Opinie

Jilles van den Beukel 

Energie Specialist The Haque Centre for Strategic Studies 

1. Rotterdam heeft anno 2021 een sterke positie in Europa als het gaat om olieproducten. Heeft Nederland de juiste kaarten in handen om in de transitie naar waterstof die sterke positie te behouden?

Nederland heeft de juiste kaarten in handen. Die kaarten zien er beter uit dan die van veel concurrenten. Rotterdam heeft een goede ligging ten opzichte van de industriële centra van NW Europa (waaronder Rotterdam zelf niet de minste is) waar een groot deel van de toekomstige vraag naar waterstof vandaan zal komen. Het geeft een goede ligging ten opzichte van de Noordzee met een groot potentieel voor elektriciteit uit wind en voor groene waterstof. Er is een bestaande gasinfrastructuur die gedeeltelijk kan worden hergebruikt en CCS kan plaatsvinden in nabijgelegen lege gasvelden. Maar het is geen gegeven dat de sterke positie van Rotterdam in olie en olieproducten wordt getransformeerd tot een even sterke positie in waterstof. Waterstof zal op relatief grote schaal lokaal geproduceerd worden. Groene waterstof heeft vooralsnog een kostenprobleem en blauwe waterstof, met name in Europa, een acceptatieprobleem. De financiële steun van de Nederlandse overheid houdt niet over; zeker ook niet in vergelijking met landen als Duitsland of Engeland. Hoe consistent is het Nederlandse energiebeleid? Wordt de wens om energie-intensieve industrie voor Nederland te behouden wel kamerbreed gedragen? Bedrijven hebben een keus. Dat een bedrijf als Shell nu een waterstoffabriek bij de raffinaderij in Keulen bouwt, en dat een bedrijf als Equinor voor waterstof en CCS nu de aandacht buiten Noorwegen verlegt van Nederland naar het Verenigd Koninkrijk geeft te denken.

2. Hoe verhoudt de ontwikkeling van groene en blauwe waterstof zich tot elkaar? Zitten die ontwikkelingen elkaar in de weg, of is er een synergie te vinden waardoor ze elkaar versterken?

Elk heeft voor- en nadelen. Groene waterstof is voorlopig duurder dan blauwe waterstof en levert (tenzij er zero carbon stroom gebruikt wordt die er anders niet zou zijn) hogere emissies op. Maar als er wel, op de langere termijn, voldoende zero carbon stroom is, geeft het een pad naar zero carbon waterstof dat die delen van het energiesysteem voor rekening kan nemen waar elektrificeren geen goede oplossing is. Het potentieel voor kostenverlagingen van elektrolysers, en zero carbon stroom, is groot. Blauwe waterstof is, in ieder geval voorlopig, goedkoper en maakt het de industrie mogelijk om op korte termijn emissies snel naar beneden te brengen. Dat kan tegen kosten die meestal lager zijn dan die van andere technieken, in andere sectoren, om emissies te reduceren. Maar blauwe waterstof is low carbon en geen zero carbon, door de niet volledige afvang van CO2 (tenzij pyrolyse echt van de grond komt) en door methaanlekkages bij productie en transport van aardgas. Het terugbrengen van methaanlekkages is van groot belang voor de rol die aardgas in de nadagen van het fossiele tijdperk nog kan spelen. Met die verschillende voor- en nadelen zitten blauwe en groene waterstof elkaar juist niet in de weg maar zijn ze complementair en verdienen ze beide steun. Blauwe waterstof om snel emissies naar beneden te krijgen en een waterstofinfrastructuur uit te bouwen. Groene waterstof om de kosten van elektrolysers naar beneden te krijgen (simpelweg door er veel te gaan bouwen) en uitzicht te verkrijgen om, na 2030 met een ruimer aanbod low-cost zero carbon stroom, met grotere hoeveelheden groene waterstof emissies omlaag te brengen.

3. Wanneer kunnen we de eerste tankers vol waterstof verwachten in de Rotterdamse haven? Waar is dat van afhankelijk en hoe bereiden we ons daar op voor?

Waterstof gaat een grote rol spelen in ons toekomstige zero carbon energiesysteem. Maar hoe die rol er precies gaat uitzien is veel minder goed uitgekristalliseerd dan de rol van elektriciteit uit zon en wind; de basiselementen van ons toekomstige energiesysteem.

Jilles van den Beukel

Een van de huidige onzekerheden is: hoeveel waterstof gaan we lokaal produceren en hoeveel gaat er over een grote afstand getransporteerd en geïmporteerd worden. Net als nu bij LNG zijn de kosten van transport over lange afstanden substantieel en van dezelfde orde van grootte als die van de productie. Op de kortere termijn zal waterstof (groen of blauw) meer lokaal geproduceerd worden en minder over lange afstanden (zoals nu voor olie en gas veelal het geval is) getransporteerd worden. Op de langere termijn is het onduidelijk in hoeverre geïmporteerde waterstof een kostenvoordeel zal hebben ten opzichte van lokale productie. In een land als Japan zal dat waarschijnlijk het geval zijn. Voor NW Europa ligt dat minder duidelijk al kan er een andere reden zijn voor grootschalige import: een gebruik aan ruimte voor alle benodigde zero carbon elektriciteit. Evenmin is duidelijk of lange afstand transport van waterstof vooral per schip gaat plaatsvinden of meer per pijpleiding. Schattingen van het omslagpunt waarbij vervoer per schip tegen lagere kosten gaat, lopen uiteen van 1500 tot 4000 km. Misschien zal men in NW Europa wel de voorkeur gaan geven aan transport per pijpleiding uit bij voorbeeld Zuid Spanje boven transport per schip uit minder stabiele regio’s als Noord Afrika of het Midden Oosten. Het is interessant om nu te zien hoe snel grootschalige waterstofprojecten, zoals het NEOM project in Saoedi-Arabië, nu van de grond gaan komen. Dat laatste project gaat uit van het vervoer van ammoniak in plaats van waterstof. Het is van belang dat men op korte termijn de waterstofinfrastructuur hier verder uitbreidt, zowel binnen de Rijnmond als naar het Nederlandse en Duitse achterland. Men kan vooralsnog de opties open houden of de waterstof die hier doorgaat groen of blauw zal zijn; geïmporteerd of lokaal geproduceerd.