Kostenaspecten bij waterstof in het energiesysteem

Waterstof is duurder dan fossiel aardgas; en dat zal langere tijd zo blijven. Waterstof (H2) gemaakt uit aardgas heeft minder energie dan het oorspronkelijke gebruikte aardgas (CH4), van de energie gaat bij omzetting ongeveer 20% verloren (bron TNO). Bovendien kost de bewerking om de koolstofatomen (C) uit het aardgas (CH4) te halen energie en geld; zo ook het eventueel afvangen van de CO2. Zodra de uitstoot van CO2 een serieuze prijs krijgt kan dat beeld natuurlijk kantelen in het voordeel van waterstof.

Hetzelfde speelt bij waterstof gemaakt met elektriciteit. De uiteindelijke waterstof bevat nog 70% van de elektriciteit die aanvankelijk nodig was voor de productie ervan. De efficiëntie en elektrolyse kosten zullen over tijd verbeteren en ook de kosten zullen dalen: een recente studie van de Hydrogen Council acht een gecombineerde kostenreductie tot 2030 van ongeveer 60% haalbaar. Er blijft uiteraard wel sprake van energie- en dus waardeverlies. Dit verlies treedt ook op bij de omzetting van waterstof terug naar elektriciteit.

Systeemrol

Waterstof kan elektriciteit na conversie in feite opslaan en zo het fluctuerend aanbod uit zon en wind afstemmen op de evenzo fluctuerende vraag. Waterstof kan geproduceerd worden op momenten met veel zon en wind wanneer de elektriciteit goedkoop is; om vervolgens in te zetten op momenten met tekorten wanneer de elektriciteitsprijs juist weer hoog is. De opslag van overtollige zon- en windstroom in de vorm van waterstof voor terug levering aan waterstof centrales – zoals de beoogde Magnum centrale in de Eemshaven – is een heel belangrijke toepassing. De mogelijkheid om vraag en aanbod te kunnen balanceren – door elektriciteit om ze zetten in waterstof, die op te slaan en om vervolgens de energie weer terug te kunnen leveren op momenten van grote vraag – maakt de systeemrol van waterstof uniek. Op die momenten van tekorten concurreert waterstof met de kostprijs van piek elektriciteitsproductie.

Als voorbeeld: de windsector verwacht dat de kostprijs van wind op zee elektriciteit op de middellange termijn rond de 4 cent per kWh zal zijn (Ecofys in opdracht van NVDE). Dat is fors lager dan de huidige elektriciteitsprijs van ongeveer 5 cent (groothandelsprijs voor belasting). Indien de prijs op dagen of momenten dat er geen wind- en/of zon is, zeg verdubbeld maar op andere tijden juist lager ligt dan we nu gewend zijn, kan het rendabel zijn om wind- en zonnestroom in de vorm van waterstof op te slaan voor die specifieke wind- en zon-arme, dure momenten. Wind- en zonneparken bij elkaar hebben meer dan 90% van de tijd een redelijke productie, soms ook overproductie. Elektrolysers kunnen dus het grootste deel van de tijd waterstof produceren en opslaan om te compenseren voor de enkele daluren aan elektriciteitsproductie.

Naast de kosten van elektriciteit geven studies (Hydrogen Council) aan dat de combinatie van lagere elektriciteitskosten plus investeringskosten zo’n 60% omlaag zullen komen tussen nu en 2030.

Import van waterstof

De dalen in elektriciteitsproductie kunnen opgevangen worden middels centrales die op waterstof draaien. In de toekomst hoeft dat niet persé waterstof te zijn die lokaal met zon- en wind elektriciteit uit Nederland is gemaakt. Waterstof kan immers ook geïmporteerd worden. Dat kan in pure vorm (gasvormig of vloeibaar) of in chemische verbinding. Nu ontbreekt nog de infrastructuur en is dit duur, maar in de toekomst kan import zeker een belangrijke rol spelen.

CO2-prijs

De Europese (ETS) CO2-prijs voor grotere bedrijven wordt door PBL boven de 40 euro per ton verondersteld voor 2030. De emissie van aardgas is ongeveer 1,9 kg CO2 per m3, dus dat betekent een kostenverhoging van 7,6 cent per m3. Op de huidige groothandelsprijs van aardgas van 10 cent m3 is die kostenverhoging substantieel en helpt om emissievrije waterstof in te zetten als CO2-vrije energiedrager. Een nog hogere CO2 prijs is echter nodig om (emissievrije) waterstof echt met aardgas te laten concurreren.