Het wordt menens met waterstof. De energiedrager is niet langer het domein van alleen wetenschappers en onderzoeksinstellingen. Ook de ‘grote spelers’ in de energiebranche maken er serieus werk van. Zo richtte het Duitse E.ON, een van de grootste Europese netbedrijven en leverancier van 51 miljoen klanten, een jaar geleden een speciale divisie Green Gas op. Energiepodium sprak met de CEO Dr. Gabriël Clemens. Waterstof heeft volgens hem veel potentieel en de verwachtingen zijn hoog. “Maar de markt is jong en onzeker en de infrastructuur ontbreekt nog. Om het tempo op te voeren, hebben we een pragmatische politieke koers nodig”.
‘EON’ kent vele betekenissen. De meest genoemde is die van “een lange tijdseenheid”. Een lange periode stond E.ON te boek als een klassieke, geïntegreerde energiereus met vooral fossiele en kernenergie in het portfolio. Bij een splitsing in 2016 bleven de duurzame tak, consumentendiensten en het netbeheer bij E.ON, terwijl nieuwkomer Uniper de conventionele centrales kreeg. En na de overname van innogy in 2020 richt E.ON zich nu op energienetten en klantoplossingen. Het Nederlandse Essent is hierdoor sinds juni 2020 onderdeel van E.ON. Tot 2026 wil het energiebedrijf 27 miljard euro in de Energiewende investeren, waarvan een groot gedeelte voor de uitbreiding van de energienetten bestemd is.
“De energietransitie kunnen we niet met elektrificatie alleen oplossen”
Waterstof speelt een steeds grotere rol binnen het concern met het hoofdkwartier in Essen. Zo kondigde E.ON in maart vorig jaar de intentie aan samen te gaan werken met het Australische Fortescue Future Industries (FFI) om tegen 2030 jaarlijks een grote hoeveelheid groene, hernieuwbare waterstof aan Europa te leveren. En vijf maanden later maakte E.ON in een verdere intentieverklaring bekend om samen met EverWind Fuels uit Canada vanaf 2025 per jaar tot 500.000 ton groene ammoniak naar Duitsland te importeren. Ammoniak is een derivaat van waterstof dat in vloeibare vorm kan worden gebruikt als brandstof.
De Australische en Canadese coöperaties zijn noemenswaardige ontwikkelingen in het eerste jaar van Gabriël Clemens als CEO van de nieuwe unit Green Gas. De geboren Nederlander is echter met veel meer partijen in gesprek om klantgerichte oplossingen voor decarbonisering te vinden. Zijn Green Gas-unit is binnen E.ON het centrale aanspreekpunt voor projectoverschrijdende aangelegenheden, bijvoorbeeld als het gaat om regulering en juridische aspecten van de waterstofeconomie. Daarnaast is ze verantwoordelijk voor onderwerpen als import. “De centrale internationale eenheid, waarvan 40% vrouw is en die nu al bestaat uit acht verschillende nationaliteiten, voorziet de regionale, gedecentraliseerde clusters binnen E.ON van specifieke know-how”, licht Clemens toe.
“De energietransitie kunnen we niet met elektrificatie alleen oplossen”, vervolgt hij. “Voor verschillende chemische processen hebben we moleculen zoals waterstof nodig.” Die waterstof en zijn derivaten wil E.ON, dat vooral in Noord- en Oost-Europa actief is, niet alleen van overzee halen. “We zetten decentraal pilotprojecten op en zijn op zoek naar samenwerking met regionale partijen, dicht bij onze klanten. Inmiddels lopen er zo’n dertig tot veertig projecten in Duitsland.”
“De inzet van waterstof kan nog veel sneller worden opgevoerd met de bestaande netten”
Klanten zijn onder andere huishoudens en bedrijven waartoe ook het (energie-intensieve) midden- en kleinbedrijf behoort. Vooral die laatstgenoemde groep hebben Clemens en zijn team in hun blikveld. “Het MKB is de motor van de Duitse economie. Veel bedrijven zijn aangesloten op onze distributienetten en die willen we met groen gas ook een duurzame energie-oplossing bieden.”
Een compleet nieuwe gas-infrastructuur is volgens Clemens niet nodig. “Er moeten zeker nieuwe pijpleidingen worden aangelegd, omdat waterstof niet alleen zal worden ingevoerd, maar ook decentraal en lokaal zal worden geproduceerd. De inzet van waterstof kan echter nog veel sneller worden opgevoerd met de bestaande structuren, oftewel de bestaande netten.” Clemens doelt daarmee op de mogelijkheid dat in Duitsland sowieso tot 10 volumeprocent waterstof aan conventioneel aardgas kan worden toegevoegd, zonder dat dit technische problemen veroorzaakt. “In een proefproject van dochterbedrijf Avacon in de regio Niedersachsen willen we aantonen dat een hogere bijmenging van waterstof tot 20 volumeprocent probleemloos mogelijk is.” Volgens Clemens experimenteert E.ON met een bijmenging tot zelfs 30%. Laboratoriumtests met huishoudelijke apparaten hebben 23% bijmenging als mogelijkheid laten zien.
De tekst loopt hieronder door.
Daarnaast is E.ON eind oktober in Holzwicke bij Dortmund een project gestart met een zuivere waterstofvoorziening. Voor het project heeft E.ON-dochter Westnetz een bestaande aardgasleiding losgekoppeld van het distributienet en aangesloten op een opslagtank voor groene waterstof. Drie bedrijven in Holzwicke gebruiken de waterstof voor verwarming in hun gebouwen.
“We willen een tank-infrastructuur in Europa opzetten voor de levering van waterstof aan zware vrachtwagens”
Groene waterstof vormt niet alleen voor industriële processen een aanvulling op groene stroom, wat E.ON betreft ook voor de zwaar transportsector. “Samen met het Amerikaanse vrachtwagenbedrijf Nikola willen we in een joint-venture een tank-infrastructuur in Europa opzetten voor de levering van waterstof aan zware vrachtwagens”, aldus Clemens.
Vanwege de verduurzaming zal onze stroom- en groene waterstofbehoefte flink stijgen. “Aangezien we in Noordwest-Europa gewoonweg niet voldoende oppervlakte hebben om duurzame energie in combinatie met waterstofcentrales neer te zetten, zullen we een meerderheid aan groene waterstof moeten importeren”, meent Clemens. “Ik schat dat we op den duur 30% zelf kunnen produceren. De rest komt van buiten. Ik ben voorstander van zoveel mogelijk diversificatie over de regio’s zoals de VS, Canada, Zuid-Amerika, Noord- en Zuidwest-Afrika, het Noordzeegebied, het Midden-Oosten, Australië. Dit om de voorzieningszekerheid te verhogen, niet alleen vanwege geopolitieke redenen.”
E.ON heeft de geplande invoer van vloeibaar gas al enige maanden geleden aangekondigd. Clemens gaf naast Economieminister Robert Habeck voor de verzamelde pers aan dat E.ON in een consortium met het Belgische Tree Energy Solutions en ENGIE door het Ministerie is geselecteerd om de vijfde drijvende opslag- en hervergassingsinstallatie (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU) in Duitsland te ontwikkelen en uit te voeren. Het is de bedoeling dat de invoerterminal in Willemshaven aan het begin van het stookseizoen van 2023 in gebruik wordt genomen met een jaarlijkse invoercapaciteit van ongeveer vijf miljard kubieke meter.
“Op EU-niveau bestaat er nog steeds geen duidelijke definitie van groene waterstof”
In het voorjaar had de Duitse regering al vier drijvende terminals voor vloeibaar aardgas gecharterd - elk met een capaciteit van ongeveer vijf miljard kubieke meter per jaar. Op 17 december 2022 is de eerste drijvende terminal officieel geopend in Wilhelmshaven. Een tweede drijvende terminal is midden januari in Lubmin in bedrijf genomen. Duitsland verbruikt ongeveer 90 miljard kubieke meter gas per jaar.
De terminal die E.ON vanaf de herfst van dit jaar inzet, is in eerste instantie niet voor groen gas bedoeld, maar wordt als overgangsterminal gebruikt. “In Wilhelmshaven gaan we aan de slag met de voorbereidingen voor een vaste terminal voor de aanvoer van groen gas. Zodra deze terminal klaar is, zal de drijvende terminal worden verplaatst.”
Waterstof biedt kansen om te verduurzamen en heeft veel potentieel, meent Clemens. Toch is de weg die deze energiedrager nog moet afleggen om als standaardproduct dienst te doen nog lang en voorzien van (wettelijke) hobbels. Een daarvan is de ‘delegated act’. Deze regelgeving zou in samenhang met de EU-richtlijn voor hernieuwbare energie (RED II) duidelijk moeten maken wanneer waterstof gemaakt uit elektriciteit, ‘groen’ of ‘hernieuwbaar’ mag heten. “Op EU-niveau bestaat er nog steeds geen duidelijke definitie van groene waterstof. Voor exploitanten van de installaties is het daardoor erg lastig investeringsbeslissingen te nemen, omdat ze nu niet weten of hun huidige plannen aan de criteria zullen voldoen en dat werkt vertragend.”
“Nu zal blijken of de ontwikkeling van de waterstofmarkt tegen 2030 zal slagen”
Dat geldt volgens Clemens ook voor het voorstel van de EU-Commissie voor ontvlechting, waardoor het op lange termijn niet mogelijk zou zijn dat aardgas- en waterstofnetten binnen één bedrijf worden beheerd. “Voor gasnetbeheerders is dat geen stimulans om hun netten om te bouwen naar H2.” Beheerders van aardgasnetten zouden ook waterstofnetten moeten kunnen exploiteren en andersom, zodat er regelgevend geen onderscheid wordt gemaakt tussen aardgasnetten en waterstofnetten.
Duitsland zou onvoldoende zijn voorbereid voor een opmars van de waterstofeconomie, zo blijkt uit de “H2 Bilanz”, een analyse die E.ON heeft gemaakt op basis van gegevens van het Institute of Energy Economics van de Universiteit van Keulen (EWI). Alle projecten die gepland zijn om tegen 2030 elektrolysecapaciteit op te bouwen bij elkaar opgeteld, bereiken een productiecapaciteit van 5,6 GigaWatt (tegenover de 10 GW die de federale regering tegen 2030 wil behalen). Dat is dus slechts iets meer dan de helft van de nationale capaciteit die de Duitse regering tegen 2030 wil bereiken. Als de nationale waterstofproductie niet sneller verloopt, zal de bestaande importvraag nog toenemen, vermeldt de analyse.
Op basis van een dena-studie (deutsche energie agentur), die uitgaat van een waterstofvraag van 66 TeraWattuur tegen 2030, bedraagt het importbehoefte 50,5 TWh. Dit komt ongeveer overeen met het maandelijkse aardgasverbruik in Duitsland in september 2022. Het ontbreekt daarbij nog aan de infrastructuur om waterstof van de landsgrenzen te vervoeren naar de afnemers. Het huidige waterstofnet is slechts 417 kilometer en dat is minder dan 0,1% van het Duitse gasnet.
“We staan op een kruispunt in Duitsland en Europa”, zei E.ON COO Patrick Lammers tijdens de conferentie op 9 november waarop de H2 Bilanz die E.ON halfjaarlijks gaat uitgeven werd toegelicht. “Nu zal blijken of de ontwikkeling van deze nieuwe markt tegen 2030 zal slagen. Ons concurrentievermogen en het succes van waterstof hangen af van de vraag of nu snel de juiste politieke en regelgevende koers wordt uitgezet."
“Het is nu aantrekkelijker om groene stroom direct als elektriciteit te gebruiken en niet om er waterstof van te maken”
Want naast de onzekerheden rondom de Europese regelgeving, kampt de waterstofeconomie met een subsidiesysteem dat volgens Clemens beter moet worden uitgewerkt. “We hebben pragmatische financieringskaders voor investeringen in waterstofprojecten nodig. Om bedrijven aan te moedigen over te schakelen op groene alternatieven zoals waterstof, is ondersteuning niet alleen bij de investeringskosten maar ook bij de bedrijfskosten belangrijk. Het is nu aantrekkelijker om groene stroom direct als elektriciteit te gebruiken en niet om er waterstof van te maken.”
Clemens bedoelt daarmee dat er een stimulans moet zijn om groene stroom ook voor groene waterstof te gebruiken. Daarom is er een subsidie nodig voor de exploitatiekosten van de elektrolysers. “Elektrolysers voor het omzetten van elektriciteit in waterstof zijn nu nog duur. Naarmate het aantal eenheden toeneemt, kunnen de aanschafkosten sterk worden verlaagd - hetzelfde effect was te zien bij zonnepanelen. Maar dat geldt natuurlijk alleen maar voor de investeringskosten.”
Tegelijkertijd is een forse versnelling van de vergunningsprocedures voor de productie en invoer van waterstof noodzakelijk. Wind- en zonne-energie krijgen de wettelijke classificatie "van groot openbaar belang", dat zou ook voor waterstofprojecten moeten gelden, is Clemens van mening. “Deze regeling is voor de aanleg van nieuwe waterstofleidingen in de huidige wetgeving opgenomen, maar geldt maar tot eind 2025. Dat is veel te kort. Pas als deze tijdslimiet wordt opgeheven, kunnen we spreken van planningszekerheid op lange termijn.”
Tekst: Dorine Vaessen