Europese Waterstofruggengraat (EHB) – Kaart, Corridors & Kosten

Wat is de European Hydrogen Backbone (EHB)?

Hydrogen has been expected to play a significantly larger role in our energy infrastructure for some time now. Overall, it has not yet come to fruition, with battery electric vehicles (BEVs) making much more progress than hydrogen-based systems.

Er werd al geruime tijd verwacht dat waterstof een veel grotere rol zou spelen in onze energie‑infrastructuur. In het algemeen is dit nog niet gerealiseerd, waarbij batterij‑elektrische voertuigen (BEV’s) veel meer vooruitgang hebben geboekt dan op waterstof gebaseerde systemen.

Hetzelfde geldt voor het opslaan van energie, waarbij dichtere netwerken, batterijpakketten en andere vormen van energieopslag zoals pompaccumulatie beter zijn opgeschaald dan waterstof.

Een belangrijke reden is dat energie‑infrastructuur wijdverspreid, efficiënt en dicht moet zijn om economisch zinvol te zijn. Elektrische netten konden al meer elektrische voertuigen en machines opnemen om fossiele brandstoffen te vervangen, terwijl waterstof een geheel nieuwe infrastructuur nodig had.

Het is grotendeels om dit probleem op te lossen dat in Europa een nieuw enorm megaproject wordt gestart: het European Hydrogen Backbone (EHB) initiatief.

Dit initiatief brengt 33 energie‑infrastructuuroperators samen, in feite één voor elk EU‑land en buurlanden (het omvat ook Noorwegen, Zwitserland, het VK en Oekraïne).

Bron: EHB

Het doel is een pan‑Europees infrastructuurplan te ontwikkelen voor een dedicated waterstoftransportnetwerk, met zowel waterstoftransport als -opslag.

Waarom Europa waterstof nodig heeft (Voorbij batterijen & netten)

If batteries and EVs have been so far at the forefront of electrification and replacing fossil fuels, they have some limitations as well.

Een daarvan is dat elektriciteit zeer moeilijk in grote hoeveelheden op te slaan is. Als we echt enkele dagen elektriciteitsproductie op EU‑schaal zouden willen opslaan, zouden we honderden keren meer batterijen nodig hebben dan momenteel geïnstalleerd EN in projecten.

Een andere is dat niet alle toepassingen van fossiele brandstoffen gemakkelijk door elektriciteit kunnen worden vervangen. Langafstandszendingen vereisen een dichter brandstof dan batterijen kunnen leveren, en dat geldt ook voor luchtvaart. Diverse industrieën hebben ook zeer intense hitte nodig die alleen aardgas (of waterstof) kan leveren, zoals metallurgie, de productie van chemicaliën, enz.

Productie, opslag en vraag op elkaar afstemmen

Because hydrogen is an entirely new product, it cannot rely on the existing infrastructures used to transport oil, gas, or electricity, at least not at a large scale.

Dit is vooral belangrijk omdat de potentiële productielocaties van waterstof idealiter dicht bij een overvloedige watervoorziening en locaties voor hernieuwbare energieproductie liggen. Deze zijn mogelijk niet de beste locaties voor de opslag van waterstof, of waar de waterstofvraag zich bevindt.

Daarom is efficiënt transport van waterstof van productie naar opslag, en van opslag naar consumenten, nodig.

Hoe waterstof zal worden verplaatst: pijpleidingen, vrachtwagens en schepen

Hydrogen can be transported in two forms: as a compressed gas or a liquid. Liquid hydrogen makes more sense for shipping over long distances or between continents, as it reduces the volume required in a ship.

Voor landtransport over lange afstanden heeft de gasvorm de voorkeur, omdat vloeibaar maken een aanzienlijk deel van de opgeslagen energie in waterstof verbruikt, waardoor de algehele economische levensvatbaarheid verslechtert.

Voor het laatste transportsegment, vooral voor voertuigen of kleinere industriële behoeften, is transport per vrachtwagen waarschijnlijk een goede optie om lokale tanks bij tankstations en productielocaties bij te vullen.

Voor lange afstanden maakt de natuurlijke, relatief lage dichtheid van waterstofgas het echter een veel betere optie om het via pijpleidingen te transporteren.

In dat opzicht kan worden opgemerkt dat waterstof zich in een vergelijkbare situatie bevindt als aardgas, dat in LNG‑vorm aanzienlijk duurder is. Echter, in tegenstelling tot aardgas, waarvan de beschikbaarheid gekoppeld is aan geologie, kan waterstof praktisch overal worden geproduceerd waar energie beschikbaar is, van het zonnige Spanje tot de winderige Noordzee.

Uiteindelijk, als Amerikaans LNG een alternatief blijkt voor Russisch gas voor Europa, zou de enige binnenlandse optie die zowel betaalbaar als geschikt is voor energieopslag en industriële behoeften, lokaal geproduceerde waterstof zijn.

EHB‑uitrol: 2030‑ en 2040‑roadmaps

Een pan‑Europees Visie

The ultimate goal of the EHB is to move away from the “hydrogen cluster” approach favored so far, to a global hydrogen network crisscrossing the whole continent. This change is expected to result in €330 billion in savings, enabling the same level of hydrogen production and utilization.

Een belangrijke factor achter de kostenbesparingen is dat door meer connectiviteit de European Hydrogen Backbone de behoefte aan opslag en redundantie zal verminderen. Bijvoorbeeld, als de productie in een windloze week lager is voor het Noordzee‑cluster, kan productie van een zonnepark in Zuid‑Europa naar het noorden worden gestuurd.

Het doel is om 20 miljoen ton (Mt) waterstof per jaar te produceren, of het equivalent van 665 terawattuur (TWh) energie.

Bron: EHB

It should be organized around a few hydrogen sub‑corridors:

• Een groot & dicht netwerk gecentreerd rond Nederland en verbonden met de windparken in de Noordzee.
• Een Frans‑Spaanse blok dat noordwaarts langs de Rhône‑vallei beweegt en Parijs en de Rijnvallei verbindt.
• Een Pools‑Baltisch‑Scandinavisch verband dat het noorden van Europa verbindt met de rest van het continent.
• Een Italiaans‑Oostenrijks traject dat deze landen verbindt met het Duitse netwerk, en mogelijk ook met Noord‑Afrika.
• Een Grieks en Balkan traject dat verbindt met de rest van Europa.

Bron: EHB

In elk van deze corridors zullen enkele geselecteerde bedrijven bijdragen aan de bouw en exploitatie van de European Hydrogen Backbone.

Bron: EHB

In het algemeen wordt de grootste vraag voorspeld voor de regio Midden‑Europa, gevolgd door de Noordzee (VK, Ierland, Noorwegen, Denemarken) en Frankrijk‑Spanje‑Portugal.

Bron: EHB

Het plan identificeert niet alleen de mogelijke route voor waterstofpijpleidingen, maar ook de mogelijke natuurlijke locaties die bruikbaar zijn voor waterstofopslag, zoals zoutcavernes, aquifers of uitgeputte gasvelden (de meeste bevinden zich in Frankrijk, Spanje, Italië en Duitsland).

Bron: EHB

2030 tot 2040

Swipe to scroll →

Voor 2030 voorziet het project de creatie van de eerste structuren die de meeste Europese landen met elkaar verbinden voor waterstoftransport, met een mix van nieuwe pijpleidingen en herbestemde gaspijpleidingen.

De totale lengte van pijpleidingen in 2030 zou 32.616 km (20.266 mijl) bedragen, waarvan 16.864 km (10.478 mijl) herbestemd zou zijn.

Bron: EHB

Tegen 2040 is het doel om dit netwerk veel verder te densifiëren, met name met een dicht netwerk dat wordt gebouwd over Polen, Zweden, de Balkan en de Franse oostkust, meer pijpleidingen binnen het VK en die ermee verbinden, en een pijpleiding die door Zwitserland loopt.

Bron: EHB

De totale lengte van pijpleidingen in 2040 zou 57.662 km (35.829 mijl) bedragen, waarvan 34.290 km (21.306 mijl) herbestemd zou zijn.

Beide schattingen zijn de herziene cijfers die erkennen dat het gebruik van aardgas langer moet doorgaan dan aanvankelijk geschat, als gevolg van de invasie van Oekraïne door Rusland.

Vanwege deze ontwikkelingen en het toenemende belang van het waarborgen van de leveringszekerheid, zullen verschillende aardgaspijpleidingen die momenteel in gebruik zijn, langer worden benut dan eerder verwacht, wat verklaart waarom een groot deel van de verwachte groei voortkomt uit nieuw gebouwde waterstofpijpleidingen.

Voorbij Europese productie

Het plan houdt niet alleen rekening met de productie door Europese landen, maar ook met de overvloedige hernieuwbare energiebronnen die van hun buren kunnen worden benut.

Daarom omvat het ook een berekening voor het bouwen van een elektrolysecapaciteit van 24 GW in Noord‑Afrika en 8 GW in Oekraïne, die tegen 2030 ontwikkeld moeten worden.

Verdere productie en aansluiting kunnen ook worden overwogen met andere landen, met name bijvoorbeeld Turkije, Israël, of zelfs Egypte en de Golfstaten.

Import van vloeibare waterstof kan ook een mogelijkheid zijn, afhankelijk van technologische innovatie die de waterstofkosten verlaagt (ofwel lagere kosten voor hernieuwbare energie of lagere waterstofproductiekosten), en de aansluiting van de European Hydrogen Backbone op de meeste belangrijke havens van Europa houdt deze optie ook in overweging.

Kosten: Pijpleidingen vs. Stroomleidingen, Gas en LNG

Vergeleken met stroomleidingen

Het verplaatsen van het Europese energiesysteem van brandstof en gas naar waterstof kan veel zin hebben vanuit het perspectief van het bestrijden van klimaatverandering en het terugwinnen van meer energieonafhankelijkheid, niet alleen van Rusland, maar ook van de VS.

Het zal echter alleen werken als het economisch zinvol is en eerlijk kan concurreren met andere vormen van energievoorziening, inclusief het groene alternatief van versterkte netten en elektrische voertuigen.

Het eerste deel vergelijkt de kosten van het transporteren van energie met het gebruik van stroomleidingen.

Gelukkig gebruiken waterstofpijpleidingen, hoewel enorme infrastructuren, minder zeldzame materialen dan stroomleidingen en transformatoren (die koper nodig hebben), wat resulteert in veel lagere kosten per “TWh” getransporteerd, tussen de 2‑4 keer goedkoper voor nieuwe of herbestemde (van gaspijpleiding) waterstofpijpleiding vergeleken met bovengrondse stroomverbindingen.

De ecologische voetafdruk is ook een belangrijke factor voor een project van deze schaal. Waterstof is hier ook, energie dichter dan een stroomlijn, met één pijpleiding die tot 4 keer meer energie kan transporteren.

Bron: EHB

Vergeleken met gas & LNG

Hier is de vergelijking iets ingewikkelder, omdat deze sterk afhangt van de prijs die aan klimaatverandering en CO2‑uitstoot wordt toegekend.

Over het algemeen zal aardgas dat via pijpleiding wordt getransporteerd voorlopig waarschijnlijk goedkoper zijn. Dit komt omdat de transportkosten vergelijkbaar zijn, en de productie van waterstof nog steeds duurder blijkt dan aardgas (exclusief koolstofbelastingen).

Vergeleken met LNG is de situatie iets minder duidelijk, omdat het zowel een pijpleiding voor binnenlands transport als regasificatiefaciliteiten in Europa vereist. Bovendien maken de kosten van vloeibaarmaakfaciliteiten in de VS of Qatar, en het energieverlies bij vloeibaar maken, dit gas duurder.

Dus, zolang er geen overvloedig aardgas beschikbaar is via pijpleidingen, realistisch alleen toegankelijk vanuit Rusland, een onwaarschijnlijk scenario op dit moment, heeft de European Hydrogen Backbone zin in vergelijking met LNG‑voorziening, zelfs zonder rekening te houden met koolstofemissies.

Bovendien zal het grootste deel van het geld dat wordt besteed aan binnenlandse waterstofproductie en logistiek in de EU‑economie worden geïnvesteerd, en zal het helpen de handelsbalanstekorten veroorzaakt door energie‑importen te verminderen.

European Energy Markets verenigen

Een significante impact van de European Energy Backbone zal de economische voordelen voor hernieuwbare energieprojecten zijn. Naarmate het percentage groene energie in het net stijgt, groeit het probleem van overproductie in periodes van lage vraag.

Dit kan ertoe leiden dat veel elektriciteit die tijdens winderige of zonnige periodes wordt geproduceerd, wordt verspild, omdat het lokale stroomnet het op dat exacte moment niet kan gebruiken.

Grote waterstofgeneratiecapaciteit kan helpen dit productiesurplus lokaal op te nemen en vervolgens tegen lage kosten te transporteren naar een gebied dat op dat moment niet genoeg produceert.

Dit zal waarschijnlijk vooral belangrijk zijn voor het balanceren van de vraag tussen het zuiden en het noorden van Europa:

• Zonloze winterdagen in het noorden kunnen de nog steeds goede zonneproductie uit zuidelijke landen absorberen.
• Stormachtige weken in het noorden tijdens periodes van slecht weer kunnen helpen de lage zonneproductie over het continent te compenseren.

De corridors die regio’s met overvloedige hernieuwbare energiebronnen verbinden, zouden hiermee niet alleen dienen voor waterstofimport, maar ook het geïntegreerde energiesysteem versterken door diverse hernieuwbare bronnen te verbinden, zoals offshore wind in het noorden en zonne‑PV in het zuiden.

Hetzelfde kan gezegd worden over de disbalans tussen groene energieproductie en energievraag tussen zomer en winter.

In het algemeen ziet de zomer een grotere productie van hernieuwbare energie, vooral door zonne‑energie, terwijl het energieverbruik in de winter toeneemt, met donkerdere dagen, vooral voor verwarmingsdoeleinden in Noord‑Europa.

Aangezien waterstof veel energie‑efficiënter is wanneer direct verbrand dan wanneer terug omgezet naar elektriciteit, zal het opslaan van overtollige zonne‑energie in de zomer in de vorm van waterstof, en deze vervolgens in de winter voor verwarming verbranden, helpen het probleem te verminderen om de vraag naar aardgas in de winter laag te houden, en in plaats daarvan hernieuwbare energie te gebruiken.

Dus in het algemeen zou een effect van de European Hydrogen Backbone ook kunnen zijn dat hernieuwbare projecten winstgevender worden, zelfs wanneer ze een steeds groter percentage van de totale energievoorziening bereiken, wat anders de verspilde capaciteit zou verhogen.

Wat Europa nu moet doen (Vergunningen, Financiering, Integratie)

De rapporten van de EHB benadrukken de noodzaak voor Europese besluitvormers om snel te handelen bij de uitvoering van dit project.

Dit komt grotendeels doordat de 2‑3 jaar durende bouw van een waterstofproject feitelijk korter is dan het complexe, vier jaar durende proces om al het ontwerp en de vergunningsprocedures te voltooien.

Bron: EHB

Om deze reden stelt de EHB een aantal belangrijke acties voor die Europese landen zo snel mogelijk kunnen implementeren:

• Door regelgeving duidelijker te maken, wordt een snellere ontwikkeling van nieuwe en herbestemde waterstoffaciliteiten gestimuleerd.
• Vereenvoudig en verkort de plannings‑ en vergunningsprocedures.
• Het faciliteren van de integratie van waterstof‑, aardgas‑ en elektriciteitsinfrastructuren.
• Het vrijmaken van financiële middelen door de flexibiliteit van regionale regelgevers te vergroten en uiteindelijk staatsgarantie‑leningen.

Conclusie

De European Hydrogen Backbone is wellicht het meest ambitieuze Europese project tot nu toe op het gebied van energiezekerheid en de groene transitie.

Uniek is dat het de diverse energie‑infrastructuur van Europese landen wil integreren in een eenduidige visie, in plaats van de tot nu toe gangbare gefragmenteerde aanpak waarbij afzonderlijke landen hun groene initiatieven verbinden.

Wat het project mogelijk vertraagt ten opzichte van het gestelde doel, is de moeilijkheid om zo’n project te coördineren tussen niet minder dan 33 landen. Dit kan vooral uitdagend zijn als enkele sleutel‑landen hun rol niet effectief vervullen, waarbij Frankrijk, Duitsland en Polen de belangrijkste verbindingspunten zijn tussen de vijf waterstofcorridors die in heel Europa worden gebouwd, en het meest cruciaal vanwege hun geografische betekenis.

Financiering kan ook een obstakel vormen, aangezien de Europese regio een langdurige economische stagnatie doormaakt en staatsbudgetten heroriënteert op zowel energie‑onafhankelijkheid als militaire uitgaven.

Investeren in een European Hydrogen Backbone Innovator

Engie / NaTran (ENGI.PA)

Voorheen bekend als GRTgaz, en tegenwoordig hernoemd tot NaTran om haar inzet te illustreren om verder te gaan dan het transport van aardgas, maakt het bedrijf deel uit van de Franse energiegigant Engie, actief in elektriciteitsopwekking en -distributie, aardgas, kernenergie, hernieuwbare energie, stadsverwarming en de petroleumindustrie, en bezit 60,8% van NaTran.

GRTgas/NaTran is betrokken bij 3 van de 5 corridors van de European Hydrogen Backbone (West‑Europa, Noordzee, Zuid‑ en Centraal‑Europa, exclusief Polen).

In totaal exploiteert NaTran rechtstreeks 32.500 km hogedrukpijpleidingen in Frankrijk, evenals 14 ondergrondse opslagunits en 4 LNG‑terminals aan de Franse kust.

Bron: NaTran

In totaal heeft het bedrijf 3.854 medewerkers in dienst en heeft het in 2024 588 TWh gas getransporteerd.

NaTran heeft dus uitgebreide ervaring met gas, en heeft ook twee dochterondernemingen buiten Frankrijk:

• Elengy, de Europese leider in LNG‑terminaldiensten,
• NaTran Deutschland, de exploitant van het MEGAL‑transmissienetwerk dat Tsjechië, Duitsland, Oostenrijk en Frankrijk verbindt.

De kern van NaTran’s bijdrage aan de EHB zal H2Med zijn, de transnationale Europese waterstofpijpleidingcorridor die Portugal en Spanje met Frankrijk verbindt. Het zal in staat zijn om jaarlijks ongeveer twee miljoen ton waterstof naar Frankrijk te transporteren, of 10 % van de geschatte waterstofbehoefte van de Europese Unie.

Naast waterstof zet NaTran zich ook in voor andere alternatieve biogasoplossingen, waaronder productie uit afval, bijvoorbeeld biogas, pyrogasificatie, hydrothermale gasificatie en e‑methaanproductie (van hernieuwbare waterstof en gerecycled CO₂).

De grotere Engie‑groep, voorheen bekend als GDF Suez, is een energiegigant en een van de top‑10 beursgenoteerde Franse bedrijven, gerangschikt op omzet. De groep is het resultaat van de fusie tussen GDF (“Gas De France” – Frans gas) en Suez SA (actief in waterlevering en -behandeling, afvalbeheer en energie) in 2006, waardoor het destijds de op één na grootste nutsbedrijf ter wereld werd.

Sinds de fusie heeft Engie andere nutsbedrijven overgenomen, zoals International Power (met activiteiten in ) om Engie Energy International te vormen, het Franse zonne‑energiebedrijf Solairedirect, het in Houston gevestigde batterij‑opslagbedrijf Broad Reach Power, evenals 90 % van Transportadora Associada de Gás (TAG), de grootste eigenaar van een aardgas‑transmissiesysteem in Brazilië in 2019.

Bron: Engie

Met de uitbreiding van NaTran naar waterstof en haar sleutelrol in het European Hydrogen Backbone‑project, en de overnames van het afgelopen decennium, is Engie een aardgas‑ en energie‑nutsbedrijf dat de energietransitie stevig omarmt, en zich ontwikkelt tot niet alleen een Franse maar ook een internationale leider in koolstofarme energievormen, waaronder biogas, waterstof en kernenergie.