Europäisches Wasserstoff-Backbone (EHB) – Karte, Korridore & Kosten

Was ist das Europäische Wasserstoff-Backbone (EHB)?

Wasserstoff wird seit einiger Zeit erwartet, eine deutlich größere Rolle in unserer Energieinfrastruktur zu spielen. Insgesamt hat sich das jedoch noch nicht verwirklicht, da batterieelektrische Fahrzeuge (BEVs) deutlich weiter fortgeschritten sind als wasserstoffbasierte Systeme.

Dasselbe lässt sich für die Energiespeicherung sagen: Dichtere Stromnetze, Batteriepacks und andere Speicherformen wie Pumpspeicherkraftwerke haben sich besser skaliert als Wasserstoff.

Ein wichtiger Grund ist, dass Energieinfrastruktur weit verbreitet, effizient und dicht sein muss, um wirtschaftlich zu sein. Stromnetze konnten bereits mehr Elektrofahrzeuge und Maschinen aufnehmen, um fossile Brennstoffe zu ersetzen, während Wasserstoff eine völlig neue Infrastruktur benötigte.

Zu genau diesem Problem wird ein neues, riesiges Megaprojekt in Europa initiiert: die European Hydrogen Backbone (EHB)-Initiative.

Diese Initiative vereint 33 Betreiber von Energieinfrastrukturen, im Grunde genommen je einen für jedes EU‑Land und Nachbarländer (einschließlich Norwegen, Schweiz, Großbritannien und Ukraine).

Quelle: EHB

Das Ziel ist die Entwicklung eines paneuropäischen Infrastrukturplans für ein dediziertes Wasserstoff‑Transportnetz, sowohl für den Transport als auch für die Speicherung von Wasserstoff.

Warum Europa Wasserstoff braucht (jenseits von Batterien & Netzen)

Wenn Batterien und Elektrofahrzeuge bisher im Vordergrund der Elektrifizierung und des Ersatzes fossiler Brennstoffe standen, haben sie ebenfalls einige Einschränkungen.

Eine ist, dass Strom in großen Mengen sehr schwer zu speichern ist. Wenn wir tatsächlich mehrere Tage Stromproduktion auf EU‑Skala speichern wollten, bräuchten wir Hunderte‑mal mehr Batterien als derzeit installiert sind UND in Projekten geplant sind.

Eine weitere ist, dass nicht alle Anwendungen fossiler Brennstoffe leicht durch Strom ersetzt werden können. Der Fernverkehr per Schiff benötigt dichtere Brennstoffe als Batterien liefern können, ebenso wie die Luftfahrt. Mehrere Industrien benötigen zudem sehr intensive Hitze, die nur Erdgas (oder Wasserstoff) bereitstellen kann, etwa Metallurgie, Chemieproduktion usw.

Abstimmung von Produktion, Speicherung und Nachfrage

Da Wasserstoff ein völlig neues Produkt ist, kann er nicht auf den bestehenden Infrastrukturen für Öl, Gas oder Strom zurückgreifen, zumindest nicht in großem Maßstab.

Dies ist besonders wichtig, weil die potenziellen Produktionsstandorte für Wasserstoff idealerweise in der Nähe von reichlich Wasser und erneuerbaren Energiequellen liegen. Diese Orte sind jedoch nicht unbedingt die besten für die Speicherung von Wasserstoff oder dort, wo die Wasserstoffnachfrage besteht.

Daher ist ein effizienter Transport von Wasserstoff von der Produktion zur Speicherung und von dort zu den Verbrauchern nötig.

Wie Wasserstoff bewegt wird: Pipelines, Lkw und Schiffe

Wasserstoff kann in zwei Formen transportiert werden: als komprimiertes Gas oder als Flüssigkeit. Flüssiger Wasserstoff ist für den Versand über lange Distanzen oder zwischen Kontinenten sinnvoller, da er das benötigte Volumen im Schiff reduziert.

Für den Landtransport über weite Strecken wird jedoch die gasförmige Form bevorzugt, da die Verflüssigung einen erheblichen Teil der im Wasserstoff gespeicherten Energie verbraucht und damit die wirtschaftliche Rentabilität verschlechtert.

Für das letzte Transportsegment, insbesondere für Fahrzeuge oder kleinere industrielle Bedarfe, ist der Transport per Lkw wahrscheinlich eine gute Option, um lokale Tanks an Tankstellen und Produktionsstandorten zu betanken.

Für sehr lange Distanzen macht die relativ niedrige Dichte von Wasserstoffgas jedoch Pipelines zur deutlich besseren Option.

In dieser Hinsicht lässt sich feststellen, dass Wasserstoff in einer ähnlichen Situation wie Erdgas ist, das in seiner LNG‑Form deutlich teurer ist. Im Gegensatz zu Erdgas, dessen Verfügbarkeit geologisch bedingt ist, kann Wasserstoff praktisch überall dort produziert werden, wo Energie verfügbar ist – vom sonnigen Spanien bis zum windigen Nordseeraum.

Letztlich, wenn amerikanisches LNG eine Alternative zum russischen Gas für Europa darstellt, wäre die einzige heimische Option, die sowohl erschwinglich als auch für Energiespeicherung und industrielle Bedürfnisse geeignet ist, lokal produzierter Wasserstoff.

EHB‑Ausbau: Fahrpläne 2030 und 2040

Eine paneuropäische Vision

Das ultimative Ziel des EHB ist, vom bisher favorisierten „Wasserstoff‑Cluster“-Ansatz zu einem globalen Wasserstoffnetz zu wechseln, das den gesamten Kontinent durchzieht. Dieser Wandel soll zu Einsparungen von 330 Milliarden € führen und gleichzeitig das gleiche Niveau an Wasserstoffproduktion und -nutzung ermöglichen.

Ein Schlüsselfaktor hinter den Kosteneinsparungen ist, dass durch höhere Konnektivität das EHB den Bedarf an Speicher- und Redundanzkapazitäten reduziert. Beispiel: Wenn die Produktion in einer windstillen Woche im Nordsee‑Cluster ausfällt, kann die Produktion eines Solarfeldes im Süden Europas nach Norden geleitet werden.

Das Ziel ist, 20 Millionen Tonnen (Mt) Wasserstoff pro Jahr zu produzieren, das entspricht 665 Terawattstunden (TWh) Energie.

Quelle: EHB

Es sollte um einige wenige Wasserstoff‑Subkorridore organisiert werden:

• Ein großes & dickeres Netzwerk, das um die Niederlande zentriert ist und zu den Nordsee‑Windparks verbindet.
• Ein französisch‑spanischer Block, der nach Norden über das Rhonetal verläuft und Paris sowie das Rheintal verbindet.
• Eine polnisch‑baltisch‑skandinavische Verbindung, die den Norden Europas mit dem Rest des Kontinents verknüpft.
• Eine italienisch‑österreichische Linie, die diese Länder mit dem deutschen Netz und potenziell auch mit Nordafrika verbindet.
• Eine griechisch‑balkanische Linie, die an den Rest Europas angebunden ist.

Quelle: EHB

In jedem dieser Korridore werden einige ausgewählte Unternehmen zum Bau und Betrieb des Europäischen Wasserstoff‑Backbones beitragen.

Quelle: EHB

Insgesamt wird die größte Nachfrage für die Region Mitteleuropa prognostiziert, gefolgt von der Nordsee (UK, Irland, Norwegen, Dänemark) sowie Frankreich‑Spanien‑Portugal.

Quelle: EHB

Der Plan identifiziert nicht nur mögliche Routen für Wasserstoffpipelines, sondern auch natürliche Standorte, die für die Wasserstoffspeicherung nutzbar sind, etwa Salzkavernen, Aquiferen oder erschöpfte Gasfelder (die meisten davon in Frankreich, Spanien, Italien und Deutschland).

Quelle: EHB

2030 bis 2040

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Für 2030 sieht das Projekt die Schaffung der ersten Strukturen vor, die die meisten europäischen Länder für den Wasserstofftransport verbinden, wobei ein Mix aus neuen Pipelines und umgerüsteten Gaspipelines verwendet wird.

Die Gesamtlänge der Pipelines bis 2030 würde 32.616 km (20.266 Meilen) betragen, davon wären 16.864 km (10.478 Meilen) umgerüstet.

Quelle: EHB

Bis 2040 soll dieses Netz deutlich weiter verdichtet werden, insbesondere durch ein dichtes Netz über Polen, Schweden, den Balkan und die französische Ostküste, mehr Pipelines im Vereinigten Königreich und eine Pipeline, die durch die Schweiz führt.

Quelle: EHB

Die Gesamtlänge der Pipelines bis 2040 würde 57.662 km (35.829 Meilen) betragen, davon wären 34.290 km (21.306 Meilen) umgerüstet.

Beide Schätzungen sind die überarbeiteten Zahlen, die anerkennen, dass die Nutzung von Erdgas länger nötig sein wird als zunächst angenommen, als Folge der Invasion Russlands in der Ukraine.

Aufgrund dieser Entwicklungen und der steigenden Bedeutung der Versorgungssicherheit sollen mehrere derzeit in Betrieb befindliche Erdgasleitungen länger genutzt werden als zuvor erwartet, was erklärt, warum ein großer Teil des prognostizierten Wachstums aus neu gebauten Wasserstoffpipelines stammt.

Jenseits der europäischen Produktion

Der Plan berücksichtigt nicht nur die Produktion in europäischen Ländern, sondern auch die reichen erneuerbaren Ressourcen ihrer Nachbarn.

Daher wird auch ein Ausbau einer Elektrolysekapazität von 24 GW in Nordafrika und 8 GW in der Ukraine bis 2030 eingeplant.

Weitere Produktion und Anbindung könnten auch mit anderen Ländern erwogen werden, beispielsweise der Türkei, Israel oder sogar Ägypten und den Golfstaaten.

Der Import von verflüssigtem Wasserstoff könnte ebenfalls eine Möglichkeit sein, abhängig von technologischen Innovationen, die die Wasserstoffkosten senken (entweder durch niedrigere Kosten für erneuerbare Energien oder durch geringere Produktionskosten), und die Anbindung des Europäischen Wasserstoff‑Backbones an die wichtigsten europäischen Häfen berücksichtigt diese Option ebenfalls.

Kosten: Pipelines vs. Stromleitungen, Gas und LNG

Im Vergleich zu Stromleitungen

Das Umstellen des europäischen Energiesystems von Brennstoffen und Gas auf Wasserstoff kann aus Sicht des Klimaschutzes und der Rückgewinnung von Energieunabhängigkeit von nicht nur Russland, sondern auch den USA sehr sinnvoll erscheinen.

Allerdings funktioniert das nur, wenn es wirtschaftlich Sinn macht und mit anderen Energieversorgungsformen, einschließlich der grünen Alternative verstärkter Netze und Elektrofahrzeuge, fair konkurrieren kann.

Der erste Teil vergleicht die Kosten des Energietransports mittels Stromleitungen.

Glücklicherweise verwenden Wasserstoffpipelines, obwohl sie massive Infrastrukturen sind, weniger seltene Materialien als Stromleitungen und Transformatoren (die Kupfer benötigen), was zu deutlich geringeren Kosten pro „TWh“ transportierter Energie führt – 2‑4 × günstiger für neue oder aus Gaspipelines umgerüstete Wasserstoffpipelines im Vergleich zu oberirdischen Stromanschlüssen.

Der Flächenverbrauch ist ebenfalls ein wichtiger Faktor für ein Projekt dieser Größenordnung. Wasserstoff ist hier ebenfalls dichter als Stromleitungen, wobei eine Pipeline bis zu viermal mehr Energie transportieren kann.

Quelle: EHB

Im Vergleich zu Gas & LNG

Hier ist der Vergleich etwas kniffliger, da er stark vom Preis abhängt, den wir auf den Klimawandel und CO₂‑Emissionen legen.

Insgesamt ist es wahrscheinlich, dass Erdgas, das per Pipeline transportiert wird, zunächst günstiger bleibt. Das liegt daran, dass die Transportkosten ähnlich sind und die Wasserstoffproduktion nach wie vor teurer ist als Erdgas (ohne CO₂‑Steuern).

Im Vergleich zu LNG ist die Situation weniger eindeutig, da hierfür sowohl eine Pipeline für den Inlandstransport als auch Regasifizierungsanlagen in Europa gebaut werden müssten. Zusätzlich machen die Kosten für Verflüssigungsanlagen in den USA oder Katar und der Energieverlust bei der Verflüssigung dieses Gas teurer.

Solange also reichlich Erdgas nicht über Pipelines verfügbar ist – realistisch nur aus Russland, ein derzeit unwahrscheinliches Szenario – macht das Europäische Wasserstoff‑Backbone im Vergleich zu LNG‑Lieferungen Sinn, selbst ohne Berücksichtigung von CO₂‑Emissionen.

Zudem fließt ein Großteil des Geldes, das für die heimische Wasserstoffproduktion und Logistik ausgegeben wird, in die EU‑Wirtschaft und hilft, das Handelsdefizit, das durch Energieimporte entsteht, zu reduzieren.

Vereinigung der europäischen Energiemärkte

Ein bedeutender Effekt des Europäischen Energie‑Backbones wird sein wirtschaftlicher Nutzen für Projekte erneuerbarer Energien. Da der Anteil grüner Energie im Netz steigt, wächst das Problem der Überproduktion in Zeiten geringer Nachfrage.

Das kann dazu führen, dass viel Strom, der während windiger oder sonniger Perioden erzeugt wird, verschwendet wird, weil das lokale Stromnetz ihn zu diesem Zeitpunkt nicht aufnehmen kann.

Eine große Wasserstofferzeugungskapazität könnte diesen Überschuss lokal aufnehmen und dann zu einem Gebiet transportieren, das zu diesem Zeitpunkt nicht genug produziert.

Dies dürfte besonders wichtig sein, um die Nachfrage zwischen Süd‑ und Nord‑Europa auszugleichen:

• Sonnlose Wintertage im Norden können die weiterhin gute Solarproduktion aus den südlichen Ländern aufnehmen.
• Stürmische Wochen im Norden während schlechter Wetterperioden können die geringe Solarproduktion auf dem Kontinent ausgleichen.

Die Korridore, die Regionen mit reichlich erneuerbarer Energie verbinden, würden damit nicht nur dem Wasserstoffimport dienen, sondern auch das integrierte Energiesystem stärken, indem sie diverse erneuerbare Quellen verbinden, etwa Offshore‑Wind im Norden und Solar‑PV im Süden.

Dasselbe gilt für das Ungleichgewicht zwischen grüner Energieproduktion und Energienachfrage zwischen Sommer und Winter.

Im Allgemeinen erzeugt der Sommer mehr erneuerbare Energie, besonders durch Solar, während der Energieverbrauch im Winter steigt – dunklere Tage, insbesondere für Heizzwecke in Nordeuropa.

Da Wasserstoff bei direkter Verbrennung wesentlich energieeffizienter ist als die Rückverstromung, hilft die Speicherung von überschüssigem Sommer‑Solarstrom in Form von Wasserstoff und dessen Verbrennung im Winter für Heizzwecke, die Nachfrage nach Erdgas im Winter zu senken und erneuerbare Energien stärker zu nutzen.

Insgesamt könnte der Europäische Wasserstoff‑Backbone also auch dazu beitragen, erneuerbare Projekte profitabler zu machen, selbst wenn ihr Anteil am gesamten Energiemix weiter steigt, was sonst zu verschwendeten Kapazitäten führen würde.

Was Europa jetzt tun muss (Genehmigungen, Finanzierung, Integration)

Die Berichte des EHB betonen die Notwendigkeit, dass europäische Entscheidungsträger das Projekt zügig umsetzen.

Das liegt zu einem großen Teil daran, dass die 2‑3‑jährige Bauzeit eines Wasserstoffprojekts tatsächlich kürzer ist als der komplexe, vierjährige Prozess, alle Planungen und Genehmigungen zu erhalten.

Quelle: EHB

Aus diesem Grund schlägt das EHB einige zentrale Maßnahmen vor, die europäische Länder so bald wie möglich umsetzen können:

• Durch klarere Regelungen die schnellere Entwicklung neuer und umgerüsteter Wasserstoffanlagen fördern.
• Planungs‑ und Genehmigungsverfahren vereinfachen und verkürzen.
• Die Integration von Wasserstoff‑, Erdgas‑ und Strominfrastrukturen erleichtern.
• Finanzmittel freisetzen, indem die Flexibilität regionaler Regulierungsbehörden erhöht und staatlich unterstützte Kredite ermöglicht werden.

Fazit

Der Europäische Wasserstoff‑Backbone ist vielleicht das ambitionierteste europäische Projekt im Bereich Energiesicherheit und grüner Transformation bis heute.

Einzigartig ist, dass er die unterschiedlichen Energieinfrastrukturen der europäischen Länder zu einer einheitlichen Vision zusammenführen will, anstatt den bisher verbreiteten, fragmentierten Ansatz, bei dem einzelne Länder getrennte grüne Initiativen verbinden.

Was das Projekt im Vergleich zu seinem erklärten Ziel verlangsamen könnte, ist die Schwierigkeit, ein solches Vorhaben zwischen nicht weniger als 33 Ländern zu koordinieren. Das kann besonders herausfordernd sein, wenn einige Schlüssel­länder ihre Rolle nicht effektiv erfüllen, wobei Frankreich, Deutschland und Polen die wichtigsten Verbindungs­punkte zwischen allen fünf Wasserstoffkorridoren bilden, die über Europa gebaut werden, und aufgrund ihrer geografischen Bedeutung besonders kritisch sind.

Auch die Finanzierung könnte ein Hindernis darstellen, da die europäische Region an anhaltender wirtschaftlicher Stagnation leidet und Staatshaushalte nicht nur in Richtung Energieunabhängigkeit, sondern auch in Richtung Militärausgaben umgeleitet werden.

Investition in einen Innovator des Europäischen Wasserstoff‑Backbones

Engie / NaTran (ENGI.PA)

Früher bekannt als GRTgaz und heute als NaTran umbenannt, um ihr Engagement über den Transport von Erdgas hinaus zu verdeutlichen, ist das Unternehmen Teil des französischen Energieriesen Engie, aktiv in Stromerzeugung und -verteilung, Erdgas, Kernenergie, erneuerbaren Energien, Nahwärme und der Erdölindustrie, und besitzt 60,8 % von NaTran.

GRTgaz/NaTran ist an 3 von 5 Korridoren des Europäischen Wasserstoff‑Backbones beteiligt (Westeuropa, Nordsee, Süd‑ & Zentral‑Europa ohne Polen).

Insgesamt betreibt NaTran direkt 32.500 km Hochdruckpipelines in Frankreich sowie 14 unterirdische Speicheranlagen und 4 LNG‑Terminals an der französischen Küste.

Quelle: NaTran

Insgesamt beschäftigt das Unternehmen 3.854 Mitarbeiter und transportierte 588 TWh Gas im Jahr 2024.

NaTran verfügt also über umfangreiche Erfahrung im Umgang mit Gas und hat zudem zwei Tochtergesellschaften außerhalb Frankreichs:

• Elengy, der europäische Marktführer für LNG‑Terminal‑Dienstleistungen,
• NaTran Deutschland, Betreiber des MEGAL‑Übertragungsnetzes, das die Tschechische Republik, Deutschland, Österreich und Frankreich verbindet.

Der Kern von NaTrans Beitrag zum EHB wird H2Med sein, der transnationale europäische Wasserstoffpipeline‑Korridor, der Portugal und Spanien mit Frankreich verbindet. Er wird jährlich rund zwei Millionen Tonnen Wasserstoff nach Frankreich transportieren können, das entspricht etwa 10 % des geschätzten Wasserstoffbedarfs der Europäischen Union.

Neben Wasserstoff fördert NaTran auch andere alternative Biogas‑Lösungen, darunter die Produktion aus Abfällen, zum Beispiel Biogas, Pyrogasifizierung, hydrothermale Gasifizierung und E‑Methan‑Produktion (aus erneuerbarem Wasserstoff und recyceltem CO₂).

Der größere Engie‑Konzern, früher bekannt als GDF Suez, ist ein Energieriese und eines der Top‑10 börsennotierten französischen Unternehmen, gemessen am Umsatz. Der Konzern entstand 2006 durch die Fusion von GDF („Gaz de France“ – französisches Gas) und Suez SA (aktiv im Bereich Wasserversorgung und -aufbereitung, Abfallwirtschaft und Energie), und war damit damals das zweitgrößte Versorgungsunternehmen der Welt.

Seit der Fusion hat Engie weitere Versorgungsunternehmen übernommen, darunter International Power (mit Aktivitäten in …), um Engie Energy International zu bilden, das französische Solarunternehmen Solairedirect, das in Houston ansässige Batteriespeicherunternehmen Broad Reach Power sowie 90 % von Transportadora Associada de Gás (TAG), dem größten Erdgas‑Übertragungssystem Brasiliens im Jahr 2019.

Quelle: Engie

Mit dem Ausbau von NaTran in den Wasserstoff‑Bereich und seiner Schlüsselrolle im Europäischen Wasserstoff‑Backbone‑Projekt sowie den Akquisitionen im letzten Jahrzehnt ist Engie ein Erdgas‑ und Stromversorger, der die Energiewende fest umarmt und sich nicht nur zu einem französischen, sondern auch zu einem internationalen Vorreiter in kohlenstoffarmen Energieformen entwickelt hat, darunter Biogas, Wasserstoff und Kernenergie.