Kansen voor zonnestroom door Brusselse regels over groene stroom voor waterstof

Foto: TPSolar

Vorige week is de Delegated Act vanuit de Europese Commissie naar buiten gekomen. Deze ‘act’ bevat de regels over hoe aangetoond kan worden dat groene elektriciteit gebruikt wordt. De regels zijn gericht op de productie van groene waterstof (Renewable Fuels of Non Biological Origin- RFNBO), waarvoor de Europese Commissie concrete ambities heeft geformuleerd. Het ligt voor de hand dat deze regels ook gaan gelden bij vergelijkbare toepassingen, zoals elektrificatie van de industrie. De regels gaan een grote rol spelen in de vraag naar hernieuwbare elektriciteit uit wind én zon.

Nederlandse waterstof

Voor 2030 wil de Europese Commissie (het Fit for 55 pakket) dat 50% van de waterstof in de industrie hernieuwbaar (‘groen’) geproduceerd moet zijn. Voor mobiliteit moet 2,6% ‘groen’ zijn. Deze plannen van de Commissie zullen begin 2023 definitieve normen worden voor de lidstaten. CE Delft en TNO onderzochten dat voor Nederland dit minimaal 80 PJ waterstof gemaakt uit zon en wind betkent, maar mogelijk wel 130 PJ als bijvoorbeeld ook Tata-steel overstapt op groene waterstof. Momenteel wordt in totaal 180 PJ  waterstof in Nederland gebruikt, bijna volledig als halfproduct voor de raffinage en kunstmest industrie. Nagenoeg al deze waterstof is ‘grijs’ geproduceerd uit aardgas en raffinagegas en met forse CO2-emissies. Voor deze minimaal 80 PJ groene waterstof is voor over 7 jaar maar liefst 35-40 TWh aan elektriciteit uit zon en wind nodig.

Hiervoor kwalificeert, volgens de Delegated Act , alleen elektriciteit uit hernieuwbare bronnen, maar geen biomassa. Voor Nederland is dit in de praktijk zon en wind.

Wat is groene waterstof?

De Delegated Act gaat met name over de vraag welke elektriciteit precies kwalificeert voor duurzaam  en hoe dat aangetoond kan worden. Om groene waterstof te maken zijn een drietal hoofdwegen om te bewijzen dat het gaat om strikt hernieuwbaar geproduceerde elektriciteit:

1. Geproduceerd via een directe fysieke lijn tussen bijvoorbeeld een zonnepark en de elektrolyser. De zonnestroominstallatie mag dan niet ouder zijn dan 36 maanden (in operatie voor elektrolyser in operatie kwam).
2. Geproduceerd op momenten dat de landelijke elektriciteitsmix het voorafgaande jaar >90% hernieuwbaar was. Deze situatie wordt in Nederland helaas nog niet snel gerealiseerd.
3. Of – en verreweg de belangrijkste weg voor onze sector - wanneer een PPA is gesloten vanuit een afnemer van de elektriciteit voor elektrolyse met een hernieuwbare opwek installatie. Dan moet tevens gelden dat:
   1. Beiden in dezelfde bidding zone staan (Nederland)
   2. Na 1 januari 2027: de elektriciteitsproductie installatie niet ouder is dan 36 maanden vergeleken de elektrolyser.
   3. Na 1 januari 2027: de elektriciteitsproductie installatie niet gesubsidieerd is (investerings- of opex subsidie)
   4. De soepele regels voor de installaties die voor 1 januari 2027 in bedrijf komen, zullen voor deze doorlopen tot 2037.
   5. Tot 1 april 2028  geldt een tijdscorrelatie tussen elektriciteitsproductie en gebruik aan de elektriciteit voor waterstofproductie van een kwartaal. Daarna geldt een uurscorrelatie.

Zonnestroom voor waterstof

De relevantie voor onze sector is groot, want het gaat voor 2030 een enorme hoeveelheid extra elektriciteit vragen. De soepele regels, benoemd onder 3d., kunnen voor zon nadelig zijn. Als de tijdscorrelatie slechts op kwartaalbasis is, is er immers geen prikkel om een slimme mix van PPAs te maken voor zoveel mogelijk draaiuren met zowel zon als wind. Wellicht wordt dan te snel voor enkel contracten met windparken op zee gekozen.

Anderzijds is het goed dat de komende jaren ook gesubsidieerde parken de stroom mogen leveren voor elektrolyse. De komende jaren zijn er immers nog nauwelijks ongesubsideerde zonnestroominstallaties. Voor de subsidievrije toekomst van zonnestroom installaties in Nederland zijn de regels veel belovend.