Groene waterstof produceren met elektriciteit uit een hernieuwbare productie-installatie

De verordening bepaalt dat waterstof als ‘groen’ kwalificeert indien die wordt geproduceerd met elektriciteit opgewekt en geleverd door productie-installaties voor hernieuwbare energie op basis van een stroomafnameovereenkomst (power purchase agreement of PPA), indien aan drie cumulatieve voorwaarden is voldaan. Deze voorwaarden zijn additionaliteit, temporele correlatie en geografische correlatie.

Additionaliteit

Volgens het additionaliteitsvereiste mag de installatie voor de productie van hernieuwbare energie niet eerder dan 36 maanden vóór de waterstofinstallatie operationeel geworden zijn. Dit beoogt dat de groene waterstof wordt geproduceerd uit nieuwe, ‘additionele’ productiecapaciteit en niet uit reeds bestaande hernieuwbare energiecapaciteit. De gedachte is dat waterstof die wordt geproduceerd met hernieuwbare elektriciteit uit reeds bestaande installaties (die anders elektriciteit zouden hebben geleverd aan andere afnemers van hernieuwbare elektriciteit) ertoe zou leiden dat extra elektriciteit geproduceerd zou moeten worden uit fossiele brandstoffen (zoals kolen- of gasgestookte centrales) om aan de vraag van die andere afnemers te voldoen. Dergelijke ‘groene’ waterstof zou dan mogelijk nog meer CO2-emissies veroorzaken dan indien de waterstof rechtstreeks uit aardgas geproduceerd zou worden, gebruik makend van het traditionele productieproces.

Een tweede eis met betrekking tot het additionaliteitsvereiste is dat de installatie voor de productie van hernieuwbare energie in beginsel geen exploitatie- of investeringssubsidies mag hebben ontvangen. Er zijn enkele uitzonderingen op die regel, met name wat betreft subsidies die volledig worden terugbetaald. De reden hiervoor is de doelstelling dat het minimumaandeel hernieuwbare energie in het eindverbruik van energie in de vervoerssector 14% moet bedragen tegen 2030, wat al reeds de nodige marktvoorwaarden zou moeten creëren om groene waterstof rendabel te kunnen produceren en dat dubbele stimuleringsmaatregelen vermeden zouden moeten worden. Aangezien het additionaliteitsvereiste ongewenst bestaande plannen voor waterstofinstallaties (of reeds gerealiseerde installaties) op losse schroeven zou kunnen zetten, is er een overgangsperiode voorzien voor waterstofinstallaties die vóór 1 januari 2028 in bedrijf worden genomen: deze mogen tot 1 januari 2038 groene waterstof produceren uit bestaande (en dus niet-additionele) productie-installaties voor hernieuwbare energie die operationele of investeringssubsidies hebben ontvangen.

Temporele correlatie

Volgens het temporele correlatie-vereiste, kan waterstof als ‘groen’ worden beschouwd als het wordt geproduceerd:

  1.  gedurende dezelfde periode van één uur als de hernieuwbare elektriciteit die wordt geproduceerd onder de stroomafnameovereenkomst voor hernieuwbare energie;
  2.  uit hernieuwbare elektriciteit uit een nieuw opslagmedium dat zich achter hetzelfde netaansluitingspunt bevindt als de elektrolyser of de installatie die hernieuwbare elektriciteit opwekt, en welk opslagmedium is opgeladen tijdens dezelfde periode van één uur waarin de elektriciteit in het kader van de stoomafnameovereenkomst voor hernieuwbare energie werd geproduceerd; of
  3. gedurende een periode van één uur waarin de clearing-prijs voor elektriciteit die voortvloeit uit single day-ahead marktkoppeling in de biedzone, lager is dan of gelijk is aan EUR 20/MWh of lager is dan 0,36 maal de prijs van een emissierecht om één ton CO2-equivalent uit te stoten. Hiermee wordt beoogd de situatie op te vangen waarin een elektrolyser elektriciteit zou gebruiken op momenten dat de elektriciteitsprijzen zo laag zijn dat elektriciteitsopwekking op basis van fossiele brandstsoffen economisch niet haalbaar is en extra vraag naar elektriciteit derhalve tot meer hernieuwbare elektriciteitsproductie leidt en niet tot een toename van fossiele elektriciteitsproductie.

Hoewel de afstemming van productie en afname per uur beoogt te voorkomen dat er door de waterstofinstallatie geen fossiele elektriciteit wordt gebruikt wanneer de installatie voor de productie van hernieuwbare energie eigenlijk niet produceert, wordt dit vereiste bekritiseerd door de sector vanwege de gevolgen ervan voor de commerciële haalbaarheid van waterstofprojecten. Waterstofinstallaties zouden niet kunnen produceren op momenten dat de toegewijde productie-installaties geen elektriciteit produceren (wanneer er geen wind of zon is), als gevolg waarvan de gemiddelde totale kosten van groene waterstof hoger zouden worden. Naar aanleiding van deze kritiek na de publieke consultatie heeft de Europese Commissie een overgangsregime ingevoerd dat geldt tot 1 januari 2030 en waarbij de temporele matching op maandbasis in plaats van op uurbasis zou gebeuren.

Geografische correlatie

Ter voldoening aan het vereiste van de geografische correlatie moeten de installatie voor de productie van hernieuwbare energie en de waterstofinstallatie zich in beginsel in dezelfde biedzone bevinden of in de offshore biedzone die met een biedzone verbonden is (indien van toepassing). Voor Nederland en België volgen de biedzones (voor alsnog) de landsgrenzen. Het Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulators (ACER) heeft echter de Nederlandse netbeheerders de opdracht gegeven om te onderzoeken of de Nederlandse biedzone opgeknipt zou moeten worden. In dat kader rijst de vraag of een waterstofinstallatie die niet meer in dezelfde biedzone gelegen zou zijn als de productie-installatie  als gevolg van een splitsing van  de Nederlandse biedzone nog wel groene waterstof zouden kunnen produceren, nu dan in principe niet meer aan het geografische correlatievereiste zou zijn voldaan.

Aan het vereiste van de geografische correlatie kan echter ook worden voldaan indien de waterstofinstallatie en de installatie voor de productie van hernieuwbare energie zich in onderling verbonden biedzones bevinden, voor zover de elektriciteitsprijs in de zone waar de elektriciteitsproductie-installatie zich bevindt, op de day-aheadmarkt gelijk is aan of hoger is dan die in de biedzone waar de waterstofinstallatie zich bevindt. De reden hiervoor is dat netcongestie kan worden verminderd door een verhoging van de elektriciteitsproductie in de zone die anders elektriciteit zou importeren wegens de lagere prijzen in de aangrenzende zones. Echter kunnen nationale overheden met het oog op net- en capaciteitsplanning aanvullende geografische eisen stellen met betrekking tot waterstofinstallaties en installaties voor de productie van hernieuwbare energie.

Een directe lijn van de installatie naar de waterstofinstallatie

De gedelegeerde verordening voorziet ook in enkele alternatieve methoden om groene waterstof te produceren, die administratief minder belastend zijn. Een daarvan is het rechtstreeks aansluiten van een installatie voor hernieuwbare energieproductie op een waterstofinstallatie door middel van een ‘directe lijn’ in plaats van gebruik te maken van het elektriciteitsnet. Alle waterstof die door een dergelijke installatie wordt geproduceerd kwalificeert als groen als de installatie voor de productie van hernieuwbare energie minder dan 36 maanden in bedrijf is op het moment dat de waterstofinstallatie begint met waterstofproductie (waarmee wederom wordt beoogd dat waterstofinstallaties niet rechtstreeks worden aangesloten op reeds bestaande productie-installaties). Een aandachtspunt is dat, voor zover de installatie voor de productie van hernieuwbare energie ook op het net is aangesloten, er een slimme meter geïnstalleerd moet worden om aan te tonen dat er geen elektriciteit aan het net is onttrokken voor de levering van elektriciteit aan de waterstofinstallatie.

Gebruik van elektriciteit van een ‘groen’ net 

Elektriciteit afkomstig van een net in een biedzone dat in het voorgaande kalenderjaar een gemiddeld aandeel hernieuwbare elektriciteit van meer dan 90% had, kan worden gebruikt voor de productie van groene waterstof indien de respectievelijke waterstofinstallatie in een jaar niet proportioneel meer uren produceert dan er groene elektriciteit op het net is. Met andere woorden, een waterstofinstallatie die elektriciteit afneemt van een net dat voor 95% groen is, mag slechts 95% van de uren in een jaar draaien om de geproduceerde waterstof als ‘groen’ aan te merken.

Groene waterstofproductie in een kernenergie-biedzone

Hoewel kernenergie in de EU niet als hernieuwbaar wordt aangemerkt, zijn de CO2-emissies van kernenergie zeer laag. In biedzones waar kernenergie een groot aandeel heeft in de energiemix van het net (zoals in delen van Zweden of in Frankrijk) is het daarom mogelijk dat de drempel van 90% hernieuwbare energie niet wordt behaald, terwijl de gemiddelde emissie-intensiteit van een dergelijk elektriciteitsnet in feite zeer laag zou zijn.

Mits de gemiddelde emissie-intensiteit van het elektriciteitsnet minder dan 18 gCO2eq/MJ bedraagt, kan elektriciteit gekocht van een hernieuwbare energieproductie-installatie worden gebruikt om groene waterstof te produceren zonder aan het additionaliteitsvereiste te voldoen, voor zover wel aan de temporele en geografische correlatievereisten wordt voldaan. De redenering daarachter is dat extra vraag naar hernieuwbare energie naar verwachting niet tot meer CO2-emissies zou leiden, aangezien dit waarschijnlijk niet zou resulteren in de productie van extra fossiele elektriciteit.

Elektriciteit van een productie-installatie die anders zou zijn afgeschakeld 

De derde manier om groene waterstof te produceren met aan het net onttrokken elektriciteit (die niet overeenkomstig een PPA is gekocht), is door de noodzaak van beperking (curtailment) van productie-installaties voor hernieuwbare energie te verminderen. De verordening bepaalt dat wanneer een bepaalde installatie voor de productie van hernieuwbare energie neerwaarts geredispatcht wordt, maar de door de waterstofinstallatie gebruikte hoeveelheid elektriciteit de noodzaak van de neerwaartse redispatching met een overeenkomstige hoeveelheid vermindert, de geproduceerde waterstof ook als groen wordt aangemerkt. Deze optie zou vooral interessant zijn voor tollers en traders, aangezien dit de mogelijkheid schept voor traders om groene waterstof te produceren met laaggeprijsde elektriciteit die anders zou zijn beperkt (“curtailed”).

Conclusie

De gedelegeerde verordeningen zijn toegezonden aan het Europees Parlement en de Raad van de Europese Unie, die er in de komende weken bezwaar tegen kunnen maken (maar ze niet kunnen wijzigen). Indien zij worden aangenomen, zullen de regels rechtstreeks bindend zijn (‘rechtstreekse werking’) en van toepassing zijn op alle in de Europese Economische Ruimte geproduceerde en ingevoerde waterstof. Interessant zal zijn om te zien hoe de overgangsperiode betreffende het additionaliteitsvereiste in Nederland zal worden toegepast, aangezien een dergelijke periode nog niet bestaat in de nationale RFNBO-regelgeving. Het Nederlandse vereiste dat er geen exploitatiesubsidies mogen zijn verleend aan de productie-installatie van hernieuwbare energie zou wellicht moeten worden geschrapt, aangezien dit in de praktijk een belemmering kan blijken voor de ontwikkeling van waterstof in Nederland (nu er mogelijk in andere lidstaten wel een overgangsperiode zou gelden).

Ons Energy & Infrastructure team is goed gepositioneerd om te adviseren over alle juridische aspecten die verband houden met ontwikkeling van hernieuwbare energieprojecten in België en Nederland. Als u vragen heeft met betrekking tot waterstofregulering, neem dan contact op met ons Energy & Infrastructure-team dat hieronder wordt vermeld.