Longread: hernieuwbaar gas in een klimaatneutrale toekomst | Bond Beter Leefmilieu

U bent hier

Longread: hernieuwbaar gas in een klimaatneutrale toekomst

Benjamin Clarysse
Shutterstock

Volgens verschillende recente studies kan hernieuwbaar gas een alternatief vormen voor fossiele brandstoffen, vooral in sectoren die moeilijk CO2-arm te krijgen zijn, zoals de industrie. Op die manier zou het bestaande gasnetwerk nog een grote rol kunnen spelen in de toekomst. Maar denktank E3G wijst in een nieuwe paper op de grote onzekerheden. Er is niet één zaligmakende oplossing, maar overheden moeten nu al toekomstscenario’s uittekenen om de kosten zo veel mogelijk te beperken.

Toekomst laat zich niet voorspellen

Het CO2-arm maken van het energiesysteem in Europa zal de rol van gas en gasinfrastructuur drastisch wijzigen. Volgens verschillende recente studies kan hernieuwbaar gas een alternatief vormen voor fossiele brandstoffen. Maar momenteel is er allesbehalve consensus over hoe de duurzame toekomst met groen gas er juist moet uitzien: welke bronnen, processen en eindproducten zijn de beste keuze? Voor welke sectoren zetten we dat groen gas in? En hoe zorgen we dat hernieuwbaar gas competitiever wordt dan fossiele brandstoffen? In een nieuwe paper geeft denktank E3G een overzichtelijke snelcursus, en wijst het op de grote onzekerheden over het technische en economische potentieel van hernieuwbaar gas, de levenscyclusanalyses van de verschillende oplossingsrichtingen en de implicaties voor de gasinfrastructuur. Er is niet één zaligmakende oplossing, maar overheden moeten nu al toekomstscenario’s uittekenen (en hier hun beleid op baseren) om de kosten zo veel mogelijk te beperken.

Drie methodes, twee eindproducten, een waaier aan uitdagingen

Er zijn drie methodes om hernieuwbaar of gedecarboniseerd gas te maken. Stoomreforming van methaan (SMR), ten eerste, zet fossiel gas chemisch om naar waterstof (H2) en CO2. Biogas, ten tweede, ontstaat door anaerobe vergisting van organisch materiaal. Biogas kan opgewerkt worden tot biomethaan door CO2 te verwijderen uit het gasmengsel. Een derde methode is het splitsen van water in waterstof en zuurstof door elektrolyse (Power-to-gas of PtG).

De SMR en PtG-methodes produceren waterstof, een veel kleinere molecule dan methaan. Een enorm nadeel hierbij is dat pijpleidingen, opslag en eindtoepassingen allemaal aangepast moeten worden om de veiligheid te garanderen en lekverliezen te voorkomen. Dat kost heel wat geld. Waterstof kan door toevoeging van CO2 ook omgezet worden naar synthetisch methaan. Maar ook hier hangen nadelen aan vast: er is een efficiëntieverlies van ongeveer 20% én nood aan grote hoeveelheden CO2. Perfect om de koolstofdioxide afkomstig van industriële processen te gebruiken, zou je denken. Maar dat is gewoon uitstel van emissie. Want bij verbranding van het synthetische methaan op het eind van de rit, komt de CO2 toch terug vrij. De heilige graal bij dit proces is “Direct Air Capture”: CO2 rechtstreeks uit de lucht onttrekken. Jammer genoeg is dit een techniek die momenteel nog duur is en een disproportioneel hoog energiegebruik heeft.

Steam Methane Reforming niet compatibel met nuluitstoot

De SMR-methode zorgt voor een grote uitstoot van broeikasgassen. Omdat het proces vertrekt van fossiel aardgas en flink wat energie nodig heeft om waterstof te produceren, stoot het gemiddeld zelfs meer emissies uit (288 tot 347g CO2e/kWh) dan bij simpelweg direct verbranden van aardgas (230-328g CO2e/kWh). SMR moet in theorie gecombineerd worden met koolstofafvang (CCS). Hierbij wordt de CO2 via pijpleidingen opnieuw in de grond gepompt, bijvoorbeeld in lege aardgasvelden in de Noordzee. Maar de eerste grootschalige SMR + CCS pilootprojecten vingen slechts 80-90% van die CO2-emissies op. De rest gaat nog steeds de lucht in. Niet onbelangrijk zijn ook de lekverliezen die optreden bij de ontginning en transport van het methaan, de grondstof voor SMR. Zelfs in combinatie met CCS, blijft er zo nog steeds een resterende emissie van 71-150g CO2e/kWh. En het is heel onwaarschijnlijk dat die totale uitstoot ooit naar nul kan.

Ook economisch zijn er harde noten te kraken. Momenteel maakt CCS het proces maar liefst 30% duurder. Waterstof geproduceerd uit SMR met CCS wordt dan ook best gebruikt voor die sectoren die moeilijk te decarboniseren zijn, zoals industrie, scheepvaart en luchtvaart. SMR mag dan momenteel de goedkoopste productiemethode zijn van gedecarboniseerd gas, technologieën gebaseerd op fossiele brandstoffen hebben een veel beperkter kostenreductiepotentieel dan processen uit elektrolyse of biomassa.

SMR en CCS hebben ten slotte ook belangrijke gevolgen en kosten voor het gasnetwerk: er is nood aan een gasnetwerk, een waterstofnetwerk én een CO2-netwerk. De locatie van de reformer is dus van groot belang.

Biogas en biomethaan slechts goed voor 10-20% van huidig verbruik

De klimaatimpact van biogas en biomethaan inschatten is complex. Enerzijds vormt biomassa een opslagplaats voor koolstof doordat het CO2 absorbeert, maar anderzijds kan vergisting ook zorgen voor méér uitstoot van broeikasgassen. Ook bij biogas of biomethaan kunnen lekverliezen van methaan optreden. En bij verbranding van het gas komt opnieuw CO2 vrij. Ook de keuze van de grondstof om te vergisten, heeft een belangrijke impact: groenafval is een betere keuze dan energiegewassen. De impact van biomassavergisting varieert van -371 (in combinatie met CCS en als de koolstofopslag in de plant meegerekend wordt) tot 504g CO2e/kW (zelfs slechter dan aardgas).

Het technische potentieel van biogas en biomethaan is beperkt. Op Europees niveau is 10 tot 20% van het huidige gasverbruik (510 miljard m3 of 17,9TJ) het maximum haalbare. Bij een doorgedreven keuze voor energiegewassen treedt er bovendien concurrentie op met ander landgebruik: in de eerste plaats voor voedingsgewassen, maar in de toekomst ook voor biomassa als grondstof voor de industrie. Er is simpelweg niet genoeg land beschikbaar - zeker niet in Vlaanderen - voor al die toepassingen op grote schaal. Sommige studies wijzen op de mogelijkheid om twee gewassen te zaaien per seizoen, of op de import van biomethaan. Hoe dan ook blijft de duurzaamheid van het landgebruik een heikel punt.

Het economische plaatje dan. Het rechtstreeks gebruiken van biogas is uiteraard goedkoper dan de opwaardering tot biomethaan. Andere keuzes die de kosten beïnvloeden, zijn het type grondstof voor vergisting, en het transport van die grondstoffen. De kost van biomethaanproductie zou tegen 2050 kunnen halveren tot 50 euro/MWh, maar dat is nog steeds meer dan tweemaal zo duur als de huidige groothandelsprijs voor fossiel gas, die in Europa momenteel schommelt tussen 15 euro/MWh en 23 euro/MWh. Volgens de huidige inschattingen zal biomethaan slechts competitief zijn bij een CO2-prijs van 100 euro/ton CO2e. Nu ligt die slechts op 16 euro per ton.

Biomethaan - als het opgewaardeerd wordt uit biogas - kan in het bestaande gasnetwerk geïnjecteerd worden met beperkte aanpassingen in de infrastructuur. Maar omwille van de kostprijs van de opwaardering en efficiëntieverliezen, zal het in veel gevallen beter zijn om het biogas ter plaatse te gebruiken. Biomethaan kan wel een oplossing zijn waar de productie hoger ligt dan de lokale vraag. In dat geval kan een gebruik voor moeilijk te decarboniseren sectoren (zoals de industrie) nuttig zijn. Maar biomethaan alleen zal nooit volstaan voor een gelijkaardig gebruik van het gasnetwerk zoals vandaag.

Power-to-gas uit toegewezen productie hernieuwbare energie of uit import

Hernieuwbaar gas produceren via elektrolyse kan door middel van hernieuwbare energie, maar even goed met fossiele energie. In het tweede geval, bij de huidige elektriciteitsmix in Europa, bedragen de broeikasgasemissies 276g CO2e/kWh. Dat is vergelijkbaar met het direct gebruik van aardgas. De uitstoot van synthetisch gas op basis van hernieuwbare energie ligt tussen de 25 en 178g CO2e/kWh. Maar naarmate de productieprocessen van hernieuwbare energie steeds meer decarboniseren, dalen ook de emissies hiervan almaar meer, en ligt PtG in lijn met een klimaatneutraal energiesysteem.

De hoeveelheid beschikbare hernieuwbare energie bepaalt in grote mate het technisch potentieel van groene PtG. Ook de interconnectie tussen de EU-landen en vraagsturing zijn erg belangrijke parameters. Het potentieel wordt geschat op 34 tot 30 miljard m3, amper 6% van het huidige gasverbruik. Sommigen kijken daarom naar de import van groene waterstof uit bijvoorbeeld het Midden-Oosten of Noord-Afrika. Leg de woestijn vol zonnepanelen en vervoer de energie naar Europa met tankers vol waterstof, luidt de theorie. Maar dan is de vraag of die landen een dergelijke productie aankunnen zonder hun eigen decarbonisatie in het gedrang te brengen.

In Europa bestaan er momenteel nog geen PtG-projecten op commerciële schaal, hoewel er verschillende pilootprojecten op stapel staan. Hernieuwbaar gas via elektrolyse is waarschijnlijk enkel economisch haalbaar indien het gebaseerd is op specifiek toegewezen bronnen van hernieuwbare energie (die een continue aanvoer kunnen garanderen) en dus niet enkel op overschotten van hernieuwbare energie. Grote windparken midden op de Noordzee moeten in dit scenario dan de nodige stroom leveren. PtG zal enkel kunnen concurreren met het veel goedkopere SMR-proces mits een sterk stimulerend beleid. De kosten van hernieuwbare energie mogen dan wel pijlsnel dalen, ook het elektrolyseproces en transport en opslag van waterstof met eventueel bijhorende aanpassingen van het gasnet, hebben hun prijs. De kosten op het netwerk hangen af van de keuze om decentraal of centraal waterstof op te wekken, of te kiezen voor import. In elk geval is het opnieuw kostenefficiënter om waterstof te gebruiken dicht bij de plaats van productie, met name voor industrie in kustgebieden. Wat dat betreft zit Vlaanderen goed. Omzetten van waterstof naar methaan, is net als bij SMR een optie om de kosten aan het gasnetwerk lager te houden. Maar dezelfde nadelen van die keuze spelen ook hier.

Geen silver bullet

Het enige wat vaststaat, is dat het toekomstige gasverbruik in een klimaatneutrale economie stevig zal moeten dalen. Zelfs wanneer alle vormen van hernieuwbaar gas tot hun maximale potentieel zouden ontwikkelen, komt het gasverbruik volgens E3G nog maar op 30 tot 40% van het huidige volume in Europa. De huidige gas-exporterende landen met pijpleidingen naar Europa tonen voorlopig nog geen grootschalige ontwikkelingsplannen voor hernieuwbaar gas. Nochtans zijn de huidige importcapaciteiten nu al twee maal zo groot als het geïmporteerde volume gas. De kans is dus groot dat deze import-pijpleidingen grotendeels nutteloos zullen zijn in een klimaatneutrale toekomst. En toch staan er onder het mom van bevoorradingszekerheid nog extra aanvoerleidingen in de stijgers, onder meer met financiering van de Belgische gasnetbeheerder Fluxys. Dat is weggesmeten geld.

Nood aan overheidsplanning

De energietransitie is nauw verweven met de transitie naar een koolstofarme en circulaire industrie. Maar ook de grootschalige elektrificatie van het energiesysteem en de omslag naar hernieuwbaar gas zijn met elkaar verbonden. Door de verschuiving naar elektrisch rijden, haakt ook het thema mobiliteit in. En ten slotte zullen keuzes inzake biomassa een grote impact hebben op het landgebruik. De gassector stelt hernieuwbaar gas graag voor als de ultieme oplossing voor zowel transport, gebouwverwarming als industrie. Velen laten zich op die manier zand in de ogen strooien, want de cijfers van 3EG tonen duidelijk aan dat hernieuwbaar gas geen tovermiddel is dat al die noden lenigt.

Hoog tijd voor onze beleidsmakers om aan te geven hoe ze toekomst naar een 100% hernieuwbare economie zien voor Vlaanderen. Niet enkel de energiesector dus, maar de volledige maatschappij. Vlaanderen moet ook bepalen welke rol hernieuwbaar gas daarin krijgt. Dat is niet alleen nodig om de verschillende sectoren zicht te geven op hoe ze zich moeten ontwikkelen, maar ook cruciaal om overheidsinvesteringen in gasinfrastructuur intelligent aan te wenden.

Zal het hernieuwbare gas lokaal geproduceerd worden, centraal via offshore windenergie of kiezen we voor import? Een correcte inschatting van de verhoudingen geeft een indicatie van de hoeveelheid gas die door de transmissie- en distributieleidingen zal stromen. Gezien de beperkte beschikbaarheid van het hernieuwbare gas, dringen zich bijkomende vragen op: welke gebruikstoepassingen bieden de grootste meerwaarde en waar zijn die dan gelegen? Welke sectoren zijn moeilijk te elektrificeren? En welke gevolgen heeft dit voor het gasnet? Kiest Vlaanderen voor waterstof of voor methaan? Waterstof is een moeilijkere molecule die leidt tot hogere netkosten. Opwaarderen van biogas of waterstof tot methaan maakt de proceskost dan weer duurder en leidt tot efficiëntieverliezen.

Waar de kostencurves voor zonne- en windenergie stijl naar beneden gaan, is het kostenreductiepotentieel van PtG, biomethaan, CCS en Direct Air Capture nog heel onduidelijk. Verschillende technieken zitten nog in de pilootfase en het is nog de vraag hoe opschaalbaar ze werkelijk zijn. Toch moet de oefening gemaakt worden. De duurste keuze is namelijk om zowel een extensief gasnetwerk als een zwaar elektriciteitssysteem parallel te moeten onderhouden.

Tijd voor een visie en strategie rond hernieuwbaar gas in Vlaanderen

Vlaanderen moet een antwoord kunnen bieden op alle vragen en de structuur van haar gasnetwerk plannen. Dat houdt ook in dat ze moet nagaan welke infrastructuur niet meer nodig is in de toekomst. In plaats van enkel het eindpunt te benoemen, is er nood aan beleids- en infrastructuurtrajecten voor het gasnetwerk, met duidelijke beslissingspunten wanneer bepaalde subsystemen overschakelen op waterstof of warmtenetten. De keuze om hernieuwbare gassen te gebruiken voor bepaalde sectoren, moet gebaseerd zijn op de hoogste maatschappelijke waarde. Ze mag niet enkel afhangen van de koolstofprijs. Het leidende principe is dat hernieuwbaar gas moet dienen voor sectoren die moeilijk op een andere manier te decarboniseren zijn. Ten slotte moet de overheid zorg dragen voor duurzaamheidscriteria voor biogas en het bijhorende landgebruik.

Wachten kan niet langer. Zowel de haven van Antwerpen als North Sea Port (met de haven van Gent) maken nu al plannen op om leidinginfrastructuur aan te leggen voor de toekomst. Als elke maatschappelijke speler de oefening apart moet doen, dreigen we op het eind van de rit te veel te betalen of foute keuzes te maken. Aan de slag!

> Meer weten? Lees de studie van E3G: ‘Renewable and decarboniserd gas options for a zer-emissions society (Engelstalig)

Dit artikel draagt bij aan volgende duurzame ontwikkelingsdoelen:

Benjamin Clarysse

Beleidsmedewerker energie

Bio-ingenieur Benjamin Clarysse pleit niet alleen voor een ambitieuzer renovatiebeleid, maar wijst ook de weg naar een fossielvrije verwarming. Een adres voor vragen over warmtenetten, warmtepompen en waterstof.

Ontvang InZicht

Wekelijks onze kijk op de milieu-actualiteit