Europe bids to lead renewable hydrogen revolution

The European Union intends to do with hydrogen what it failed to do with solar and batteries: lead the world.

Clean hydrogen – which ultimately means green or renewable hydrogen made from solar- or wind-powered electrolysis – is one of the European Commission’s top priorities, Commission Vice President Frans Timmermans said recently at the launch of the EU’s post-coronavirus recovery package. The Commission is due to unveil a European hydrogen strategy and a sector integration strategy focused on decarbonising industry on June 24. Ahead of this, the newsflow around hydrogen has exploded. Climate campaigners say hydrogen is indispensable to Europe’s ambition for net zero greenhouse gas emissions by 2050. At the same time, they are worried. “The risk is that the [hydrogen] hype triggers a reversal of priorities,” said Dries Acke, head of the energy program at the European Climate Foundation (ECF), a Brussels-based think tank. “Energy efficiency, renewables and direct electrification are the bulk solutions. Hydrogen is essential to get to net zero in certain sectors like industry but we are talking about the last 20% of emission reductions,” he said. National hydrogen strategies, the most recent of which has just been unveiled in Germany, target heavy industry and long-distance transport. But for many advocates hydrogen has a vital role to play across the energy system. “Even if all production and consumption was electric, more than half of that power would have to be converted to hydrogen for [cost-effective] transport and storage,” said Ad van Wijk, professor for future energy systems at Delft University of Technology in the Netherlands and a founding father of the hydrogen economy concept. “In a sustainable energy system, you calculate in terms of system costs, not efficiency,” he said. As such, it made more sense to generate renewable power in the Sahara and import it to the Netherlands in the form of hydrogen, even with the energy losses that conversion entailed, than to install solar and electrolysers in the Netherlands. There is a general consensus that most of Europe’s future hydrogen demand would be met by imports. This is recognized in the German strategy, which puts aside Eur2 billion in hydrogen subsidies to develop production partnerships with third countries. A study by German think tank Agora Energiewende in March highlighted the importance of cooperation within Europe. It warned the number of offshore wind turbines expected to be squeezed into the German section of the North Sea risked reducing full-load hours from 4,000-5,000 per year to 3,000/yr.

Hydrogen hedge

The business case for green hydrogen is tied up with that for renewables. It can improve the business case for offshore wind in particular by avoiding additional pressure on an already overloaded grid. Hydrogen can also provide renewables with a business case when the electricity system cannot. “Conversion to hydrogen is a kind of hedging for a renewables investor,” said Emmanouil Kakaras, head of new business at Mitsubishi Power Europe. For hydrogen advocates like Van Wijk and Kakaras, the biggest challenge to a clean hydrogen economy is getting the right regulations in place. “EU policy is trying to repeat the success story of renewables,” said Kakaras. “But there is a big difference: unlike solar and wind, green hydrogen production is driven by operational not capital expenditure. 80% of the cost depends on the electricity price.”

German tax boost

This is why the German government’s pledge to “look into” removing taxes and levies on power used for hydrogen production is as important as its ambition for 5 GW of domestic electrolysis capacity by 2030. “You need an electricity price which is expensive enough to make renewable power viable and low enough to make the hydrogen produced from it competitive with gas,” Kakaras said.

In practice, stakeholders are pushing for Contracts for Difference for green hydrogen. The German government has said it would pilot these for steel and chemicals. And this is where stakeholders diverge: hydrogen enthusiasts want policymakers to promote green hydrogen – and, to get things started, blue hydrogen made from natural gas with carbon capture and storage (CCS) – across the economy. Climate campaigners say hydrogen should be steered to where it has the greatest value, namely industry, long-distance transport and seasonal storage of electricity. They also want a clear definition of what “clean” hydrogen is before it is promoted.

“There is a risk of policy before definitions,” said Acke. “Hydrogen is not a technology, it is an energy carrier that can be produced clean or dirty.”

Blending debate

There is a split over blending hydrogen with natural gas. “Blending is essential to help ramp up clean hydrogen production and its transport and distribution, and begin the process of the gas switch,” said Eva Hennig, head of EU energy policy for Thuega, a network of local German utilities. If Europe adopted a 55% emission reduction target for 2030, Germany would need to decarbonise gas for heating, she said. Climate campaigners argue that heat pumps and district heating are more cost-effective for space heating. Others say that hydrogen is too valuable to mix with natural gas, both in climate and economic terms.

Eurogas study

On June 9 energy consultants DNV GL presented preliminary results from a year-long study commissioned by Eurogas into how to decarbonise the European gas sector. They modelled a scenario that hits the EU’s decarbonisation targets for 2030 and 2050, but with more gas and at lower total cost – mainly due to less grid build-out – than one of the European Commission’s main net-zero scenarios.

The Eurogas version has nearly equal shares of electricity (36%) and renewable or decarbonised gas (32%) in final energy demand in 2050, versus the Commission’s 51% versus 20%. Variable renewables make up half the electricity mix in 2038 rather than 2032. But the carbon price also reaches just €100 a tonne in 2050, rather than €350 a tonne.

CCS assumptions

A big difference between the two scenarios is in the power sector. The Eurogas scenario has a lot more negative emissions from power plants – essentially from CCS applied to biomethane or biomass – to offset emissions in other sectors, notably transport and buildings. The consultants have assumed that CCS becomes viable at Eur100-Eur110/metric tonne. Both scenarios rely heavily on the technology, above all in power plants which is where it has thus far failed to get off the ground.

Nor is everyone convinced it ever will. CEO of Enel Francesco Starace told a May 28 webinar that Enel would not re-invest in CCS: “For us, CCS is a dead-end.” He added: “The future of natural gas will be decided more by what renewables can do than what gas can do.”

In the long run, CCS becomes less important for hydrogen production than electrolysis. By 2050, one MWh of green hydrogen will cost a quarter that of hydrogen made from natural gas with CCS, estimates DNV GL. Cheap wind and solar power are “the game-changer”, says Van Wijk. The Eurogas study does not model powerfuels, or hydrogen-derived liquid fuels, because they were “too cost-prohibitive” when the work started, a DNV consultant said. The full study is due June 30.

Author: Sonja Van Renssen

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.

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 waterstofauto als cruciale schakel in een duurzaam energiesysteem

De conventionele auto die rijdt op fossiele brandstoffen is niet meer van deze tijd. Zeker niet met de doelstelling die de Nederlandse overheid zich heeft gesteld om in 2050 CO₂ neutraal te zijn. Waterstofauto’s en accu-aangedreven elektrische voertuigen zijn de toekomst volgens TBM onderzoeker Samira Farahani. Zij en andere onderzoekers aan de TU Delft werken aan het concept ‘Car as a powerplant’ (CaPP) van professor Ad van Wijk waarbij waterstofauto’s als stroombron fungeren in een duurzaam energiesysteem waar energie uit hernieuwbare energiebronnen zoals wind- en zonne-energie wordt omgezet in waterstof.


Een auto die rijdt op waterstof heeft een brandstofcel en een tank met waterstof nodig om de brandstofcel te voeden. De brandstofcel zet waterstof om in elektriciteit. Het voordeel van auto’s die rijden op waterstof of een hybride auto (mix van waterstof en accu) is dat ze veel verder kunnen rijden dan accu-aangedreven elektrische voertuigen. Farahani: “Personenauto’s op waterstof kunnen tegenwoordig tot 600 kilometer rijden, veel verder dan de gemiddelde 350 kilometer van accu-aangedreven elektrische auto’s”. Nog een voordeel van de waterstofauto is dat tanken ook snel gaat, in zo’n 8 tot 10 minuten. En nog mooier is dat een dergelijke auto kan fungeren als elektriciteitscentrale. “Een geparkeerde waterstofauto kan elektriciteit aan het stroomnet terug leveren en daarmee als buffer fungeren in een duurzaam energiesysteem voor fluctuerende duurzame energiebronnen als wind en zon. De auto wordt dan energieleverancier voor bijvoorbeeld een woonwijk of kantorencomplex”, legt Farahani uit.


Hoewel de omzetting van elektriciteit naar waterstof en vice versa niet efficiënt is, is het gebruik ervan toch aantrekkelijk omdat wind en zon onbeperkt beschikbaar zijn. Farahani: “Zo kan 10% van de zonne-energie opgewekt door Australië voorzien in de jaarlijkse wereldwijde energiebehoefte van 155.000 TWh. Bovendien kan er veel meer energie worden opgeslagen in moleculen (waterstof) dan in elektronen (elektriciteit) en waterstof kan efficiënt en goedkoop opgeslagen worden in bijvoorbeeld uitgeputte gasvelden, lege zoutmijnen, in tegenstelling tot elektronen waarvoor grote accu’s nodig zijn of een aanzienlijke uitbreiding van het elektriciteitsnet. Waterstof is daarmee de perfecte energiedrager”.

Beperkte infrastructuur

CaPP klinkt als een ideaal concept, maar vooralsnog komt het rijden op waterstof nog niet zo goed van de grond als het rijden met de elektrische auto aangedreven door een accu. Dit heeft met name te maken met de nog beperkt aanwezige infrastructuur. Er zijn nu welgeteld drie waterstof tankstations in Nederland. Als we in Nederland de brandstofcel-waterstof auto van de grond willen krijgen moet er flink worden geïnvesteerd in waterstof tankstations in Nederland volgens Farahani. Daarnaast moet het CaPP concept nog verder uitgetest worden in de praktijk, en de infrastructuur waarin auto’s op het elektriciteitsnet kunnen worden aangesloten’ moet op orde worden gemaakt.


Het CaPP concept is getest in the Green Village, een living lab op de TU Delft. Het conceptontwerp is toegepast bij het Shell Technology Centre in Amsterdam (STCA). Farahani experimenteerde in deze gecontroleerde omgeving met het systeemontwerp van CaPP: het koppelen van geparkeerde auto’s aan het energienet van het kantorencomplex. Zij modelleerde het systeem met zowel waterstof als accu-aangedreven voertuigen en ze gebruikte elektriciteit, waterstof en een combinatie van de twee als energiedragers in het systeem. Uit dit onderzoek blijkt dat een combinatie van elektriciteit en waterstof als energiedragers het meest kostenefficiënte systeem oplevert. “De volgende stap is nu het op orde krijgen van de infrastructuur met alle verschillende belanghebbenden, zodat auto’s straks daadwerkelijk op het energienet kunnen inpluggen. Daarnaast zijn meer auto’s nodig met een dubbel stopcontact, zodat ze ook als stroombron kunnen fungeren, want dat is nu nog niet het geval”, geeft Farahani aan. “Dan nog zal het waarschijnlijk 10 jaar duren voordat het CaPP concept in gebruik kan worden genomen. Maar dan kunnen we wel schoon en goedkoop rijden op duurzame energiebronnen én hebben we een mobiele stroombron om te voorzien in onze energiebehoefte”.

50% Hydrogen for Europe: a manifesto

May 7, 2019 by Frank Wouters and Ad van Wijk Leave a Comment

Electricity has well known limitations, mainly for bulk and long-range transportindustrial processes requiring high temperature heat, and the chemicals industry. To entirely replace fossil fuels we need hydrogen, say Frank Wouters and Prof. Dr. Ad van Wijk. It has an energy density comparable to hydrocarbons. There’s more: Europe’s electric grid can’t cope with 100% electrification, yet hydrogen would use the existing gas pipe networks. The authors lay out a plan to deliver 50% of Europe’s energy from hydrogen by 2050. Done rapidly at scale, hydrogen would soon be as cheap as gas. It will also make Europe the hydrogen market leader: what technologies Europe (or anywhere!) masters first, it can sell to the rest of the world hungry for clean energy solutions.

Electrification is one of the megatrends in the ongoing energy transition. Since 2011, the annual addition of renewable electricity capacity has outpaced the addition of coal, gas, oil and nuclear power plants combined, and this trend is continuing. Due to the recent exponential growth curve and associated cost reduction, solar and wind power on good locations are now often the lowest cost option, with production cost of bulk solar electricity in the sunbelt soon approaching the 1 $ct/kWh mark. However, electricity has limitations in industrial processes requiring high temperature heat, the chemicals industry or in bulk and long-range transport.

Green hydrogen made from renewable electricity and water will play a crucial role in our decarbonised future economy, as shown in many recent scenarios. In a system soon dominated by variable renewables such as solar and wind, hydrogen links electricity with industrial heat, materials such as steel and fertiliser, space heating, and transport fuels. Furthermore, hydrogen can be seasonally stored and can be transported cost-effectively over long distances, to a large extent using existing natural gas infrastructure. Green hydrogen in combination with green electricity has the potential to entirely replace hydrocarbons.

Energy demand in Europe

Europe is a net energy importer, with 54% of the 2016 energy needs met by imports,consisting of petroleum products, natural gas and solid fuels. Although Europe is working ambitiously to become less dependent on energy imports, it is unlikely that Europe can become entirely energy self-sufficient. Most scenarios, including BP’s Energy Outlook 2019[1] indicate that Europe shall remain a net importer of energy until mid-century and beyond.

Several recent scenarios exist for Europe’s energy system in 2050, including Shell’s Sky Scenario[2], The Hydrogen Roadmap for Europe[3]DNV-GL’s Energy Transition Outlook 2018[4] and the “Global Energy System based on 100% Renewable Energy – Power Sector” by the Lappeenranta University of Technology (LUT) and the Energy Watch Group (EWG) [5]. But also, several renewable energy industry associations have assessed the role of renewable energy in the European energy mix by 2050, among which are EWEA[6] and GWEC[7]. Analysing and comparing these scenarios, an estimated 2,000 GW of solar and 650 GW of wind energy capacity is required to decarbonise Europe’s electricity sector by 2050, generating roughly 3,000 TWh of solar energy and 2,000 TWh of wind energy per year. Europe’s final energy demand in 2050 is estimated to be around 10,000 TWh and 50% would then be covered by electricity from solar and wind. In most scenarios, additional electricity is generated by nuclear and hydropower.

Final energy mix in Europe (2015). SOURCE: Eurostat

Hydrogen in Europe

Green hydrogen can be produced in electrolysers using renewable electricity, can be transported using the natural gas grid and can be stored in salt caverns and depleted gas fields[8] to cater for seasonal mismatches in supply and demand of energy. It should be noted that blue hydrogen, hydrogen produced from fossil fuels with CCS, can play an important role in an intermediate period, helping kickstart hydrogen as an energy carrier alongside the introduction of green hydrogen.

Using existing gas infrastructure

In Europe the lowest cost renewable resources are hydropower in Norway and the Alps, offshore wind in the North Sea and the Baltic Sea, onshore wind in selected European areas, whereby the best solar resource is in Southern Europe. The current electricity grid was not built for this, is not fit for the energy transition and needs to be drastically modernised. In 2018, an estimated € 1 billion worth of offshore wind energy was curtailed in Germany due to insufficient transmission grid capacity.

In addition, the development of new renewable energy capacity is slowed down due to the lack of grid capacity. Unfortunately, overhead power lines are difficult to realise due to environmental concerns, popular opposition and typically take more than a decade for planning, permitting and construction. However, a gas grid is much more cost-effective than an electricity grid: for the same investment a gas pipe can transport 10-20 times more energy than an electricity cable. Also, Europe has a well-developed gas grid that can be converted to accommodate hydrogen at minimal cost. Recent studies carried out by DNV-GL[9] and KIWA[10] in the Netherlands concluded that the existing gas transmission and distribution infrastructure is suitable for hydrogen with minimal or no modifications.

So instead of transporting bulk electricity throughout Europe, a more cost-efficient way would be to transport green hydrogen and have a dual electricity and hydrogen distribution system. Picture 2 shows the existing European natural gas grid (blue) and a hydrogen backbone (orange) as suggested by Hydrogen Europe and Delft University.

Picture 2: Natural gas infrastructure in Europe (blue and red lines) and first outline for a hydrogen backbone infrastructure (orange lines) [Delft University of Technology, Hydrogen Europe, 40GW Electrolyser Initiative]

A different approach: top down, not bottom up

By 2050 when Europe’s electricity system is largely based on variable renewables, hydrogen is indispensable. Several scenarios have tried to estimate the increasing demand for hydrogen in Europe over time and all of them use a bottom-up approach. Although there is merit in this approach by applying industry’s collective knowledge and a deep-dive in these sectors, the fundamental flaw lies in the fact that at present there is no market for green hydrogen, and it is therefore very difficult to estimate e.g. adoption rates for fuel cell vehicles or the willingness among consumers to choose between green gas or all-electric solutions for their domestic energy needs.

A more ambitious approach based on infrastructure development is proposed, similar to the introduction of electricity or natural gas. The fundamental philosophy is to make green hydrogen available at scale and cost-effectively and replace fossil fuels as quickly as possible by repurposing the current natural gas infrastructure to carry green hydrogen. Since the transmission and distribution infrastructure is already to a large extent available, the focus can be on developing electrolyser capacity, which is an opportunity for European market leadership.

How much hydrogen do we need or want?

65% of Europe’s current final energy demand consists of gas, coal and petroleum products, which can all be replaced by hydrogen and electricity. We therefore propose a 50% share of green hydrogen in Europe’s final energy demand for all sectors: industry, transport, commercial and households. Of course, this is a rough estimate and will differ per sector and country. It is doable in the transport sector, achieving a balanced mix of battery electric mobility for shorter distances, combined with fuel cell vehicles for heavy duty, longer ranges and higher convenience.

Share of EU Final Energy use per sector (2017). SOURCE: Eurostat

Most industrial high heat demand, currently served by natural gas, can be provided by hydrogen, and the household sector will consist of a mix of all-electric well-insulated new houses, while a large part of the existing building stock can be heated using hydrogen fuel cells and hydrogen gas boilers. Including the hydrogen required for power system balancing, this represents an overall hydrogen demand of 6,000 TWh/year, which can easily be accommodated by the European natural gas grid.

The green hydrogen will be produced by additional green electricity plants in Europe over and beyond the 2,000 GW solar and 650 GW wind capacity, in addition to blue hydrogenmade from natural gas whilst capturing and storing the CO2. However, 50% of the demand will be imported from neighboring regions in North Africa and the Middle East where green hydrogen can be produced cheaply and transported through cost-effective pipelines. Additional green hydrogen can be imported in liquid or ammonia form from additional sources further away, like LNG nowadays. Europe’s import dependency will be roughly cut in half, and since hydrogen can be produced almost anywhere, the supply risk profile will be much improved.

Cost competitive hydrogen

Renewable electricity is rapidly becoming cheaper than conventional electricity made in nuclear, gas- or coal-fired power plants. If a market would develop along the lines sketched here, hydrogen can be produced at € 1 per kg, which is compatible with natural gas prices of €9/mmbtu. Since the energy content of 1 kg of hydrogen is equivalent to 3.8 litre of gasoline, it is certainly cheaper than gasoline or diesel at that price point. But the main advantage lies in the infrastructure, the proposed transition would to a large extent use the existing natural gas grid and would avoid an expensive and troublesome complete overhaul of the electricity grid.

Action agenda

A European energy system based on 50% green electricity and 50% green hydrogen as described above would have many advantages: reduced emissionsreduced price volatilityindustrial opportunityavoidance of stranding gas grid assets and increased resilience.

The following are necessary considerations for an action agenda:

  • A strong, clear and lasting political commitment is necessary, embedded in a binding European strategy with clear goals stretching over several decades.
  • A new type of public private partnership on a pan-European level must be crafted, with the aim to create an ecosystem to nurture a European clean energy industry that has the potential to be world leaders in the field. This partnership should include the existing energy industry, as well as innovative newcomers.
  • A novel enabling regulatory environment and associated market design is required for the necessary investments, whilst keeping the system costs affordable.

This implies that Europe needs to:

  1. Develop a common internal market for hydrogen
  2. Develop an internal market for power to hydrogenhydrogen to power and storage + flexibility
  3. Expand the public electricity infrastructure and make it fit for the 21st century
  4. Convert the public natural gas infrastructure into a public hydrogen infrastructure
  5. Develop large scale hydrogen storage facilities in salt caverns and depleted gas fields
  6. Expand large scale green electricity production through national and EU auctions for renewable electricity
  7. Stimulate large scale green hydrogen production through national and EU auctions for renewable hydrogen
  8. Until 2035: stimulate large scale blue hydrogen (hydrogen made from fossil fuels whereby the CO2 is captured and permanently stored) production through national and EU auctions in parallel to green hydrogen deployment
  9. Between 2035 and 2050: switch rapidly to a system 100% based on renewable electricity and green hydrogen.
  10. Develop a modern, innovative, competitive and world leading economy on green electricity and green hydrogen as energy carriers and feedstock.


Frank Wouters is a former Deputy Director-General at IRENA. For a full CV click here.

Prof. Dr. Ad van Wijk is sustainable energy entrepreneur and part-time Professor Future Energy Systems at TU Delft, the Netherlands. For a full CV click here.

This article originally appeared at:


  8. (in German) 
  9. Dutch) 
  10. KIWA – Toekomstbestendige gasdistributienetten – GT170227 (July 2018 – in Dutch) 

Waterstof is een serieuze optie voor ruimteverwarming

Waterstof is nodig om samen met elektriciteit op een duurzame manier in onze toekomstige energiebehoefte te voorzien. Elektriciteit, vooral opgewekt met wind en zon, is een schitterende energiedrager, maar moeilijk op te slaan. Om op de juiste momenten en op de juiste plaatsen voldoende energie te hebben, is een energiedrager als waterstof nodig, die wél goed is op te slaan en die over de wereldzeeën vervoerd kan worden. De plaatsen waar het hard waait en/of de zon zeer fel schijnt, en waar dus goedkoop duurzame energie te produceren is, liggen ver van de dichtbevolkte gebieden op aarde. Waterstof zal daarom nodig zijn voor een betaalbare energieopslag en internationaal transport, en in grote hoeveelheden in onze economie beschikbaar komen. Dat lijdt weinig twijfel. En daar kan de gebouwde omgeving van mee profiteren.

De gebouwde omgeving (en de glastuinbouw) vraagt vooral veel energie voor verwarming in de koude maanden. De totale hoeveelheid energie die in de wintermaanden naar de eindgebruikers stroomt, kan tot wel tienmaal hoger zijn dan in de zomer. De zon schijnt dan nauwelijks en het is niet gegarandeerd dat de windparken voldoende elektriciteit leveren op momenten dat dit echt nodig is. Ons uitstekende gasnet vangt momenteel die klappen op, en als we – zoals sommigen bepleiten – van het gas af moeten en een belangrijk deel van de bebouwing op elektrische verwarming met warmtepompen over moet gaan, zullen elektriciteitsnetwerken sterk verzwaard moeten worden om de piekvraag te kunnen bedienen.

Voor nieuwbouw is een elektriciteitsnetaansluiting met warmtepompen voor verwarming een prima oplossing. De gasaansluiting kan dan wegblijven. Maar tot 2050 zullen ook zo’n 6-7 miljoen bestaande woningen duurzaam verwarmd moeten worden, waarvoor tot dusver vooral in de richting van warmtepompen en warmtenetten (gevoed met rest- en/of aardwarmte) gekeken wordt, soms aangevuld met biogas.

Voor elektrificatie zullen de kosten voor het aanpassen van oudere woningen (warmtepompen, andere radiatoren en/of vloerverwarming, zware isolatiemaatregelen) in het algemeen vele tienduizenden euro’s bedragen. Ook de bijbehorende versterking van de elektriciteitsnetten, om ook op de koudste dagen voldoende elektriciteit naar de gebouwen te krijgen, is kostbaar. In een studie van CE Delft uit 2016 1), waarin de ‘ketenkosten’ voor heel Nederland worden berekend van verwarming met 1. biogas, 2. warmtepompen en 3. warmtenetwerken, viel de optie warmtepompen vanwege de hoge kosten zo goed als weg. Het bleek dat de gasinzet bij de beschikbaarheid van voldoende gas (er zal te weinig biogas zijn) oploopt tot wel zo’n 75% van de hoeveelheid energie die nodig is voor verwarming. De rest wordt vooral geleverd met warmtenetten, die overigens ook gas vragen voor bijverwarming op de piekmomenten. In deze studie is gerekend met een hoge gasprijs: 75 €ct./m3, de huidige productieprijs van biogas. Maar dan nog is biogas voor de maatschappij als geheel de goedkoopste oplossing in veel situaties.

In 2016 werd waterstof nog niet gezien als een serieuze optie om te voorzien in de energiebehoefte. Inmiddels zijn studies uitgevoerd 2) 3) om te beoordelen of het hogedruk-transportnetwerk en het lagedruk-distributienetwerk geschikt zijn voor waterstof. Met bescheiden aanpassingen zijn ze dat inderdaad. De Gasunie is inmiddels een traject gestart om voor 2030 de grote industriegebieden in Nederland met waterstofleidingen, omgebouwde aardgasleidingen, met elkaar te verbinden.

Ook wezenlijk is het punt dat de centrale warmtenetwerken met aardwarmte- en restwarmte-invoeding veelal niet op de piekvraag aangelegd zullen worden – omdat dit te duur is. Om in die piekvraag te voorzien is dus een aanvullende (waterstof)gas-infrastructuur nodig, bijvoorbeeld naar warmte-krachtcentrales in de steden. Als die leidingen er toch moeten lopen, dan is het natuurlijk ook de vraag of het niet kosteneffectiever is die meteen te gebruiken voor energietransport naar (een deel van) de gebouwde omgeving (in ieder geval de oude binnensteden), zodat daar geen nieuwe warmte- en/of elektriciteitsinfrastructuur hoeft te komen.

De eerste waterstof-cv-ketels van Nederlands fabricaat worden inmiddels getest in Rozenburg. In een Engelse studie 4) is berekend dat aanpassingskosten achter de voordeur (nieuwe cv-ketel, fornuis, gasmeter en arbeidsloon) rond de 3500 euro zullen bedragen. Isolatie is ook bij toepassing van waterstofketels gewenst. Isolatie zorgt immers altijd voor minder energiegebruik en dus ook voor lagere energiekosten. Het is dan niet noodzakelijk te isoleren tot een niveau waarbij lage-temperatuur-verwarming kan worden toegepast.

Hiermee ontstaat een aantrekkelijk beeld om waterstof voor de verwarming van gebouwen te gaan gebruiken. In ieder geval daar waar andere opties niet geschikt zijn, zoals in oude binnensteden, in dorpen met veel oudbouw en op het platteland. Ook is waterstof nodig voor de (piek)aanvulling bij elektrische oplossingen en bij rest- en aardwarmtegebruik. De waterstofoptie moet daarom snel beter onderzocht worden op de integrale maatschappelijke kosten in vergelijking met andere opties. De gemeentes die hun warmtevisies voor 2021 opgesteld moeten hebben, in samenhang met de Regionale Energie Strategieën, dienen de waterstofoptie dan ook serieus mee te wegen.

Door Chris Hellinga en Ad van Wijk

1) N. Naber, B. Schepers, M. Schuurbiers en F. Rooijers, „Een klimaatneutrale warmtevoorziening voor de gebouwde omgeving – update 2016,” CE Delft, 2016.

2) R. Hermkens, S. Jansma, M. v. d. Laan, H. d. Laat, B. Pilzer en K. Pulles, „Toekomstbestendige gasdistributienetten,” KIWA, 2018

3) A. v. d. Noort, W. Sloterdijk en M. Vos, „Verkenning waterstofinfrastructuur,” DNV GL, Groningen, 2017

4) D. Sadler, A. Cargill, M. Crowther, A. Rennie, J. Watt, S. Burton en M. Haines, „H21 Leeds City Gate,” Northern Gas Networks, 2016.

Dit artikel verscheen eerder op Omgevingsweb

‘Ontwikkelingen bij waterstof gaan hard maar nog veel uitdagingen’


Kon groene waterstof tot voor kort op veel scepsis rekenen, nu wordt deze energiedrager een grote potentie toegedicht bij de energietransitie. Volgens Jos Boere, directeur van Allied Waters, gaan de ontwikkelingen hard. “Veel bedrijven in de transportsector oriënteren zich al op waterstof-elektrisch vervoer.” Maar er zijn ook nog genoeg uitdagingen.

Jos Boere zegt dat naar aanleiding van het seminar ‘Waterstof, Warmte en Water: sleutels tot het post-fossiele energietijdperk’. Dit werd eerder deze week georganiseerd door KWR Watercycle Research Institute en Allied Waters, het uit KWR voortgekomen bedrijf gericht op het internationaal vermarkten van baanbrekende innovaties. Deze organisaties houden zich inmiddels zo’n vier jaar bezig met groene waterstof, die wordt geproduceerd door splitsing van water met behulp van elektriciteit uit wind- of zonne-energie.

Jos Boere

Jos Boere

In het begin kreeg Boere veel sceptische reacties als hij het had over de mogelijkheden van waterstof. “Mensen kwamen met tegenwerpingen als: duur, gevaarlijk, te grote omschakeling.” Maar vooral na de aardbeving in Groningen in januari 2018 is de opinie in Nederland omgeslagen. “Daardoor is erg veel in gang gezet. Denk aan het streven naar Nederland aardgasvrij binnen ruim tien jaar en aan de klimaatdoelstellingen. Waterstof wordt nu gezien als een goede kandidaat voor de toekomst.”

Trekkracht vanuit markt
De energiedrager is volgens Boere in drie opzichten interessant. Waterstof kan dienen als voeding van brandstofcellen voor elektrisch vervoer. Ook is waterstof in te zetten als energiebuffer, dus voor de opslag van energie waaruit later bijvoorbeeld elektriciteit kan worden gemaakt. Verder kan waterstof zeer waarschijnlijk worden gebruikt om oude gebouwen te verwarmen, zegt Boere. “Ons goede aardgasnetwerk is hierbij een asset. Op verschillende plekken zijn pilots in de maak om te laten zien dat dit ook voor waterstof kan worden gebruikt. Daarmee krijgt het aardgasnetwerk een tweede leven.”

Het Planbureau voor de Leefomgeving schrijft in de gisteren gepubliceerde doorrekening van het ontwerp-Klimaatakkoord dat hierin een ambitieus programma voor groene waterstof wordt gepresenteerd. Het planbureau zet daarbij vraagtekens en mist bindende afspraken. Boere vindt echter het programma in het akkoord wat betreft waterstof helemaal niet zo ambitieus. “Het kan zomaar zijn dat de autonome ontwikkelingen harder gaan dan we nu denken. Ik zie trekkracht vanuit de markt komen. Zo zijn veel bedrijven in de transportsector zich al aan het oriënteren op waterstof-elektrisch vervoer. Het is echt aan het kantelen.”

 ‘Door waterstof krijgt het aardgasnetwerk een tweede leven’

Hij wijst op de bijdrage van twee sprekers bij de bijeenkomst: Richard Klatten van Future Proof Shipping en Robert Scholman van aannemersbedrijf Jos Scholman. “Het eerste bedrijf bouwt een groot binnenvaartschip om, zodat dit kan varen op groene waterstof. Het aannemersbedrijf heeft tweehonderd voertuigen en wil die geleidelijk omschakelen naar waterstoftechniek. Zij doen dat niet alleen omdat ze het een goed idee vinden, maar vooral omdat klanten erom vragen. Zo kan een bedrijf zich in de markt onderscheiden op duurzaamheid.”

Goede uitgangspositie voor Nederland
Een andere spreker was Noé van Hulst, sinds een half jaar Nationaal Waterstofgezant. Hij ging in op internationale initiatieven als de Hydrogen Council. Hierbij zijn onder andere olieconcerns en autofabrikanten aangesloten die miljarden investeren in waterstofgerelateerde producten. Van Hulst vertelde dat Nederland een goede uitgangspositie heeft om voorop te lopen op het terrein van waterstof. Dat komt onder meer door het aardgasnetwerk en de kennis bij mkb-bedrijven.

Tijdens het seminar is Ad van Wijk, duurzaam energiespecialist en deeltijdhoogleraar aan de TU Delft, benoemd tot Honorary Fellow 2018 van KWR. De waterstofpionier kreeg deze onderscheiding vanwege zijn grote verdiensten voor KWR, waarvoor hij sinds 2013 parttime werkt. Zo heeft Van Wijk het concept Power to X bedacht voor de lokale inzet en opslag van duurzame energie en (hemel)water.

Techniek nog duur
Wat moet er volgens Boere de komende jaren verbeteren bij groene waterstof? “Schaalvergroting en kostenreductie. De grootste uitdaging is om de keten sluitend te krijgen. De productietechniek is nu erg duur en ook de vraagkant moet zich nog goed ontwikkelen. Ik ben optimistisch dat de keten in beweging komt gezien de huidige ontwikkelingen.”

Boere verwacht dat in de geëlektrificeerde toekomst zowel batterijen als waterstof-brandstofcellen een grote rol zullen spelen. “Het is niet óf-óf maar én-én. In alle gevallen valt er nog veel te optimaliseren. Dat vergt inspanningen in onderzoek en innovatie. Prachtige uitdagingen toch!”

Dit artikel verscheen eerder op H2O waternetwerk

De sleutels tot het post-fossiele energietijdperk

Een duurzaam energiesysteem kan alleen gedijen met geschikte opslag van energie. Naast warmte is groene waterstof een duurzame energiedrager, die de potentie heeft om ook goedkoop te worden. Het is misschien niet de oplossing voor alle vraagstukken, er zijn al bedrijven die een voortrekkersrol nemen met toepassen van groene waterstof. Samenwerking tussen partijen is daarbij belangrijk voor het rondkrijgen van de businesscase. Dat is de conclusie van het seminar dat Allied Waters en KWR op 11 maart organiseerden in Nieuwegein.

De middag vond plaats ter gelegenheid van de benoeming van prof. dr. Ad van Wijk tot Honorary Fellow, eerder die dag. Van Wijk ontving het fellowship van prof. dr. Dragan Savić, directeur van KWR.

Kennis delen

Kennis delen over duurzame energie en met name over de potentie van waterstof als energiedrager was het doel van het seminar. Experts uit de energie- en watersector waren aanwezig bij het seminar, net als beleidsmakers bij de overheid. Ook professionals uit de financiële wereld en het bedrijfsleven maakten hun opwachting.

Directeur Dragan Savic en Jos Boere onthullen het glaasje ter ere van Honorary Fellow Ad van Wijk


De rol van waterstof

‘Hardcore energiespecialist’ Van Wijk is al een aantal jaren verbonden aan KWR. Met zijn kennis verbindt hij energie en water. In zijn keynote deelde hij zijn visie voor de energievoorziening van de toekomst. Daarin is een grote rol weggelegd voor waterstof. Van Wijk maakte duidelijk dat die visie niet nieuw is. Jules Verne schreef in 1874 al dat water de nieuwe brandstof zou worden door er waterstof van te maken; een onuitputtelijke bron voor warmte en licht. ‘Ik heb dus alleen maar iemand nagepraat’, zei Van Wijk.


Het steeds goedkoper worden van duurzame energie is een steun in de rug voor waterstof. Die energie is niet in voldoende mate aanwezig in Europa, maar wanneer we 10% van Australië vol zouden zetten met zonnepanelen, levert dat voldoende energie op voor de hele wereld. Hetzelfde geldt als we 1,5% van de Stille Oceaan zouden gebruiken voor het opwekken van windenergie. ‘De uitdaging is’, aldus Van Wijk, ‘de energie zo goedkoop mogelijk op de juiste tijd op de juiste plek te krijgen.’ Hierbij speelt waterstof een belangrijke rol. Via waterstof kun je energie transporteren, en ook opslaan tot je het nodig hebt. In Nieuwegein (Utrecht) zijn vergaande plannen voor realisatie in de maak. Van Wijk is er via KWR en Allied Waters nauw bij betrokken.

Ad van Wijk spreekt tijdens het seminar over het gedachtegoed achter W3: waterstof, warmte en water


Binnenvaartschip op waterstof

Waterstof is geen bron van energie, het is een drager. In de woorden van Van Wijk: ‘de ultieme circulaire energiedrager’. Wereldwijd is er grote belangstelling voor waterstof. Die is nog niet altijd honderd procent groen; waterstof kan ook gemaakt worden door kolen te vergassen en de CO2 ondergronds op te bergen. ‘Om de beweging op gang te brengen, tijdens een overgangsperiode, is dit nodig’, stelde Van Wijk. ‘De volgende stap is groene waterstof.’

Richard Klatten van Future Proof Shipping sloot daarbij aan met zijn keynote speech. ‘Scheepvaart is een grote vervuiler’, stelde hij. ‘De uitstoot van de scheepvaartindustrie is vergelijkbaar met de CO2-uitstoot van heel Duitsland.’ Hoog tijd om te verduurzamen, vond Future Proof Shipping, de netwerkorganisatie die emissie in de scheepvaart terug wil brengen tot nul. Research & development wees waterstof aan als alternatief van de energievoorziening op schepen.

Kennis aan elkaar knopen door partnerships

Transitie richting waterstof komt pas tot stand als marktpartijen erom vragen, aldus Klatten. ‘Wij zijn een kleine club die partnerships bouwt. We knopen alle kennis, alle wetenschap en alle mogelijke partijen aan elkaar.’ ‘Want gebruikmaken van elkaars kennis is onmisbaar om progressie te maken’, zei hij. En soms komt het gewoon aan op: doen. ‘Natuurlijk willen we groene waterstof, en de belangstelling daarvoor neemt snel toe. Maar in de overgangsfase naar waterstofgedreven scheepvaart moet je soms gebruikmaken van blauwe en soms zelfs grijze waterstof. Dit kan de markt op gang brengen in de goede richting.’

Klattens organisatie initieert zelf ook projecten om de markt te stimuleren. Zoals de aankoop van een containerschip dat omgebouwd wordt tot waterstofschip; een pilot samen met Allied Waters en KWR. ‘Onze grootste uitdaging was de groene waterstof die Allied Waters in overvloed bleek te hebben en die wij erg hard nodig hebben. Zo maken wij samen de businesscase sluitend. Dit project is een prachtig voorbeeld van ketenaanpak. We creëren een beweging die anders misschien nog jaren op zich had laten wachten. Je moet ergens beginnen, en wij doen dat nu zelf, samen met Allied Waters. Met dit ene schip reduceren wij de CO2-uitstoot met 2.000 ton per jaar.’

 Seminar Ad van Wijk 2019 03 11 072 web 780x470

Naar maatschappelijk verantwoord ondernemen

Sleutelspelers uit het veld hielden interactieve pitches tijdens het seminar. Waaronder Robert Scholman van aannemersbedrijf Scholman. Hij vertelde over de toekomstplannen van ‘een dieselverslindend bedrijf’, dat 2,5 miljoen liter brandstof verbruikt op jaarbasis, naar een bedrijf dat maatschappelijk verantwoord onderneemt. Alleen batterij-elektrisch rijden biedt dan te weinig mogelijkheden, waardoor waterstof-elektrisch rijden als alternatief in beeld kwam. Scholman wil, in samenwerking met partners, een voortrekkersrol vervullen, onder andere in de bouw van een waterstoftankstation en omschakeling van de eigen machinerie – en daarmee ook de eigen marktpositie versterken.

Bonaire duurzaam

Els van der Roest van KWR vertelde over het duurzame energiesysteem waaraan Bonaire werkt. Windturbines wekken 36% van de energie op, op het eiland. De rest is diesel. Daar wil het eiland verandering in aanbrengen, en waterstof kan daarbij een rol spelen. Zowel als het gaat om de energievoorziening aan de 20.000 inwoners, als aan de 530.000 toeristen die het eiland jaarlijks aandoen. Bonaire wil een ‘blue destination’ zijn, en Allied Waters en KWR helpen bij het verkennen van de mogelijkheden. ‘In dat deel van Nederland gaat het goed lukken met de duurzame energievoorziening’, zei Van der Roest.

Waarde van samenwerken

Lianda Sjerps van TKI Urban Energy zette warmte centraal in haar presentatie en benadrukte de waarde van samenwerken binnen (innovatie)projecten. ‘Als een project niet lukt, komt het niet door de technologie’, zei zij. ‘Het gaat erom hoe snel wij elkaars competenties kunnen ontdekken en inzetten en enthousiasme om kunnen zetten in actie.’

Deze zelfde boodschap werd ook gebracht door watergezant Henk Ovink, die aanwezig was per film. ‘Het verbinden van de werelden van water en energie is broodnodig’, zei hij. ‘Water is de hefboom voor duurzame stedelijke ontwikkeling.’ Die opgave is wereldwijd heel groot, waarbij alle slimme ideeën van professionals en onderzoekers nodig zijn om de toekomst vorm te geven.

Nederland loopt voorop

Waterstofgezant Noé van Hulst benadrukte in de afsluitende keynote dat versnelling in de waterstofsector te bereiken valt door samen op te trekken, als partners, als landen. ‘Nederland heeft veel potentie als het om waterstof gaat, en loopt voorop in dominante projecten. Toonaangevende internationale bedrijven investeren in Nederland. Maar we moeten niet alleen naar Nederland kijken, lokaal of regionaal, maar rekening houden met de mondiale context. Veel meer samenwerking is nodig. We moeten projecten in de benen helpen die opschaling en kostendaling kunnen realiseren. En eventuele barrières die er zijn vooraf al slechten in internationaal verband.’

 Samenwerking essentieel

Waterstof is een mondiaal verhaal, beaamde Honorary Fellow Ad van Wijk in zijn afsluitende woord. ‘Maar je moet daarnaast ook lokaal aan de slag. We kunnen mondiaal van alles bedenken, als het niet lokaal gedragen wordt, begin je niks. Ik ben misschien bevooroordeeld, maar waterstof gaat leven, ook bij burgers. Zij vragen om duurzame ontwikkeling. Waterstof moet daarom op de juiste manier meegenomen worden in het Klimaatakkoord. Alleen: waterstof is niet het antwoord op alles. We moeten warmte, elektriciteit en waterstof als energiedragers in samenhang bekijken – en je moet nog steeds je woning isoleren, bijvoorbeeld.’

‘In duurzame projecten’, stelde hij, ‘is samenwerking onontbeerlijk. Je kunt de businesscase niet rondkrijgen zonder samenwerking. Dat is een mooie opgave voor KWR en Allied Waters voor de komende honderd jaar.’

KWR Honorary Fellows Verstraete en Den Blanken waren aanwezig bij het seminar


‘Waterstof kan ons veel tijd én geld besparen’ (De Stentor)

Veel duurzame energie wordt geproduceerd op plekken waar niemand woont. De vraag is daarom: hoe krijgen we deze goedkope elektriciteit op de juiste plek en tijd bij de gebruikers?
Veel duurzame energie wordt geproduceerd op plekken waar niemand woont. De vraag is daarom: hoe krijgen we deze goedkope elektriciteit op de juiste plek en tijd bij de gebruikers? © ANP

‘Waterstof kan ons veel tijd én geld besparen’

OPINIE Duurzame energie uit wind en zon is stukken goedkoper dan de energie die in kolencentrales wordt geproduceerd. De vraag is alleen hoe we die energie op de juiste plek en tijd bij de gebruikers krijgen. Ad van Wijk weet het antwoord: de elektriciteit omzetten in waterstof.
Ad van Wijk 10-03-19, 14:30 

We moeten ons energiesysteem drastisch gaan veranderen. We moeten af van fossiele energie, kolen, olie en gas en overschakelen naar duurzame energiebronnen, zoals wind, zon en aardwarmte. Niet alleen voor het klimaat, ook voor onze economie. Immers, we gaan stoppen met het oppompen van aardgas uit Groningen, willen niet afhankelijk worden van gas uit Rusland, maar hebben wel veel energie nodig.

Waar gaan we al deze duurzame energie produceren? De laatste jaren hebben we in de wereld een spectaculaire daling van kosten van elektriciteit door zon en wind gezien. Duurzame elektriciteit uit zon en wind kunnen we nu, op plekken waar het hard waait of de zon veel schijnt, produceren voor minder dan 2 eurocent/kWh. De verwachting is dat dit binnen afzienbare tijd tot rond de 1 eurocent per kWh is gezakt. Dat is veel goedkoper dan de elektriciteit die we hier met onze moderne kolencentrales produceren. Die kost namelijk zo’n 4-5 eurocent/kWh. In Europa is zon en wind elektriciteit nog niet zo goedkoop, maar sinds kort zien we ook in Europa dat er grote zonneparken in Spanje en offshore windparken op de Noordzee zonder subsidie kunnen worden gerealiseerd.

Juiste plek

Het vervelende is echter dat we die goedkope zon en wind elektriciteit produceren op plekken waar niemand woont. De vraag wordt: hoe krijgen we deze goedkope elektriciteit op de juiste plek en tijd bij de gebruikers. Een voor de hand liggende gedachte is om dan een groot elektriciteitsnet aan te leggen, dat de elektriciteit naar ons toe brengt en deze elektriciteit vervolgens op te slaan in batterijen voor gebruik op het juiste moment.

Maar er is ook een andere mogelijkheid, namelijk het omzetten van water met elektriciteit in waterstof. Als waterstof van ver moet komen, Australië, Namibië of Argentinië bijvoorbeeld, dan maken we het vloeibaar en brengen het hiernaartoe per schip. Maar waterstof is net als aardgas ook eenvoudig over grote afstanden via een pijplijn te transporteren. De kosten van energietransport per pijplijn zijn tien tot twintig keer zo laag als per elektriciteitskabel. Dat geldt voor nieuwbouw, maar er ligt in Europa en zeker in Nederland, ook op de Noordzee, een zeer uitgebreide aardgasinfrastructuur, die we in de toekomst steeds minder voor aardgas gaan gebruiken. Dit gastransportnet is eenvoudig, snel en goedkoop om te bouwen naar een waterstofinfrastructuur.

Sneller, eenvoudiger, goedkoper

Daarnaast is grootschalige energieopslag in de vorm van waterstof veel sneller, eenvoudiger en goedkoper te realiseren in zoutkoepels, dan opslag van elektriciteit in batterijen. In een zoutkoepel kun je zo’n 230 miljoen kWh opslaan. Dat is hetzelfde als 23 miljoen thuisbatterijen met 10 kWh opslagcapaciteit. De installatie bij de zoutkoepel kost 100 miljoen, maar die batterijen kosten, zelfs als ze in de toekomst fors goedkoper worden, nog zeker zo’n 10 miljard euro.

Bij de omzetting van elektriciteit naar waterstof gaat wel energie verloren, zo’n 20 procent. En natuurlijk kost een elektrolysefabriek ook geld. Maar als we naar het gehele energiesysteem kijken, dan blijkt dat voor transport van energie over grote afstanden en grootschalige seizoensopslag we toch beter een fors deel van de elektriciteit om kunnen zetten in waterstof. Zo wordt waterstof samen met elektriciteit de energiedrager waarmee we een duurzaam energiesysteem betrouwbaar én betaalbaar kunnen krijgen.


Ook kunnen we met waterstof veel sneller een duurzaam energiesysteem realiseren. We zien nu al dat in Duitsland voor ongeveer 1 miljard euro aan elektriciteit van offshore windturbines moet worden weggegooid, omdat de capaciteit van het elektriciteitsnet op land niet groot genoeg is. In Nederland hebben we recent gehoord dat al die geplande zonneparken niet op het elektriciteitsnet kunnen worden aangesloten, omdat er niet voldoende capaciteit is. Uitbreiding van het elektriciteitsnet kost veel tijd én geld, terwijl door omzetting naar waterstof de capaciteit van het gasnet meer dan voldoende is.

Als we nu waterstof in onze gaspijpleidingen hebben, kan het op eenzelfde manier worden gebruikt als aardgas. Bijvoorbeeld in de industrie, voor het produceren van warmte of als grondstof voor het maken van kunstmest of plastics, als transportbrandstof, voor het verwarmen van gebouwen en voor elektriciteitsproductie, als er niet genoeg zon en wind is.

Dit artikel verscheen eerder op De Stentor

Ad van Wijk is hoogleraar toekomstige energiesystemen aan de TU Delft en waterstofambassadeur voor Noord-Nederland.