Wat bepaalt de prijs van groene waterstof?

Geschatte leestijd: 10-15 minuten

De beroemde natuurkundige Niels Bohr zei ooit: “Voorspellen is moeilijk, zeker als het om de toekomst gaat.” Het zal een algemene uitspraak zijn geweest, maar hij gaat zeker op voor waterstof. Gevraagd naar de prijsontwikkeling van groene waterstof, reageren experts terughoudend. Niemand weet, of kan voorspellen, wat de kosten zullen zijn om de industrie en de zware mobiliteit via groene waterstof te verduurzamen. Daarvoor zijn de relevante factoren te divers en de onzekerheden te groot.

Toch houdt de prijsvorming van groene waterstof de politiek en het bedrijfsleven bovenmatig bezig. Het concurrentievermogen van de Europese industrie hangt er namelijk vanaf. In de chemie, raffinage en de industrie worden op dit moment grote hoeveelheden grijze waterstof gebruikt, bijvoorbeeld als grondstof voor kunstmest en voor het raffineren van ruwe olie.

Grijze waterstof wordt gewonnen uit de fossiele energiebron aardgas. Meestal wordt daarvoor een ‘Steam Methane Reformer’ (SMR) gebruikt, een apparaat waarin aardgas wordt verhit met stoom, wat waterstof (H2) en koolstofdioxide (CO2) oplevert. De uitstoot van CO2 valt onder het Europese emissiehandelssysteem (ETS). Dat betekent dat een bedrijf emissierechten nodig heeft om grijze waterstof te produceren.

Kostprijs grijze waterstof

De kostprijs van grijze waterstof wordt bepaald door de prijs van aardgas, de afschrijving en operationele kosten van de SMR, de opslag en het transport van de waterstof, en de kosten van de rechten om CO2 uit te stoten. Bedrijven als het Franse AirLiquide en het Duitse Linde leveren grijze waterstof, vaak in langwerpige cilinders. Om transportkosten te vermijden produceren grote industrie- en chemiebedrijven meestal grijze waterstof op locatie.

AirLiquide is naast zijn activiteiten op het gebied van grijze waterstof, ook druk bezig met duurzame waterstof. Het bedrijf heeft in Europa tal van groene waterstoffabrieken 'in ontwikkeling'.

Een vuistregel in de industrie was lange tijd dat de productiekosten van 1 kilo grijze waterstof op ongeveer 1 euro liggen. Hoewel betrouwbare cijfers ontbreken, zeggen kenners dat door de hoge gasprijs van de afgelopen twee jaar de productiekosten van waterstof zijn gestegen naar ongeveer 2 euro per kilo. De CO2-rechten kosten op dit moment iets minder dan 1 euro per geproduceerde kilo waterstof. Opgeteld komt de prijs die industriële grootverbruikers betalen uit op ongeveer 3 euro per kilo grijze waterstof.

Als duurzaam geproduceerde waterstof kans wil maken, dan zullen de productiekosten concurrerend moeten zijn met die van grijze waterstof. Bij duurzame waterstof denken de meeste mensen meteen aan groene waterstof. Dat wil zeggen waterstof die wordt geproduceerd met groene stroom. De bouw van elektrolysers om die groene waterstof te maken laat om uiteenlopende redenen op zich wachten. Bouwplannen zijn er genoeg, maar door (financiële) onzekerheden en onduidelijkheden over regulering haperen veel investeringsbeslissingen. Grote volumes groene waterstof komen naar verwachting pas na 2030 of 2035 op de markt.

Kostprijs blauwe waterstof

Voor de verduurzaming van de chemie, de industrie en het zwaar transport zal de komende jaren eerst naar blauwe waterstof worden gekeken. Net als grijze waterstof wordt blauwe waterstof van aardgas gemaakt. Alleen wordt de CO2 afgevangen en ondergronds opgeslagen. Blauwe waterstof is dus hetzelfde als grijze waterstof, maar dan zonder de CO2-uitstoot. Die koolstofopslag wordt CCS genoemd: Carbon Capture and Storage.

De productiekosten van blauwe waterstof zijn grotendeels hetzelfde als die van grijze. Maar er is een belangrijk financieel verschil. Omdat tot 90 à 95 procent van de CO2 wordt afgevangen, is er veel minder uitstoot van broeikasgassen, waardoor er ook veel minder emissierechten gekocht hoeven te worden. Dat scheelt iets minder dan 1 euro per kilo waterstof. Maar die besparing vergt wel een investering in CCS. De CO2 moet immers worden afgevangen, getransporteerd naar een leeg gasveld en ondergronds worden opgeslagen. Als de kosten van de koolstofopslag niet al te ver boven het niveau van 1 euro per kilo waterstof uitkomen, dan is de business case gunstig.

Althans, de business case is gunstig voor bedrijven die van grijze naar blauwe waterstof overstappen. Bedrijven die overstappen van aardgas naar blauwe waterstof, bijvoorbeeld om metaal te smelten, moeten ook nog in een SMR investeren. De afschrijving op die investering moet dan nog bij de kostprijs worden opgeteld.

De toekomst van emissievrije waterstof is overigens niet alleen een financiële kwestie. Het gaat simpelweg om overleven, want er zullen de komende jaren steeds minder emissierechten in omloop worden gebracht. Vanaf 2040 zijn er geen nieuwe emissierechten meer beschikbaar voor de industrie. Niet verduurzamen is dus geen optie. Als chemie- of staalbedrijf zul je dus de stap naar emissieloze productie moeten maken, anders is er na 2040 geen bestaansrecht meer. Vanwege de restemissies past blauwe waterstof niet in een 100 procent duurzame industrie, het is dus een transitiebrandstof. Als bedrijven hun processen niet kunnen verduurzamen met groene stroom, hebben ze uiteindelijk groene waterstof nodig. Dat betekent dat er voor duurzame waterstof een premie zal worden betaald. Bedrijven verzekeren er immers hun continuïteit mee.

Volgens onderzoeksinstituut TNO blijft blauwe waterstof voorlopig ‘in alle scenario’s’ goedkoper dan groene waterstof’ (lees hier meer). Ook wijst TNO erop dat er nog voldoende aardgas voorradig is in de wereld. Genoeg grondstof dus om blauwe waterstof te maken. Noorwegen heeft grote gasreserves en positioneert zich nadrukkelijk als leverancier van blauwe waterstof. De Noorse olie- en gasmaatschappij Equinor bouwt samen met Shell en TotalEnergies aan een grote CO2-opslagfaciliteit in Noorse wateren. Dit Northern Lights-project wordt dit jaar in bedrijf genomen. De CO2 blijft achter onder de Noorse zeebodem en blauwe waterstof wordt per pijpleiding naar Europa getransporteerd, wat ook nog een paar dubbeltjes aan de kostprijs toevoegt.

De CO2-opslagfaciliteit in het Noorse Øygarden

De grote onzekerheid voor de prijsontwikkeling van grijze en blauwe waterstof is de prijs van aardgas. In tegenstelling tot wat TNO beweert, namelijk dat blauwe waterstof ‘in alle scenario’s’ goedkoper blijft dan groene, wijzen andere experts op de geopolitieke turbulentie. De Oekraïne-oorlog heeft laten zien hoe volatiel de gasprijs is. Gezien de geopolitieke spanningen en militaire dreiging in het Midden-Oosten, waar steeds meer vloeibaar aardgas (LNG) vandaan komt, kan het alle kanten op met de gasprijs. Een nieuw conflict kan aardgas weer peperduur maken. Dan kan groene waterstof in no time goedkoper zijn dan waterstof uit aardgas. Een gok op blauwe waterstof kent kortom risico’s.

Als blauwe waterstof uit de VS of het Midden Oosten wordt geïmporteerd, dan verandert het financiële plaatje. De afstanden zijn te groot om per pijpleiding naar Europa te transporteren. Dat kan eigenlijk alleen per schip. Experts verwachten dat waterstof vanuit deze landen vooral in de vorm van vloeibare ammoniak getransporteerd zal worden. Dat is makkelijk omdat ammoniak in tegenstelling tot waterstof niet op zeer lage temperatuur gehouden hoeft te worden tijdens het transport. Ammoniak-transport kost daardoor veel minder energie. Bovendien is waterstofgas vluchtig en brandbaar en dus gelden er veel meer veiligheidsmaatregelen. Maar het omzetten van waterstof naar ammoniak en weer terug naar waterstof voegt volgens deskundigen ‘minstens 2 euro’ toe aan de kostprijs van een kilo waterstof.

Toegang tot infrastructuur

Er zit bij blauwe waterstof nog een addertje onder het gras. Tenminste, voor industrieën die het zelf willen produceren. Daarvoor is toegang nodig tot het CCS-systeem. Er komt een grote pijpleiding om de afgevangen CO2 van grote industriële centra te transporteren naar lege gasvelden op de Noordzee. Bedrijven op chemiesite Chemelot of het Rotterdamse havengebied kunnen daar gebruik van maken. Maar industriële bedrijven in Helmond, Heerenveen of Haaksbergen liggen te ver van de hoofdstructuur en zullen naar verwachting geen aansluiting kunnen krijgen op de CO2-pijpleidingen.

Bedrijven die niet door middel van elektrificatie kunnen verduurzamen, hebben een aansluiting op de waterstofinfrastructuur nodig om de CO2-uitstoot uit te faseren. Daarvoor wordt het huidige fijnmazige gasnet de komende (tientallen) jaren langzaam maar zeker omgeturnd in een waterstofnet.

Kostprijs groene waterstof

Kijken we naar groene waterstof. De productie daarvan is een compleet ander procedé, en daarbij hoort ook een ander kostprijsplaatje. Groene waterstof wordt gemaakt door met groene stroom watermoleculen (H2O) te splitsen in waterstof (H2) en zuurstof (O2). Voor de grootschalige productie van groene waterstof worden windparken op zee gepland, inclusief stroomkabels die de windstroom transporteren naar de elektrolysers op land of op zee. Een kostbare aangelegenheid, die in 2030 een kostprijs van ruim 8 euro per kilo oplevert, aldus een recent rapport van TNO en CE Delft. Wordt zonnestroom als bron gebruikt om groene waterstof te maken, dan betekent dat een kostprijs van meer dan 26 euro per kilo.

Dat is nog niet alles, want de kostprijs bestaat uit meer dan de productiekosten. In Nederland is er grote onzekerheid over de aansluitkosten van elektrolysers, die ook nog meegerekend moeten worden. Tennet rekent forse tarieven om waterstoffabrieken op het net aan te sluiten. Volgens sommige projectontwikkelaars voegen de aansluitkosten alleen al 5 tot 6 euro toe aan de kostprijs van een kilo groene waterstof. Investeerders worden kopschuw van zulke onzekerheden, zeker als het leidt tot hoge operationele kosten. In Duitsland krijgen waterstoffabrieken een gratis aansluiting op het elektriciteitsnet, wat de investering bij de oosterburen financieel een stuk aantrekkelijker maakt.

In Duitsland krijgen waterstoffabrieken een gratis aansluiting op het elektriciteitsnet.

De oplossing ligt voor de hand: bouw waterstoffabrieken aan de kust of op zee, in grote clusters van bijvoorbeeld 2 gigawatt, zodat de aansluitkosten zo laag mogelijk zijn. Vanuit de waterstofsector probeert een lobby de Nederlandse overheid te overtuigen om de aansluitingen op het net te subsidiëren, net zoals de Duitse overheid dat doet. Het argument: door waterstoffabrieken aan de kust te plaatsen, wordt het stroomnet landinwaarts ontlast, waardoor de huidige netcongestie niet verder wordt aangejaagd.

Elektrolysers aan de kust voorkomen hoge investeringen in infrastructuur, omdat het goedkoper is om waterstofpijpleidingen aan te leggen dan stroomkabels. Het idee is kortom dat de waterstoffabrieken de hoge pieken van overtollige (goedkope) windstroom gaan absorberen. De achterkant van de medaille is wel dat de elektrolysers in de daluren stil zullen staan, want dan is de stroom schaars (en duur) en voor andere toepassingen nodig.

Er zijn twee ontwikkelingen die groene waterstof op lange termijn goedkoper maken. In de eerste plaats zullen schaalvoordelen de technologie steeds goedkoper maken. De bouwers van elektrolyse-apparatuur zullen een steile leercurve doorlopen, waardoor waterstoffabrieken in de toekomst een lagere investering per megawatt zullen vragen. In de tweede plaats zullen waterstoffabrieken steeds meer uren draaien. De eerste elektrolysers zullen naar verwachting niet veel meer dan 50 procent van de tijd in bedrijf zijn, ofwel 4.280 uur per jaar. Op termijn, als het aanbod van windstroom doorgroeit, zal dat oplopen. Dat drukt de kostprijs per kilo.

De volledig geoptimaliseerde business case van het grote NortH2-project in Groningen kwam op deze manier uit op een kostprijs voor groene waterstof van 2,50 euro per kilo. Sindsdien zijn aansluitkosten, inflatie en rentestanden gestegen, waardoor het op dit moment hoger zal liggen. In een recent white paper komt de Boston Consulting Group tot de conclusie dat de productiekosten van groene waterstof in 2030 in een bandbreedte van 5 tot 8 euro per kilo terechtkomen. Dat is nog geen concurrerend prijsniveau, zeker niet nu de gasprijs weer laag is, waardoor grijze en blauwe waterstof dus relatief goedkoop zijn. Er is meer overheidsregulering nodig om competitieve prijzen te realiseren, anders blijft groene waterstof de ‘brandstof van de toekomst’, aldus de Boston Consulting Group.

Omdat er na 2040 geen CO2-rechten meer te krijgen zijn - waardoor grijze en blauwe waterstof niet meer duurzaam genoeg zijn - rekenen experts erop dat groene waterstof linksom of rechtsom een doorbraak gaat maken. Voor veel toepassingen is er geen goed alternatief.

Een innovatieve poging om kosten te besparen is de productie van groene waterstof op zee. Door elektrolysers te plaatsen op oude (bestaande) offshore gasplatforms, kan de aanleg van dure stroomkabels naar de kust vermeden worden. De windstroom wordt op zee omgezet in waterstof, die vervolgens via bestaande gaspijpleidingen wordt aangeland. Wel moet worden geïnvesteerd in een installatie om zeewater te ontzilten en geschikt te maken voor elektrolyse. Een consortium rond Neptune Energy en TNO willen met het proefproject PosHYdon ervaring opdoen met de technische en financiële mogelijkheden van groene waterstofproductie op zee.

Opschaling naar wereldmarkt

De opschaling van duurzame elektriciteit zal ook de grootschalige productie van groene waterstof mogelijk maken. Maar naast eigen productie zal ook de import van waterstof van de grond komen. De omstandigheden in Noord-Afrika, Australië, het Midden-Oosten en Zuid-Amerika - veel zon en in sommige gevallen veel wind - zorgen voor lage productiekosten van waterstof, in het gunstigste geval ergens tussen de 1 en 2 euro per kilo.

De complexiteit van import zit in de conversie en het transport. Inclusief het omzetten van waterstof naar ammoniak, het transport per tanker, en het weer terugkraken naar waterstof, resulteert dat in een kostprijs van 4 tot 5 euro voor een geïmporteerde kilo groene waterstof. De kunst gaat volgens deskundigen zijn om die prijs richting de 3 of 3,50 euro te krijgen. Voor de productie van kunstmest en wellicht ook wel zwaar transport kan ook direct groene ammoniak gebruikt worden. Terugkraken naar waterstof is in dat geval niet nodig.

In de ontluikende wereldmarkt voor groene waterstof zullen leveranciers aanvankelijk proberen de hele keten in handen te krijgen, van productie, omzetting en transport tot levering. Dan ontstaat er weliswaar volume, maar geen liquide markt, zoals het geval is met olie en gas. Als grote afnemers als Tata Steel gaan overstappen op groene waterstof, dan zullen ze met meer dan één leverancier zaken willen doen. De gesloten supply chains die de markt aanvankelijk helpen ontwikkelen, zullen dan steeds vaker worden opengebroken om open marktmodellen mogelijk te maken. In Brussel wordt al gediscussieerd of de regelgeving voor opslagterminals voor groene ammoniak gebaseerd moet worden gebaseerd op ‘open access’.

Een beurs voor waterstof

Vooruitlopend op die ontwikkeling wordt er in Nederland al nagedacht over het opzetten van een beurs voor groene waterstof: HyXchange. Net zoals er een beurs is voor aandelen en voor aardgas (zoals de Nederlandse virtuele TTF-beurs en de Amerikaanse Henry Hub), zullen er wereldwijd waterstofbeurzen ontstaan. Leveranciers en afnemers zullen er waterstof verhandelen.

De marktprijzen worden dan niet alleen gebaseerd op de kostprijs, maar vooral op basis van vraag en aanbod. Bij veel aanbod en weinig vraag zullen de prijzen laag zijn, en bij een krap aanbod en een hoge vraag zullen de prijzen oplopen. Er zal een ‘spotmarkt’ ontstaan, voor de levering van waterstof diezelfde dag. Daarnaast zal er een termijnmarkt ontstaan, waar contracten worden verhandeld voor de levering van waterstof op een bepaalde datum in de toekomst.

De prijsvorming op liquide markten schommelt vaak rond de marginale kostprijs. Dat zijn de kosten die een producent maakt om één extra kilo waterstof te maken. Voor die prijs plus een kleine opslag zijn producenten bereid om te leveren omdat ze er winst op maken ten opzichte van de situatie dat ze die ene extra kilo niet produceren.

De marginale kostprijs is precies wat HyXchange in kaart brengt. HyXchange is een initiatief dat wordt gefinancierd door Gasunie, topsector Energie en de vier zeehavens in Nederland, omdat die er belang bij hebben dat de waterstofmarkt van de grond komt. De marginale kosten worden bepaald door de groene elektriciteitsprijs, die weer wordt bepaald door de hoeveelheid zon en wind.

Hoewel er nog niet wordt gehandeld in groene waterstof, heeft HyXchange wel alvast een index geconstrueerd. Net zoals de Amsterdamse beurs bekend is van de AEX-index, publiceert HyXchange een spotmarkt prijssimulator: een waterstofprijs op basis van de prijs voor duurzame elektriciteit in de daluren. HyXchange neemt daarvoor de stroomprijs in de 12 goedkoopste uren per dag. In de praktijk zal groene stroom in de daluren ook daadwerkelijk gebruikt worden voor de productie van groene waterstof. Die overtollige stroom is perfect bruikbaar voor groene waterstof. De eerste grafieken van HyXchange laten een waterstofprijs zien van ongeveer 4 euro per kilo. Dat is dus de prijs exclusief investering in elektrolysers en de aansluiting op het net.

De prijs voor groene stroom gaat dalen als er steeds meer aanbod is van elektriciteit uit zon en wind. Nu ontstaan er bij een overaanbod van groene stroom soms al negatieve prijzen. Als het opgesteld vermogen van windmolens en zonnepanelen gaat stijgen, zal de wet van vraag en aanbod groene stroom steeds goedkoper maken.

Wereldwijd zullen er beurzen ontstaan met hun eigen prijsdynamiek. Op de oliemarkt zijn prijzen voor Brent (Noordzee-olie), WTI (Texaanse olie) en Bonny (olie uit de Nigerdelta) gangbare namen, met allemaal een eigen prijsvorming. Als er in Dubai een notering komt voor waterstof, zal die er anders uitzien dan in Rotterdam of Houston. Leveranciers en handelaren zullen voortdurend aan prijsarbitrage doen: dat wil zeggen waterstof kopen op de goedkoopste plek, en dat leveren op de plek met de hoogste prijs. Ook zullen er prijzen voor derivaten van groene waterstof ontstaan, zoals groene ammoniak en groene methanol.

Minister Jetten ontvangt in april 2022 het eerste certificaat voor groene waterstof van HyXchange.

Nog méér onzekerheden

In de snelkookpan van economische en technologische dynamiek is het moeilijk de toekomstige prijsontwikkeling van waterstof in te schatten. Natuurkundige Niels Bohr zou zich er niet aan wagen. Hij zou hooguit toevoegen dat er nog méér ontwikkelingen en dus onzekerheden zijn die de toekomstige prijsvorming zullen beïnvloeden. Zoals de vondst van zogenoemde witte waterstof in Frankrijk vorig jaar. Daar werd een omvangrijk reservoir met natuurlijke waterstof ontdekt. Als die waterstof op meer plekken op de wereld beschikbaar blijkt en tegen acceptabele kosten te winnen is, dan kan dat een ‘game changer’ zijn.

En dan zal Bohr ook nog fijntjes wijzen op de landen die weer gaan investeren in nieuwe kerncentrales. Om de business case van een kerncentrale te verbeteren, zou die ook waterstof kunnen produceren. Anders zouden die centrales op halve kracht moeten draaien als het aanbod van zonnestroom en windenergie groot is. De opmars van kernenergie zou het aanbod van emissievrije waterstof weleens een impuls kunnen geven.

Maar voorspellen blijft moeilijk, zeker als het om de toekomst gaat.