antwerpen verbindt met Chemelot in Limburg en het Ruhrgebied, is een bundeling van o.a. waterstof-, CO2- en ammoniakleidingen. Deze cruciale verbinding voor de omschakeling naar en distributie van hernieuwbare energie loopt vier jaar vertraging op en wordt naar verwachting pas in 2032 opgeleverd.
Wat betreft opslag van waterstof worden vaak (lege) gasvelden en zoutcavernes genoemd. Een belangrijk verschil hierbij is dat bij gasvelden de vervuilingsgraad hoger ligt door bijvoorbeeld residu in de reservoirs. Het is de vraag wat precies de zuiverheidseisen gaan worden, en daarmee of deze (offshore) gasvelden wel bruikbaar zijn. De onshore zoutcavernes zijn dan gunstiger, maar wel beperkter qua capaciteit.
Is er nog plek voor blauwe waterstof?
Zoals eerder gezegd wordt blauwe waterstof als cruciale oplossing gezien tijdens de transitie naar groene waterstof. Dit stelt het Nationaal Plan Energie (NPE), dat eind 2023 werd vastgesteld. De groei van productie en transport van hernieuwbare elektriciteit verloopt namelijk te traag om de groeiende vraag naar CO2-vrije elektriciteit én groene waterstof beide te faciliteren. Ook hier is de exacte invulling van hoe, hoeveel of waar blauwe waterstof geproduceerd gaat worden nog niet bekend.
Blauwe waterstof is een snelle manier om (scope 3) emissies te reduceren en om tegelijkertijd de CO2-opslagmarkt te versnellen. Het produceren ervan betekent natuurlijk wel meer gebruik van aardgas, dat tevens noodzakelijk is tijdens de energietransitie.
Waar moeten de investeringen in waterstof vandaan komen?
De afgelopen tijd komen met enige regelmaat de berichten al door dat investeringen in groene waterstof achterblijven. Gezien de stappen die nog gezet moeten worden en vele vragen over de uitvoering is dat begrijpelijk. De vele onduidelijkheden, bijvoorbeeld over de afzetmarkt, maken het te onvoorspelbaar voor investeerders.
Mede daarom zijn er wel veel Europese fondsen en subsidies beschikbaar, het Innovation Fund, Horizon Fund en Just Transition Fund om enkele voorbeelden te noemen. Daarmee stelt de Europese Unie miljarden beschikbaar aan waterstofprojecten, voor verschillende doelen als infrastructuur, stimuleren van vraag in mobiliteit, energietransitie in de industrie, etc.
Tegelijk zien we dat de Nederlandse overheid contracten af aan het sluiten is voor groene waterstof in landen als Marokko, Oman, Zuid-Afrika en Namibië. En het nieuwe kabinet stelt dat er €250 miljoen wordt bezuinigd op groene waterstof.
Uiteindelijk zijn de doelen van het nieuwe energiesysteem ook om minder afhankelijk te worden van het buitenland voor energie. De potentie en ambitie is er, maar is er nog veel werk te doen aan de plannen en uitvoering.