Σε τροχιά αναθεώρησης μπαίνει η ευρωπαϊκή πολιτική για το πράσινο υδρογόνο, καθώς η Κομισιόν εξετάζει για την περίοδο μετά το 2030 και το 2035 ένα αισθητά πιο ευέλικτο πλαίσιο από αυτό που ισχύει σήμερα. Στο τραπέζι βρίσκεται η μη συνέχιση των δεσμευτικών εθνικών ποσοστώσεων για το ανανεώσιμο υδρογόνο και η αντικατάστασή τους από έναν ενδεικτικό πανευρωπαϊκό στόχο κατανάλωσης περίπου 8 εκατ. τόνων ετησίως έως το 2040, πλαισιωμένο από χρηματοδοτικά κίνητρα και μηχανισμούς πιστώσεων. 

Πρόκειται για μια μετατόπιση που μπορεί να αλλάξει ουσιαστικά τους όρους με τους οποίους αναπτύσσεται σήμερα η αγορά: όχι μόνο επειδή επανακαθορίζει τις υποχρεώσεις της βιομηχανίας και των διυλιστηρίων, αλλά κυρίως επειδή θέτει υπό αμφισβήτηση τη βεβαιότητα της μελλοντικής ζήτησης πάνω στην οποία χτίζονται τα μακροχρόνια συμβόλαια, η χρηματοδότηση και οι επενδυτικές αποφάσεις. Για μια αγορά που ακόμη αναζητεί κλίμακα και οικονομική βιωσιμότητα, το κρίσιμο ερώτημα είναι πλέον ποιος θα αγοράζει το πράσινο υδρογόνο μετά το 2030 και ποιος μπορεί σήμερα να δεσμευθεί ότι θα συνεχίσει να το αγοράζει σε βάθος δεκαετίας.

Αυτό ακριβώς η συζήτηση που έχει ανοίξει είναι που έχει κινητοποιήσει την αγορά. Οι υποχρεωτικές ποσοστώσεις δεν είναι μόνο ένας περιβαλλοντικός στόχος στις σελίδες μιας ευρωπαϊκής οδηγίας. Για έναν επενδυτή λειτουργούν και ως εγγύηση ότι στο τέλος της αλυσίδας θα υπάρχει κάποιος που θα πρέπει να αγοράσει το προϊόν του. Αν αυτή η βεβαιότητα εξασθενήσει, το πρόβλημα μεταφέρεται αμέσως στα μακροχρόνια συμβόλαια, στη χρηματοδότηση και τελικά στην απόφαση αν ένα έργο θα κατασκευαστεί ή θα μείνει στα χαρτιά.

Τι ακριβώς εξετάζουν οι Βρυξέλλες

Ναι, εδώ χρειάζεται λίγο πιο καθαρή αλληλουχία, γιατί τώρα τα βασικά σημεία είναι σωστά αλλά πέφτουν αρκετά «τεχνικά» το ένα πάνω στο άλλο. Θα το έγραφα έτσι:

Η αφετηρία βρίσκεται στη νέα ευρωπαϊκή αρχιτεκτονική για τις ΑΠΕ μετά το 2030. Η Κομισιόν έχει ήδη ξεκινήσει τη διαδικασία για το επόμενο πλαίσιο της Renewable Energy Directive, με στόχο η νέα οδηγία να ευθυγραμμιστεί με τους κλιματικούς στόχους του 2040, αλλά ταυτόχρονα να περιορίζει το κόστος για τη βιομηχανία και να ενισχύει την ενεργειακή ασφάλεια και την ανταγωνιστικότητα της Ευρώπης.

Το έγγραφο που έχει προκαλέσει τον προβληματισμό στην αγορά δεν είναι ακόμη νομοθετική πρόταση, αλλά ένα draft Impact Assessment της Κομισιόν, στο οποίο αξιολογούνται διαφορετικά σενάρια για το πλαίσιο μετά το 2030. Στην επιλογή που εμφανίζεται ως προτιμώμενη δεν προβλέπεται η συνέχιση των δεσμευτικών εθνικών ποσοστώσεων για το ανανεώσιμο υδρογόνο μετά τους σημερινούς χρονικούς ορίζοντες. Αντί γι’ αυτές, εξετάζεται ένας ενδεικτικός, μη δεσμευτικός στόχος σε επίπεδο Ευρωπαϊκής Ένωσης, περίπου 8 εκατ. τόνων ετησίως έως το 2040, για χρήση στη βιομηχανία και στα διυλιστήρια.

Το κρίσιμο είναι ότι αυτό δεν σημαίνει κατάργηση των στόχων που ισχύουν σήμερα. Η RED III εξακολουθεί να προβλέπει ότι τα RFNBO –τα ανανεώσιμα καύσιμα μη βιολογικής προέλευσης, στα οποία περιλαμβάνεται το ανανεώσιμο υδρογόνο– πρέπει να καλύπτουν τουλάχιστον το 42% του υδρογόνου που χρησιμοποιεί η βιομηχανία το 2030 και το 60% το 2035. Στις μεταφορές προβλέπεται επίσης ελάχιστος στόχος 1% RFNBO έως το 2030. Η αλλαγή που συζητείται αφορά επομένως το τι θα ακολουθήσει μετά από αυτούς τους χρονικούς σταθμούς και, κυρίως, αν η Ευρώπη θα συνεχίσει να επιβάλλει συγκεκριμένες υποχρεώσεις ανά κράτος ή θα περάσει σε ένα πιο ευέλικτο σύστημα.

Η πιθανή μετατόπιση, πάντως, δεν εξαντλείται στον στόχο των 8 εκατ. τόνων. Το draft εξετάζει και τη δυνατότητα να προσμετράται στο νέο πλαίσιο το low-carbon electrolytic hydrogen, δηλαδή υδρογόνο που παράγεται μέσω ηλεκτρόλυσης με ηλεκτρική ενέργεια χαμηλών εκπομπών, όπως για παράδειγμα από πυρηνικούς σταθμούς. Παράλληλα, προβλέπεται η αξιοποίηση ενός συστήματος credits, ώστε παραγωγοί ανανεώσιμου ή χαμηλών εκπομπών ηλεκτρολυτικού υδρογόνου να μπορούν να δημιουργούν πιστώσεις που θα χρησιμοποιούνται για την κάλυψη υποχρεώσεων σε άλλους τομείς, όπως οι μεταφορές.

Στην πράξη, η Κομισιόν εξετάζει μια μετάβαση από ένα μοντέλο με σαφείς και υποχρεωτικές ποσοστώσεις σε ένα πιο ευέλικτο σύστημα, όπου η συμμόρφωση δεν θα στηρίζεται αποκλειστικά στην κατανάλωση συγκεκριμένων ποσοτήτων ανανεώσιμου υδρογόνου. Και αυτό είναι ακριβώς που προκαλεί ανησυχία στην αγορά, επειδή όσο πιο χαλαρή γίνεται η υποχρέωση, τόσο πιο δύσκολο είναι για έναν επενδυτή να γνωρίζει εκ των προτέρων πόση ζήτηση θα υπάρχει και από ποιον.

Χατζημαρκάκης: «Οι τράπεζες δεν χρηματοδοτούν ενδεικτικές φιλοδοξίες»

Ο Γιώργος Χατζημαρκάκης, Διευθύνων Σύμβουλος του Hydrogen Europe, του ευρωπαϊκού οργανισμού που εκπροσωπεί τη βιομηχανία του υδρογόνου, προειδοποιεί μέσω του energygame.gr ότι ακόμη και η συζήτηση για πιθανή αποδυνάμωση των δεσμευτικών στόχων δημιουργεί ήδη αβεβαιότητα στην αγορά. Όπως εξηγεί, οι επενδύσεις στο ανανεώσιμο υδρογόνο έχουν μακρύ χρόνο απόσβεσης και χρειάζονται αξιόπιστους αγοραστές και πολυετείς συμβάσεις απορρόφησης. Εάν οι επιχειρήσεις δεν γνωρίζουν ποιες υποχρεώσεις θα ισχύουν μετά το 2030 ή το 2035, μπορεί να αναβάλουν τις συμφωνίες ή να ζητήσουν μικρότερη διάρκειά τους και περισσότερες ρήτρες εξόδου. 

«Οι τράπεζες δεν χρηματοδοτούν ενδεικτικές φιλοδοξίες. Χρηματοδοτούν προβλέψιμες ταμειακές ροές, συμβατικά κατοχυρωμένες ποσότητες και εφαρμόσιμες υποχρεώσεις», σημειώνει, υπογραμμίζοντας ότι χωρίς εξασφαλισμένα μελλοντικά έσοδα αυξάνεται το κόστος κεφαλαίου και μπορεί να καθυστερήσει ακόμη και η τελική επενδυτική απόφαση. «Η αβεβαιότητα για τη ζήτηση του αύριο αυξάνει, επομένως, το κόστος της επένδυσης σήμερα». 

Η Hydrogen Europe δεν αρνείται ότι το σημερινό πλαίσιο χρειάζεται βελτιώσεις. Ο κ. Χατζημαρκάκης μιλά για ανάγκη φθηνότερης ηλεκτρικής ενέργειας, χαμηλότερων τελών δικτύου, απλούστερης πιστοποίησης και αδειοδότησης, κινήτρων για τους αγοραστές και ταχύτερης ανάπτυξης υποδομών. Διαχωρίζει όμως την απλούστευση από την κατάργηση των στόχων, γιατί όπως υποστηρίζει το δεύτερο θα αποδυνάμωνε το επενδυτικό σήμα ακριβώς τη στιγμή που η αγορά προσπαθεί να αποκτήσει κλίμακα. 

Γιατί ανοίγει τώρα η συζήτηση

Η επανεξέταση του πλαισίου δεν είναι τυχαία. Η ευρωπαϊκή αγορά πράσινου υδρογόνου αναπτύσσεται σαφώς πιο αργά από όσο προέβλεπαν οι αρχικοί σχεδιασμοί, ενώ το κόστος παραγωγής παραμένει υψηλό και δυσκολεύει τη σύναψη μακροχρόνιων συμβολαίων με βιομηχανικούς καταναλωτές. Το ίδιο το leaked Impact Assessment συνδέει την ανάγκη αναθεώρησης με αυτήν ακριβώς την απόσταση ανάμεσα στις πολιτικές φιλοδοξίες και στην πραγματική ωρίμανση της αγοράς.

Η εικόνα είναι ενδεικτική. Σύμφωνα με στοιχεία που επικαλείται το Montel, το κόστος παραγωγής πράσινου υδρογόνου κινείται συχνά στα 6-11 ευρώ ανά κιλό, επίπεδο αισθητά υψηλότερο από το συμβατικό υδρογόνο που παράγεται από φυσικό αέριο. Την ίδια ώρα, σειρά ευρωπαϊκών projects καθυστερούν, επανασχεδιάζονται ή δεν φτάνουν σε τελική επενδυτική απόφαση, ακριβώς επειδή δεν έχει εξασφαλιστεί η απαιτούμενη ζήτηση σε τιμές που να καθιστούν τα έργα βιώσιμα.

Και επειδή το τοπίο παραμένει θολό, η Κομισιόν επιχειρεί να ισορροπήσει ανάμεσα σε δύο αντικρουόμενες ανάγκες: από τη μία να μειώσει το κόστος συμμόρφωσης για τη βιομηχανία και να δώσει μεγαλύτερη ευελιξία στους καταναλωτές, και από την άλλη να μη διαλύσει το επενδυτικό σήμα που χρειάζεται η αγορά για να αναπτυχθεί. Το πρόβλημα είναι ότι όσο χαλαρώνουν οι δεσμευτικές υποχρεώσεις, τόσο αυξάνεται η αβεβαιότητα για τη μελλοντική ζήτηση. Και αυτή ακριβώς είναι η ένταση που βρίσκεται πλέον στον πυρήνα της συζήτησης για τη RED IV.

«Δύο πλευρές του ίδιου νομίσματος»

Πηγές της ελληνικής αγοράς που μίλησαν στο energygame.gr αναγνωρίζουν ότι ένα πιο ευέλικτο καθεστώς μπορεί να έχει και θετική πλευρά για τους μεγάλους βιομηχανικούς καταναλωτές και τα διυλιστήρια, ιδιαίτερα εφόσον τους δοθούν credits ή περισσότερες επιλογές συμμόρφωσης. Από αυτή την άποψη, η χαλάρωση των υποχρεωτικών ποσοστώσεων μπορεί να περιορίσει μέρος του κόστους που συνεπάγεται η μετάβαση στο ακριβότερο ανανεώσιμο υδρογόνο. Πηγή της αγοράς κάνει λόγο χαρακτηριστικά για «δύο πλευρές του ίδιου νομίσματος». 

Η άλλη πλευρά είναι η επενδυτική αβεβαιότητα. Όπως εξηγούν οι ίδιες πηγές, για να στηθεί ένα business plan δεν αρκεί να υπάρχει η προσδοκία ότι κάποιος, κάποτε, θα αγοράσει υδρογόνο. Χρειάζονται μεγάλοι καταναλωτές που θα δεσμευθούν με συμβόλαια πολλών ετών. Όταν ο κανόνας για τη μελλοντική ζήτηση γίνεται λιγότερο σαφής, δυσκολεύει ακριβώς αυτή η δέσμευση και μαζί της η χρηματοδότηση του έργου. 

Στην ερώτηση εάν η αβεβαιότητα μπορεί να οδηγήσει ακόμη και σε αναβολή επενδύσεων που βρίσκονται ήδη στον σχεδιασμό, άνθρωποι του κλάδου απαντούν ότι αυτό «δεν αποκλείεται». Σπεύδουν πάντως να υπογραμμίσουν ότι το draft που κυκλοφορεί είναι Impact Assessment και όχι τελική νομοθετική πρόταση και ότι τόσο οι εταιρείες όσο και οι ευρωπαϊκές ενώσεις τους εξακολουθούν να αναλύουν τις επιπτώσεις του. 

Γιατί η συζήτηση ακουμπά άμεσα την Ελλάδα

Για την Ελλάδα, η συζήτηση που ανοίγει στις Βρυξέλλες δεν είναι θεωρητική ούτε αφορά έργα ενός μακρινού μέλλοντος. Η χώρα έχει ήδη μπροστά της ένα χαρτοφυλάκιο επενδύσεων που εκτείνεται από τις πρώτες μονάδες βιομηχανικής κλίμακας έως σχέδια άνω του 1 GW, ενώ παράλληλα σχεδιάζονται οι αγωγοί και οι διασυνδέσεις που θα μπορούσαν να συνδέσουν την ελληνική παραγωγή με τη Βόρεια και Κεντρική Ευρώπη. Αυτό ακριβώς καθιστά κρίσιμο το ερώτημα της μελλοντικής ζήτησης: τα έργα αυτά καλούνται σήμερα να εξασφαλίσουν χρηματοδότηση και αγοραστές για μια αγορά της οποίας οι κανόνες μετά το 2030 παραμένουν ακόμη υπό διαμόρφωση.

Στη Δυτική Μακεδονία ωριμάζει το North-1 της Hellenic Hydrogen, της κοινής εταιρείας Motor Oil και ΔΕΗ, με αρχική ισχύ ηλεκτρόλυσης 50 MW και δυνατότητα επέκτασης έως τα 200 MW. Η μονάδα σχεδιάζεται στις εγκαταστάσεις του πρώην λιγνιτικού σταθμού Αμυνταίου, με πρώτο βασικό αποδέκτη του υδρογόνου τη νέα μονάδα ΣΗΘΥΑ στην Καρδιά και με στόχο, σε επόμενη φάση, την προσέλκυση και άλλων βιομηχανικών καταναλωτών. Σύμφωνα με πηγές της αγοράς, η χρηματοδότηση εξακολουθεί να αποτελεί κρίσιμο κομμάτι πριν από την τελική επενδυτική απόφαση, γεγονός που δείχνει πόσο άμεσα συνδέεται η σταθερότητα του ευρωπαϊκού πλαισίου με την ωρίμανση πραγματικών projects.

Στους Αγίους Θεοδώρους, η Motor Oil αναπτύσσει ένα δεύτερο, πιο ώριμο σκέλος της ελληνικής αγοράς. Το EPHYRA, ισχύος 30 MW, ενσωματώνεται στις λειτουργίες του διυλιστηρίου, ενώ γύρω του αναπτύσσεται το TRIERES Hydrogen Valley, με στόχο να συνδέσει την παραγωγή υδρογόνου με εφαρμογές στη βιομηχανία, στις μεταφορές και στη ναυτιλία. Πρόκειται για ένα μοντέλο όπου η παραγωγή δεν αντιμετωπίζεται απομονωμένα, αλλά ως μέρος μιας αλυσίδας πραγματικής κατανάλωσης,  ακριβώς το είδος αλυσίδας που χρειάζεται σταθερό ρυθμιστικό σήμα για να κλείσει μακροχρόνια συμβόλαια.

Ακόμη μεγαλύτερη κλίμακα έχει το Thalis1 στη Βόρεια Ελλάδα, ένα από τα πιο φιλόδοξα σχέδια πράσινου υδρογόνου που έχουν παρουσιαστεί στη χώρα. Το έργο έχει ενταχθεί στον ευρωπαϊκό κατάλογο Έργων Κοινού Ενδιαφέροντος και προβλέπεται να αναπτυχθεί σε δύο φάσεις των 600 MW, φτάνοντας συνολικά τα 1.200 MW ηλεκτρόλυσης. Σε πλήρη ανάπτυξη έχει σχεδιαστεί να παράγει έως 140.000 τόνους πράσινου υδρογόνου ετησίως, με την πρώτη φάση να τοποθετείται στο 2030 και τη δεύτερη στο 2031.

Η θέση του έργου στη Βόρεια Ελλάδα έχει ιδιαίτερη σημασία, καθώς το φέρνει κοντά στις υπό ανάπτυξη υποδομές μεταφοράς υδρογόνου προς τη Βουλγαρία και, δυνητικά, προς την Κεντρική Ευρώπη. Ο σχεδιασμός του έχει σαφή εξαγωγικό προσανατολισμό και ακριβώς γι’ αυτό εξαρτάται όχι μόνο από το αν η Ελλάδα θα μπορεί να παράγει ανταγωνιστικό πράσινο υδρογόνο, αλλά και από το αν θα υπάρχει ευρωπαϊκή αγορά αρκετά μεγάλη και προβλέψιμη ώστε να το απορροφήσει.

Το παζλ συμπληρώνεται από τις υποδομές. Ο H2DRIA, ο σχεδιαζόμενος ελληνικός κορμός μεταφοράς υδρογόνου, έχει ενταχθεί στον ευρωπαϊκό σχεδιασμό PCI και προορίζεται να συνδέσει μελλοντικά κέντρα παραγωγής και κατανάλωσης στην Ελλάδα με τα σύνορα της Βουλγαρίας. Η Ευρωπαϊκή Επιτροπή έχει ήδη εγκρίνει χρηματοδότηση 5,4 εκατ. ευρώ για τις σχετικές μελέτες. 

Η εικόνα, επομένως, είναι σαφής: η Ελλάδα δεν έχει μπροστά της ένα μεμονωμένο project, αλλά μια αλυσίδα που περιλαμβάνει παραγωγή, διυλιστήρια, βιομηχανικούς καταναλωτές, μεταφορές, αγωγούς και πιθανές εξαγωγές. Όσο μεγαλύτερη γίνεται η κλίμακα των έργων, τόσο μεγαλύτερη γίνεται και η ανάγκη για δεσμευμένη, ορατή ζήτηση σε βάθος χρόνου. Αν το ευρωπαϊκό πλαίσιο μετά το 2030 γίνει πιο ευέλικτο αλλά λιγότερο δεσμευτικό, τα ελληνικά projects θα πρέπει να αποδείξουν όχι μόνο ότι μπορούν να παράγουν πράσινο υδρογόνο, αλλά και ότι υπάρχει αγορά έτοιμη να το αγοράσει για πολλά χρόνια.

Ως εκ τούτου, η πραγματική συζήτηση γύρω από τη RED IV δεν εξαντλείται στο εάν ο επόμενος ευρωπαϊκός στόχος θα είναι 8 εκατ. τόνοι ή περισσότεροι. Το βασικό ερώτημα που καλείται να απαντήσει η Κομισιόν είναι ποιος μηχανισμός θα δώσει στην αγορά αρκετή ευελιξία ώστε να μειώσει το κόστος, χωρίς ταυτόχρονα να εξαφανίσει την ορατότητα που χρειάζονται οι επενδύσεις. Για το πράσινο υδρογόνο και για τα ελληνικά projects που τώρα επιχειρούν να κάνουν το επόμενο βήμα αυτή μπορεί να αποδειχθεί η λεπτή γραμμή ανάμεσα σε μια αγορά που αποκτά κλίμακα και σε μια ακόμη περίοδο αναμονής.

Διαβάστε ακόμη