Antwoord schriftelijke vragen : Antwoord op vragen van het lid Van den Berg over blauwe waterstof, CO2-opslag en publiek risico

Antwoord van Minister Herbert (Economische Zaken en Klimaat), mede namens de Staatssecretaris
van Klimaat en Groene Groei (ontvangen 26 mei 2026). Zie ook Aanhangsel Handelingen,
vergaderjaar 2025–2026, nr. 1630.

Vraag 1

Bent u bekend met de Kamerbrief van 14 juli 2025 over waterstof, groen gas en andere
energiedragers en met de Klimaat- en Energienota 2025?1,
2,
3

Antwoord 1

Ja

Vraag 2

Klopt het dat het kabinet nieuwe productie van koolstofarme waterstof uit aardgas
met Carbon Capture and Storage (CCS) wel mogelijk en in bepaalde gevallen kansrijk acht, maar daarvoor op dit moment
geen aanvullend financieel instrumentarium inzet vanwege onzekere vraag, hoge kosten
en een pas na circa 2035 realistisch geachte substantiële afzetmarkt?

Antwoord 2

In de beleidsverkenning koolstofarme waterstof, als onderdeel van de Kamerbrief «Voortgang
waterstofbeleid» waaraan u refereert, is dit beeld geschetst. De markt voor deze projecten
lijkt op korte termijn beperkt. Bestaande grijze waterstofgebruikers zetten namelijk
vooral in op het toepassen van CCS op hun eigen productie-installaties. Wel zijn er
potentiële nieuwe toepassingen voor koolstofarme waterstof, zoals partijen die kijken
naar inzet hiervan voor het vervangen van aardgasgebruik in gascentrales, of voor
hoge-temperatuur warmte in cluster 6 op plekken waar elektrificatie zeer uitdagend
of niet mogelijk is. Het vervangen van aardgas voor deze toepassingen met koolstofarme
waterstof kent vooralsnog relatief hoge kosten, waardoor dit alleen met significante
subsidies uit kan. Op dit moment lijkt aanvullende interventie niet doelmatig. Mogelijk
ontstaat op langere termijn een kosteneffectieve businesscase voor deze toepassingen
van waterstof. De noodzaak hiervoor zal ook afhangen van de beschikbaarheid en kostenontwikkeling
van alternatieven, zoals groen gas.

Vraag 3

Hoe verhoudt deze terughoudendheid zich tot de forse publieke betrokkenheid bij CO2-infrastructuur, waaronder het afdekken van vollooprisico’s en de deelname van Energie
Beheer Nederland (EBN) in CCS-projecten?

Antwoord 3

Zonder CCS worden de CO2-reductiedoelstellingen voor de industrie niet gehaald. Voor diverse industriële sectoren
is CCS de enige manier om op korte manier te verduurzamen. Bovendien is CCS nodig
voor koolstofverwijdering om klimaatneutraal te worden. Het belang van CO2-infrastructuur is daarmee breder dan alleen koolstofarme waterstof. De Staat zet
daarom met diverse maatregelen in op het tijdig op gang brengen van de CCS-markt,
zodat projecten kunnen bijdragen aan de CO2-reductiedoelen voor 2030.

Vraag 4

Kunt u een integraal overzicht geven van alle directe en indirecte publieke middelen,
garanties, leningen, kapitaalstortingen, Stimulering Duurzame Energieproductie en
Klimaattransitie-beschikkingen (SDE++) en overige risico’s die samenhangen met CCS-infrastructuur
en projecten die voor blauwe waterstof relevant zijn?

Antwoord 4

Hieronder vindt uw Kamer een integraal overzicht van alle publieke middelen die beschikbaar
zijn gesteld voor activiteiten die samenhangen met CCS.

Activiteit

Toelichting

SDE++

Voor de SDE++ is in enkele jaren subsidie toegekend aan CCS-projecten. De daadwerkelijke
uitgekeerde subsidie hangt af van de ETS-prijs in het betreffende subsidiejaar. Tot
nu toe is nog geen SDE++-subsidie uitgekeerd aan CCS, omdat subsidie wordt uitbetaald
op basis van daadwerkelijk gerealiseerde CO2-reductie en er nog geen CCS-projecten zijn gerealiseerd die SDE++ toegekend hebben
gekregen. Hieronder staat een uitsplitsing van de CCS-projecten uit de verschillende
SDE++-openstellingen die op dit moment in beheer zijn. De getoonde bedragen zijn de
maximale subsidieverplichtingen. De uiteindelijke kasuitgaven zullen fluctueren en
naar verwachting aanzienlijk lager uitvallen. Niet alle CCS-projecten zijn automatisch
relevant voor koolstofarme waterstof.

Jaartal

Beschikt

Status

Beschrijving

2020

€ 2,1 mld.

Beschikt, (nog) niet uitbetaald

Subsidie toegekend voor CCS

2022

€ 0,2 mld.

Beschikt, (nog) niet uitbetaald

Subsidie toegekend voor CCS

2023

€ 0,3 mld.

Beschikt, (nog) niet uitbetaald

Subsidie toegekend voor CCS

2024

€ 1 mld.

Beschikt, (nog) niet uitbetaald

Subsidie toegekend voor CCS

2025

n.t.b.

Aanvragen in behandeling

€ 8 mld. in totaal beschikbaar voor de 2025-ronde

Leningen EBN

In 2021 is een marktconforme lening verstrekt aan EBN van € 53,4 miljoen voor ontwikkeling
en realisatie van het Porthos-project. In 2023 is een marktconforme lening verstrekt
aan EBN van € 32 miljoen voor deelname aan de FEED-fase van de ontwikkeling van de
opslaglocaties aan het Aramis-project.

Subsidies EBN

EBN heeft in 2019 € 9,8 miljoen subsidie ontvangen voor deelname aan de FEED-fase
van het Porthos-project.

EBN heeft in 2021 € 8,25 miljoen subsidie ontvangen voor deelname aan de pre-FEED
fase van het Aramis-project.

EBN heeft in 2023 € 6,24 miljoen, in 2024 € 24,6 miljoen en in 2025 € 10,15 miljoen
subsidie ontvangen voor de ontwikkeling van opslaglocaties in de Noordzee.

Kapitaalstorting EBN grotere deelname Aramis

Er is € 639,2 miljoen gereserveerd op de begroting van het Klimaatfonds voor een kapitaalstorting
aan EBN om verder deel te kunnen nemen aan de Aramis-buisleiding. De middelen worden
pas overgemaakt op het moment dat het investeringsbesluit voor Aramis is genomen.

Incidentiele maatwerksubsidie

Yara Sluiskil heeft een maatwerksubsidie gekregen van € 30 miljoen voor CO2-transport en -opslag (0,8 Mt/j) in Northern Lights (Kamerstuk 29 826, nr. 199).

Energie-investeringsaftrek (EIA)

Sinds 2019 hebben ca. 10 bedrijven voor 116 CCS-investeringen EIA aangevraagd. Van
deze aanvragen wordt een aantal momenteel nog beoordeeld. Tot nu toe is voor deze
investeringen € 65 miljoen aan EIA «uitgekeerd». Als de overige aanvragen positief
worden beoordeeld, kan dit oplopen tot € 83 miljoen. Het is niet mogelijk voor een
bedrijf om tegelijk van de SDE++ en de EIA gebruik te maken.

R&D-subsidie CCS internationale

samenwerkings-verbanden

Tot 2022 gold de ACT-regeling (Accelerating CCS Technologies) waarvoor per twee jaar
€ 4 miljoen beschikbaar was. Vanuit deze regeling is aan projecten die zijn gestart
vanaf 2020 in totaal € 6,6 miljoen aan subsidie verstrekt.

Sinds 2022 geldt de CETP-regeling (Clean Energy Technology Partnerships) waarvoor
jaarlijks € 3 miljoen beschikbaar is. Vanuit deze regeling is tot op heden voor € 7 miljoen
aan subsidie verstrekt.

Algemene innovatiesubsidie-regelingen

Er zijn vier verschillende generieke innovatiesubsidie-regelingen die openstaan voor
veel technieken, waaronder CCS. Dit betreft de TSE, EKOO, DEI+ en de HER-regeling.
Er is vanuit deze regelingen € 28 miljoen aan subsidie verstrekt voor CCS-projecten
met startdatum vanaf 2020.

Diverse onderzoeks-opdrachten

Sinds 2025 is in totaal € 18,45 miljoen subsidie verleend aan onderzoeken naar diverse
aspecten van CCS. De opdrachtnemers hiervan zijn (samenwerkingen tussen) TNO, DNV,
RIVM en KNMI.

Volloopsubsidie Aramis

In 2025 heeft het kabinet besloten om middelen vrij te maken om het vollooprisico
van de Aramis-zeeleiding en de terminal CO2next gedeeltelijk af te dekken. Hiervoor is € 662 miljoen gereserveerd op de begroting
van het Klimaatfonds.

Garantieregeling Porthos

In 2022 heeft het kabinet een garantie van maximaal € 175,6 miljoen verstrekt aan
de initiatiefnemers van het CCS-project Porthos (EBN, Gasunie en Havenbedrijf Rotterdam)
om vertraging van het project en in het uiterste geval zelfs mogelijk afstel te voorkomen.
Hiervoor hebben de initiatiefnemers een marktconforme premie van € 21,9 miljoen betaald
in 2023. De garantieregeling is in 2023 vervallen en kan niet meer worden ingeroepen
door de partijen.

Connecting Europe Facility (CEF) (Europese gelden)

In 2022 en 2023 heeft de Europese Commissie CEF-subsidies toegekend aan Aramis (€ 124 miljoen,
2023) voor de realisatie van een open-toegang CO2-transportleiding, CO2next (€ 33 miljoen, 2022) voor de ontwikkeling van een CO2-importterminal, en het Eni L10-project (€ 55 miljoen, 2023) voor de ontwikkeling
van CO2-opslagcapaciteit in lege gasvelden op zee.

Innovation Fund (Europese gelden)

In 2023 heeft de Europese Commissie via het Innovation Fund € 118 miljoen aan subsidies
toegekend voor de ontwikkeling van de opslagvelden op zee van Shell (K14) en TotalEnergies
(L4A). Deze projecten zijn gericht op het demonstreren van veilige en schaalbare permanente
CO2-opslag als onderdeel van de Europese CCS-keten.

Vraag 5

Welke exacte definitie hanteert u voor «koolstofarme» of «blauwe» waterstof in termen
van maximale ketenemissies per kilogram waterstof?

Antwoord 5

De Europese Unie heeft een geharmoniseerd EU-raamwerk opgesteld voor het definiëren
van koolstofarme brandstoffen waaronder «koolstofarme waterstof» (gedelegeerde verordening
(EU) 2025/2359). Kernpunt hierin is dat ten minste 70% broeikasgasemissiereductie
in de productieketen moet worden gerealiseerd.

Met de term «blauwe waterstof» wordt over het algemeen gerefereerd aan waterstof geproduceerd
uit fossiele grondstoffen (aardgas of anders) met toepassing van CCS. Deze term is
niet specifiek gedefinieerd. Om deze reden spreekt het kabinet over koolstofarme waterstof
in plaats van blauwe waterstof.

Vraag 6

Op welke wijze worden methaanemissies in de aardgasketen, emissies uit compressie
en transport en verschillen tussen binnenlands en geïmporteerd gas in die definitie
en toetsing meegenomen?

Antwoord 6

De voornoemde gedelegeerde verordening neemt methaanemissies in de keten expliciet
mee in de berekening van de totale broeikasgasemissies van koolstofarme waterstof.
Daarbij wordt onderscheid gemaakt tussen aardgas geproduceerd in de EU en aardgas
geïmporteerd van buiten de EU. Daarnaast kent de verordening een onderscheid tussen
productie van koolstofarme waterstof in een geïntegreerd productieproces («incorporated
process») en andere productie. In de verordening zijn standaardwaarden vastgesteld
voor emissies van broeikasgassen in de keten. Voor een deel moeten deze worden toegepast,
voor een deel is er ook ruimte voor het gebruik van eigen meetgegevens. Voor LNG geldt
dat de emissies van vervloeiing, transport en hervergassing expliciet zijn uitgesloten
van deze standaardwaarden en afzonderlijk moeten worden bepaald. De verordening verwijst
voor de bepaling van methaanemissies bij productie en transport van buiten de EU naar
de Methaanverordening. Als onderdeel daarvan wordt naar verwachting in 2027 een database
uitgebracht met methaanemissies bij transport. Producenten mogen in de tussentijd
terugvallen op literatuurwaarden. De verwachting is echter dat eventuele investeringsbeslissingen
pas volgen wanneer de uiteindelijke database is vastgesteld.

Vraag 7

Hanteert u bij CO2-afvang als maatstaf de totale emissiereductie op installatieniveau, of volstaat afvang
op afzonderlijke deelstromen? Kunt u dit precies toelichten?

Antwoord 7

De SDE++, het belangrijkste instrument voor het stimuleren van grootschalige CO2-reductie, verleent subsidie aan de projecten die het meest kosteneffectief CO2 reduceren. Het Planbureau voor de Leefomgeving, dat over de belangrijkste parameters
van de SDE++ adviseert, kijkt hiervoor naar de scope 1 en scope 2 emissies van de
verschillende technologieën die voor SDE++-subsidie in aanmerking komen. Voor CO2-afvang betekent dit dat ook de emissies van de energie die nodig is voor het afvangen
en eventueel comprimeren of vervloeien van CO2 wordt meegenomen bij de berekening van de CO2-reductie per opgeslagen ton CO2.

Vraag 8

Welke eisen gelden voor permanente opslag, monitoring, aansprakelijkheid, eventuele
lekkages en langjarige nazorg van opgeslagen CO2?

Antwoord 8

Dergelijke eisen zijn vastgelegd in onder andere de Mijnbouwwet en de EU-ETS-richtlijn
(Richtlijn 2003/87/EG). Deze wet- en regelgeving bepaalt bijvoorbeeld dat vergunningen
voor CO2-opslag alleen worden verleend indien de risico's van CO2-opslag – zoals het weglekken van CO2 – voldoende zijn geborgd. Vervolgens zijn de exploitant van het transportsysteem
en de opslagvergunninghouder verantwoordelijk voor respectievelijk de CO2 die wordt getransporteerd en opgeslagen. Nadat het opslagveld gevuld is, wordt deze
door de vergunninghouder afgesloten en gemonitord gedurende een periode van (in beginsel)
20 jaar. Daarna, en pas als genoegzaam is aangetoond dat de CO2 goed is opgeslagen, wordt de vergunning ingetrokken en gaat het beheer en de verantwoordelijkheid
voor de opslaglocatie over op de Staat. De voormalig vergunninghouder is verplicht
te voorzien in de kosten voor het beheer gedurende een periode van 30 jaar. Daarnaast
gelden de aansprakelijkheidsbepalingen van het Burgerlijk Wetboek. Hierin is bepaald
dat de Staat kosten op de voormalig vergunninghouder kan verhalen indien er onzorgvuldig
is gehandeld voorafgaand aan de intrekking van vergunning.

Vraag 9

Kunt u per industriecluster aangeven waar u blauwe waterstof nog als reële transitieroute
ziet, met welke orde van grootte aan volumes, voor welke periode en onder welke afbouwvoorwaarden?

Antwoord 9

Koolstofarme waterstof vormt een reële transitieroute met een aanzienlijk emissiereductiepotentieel
bij het verduurzamen van onvermijdelijke reststromen overeenkomstig de voornoemde
beleidsverkenning4. Vanwege de lage ketenemissies, de bijdrage aan strategische onafhankelijkheid en
de rol in een circulaire economie, blijven deze stromen op de lange termijn relevanter
dan aardgasroutes. Om deze ontwikkeling te stimuleren, wordt de SDE++-ronde 2026 uitgebreid
voor productie van koolstofarme waterstof uit restgassen en restafval.

De totale potentiële CO2-reductie via koolstofarme waterstof bij bestaande installaties en via reststromen
wordt geschat op ruwweg 15 megaton. Het grootste deel van dit potentieel bevindt zich
in de clusters Rotterdam-Moerdijk en Zeeland, met gezamenlijk circa 700 kiloton waterstofproductie
uit restgassen. Daarnaast is er een initiatief op Chemelot voor de productie van 55
kiloton koolstofarme waterstof uit restafval. De potentiële vraag in de clusters Noord-Nederland,
Noordzeekanaalgebied en cluster 6 wordt lager ingeschat. Het betreft hier met name
processen op hoge temperatuur die uitdagend of niet te elektrificeren zijn. De omvang
hiervan is onzeker, mede omdat groen gas of hybride technologieën alternatieven kunnen
zijn. Aangezien volumes op clusterniveau herleidbaar kunnen zijn tot individuele bedrijven
en projecten, worden deze niet gedeeld.

Er zijn inmiddels al investeringsbeslissingen genomen voor verduurzaming van productie-installaties
voor grijze waterstof, die ruim 3 megaton CO2-reductie opleveren. Hierbij wordt 50–60% van de CO2-emissies afgevangen, waardoor de geproduceerde waterstof doorgaans niet voldoet aan
de Europese definitie van koolstofarme waterstof (zie beantwoording vraag 5). De Europese
Commissie stelt dit echter niet als voorwaarde voor subsidie, aangezien alleen de
CCS-component wordt vergoed. Dit geldt ook voor koolstofarme waterstof uit reststromen.
Voor eventuele steun aan nieuwe productie van koolstofarme waterstof uit aardgas is
de verwachting dat wel aan deze definitie moet worden voldaan.

Vraag 10

Klopt het dat het kabinet in februari 2025 voor ammoniakproductie een uitzonderingspercentage
van 60% consulteerde, mede rekening houdend met CCS en andere vormen van koolstofarme
waterstof? Op basis van welke aannames over kosten, volumes en beschikbaarheid is
dat percentage gekozen?

Antwoord 10

Op 29 april jl. is het wetsvoorstel jaarverplichting hernieuwbare brandstoffen van
niet-biologische oorsprong in de industrie bij de Kamer ingediend. Hierin is opgenomen
dat het kabinet voornemens is om de ammoniaksector voor 60% uit te zonderen van deze
voorgenomen jaarverplichting. In de achterliggende periode heeft het kabinet de Kamer
verscheidene keren geïnformeerd over deze ammoniakuitzondering met inbegrip van de
overweging van het percentage van 60% en het niet kunnen uitvoeren van de aangenomen
motie om de ammoniaksector volledig vrij te stellen. Hiervoor verwijs ik naar de Kamerbrief
«Voortgang waterstofbeleid» d.d. 14 juli 20255 die onder meer ingaat op de motie van Flach c.s. over de volledige vrijstelling van
de ammoniaksector6. Reden voor het gedeeltelijk uitzonderen is gelegen in de beperkte technische haalbaarheid
om over te stappen op hernieuwbare waterstof, zoals nader onderbouwd in de memorie
van toelichting bij het voornoemd wetsvoorstel jaarverplichting hernieuwbare brandstoffen
van niet-biologische oorsprong in de industrie. Ammoniakproducenten kunnen op andere
wijze hun productieprocessen verduurzamen. Yara Sluiskil gaat jaarlijks 0,8 megaton
CO2 afvangen voor opslag in Noorwegen, ondersteund door een maatwerksubsidie van € 30 miljoen.
OCI verkent de inzet van koolstofarme waterstof uit afvalvergassing via het FUREC-project
van RWE. Over nadere financiële gegevens worden geen uitspraken gedaan gezien het
om bedrijfsgevoelige gegevens gaat.

Vraag 11

Hoe voorkomt u dat tijdelijke inzet op blauwe waterstof feitelijk leidt tot langdurige
fossiele lock-in, verdringing van elektrificatie of vertraging van groene waterstof?

Antwoord 11

Het kabinet ziet koolstofarme waterstof als een transitietechnologie voor emissiereductie.
Voor de routes waarop het kabinet zich richt, is het risico op fossiele lock-in beperkt.
De grootste potentie ligt in de verduurzaming van onvermijdelijke restgassen in de
petrochemie. Omdat deze stromen inherent zijn aan het productieproces en in de toekomst
ook een biogene oorsprong kunnen krijgen, leiden zij niet tot nieuwe fossiele afhankelijkheden.
Ook voor de productie van waterstof uit restafval kan er een rol op lange termijn
blijven. Bestaande waterstoffabrieken (smr-installaties) die op aardgas draaien worden
ondertussen geleidelijk uitgefaseerd, gedreven door de opschaling van hernieuwbare
waterstof, de resterende emissies bij toepassing van CCS en de krimp van de fossiele
raffinagesector waar zij nu aan leveren. De door het kabinet voorgestelde toenemende
verplichtingen voor hernieuwbare waterstof in de industrie en het vervoer versterken
deze beweging weg van productie op basis van fossiel.

Het kabinet beschouwt elektrificatie als de voorkeursroute waar dat technisch en economisch
haalbaar is en verwacht dat koolstofarme waterstof zich zal concentreren in sectoren
zonder reëel elektrisch alternatief. Het ligt niet voor de hand om in sectoren waar
elektrificatie op termijn de logische oplossing is alternatieve transitiepaden te
volgen.

Vraag 12

Bent u bereid de Kamer voortaan jaarlijks te informeren over de kosten, emissiereductie,
capture rate, benuttingsgraad van CO2-infrastructuur en het publieke risicoprofiel van projecten die samenhangen met blauwe
waterstof?

Antwoord 12

Deze informatie is al grotendeels via openbare rapporten beschikbaar. De jaarlijkse
rapportage van de interviews met de Top-60 uitstoters, het dashboard Klimaatbeleid
en de Klimaat- en Energieverkenning (KEV) geven inzicht in de (verwachte) emissiereductie
en capture rate, en daarmee ook de verwachte benuttingsgraad van Nederlandse infrastructuurprojecten
als Porthos en Aramis. De kosten van de CCS- en koolstofarme waterstofprojecten zijn
doorgaans vertrouwelijk; publieke kosten en risico’s kunnen worden gedeeld met uw
Kamer.