Τι δείχνει μελέτη της TNO με βάση το πραγματικό κόστος υπό ανάπτυξη έργων
Σε γενικές γραμμές, το κόστος του πράσινου υδρογόνου θα πρέπει να μειωθεί σε περίπου 1-2 € ανά κιλό για να ανταγωνιστεί το γκρι και την ασφαλή πρόσληψη.
Ωστόσο, μια πρόσφατη έκθεση του ολλανδικού ερευνητικού ινστιτούτου TNO, που χρηματοδοτήθηκε από το Υπουργείο Οικονομικών Υποθέσεων και Πολιτικής για το Κλίμα, διαπίστωσε ότι με βάση τα πραγματικά δεδομένα του έργου, το μέσο κόστος των εγκαταστάσεων παραγωγής μεγάλης κλίμακας που κατασκευάζονται σήμερα θα ήταν περισσότερο από 13 € ανά κιλό Η2.
Αυτό δεν είναι μόνο πολύ υψηλότερο από το κόστος που απαιτείται για τον ανταγωνισμό με το ορυκτό H2, αλλά και μία από τις υψηλότερες πρόσφατες εκτιμήσεις μέχρι σήμερα για το κόστος παραγωγής ανανεώσιμου υδρογόνου στην Ολλανδία . Η TNO επισημαίνει ότι οι προηγούμενες εκτιμήσεις κυμαίνονταν μεταξύ 5,98-12,14 €/ κιλό.
Η έκθεση αντλούσε δεδομένα από 14 έργα που αναπτύσσονται από 11 διαφορετικές εταιρείες. Αν και αυτά είναι ανώνυμα, η TNO ευχαρίστησε 13 προγραμματιστές για τις «συνεισφορές»: Shell, Uniper, BP, Air Products, Air Liquide, Engie, Eneco, Hygro, HyCC, Orsted, RWE, Vattenfall και VoltH2.
Η TNO υπολόγισε ένα κόστος βάσης 13,69 €/kg H2. Ενώ το χαμηλότερο κόστος παραγωγής υδρογόνου από το ερευνητικό έργο ήταν περίπου 9 ευρώ/κιλό, το ερευνητικό ινστιτούτο σημείωσε επίσης μια ακραία τιμή άνω των 21 ευρώ/κιλό, η οποία εξαιρέθηκε από τον υπολογισμό της βασικής περίπτωσης.
Η έρευνα διαπίστωσε ότι το μέσο μοναδιαίο κόστος κεφαλαίου — το οποίο καλύπτει συσκευές ηλεκτρόλυσης, ισοζύγιο εγκατάστασης, συμπιεστές και έμμεσο κόστος ιδιοκτησίας ή έκτακτης ανάγκης — ήταν 3.050 € ανά κιλοβάτ δυναμικότητας ηλεκτρόλυσης, αν και για να διατηρηθεί η ανωνυμία, δεν υποδιαίρεσε το αλκαλικό ή το PEM τεχνολογίες.
Για σύγκριση, το πρόγραμμα επιδοτήσεων SDE++ της ολλανδικής κυβέρνησης υπολόγισε από τη δική του έρευνα αγοράς ότι το κόστος κεφαλαίου ήταν 2.200 ευρώ ανά κιλοβάτ χωρητικότητας το 2023.
Η TNO πρότεινε ότι ένας λόγος για αυτήν την φαινομενική ξαφνική αύξηση είναι ότι λαμβάνονται δεδομένα από συγκεκριμένα έργα, πράγμα που σημαίνει ότι συνυπολογίζονται τα κόστη που δεν υπερβαίνουν αυτά που θα πληρώνονταν άμεσα για τον εξοπλισμό.
Οικονομική στήριξη
Ένας άλλος παράγοντας είναι ότι οι συμμετέχοντες στην έρευνα αγοράς SDE++ αναζητούσαν επίσης επιδοτήσεις ανά τόνο CO2 που εξαλείφθηκε, επομένως ήταν προς το συμφέρον τους να δηλώσουν όσο το δυνατόν χαμηλότερο κόστος για να κερδίσουν οικονομική υποστήριξη — και ότι τώρα ήταν προς το συμφέρον τους για να είμαστε ειλικρινείς επειδή το υψηλότερο από το αναμενόμενο κόστος θα μπορούσε να επιφέρει αυξημένη οικονομική στήριξη από την κυβέρνηση.
Η TNO σημείωσε επίσης ότι το κόστος της ηλεκτρόλυσης είναι μόνο το 30% του κόστους κεφαλαίου του συστήματος, πράγμα που σημαίνει ότι ακόμη και αν οι τιμές για αυτόν τον εξοπλισμό μειωνόταν στο μισό καθώς η παραγωγική ικανότητα κλιμακώνεται, θα μείωνε ελαφρώς μόνο το συνολικό κόστος του υδρογόνου.
Το κόστος κεφαλαίου του συστήματος αντιστοιχεί μόνο στα 4,92 €/kg της βασικής θήκης 13,69 €/kg κόστους. Το μεγαλύτερο μερίδιο του κόστους είναι η ηλεκτρική ενέργεια: 5,19 €/κιλό για την αγορά ενέργειας, συμπληρώνεται με άλλα 2,07 €/κιλό σε τιμολόγια για σύνδεση στο δίκτυο.
Η TNO υπέθεσε ότι η ηλεκτρική ενέργεια από ανανεώσιμες πηγές θα καλυπτόταν από μια συμφωνία αγοράς ενέργειας, με το κόστος για την υπεράκτια αιολική ενέργεια να ανέρχεται σε 75 €/MWh και την ξηρά αιολική και ηλιακή ενέργεια στα 80 €/MWh.
Ωστόσο, σημείωσε επίσης ότι καθώς αυξάνεται το μερίδιο των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο δίκτυο, θα υπάρξουν μεγαλύτερες περίοδοι παραγωγής υψηλής αιολικής ή ηλιακής ενέργειας που θα μείωναν τις τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας - κάτι που θα μπορούσε να μειώσει σημαντικά αυτό το κόστος για την παραγωγή υδρογόνου.
Εξαίρεση ηλεκτρολυτών μεγάλης κλίμακας
Βραχυπρόθεσμα, η TNO υποστήριξε την εξαίρεση των ηλεκτρολυτικών μεγάλης κλίμακας από τα τιμολόγια δικτύου, τα οποία σημείωσε ότι έχουν ήδη αυξηθεί τα τελευταία χρόνια και θα μπορούσαν να συνεχίσουν να αυξάνονται.
Η Uniper είχε επισημάνει νωρίτερα φέτος τις αυξανόμενες χρεώσεις του δικτύου ως έναν από τους παράγοντες πίσω από την απόφασή της να καθυστερήσει τα πρώτα 100 MW του έργου πράσινου υδρογόνου H2Maasvlakte.
Ωστόσο, ακόμη και μια εξαίρεση κατά 50% από το τιμολόγιο του δικτύου θα εξοικονομούσε μόνο περίπου 1 ευρώ ανά κιλό παραγόμενου υδρογόνου, σύμφωνα με τους υπολογισμούς του TNO.
Άλλοι παράγοντες που συνεισφέρουν στο πόσο ακριβό είναι να παραχθεί ένα κιλό υδρογόνου περιλαμβάνουν το κόστος και τον συνδυασμό χρηματοδότησης (δεδομένου ότι τα ίδια κεφάλαια είναι πολύ πιο ακριβά από το χρέος) και πόσες ώρες μπορεί να λειτουργήσει μια συσκευή ηλεκτρόλυσης με πλήρη ισχύ.
Η TNO δεν συμπεριέλαβε στην ανάλυσή της χρεώσεις εξόδου από δίκτυα αγωγών υδρογόνου, με την προϋπόθεση ότι θα βαρύνουν τους πελάτες.
Διπλάσιες τιμές αν καθυστερήσουν τα έργα
Ωστόσο, σημείωσε ότι εάν τα έργα καθυστερήσουν να τεθούν σε λειτουργία και μόνο 1-2 GW λειτουργήσει μέχρι το 2030, οι φορείς εκμετάλλευσης αγωγών υδρογόνου θα μπορούσαν να διπλασιάσουν ή να τετραπλασιάσουν το προσωρινό τιμολόγιο των 42,27 ευρώ/kW ανά έτος που καθορίστηκε το 2023, εφόσον ρυθμιστούν τα τιμολόγια δικτύου έναρξης από το 2031.
Η TNO υπολόγισε ότι το χαμηλότερο δυνατό κόστος για ένα υποθετικό έργο ανανεώσιμων πηγών υδρογόνου - με ισχύ 200 MW, τις υψηλότερες δυνατές ώρες πλήρους φορτίου, εξαίρεση από τα τιμολόγια δικτύου, χρηματοδοτούμενο με χρέος 70% και κατασκευή σε ένα χρόνο αντί για τρία - θα ήταν 9,16 €/κιλό.
Αυτό εξακολουθεί να είναι υψηλότερο από το κόστος υδρογόνου €8/kg που ανέφερε νωρίτερα φέτος ο διευθύνων σύμβουλος της TotalEnergies, Patrick Pouyanné, ως ο μέσος όρος στον εν εξελίξει διαγωνισμό της εταιρείας του για 500.000 τόνους ετησίως H2, αν και αυτό θα μπορούσε επίσης να μειωθεί από την επίδραση του ανταγωνισμού και τη γεωγραφική διανομή προμηθευτών.
