Europa zet €50 miljard op waterstofcorridors

Op 20 mei keurde de Europese Commissie een Duits staatssteunprogramma van € 1,3 miljard goed voor hernieuwbare waterstof (Brusselstimes, Politiken). Nederlandse en Duitse netbeheerders sloten een gezamenlijke ontwikkelingsovereenkomst voor een grensoverschrijdende corridor die in 2031 operationeel moet zijn. In Noord-, Zuid- en Centraal-Europa gaan inmiddels tientallen miljarden naar een groen waterstofnetwerk voor het hele continent. Alleen blijft groene waterstof drie tot vijf keer duurder dan de fossiele variant, terwijl projecten sneller worden geschrapt dan nieuwe projecten de bouwfase halen.

Vier pijpleidingen, één klant

Denemarken wil groene waterstof via de Danish Hydrogen Backbone naar het zuiden vervoeren. De SoutH2-corridor moet aanbod uit Noord-Afrika via Italië naar Oostenrijk en Duitsland brengen. Spanje mikt met de onderzeese BarMar-pijpleiding tussen Barcelona en Marseille op ingebruikname in 2032. Nederland schuift Rotterdam naar voren als importhub voor Noordwest-Europa.

Alle vier de corridors komen uit bij dezelfde klant: de Duitse zware industrie. Duitsland verwacht in 2030 2,6 tot 3,6 miljoen ton waterstof per jaar nodig te hebben voor staal, chemie en raffinage, en erkent dat het daarvan 50 tot 70% zal moeten importeren. De geplande Deense levering van 78.000 ton per jaar dekt grofweg 2 tot 3% van die vraag.

Wie betaalt het kostengat

Groene waterstof, gemaakt door water met hernieuwbare elektriciteit te splitsen, kost in Europa nu € 4,50 tot € 8,50 per kilo, afhankelijk van locatie en stroomprijs. Grijze waterstof, gemaakt uit aardgas, kost ongeveer € 1,50 per kilo. Dat verschil verdwijnt niet vanzelf. Elektriciteit bepaalt tot 60% van de productiekosten van groene waterstof, en Europese stroomprijzen liggen structureel hoger dan voor industriële concurrentiekracht nodig is.

Overheden vullen het gat met subsidies. Het Duitse programma betaalt producenten maximaal tien jaar lang een vast bedrag per kilo, tussen € 0,44 en € 3,49. De grotere fiscale blootstelling zit overigens in de pijpleidingen zelf. Het Duitse kernnet voor waterstof kan, inclusief financiering en exploitatie, oplopen tot bijna € 50 miljard. Uiteindelijk worden die kosten gedekt door nettarieven en publieke middelen. Als het gebruik van de pijpleidingen laag blijft, heeft de staat beloofd tot 2055 minstens 76% van het tekort bij te passen. Voor belastingbetalers kan dat uitkomen op een rekening van € 34,7 miljard.

Nederland ziet hetzelfde patroon, zij het op kleinere schaal: de kostenraming voor het netwerk steeg in twee jaar van € 1,5 miljard naar € 3,8 miljard. Spanje heeft € 2,8 miljard aan publieke steun toegezegd, maar heeft pas 30 MW aan elektrolysecapaciteit draaien tegenover een doel van 12 GW in 2030.

Kopers en ontwikkelaars haken al af

Wereldwijd werden in 2025 ongeveer 60 grote groene waterstofprojecten geschrapt, samen goed voor 4,9 miljoen ton per jaar aan beoogde capaciteit. Iberdrola verlaagde zijn waterstofdoelen voor 2030 met twee derde. Shell en Equinor schrapten allebei Noorse projecten. De flessenhals is verschoven van aanbod naar vraag: Europa kan jaarlijks 13,1 GW aan elektrolysers produceren, maar vindt niet genoeg afnemers die drie tot vijf keer de fossiele prijs willen betalen.

De Duitse cijfers laten zelf zien hoe ver de werkelijkheid achterblijft bij de doelen. Het nationale doel is 10 GW aan elektrolysecapaciteit in 2030. Nu is pas 955 MW geïnstalleerd, minder dan 10%.

Een wijziging in EU-regels maakt het kostengat straks nog groter. Vanaf 2030 moeten producenten van groene waterstof hun stroomverbruik per uur koppelen aan hernieuwbare opwek, in plaats van per maand. CE Delft schat dat dit de productiekosten met ongeveer 27,5% verhoogt. Die regel heeft wel een rationele basis: zonder zo'n koppeling zouden elektrolysers bestaande groene stroom opsouperen en het net weer richting fossiele productie duwen. Maar economisch wordt waterstof er niet makkelijker door.

Europa bouwt waterstofpijpleidingen op de aanname dat de kosten dalen en de kopers zich melden. Dat kan allebei gebeuren. Maar als de leercurve van waterstof langzamer loopt dan die van zonnepanelen, wordt de vraag hoelang belastingbetalers het verschil blijven bijleggen.