Groene, blauwe, paarse, witte en grijze waterstof? Aan het eind van de regenboog ligt een factuur

De kosten op een rijtje – samenvatting

Als we in de energietransitie overgaan van elektriciteitsopwekking uit fossiele energie naar elektriciteit uit zon en wind is backup nodig tijdens Dunkelflautes, perioden waarin het niet waait en de zon niet schijnt. Groene waterstof lijkt op dit moment de meest geschikte niet-fossiele energiedrager om als brandstof te dienen voor elektriciteitscentrales bij onvoldoende productie van elektriciteit uit zon en wind.

Groene waterstof nu geproduceerd in Nederland is met € 12-16 per kg erg duur. Import uit landen met veel zon/wind is met een prijs van, volgens berekeningen van TNO € 6,0-7,5/kg, weliswaar de helft goedkoper maar nog steeds (te) prijzig voor de industrie. Verreweg het goedkoopst is blauwe waterstof, dat ongeveer even duur is als de grijze variant uit methaan vanwege het grotendeels ontbreken van emissiebelasting. Dit lijkt dan ook, voorlopig, de beste optie om met relatief weinig CO₂-emissie waterstof te produceren.

Bij dit onderzoek is nagegaan hoeveel uren per jaar, gemiddeld over de periode 2019-2023, er windstilte heerst en de zon niet schijnt. Dat bleek gemiddeld over 2019-2023 in 1365 uren het geval, uitgaande van de situatie in 2030 met een windcapaciteit van 21 GW op zee en 18 GW op land.

Voor wat betreft de zon is gebruik gemaakt van gegevens van het KNMI over zonsopkomst en –ondergang, de windenergie is ontleend aan energieopwek.nl. Volgens schatting van het PBL is in 2030 de elektriciteitsbehoefte 138-159 TWh. Vanwege de vertraagde energietransitie is uitgegaan van 138 TWh. Dat betekent een gemiddelde elektriciteitsbehoefte van ca. 16 GWh per uur. Na aftrek van energie uit “klimaat-neutrale bronnen” als kernenergie en biogas, is in perioden zonder zon en wind 13 GWh per uur uit waterstof nodig. De overbrugging van dat uur windstilte vergt daarmee 722 ton groene waterstof. De totale waterstofbehoefte voor een gemiddelde windstilte is dan 1365 x 722 is ca 985.000 ton.

Bij een prijs van waterstof van € 12 per kg zijn de kosten hiervan € 11,8 miljard. Erg duur, want bij een prijs van € 0,10 per kWh kost de totale Nederlandse elektriciteitsbehoefte €13,8 miljard. Gebrek aan vraag, vooral vanwege de hoge prijs, betekent dat de productie van groene waterstof in Nederland, maar ook in Europa, nog niet op gang komt. Als gevolg hiervan stagneert ook de uitbreiding van windturbines op zee. Een veel goedkoper alternatief voor groene waterstof lijkt voorlopig blauwe waterstof.

door Kees van Loon, september 2025

Inleiding

Er wordt ook in Nederland hard gewerkt aan een energietransitie waarbij de overheid ernaar streeft dat we voor de elektriciteitsvoorziening in 2040 volledig overgaan op zon- en windenergie. Wellicht komt daar vanaf ca. 2035 ook kernenergie bij. Zolang zon en wind de belangrijkste energiebronnen zijn, zitten we vooral in de winter met het ‘Dunkelflaute-probleem’. In de maanden november tot en met februari is de opbrengst aan zonne-energie minimaal. Als het dan bovendien niet waait zal de elektriciteitsvoorziening op een andere manier gewaarborgd moeten worden. Sinds een paar jaar wordt waterstof beschouwd als een ‘groene’ mogelijkheid om als backup te dienen bij ‘Dunkelflautes. Dat moet dan wel waterstof zijn die met zon- en of windenergie is geproduceerd. Dit kan, in principe, door met behulp van electrolysers en ‘groene stroom’ water te splitsen in waterstof en zuurstof.

In dit artikel zal eerst worden ingegaan op duurzame productie, opslag en efficiency van waterstof. Vervolgens wordt nagegaan hoeveel windloze dagen en windloze uren er in een jaar zijn. Hierna kan worden berekend hoeveel waterstof er nodig is om in 2030 de energievoorziening bij afwezigheid van zon en wind te voorzien. Daarbij wordt ervan uitgegaan dat wind en zon, afgezien van Dunkelflautes, in principe voldoende energie leveren om aan de elektriciteitsbehoefte van Nederland te voorzien. Weliswaar heeft het Kabinet in 2023 besloten dat elektriciteit in 2035 ‘CO₂-neutraal’ moet zijn ⁽¹⁾ maar het lijkt echter niet erg waarschijnlijk dat dit lukt. Voor dit onderzoek is gekozen voor 2030 als ‘werkdatum’, omdat hiervoor streefgetallen voor capaciteit van wind op land en op zee zijn vastgesteld.

‘Groene’ waterstof

‘Groene’ waterstof kan worden geproduceerd door ‘groene’ elektrische stroom door water te leiden in een electrolyser. Daarbij wordt het water gesplitst in waterstof en zuurstof. Er zijn twee typen electrolysers, de Alkaline en de PEM, die in aanmerking komen om groene waterstof te produceren ⁽²⁾ Tot nu toe is deze techniek alleen kleinschalig toegepast, omdat waterstof tegen een veel lagere prijs, ca. € 2,5/kg (3) uit methaan kan worden gemaakt. De grootste electrolyser, in Europa, een PEM-electrolyser, staat in Spanje en heeft een capaciteit van 20 MW. Dit type electrolyser is het meest geschikt om te werken bij een wisselend energie-aanbod zoals bij windenergie ⁽²⁾.

TNO gaat in een recent rapport uit bij een electrolysefabriek die nu wordt gebouwd van een waterstofprijs van E 12 tot 16 per kg gedurende 15 jaar, de levensduur van de apparatuur ⁽³⁾. De laagste prijs geldt voor een electrolyser van 200MW. De kosten van de installatie en die van elektriciteit zijn sterk bepalend voor de kostprijs van waterstof (Tabel 1). De genoemde prijs is ca. 5x hoger dan die van grijze waterstof. Daar Nederland in 2030 streeft naar een electrolysecapaciteit van 3-4 GW zal er fors opgeschaald moeten worden. Het is nog onzeker of dit op korte termijn lukt, vanwege onvoldoende vraag naar groene waterstof. Het is de bedoeling van de Overheid dat de stroom voor de electrolyse door windmolens op zee wordt opgewekt. Dat betekent een onregelmatige energievoorziening. Uitgaande van een capaciteitsfactor van 50% van de windmolens op zee zullen de electrolysers, als ze afgestemd zijn op de maximum capaciteit van de windmolens, slechts op de helft van hun capaciteit kunnen draaien gedurende het jaar Dat is mede oorzaak van de hoge kostprijs van de waterstof.

Electrolyse van water vraagt veel energie. Voor de productie van 1 kg waterstof is, inclusief compressie voor transport via leidingen, 55 kWh stroom nodig. De energie-inhoud van 1 kg waterstof is echter slechts 33 kWh ⁽⁵⁾ Dat betekent een verlies van 40%. Waterstof kan veilig worden opgeslagen in zoutcavernes ⁽⁴⁾. De kosten hiervan bedragen E 0,66-1,75/kg, afhankelijk van de totale hoeveelheid die er per jaar wordt opgeslagen ⁽⁶⁾. Wellicht is opslag ook mogelijk in lege gasvelden, dit is echter nog in onderzoek. Welke verliezen ondergrondse opslag met zich meebrengt is nog niet duidelijk. Bij transport van waterstof via buizen zijn de verliezen relatief gering ⁽⁷⁾. Als de waterstof weer moet worden omgezet in elektriciteit via directe verbranding of door middel van brandstofcellen gaat tenminste 40% van de energie-inhoud van de waterstof verloren ⁽⁴⁾. Uiteindelijk resteert van de oorspronkelijke hoeveelheid stroom, 55 kWh, om 1 kg waterstof te maken, 18 kWh groene stroom, of 32% als overall rendement. Dat betekent dat er in dit geval van elke 3 kWh die worden geïnvesteerd in waterstof er 2 verloren gaan: een weinig efficiënte werkwijze.

Natuurlijke waterstof

Sinds enkele jaren is er toenemende belangstelling voor natuurlijke waterstof uit de bodem. Hoewel het bestaan hiervan al langer bekend was, werd tot voor kort aangenomen dat het om commercieel niet interessante hoeveelheden ging. Het is inmiddels gevonden in o.a. Afrika, Australie, de VS en Europa (o.a. Frankrijk en Spanje). Volgens de Amerikaanse Geological Survey zou er echter voldoende waterstof in de bodem aanwezig zijn om de wereld voor honderden jaren van waterstof te voorzien ⁽⁸⁾. Of het lukt om deze brandstof in grote hoeveelheden uit de bodem te halen is nog onzeker. Natuurlijke waterstof kan diep in de ondergrond vrijkomen als ferro-magnesium mineralen, zoals Olivijn en Pyroxeen, bij hoge temperaturen en hoge druk in aanraking komen met water. Dit proces heet serpentization ⁽⁹⁾. In Noord Oost Frankrijk, in de omgeving van Metz, is een exploiteerbare hoeveelheid waterstof gevonden (geschat op 46 miljoen ton) op ca 1100- 3000 m diepte. Daarbij nam het gehalte aan waterstof toe van 15% op 1100m tot 98% op 3000m ⁽¹⁰⁾.

Waterstof in Nederland

Een paar jaar geleden waren er een heleboel plannen , vanuit de industrie, om waterstof te gaan produceren. Enkele voorbeelden:

1. Een plan van RWE, Equinor, Shell, Eneco en Gasunie om in Noord Nederland op GW-schaal electrolysecapaciteit aan te leggen^(11a).
2. Air Liquide is van plan om in Rotterdam Maasvlakte een electrolyser van 200 MW te bouwen ^(11b)
3. Uniper wil op de Maasvlakte een electrolyzer van 100 MW bouwen^(11c).
4. Shell heeft in 2022 besloten om op de Maasvlakte een waterstoffabriek van 200 MW te bouwen ^(11b)

Inmiddels zijn de meeste plannen uitgesteld of er is nog geen definitieve beslissing over de uitvoering ervan genomen. Ook elders in Europa staat de waterstofproductie op een laag pitje. Een aantal knelpunten speelt hierbij een rol ⁽¹²⁾:

• De omvang van de vraag naar groene waterstof is onzeker.
• De productiekosten zijn de laatste paar jaar flink toegenomen (elektriciteit en apparatuur).
• Het waterstofnetwerk in Nederland en omringende landen, is jaren vertraagd.
• Te weinig samenwerking, in Europa, o.a. ten aanzien van internationale pijpleidingen.
• Onzekerheid over net- en elektriciteitsprijzen.

Alleen het waterstofproductieproject van Shell, Holland Hydrogen 1, een electrolyser van 200 MW is inmiddels in aanbouw.

Import ImportvaImport van waterstof?

De prijs van groene energie is in Nederland hoog. Windenergie van zee kost al gauw € 0,07/kWh. In landen als Spanje, Algerije, Saudi Arabie e.a. is zonne-energie, dankzij een veel hogere capaciteitsfactor (meer dan het dubbele van die in Nederland, veel goedkoper dan hier. In Saudi Arabië leveren de nieuwste zonneparken zonne-energie voor ca. € 0,015 -0,020/kWh. ⁽¹³⁾

Gelet op de huidige grote hoeveelheid waterstof die alleen al nodig is in Nederland om de industrie van dit product te voorzien, 1.500.000 ton per jaar ⁽¹⁴⁾, en wellicht een lagere prijs, kan import uit, bijvoorbeeld, Zuid-Europa, Noord Afrika of het Arabisch schiereiland nodig zijn. De regering heeft hierover al afspraken gemaakt met Spanje ⁽¹⁵⁾. Hoewel er gesproken wordt over een pijpleiding voor Waterstof vanaf Noord-Afrika naar West-Europa, zal een eventuele realisering hiervan vele jaren in beslag nemen. Een alternatief is transport per schip. Hiertoe moet de waterstof echter vloeibaar worden gemaakt en vloeibaar worden gehouden tijdens de reis. Hiervoor is, bij atmosferische druk, een temperatuur van -253°C nodig. Het op temperatuur brengen en houden van de waterstof is erg duur, ca 25% van de energie-inhoud van de waterstof⁽¹⁶⁾. Daarbij komt dat voor waterstof-aangepaste-schepen slechts een beperkte lading kunnen meenemen.

Waterstof omzetten in ammoniak?

Omzetting van de waterstof in ammoniak (NH₃) en vervolgens vloeibare ammoniak per schip vervoeren, is bij transport over grote afstanden goedkoper dan transport met koelschepen. Ammoniak wordt vloeibaar bij een temperatuur van -33°C of bij een druk van 9 bar en omgevingstemperatuur. Een nadeel is wel dat omzetting van waterstof in ammoniak en weer terug naar waterstof, extra energie vergt. De productie van groene ammoniak vraagt 13 kWh per kg ammoniak, waarvan 9 kWh voor de productie van waterstof, 2 kWh voor de ammoniak synthese en 2 kWh voor overige processen ⁽¹⁷⁾. De energie-inhoud van 1 kg ammoniak is 5,17 kWh. De productie van NH₃ heeft dus een efficiency van 40%. Het kraken van de ammoniak om de waterstof weer vrij te maken is tamelijk energie-intensief. Dit vraagt 1,4 kWh per kg ammoniak. Na kraken levert 1 kg ammoniak bruto 0,18 kg waterstof, echter 15% hiervan is verloren gegaan bij het kraakproces zodat er slechts 0,15 kg waterstof overblijft ⁽¹⁸⁾. De kosten van de omzetting van waterstof in ammoniak en weer terug naar waterstof bedragen ca. € 2 per kg waterstof ⁽¹⁹⁾.
TNO verwacht dat via import van groene ammoniak de kosten van waterstof in 2030, € 6,- -7,5 per kg zullen zijn ⁽¹²⁾. Dat is aanmerkelijk goedkoper dan de € 12 -16/kg die in 2030 in Nederland wordt verwacht.

Hoeveel waterstof is jaarlijks nodig gedurende Dunkelflautes?

1. Berekening aantal hele en halve dagen met een windopbrengst < 10% van de capaciteit

Om inzicht te krijgen in de hoeveelheid waterstof die nodig is om windloze perioden te overbruggen is over de periode 2019 t/m 2023 het aantal hele en halve dagen geteld met een elektriciteitsopbrengst van minder dan 10% van de capaciteit van de windturbines. Hiertoe is gebruik gemaakt van de gegevens van Energieopwek (energieopwek.nl). Hierbij wordt continu de productie van onder meer windenergie getoond. Aan de hand van het gemiddelde opgestelde vermogen voor windenergie per jaar (CBS) en uurlijkse waarnemingen van de productie van windenergie gedurende het etmaal kon het aantal hele- en aaneengesloten perioden van 12 uren (halve dagen) met een windenergieproductie van minder dan 10% van de capaciteit van het opgesteld vermogen windenergie, respectievelijk voor wind op land en wind op zee, worden berekend. Een globale berekening liet zien dat van de dagen met <10% opbrengst van de capaciteit ruim de helft minder dan 5% van de capaciteit had opgeleverd.

Tabel 2: Gemiddelde, over de periode 2019-2023, van het aantal hele- en halve dagen met een energieproductie <10% van de capaciteit van de windturbines op land en op zee gerekend naar de voor 2030 geplande windenergiecapaciteit van respectievelijk 18 GW en 21 GW.

.

De verschillen tussen de maanden zijn vrij groot, met de minste windstille perioden aan het begin en het eind van het jaar. Verder heerst op land meer windstilte dan op zee. Met totaal ruim 100 etmalen op land en 70 op zee gaat het om een groot aantal dagen waarin de wind niet in voldoende stroom kan voorzien. In een deel van de behoefte aan elektriciteit kan op zonnige dagen worden voorzien door zonne-energie. Dit geldt vooral de zomermaanden en in mindere mate voor- en najaar. In de wintermaanden, november t/m februari is de beschikbaarheid van zonne-energie gering. Om hierin meer inzicht te krijgen is van hele/halve dagen zonder wind het aantal uren dat er ook geen zon was, nagegaan. Ook op dagen met minder dan 12 uren windstilte is het aantal uren zonder wind en zon geteld (Tabel 3). Overigens is het aantal uren zonder zon en wind aan de lage kant. Als criterium voor zon of geen zon zijn de tijdstippen van zonsopkomst en zonsondergang gekozen ⁽²⁰⁾ maar enige tijd na zonsopkomst en kort voor zonsondergang zal er niet direct voldoende zonne-energie zijn voor een substantiele bijdrage aan het elektriciteitsnet.

Tabel 3: Aantal uren zonder zon op hele en halve dagen zonder wind (A) en aantal uren zonder zon op dagen met minder dan 12 windloze uren (B) in de periode 2019 t/m 2023, gerekend naar de voor 2030 geplande windenergiecapaciteit van respectievelijk 18 GW(land) en 21 GW (zee)

.
De verschillen tussen jaren zijn in de categorie A niet heel erg groot. In de categorie B met veel minder uren wijkt vooral het jaar 2019 af.

Benodigde hoeveelheid waterstof bij ‘Dunkelflautes’

Gerekend is voor de situatie in 2030. Volgens het PBL is dan 138-159 TWh per jaar aan elektriciteit nodig in Nederland (21). Vanwege de tragere energietransitie (o.a. warmtepompen, EV’s) is gekozen voor 138 TWh. Voor een Dunkelflaute dag wordt in het algemeen een beperkte windenergieproductie van minder dan 10% van de capaciteit van de windturbines aangehouden met weinig of geen zon. Uit de productiecijfers van de jaren 2019- 2023 bleek echter dat op land op 67% en op zee 59% .van de dagen met een windenergieproductie van <10% van de maximumcapaciteit, de windenergieproductie minder was dan 5% van de maximumcapaciteit. Met deze gegevens is berekend wat de windproductie op Dunkelflaute-dagen kan zijn, uitgaande van 18 GW op land en 21 GW op zee in 2030. ‘Groene’ energie buiten die van wind komt van kernenergie, biogas en afvalcentrales:

Tabel 4: ‘Groene’ energiebronnen voor elektriciteit tijdens Dunkelflautes

.
In totaal is er 3,1 GW capaciteit voor groene elektriciteit tijdens Dunkelflautes. Er is geen rekening gehouden met het verbranden van hout(pellets) omdat subsidiering in 2027 ophoudt ⁽²³⁾.

Een elektriciteitsbehoefte in 2030 van 138 TWH per jaar betekent dat gemiddeld per uur 15,75 GWh nodig is. Bij een Dunkelflaute moet dan, afgerond, (16 min 3) dus 13 GWh als backup gevonden worden. Wellicht is enige import uit omringende landen mogelijk maar veel zal dat niet zijn omdat die met hetzelfde probleem geconfronteerd worden. Elektriciteit uit waterstof lijkt dan de enige ‘groene’ oplossing.

Een kg waterstof levert ca. 18 kWh elektriciteit. Om 13 GWh elektriciteit uit waterstof te produceren is 13.000.000 gedeeld door 18 is 722 ton waterstof per uur of 17.300 ton per etmaal nodig. Gemiddeld over de periode 2019 t/m 2023 bedroeg het aantal uren zonder wind en zon 1365 per jaar (tabel 3). Dit betekent een behoefte aan waterstof per jaar van 1365 x 722 is 985.000 ton, een zeer grote hoeveelheid. Tegen de huidige kostprijs van groene waterstof in Nederland van € 12/kg betekent dat een kostenpost van ca € 11,8 miljard voor de Nederlandse energiegebruikers. De prijs van de ‘grondstof’ voor de elektriciteit is dan alleen al € 0,67 per kWh. Uitgaande van de berekening van TNO kost via ammoniak geïmporteerde waterstof in 2030, ca. € 7/kg ⁽¹²⁾. De kosten van de totaal benodigde hoeveelheid waterstof komt daarmee op € 6,9 miljard. Dit is een groot bedrag, namelijk ongeveer de helft van de productiekosten van de verwachte elektriciteitsbehoefte in 2030, 138 TWh. Gerekend naar € 0,10 per kWh, is dat € 13,8 miljard. Het oplossen van de gevolgen van Dunkelflautes met waterstof blijkt dan ook een erg dure aangelegenheid.

Discussie

Zo’n vijf jaar geleden was in het bedrijfsleven de stemming rond de productie van groene waterstof heel positief. Veel bedrijven maakten plannen om in de naaste toekomst waterstof te gaan produceren. Weliswaar bleek uit berekeningen dat de kostprijs van het product hoog was, veel hoger dan van grijze waterstof dat uit methaan wordt geproduceerd, maar dit probleem leek opgelost te kunnen worden met subsidies en het langzaam opvoeren van bijmengverplichtingen. Verwacht werd dat de kostprijs zou dalen door lagere kosten van apparatuur als die op grote schaal zou worden geproduceerd en wellicht ook door verbeteringen van het productieproces.

Nog in april 2024 publiceerde PBL een verwachte kostprijs voor 2030 van € 6,3-9,1 per kg waterstof ⁽¹⁹⁾. Echter het blijkt nu dat vrijwel alle plannen om waterstof te gaan produceren zijn geschrapt of uitgesteld. De belangrijkste oorzaken hiervan zijn: het ontbreken van vraag en flink hogere kosten voor apparatuur en elektriciteit. Dit leidt tot een aanzienlijk hogere kostprijs van waterstof, door TNO en PBL geschat op € 12-16 per kg ⁽³⁾. Voor een nu gebouwde installatie met een levensduur van 15 jaar zal deze prijs gedurende deze periode ongeveer gelijk blijven daar geen daling van de elektriciteitsprijs wordt verwacht. Het effect op de kostprijs van hogere/lagere investeringskosten is € 0,22/kg per € 100 /kWe van de electrolyser. Bij een 1 ct per kWh hogere electriciteitsprijs stijgt de kostprijs van waterstof met € 0,65 per kg. Voor ze een electrolyser gaan bouwen willen potentiele producenten van waterstof garanties dat er voldoende vraag is die geruime tijd blijft, zodat ze hun investeringen terug kunnen verdienen. Bij de huidige productiekosten is zelfs een door de Overheid aangeboden subsidie voor investerings- en exploitatiekosten van € 9 per kg waterstof onvoldoende om te starten met een electrolyser. Maar ook voor afnemers is de geraamde kostprijs van € 12-16 veel te hoog.

Een alternatief voor productie in eigen land is wellicht import uit sommige landen rond de Middellandse Zee en elders, waar men zonne-energie kan produceren voor rond € 15 –20,- per MWh. TNO verwacht dat import uit deze landen in 2030, € 6,0- 7,5 per kg waterstof zal kosten ⁽¹²⁾. Geimporteerde waterstof lijkt dus veel goedkoper te worden dan in Nederland geproduceerde. Echter vanwege gebrek aan vraag hebben potentiële producenten van waterstof daar op dit moment ook geen belangstelling voor. ‘Blauwe’ waterstof, uit methaan, waarbij rond 80% van de CO₂ wordt afgevangen, is ongeveer even duur als ‘grijze’ ⁽¹⁴⁾; de kosten van het afvangen en opbergen in lege gasvelden zijn ongeveer even hoog als de huidige CO₂-emissiebelasting, die door het afvangen van de CO₂ grotendeels vervalt.

Het prijsverschil tussen geïmporteerde en grijze/blauwe waterstof, € 2,0-3,0/kg is groot. Dat er geen vraag is wijst erop dat ook de importprijs van waterstof te hoog is. Daarmee kan de industrie niet uit de voeten. Met subsidie is de prijs te verlagen maar dit is wel duur. Bij een gebruik van 1270 kton per jaar kost een subsidie van € 1.0 per kg al een bedrag van € 1,27 miljard en € 1,0/kg zal niet genoeg zijn.

Uit een oogpunt van emissiebeperking van CO2 is blauwe waterstof op dit moment verreweg de interessantste optie. Daar de Overheid deze optie als tijdelijk beschouwt zal geleidelijk moeten worden overgegaan op via electrolyse geproduceerde waterstof. Daarbij lijkt import de goedkoopste keuze. Vanwege de zeer hoge kostprijs lijkt de productie van groene waterstof in Nederland (voorlopig) geen alternatief. Dat maakt het ook waarschijnlijk dat een groot deel van de uitbreiding van de productie van windenergie op zee (voorlopig) niet door zal gaan.

De kans dat witte waterstof gewonnen kan worden lijkt toe te nemen. Het wordt op steeds meer plaatsen gevonden in commercieel winbare hoeveelheden en in Frankrijk ook op een beperkt diepte. Dat het ook in Nederland in de bodem zit wordt niet waarschijnlijk geacht. TNO gaat er echter in het Limburgse mijngebied wel onderzoek naar doen ⁽²²⁾.

Voor wat betreft het opvangen van Dunkelflautes met behulp van waterstof blijkt alleen al voor Nederland een enorme hoeveelheid waterstof nodig te zijn, wat gepaard gaat met hoge kosten. Maar er is nauwelijks of geen alternatief als fossiele energie niet meer mag. En dan is er nog geen rekening gehouden met perioden dat het weliswaar waait en de zon schijnt maar dat dit niet genoeg elektriciteit oplevert om de binnenlandse behoefte te dekken. Bovendien zal in de toekomst veel meer waterstof nodig zijn voor de industrie en transportsector. De behoefte aan waterstof zal dan ook veel groter zijn dan hier aangegeven.

Literatuur

1. https://energeia.nl/co-vrij-elektriciteitssysteem-in-2035-stelt-vooral-eisen-aan-regelbaar-vermogen
2. https://eduweb.eeni.tbm.tudelft.nl/TB242E/?elektrolyse
3. https://www.pbl.nl/publicaties/groene-waterstof-de-praktische-uitdagingen-tussen-droom-en-werk (Publ
4. https://www.gasunie.nl/expertise/waterstof/waterstof-opslaan-in-zoutcavernes
5. https://erezenergy.nl/kenmerken-van-waterstof/#:~:text=Waterstof%20%28H%202
6. https://www.researchgate.net/publication/259562269_Serpentinization
7. https://www.netbeheernederland.nl/publicatie/permeatie-van-waterstof
8. https://www.livescience.com/planet-earth/energy/just-a-fraction-of-the-hydrogen-hidden-beneath-earths-surface-could-power-earth–
9. https://www.h2-mobile.fr/actus/enorme-gisement-hydrogene-naturel-decouvert-france/#:~:text
10. https://www.change.inc/energie/onderzoek-naar-witte-waterstof-in-nederland

11.
11a. https://benelux.rwe.com/locaties-en-projecten/north2/
11b. https://roterdam.nl/het-waterstofsysteem-krijgt-steeds-meer-vorm
11c. Uniper Selected Plug to Design the 100MW Electrolyzer Package for the Netherlands Plant

12. https://www.pbl.nl/system/files/document/2025-02/pbl-2025-groene-waterstof-de-praktijk
13. . https://www.wattisduurzaam.nl/46489
14. https://www.pbl.nl/system/files/document/2024-04/pbl-2024-productie-import-transport-en-opslag-van-waterstof-in-nederland_5206.pdf
15. https://www.trouw.nl/duurzaamheid-economie/minister-jetten-ziet-toekomst-in-spaans-waterstofplan-heel-indrukwekkend~
16. Serpentinization – an overview | ScienceDirect Topics
17. Https://www.voltachem.com/images/uploads/NPT_Power2Ammonia.pdf.
18. https://ammoniaenergy.org/articles/round-trip-efficiency-of-ammonia-as-a-renewable-energy-transportation-media/#:~:-net
19. https://www.pbl.nl/system/files/document/2024-04/pbl-2024-productie-import-transport
20. https://cdn.knmi.nl/system/downloads/files/000/000/073/original/tijden_van_zonopkomst_en_-ondergang
21. https://www.rabobank.nl/kennis/d011428288-de-nederlandse-elektricit
22. https://www.change.inc/energie/onderzoek-naar-witte-waterstof-in-nederland
23. https://www.biofuelwatch.org.uk/2022/open-brief-biomassa-nederland