Biedt waterstof de oplossing in de energiecrisis?

Ons fijnmazige aardgasnetwerk is prima geschikt om groene waterstof in te vervoeren. Foto: Gasunie

De Europese gasprijs steeg in de afgelopen weken naar een nieuw record door de oorlog in Oekraïne en de vrees voor verstoringen van de Russische gasleveringen aan Europa. De prijs voor gas op de toonaangevende Amsterdamse gasbeurs lag zelfs even op meer dan 335 euro per megawattuur. Europa is voor ongeveer 40 procent van de aardgasbehoefte afhankelijk van Rusland. Vanwege de harde westerse sancties tegen Rusland is er de vrees dat de gasleveringen ontregeld kunnen raken. Ook zou Moskou bij een westerse ban op Russische olie kunnen besluiten de gaskraan naar Europa dicht te draaien als strafmaatregel. Ondertussen kwam de Europese Unie met voorstellen om sneller te investeren in duurzame energiebronnen en daarmee minder afhankelijk te worden van Russische energiebronnen. Kan waterstof in Nederland uitkomst bieden?

De Europese  Commissie zet de turbo op de eerdere Green Deal-plannen. Zo stelt ze voor de productie van biogas te verdubbelen tot 35 miljard kubieke meter per jaar. De productie van groene waterstof moet omhoog met minimaal 25 miljard kubieke meter. Extra windenergie bespaart 15 miljard kubieke meter gas. Om de aanleg van windmolenparken en zonnepanelen mogelijk te maken, dienen de lidstaten de procedures voor de aanleg ervan te verkorten.

Maar is het wel realistisch om te vertrouwen op groene waterstof?

Eerst het goede nieuws. Ons bestaande en uiterst fijnmazige netwerk van gasleidingen is voor het grootste deel prima geschikt om (groen) waterstof mee te transporteren. Volgens Gasunie “is het goed te doen om al in 2030 een basis klaar te hebben voor transport en opslag van waterstof van en naar de grote industriële gebieden in Nederland richting Hamburg en het Ruhrgebied.” GasUnie werkt ondertussen al aan een Waterstofnetwerk Nederland: een landelijk netwerk aan dat de vraag naar en aanbod van CO2-vrije waterstof verbindt. Het netwerk verbindt vijf industriële clusters met elkaar, met het buitenland en met waterstofopslagen. Dit gebeurt hoofdzakelijk via bestaande en deels nieuw aan te leggen infrastructuur. Met Waterstofnetwerk Nederland krijgen alle industriële regio’s toegang tot waterstof infrastructuur en moet Nederland de  waterstofhaven van Europa worden.

In de komende zeven jaar ontwikkelt Gasunie een aaneengesloten landelijk waterstofnetwerk waarmee we onze havens en industriële clusters met waterstofopslag en onze buurlanden verbinden. Gasunie ontwikkelt de landelijke waterstof infrastructuur stap voor stap, beginnend in de industriële regio’s. Pas vanaf 2025 komt dit landelijke netwerk in gedeelten beschikbaar, voornamelijk door het hergebruik van bestaande aardgasleidingen.

Bij de ontwikkeling van Waterstofnetwerk Nederland worden vooral bestaande leidingen gebruikt die beschikbaar komen omdat er in de komende jaren steeds minder aardgastransport is. Er wordt geschat dat circa 85 procent van het landelijke netwerk zal bestaan uit hergebruikte aardgasleiding.

Grootschalige productie

Maar Gasunie doet meer. In noord-Nederland werkt het aan NorthH2, een een consortium waarin Gasunie samenwerkt met Equinor, Groningen Seaports, RWE en Shell Nederland. Gezamenlijk onderzoeken ze de haalbaarheid van grootschalige productie, opslag en transport van groene waterstof. Het consortium heeft de ambitie om in 2030 4 gigawatt beschikbaar te kunnen stellen en 10 gigawatt groene waterstof rond 2040.

Thyssenkrupp kondigde onlangs aan dat het een elektrolyse-installatie van 200 MW gaat engineeren, aanschaffen en fabriceren en leveren aan Shell. Dat gebeurt op basis van zijn 20 MW alkalische waterelektrolysemodule en dient voor het megaproject ‘Hydrogen Holland I’ in de haven van Rotterdam. Daar gaan ze groene waterstof produceren voor de industrie en transportsector in de regio.

De eerste bouwwerkzaamheden voor de elektrolyzers beginnen dit voorjaar. De definitieve investeringsbeslissing van Shell om de ‘Holland Hydrogen I’ te bouwen, volgt naar verwachting in 2022 zodat de productie in 2024 kan starten.

Het centrum van het waterstofproject ‘Hydrogen Holland I’ bestaat uit een hal van twee hectare. De elektriciteit komt van windpark Hollandse Kust (Noord). De waterstof gaat via een pijpleiding met een lengte van ongeveer 40 kilometer van de fabriek naar Shell’s Energy and Chemicals Park Rotterdam.

Uitdagingen

Het zijn veelbelovende projecten. Maar onderzoeksinstituut TNO is kritisch. “Elektrolyse, het splitsen van water in zuurstof en waterstof, met behulp van elektriciteit uit wind en zon is vooralsnog de belangrijkste optie. Elektrolyse is weliswaar een bewezen technologie, maar er zijn nog verschillende uitdagingen om het op grote schaal in te zetten”, stelt Lennart van der Burg van TNO. “De  capaciteit van de electrolysers, die op dit moment in gesubsidieerde pilots worden neergezet, bedraagt niet meer dan 1 tot 10 megawatt. Om ons land van CO2-vrije waterstof te voorzien moeten we toe naar electrolysers op gigawatt niveau. Dat betekent opschaling met een factor duizend. Als die electrolysers er eenmaal zijn, moeten we ze bij voorkeur inzetten voor moeilijk te verduurzamen sectoren zoals de staalindustrie, zwaar wegverkeer, lucht- en scheepvaart. En voor het leveren van elektriciteit op momenten dat we geen wind en zon hebben en om de  grote hoeveelheid wind op zee in te passen in ons energiesysteem door een deel om te zetten in waterstof.”

TNO werkt daarom in het project Gigawatt Elektrolyser samen met bedrijven en universiteiten in ons land en daarbuiten aan het ontwerp van zo’n installatie, die nog vóór 2030 in gebouwd moet kunnen worden. Van der Burg wijst verder op de Hydrohub in Groningen, een open onderzoekscentrum waar dertien partijen waaronder het Institute for Sustainable Process Technology (ISPT) en TNO samenwerken aan het optimaliseren en opschalen van elektrolyse. 

Industry first

Bij de omzetting van elektrische energie naar waterstof en vervolgens weer naar elektrische of andersoortige energie gaat altijd een deel van de oorspronkelijke energie verloren. Wanneer mogelijk, heeft het in dit geval daarom altijd de voorkeur om de elektrische energie direct in te zetten.

Dit is de reden dat men bij waterstofproductie als energiedrager met elektrolyse vooral denkt aan het gebruik van elektriciteitsoverschotten, die ontstaan wanneer er veel wind staat maar er op dat moment relatief minder vraag naar elektriciteit bestaat. Overigens bestaan er nog veel vragen over dit mogelijke businessmodel, bijvoorbeeld of een elektrolyser die maar een deel van de tijd werkt rendabel is, en of er niet veel concurrentie zal komen voor deze zeer goedkope stroomoverschotten.

Als waterstof niet als energiedrager wordt beschouwd, maar als chemische grondstof (waar nu het overgrote deel van het gebruik op is gericht), dan biedt elektrolyse wel al veel mogelijkheden om het waterstofgebruik in de industrie te verduurzamen. Als alle aardgas die momenteel wordt gebruikt voor de waterstofproductie wordt vervangen door groene waterstof, levert dit veel emissiereducties op en een verminderde afhankelijkheid van aardgas. Het ligt daarom voor de hand om alle duurzaam geproduceerde waterstof in eerste instantie hiervoor in te zetten.

De proeffabriek van PosHYdon krijgt een capaciteit van 1 MW en zal in 2022 operationeel worden. Elke duurzaam geproduceerde kilogram waterstof bespaart tien kilo CO2 ten opzichte van de waterstof geproduceerd uit aardgas. Als het project rendabel blijkt, zal het een springplank zijn naar grotere, vergelijkbare projecten.