Green Hydrogen for a European Green Deal – A 2×40 GW Initiative

Green Hydrogen for a European Green Deal – A 2×40 GW Initiative

Hydrogen will play a pivotal role in achieving an affordable, clean and prosperous economy. Hydrogen allows for cost- efficient bulk transport and storage of renewable energy and can decarbonise energy use in all sectors.

The European Union together with North Africa, Ukraine and other neighbouring countries have a unique opportunity to realise a green
hydrogen system. Europe including Ukraine has good renewable energy resources, while North Africa has outstanding and abundant resources. Europe can re-use its gas infrastructure with interconnections to North-Africa and other countries to transport and store hydrogen. And Europe has a globally leading industry for clean hydrogen production, especially in electrolyser manufacturing.
If the European Union, in close cooperation with its neighbouring countries, wants to build on these unique assets and create a world leading industry for renewable hydrogen production, the time to act is now. Dedicated and integrated multi GW green hydrogen production plants, will thereby unlock the vast renewable energy potential.

We, the European hydrogen industry, are committed to maintaining a strong and world-leading electrolyser industry and market and to producing renewable hydrogen at equal and eventually lower cost than low-carbon (blue) hydrogen. A prerequisite is that a 2×40 GW electrolyser market in the European Union and its neighbouring countries (e.g. North Africa and Ukraine) will develop as soon as possible.

A roadmap for 40 GW electrolyser capacity in the EU by 2030 shows a 6 GW captive market (hydrogen production at the demand location) and 34 GW hydrogen market (hydrogen production near the resource). A roadmap for 40 GW electrolyser capacity in North Africa and Ukraine by 2030 includes 7.5 GW hydrogen production for the domestic market and a 32.5 GW hydrogen production capacity for export.

If a 2×40 GW electrolyser market in 2030 is realised alongside the required additional renewable energy capacity, renewable hydrogen will become cost competitive with fossil (grey) hydrogen. GW-scale electrolysers at wind and solar hydrogen production sites will produce renewable hydrogen cost competitively with low-carbon hydrogen production (1.5-2.0 €/kg) in 2025 and with grey hydrogen (1.0-1.5 €/kg) in 2030.

By realizing 2×40 GW electrolyser capacity, producing green hydrogen, about 82 million ton CO2 emissions per year could be avoided in the EU. The total investments in electrolyser capacity will be 25-30 billion Euro, creating 140,000-170,000 jobs in manufacturing and maintenance of 2×40 GW electrolysers.

The industry needs the European Union and its member states to design, create and facilitate a hydrogen market, infrastructure and economy. Crucial is the design and realisation of new, unique and long-lasting mutual co-operation mechanisms on political, societal and economic levels between the EU and North Africa,Ukraine and other neighbouring countries.

The unique opportunity for the EU and its neighbouring countries to develop a green hydrogen economy will contribute to economic growth, the creation of jobs and a sustainable, affordable and fair energy system. Building on this position, Europe and its neighbours can become world market leaders for green hydrogen production technologies.

Download the full report here.

Green gases from sun and wind are a new opportunity for North Africa

By Jorgo Chatzimarkakis (Secretary General of Hydrogen Europe)

It was a matter of principle the European Commission President Ursula von der Leyen’s first visit abroad was to liaise with the African Union. This is not a coincidence as there are plenty of issues of common interest that look for answers and solutions. An important, if not the most critical, is the question of how to create both value and jobs on the African continent to a growing population that already suffers from the effects of climate change.

The production of renewable energy is obviously a possible option that also allows the EU to import green energy that can contribute to reaching the respective national targets that have evolved from the Paris Climate Agreement.

Solar energy resources are abundant in North Africa. Professor Ad van Wijk, from the Technical University in Delft, is an expert on renewable energies and has calculated the potential of using sun and wind energy from the Maghreb. The Sahara Desert is the sunniest year-round area in the world. It is a large area at 9.4 million square km, or more than twice the size of the European Union, that receives between 3,600-4,000 hours of on average yearly sunshine.

This translates into solar insolation levels of 2,500-3,000 kWh per square meter, per year. A fraction (8-10%) of the Sahara Desert’s area could generate the globe’s entire energy demand. What this shows is that it is only a matter of managing this huge amount of renewable potential.

In his publications, van Wijk highlights that the Sahara Desert is also one of the windiest areas on the planet, especially on the west coast.  The average annual wind speeds at ground level exceed 5 m/s in most of the desert and reaches 8-9 m/s in the western coastal regions. Wind speeds increase with height above the ground, and the Sahara winds are quite steady throughout the year.

Egypt’s Zaafarana region is comparable to Morocco’s Atlantic coast, with high and steady wind speeds. In Morocco, Algeria, Tunisia, Libya, and Egypt certain land areas have wind speeds that are comparable to offshore conditions in the Mediterranean, Baltic Sea and some parts of the North Sea.

Solar and wind resources are more than sufficient given that North Africa and could easily be a main source for the whole world’s energy needs. To date, the Maghreb exports natural gas from Algeria and Libya, with several pipeline connections to Spain and Italy. These pipeline connections have a capacity of more than 60 GW. In addition, there are two electricity transport cables, each with a capacity of 0.7 GW, between Morocco and Spain.

Rabat and Madrid signed a Memorandum of Understanding in 2019 to realise a third power interconnector of 0.7 GW, which will be used to export solar electricity from Morocco to Spain. The capacity of these electricity inter-connections, however, is much less than the capacity of the gas inter-connections.

For Africa and Europe, it would be therefore very interesting to unlock the renewable energy export potential in North Africa if the countries of the Maghreb convert this electricity into hydrogen and transport the energy via pipelines to Europe. Part of the natural gas grid could be converted to accommodate hydrogen. The construction of new hydrogen pipelines would be a cost-effective option, compared to the construction of electricity cables, to transport renewable energy to Europe.

The realisation of a large new 2,500 km, 66 GW capacity hydrogen pipeline from Egypt, via Greece to Italy, consisting of 2 pipelines, would require an investment of about €16.5 billion. With a load factor of 4,500 hours per year, an amount of 300 TWh or 7.6-million-ton hydrogen per year can be transported. The levelised cost for hydrogen transport by such a pipeline is calculated to be 0.005 €/kWh or 0.2 €/kg H2, which is a reasonable fraction of the total cost of delivered hydrogen.

These considerations might help to trigger a closer partnership between Europeans and their African neighbours, a development that could usher in the integration of the “African dimension” into the European Green Deal.

This would then free up bottlenecks that have already been created in Europe by not achieving a ramping up of the power grid, which hampers the ability to deliver more renewables into the energy system.

The First Executive Vice-President of the EU Commission and “Mr Green Deal”, Frans Timmermans, has said on many occasions that it’s one of his dreams to see the development of an energy partnership between Europe and Africa based on the enormous renewable potential. We should adapt all the instruments that we have at hand to make this dream a reality sooner rather than later.

This article appeared on:

Groningen doet nog niet genoeg met waterstof, zegt deze energieprofessor (maar gelukkig zijn er kansen zat)

Koning Willem-Alexander verrichte afgelopen juni de opening van de groene waterstofinstallatie Hystock in Zuidwending waar waterstof wordt geproduceerd voor auto's en vrachtauto's.
 Koning Willem-Alexander verrichte afgelopen juni de opening van de groene waterstofinstallatie Hystock in Zuidwending waar waterstof wordt geproduceerd voor auto’s en vrachtauto’s. Foto archief Kees van de Veen

Ondanks al lopende waterstofprojecten in Groningen moet die provincie veel meer doen met deze veelbelovende energiedrager. ,,Het moet allemaal veel grootschaliger.’’

Dat zegt de Delftse hoogleraar toekomstige energiesystemen Ad van Wijk. Hij was een van de experts die donderdag in Lelystad het woord voerden op de eerste Nationale Waterstofdag. Het evenement werd georganiseerd door de Wageningen Universiteit en TNO. Het superschone waterstof wordt door velen gezien als de brandstof voor de toekomst. De ontwikkeling komt echter moeizaam op gang.

,,Groningen moet straks voor duizenden mensen die nu nog in de gaswinning werken ander werk zoeken. En dat kan ook. De provincie zit in een unieke positie en beschikt over het uitgestrekte netwerk van gasleidingen, dat is prima geschikt voor waterstof. Bovendien zit er veel kennis op het gebied van gas en de handel daarin. Maar de provincie moet wel aan de bak. Groningen moet een voortrekker worden in het waterstofverhaal.’’

Van Wijk vindt dan ook dat Groningen meer moet investeren in waterstof. ,,Dat kan met de huidige lage rente ook prima. Je kunt nu bijna voor niets geld lenen.’’

Opschalen en opschalen

Van Wijk is niet de enige die pleit voor meer tempo. ,,Wat moet er nu gebeuren? Opschalen, opschalen en opschalen. En de kosten moeten omlaag’’, meent Noé van Hulst, ‘waterstof gezant’ van het ministerie van Economische Zaken en Klimaat.

Er wordt nog veel te weinig gebruikgemaakt van de schone brandstof. Om daar iets aan te doen voelt hij voor een meer verplichtende aanpak. ,,Je zou bijvoorbeeld kunnen bepalen dat in 2030 5 of 10 procent van het gas dat in de EU wordt gebruikt C02-vrij is. Zoals waterstof. Je hebt een hele harde vraagprioriteit nodig.’’

Marjan van Loon, president-directeur van Shell Nederland, erkende dat haar bedrijf ook al jaren met waterstof bezig is. De echte doorbraak is er eigenlijk nog steeds niet. Shell ziet vooral een rol voor de schone brandstof in zwaar transport en de scheepvaart en minder bij de verwarming van huizen. ,,Het is op dit moment nog wel een beetje chaotisch.’’

Mooie Toyota

Dat er zo weinig personenauto’s in ons land op waterstof rijden komt ook doordat haast nergens kan worden getankt. ,,Ik rij in een heel mooie zwarte Toyota Mirai, die op waterstof rijdt. Shell maakt zelf de benodigde waterstof voor de Mirai’s van de bedrijfsautopool’’, aldus Van Loon.

Ze wees erop dat het in Duitsland sneller gaat. ,,Daar zijn al 82 tankstations waar waterstof kan worden getankt.’’

Er is nog iets. Om groene waterstof te produceren, is duurzame stroom nodig, bijvoorbeeld uit wind- of zonne-energie. Die zet watermoleculen om in waterstof en zuurstof. ,,We hebben in Nederland veel meer groene stroom nodig. Vooral veel meer windenergie die op zee wordt opgewekt. Nederland moet veel grootschaliger denken, we moeten af van die kleine postzegels. Windparken op zee moeten veel groter worden en sneller aangelegd.’’

Van zonne-energie in ons land heeft ze minder verwachtingen. ,,Wind heeft een veel groter potentieel.’’


Ook Van Loon vindt dat ons land boft met de aanwezige gasinfrastructuur van 42.000 kilometer aan leidingen. Ze denkt dat elektrisch rijden en rijden op waterstof in de toekomst naast elkaar zullen bestaan. ,,Voor korte ritten in de stad is elektrisch handig, voor langere ritten op het platteland is de grotere actieradius van waterstof een oplossing.’’

Hoogleraar Van Wijk blijft optimistisch. Hij merkt op dat energie uit zon en wind ook al veel goedkoper is dan in het verleden. Het komt er volgens hem vooral op aan goedkope wind- en zonne-energie te vervoeren naar plekken waar het wordt gebruikt. Dat betekent bijvoorbeeld dat Nederland in de toekomst groene waterstof koopt die is gemaakt met goedkope zonnestroom uit de Sahel. ,,We importeren nu ook al 65 procent van onze energie.’’

Hij wijst op Japan, waar de ontwikkelingen op waterstofgebied razendsnel gaan. Zo zijn er al 500.000 waterstofinstallaties voor huishoudens verkocht. De komende Olympische Spelen worden de definitieve doorbraak. ,,Die draaien helemaal op waterstof. Zelfs de Olympische vlam brandt er op. Daar moeten alleen wel wat kleurstoffen aan worden toegevoegd.’’

Auteur: Gerdt van Hofslot. Bron

Wanneer gaan we aan de waterstof?

Al decennialang hoor je dat waterstof dé energiebron van de toekomst is. Of beter gezegd: energiedrager, volgens professor Ad van Wijk. Maar vooruitgang op dat gebied lijkt maar traag te gaan. Natuurlijk, de brandstofcel, die met waterstof gevoed wordt, werd jaren geleden al in de eerste auto’s ingebouwd en op sommige plekken in Nederland rijden autobussen op waterstof. Maar wanneer gaat waterstof, het meest voorkomende element in het heelal, op grote schaal toegepast worden?


AdvertentieAls het aan hoogleraar ‘energiesystemen van de toekomst’ Ad van Wijk ligt, heel snel. Volgens hem gaan we het met zonne- en windenergie binnen Nederland alléén niet redden. Dat betekent dat we duurzame energie van buiten het land moeten halen, bijvoorbeeld van grootschalige zonnecentrales in de Sahara. Maar hoe krijgen we die elektriciteit hier? “Via waterstof”, zegt Ad van Wijk. Dat moet volgens hem ook wel, want het huidige elektriciteitsnet slibt dicht. Dat tranport via waterstof is ook de droom van Eurocommissaris Frans Timmermans, die nu bezig is met zijn Green Deal.


Het werkt vrij eenvoudig: op de plek waar je zonnepanelen of windmolens hebt staan, zet je door middel van elektrolyse de opgewekte energie om in waterstof. Dat transporteer je via bestaande gasleidingen, die straks toch niet meer worden gebruikt, hierheen. Daarmee verlies je ook wel energie, maar het rendement blijft volgens Van Wijk hoog genoeg. Binnenkort komt minister van Economische Zaken en Klimaat Eric Wiebes, die waterstof in de energietransitie al onmisbaar noemde, met de kabinetsvisie over waterstof. De verwachtingen zijn hoog, temeer omdat elektriciteit uit wind en zon nu zo goedkoop zijn geworden.


Podcast waterstof in 15 minuten

Waterstof speelt een prominente rol in het klimaatakkoord. Zo ziet het kabinet in de toekomst een belangrijke rol weggelegd voor waterstof in mobiliteit en de industrie. Vooral zwaar transport, bijvoorbeeld vrachtwagens, OV-bussen en dieseltreinen kunnen op waterstof gaan rijden. Ook speelt waterstof een rol als energiedrager voor duurzaam opgewekte energie. Maar wat is dat dan eigenlijk: waterstof? Ad van Wijk, professor Future Energy Systems bij de TU Delft en gastprofessor bij het KWR Water Research Instituut, legt het in 15 minuten uit.

De wereld kan op waterstof rekenen

Vier vragen over waterstof als energiebron In zijn dromen haalt Eurocommissaris Frans Timmermans waterstof uit de Sahara om vuile energiebronnen te vervangen. Waterstof is de toekomst, zeggen experts. Hoe kunnen we waterstof gaan gebruiken?

Er is veel optimisme over waterstof als energiebron. De komende Olympische Spelen in Tokio staan volledig in het teken van de energiedrager.
Er is veel optimisme over waterstof als energiebron. De komende Olympische Spelen in Tokio staan volledig in het teken van de energiedrager.Foto Behrouz Mehri/AFP 

Betere reclame voor waterstof is niet denkbaar. De komende Olympische Spelen in Tokio staan volledig in het teken van deze energiedrager. Voor alles in het olympisch dorp wordt waterstof ingezet, of het nu om transport, stroom of warm water gaat. En na de Spelen deze zomer gaan 10.000 Japanners in de ‘waterstofstad’ wonen om het klimaatvriendelijke initiatief een vervolg te geven.

Mooi dat zo’n grootschalig evenement zo schoon kan verlopen. Eén kanttekening is er wel. De waterstof die nu per schip op weg is naar Japan, werd in Australië gewonnen uit bruinkool, dat voor nog meer uitstoot zorgt dan steenkool. „Natuurlijk zit er veel symboliek in”, zegt gasexpert René Peters van TNO, „want de uitstoot van CO2 heeft in Australië plaatsgevonden en nu heeft Japan schone energie. Tegelijkertijd laat het initiatief wel zien dat we met waterstof ons hele energiesysteem kunnen vergroenen.”

Niets lijkt onmogelijk met waterstof, maar er moeten eerst nog heel wat praktische bezwaren worden weggenomen, zoals het gebruik van Australische bruinkool laat zien. „Toch vind ik het opvallend dat eigenlijk iedereen een grote toekomst ziet voor waterstof. Van overheid tot industrie, van maatschappelijke organisaties tot de wetenschap”, zegt Peters van TNO, dat eind vorig jaar een aantal ‘webinars’ over waterstof organiseerde.

Dat optimisme uit zich in allerhande initiatieven. Bedrijven vinden elkaar in pilots, in het klimaatakkoord van afgelopen zomer wordt toekomstig gebruik van waterstof tientallen keren genoemd en Noord-Nederland tracht als Hydrogen Valley met Europees geld het succes van Silicon Valley na te jagen. Klimaatminister Eric Wiebes (VVD), die waterstof in de energietransitie onlangs in de Tweede Kamer „onmisbaar” noemde, komt in het eerste kwartaal van dit jaar met een kabinetsvisie over het meest voorkomende element in het heelal.

Luister ook naar deze aflevering van onze podcastserie NRC Vandaag: Gaat waterstof het klimaat redden?

1 Waarom krijgt waterstof zo’n grote rol toegedicht?

Om verdere opwarming van de aarde zoveel mogelijk tegen te gaan, moeten we de uitstoot van broeikasgassen geleidelijk staken. Dat betekent in de praktijk stoppen met het verbruik van fossiele brandstoffen, zoals olie en gas. Dat is mogelijk door te elektrificeren, zoals nu al met de auto gebeurt. De cv-ketel kan worden vervangen door een elektrische warmtepomp. Voorwaarde is dan wel dat er voldoende groene stroom is, via bijvoorbeeld wind en zon.

Maar dan zijn we er nog niet. Anders dan olie en gas is stroom veel moeilijker op te slaan. Die opslag is noodzakelijk om op piekmomenten of op dagen zonder wind niet zonder elektriciteit te zitten. Ondanks de verbeterde technologie blijft het gebruik van accu’s duur. Veel beter is het om de stroom op te slaan als groene waterstof. Dat kan bijvoorbeeld in lege zoutcavernes, zoals dat nu al gebeurt met aardgas.

„Het voordeel van waterstof is dat veel van de benodigde technologie al lang bestaat”, zegt Ad van Wijk, hoogleraar toekomstige energiesystemen in Delft. „Doordat stroom uit wind en zon zo goedkoop aan het worden is, krijgt de ontwikkeling van waterstof nu een enorme impuls. Drie jaar geleden spraken we nog nauwelijks over waterstof, terwijl wij het al decennia gebruiken. Vijftig jaar geleden werd vloeibare waterstof al gebruikt bij raketlanceringen.”

2 Hoe wordt waterstof geproduceerd?

Niet alle waterstof is even vriendelijk voor het klimaat, zoals het ‘olympisch’ gas uit Australië laat zien. Daar gaat het om zogeheten grijze waterstof, die zowel met aardgas als steenkool kan worden geproduceerd. Stoom van wel 700 graden reageert onder druk met aardgas, waardoor je CO2 en waterstof krijgt. Als losse stof komt waterstof op aarde niet voor.

Het is ook mogelijk om die CO2 niet de schoorsteen uit te laten vliegen. Door het broeikasgas af te vangen en bijvoorbeeld op te slaan in lege gasvelden onder de zeebodem, voorkom je schadelijke uitstoot. De waterstof die op deze manier wordt geproduceerd, heet dan blauwe waterstof.

Bij groene waterstof wordt helemaal geen kolen of gas meer gebruikt. Die wordt geproduceerd via elektrolyse: de duurzame stroom wordt met water in contact gebracht, waardoor de watermoleculen zich splitsen in waterstof en zuurstof. Dat proces kan je daarna ook weer omkeren met als resultaat water, warmte en stroom.

Netbeheerder Tennet, de Gasunie en de Roterdamse haven kijken naar de mogelijkheid om een waterstofeiland in de Noordzee aan te leggen. Daar kan dan stroom van windparken worden opgeslagen met behulp van waterstof. „Vooral voor windparken die meer dan honderd kilometer uit de kust liggen, kan dat een uitkomst zijn”, zegt Peters van TNO.

Het gebruik van waterstof heeft als voordeel dat de windparken dan niet meer aan het stroomnet hoeven worden gekoppeld, waarvoor geen extra investeringen in het netwerk meer nodig zijn. „Waterstof kan dan via bestaande pijpleidingen, zoals gaspijpledingen, aan land komen. Door de opslag in moleculen wordt de capaciteit veel groter. Het toch al zwaar belaste stroomnetwerk in Nederland heeft een capaciteit van slechts 20 gigawatt, terwijl het gasnetwerk een capaciteit kent van 350 gigawatt, waarvan een deel vrijkomt als de Groningse gaswinning stopt.”

Nadeel is wel dat er veel verlies optreedt bij de omzettingen. Een derde van de stroom verlies je volgens TNO bij de elektrolyse (van stroom naar waterstof) en nog eens de helft op de terugweg, van waterstof naar stroom.

Is het dan een aantrekkelijk alternatief, als twee derde verloren gaat? Toch wel, zegt Van Wijk, die denkt dat het verlies in de praktijk eerder de helft zal zijn dan twee derde. „In een duurzaam energiesysteem moet je kijken naar de totale kosten en niet alleen naar de efficiëntie. Stel dat wij in de toekomst stroom halen uit de Sahara die 1,5 cent per kilowattuur kost. De goedkoopste stroom kost hier 5 tot 6 cent, zonnestroom zelfs 8 tot 9 cent. Daar leveren zonnepanelen twee- tot driemaal zoveel op als hier, terwijl bijvoorbeeld grondkosten daar ook lager zijn. Ondanks het verlies bij de omzetting en ondanks de transportkosten van waterstof kan dat altijd nog rendabel zijn.”

3 Hoe kunnen we waterstof gaan gebruiken?

Het voorbeeld van de Sahara geeft Van Wijk niet zomaar. Volgens de Delftse hoogleraar kan waterstof een grote rol gaan spelen in de import van zonne- en windstroom uit Noord-Afrika. Mede door een recent artikel hierover heeft hij in Eurocommissaris Frans Timmermans inmiddels een medestander. „In mijn dromen zou ik een partnerschap aangaan met Noord-Afrika en ze daar helpen grote zonneparken aan te leggen, deze energie om te zetten in waterstof en die waterstof via bestaande gaspijplijnen naar Europa te transporteren”, zei Timmermans afgelopen najaar in het Europees Parlement.

We hebben in Nederland al snel het idee dat er niet voldoende plek is voor duurzame energie. En dat klopt ook voor Nederland, zegt Van Wijk. Maar dat geldt niet als je mondiaal kijkt. Volgens zijn berekeningen is het voldoende om 8 procent van de Sahara vol te zetten met zonnepanelen om de wereld van energie te voorzien. „In ons denken zit ingebakken dat we het allemaal zelf moeten opwekken. Maar we importeren nu ook al de helft van onze energieconsumptie en dat wordt alleen maar meer. Er wonen hier veel mensen en we hebben niet de beste wind, en zeker niet de beste zon. Dan wordt waterstof een uitkomst.”

Nederland kan volgens de Delftse hoogleraar juist profiteren van de transitie van aardgas naar waterstof. „Ik zie een grote rol voor ons weggelegd. Het gasnetwerk van Europa begint in Nederland. Met wat aanpassingen is dat ook geschikt voor waterstof. We hebben de kennis, we hebben de terminals om het op te slaan. De potentie van de Noordzee zie ik echt wel, maar dat is niet eens genoeg voor de helft van ons verbruik.”

We hebben hier niet de beste wind, en zeker niet de beste zon

Ad van Wijk hoogleraar Delft

Los van de stroomproductie kan waterstof ook dichter bij huis worden gebruikt. „Waterstof kan een belangrijke rol gaan spelen in het transport. Dan moet je vooral denken aan zwaar wegtransport en scheepvaart”, zegt Peters. Ook in de gebouwde omgeving zijn die mogelijkheden. In het Engelse Leeds is het gasnetwerk geschikt gemaakt voor waterstof, en de stad wil vanaf 2026 in zeven jaar overstappen op waterstof. „Daar is het plan om wijk voor wijk om te gaan. In Nederland verwacht ik eerder dat waterstof aan het gas wordt toegevoegd. Als je overal 10 procent bijmengt, heb je het jaarlijks over 1 miljard kuub voor huishoudens. Dat is een gigantische hoeveelheid”, zegt Peters.

De vraag is wanneer het gebruik van waterstof echt op gang gaat komen. Nu zijn veel bedrijven nog met bescheiden experimenten bezig. In een recente toekomstvisie verwacht de Gasunie dat het gebruik van waterstof pas in 2030 echt op gang komt. Een realistische verwachting, vindt Peters. „Iedereen hikt nu nog tegen het kip-eiprobleem aan. De productie gaat pas echt beginnen als er een markt is en een goede infrastructuur voor transport en opslag.”

Net als Van Wijk ziet Peters geen technische problemen voor waterstofgebruik op grote schaal. De brandstofcel waarin waterstof en zuurstof bij elkaar komen, bestaat bijvoorbeeld voor de auto. Ook de eerste cv-ketels die raad weten met aardgas en waterstof komen nu op de markt . „Het belangrijkste is de kosten van de omzetting van stroom naar waterstof naar beneden te krijgen.”

4 Is waterstof gevaarlijk?

Net als aardgas is waterstof brandbaar, maar het leidt niet tot meer explosiegevaar. Vanwege zijn hogere vluchtigheid stijgt waterstof sneller op dan aardgas waardoor de kans op explosies kleiner is.

Inmiddels is er al veel ervaring met het gebruik van waterstof. Het is al jaren een belangrijke grondstof in de industrie, bijvoorbeeld voor het kraken van olie, het ontzwavelen van fossiele brandstof of de productie van kunstmest. Op dit moment verbruikt de Nederlandse industrie jaarlijks 800.000 ton waterstof en dat staat gelijk aan bijna 9 miljard kubieke meter.

„Voor veel mensen heeft brandbare waterstof inderdaad een gevaarlijke klank. Maar in de industrie is enorm veel ervaring met productie en gebruik”, zegt Peters van TNO. Al zal de veiligheid nog wel de nodige aandacht krijgen als waterstof daadwerkelijk huishoudens binnenkomt. „Dan moet je natuurlijk ook gaan denken aan de hobbyist die op het idee komt om het waterstofleidinkje in zijn keuken even te verlengen.”

Oorspronkelijk verscheen dit artikel op:

Deutschland will Wasserstoff aus der Wüste

Christian Schaudwet

von Christian Schaudwet

veröffentlicht am 25.11.2019

Bei ihren Plänen für CO2-neutralen Wasserstoff setzt die Bundesregierung auf Importe aus dem sonnenreichen Süden. Marokko signalisiert Interesse. Bis zur ersten Lieferung könnte es allerdings lange dauern. Vorrang hat für das Königreich erst einmal die Selbstversorgung.

Die Bundesregierung will im Dezember ihre mit Spannung erwartete Strategie für eine klimafreundliche Wasserstoffwirtschaft vorlegen. Jüngste Äußerungen aus der schwarz-roten Koalition deuten darauf hin, dass es sich bei dem Papier im Wesentlichen um eine Importstrategie handeln wird. Grüner Wasserstoff soll aus sonnenreichen Ländern Südeuropas, Nordafrikas oder aus dem Nahen Osten eingeführt werden, blauer Wasserstoff aus Erdgas könnte aus Norwegen oder Russland kommen. Wasserstoff aus dem Ausland begeistert die Energieplaner, er soll Deutschland helfen, seine Klimaziele zu erreichen – ganz ohne Koalitionsstreit über Mindestabstände und ohne besorgte Bürger wie bei der Windenergie.

Die grüne Variante wird per Elektrolyse mithilfe von Solar-und Windstrom gewonnen (Power-to-Gas/Power-to-X). Unter den möglichen Lieferanten profiliert sich bisher vor allem das stabile Marokko. Dort sind Ausschreibungen für Pilotanlagen mit Beteiligung ausländischer Unternehmen in vollem Gange. An Bord sind bereits die Fraunhofer-Institute für Mikrostruktur von Werkstoffen und Systemen (Halle) und für Grenzflächen und Bioverfahrenstechnik (Stuttgart). Sie und das Fraunhofer Institut für Innovation und Systemforschung (München) stehen seit Längerem in Kontakt mit dem marokkanischen Forschungsinstitut für Solar- und Erneuerbare-Energien (Iresen). Bei Iresen in der Hauptstadt Rabat laufen die Fäden für die Power-to-X-Forschung des Landes zusammen.

Badr Ikken, der Generaldirektor des Iresen, ist optimistisch, dass die deutsch-marokkanischen Gespräche Früchte tragen: „Ich habe den Eindruck, dass in Deutschland Interesse an einer wirklich gemeinsamen Entwicklung besteht“, sagte er im Gespräch mit Tagesspiegel Background. Ikken, der in Deutschland Maschinenbau studiert und danach unter anderem für ein Fraunhofer-Institut gearbeitet hat, nimmt am heutigen Montag neben anderen Vertretern Marokkos am „Desert Energy Leadership Summit“ in Berlin teil. Veranstalter ist die Agentur Dii DesertEnergy, die aus dem einstigen Desertec-Konsortium hervorgegangen ist. Desertec hatte sich in den Nullerjahren den Import nordafrikanischen Solarstroms zum Ziel gesetzt, doch viele der anfangs beteiligten Unternehmen verloren angesichts der Komplexität und Langwierigkeit des Vorhabens das Interesse.

Aus den Fehlern von Desertec lernen

Ikken blickt kritisch auf diese Zeit zurück: „Der Fehler war, dass man nur über den Export des Stroms sprach. Dabei brauchte Marokko damals so dringend Strom, dass es ihn oft aus Europa importieren musste.“ Desertec habe neben seriösen Akteuren auch viele Opportunisten angezogen, „die nur schnell Geld verdienen wollten“, sagte Ikken. Daraus müsse man für die Perspektive einer Power-to-X-Kooperation lernen: „Wir müssen einen gesunden, nachhaltigen Rahmen schaffen, in dem die wirtschaftlichen und sozialen Interessen von Marokko ebenfalls vertreten sind.“

Dem Königreich geht es beim ersten Power-to-X-Pilotprojekt „Green H2A“, das in einem bestehenden Industriepark angesiedelt und von Fraunhofer-Instituten begleitet werden soll, vor allem um Wasserstoff für die Produktion von Ammoniak. Der marokkanische Phosphatverarbeiter OCP ist einer der weltgrößten Hersteller von Düngemitteln und benötigt riesige Mengen von Ammoniak, die er bisher importieren muss. Das gasförmige Vorprodukt wird aus Wasserstoff und Stickstoffhergestellt. Nahziel der gerade entstehenden „Power-to-X-Roadmap“ Marokkos und der dafür zuständigen Kommission ist es, OCP mit Ammoniak aus heimischer Produktion zu versorgen, dessen Wasserstoffanteil per Power-to-X gewonnen wird. Auch eine Methanol-Produktion auf Grundlage von Power-to-X ist im Gespräch. An einen Export von Wasserstoff nach Europa denken die Marokkaner erst mittel-bis langfristig.

Die notwendigen Grünstromkapazitäten baut das Land gerade auf – unter anderem mit Unterstützung der deutschen Förderbank KfW. Im Jahr 2016 ging das solarthermische Kraftwerk Noor Ouazarzate in Betrieb – mit einer Leistung von 510 Megawatt ist es eine der größten CSP-Anlagen der Welt (Concentrated Solar Power). „Das große Solarprojekt Noor Ouazarzate und einige Windprojekte – wir haben jetzt Erfahrung mit grüner Stromerzeugung“, sagte Iresen-Chef Ikken. Nun mache sich Marokko bereit für Power-to-X. Die Preise für Wind- und Solarstrom sänken weiter – „Wenn sie bei zwei Cent pro Kilowattstunde sind, wird es sehr interessant für die Wasserstoffproduktion.“

Per Pipeline durchs Mittelmeer

Marokko, das seinen Strombedarf bisher zum größten Teil noch aus Kohle, Gas und importierter Elektrizität deckt hat, will bis zum Jahr 2030 einen Erneuerbaren-Anteil von mindestens 52 Prozent in seinem Netz erreichen. Zugleich, sagte Ikken, biete das Land gute Bedingungen für den Betrieb von Elektrolyseuren. Mit vergleichsweise konstanter Stromerzeugung aus Erneuerbaren dank starker Sonneneinstrahlung und stetiger, kräftiger Winde ließen sich solche Anlagen mit einem hohen Auslastungsgrad betreiben.

Als mögliche Wasserstoff-Lieferländer in der sogenannten Mena-Region (Middle East North Africa) gelten unter Experten auch Oman und die Vereinigten Arabischen Emirate, wo Siemens zur Weltausstellung Expo 2020 in Dubai einen Elektrolyseur aufstellen soll. Sogar Saudi-Arabien zeige Interesse, heißt es. Der Ölstaat will mit dem Börsengang seines Ölkonzerns Saudi Aramco unter anderem die Technologiestadt Neom finanzieren, in der auch eine Wasserstoff-Infrastruktur Platz haben könnte.

Auch zum Transport der begehrten grünen Moleküle von Nordafrika nach Europa gibt es bereits Überlegungen: Die niederländischen Energiexperten Ad van Wijk (TU Delft) und Frank Wouters (Dii Desert Energy), die an der heutigen Dii-Konferenz in Berlin teilnehmen, schlagen in ihrer Studie „Hydrogen – the Bridge between Africa and Europe“ vor, bestehende Erdgaspipelines durchs Mittelmeer für den Transport von Wasserstoff umzurüsten und gegebenenfalls zusätzliche Leitungen zu legen. Das sei kostengünstiger als ein Transport per Tankschiff. In diesem Szenario führen die Unterseeleitungen den Wasserstoff zunächst nach Südeuropa – Deutschland läge aus nordafrikanischer Sicht demnach eher an der Peripherie eines solchen Wasserstoffnetzes.

Ammoniak-Produktion hat Priorität

Dennoch ist das Interesse hierzulande groß: „Die Bundesregierung hat das Potenzial relativ früh erkannt – nicht nur aus Gründen der Energieversorgung, sondern auch, weil es Perspektiven für deutsche Unternehmen bietet“, sagte Iresen-Chef Ikken. Schon vor Jahren hat Deutschland Energiebande mit Marokko geknüpft. Seit 2012 besteht die bilaterale Energiepartnerschaft „Parema“, die von der Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) koordiniert wird. Eines der Themen von Parema ist Power-to-X. Dies sei „insbesondere bei der deutschen Energieindustrie hinsichtlich möglicher Importchancen auf großes Interesse“ gestoßen, heißt es dazu bei der GIZ.

Auch das Fraunhofer Institut für Innovation und Systemforschung (ISI) setzt große Hoffnungen in Marokko. Es hat das Power-to-X-Potenzial des Landes analysiert: „Zwei bis vier Prozent der weltweiten Nachfrage nach PtX – ein Markt von 100 bis 680 Milliarden Euro im Jahr 2050 – könnten von Marokko gedeckt werden“, sagte der zuständige Fraunhofer-ISI-Projektleiter Wolfgang Eichhammer bei der Vorstellung einer entsprechenden Studie im September. Besonders großes Potenzial habe Marokko für Power-to-X zur Ammoniak-Produktion für Eigenbedarf und Export.

Letzteres allerdings dürfte von der Bundesregierung kritisch gesehen werden. Denn falls Marokko sich beim Aufbau einer Power-to-X-Industrie tatsächlich auf die Produktion und den Export des margenträchtigeren Ammoniaks konzentriert, bliebe weniger Wasserstoff übrig, den das Land nach Deutschland exportieren könnte.

Ohnehin: Gemessen an der Häufigkeit, Dringlichkeit und Selbstgewissheit, mit der deutsche Politiker und Wirtschaftsvertreter derzeit für einen strategischen Wasserstoffimport aus dem sonnenreichen Süden argumentieren, mutet der Entwicklungsstand einer möglichen Exportstruktur in Marokko und anderswo in der Mena-Region noch embryonal an. Ein Erneuerbaren-Experte in Abu Dhabi drückt es so aus: „Bisher sind alle nur am studieren.“

Origineel verscheen eerder op:

Conferentie Bits, Bricks & Behaviour 2019

Ieder jaar organiseert de Nederlandse Branchevereniging voor Gebouw Automatisering de conferentie Bits, Bricks & Behaviour. Het doel van de conferentie is om de ontwikkelingen binnen gebouw automatisering aan te kaarten en om eindgebruikers met leveranciers van producten/diensten in contact te brengen.

Gebouweigenaren, vastgoedbeleggers/-investeerders, projectontwikkelaars, directies en facility managers worden uitgenodigd om kennis met elkaar te delen en besef te creëren over de mogelijkheden voor een duurzamer Nederland.

Tijdens deze conferentie gaf ik een lezing over de rol van waterstof in de energietransitie, hieronder de podcast, het artikel, en de handouts.

‘Waterstof speelt vooraanstaande rol bij energietransitie’

30 september 2019 door FHI Gebouw Automatisering

Nu de regering concrete klimaatplannen en –doelen heeft opgesteld, is de energietransitie in Nederland in een hogere versnelling gezet. Waterstof speelt bij de omslag naar een duurzame energievoorziening een vooraanstaande rol, ook in de gebouwde omgeving, zegt Ad van Wijk, duurzame energieondernemer en deeltijd Professor Future Energy Systems aan de TU Delft.

Ad van Wijk
Ad van Wijk

Tijdens het aankomende Bits, Bricks & Behaviour conferentieprogramma op 5 november zal Ad van Wijk zijn visie op de rol van waterstof voor onder andere ruimteverwarming toelichten. Maar over een ding is de professor glashelder: waterstof heeft in zijn ogen een aantal voordelen ten opzichte van (groene) elektriciteit. Maar beide heb je nodig . Hij legt uit: “Waarom is waterstof in het energiesysteem belangrijk? Het korte antwoord: het is een energiedrager, net als elektriciteit, maar het is veel goedkoper te transporteren. Door een pijplijn waterstof pompen is goedkoper dan stroom door een kabel. En je kunt een veel groter energievolume goedkoop opslaan. Dat is van groot belang voor seizoensopslag.”

Juist de mogelijkheden voor seizoensopslag maakt waterstof voor de gebouwde omgeving – een sector waarin tijdens het maken van de Nederlandse klimaatplannen een aparte ‘klimaattafel’ voor was ingesteld – een groot pluspunt: “We gebruiken in de gebouwde omgeving voor onze verwarming in de winter nu eenmaal veel meer aardgas dan in de zomer. Dat is nu al een uitdaging: ieder uur van de dag pompen we eenzelfde hoeveelheid aardgas uit de aardbodem. Daarom slaan we vooral in de zomer aardgas op in grote zoutkoepels om dit in de winter te kunnen gebruiken.”

En deze al bestaande buffering biedt volgens Van Wijk uitstekende mogelijkheden voor de energietransitie: “Als je uitsluitend met elektrische warmtepompen aan de slag gaat, zal je in de winter veel meer stroom nodig hebben. Hoe los je dat op? Het waait wel iets meer in de winter, maar de opbrengst uit zonne-energie is in die periode veel minder. Batterijen zijn momenteel alleen goed voor dag/nacht opslag, of misschien tot een week. Waterstofopslag in zoutkoepels is een veel goedkopere oplossing voor seizoensopslag. In een zoutkoepel kun je zo’n 6.000 ton aan waterstof opslaan, dat is ongeveer gelijk aan 17 miljoen thuisbatterijen van 14kWh elk. Een installatie bij een zoutkoepel kost zo’n 100 miljoen Euro, maar die batterijen kosten 24 miljard Euro Seizoensopslag met waterstof is dus veel goedkoper.”

‘Combineer elektriciteit en waterstof’

Maar volgens de waterstofkenner zijn er meer voordelen, vooral door elektriciteit en waterstof op een slimme wijze te combineren. Dat kan met name nuttig zijn in oude binnensteden: “Een gemiddeld huis heeft een aansluiting op het gasnet en een aansluiting op het elektriciteitsnet. Het aansluitgemiddelde ligt voor stroom op 3kW en voor aardgas op 30kW. Het aardgasnet ligt er al en kan vrijwel probleemloos voor waterstof worden gebruikt. Als je het hebt over het aanbrengen van een versnelling in de energietransitie, dan is het ook verstandig om tijdens de piekvraag warmte te produceren met een ander gas, waar geen CO2 in zit. Denk aan een hybride warmtepomp/waterstofketel-oplossing. De basislast doe je op elektriciteit met de warmtepomp. Als het heel koud is gebruik je de waterstofketel. Zo is het minder snel noodzakelijk om het elektriciteitsnet enorm te verzwaren.”

Ondanks de potentiële voordelen van waterstof is het voor de duurzaamheidsdoelstellingen richting 2030 (49% minder CO2-uitstoot ten opzichte van 1990) en 2050 (Een CO2-reductie van 95 procent) wel essentieel dat de waterstofproductie zelf vergroend wordt. Van Wijk: “We gebruiken waterstof al heel veel in de chemie en petrochemie. Maar dat is grijze waterstof, gewonnen uit aardgas. In de toekomst wil je waterstof maken zonder CO2-uitstoot. Je kunt de CO2 afvangen, , en deze ondergronds opslaan in een leeg gasveld. Dan heb je blauwe waterstof. Uiteindelijk wil je groene waterstof opwekken uit duurzame bronnen. De grootste bijdrage zal behaald moeten worden door het produceren van waterstof uit zon en wind elektriciteit.“

Toch moeten we niet de verwachting hebben dat we met alle Nederlandse verduurzamingsplannen onze huidige energiehonger kunnen stillen, zegt de professor: “In Nederland kunnen we niet aan onze volledige energievraag voldoen door dit zelf duurzaam op te gaan wekken. Daar is ons land te klein voor. Dus we moeten heel veel duurzame energie gaan importeren. Bijvoorbeeld door in de Sahara of Australië heel veel zon en wind te bouwen, waardoor waterstofproductie relatief goedkoop is. Deze energie kun je per pijpleiding transporteren of als vloeibare waterstof per schip vervoeren. Dit is veel goedkoper dan wanneer je het in de vorm van elektriciteit via kabels gaat vervoeren.”

Hij vervolgt: “Als je toch geheel onafhankelijk wil zijn, dan moet je accepteren dat we nog veel meer zonnepanelen en windmolen op land gaan plaatsen en dat energie veel meer gaat kosten. Maar de mijnen in Limburg zijn ook dichtgegaan omdat de import van kolen uit Zuid-Afrika goedkoper bleek.”

Klimaatakkoord: positief en negatief geladen

Van Wijk is naar eigen zeggen zeker niet ontevreden over de plannen van het kabinet om het fossiel ingestelde Nederland in enkele decennia om te toveren tot een voorloper in groene energie: “Waterstof wordt benoemd in het klimaatakkoord. Het is hoger op de agenda gekomen, maar nog niet op het niveau waar het moet zijn. In het plan voor de gebouwde omgeving lees ik dat waterstof pas na 2030 komt, dat is te laat.”  En hij noemt nog een kritiekpunt: “De politiek kijkt nu toch wel erg binnen de Nederlandse grenzen. Er staat geen enkele paragraaf over wat er buiten ons land gebeurt. Dat is toch wel kortzichtig te noemen.”

Hij pleit daarom voor een sprong vooruit, mede door de goede uitgangspositie van ons land, een pleidooi dat FHI eerder kon optekenen uit de mond van Ruud Koornstra tijdens WoTS 2018. Volgens de professor komt er door de versnelde afbouw van de aardgaswinning snel capaciteit vrij op het leidingennetwerk, zorgt de gasrotonde voor mogelijkheden tot import en export van waterstof en zal de bouw van offshore windparken de productie van groene waterstof kunnen aanjagen.

En, niet onbelangrijk, vrijwel alle benodigde technologie is beproefd en direct voorhanden: “Elektrolysers en zoutkoepels voor productie en opslag van waterstof bestaan al tientallen jaren. Dat is niks nieuws, net als het vloeibaar maken van waterstof. Daarmee schieten we onze rakketten de lucht in. Het probleem is dat het om een systeemverandering gaat. Dat werkt alleen als de nationale overheid een stevige regie voert over hoe we dat gaan doen.”

Door: Dimitri Reijerman

Download hier de handout van de presentatie.