Engie en Equinor onderzoeken de technische en economische haalbaarheid van een fabriek die blauwe waterstof produceert in Gent. Het H2BE-project gebruikt autothermische reforming-technologie (ATR) om waterstof uit aardgas te produceren. Afgevangen CO2 wordt vervolgens getransporteerd en opgeslagen onder de Noorse Noordzee.

Naast commerciële gesprekken met potentiële afnemers van waterstof starten ENGIE en Equinor nu dus ook een haalbaarheidsstudie naar de technische en economische geschiktheid van een locatie in Gent. Met het havenbedrijf lopen er al besprekingen over de integratie met de haveninfrastructuur. ‘Het H2BE-project past in ons strategisch plan Connect 2025 omdat het de overgang naar klimaatneutraliteit en de ontwikkeling van de vereiste waterstof- en CO2-infrastructuur versnelt’, aldus Daan Schalck, CEO van North Sea Port.

Infrastructuur

De aanwezigheid van waterstof- en CO2-infrastructuur is van cruciaal belang voor het welslagen van het project. Daarom hebben ENGIE en Equinor hun krachten gebundeld met Fluxys Belgium, de onafhankelijke beheerder van het aardgastransportnet in België. Door grote volumes op de markt te brengen, kan het H2BE-project belangrijk zijn voor de ontwikkeling van de waterstof- en CO2-infrastructuur met open toegang van Fluxys.

In januari vroeg Fluxys al aan mogelijke gebruikers en industriële spelers van het toekomstige waterstof- en CO2-netwerk deel te nemen aan een informatieve marktraadpleging. Nu vraagt het bedrijf aan industriële partijen hun belangstelling uit te spreken voor een aansluiting. Dit is een volgende stap in de richting van het aanleggen van nieuwe leidingen en het herbestemmen van bestaande infrastructuur. Op die manier kan Fluxys tegen midden 2026 zorgen voor efficiënt vervoer van zowel waterstof als CO2 in.

Blauwe waterstof is niet altijd een milieuvriendelijker oplossing, concluderen onderzoekers van Cornell en Stanford University. De energie die nodig is voor koolstofafvang en -opslag verhoogt het gebruik van aardgas en dat verhoogt het risico op methaanemissies. Verrassend genoeg is de voetafdruk van blauwe waterstof meer dan twintig procent groter dan het verbranden van aardgas of steenkool voor warmte en zo’n zestig procent groter dan het verbranden van dieselolie voor warmte. Niet iedereen is het overigens eens met de uitgangspunten van de Amerikanen.

Waterstof wordt vaak gezien als een belangrijke energiedrager in een toekomstige koolstofarme wereld. Momenteel wordt de meeste waterstof geproduceerd door steamreforming van methaan (grijze waterstof) waarbij de kooldioxide de lucht in gaat. Door de koolstof ondergronds op te slaan voorkomt men dat het broeikasgas in de atmosfeer terecht komt. Veel partijen hebben dan ook plannen om deze zogenaamde blauwe waterstof in te zetten als vervanger voor aardgas of grijze waterstof.

Broeikasgas

Onderzoekers van de Cornell en Stanford University toetsten de broeikasgasemissies gedurende de levenscyclus van blauwe waterstof en kwamen tot de conclusie dat het afvangen en ondergronds opslaan van CO2 negatief uitpakt voor blauwe waterstof. De onderzoekers hielden rekening met de uitstoot van zowel kooldioxide als onverbrande methaan.

Met name de methaanuitstoot doet volgens de onderzoekers blauwe waterstof de das om. Zij gingen er vanuit dat maar liefst 3,5 procent van het totale aardgasverbruik in de atmosfeer terecht komt. En methaan is een veel sterker broeikasgas dan CO2.  Met die aannames was de totale kooldioxide-equivalentemissie voor blauwe waterstof slechts 9 tot 12 procent lager dan voor grijze waterstof. Het verschil zit met name in het feit dat er ook energie nodig is om CO2 af te vangen en op te slaan.

Meer uitstoot dan bij steenkool of gas

Opvallende conclusie van de wetenschappers was dat de broeikasgasvoetafdruk van blauwe waterstof meer dan twintig procent groter is dan de verbranding van aardgas of steenkool voor warmte. En ongeveer zestig procent groter dan de verbranding van dieselolie voor warmte.

Ook bij lagere methaanemissies van 1,54 procent zijn volgens de auteurs van het onderzoek de broeikasgasemissies van blauwe waterstof nog steeds groter dan die van het gewoon verbranden van aardgas. en slechts 18 tot 25 procent kleiner dan die van grijze waterstof.

Reacties

Inmiddels hebben meerdere wetenschappers gereageerd op het onderzoek. Zo vindt men de aannames van 3,5 procent methaanemissies aan de hoge kant. Ook vraagt men zich af of de onderzoekers wel de laatste technieken hebben meegenomen voor pre combustion CO2-afvang. Men is het wel eens met de onderzoekers dat overheden scherp moeten blijven op het effect van blauwe waterstof voor de totale broeikasgasemissies.

Bij een nieuwe energiedrager, hoort ook een nieuwe handelsbeurs, zo dacht Gasunie vorig jaar. Inmiddels zijn de eerste verkenningen geweest naar wat nodig is om een waterstofbeurs op te zetten. De HyXchange zou met certificering, een index én spotmarkt een volwassen evenknie kunnen worden van de gas- en elektriciteitsmarkt.

Wie in de toekomst groene of blauwe waterstof wil inkopen, moet zeker weten dat hij de juiste prijs betaalt en daarvoor het juiste product ontvangt. Om dit voor elkaar te krijgen, is ook voor waterstof een apart beursplatform nodig. Gasunie en de havenbedrijven van Rotterdam, Amsterdam, Groningen en North Sea Port vroegen dan ook voormalig APX-Endex directeur Bert den Ouden uit te zoeken aan welke voorwaarden zo’n beurs moet voldoen. Den Ouden kwam tot een markt waar certificering de garanties van oorsprong borgt, een index waarmee prijzen inzichtelijk worden en een spotmarkt om overschotten en tekorten te verhandelen. Tot slot raadde Den Ouden aan handelsinstrumenten te ontwikkelen voor balancering van het fysieke waterstofnet en opslag van waterstof.

De nieuwe waterstofbeurs krijgt de naam HyXchange. In een vervolgproject wil HyXchange de eerste handelsproducten testen in pilots en simulaties, waarbij de markt verder wordt betrokken.

Groen én blauw

Certificering van zowel groene, CO2-arme (blauwe) als geïmporteerde waterstof is nodig om een groter volume waterstof van veelzijdige herkomst over één netwerk te transporteren, terwijl de gebruikers toch kunnen kiezen welke soort waterstof ze willen kopen. Dit is vergelijkbaar met het elektriciteit- en gassysteem waar alles over hetzelfde net gaat, maar groene stroom en gas gecertificeerd zijn waardoor de meerwaarde voor de klant behouden blijft. Voor waterstof wil het beursinitiatief, vooruitlopend op de regelgeving, een pilot organiseren om hierin ervaring op te doen.

Een tweede punt voor de ontwikkeling van een waterstofbeurs is een index waarmee transparant wordt gemaakt tegen welke prijs waterstof kan worden verhandeld. In de studie is een index geformuleerd, waarin de prijs van de waterstof, en ook de certificaten, tot uiting komt afhankelijk van de manier van opwekken en de mate van CO2-emissiereductie die daarmee wordt bereikt.

Koppeling

Ook een spotmarkt is belangrijk in de ontwikkeling van een waterstofbeurs. Dit wordt eerst als marktsimulatie opgezet en zodra in een havengebied de infrastructuur gereed is en er meerdere aanbieders en afnemers zijn, in praktijk gebracht als lokale spotmarkt. Die wordt steeds groter naar mate het nationale waterstofnetwerk van Gasunie de waterstofnetten van de verschillende haven- en industriegebieden aan elkaar koppelt.  Zo’n spotmarkt geeft dan ook ruimte voor internationale koppelingen van waterstofhandel.

Tot slot zijn handelsinstrumenten nodig om het netwerk te balanceren en waterstof op te slaan. Het is belangrijk om deze mechanismen verder te verkennen. Dit zou ook onderdeel uit kunnen maken van een beoogde marktsimulatie.

Europees

De initiatiefnemers willen de uitkomsten van de studie verder uitwerken in pilots en simulaties en zo stap voor stap het handelsplatform HyXchange realiseren. Deze markt zal ook een Europese dimensie hebben. Den Ouden ziet wel een belangrijke voorwaardenscheppende rol voor de overheid. Denk alleen al aan de certificering van groene en CO2-arme waterstof, en waterstofimporten.

Het samenwerkingsverband van bedrijven en overheden in Den Helder H2Gateway verkende de mogelijkheden voor grootschalige productie van blauwe waterstof. Het rapport: Poort naar een CO2-vrije waterstofeconomie concludeert dat de markt pas in 2027 volwassen genoeg is om blauwe waterstof concurrerend aan te kunnen bieden.

H2Gateway wil een faciliteit ontwikkelen voor de centrale productie van ongeveer 0,2 megaton blauwe waterstof per jaar voor de industrie. Dat is tussen de 500 en 550 ton waterstof per dag. Daarmee neemt de beoogde blauwe-waterstoffaciliteit 25 procent van de nationale jaarlijkse productie van industriële waterstof voor haar rekening. Het effect is twee megaton CO2-reductie per jaar, wat neerkomt op veertien procent van de jaarlijkse industriële verduurzamingsopgave voor 2030.

2027

Het consortium H2Gateway besloot eerst te laten onderzoeken of en wanneer ze het beste kon instappen in de markt voor blauwe waterstof. Uit het onderzoek bleek dat voor de middellange termijn centrale productie van blauwe waterstof grote voordelen heeft. De huidige productie van grijze waterstof is gebaseerd op steam methane reforming (SMR). Door in te zetten op andere technieken, zoals partial oxidation (POX) of auto thermal reforming (ATR), kan veel effectiever en efficiënter CO2 worden afgevangen.

De verwachting is dat de CO2-prijs in 2027 tussen de 40 en 60 euro per ton zal liggen. In dat geval kan CO2-arme waterstof vanaf 2027 marktcompetitief worden aangeboden aan Nederlandse industriële clusters die momenteel aardgas gebruiken om grijze waterstof te maken.

Daarbij is carbon capture and storage naar verwachting rond 2027 als oplossing volwassen en maatschappelijk geaccepteerd. Noord-Holland heeft de kortste afstand tot de gasvelden in de noordelijke Noordzee die geschikt zijn voor CO2-opslag. Daarmee heeft een faciliteit in Noord-Holland de laagst verwachte transportkosten voor de component CO2-opslag. Die oplossing is wel afhankelijk van de waterstofbackbone om de industriële clusters in Nederland te bereiken.

Wethouder gemeente Den Helder Kees Visser: ‘Eerder dit jaar sloten wij een Regio Deal met het Rijk, waar waterstof ook een prominente rol in inneemt. Het rapport Poort naar een CO2-vrije waterstofeconomie toont aan dat de grootschalige productie van blauwe waterstof op korte termijn en tegen relatief lage kosten, gerealiseerd kan worden in de haven van Den Helder.’

Transitiebrandstof

De kern van het rapport is de gecentraliseerde productie van blauwe waterstof. Groene waterstof is weliswaar het einddoel, maar hier is urgent schaalgrootte voor nodig. Visser: ‘Op korte termijn krijgen we de productie van groene waterstof onvoldoende op stoom. Op langere termijn is dat alleen mogelijk als we nu starten met blauwe waterstof. Blauw is hierin een transitiebrandstof en baant de weg voor de productie van groene waterstof. Dit kan in de toekomst bijvoorbeeld afkomstig zijn van de windparken op zee nabij onze regio.’

Equinor leidt een groot Engels project om waterstof uit aardgas te produceren en de CO2 af te vangen en op te slaan. In eerste instantie gaat het om een zeshonderd megawatt ATR (auto thermal reformer). Het waterstof gaat direct naar industriële klanten op Saltend Chemicals Park, vlakbij Hull.

De productie van blauwe waterstof speelt een belangrijke rol bij de vergroening van het grootste industriële cluster in het Verenigd Koninkrijk. De industrie zou er volledig kunnen overschakelen op waterstof. En de voeding van de elektriciteitscentrale schuift naar een mengsel van aardgas met dertig procent waterstof. Daarmee zou het chemiepark zo’n 900.000 ton minder CO2 gaan uitstoten.

Het project, Hydrogen to Humber Saltend (H2H Saltend) genoemd, is voorlopig nog een plan. Equinor en partners verwachten in 2023 een definitieve investeringsbeslissing te nemen. Bij groen licht volgt de eerste productie in 2026.

De Rotterdamse plannen voor blauwe waterstof zijn weer wat concreter geworden. Het H-vision consortium rondde de verdieping en actualisatie van de haalbaarheidsstudie af. De betrokken partners kregen meer inzicht in mogelijkheden, voorwaarden en dilemma’s voor grootschalige productie en toepassing van blauwe waterstof.

H-vision wil een volledige waardeketen ontwikkelen voor blauwe waterstof. Dit is inclusief productie, transport, opslag en aansluiting op de infrastructuur voor het onderzees opslaan van afgevangen CO2. De consortiumpartners concretiseerden de afgelopen maanden het concept van het project op het gebied van techniek, inpassing in het industriecluster, benodigde infrastructuur en financiële uitwerking. De waterstof van H-vision krijgt de functie van brandstof voor de industrie en productie van elektriciteit.

H-vision maakt waterstof uit grote hoeveelheden raffinaderijgassen en op basis van hoogcalorisch aardgas. Raffinaderijgassen leveren zo’n negentig procent van de basis voor blauwe waterstof. De CO2 die bij de productie van blauwe waterstof vrijkomt, wordt meteen afgevangen en opgeslagen in lege gasvelden onder de Noordzeebodem.

Technologie

Voor het opwekken van hoge temperaturen kunnen de industriële processen met beperkte aanpassingen overschakelen op blauwe waterstof als primaire energiedrager. Een belangrijke aanpassing is de vervanging van gasgestookte branders voor branders die geschikt zijn voor zowel (aard)gas als gas met een zeer hoge waterstofinhoud.

Volgens de huidige inzichten zal de productie plaatsvinden met gebruik van hogedruk Auto Thermal Reforming (ATR). Deze technologie is de afgelopen fase bevestigd als voorkeurstechnologie, vooral gezien de schaalvoordelen en operationele flexibiliteit. ATR is echter nog geen definitieve keuze. Hiervoor zijn aangescherpte kostenramingen nodig. Ook wordt nog gekeken naar een aanpak met partial oxidation (POX)-technologie.

CO2-reductie

In de opbouw van het project is nu een eerste fabriek opgenomen van circa 750 megawatt. Deze kan eind 2026 worden opgeleverd en blauwe waterstof leveren aan de procesindustrie voor het opwekken van warmte, en ook aan producenten van elektriciteit. Een volgende waterstoffabriek kan de totale capaciteit van H-vision op ruim 1500 megawatt of meer brengen. Dit is mede afhankelijk van de marktontwikkeling voor waterstof.

Het gebruik van waterstof vervangt de bestaande inzet van restgassen en aardgas. Dit levert een CO2-reductie op van jaarlijks 0,9 miljoen ton na de bouw van de eerste fabriek, oplopend tot 2,7 miljoen ton na de bouw van de tweede fabriek.

Vanaf de productielocatie zal de waterstof per pijpleiding naar de afnemers in de haven worden getransporteerd. Recentelijk kondigden Havenbedrijf Rotterdam en Gasunie plannen aan voor de komst van een open-access waterstofbackbone door het havengebied. H-vision heeft in deze fase de voorkeur voor ontwikkeling van een eigen netwerk tussen productielocatie en afnemers. In een later stadium kan het netwerk altijd nog worden gekoppeld aan de backbone.

Zuiverheid

De inzet van de blauwe waterstof als brandstof houdt rechtstreeks verband met de kwaliteit van de energiedrager, en dat heeft weer verstrekkende gevolgen voor investeringskosten. Voor het opwekken van warmte in de procesindustrie is een waterstofkwaliteit van rond de 95 procent zuiverheid toereikend. Dat is een verschil met groene waterstof.

Deze waterstof wordt gemaakt op basis van door zon en windenergie aangedreven elektrolyse. De kwaliteit hiervan ligt boven de 99 procent. Daarmee is groene waterstof uitermate geschikt als grondstof voor de chemische industrie, voor het ontzwavelen van brandstoffen in raffinaderijen, voor mobiliteitsdoeleinden en als grondstof voor het produceren van schone brandstoffen.

De zuiverheid van blauwe waterstof kan worden opgewaardeerd tot die van groene waterstof, maar dit brengt zowel hogere investerings- als operationele kosten met zich mee. In dit verband werkt het projectteam van H-vision met een aantal onbekendheden aangezien de precieze kwaliteit waterstof die door het leidingnetwerk in het havengebied gaat stromen nog niet definitief is bepaald. Dit geldt eveneens voor waterstof in de nationale backbone van Gasunie.

H-vision status overview Juli 2020

Een onderzoek gaat de haalbaarheid van een waterstoffabriek in Den Helder vaststellen. Het gaat om een fabriek die waterstof maakt uit aardgas en de CO2 die bij het proces vrijkomt, afvangt voor opslag. Deze blauwe waterstoffabriek is van strategisch belang voor een toekomstige waterstofeconomie, stellen de initiatiefnemers.

Diverse partijen zijn betrokken bij de intentieovereenkomst Blauwe waterstof Den Helder. Het gaat om NAM, Gasunie, GasTerra, Port of Den Helder, Ontwikkelingsbedrijf Noord-Holland Noord, Gemeente Den Helder, Provincie Noord-Holland en New Energy Coalition.

Den Helder heeft een goede positie voor de productie van blauwe waterstof. De bestaande gasinfrastructuur is beschikbaar voor het transport van waterstof. Bovendien is de nabijheid van de Noordzee gunstig voor de opslag van CO2 in lege gasvelden. En op termijn kan ook waterstofgas worden geproduceerd met groene energie van grote windmolenparken op zee. Deze worden in de komende decennia gebouwd.

Hydroports

De havens van Amsterdam, Groningen en Den Helder willen een belangrijke rol spelen in het aan land brengen van groene energie vanaf windparken op zee. Waterstof gaat daarbij een grote rol spelen. De drie havens zijn daarom al eerder een samenwerkingsverband aangegaan met de naam Hydroports.

Groen waterstof is pas rendabel wanneer de prijs van aardgas langdurig hoog is. Bovendien moeten bedrijven dan over hun aardgasgebruik een hogere heffing gaan betalen. En hernieuwbare stroom moet beduidend goedkoper zijn dan nu. Dat stellen onderzoekers van de Rijks Universiteit Groningen.

In veel plannen voor het klimaatbeleid speelt groen waterstof een belangrijke rol. Machiel Mulder, Jose Luis Moraga en Peter Perey van de Rijksuniversiteit Groningen onderzochten daarom de economische voorwaarden waaronder het kan worden geproduceerd en verhandeld. Volgens de onderzoekers is het gunstig wanneer overheden hun klimaatbeleid intensiveren en de mondiale gasvraag toeneemt. Bijvoorbeeld wanneer aardgas steeds meer kolen verdringt.

Twintig euro

De ontwikkeling van groene waterstof is ook gebaat bij goedkopere elektriciteit. Er is immers veel stroom nodig om waterstof via elektrolyse uit water te maken.  Mulder en zijn collega’s berekenden dat groene waterstof pas rendabel is wanneer de verwachte prijs voor elektriciteit de komende decennia lager is dan twintig euro per megawattuur. De afgelopen tien jaar is de prijs echter nooit zo laag geweest: gemiddeld bedroeg de prijs van elektriciteit 45 euro per megawattuur.

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.’

Google

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

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.’

Op zee

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.’

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.

Blauw waterstof

Wanneer de condities voor groene waterstof ongunstig zijn, is blauwe waterstof volgens de onderzoekers mogelijk een alternatieve manier om de CO2-uitstoot te verminderen. Daarbij wordt waterstof traditioneel uit aardgas gemaakt, waarna de CO2 wordt afgevangen en ondergronds opgeslagen. 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.’

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.’