Η Ευρώπη χρειάζεται να προσθέσει 25–30 GW ηλεκτρόλυσης και να κινητοποιήσει επενδύσεις 50–60 δισ. ευρώ, προκειμένου να καλύψει έως το 2030 τη ζήτηση για ανανεώσιμο υδρογόνο που προβλέπουν οι ευρωπαϊκοί κανόνες. Το μέγεθος της πρόκλησης αποτυπώνεται στην απόσταση ανάμεσα στα 677 MW ηλεκτρολυτών που λειτουργούσαν τον Ιούλιο του 2026 και στα 3,7 GW έργων που βρίσκονται υπό κατασκευή. Τα στοιχεία περιλαμβάνονται στο Clean Hydrogen Monitor 2026 της Hydrogen Europe, το οποίο δημοσιεύθηκε τον Οκτώβριο.
Η εν λειτουργία ισχύς αυξήθηκε κατά 19% σε έναν χρόνο, από 571 MW τον Ιούλιο του 2025. Αντιστοιχεί σε παραγωγική δυνατότητα περίπου 100.000 τόνων υδρογόνου ετησίως — περίπου στο 1% της συνολικής ζήτησης του 2025. Η Hydrogen Europe εκτιμά ότι η κάλυψη των υφιστάμενων στόχων της RED III μπορεί να δημιουργήσει επενδυτική ανάγκη 50–60 δισ. ευρώ.
Οι πέντε χώρες που συγκεντρώνουν τα έργα
Η ανάπτυξη των μονάδων ηλεκτρόλυσης παραμένει συγκεντρωμένη σε λίγες αγορές. Περίπου το 78% της ισχύος έργων που έχουν περάσει σε τελικό στάδιο επενδυτικής ωρίμανσης βρίσκεται στη Γερμανία, τη Σουηδία, την Ισπανία, την Ολλανδία και τη Γαλλία. Η Γερμανία προηγείται με περίπου 1,3 GW υπό κατασκευή και ακολουθεί η Σουηδία με 0,8 GW.
Η Ισπανία ενίσχυσε τη θέση της το πρώτο εξάμηνο του 2026, όταν έργα περίπου 0,4 GW έφτασαν σε τελική επενδυτική απόφαση, κυρίως για την απανθρακοποίηση διυλιστηρίων. Ανάμεσά τους, το έργο Onuba ισχύος 300 MW, με επικεφαλής τη Moeve, αποτελεί την πρώτη φάση της Ανδαλουσιανής Κοιλάδας Πράσινου Υδρογόνου. Στο ίδιο πεδίο εντάσσεται το έργο των 100 MW του Διαδρόμου Υδρογόνου της Χώρας των Βάσκων, στο διυλιστήριο Muskiz της Repsol.
Διυλιστήρια και καθαρός χάλυβας οδηγούν τη ζήτηση
Τα έργα που κατασκευάζονται σήμερα στρέφονται κυρίως σε βιομηχανίες με δύσκολες εκπομπές. Τα διυλιστήρια αντιστοιχούν στο 54% της προβλεπόμενης ζήτησης από τις υπό κατασκευή μονάδες, ενώ ο καθαρός χάλυβας στο 31%. Η διύλιση αποτελεί ήδη μία από τις πιο ώριμες χρήσεις ανανεώσιμου υδρογόνου, καθώς συνδέεται με τις υποχρεώσεις της RED III και προσφέρει σχετικά σαφή διαδρομή συμμόρφωσης.
Περίπου 1,6 GW ηλεκτρολυτών που κατασκευάζονται αναμένεται να τεθούν σε λειτουργία μέσα στο 2026. Σε αρκετές περιπτώσεις πρόκειται για μονάδες ισχύος άνω των 100 MW, ένδειξη ότι τα έργα περνούν σταδιακά από τον σχεδιασμό σε μεγαλύτερη βιομηχανική κλίμακα.
Το κενό των 2,6 εκατ. τόνων
Η κανονιστική ζήτηση για υδρογόνο που πληροί τα κριτήρια RFNBO —ανανεώσιμων καυσίμων μη βιολογικής προέλευσης— υπολογίζεται σε περίπου 3 εκατ. τόνους ετησίως έως το 2030. Από αυτούς, περίπου 1,4 εκατ. τόνοι αφορούν τις μεταφορές και 1,6 εκατ. τόνους τη βιομηχανία.
Οι μονάδες που λειτουργούν ή βρίσκονται υπό κατασκευή μπορούν να καλύψουν περίπου 430.000 τόνους ετησίως. Έτσι, απομένει κενό περίπου 2,6 εκατ. τόνων, για το οποίο θα απαιτηθούν επιπλέον 25–30 GW ηλεκτρόλυσης. Η Hydrogen Europe εκτιμά ότι επενδύσεις 50–60 δισ. ευρώ θα πρέπει να φτάσουν σε τελική επενδυτική απόφαση μέσα στους επόμενους 12 έως 24 μήνες.
Το ποσό αφορά τις μονάδες ηλεκτρόλυσης και δεν περιλαμβάνει τις πρόσθετες επενδύσεις που θα χρειαστούν για την παραγωγή ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας, τη σύνθεση ηλεκτροκαυσίμων, την αποθήκευση, τα δίκτυα μεταφοράς, τα λιμάνια και τους σταθμούς ανεφοδιασμού.
Άνιση κατανομή έργων και ζήτησης
Η γεωγραφική κατανομή των έργων δεν συμπίπτει πάντα με τα σημεία όπου αναμένεται να δημιουργηθεί η ζήτηση. Η Ισπανία και η Φινλανδία διαθέτουν από κοινού pipeline έργων 14,8 GW, έναντι περίπου 3,1 GW εγχώριων αναγκών που απορρέουν από τις πολιτικές υποχρεώσεις. Η απόκλιση αφήνει περιθώριο για πλεόνασμα παραγωγής και ενισχύει τη σημασία των διασυνοριακών εμπορικών ροών και των υποδομών μεταφοράς υδρογόνου. Αντίθετα, η Πολωνία και το Βέλγιο εμφανίζουν μεγαλύτερη απόσταση ανάμεσα στις προβλεπόμενες ανάγκες και στα έργα που αναπτύσσονται εντός των συνόρων τους.
Οι χρεώσεις δικτύου πιέζουν το κόστος
Η μείωση του κόστους των ηλεκτρολυτών δεν αρκεί από μόνη της για να καταστήσει ανταγωνιστικό το ανανεώσιμο υδρογόνο. Οι χρεώσεις δικτύου, οι φόροι και οι εισφορές επιβαρύνουν ολοένα περισσότερο το κόστος παραγωγής και διαφέρουν σημαντικά από χώρα σε χώρα.
Η επίπτωση εκτιμάται σε περίπου 0,15 ευρώ ανά κιλό στη Γαλλία, όπου ισχύουν μειωμένες χρεώσεις για τους ηλεκτρολύτες, και φτάνει τα 5,3 ευρώ ανά κιλό στην Πολωνία, επίπεδο που μπορεί να καταστήσει οικονομικά μη βιώσιμη την παραγωγή μέσω ηλεκτρικού δικτύου. Η Ισπανία συγκαταλέγεται στις χώρες που έχουν θεσπίσει μειωμένα κόστη δικτύου για τις μονάδες ηλεκτρόλυσης.
Παρά τις επιβαρύνσεις, το 2025 η διαφορά κόστους ανάμεσα στο υδρογόνο από ορυκτά καύσιμα και στο ηλεκτρολυτικό υδρογόνο περιορίστηκε περίπου στο 1 ευρώ ανά κιλό, με τη συμβολή των υψηλότερων τιμών φυσικού αερίου, της υποχώρησης του κόστους των ηλεκτρολυτών και της φθηνότερης ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας. Στις πιο ανταγωνιστικές περιοχές της Ευρώπης, η παραγωγή ανανεώσιμου υδρογόνου με απευθείας σύνδεση σε μονάδα ΑΠΕ έπεσε στα περίπου 3,9 ευρώ ανά κιλό.
Ωστόσο, για ένα τυπικό έργο που συνδέεται με το ηλεκτρικό δίκτυο, οι σχετικές χρεώσεις μπορούν να αντιστοιχούν περίπου στο ένα τέταρτο του κόστους παραγωγής. Σε αυτό το περιβάλλον, η Hydrogen Europe υπογραμμίζει ότι η συνεπής εφαρμογή της RED III και η διατήρηση σαφών, δεσμευτικών στόχων ζήτησης θα είναι καθοριστικές για την επενδυτική βεβαιότητα και την ανάπτυξη της αγοράς.
Διαβάστε ακόμα
