ไฮโดรเจนสีเขียวทั่วโลกสะดุด ต้นทุนสูง เสี่ยงฉุดเป้าลดคาร์บอน

ผู้พัฒนาไฮโดรเจนสีเขียวกำลังยกเลิกโครงการและปรับลดการลงทุนทั่วโลก ซึ่งเพิ่มความเป็นไปได้ว่าการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลอาจยาวนานเกินกว่าที่ตั้งเป้าไว้

อุตสาหกรรมที่ยากต่อการใช้พลังงานไฟฟ้า ซึ่งเคยมองว่าเหมาะสมกับการใช้ไฮโดรเจนสีเขียว เช่น การผลิตเหล็กและการขนส่งระยะไกล พบว่าการเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงคาร์บอนต่ำยังคงมีค่าใช้จ่ายสูงเกินไป

ข้อมูลจากบริษัทวิจัย Westwood Global Energy ระบุว่า ในยุโรปแสดงให้เห็นถึงระดับของการปรับเปลี่ยนที่กำลังเกิดขึ้นในอุตสาหกรรมนี้ มีเพียงประมาณหนึ่งในห้าของโครงการไฮโดรเจนที่วางแผนไว้ทั่วสหภาพยุโรปเท่านั้นที่น่าจะเริ่มดำเนินการได้ภายในสิ้นทศวรรษ นั่นหมายถึงกำลังการผลิตประมาณ 12 กิกะวัตต์ เทียบกับเป้าหมาย 40 กิกะวัตต์ของสหภาพยุโรป

หลายบริษัทกล่าวว่า ต้นทุนที่สูงและความต้องการใช้ไฮโดรเจนสีเขียวที่ยังไม่เกิดขึ้นจริง ทำให้แผนหลายแผนไม่สามารถทำกำไรได้ บริษัทพลังงาน EDP ระบุว่า ไฮโดรเจนสีเขียวคือความคาดหวังที่เกินจริง ซึ่งกลายเป็นหุบเหวแห่งความผิดหวัง สิ่งที่ขาดไปคืออุปสงค์ ขณะนี้มีเงินอุดหนุนไฮโดรเจนอยู่ 400 ล้านยูโร (464.2 ล้านดอลลาร์) ในสเปนและโปรตุเกส ขณะเดียวกันบริษัทมีหลายโครงการที่อยู่ในขั้นตอนเดินหน้า แต่ไม่สามารถทำได้เพราะไม่มีผู้ซื้อ

ที่สเปน บริษัท Iberdrola ได้ระงับแผนการขยายกำลังการผลิตของโรงงานไฮโดรเจนสีเขียวที่มีกำลังของอิเล็กโทรไลเซอร์ 20 เมกะวัตต์ จนกว่าจะหาผู้ซื้อสำหรับผลผลิตเพิ่มเติมได้

Aurora Energy Research ระบุว่า ในปี 2020-2021 เคยมองว่าไฮโดรเจนจะถูกใช้ในแทบทุกภาคส่วนที่ยังไม่ได้เปลี่ยนมาใช้ไฟฟ้า แต่ขณะนี้มีทางเลือกอื่นที่น่าจะคุ้มค่าทางการค้ามากกว่าในหลายภาคส่วน และบางทีอาจไม่จำเป็นต้องใช้ไฮโดรเจนมากเท่าที่เคยคาดไว้แต่แรก

สเปนหวังจะสร้างเครือข่ายไฮโดรเจนความยาว 2,600 กิโลเมตร (1,615 ไมล์) และเชื่อมต่อกับโครงการ H2Med ที่เชื่อมจากคาบสมุทรไอบีเรียไปยังยุโรปตะวันตกเฉียงเหนือ ซึ่งควรจะเริ่มดำเนินการได้ราวปี 2030 แต่โครงสร้างพื้นฐานระดับยุโรปโดยรวมอาจล่าช้าไปอีก 2–3 ปี

รัฐบาลหลายประเทศให้การสนับสนุนการพัฒนาไฮโดรเจนสีเขียวมาโดยตลอด ไฮโดรเจนที่ผลิตจากการแยกน้ำด้วยไฟฟ้าซึ่งมาจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อช่วยลดคาร์บอนในภาคพลังงาน การขนส่ง และอุตสาหกรรม

ประเทศต่าง ๆ เช่น ออสเตรเลีย สหราชอาณาจักร เยอรมนี และญี่ปุ่น ได้ประกาศยุทธศาสตร์การลงทุนโดยหวังว่าจะลดต้นทุนลง และในที่สุดจะสร้างภาคธุรกิจไฮโดรเจนสีเขียวที่มีกำไรโดยไม่ต้องพึ่งพาการสนับสนุนอีกต่อไป อย่างไรก็ตาม การผลิตยังคงมีต้นทุนสูงกว่าก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงฟอสซิลทางเลือกอื่น

ตัวอย่างเช่น ไฮโดรเจนสีเขียวมีต้นทุนสูงกว่าก๊าซธรรมชาติอย่างน้อย 3 เท่าในฐานะเชื้อเพลิงผลิตกระแสไฟฟ้า และสูงกว่าไฮโดรเจนสีเทาเป็นสองเท่า ไฮโดรเจนสีเทาผลิตจากก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน และถูกใช้อยู่แล้วในอุตสาหกรรมต่าง ๆ เช่น การกลั่นน้ำมัน และการผลิตแอมโมเนียกับเมทานอล

ต้นทุนอาจลดลงได้ 30-40% ภายใน 10-15 ปี หากราคาของอุปกรณ์ลดลงและห่วงโซ่อุปทานขยายตัว ไฮโดรเจนสีเขียวยังไม่น่าจะสามารถแข่งขันได้ก่อนช่วงเวลานั้น

ตามข้อมูลของบริษัทที่ปรึกษา Wood Mackenzie ระบุว่า ขณะนี้มีความสามารถในการผลิตไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำทั่วโลก (รวมถึงไฮโดรเจนสีเขียวและสีน้ำเงินซึ่งผลิตจากก๊าซธรรมชาติ) เพียง 6 ล้านตันต่อปีที่อยู่ในขั้นดำเนินการหรือระหว่างการก่อสร้าง ซึ่งต่ำกว่าระดับ 450 ล้านตันต่อปีที่จำเป็นตามเป้าหมายระดับโลกเพื่อบรรลุการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2050 อย่างมาก

อุตสาหกรรมเคยคาดหวังว่า ภาคส่วนอย่างเหล็ก การกลั่นน้ำมัน ซีเมนต์ และการขนส่ง จะเป็นผู้ซื้อกลุ่มแรก ๆ แต่ความต้องการที่คาดไว้กลับไม่เกิดขึ้นจริง

บริษัทตีขึ้นรูปเหล็ก Dirostahl ของเยอรมนี ซึ่งผลิตชิ้นส่วนสำหรับกังหันลม เรือ และท่อเจาะน้ำมันและก๊าซ ยังคงพึ่งพาเตาหลอมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ และกำลังมองหาทางเลือก เนื่องจากไฮโดรเจนสีเขียวยังแพงเกินไป ราคาที่เสนอซื้อเชื้อเพลิงนี้ไม่ต่ำกว่า 150 ยูโรต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง (MWh) ขณะที่ก๊าซธรรมชาติสามารถซื้อได้ในราคา 30–35 ยูโร/MWh

บางประเทศในยุโรปได้ลดความทะเยอทะยานลง เช่น อิตาลีเพิ่งเปลี่ยนเงินทุนจากแผนฟื้นฟูหลังโควิดมากกว่า 600 ล้านยูโร จากไฮโดรเจนไปยังไบโอมีเทน

ฝรั่งเศสได้ลดเป้าหมายกำลังการผลิตไฮโดรเจนด้วยอิเล็กโทรไลซิสภายในปี 2030 ลงมากกว่า 30% ในเดือนเมษายน

โปรตุเกสได้ลดเป้าหมายกำลังการผลิตอิเล็กโทรไลซิสลง 45% รัฐบาลเนเธอร์แลนด์เมื่อปีที่แล้วได้ปรับลดงบประมาณที่เคยจัดสรรไว้สำหรับโครงการไฮโดรเจนสีเขียวและการพัฒนาแบตเตอรี่ลงอย่างมาก พร้อมกับเปลี่ยนทิศทางของกองทุนสภาพภูมิอากาศไปสู่การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ใหม่ 2 แห่ง

ขณะที่ออสเตรเลีย ผู้เล่นหลายรายก็ได้ปรับลดหรือถอนตัวจากโครงการ แม้ว่ารัฐบาลได้ให้การสนับสนุนเกินกว่า 8 พันล้านดอลลาร์ออสเตรเลีย (5.2 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ)

อีกหนึ่งปัญหาคือ ไฮโดรเจนเก็บรักษายาก เพราะต้องใช้ถังแรงดันสูง อุณหภูมิต่ำมาก และมีแนวโน้มรั่ว ทำให้การขนส่งผ่านท่อก๊าซเก่าเสี่ยงสูงในขณะที่โครงสร้างพื้นฐานใหม่ยังไม่เสร็จ