UPDATE: Wat bepaalt de prijs van groene waterstof?

Als je critici op LinkedIn mag geloven, dan wordt het nooit iets met groene waterstof. Reden: de prijs is te hoog. De productiekosten van groene waterstof zijn factoren hoger dan die van grijze waterstof. Vorig jaar dook Missie H2 al eens in de prijs van waterstof (lees het artikel hier terug). Vanwege de vele ontwikkelingen op dit gebied wijden we er een nieuw artikel aan.

Wat zijn de laatste inzichten in de financiële aspecten van groene waterstof? Het in 2024 publiceerde rapport van de onafhankelijke onderzoeksorganisatie TNO biedt veel informatie. De titel van het rapport: ‘Evaluation of the levelised cost of hydrogen based on proposed electrolyser projects in the Netherlands’. Het is een onderzoek naar de huidige kostprijs van groene waterstof in Nederland. TNO kreeg vertrouwelijke data van twaalf bedrijven over in totaal veertien waterstofprojecten. Conclusie: groene waterstof heeft op dit moment een kostprijs van 12 tot 14 euro per kilo. Dat is duur, heel duur. Ter vergelijking: grijze waterstof kost 2 à 3 euro per kilo. Maar is dat relevante informatie voor een industrie die zich nog volledig moet ontwikkelen?

Kleuren waterstof

• Grijze waterstof: Wordt gemaakt van fossiele grondstoffen, bijvoorbeeld aardgas (CH4). Meestal wordt daarvoor een chemisch procedé toegepast dat Steam Methane Reforming (SMR) heet. Aardgasmoleculen worden gesplitst in waterstof (H2) en het broeikasgas koolstofdioxide (CO2). Grijze waterstof is niet duurzaam omdat er CO2 vrijkomt.
• Blauwe waterstof: Zelfde productieproces als grijze waterstof, maar de CO2 wordt niet in de atmosfeer losgelaten maar afgevangen en ondergronds opgeslagen, bijvoorbeeld in lege gasvelden. Blauwe waterstof is niet hernieuwbaar, omdat het van aardgas wordt gemaakt, maar is wel bijna klimaatneutraal (er zijn restemissies).
• Groene waterstof: Watermoleculen (H2O) worden middels een groene stroom gesplitst in waterstof (H2) en zuurstof (O2). Dat proces heet elektrolyse. Omdat er geen CO2 vrijkomt wordt groene waterstof gezien als een duurzame energiedrager/grondstof. 

Om groene waterstof een succesvol middel te laten zijn voor verduurzaming, moet dat prijsverschil fors kleiner worden. Aan de ene kant zal grijze waterstof duurder worden, zo is de verwachting, omdat de CO2-uitstoot steeds zwaarder beprijsd zal worden. Aan de andere kant zal groene waterstof goedkoper worden, als de productie steeds grootschaliger wordt. Op korte termijn zijn er ontwikkelingen die de kostprijs van waterstof eerder opdrijven dan laten dalen. Om daar wat dieper in te duiken, kijken we naar de verschillende elementen van de kostprijs van groene waterstof: elektriciteit, afschrijving op de investeringen, kapitaalkosten en de kosten voor de aansluiting op het stroomnet. 

Stroomprijs

Bedrijven die nu een elektrolyser bouwen, hebben groene stroom nodig. Europese regelgeving vereist dat het gaat om ‘nieuwe groene stroom’. Want als een groene waterstoffabriek gevoed wordt door bestaande windparken, wordt die groene stroom ergens anders weggehaald. Omdat waterstofproductie niet ten koste mag gaan van het bestaande gebruik van groene stroom, moeten er nieuwe wind- of zonneparken worden geïnstalleerd. Tegelijkertijd hebben offshore windparken met hun grote vermogens behoefte aan flexibele afname van hun elektriciteit, waardoor netcongestie vermeden wordt en een groter deel van de stroomproductie benut wordt. 

Om aan elektriciteit te komen, moeten waterstoffabrieken zogenoemde power purchase agreements (ppa’s) afsluiten met ontwikkelaars die wind- en/of zonneparken aanleggen, legt Marcel Weeda uit, de auteur van het TNO-rapport. “Dat is dure stroom”, zegt hij. “Dan praat je over 70, 80 of misschien wel 90 euro per megawattuur.” 

Die ppa’s worden voorlopig niet goedkoper. Door de hoge inflatie en de gestegen rente is het bouwen van windparken wereldwijd duurder geworden. Die hogere investeringen zullen ontwikkelaars willen versleutelen in hogere stroomprijzen in ppa’s. Waar de afgelopen jaren windparken zonder subsidie werden gebouwd, is het steeds lastiger geworden zonder overheidssteun te investeren in wind op zee. “De inflatie blijft waarschijnlijk hoog”, verwacht energie-econoom Hans van Cleef van advieskantoor Publieke Zaken. “Met een wereldwijde handelsoorlog in het vooruitzicht, kan de rente ook zomaar gaan stijgen, of in ieder geval niet verder dalen. Dat maakt investeren lastiger.”

De business case van windparken op zee hangt aan een zijden draadje. Dit hangt samen met de overproductie van windstroom op piekmomenten, waardoor enerzijds netcongestie en anderzijds negatieve prijsvorming ontstaat. Met de voortschrijdende elektrificatie van woningen en bedrijven zal de vraag naar stroom toenemen en windparken weer rendabel maken. Wellicht zijn er net als in Denemarken ook weer subsidies nodig om offshore projecten van de grond te krijgen. 

Pas op langere termijn komt hier verandering in. In Nederland is inmiddels meer dan de helft van de elektriciteitsconsumptie duurzaam. Als de elektriciteitsmix verder vergroent naar boven de 90 procent, dan wordt conform Europese regelgeving alle stroom als groen beschouwd. “Dan kunnen waterstoffabrieken hun stroom gewoon inkopen op de day ahead-markt of de spotmarkt”, aldus Weeda van TNO. “Dat zal veel goedkoper zijn.”

Volgens de TNO-onderzoeker is er circa 50 kilowattuur aan elektriciteit nodig om één kilo groene waterstof te produceren. “Als de stroomprijs 10 euro per megawattuur stijgt of daalt, scheelt dat 50 cent in de kostprijs van een kilo waterstof”, rekent Weeda voor. Goedkope stroom inkopen voor - zeg - 30 of 40 euro per megawattuur, verlaagt de kostprijs enorm. “Maar voorlopig zijn we daar nog niet”, tempert hij de verwachtingen.

Schaalvoordelen

Hoewel het aantal geïnstalleerde elektrolysers wereldwijd nog beperkt is, is de verwachting dat met de toename van het aantal waterstoffabrieken de kosten gaan dalen, onder meer vanwege schaalvoordelen. Maar de afgelopen jaren is de kostprijs van groene waterstof hoger in plaats van lager geworden. Dat komt - zoals genoemd - door de hogere stroomprijs, de inflatie en de rente, waardoor materialen in prijs zijn gestegen. Maar ook arbeid is duurder geworden, waardoor de investeringskosten zijn toegenomen. Tot slot zijn ook de aansluitkosten op het stroomnetwerk gestegen. Een werkgroep van ambtenaren heeft in een Interdepartementaal Beleidsonderzoek (IBO) uitgerekend dat er tot 2040 een slordige 195 miljard euro nodig is voor het versterken van het elektriciteitsnet (lees hier het rapport). Die torenhoge investeringen die de netwerkbedrijven doen in het aanleggen van extra elektriciteitskabels, onderstations en transformatorhuisjes, worden doorberekend aan de afnemers van elektriciteit. 

Weeda van TNO wijst erop dat er voorlopig veel onzekerheden blijven over de verschillende kostencomponenten. “Het blijft een lastig verhaal, niets is met zekerheid te voorspellen”, zegt hij. Vanwege de schaarse productiecapaciteit voor elektrolysers zouden prijzen voorlopig niet gaan dalen. Maar, zo schrijft TNO in zijn rapport, er zijn met het doorlopen van de leercurve ‘significante kostenbesparingen’ te verwachten voor toekomstige projecten. 

Maar dan moeten lopende projecten wel ‘daadwerkelijk gerealiseerd’ worden. Want alleen als projecten van de grond komen, ontstaat er een toeleveringsketen van bedrijven en zal concurrentie zorgen voor meer efficiency en prijsdalingen. “Het opdoen van ervaring leidt tot optimalisatie en standaardisatie van fabrieksontwerpen, componenten en systemen. Een toename in de vraag naar elektrolysers zal de automatisering van de productie stimuleren. Ook zullen de schaalvoordelen bijdragen aan kostenverlaging van elektrolyserprojecten”, aldus het TNO-rapport.

Het recente rapport Energy Transition Outlook 2024 van adviesbureau DNV geeft een optimistischer beeld. Waar TNO naar Nederlandse data kijkt, heeft DNV een wereldwijd blik. En dan liggen de cijfers gunstiger. Volgens DNV is de gemiddelde kostprijs van groene waterstof op dit moment 5 dollar per kilo. Het bureau verwacht dat de kosten aanzienlijk zullen dalen en tegen 2030 ongeveer 3 dollar per kilo bedragen, en in 2050 zelf nog maar 2 dollar per kilo. Het gaat om wereldwijde gemiddelden. Op sommige zon- en windrijke locaties daalt de kostprijs tot onder de dollar per kilo. 

Deze kostprijsontwikkelingen zijn te danken aan een forse daling van de kosten voor zonnepanelen (40 procent) en windturbines (27 procent). Een gestage toename van het jaarlijkse aantal bedrijfsuren met 10 procent is ook gunstig voor de business case. “Daarnaast verwachten we dat de kapitaalkosten voor elektrolysers met 25 tot 30 procent zullen dalen door de verminderde perceptie van financiële risico's”, aldus het rapport. 

Studie van Tennet en Gasunie 

Ook de ‘Pathway 2.0 Study’, een gezamenlijk rapport van Tennet en Gasunie, is optimistisch. Europese landen kunnen groene waterstof produceren voor ongeveer 3 euro per kilo. Waar komen die grote verschillen vandaag? Het ene rapport spreekt over - gemiddeld - 13 euro per kilo en het andere over 3 euro. 

Wie heeft er gelijk? Eigenlijk allebei, zegt Adriaan de Bakker, strategie-adviseur bij Gasunie. “Het TNO-rapport gaat over de huidige kostprijs, terwijl het Pathway-rapport vooruit kijkt naar de verwachte kostprijs in 2050”, legt hij uit. “Elektrolysers zijn nu nog heel duur, maar die worden op termijn goedkoper. Een andere factor is dat op dit moment elektriciteit van de Noordzee eerst aan land wordt gebracht voordat er waterstof van wordt gemaakt. In de toekomst zal er steeds vaker meteen op zee waterstof worden geproduceerd, waardoor je geen dure offshore stroomkabels hoeft aan te leggen. Die ontwikkelingen gaan de kostprijs van groene waterstof drukken.” 

Tegengestelde prijsdynamiek

De Bakker is ervan overtuigd dat groene waterstof op termijn concurrerend wordt met andere energiedragers. Maar ook hij schetst een tegengestelde prijsdynamiek. “Er zijn genoeg landen in de wereld die zwemmen in wind en zon. Die kunnen goedkoop groene waterstof produceren, maar dan moet je het wel nog naar Europa krijgen, en dat is kostbaar.” Transport per pijpleiding is gangbaar tot ongeveer 3.000 kilometer. Grotere afstanden voor intercontinentaal transport per tanker vergt conversie van waterstof naar ammoniak of methanol, waarbij de nodige energie verloren gaat, wat de kostprijs verhoogt. 

Productie in Europa is vooralsnog prijzig, vanwege de hoge netwerk- en energiekosten, maar de transportkosten zijn juist laag. “De vuistregel is”, zegt De Bakker. “Als je eenmaal een energiedrager hebt, dan moet je die gebruiken. Je streeft in principe naar zo min mogelijk conversie, want dat levert energieverlies op. Maar je ontkomt er toch niet aan, want elektriciteit is lastig in grote volumes op te slaan en duur om te transporteren. Opslag en transport van moleculen is veel goedkoper en makkelijker." 

Hybride productie

De Bakker ziet windenergie van de Noordzee als een rijke resource voor Nederland. “Die energie wil je oogsten, deels als elektriciteit, deels als waterstof. De basis van de windproductie haal je aan land als elektriciteit, de rest zet je op zee om in waterstof en breng je via pijpleidingen naar de kust”, aldus De Bakker. “Die hybride productie van elektronen en moleculen levert een kosteneffectieve oplossing op, omdat het transport en de opslag van waterstof goedkoper is dan van elektriciteit. Als je op systeemniveau optimaliseert, dan is er een belangrijke rol voor groene waterstof. Volgens de Pathway-studie kom je rond 2050 op die kostprijs van 3 euro per kilo groene waterstof uit.”

Hoe kijkt Weeda van TNO tegen die rekensom van Tennet en Gasunie aan? “Als we erin slagen die markt te ontwikkelen, dan gaan we in 2050 ongetwijfeld richting een kostprijs van 3 euro per kilo groene waterstof uitkomen”, bevestigt hij. 

Hoe groot wordt de markt?

De impact van de schaaleffecten hangt af van de plek die waterstof in de energiemix gaat innemen. “De hele grote ambities zijn er niet meer”, zegt Weeda van TNO daarover. “De visie van 20 jaar geleden om een groene waterstofeconomie te creëren, is voorbij.” Ter illustratie: de waterstofauto is niet op grote schaal doorgebroken, de elektrische auto wel. 

Waar zit de toekomstige vraag naar waterstof? “We hebben natuurlijk de bestaande vraag naar grijze waterstof, bijvoorbeeld in de chemiesector en voor de productie van kunstmest. Die moet vervangen worden door groene waterstof”, aldus Weeda. “Voor zwaar transport zal ook nog wel wat nodig zijn, hoewel ook daar elektrificatie oprukt. Het is de grote vraag wat de staalindustrie in Europa gaat doen.” Zal Tata Steel erin slagen om in de fabriek in IJmuiden van steenkool naar aardgas naar groene waterstof over te stappen? Of verdwijnt (een deel van) de staalproductie uit Europa? 

Een andere onzekerheid is de productie van synthetische brandstoffen. Van groene waterstof en CO2 kunnen duurzame brandstoffen worden gemaakt voor de lucht- en scheepvaart. “Dat hebben we nodig, dus die vraag komt wel. De vraag is alleen of zulke brandstoffen in Nederland, Europa of elders geproduceerd gaan worden”, aldus Weeda.

Vraagtekens

In de markt worden regelmatig vraagtekens gezet bij technologische aspecten van groene waterstofproductie. Zo zouden elektrolysers technisch niet goed in staat zijn om mee te bewegen met het variabele aanbod van elektriciteit uit wind en zon. Bedrijfseconomisch is een lage benuttingsgraad funest. “Maar als je er een batterij voor zet, dan kun je een elektrolyser al veel gelijkmatiger belasten”, stelt De Bakker van Gasunie. “Bovendien hangt het ook van de gebruikte techniek af. Een zogeheten pem-elektrolyser kan veel beter met een variabel stroomaanbod omgaan dan een alkaline-variant.” 

Weeda bekijkt het nog vanuit een ander perspectief. “Als je optimaal gebruik wil maken van het variabele aanbod van wind- en zonneparken, dan heb je veel flexibele afname van elektriciteit nodig. Daar kunnen elektrolysers juist een grote rol spelen”, aldus de TNO-onderzoeker. De verdere groei van groene elektriciteit kan niet zonder de groei van groene moleculen, stelt Weeda: “Als wind op zee blijft doorgroeien, zonder dat er flexibele vraag tegenover staat, dan ontstaan er steeds grotere periodes met overschotten en negatieve prijzen. Dan stoppen de investeringen in wind op zee, want niemand steekt geld in overproductie.” 

Technologische ontwikkelingen

De productietechnologie van elektrolyse kan nog volop geoptimaliseerd worden, en dus ook goedkoper worden. Zo wordt er bijvoorbeeld op de Technische Universiteit Eindhoven door universitair hoofddocent Thijs de Groot onderzoek gedaan naar het verhogen van de productiviteit en de flexibiliteit van elektrolysers. Door het ontwerp van elektrodes aan te passen, is het mogelijk de elektrische weerstand te verlagen en de efficiëntie te verhogen, schrijft De Groot op LinkedIn. 

Elektrolysers zetten nu circa 75 procent van de elektrische energie om in waterstof. “Dat kan misschien wel naar 95 procent”, verwacht De Bakker, wat de kostprijs heel erg zou helpen drukken. “Maar het gaat niet alleen om de efficiëntie tijdens de operatie. Het zijn vooral ook de investeringskosten die omlaag moeten.” In dat verband verwacht Weeda van TNO doorbraken op het gebied van materialen. “Er zitten nu nog veel dure materialen in een elektrolyser. Dat zal fors gereduceerd worden. Er is veel mogelijk, maar ook nog veel onzeker. We staan pas aan het begin. Elektrolyse bestaat al 100 jaar, maar het is nooit geoptimaliseerd voor de industriële schaal waarop we het nu nodig hebben.” 

TNO is in opdracht van branchevereniging NL Hydrogen inmiddels bezig met een nieuwe studie om vast te stellen wat er nodig is om de kostprijs van groene waterstof te verlagen, vertelt Weeda: “Hoe krijgen we de kosten omlaag? Wat is er nodig om concurrerend te worden? Die vragen moeten beantwoord worden, want als dit de kostprijs blijft, dan zullen er weinig bedrijven zijn die groene waterstof willen afnemen, en ook weinig bedrijven die een waterstoffabriek willen bouwen.”

Efficiënter transport

Behalve de productie is ook het transport een belangrijke factor in de kostprijs. De energiebehoefte van Europa is zo groot, dat er naast eigen productie ook grootschalige import nodig is. Het transport van Noord-Afrika naar Europa kan nog met pijpleidingen gedaan worden, maar voor de import uit Australië, het Midden-Oosten of Zuid-Amerika zijn tankers nodig. “Transport per pijpleiding kost, afhankelijk van de afstand, ongeveer een halve euro per kilo waterstof”, aldus De Bakker. 

Voor vervoer per tanker zijn er verschillende opties. Goedkoop geproduceerde waterstof uit Namibië of Chili zou in vloeibare vorm vervoerd kunnen worden. Maar het kost heel veel energie om de waterstof af te koelen en vloeibaar te maken. Het energieverlies bedraagt daardoor zo’n 30 tot 50 procent. In de toekomst kan dat energieverlies teruggedrongen worden naar zo’n 20 procent, wijst een studie van DVGW (Duitse technische en wetenschappelijke vereniging voor gas en water) uit. Maar dat maakt het transport van vloeibare waterstof per tanker nog veel waarschijnlijker. 

Het omzetten van waterstof naar ammoniak en methanol is efficiënter, maar geeft nog altijd een energieverlies van circa 20 procent. “Vervoer per tanker is duurder, inclusief alle conversiekosten, op dit moment zo’n 1,5 euro per kilo. Maar scheepstransport is wel flexibeler. Een tanker kan overal naartoe varen. Een pijplijn heeft een vast traject.” 

Groene vloeibare ammoniak zou - aangekomen in Nederland - direct gebruikt kunnen worden voor de productie van kunstmest. Krakers om de ammoniak weer om te zetten naar waterstof bestaan nog niet. Het is nog niet duidelijk wat de meest gangbare drager voor groene waterstof gaat zijn: ammoniak of methanol. Voor scheepsbouwers is dat belangrijk om te weten, want wat zal de boventoon voeren: ammoniak- of methanoltankers? De Bakker: “Iedereen wil weten welke drager het gaat worden. Ammoniak lijkt commercieel het rijpst, maar rapporten zijn daar niet eenduidig over.”

De import van groene waterstof, via welke drager dan ook, is iets van de langere termijn, zegt ook Van Cleef van Publieke Zaken. “De infrastructuur is er nog niet, en de vraag is nog niet ontwikkeld.”

Gasunie-strateeg De Bakker verwacht veel van de ontwikkeling van zogenoemde liquid organic hydrogen carriers (LHOC). Dat zijn ringvormige benzeen-moleculen, waar makkelijk waterstof-moleculen aan ‘vastgeplakt’ kunnen worden, zonder noemenswaardig energieverlies. “Voor een efficiënte waterstofdrager zoek je slechte lijm, à la de post-its van 3M”, legt De Bakker uit. “Je laadt in feite die benzeenmoleculen met waterstof, verscheept het naar Rotterdam, daar haal je de waterstof er weer af, en stuurt de benzeen terug naar het waterstof-exporterende land.” Op dit gebied vindt volgens De Bakker veel onderzoek plaats: wat is een goede drager die waterstof makkelijk oppakt en ook weer makkelijk loslaat, zodat het conversieverlies minimaal is?

Blauwe waterstof als wegbereider

Omdat het tijd kost om de leercurve voor groene waterstof te doorlopen, voorzien experts een overgangsperiode waarin blauwe waterstof wordt toegepast. “Dat is niet duurzaam, maar wel CO2-neutraal”, aldus De Bakker. Belangrijk is dat de kostprijs van blauwe waterstof al dichtbij die van grijze waterstof ligt. “Het kost ongeveer 100 euro per ton om CO2 af te vangen en ondergronds op te slaan. Als de marktprijs voor een CO2-uitstootrecht boven de 100 euro komt, dan zit je in de plus.” 

Van Cleef ziet ook een tussenstap voor blauwe waterstof. “De route van blauw naar groen is in Nederland lange tijd onder het tapijt gemoffeld, maar dat lijkt nu de weg vooruit.” Blauwe waterstof biedt volgens de energie-econoom de kans om de vraag naar klimaatneutrale waterstof op te bouwen, evenals te werken aan infrastructuur en opslag. De ingrediënten daarvoor zijn aanwezig. “Zeker nu op de Noordzee capaciteit wordt gebouwd om CO2 op te slaan in lege gasvelden.” 

Van Cleef heeft het over het Porthos-project, waar Gasunie samen met Havenbedrijf Rotterdam en Energie Beheer Nederland aan meedoet. Door Porthos zal vanaf 2026 15 jaar lang 2,5 megaton CO2 in een leeg gasveld worden opgeslagen. Na Porthos komt project Aramis, dat beoogt nog grootschaligere opslag van CO2. 

Tot slot is er volgens Van Cleef ook nog een belangrijk geopolitiek argument om de energietransitie over de volle breedte door te zetten. Meer 'strategische autonomie’ is voor Europa cruciaal om geen speelbal van Rusland, China en de VS te worden. “Europa wil minder afhankelijk worden. Dan helpt het als we meer duurzame elektriciteit opwekken en een waterstofeconomie op poten krijgen.”