In het Financieele Dagblad werd eind januari ’25 de olifant in de kamer benoemd: Nederland verwacht teveel van zijn groene-waterstofproductie. Het vorige kabinet ambieerde voor 2032 8 GW aan elektrolysecapaciteit – een verdubbeling van het doel uit het Klimaatakkoord – die moet leunen op 21 GW wind op zee. Groene waterstof is een prachtig opslagmedium en een goede grondstof bij de productie van ijzer, ammoniak en methanol. De binnenlandse productie komt echter nauwelijks op gang.
De onrendabele top voor groene-waterstofproductie is de afgelopen jaren verder vergroot door gestegen kosten voor rente, grondstoffen, energie en nettarieven. Kosten zijn gestegen met 55% vergeleken met 2 jaar terug in VS en EU, aldus het FD. Om de hoge kosten te compenseren was halverwege 2024 aan 0,1 GW een OWE-subsidie verleend. Het budget voor de tweede ronde was met bijna 1 miljard euro vier keer hoger en er volgt meer in 2025. Evengoed is het waarschijnlijk dat de elektrolysecapaciteit in 2030 op een fractie van het doel blijft steken.
Import
Buitenlandse productie en aanvoer van groene waterstof is vaak goedkoper. De uitkomst van de Europese veiling voor waterstofsubsidies in april 2024 bevestigde dit. Productiekosten voor biedingen uit Spanje, Portugal, Noorwegen en Finland bedroegen 5,3 tot 5,8 euro/kg H2, terwijl die in Nederland gemiddeld tegen de 10 euro liepen. De hogere netwerktarieven en het ontbreken van vrijstellingen voor de industrie in ons land dragen hieraan bij, al kunnen vraagsturing en opslag zakelijke elektriciteitsrekeningen zeker verlagen.
Kip-ei
Moeizame afstemming tussen vraag een aanbod belemmert ook de realisatie van binnenlandse productiecapaciteit. Afname wordt inmiddels bevorderd door een duidelijke definitie van groene waterstof (REDIII) en door een aantal vraagsubsidies. De inzet van groene waterstof in raffinaderijen mag nu ook meetellen voor afnameverplichtingen door de transportsector en dat helpt ook. Van een afnameverplichting door de industrie, waar de groene waterstof in de eerste plaats voor bedoeld is, is echter nog geen sprake. Onduidelijk is daarom hoe deze coördinatie-impasse blijvend doorbroken gaat worden. Een terechte vraag is ook of alle industriële productie van halffabrikaten met groene waterstof in Nederland plaats moet vinden.
Alternatieven
Direct elektrificatie is ondertussen alleen maar aantrekkelijker geworden. Om te beginnen voorkomt directe benutting van elektriciteit dat de helft verloren gaat als conversie bij productie en gebruik van groene waterstof. De kosten voor hernieuwbare opwek zijn daarbij drastisch gedaald en de prijs van lithiumbatterijen is een fractie van die van vijftien jaar terug. Netverzwaring is een uitdaging, maar tegelijk is die overzichtelijk en planbaar. Bovendien wordt volop geëxperimenteerd met langeduur-energieopslag in flowbatterijen, gesmolten zout, ijzerpoeder, warmtebatterijen, perslucht, etc.
Kortom
Het is tijd om de 8 GW ambitie voor groene waterstof in 2030 minimaal te halveren en terug te gaan naar de 4 GW uit het Klimaatakkoord. Meer subsidie en tegelijk meer risicobereidheid zijn nodig om daar ook echt te komen. Dan kan zinvol geëxperimenteerd worden met verdienmodellen voor waterstofelektrolyse met fluctuerende, groene stroom van eigen bodem. Daarnaast kan dan een even ambitieus doel geformuleerd worden voor andere vormen van langeduur-energieopslag, mét uiteraard een passend instrumentarium. Wie op twee paarden wedt, wint vaker.
