[English version below]

In veel plannen voor het klimaatbeleid, waaronder het concept-Klimaatakkoord, speelt groene waterstof een belangrijke rol om het gebruik van fossiele energie terug te dringen en de uitstoot van CO2 te verminderen. Machiel Mulder, Jose Luis Moraga en Peter Perey van de Rijksuniversiteit Groningen onderzochten de economische voorwaarden waaronder waterstof kan worden geproduceerd en verhandeld. Zij concluderen dat groene waterstof pas rendabel is te produceren wanneer de prijs van aardgas langdurig hoog is, bedrijven over hun gebruik van aardgas een hogere heffing gaan betalen en de voor waterstofproductie vereiste elektriciteit grotendeels met hernieuwbare energie wordt opgewekt.

Volgens Mulder, Moraga en Perey zullen deze voor groene waterstof gunstige omstandigheden zich voordoen wanneer overheden hun klimaatbeleid intensiveren en de mondiale gasvraag toeneemt, bijvoorbeeld doordat landen voor hun elektriciteitsproductie kolen vervangen door aardgas. De onderzoekers van het Centre for Energy Economics Research (CEER) publiceren hun bevindingen in het rapport: Outlook for a Dutch hydrogen market. Economic conditions and scenarios.

Blauwe en groene waterstof
Tot nu toe wordt waterstof gemaakt op basis van aardgas. Dat is de zogenaamde grijze waterstof; of blauwe waterstof wanneer de CO2 wordt afgevangen. Groene waterstof is waterstof die gemaakt wordt uit elektrolyse met hernieuwbare stroom. Het klimaatbeleid gaat doorgaans over deze groene variant. Mulder en zijn collega’s berekenden dat groene waterstof pas rendabel is wanneer de verwachte prijs voor elektriciteit de komende decennia lager is dan 20 euro/MWh. De afgelopen tien jaar is de prijs echter nooit zo laag geweest: gemiddeld bedroeg de prijs van elektriciteit 45 euro/MWh.

Dalende stroomprijs?
De ontwikkeling van groene waterstof is gebaat bij goedkopere elektriciteit. Vaak wordt gesteld dat de elektriciteitsprijs in de toekomst zal dalen vanwege het groeiende aanbod hernieuwbare energie van windmolens en zonnepanelen. Mulder, hoogleraar Regulering van Energiemarkten aan de RUG, zet vraagtekens bij die verwachtingen. ‘Investeringen in hernieuwbare energie worden alleen gedaan wanneer de stroomprijzen voldoende hoog zijn om ze terug te verdienen. De stroomprijs zal op langere termijn dus niet lager worden dan het niveau dat nodig is om die investeringen terug te verdienen. Het zal heel lastig zijn om langdurig omstandigheden te creëren die gelijktijdig gunstig zijn om groene waterstof te laten groeien en hernieuwbare elektriciteitsproductie te stimuleren. Voor dat eerste zijn regelmatig lage stroomprijzen nodig, voor het laatste juist regelmatig hoge stroomprijzen.’

Nederlandse groene stroom
Het maken van groene waterstof met Nederlandse groene stroom is nóg duurder, concluderen de onderzoekers. Mulder: ‘Om Nederlandse groene stroom te kunnen gebruiken, moet je certificaten kopen van producenten die in Nederland groene stroom opwekken. De prijs daarvan loopt de laatste jaren op, omdat veel bedrijven en huishoudens graag Nederlandse groene stroom gebruiken. Denk aan de NS of Google in de Eemshaven. Groene waterstofproductie concurreert dus met diverse andere grote stroomgebruikers om hernieuwbare stroom en dat drijft de prijs alleen maar op.’

Dilemma: CO2-belasting verslechtert positie groene waterstof
Mulder, Moraga en Perey wijzen op een dilemma in het klimaatbeleid. Voor een doelmatig klimaatbeleid moet de prijs voor CO2-uitstoot omhoog. Stijgende CO2-prijzen betekenen dat de stroomprijzen voorlopig ook omhoog gaan, omdat de stroomprijs grotendeels nog wordt bepaald door de kosten van gascentrales (waaronder de prijs van CO2-uitstoot). Dat is gunstig voor investeringen in hernieuwbare energie, maar ongunstig voor de productie van groene waterstof. Mulder: ‘Doelmatig klimaatbeleid in de vorm van hogere CO2-prijzen verslechtert op korte termijn de positie van groene waterstof. Alleen wanneer die hogere stroomprijzen leiden tot meer investeringen in hernieuwbare elektriciteitsproductie, is dit op langere termijn gunstig voor groene waterstof.’

Waterstof als transportmiddel
Onlangs presenteerden netbeheerder TenneT en de Gasunie een rapport over de rol die waterstof kan spelen om stroom vanaf windparken op zee naar het vaste land te transporteren. Centraal staat het idee dat het voordelig is om stroom op zee meteen in waterstof om te zetten, en de waterstof daarna via de bestaande gaspijpleidingen naar het vaste land te brengen. Daarmee zouden veel kosten kunnen worden bespaard die anders nodig zijn om het stroomnetwerk uit te breiden. De onderzoekers schatten echter dat die voordelen onvoldoende groot zijn om dergelijke projecten rendabel te maken. Mulder: ‘Omdat je op zee alleen waterstof kunt maken wanneer het waait, is de bezettingsgraad van de waterstofinstallaties laag. Dat is slecht voor de economische efficiëntie. Deze methode wordt pas rendabel als de investeringskosten van zowel elektrolyse als hernieuwbare stroom fors zijn gedaald.’

Groene waterstof uit Afrika?
Er wordt wel gesteld dat het gunstiger zou zijn om groene waterstof in Noord-Afrika te maken, omdat daar de zon overvloedig schijnt en de stroom goedkoop is. Uit het onderzoek van Mulder, Perey en Moraga blijkt echter dat de kosten om de waterstof naar Nederland te transporteren zo hoog zijn, dat het voordeel van de lagere productiekosten teniet wordt gedaan. Uit hun berekeningen volgt dat de stroom in Noord-Afrika vrijwel gratis moet zijn, en dat op hetzelfde moment in Nederland een CO2-prijs van zo’n 100 euro/ton zou moeten gelden, om de kosten van de geïmporteerde groene waterstof gelijk te maken aan die van blauwe waterstof uit Nederland.

Blauwe waterstof juist kansrijk bij lage gasprijzen
Wanneer de condities voor groene waterstof ongunstig zijn, is blauwe waterstof mogelijk een alternatieve manier om de CO2-uitstoot te verminderen. Bij lage gasprijzen zijn de kosten van blauwe waterstof ook lager. Bij een CO2-prijs van minimaal 30 euro is het bovendien rendabel om de CO2, die vrijkomt bij de productie van waterstof uit aardgas, op te vangen en op te slaan. Blauwe waterstof is dan goedkoper dan de zogenoemde grijze waterstof, waarbij de CO2 niet wordt opgevangen. Mulder: ‘Ook voor blauwe waterstof geldt dat hogere belastingen op het gebruik van aardgas door de industrie nodig zijn om het een aantrekkelijk alternatief te laten zijn. Ook blauwe waterstof is dus alleen kansrijk wanneer er een streng klimaatbeleid wordt gevoerd.’

Creëren van een markt voor waterstof
Zelfs wanneer de condities gunstig zijn, ontstaat nog niet vanzelf een markt voor waterstof. Bij het transport van waterstof is sprake van een natuurlijk monopolie, net zoals bij het transport van aardgas en elektriciteit. ‘Het beheer van een waterstofnetwerk zal daarom gereguleerd moeten worden’, zegt Mulder. ‘Om de handel in waterstof te bevorderen zal daarnaast gewerkt moeten worden aan standaardisering van de producten en het vergroten van transparantie over de herkomst van de waterstof via een systeem van certificering.’

Meer informatie
Contact: Machiel Mulder, hoogleraar Regulering van Energiemarkten, e-mail: machiel.mulder rug.nl, tel.: 06-31035729

Download het volledige onderzoek Outlook for a Dutch hydrogen market. Economic conditions and scenarios 

[English version]

Green hydrogen only profitable if gas prices are high and if a strict climate policy is in place

Many plans for climate policy, including the draft Climate Agreement, focus on green hydrogen as a way of curbing the use of fossil energy and of reducing CO2 emissions. Machiel Mulder, Jose Luis Moraga and Peter Perey of the University of Groningen investigated the economic conditions under which hydrogen can be produced and traded. They conclude that green hydrogen can only be produced economically if the following conditions are in place. Firstly, if the price of natural gas remains high for a long period of time. Secondly, if companies are required to pay a higher levy on their use of natural gas. Finally, if the electricity required for hydrogen production is largely generated using renewable energy.

According to Prof. Mulder, Prof. Moraga and Mr Perey, these conditions (favouring the use of green hydrogen) will only occur if governments intensify their climate policies and if global gas demand increases. The latter could occur, for example, if countries were to switch their electricity production from coal to natural gas.These three researchers from the Centre for Energy Economics Research published their findings in a report entitled ‘Outlook for a Dutch hydrogen market. Economic conditions and scenarios’.

Blue hydrogen and green hydrogen

Hydrogen has traditionally been produced from natural gas. This is what is known as ‘grey hydrogen’, or – if the CO2 by-product is captured – ‘blue hydrogen’. ‘Green hydrogen’ is hydrogen that is produced by electrolysis, using renewable energy. It is this green variant that is usually the focus of climate policy. Machiel Mulder and his colleagues calculated that green hydrogen will only be profitable if the expected price of electricity in the coming decades drops below € 20/MWh. In the past ten years, however, prices have never dipped that low. The average price of electricity during the last decade was € 45/MWh.

Falling electricity price?

The development of green hydrogen would benefit from cheaper electricity. It is often claimed that electricity prices will fall in the future, due to the growing supply of renewable energy from wind turbines and solar panels. Machiel Mulder, Professor of Regulation of Energy Markets at the University of Groningen, questions these claims. ‘Investors will only pump money into renewable energy if electricity prices are sufficiently high for them to recoup their investment. Thus, long-term electricity prices will not sink below the level required for investors to recoup those investments. Accordingly, it will be very difficult to create the long-term conditions needed to benefit the growth of green hydrogen while, at the same time, stimulating renewable electricity production. The problem is that the former requires consistently low electricity prices while the latter requires consistently high electricity prices.’

Hydrogen as a means of transport

TenneT (a power grid operator) and Gasunie (a gas transmission grid operator) recently presented a report on the role that hydrogen might play in transporting electricity from offshore wind farms to onshore facilities. The basic idea is that the cheapest way to get offshore electricity onshore is to immediately convert it into hydrogen and then to pump that ashore via existing gas pipelines. It is claimed that this approach could produce enormous savings, as it would avoid the need to expand the power network. Even so, the researchers estimate that the benefits involved would still not be sufficient to make projects of this kind economically viable. Prof. Mulder points out: ‘You can only generate hydrogen offshore when the wind is blowing, so these hydrogen installations would inevitably have a low capacity utilization factor. That is bad news, in terms of economic efficiency. This method would only become profitable if the investment costs involved in both electrolysis and renewable electricity were to drop sharply.’

Blue hydrogen actually very promising at low gas prices

However, if the conditions for green hydrogen are unfavourable, blue hydrogen could be an alternative way of reducing CO2 emissions. Low gas prices mean that the cost of blue hydrogen is also lower. At a CO2 price of at least € 30, it also becomes profitable to capture and store any CO2 released during the production of hydrogen from natural gas. Blue hydrogen would then be cheaper than grey hydrogen – in which the CO2 by-product is not captured. According to Machiel Mulder ‘In the case of blue hydrogen, too, higher taxes on the use of natural gas by industry are needed to make it an attractive alternative. So blue hydrogen, too, would only really be a promising option if a strict climate policy were to be implemented.’

Further information

• Please contact: Machiel Mulder, Professor of Regulation of Energy Markets
• Download the Centre for Energy Economics Research policy paper: Outlook for a Dutch hydrogen market. Economic conditions and scenarios