Duurzame waterstof

29 dec 2021 | Energie

Duurzame waterstof gaat nodig zijn om de CO2-uitstoot van de Nederlandse industrie te reduceren. Met duurzame waterstof kunnen we verschillende industriële processen op groene energie laten draaien. Het komende decennium wordt cruciaal: duurzame waterstof moet opgeschaald worden en kosten moeten worden verlaagd. Ørsted stond aan de basis van windenergie op zee. Het wil bijdragen aan een Nederland dat volledig draait op groene energie. Daarom is het nu tijd voor de volgende stap: het produceren van duurzame waterstof met groene stroom van windparken op zee.

Hoe groen is het Nederlands energieverbruik in 2020?

Nederland is op weg om in rap tempo haar elektriciteitsvoorziening te verduurzamen. In 2019 werd 18% van de in Nederland geproduceerde elektriciteit met duurzame bronnen opgewekt. Door de uitbouw van zon, wind op land en met name wind op zee zal dit percentage in 2030 zo’n 70% zijn. Elektriciteit vormt slechts 16% van het totale Nederlandse energieverbruik. Het gebruik van olie (45%) en aardgas (30%) is nog altijd dominant in de sectoren transport, warmte en industrie. Het vergroten van het aandeel duurzame elektriciteit in deze sectoren vergt nu aandacht om in 2050 klimaatneutraliteit te realiseren. De industrie is met 1115 PJ goed voor 46% van het totale Nederlandse energieverbruik. Binnen het industriële energieverbruik vormt elektriciteit een aandeel van slechts 11%. Het aandeel duurzame elektriciteit dat door de industriële sector wordt gebruikt is nog lager.

Waarom heeft Nederland duurzame waterstof nodig?

Door directe elektrificatie toe te passen, bijvoorbeeld door industriële warmtepompen en elektroboilers te installeren, kan de industrie forse CO2 reducties realiseren. Lang niet alle industriële processen zijn direct te elektrificeren. Om deze processen toch CO2-vrij te maken zal indirecte elektrificatie nodig zijn. Voor deze industriële processen biedt duurzame waterstof een CO2-vrije oplossing. Naast nieuwe toepassingen kan duurzame waterstof op termijn tevens de reeds bestaande grijze waterstofconsumptie vervangen. En zal het een rol vervullen bij het realiseren van onder andere regelbaar CO2-vrij vermogen voor elektriciteitsopwekking, energieopslag voor langere perioden en brandstof voor zwaar transport over langere afstanden.

Waarom is Nederland bij uitstek geschikt om een duurzame waterstofeconomie te ontwikkelen?

De ambitie uit het Klimaatakkoord om in 2030 3 tot 4 GW aan elektrolyser capaciteit te realiseren sluit aan bij de uitstekende basis die Nederland heeft om een duurzame waterstofeconomie op te bouwen. Alle stukjes van de puzzel zijn aanwezig.

3-4 GW

^{Doel groene waterstof 2030 in Klimaatakkoord}

1. Industriële clusters aan de kust Vier van de vijf grote industriële clusters waar duurzame waterstof geconsumeerd moet gaan worden liggen aan de kust (Eemshaven, IJmuiden, Rotterdam, Zeeland). Hierdoor kunnen grote hoeveelheden duurzame elektriciteit relatief eenvoudig vanuit windparken op zee naar de elektrolyser worden getransporteerd. Een verdere uitbreiding van het elektriciteitsland op land kan hierdoor uitgespaard worden. 2. Bestaande waterstofconsumptie In industriële clusters als Rotterdam en Zeeland is er al een grote consumptie van fossiele waterstof. Deze waterstof wordt op dit moment nog geproduceerd met gas. Daarbij komt er CO2 vrij. Deze bestaande vraag naar waterstof helpt om direct een afnemer te vinden voor duurzame waterstof. En daarmee de opschaling van elektrolysers te versnellen. Kortom, industriële processen hoeven nauwelijks te worden aangepast om over te schakelen van fossiele naar duurzame waterstof. En op die manier de CO2-uitstoot fors terug te brengen. 3. Doelstellingen voor waterstof en wind op zee Nederland was in 2019 één van de eerste landen die een specifieke gigawatt doelstelling voor de ontwikkeling van elektrolyser capaciteit presenteerde. Inmiddels hebben landen als Duitsland, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk dit voorbeeld gevolgd. Naast de doelstelling om 3 tot 4 GW aan elektrolyser capaciteit gerealiseerd te hebben in 2030 voorziet Nederland een snelle uitbouw van wind op zee, nodig om elektrolysers van duurzame elektriciteit te voorzien. 4. Een groot gasnetwerk Een deel van het bestaande nationale gasnetwerk kan door Gasunie relatief eenvoudig worden geconverteerd naar een waterstofnetwerk. Dan kunnen we duurzame waterstof transporteren tussen de industriële clusters en centrale locaties aan de kust waar elektrolysers worden gebouwd. Dit helpt om op middellange termijn toe te werken naar baseload aanbod en opslag van waterstof.

Waarom moeten we voor duurzame waterstof windparken op zee koppelen aan elektrolysers?

Voor een Nederland dat draait op groene energie is het belangrijk dat duurzame waterstof ook daadwerkelijk duurzaam is. Oftewel, de elektriciteit die door een elektrolyser wordt gebruikt om duurzame waterstof te produceren moet op dat moment niet door een fossiele elektriciteitscentrale worden opgewekt. Het bewijzen van een koppeling tussen opwek van duurzame elektriciteit en het verbruik daarvan gebeurt op dit moment over het algemeen met ‘jaarlijkse’ Garanties Van Oorsprong (GVOs). Maar dit systeem staat ver van de werkelijkheid en is in feite vooral een administratieve exercitie. Op papier kun je stellen dat je ‘100% windstroom’ gebruikt als je voldoende GVO’s hebt gekocht. Echter in de praktijk kun je in de winter wind GVO’s kopen en deze in de zomer verbruiken om aan te tonen dat een elektrolyser duurzame elektriciteit verbruikt. Om de productie van duurzame waterstof op te schalen zonder extra CO2 uit te stoten is het nodig een sterkere koppeling te maken tussen de opwek van duurzame elektriciteit en het verbruik daarvan door een elektrolyser dan via het bestaande GVO systeem. Dit kan via een directe fysieke koppeling of een indirecte koppeling. Een voorbeeld van zo’n directe fysieke koppeling is een windpark op zee met een elektriciteitskabel die landt bij een elektrolyser in een industrieel cluster als Zeeland of Rotterdam. Ørsted pleit ervoor om de komende jaren nieuwe windparken te bouwen die gekoppeld worden aan elektrolysers op land. Dit helpt ook om in 2030 meer wind op zee te realiseren. Het is belangrijk dat hiervoor nu al de voorbereidingen worden getroffen. Het nieuwe kabinet kan er dan direct mee aan de slag. Een voorbeeld van indirecte koppeling is een model waarbij je aantoont dat de stroom die de electrolyser gebruikt tegelijkertijd plaatsvindt met de productie van die stroom. Ørsted is voorstander van een transparant systeem waarbij je een uurlijkse verantwoording moet afleggen over de opwek en het verbruik van groene elektriciteit. Regelgeving kan hierbij helpen: het verplicht stellen van een uurlijkse verantwoording van opwek en verbruik voor de productie van duurzame waterstof.

Hoe kan duurzame waterstof goedkoper worden gemaakt?

De kosten van duurzame waterstof per kilogram ten opzichte van fossiele waterstof zijn op dit moment nog te hoog voor bedrijven om op mondiaal niveau concurrerend te blijven. Het reduceren van de investeringskosten voor een waterstoffabriek is een eerste belangrijke stap. De productie van elektrolysers moet opgeschaald worden. De sector heeft zijn eigen ‘Gigafactory’ nodig waarna de supply chain verder kan groeien. Daarnaast moeten waterstoffabrieken goedkope duurzame stroom kunnen afnemen. Grootschalig geproduceerde duurzame elektriciteit uit windparken op zee biedt het grootste potentieel om duurzame waterstof snel goedkoper te maken. Dat betekent wel dat ontwikkelaars van windparken op zee in staat moeten worden gesteld om de kostenreducties voort te zetten, ook al is wind op zee reeds “subsidievrij” verklaard. Belangrijke succesfactoren voor verdere kostenreducties zijn een vergunningsduur van 40 jaar (in plaats van de huidige 30 jaar) en een allocatiewijze die objectief is, financieringskosten laag houdt en zekerheden biedt aan de inkomstenkant. Door windparken langer te opereren worden er meer groene elektronen opgewekt terwijl de investering nagenoeg gelijk blijft. Dit brengt de €/MWh kosten van wind op zee flink naar beneden. Door vraag en aanbod te koppelen – bijvoorbeeld door een windpark op zee en een elektrolyser in een industrieel cluster binnen dezelfde project scope te brengen – gaan financieringskosten omlaag.

Hoe zou een duurzame waterstofprogramma voor Nederland eruit moeten zien?

Als Nederland richting 2030 3 tot 4 GW aan geïnstalleerd elektrolyser vermogen realiseert, kan het een van de koplopers worden in Europa. Het is belangrijk dit te doen op een manier die de kosten voor zowel industrie als samenleving zo laag mogelijk houdt. Hiervoor moet – net als eerder bij wind op zee – de elektrolysetechnologie verder worden opgeschaald. Dat kan door van de elektrolysers van 5-10 MW van vandaag naar 100 MW en vervolgens richting 1000 MW te gaan. Het creëren van volume en schaal helpt om de investeringskosten van elektrolysers te reduceren en de efficiëntie te vergroten door ontwikkeling van de technologie. Een duurzame waterstofprogramma met dezelfde kenmerken als de eerste wind op zee routekaart kan een uitkomst bieden: de overheid geeft zichtbaarheid op de volumes die gerealiseerd gaan worden en biedt aan om een bepaalde periode de onrendabele top te subsidiëren. De sector committeert zich aan doelstellingen voor kostenreducties en gaat in competitieve tenders bieden op het recht om op geselecteerde locaties een elektrolyser neer te zetten.

Stap 1: Realiseer onsite projecten (investeringsbesluit (FID) in 2021-2022, constructie 2022-2025) Op dit moment worden op verschillende locaties in het land projecten ontwikkelt om on-site projecten (dus bij een afnemer op het terrein) elektrolysers te realiseren. Deze projecten zijn belangrijk om de overgang te maken van de huidige 10 MW elektrolysers naar 100 MW elektrolysers. De 100 MW elektrolysers zijn essentieel om de supply chain te laten groeien. Daarmee kan ervaring worden opgedaan met een grotere omvang én investeerders kunnen zien dat 100 MW elektrolysers goed functioneren. Ook kan de technologie verder ontwikkelen met het oog op verdere opschaling. Deze projecten staan op dit moment klaar. De industrie wil hier snel voortgang mee boeken zodat de eerste stap van opschaling genomen kan worden. Hiervoor is op korte termijn (2021) financiële ondersteuning vanuit de overheid vereist. Hiermee wachten leidt tot uitstel of mogelijk zelfs afstel van investeringsbesluiten. Stap 2: Wijs locaties aan en organiseer geïntegreerde tenders (tender 2023-2027, constructie 2026-2030) De grootste hoeveelheden grijze waterstof worden op dit moment geconsumeerd in Zeeland en Rotterdam. Samen met IJmuiden en Eemshaven zijn dit strategische locaties aan de kust voor de grootschalige ontwikkeling van elektrolysers. Een koppeling tussen duurzame waterstof en wind op zee ligt hier voor de hand. Bij het flexibel inzetten van elektrolysers – op momenten dat er veel wind is – profiteren deze van het grote aanbod van windstroom en de bijbehorende lage elektriciteitsprijzen. De elektrolysers zorgen tegelijkertijd voor een stabilisering van de vraag naar elektriciteit waardoor het windpark op zee het aantal onrendabele uren in de business case kan minimaliseren en dus meer zekerheid krijgt over de inkomsten, wat de financieringskosten naar beneden brengt. Stap 3: Realiseer nationaal netwerk en maak van Nederland een waterstofrotonde (2030 – 2050) Zodra er regionale duurzame waterstof centra gebouwd zijn in de industriële clusters dienen deze verbonden te worden. Dit kan in Nederland relatief eenvoudig door een deel van het bestaande Gasunienetwerk te converteren naar een waterstofnetwerk. Zoutcavernes kunnen hierbij dienen als opslag en daarmee voor flexibiliteit zorgen. Dit is het begin van Nederland als waterstofronde. Doordat duurzame waterstof geen of weinig subsidie meer nodig heeft in 2030 (indien nu wordt gestart) wordt de waterstofproductie op land uitgebreid, eventueel in combinatie met waterstofproductie op zee. Mogelijk komt ook import van waterstof daar nog bij. Nederland kan dan de waterstofrotonde van Europa vormen met export naar het Ruhrgebied, Antwerpen en andere delen van Europa. De havens zijn daarbij een draaischijf van productie en doorvoer. Net als nu, maar dan duurzaam. Om deze stip aan de horizon te bereiken moeten er tussenstappen worden gezet waarbij de overheid een coördinerende en ondersteunende rol speelt.

Welke waterstofprojecten heeft Ørsted nu al?

Nederland

Ørsted en Yara werken gezamenlijk aan een project om op de productielocatie van Yara in Sluiskil groene ammoniak te produceren. Hierbij wordt fossiele waterstof vervangen door duurzame waterstof. Hiervoor wordt een 100MW elektrolyser ontwikkeld. Deze installatie wordt gevoed door offshore windenergie van Ørsted. Yara is wereldwijd een toonaangevende producent van kunstmest. Het project zorgt voor een potentiële CO2 besparing van 100.000 ton CO2, wat overeenkomt met het van de straat halen van 50.000 conventionele auto’s. Het project is in 2024/2025 operationeel, ervanuit gaande dat het door de overheid aangekondigde waterstof instrument en de juiste regelgeving eind 2021 gereed is. Duitsland Ørsted en BP hebben een project aangekondigd waarbij zij duurzame waterstof gaan produceren op de raffinaderij van BP in het Duitse Lingen. Het project omvat de constructie van een 50 MW elektrolyser die zo’n 9000 ton waterstof per jaar zal produceren. Dit is genoeg om zo’n 20 procent van de fossiele waterstofconsumptie van de raffinaderij te verduurzamen. Hiermee wordt 80.000 ton CO2 gereduceerd. Elektriciteit geproduceerd in één van Ørsted’s windparken op de Noordzee zal de stroom gaan leveren. Het project zal in 2024 operationeel zijn. In de toekomst zal worden gekeken om de capaciteit van de elektrolyser uit te breiden naar 500 MW. Denemarken Ørsted ontwikkelt samen met bedrijven als Maersk, Scandinavian Airlines, Copenhagen Airports en DFDS een productiefaciliteit voor duurzame brandstoffen voor de transportsector. Deze zou in 2023 operationeel moeten zijn. En doorontwikkeld moeten worden om in 2030 zo’n 250.000 ton aan duurzame brandstoffen voor bussen, vrachtwagens, boten en vliegtuigen te produceren. Deze productie zal plaatsvinden met een totale elektrolyser capaciteit die uiteindelijk 1.3 GW moet gaan worden. Het project zal grote hoeveel heden groene elektriciteit nodig hebben, bijvoorbeeld van het windpark op zee Rønne Banke dat nabij het eiland Bornholm ontwikkeld zal worden.