Zöld hidrogén és ipari kereslet: segíti-e a tagállamok kibocsátáscsökkentését az EU hidrogénstratégiája?
A zöld hidrogén használata fontos alternatívává vált az EU ipari szektorának kibocsátáscsökkentési törekvéseiben. A megújuló energiaforrások arányának növelésével kapcsolatban komoly célokat megfogalmazó, 2023 óta hatályos RED III irányelv értelmében 2030-ra az ipari felhasználásra kerülő hidrogén legalább 42%-ának zöldnek kell lennie, 2035-re pedig részesedésének 60%-ra kell nőnie. A közlekedési ágazatban ezzel párhuzamosan legalább 1%-os kibocsátáscsökkentést kell elérni a megújuló hidrogén alkalmazásával. Az irányelvet annak hatékony végrehajtása érdekében 2025. május 21-ig kell implementálniuk a tagállamoknak. Az Oxford Institute for Energy Studies (OIES) elemzése alapján azonban uniós szinten az eddigi előrelépés lassú, nem egységes, és a változó politikai környezet, a zöld ipari költségek emelkedése és az adminisztratív terhek miatt számos ország, például Franciaország, várhatóan nem tudja tartani a fenti határidőt. Az elemzésben leírtakat a 2025-ös Budapest Hydrogen Summiton elhangzott eredményekkel vetjük össze.
A hidrogén szerepe az európai energiarendszer átalakulásában
A hidrogén elkerülhetetlen eleme a jövő energiarendszereinek, mivel könnyen bevezethető a már meglévő gázinfrastruktúra (például a csővezetékek) felhasználásával, kiváltja a széntüzelési energiatermelést és ott is alkalmazható, ahol a megújulóenergia-potenciál vagy az LNG-hálózat kiépítése nem adott (például Kelet-Közép-Európában).
A 2025. április 15-én megtartott Hydrogen Summit című rendezvény világosan megmutatta, hogy egyre nagyobb figyelem irányul a kulcstechnológiát jelentő hidrogénre, különösen az energiatárolás, valamint az ipari és a közlekedési szektor dekarbonizációja terén való jó hasznosíthatósága miatt. A konferencia előadói – köztük az állami döntéshozók, illetve az európai iparági szereplők és infrastruktúra-üzemeltetők – mind hangsúlyozták: a zöld hidrogén önmagában nem megoldás, de elengedhetetlen része a rugalmas és fenntartható energiamix kialakításának.
A hidrogén sok ipari folyamatban – például a vegyiparban, a kőolaj-feldolgozásban – már most is használható, és hamarosan a jelenleg még szén-dioxid-intenzív acélgyártási folyamatok kiváltásában is fontos szerepe lehet. A hosszú távú cél az lenne, hogy a különböző felhasználások miatt növekvő hidrogénigényt zöld hidrogénnel lehessen kielégíteni, és csökkenjen a fosszilis energiahordozókból előállított hidrogén használata. Ennek ellenére a világon jelenleg felhasznált hidrogén kevesebb mint 1%-a zöld.
Az Európai Unió 2020-ban mutatta be első hidrogénstratégiáját, amelyet 2025 februárjáig a legtöbb tagállam saját nemzeti stratégiájában is rögzített. A megújuló energiaforrások végfelhasználói integrációjának ösztönzésére ágazatspecifikus célokat határoztak meg, különös tekintettel az energiaintenzív iparágak kibocsátáscsökkentésére, ahol a megújuló hidrogén az egyik legversenyképesebb alternatívát jelentheti más, költségesebb energiahordozókkal szemben. A 2022 májusában bejelentett REPowerEU keretében azt is meghatározták, hogy 2030-ig évi 10 millió tonna megújuló hidrogént kell előállítani, és ugyanennyit kell importálni. A hidrogénhálózatok szabályozását a hidrogén- és dekarbonizált gázpiaci csomag (Hydrogen and Decarbonized Gas Market package) tartalmazza.
Ez követően, 2023. november 30-án hatályba lépett az EU megújuló energiáról szóló irányelvének (RED) harmadik módosítása, a RED III, amely a korábbinál ambiciózusabb célokat tűz ki a megújuló energiaforrások használatával, különösen pedig a hidrogéntermeléssel, kapcsolatban. Az EU stratégiája elsősorban a nem biológiai eredetű megújuló energiaforrásokból (RFNBO-k) előállított hidrogénre épül, bár tagállami szinten ettől eltérő előállítási technológiák is napirendre kerülhetnek. A RED III irányelv az RFNBO-k használatát kötelezővé teszi az ipar és a közlekedés területén, ezzel ösztönözve a keresleti oldalt és segítve a megújuló hidrogén piacának fellendülését. Mivel jelenleg is az ipar a legnagyobb fosszilisenergia-alapú hidrogénfelhasználó, ez a szektor logikus célpont. Különösen az energiaintenzív ágazatok, a többi között az acélgyártás, lehet fontos a szabályozás tesztelése során.
Az ipar területén, illetve a közlekedési szektorban a RED III különösen ambiciózus célokat rögzít: 2030-ra az ipari hidrogénfelhasználás legalább 42%-ának RFNBO-ból kell származnia, majd 2035-ig ennek az aránynak 60%-ra kell emelkednie, a közlekedési szektorban pedig a hidrogénnek a teljes energiaellátáson belül 1%-os részarányt kell elérnie. Ezen célértékeket minden tagállamnak önállóan is teljesítenie kell.
Az iparágak közül a vegyipar az egyik leginkább érintett szektor. Jelenleg például Németország nagyjából 37 TWh, elsősorban fosszilis forrásból származó hidrogént használ, főként ammónia és metanol előállítására. Ez az igény 2035-ig csak növekedni fog, és akár a 90 TWh-t is elérheti. Emellett az acélipar is érintett, mivel ugyan pillanatnyilag még alig használ hidrogént, ám a zöld acélgyártásra való átállás miatt az ágazati igény 2030-ig 20 TWh-ra, 2035-ig pedig 30 TWh-ra nőhet. Összesítve 2030-ra nagyából 57 TWh, 2035-re pedig körülbelül 92 TWh hidrogénkapacitásra lesz szükség az uniós hidrogénszabályozás betartása érdekében (ebből 2030-ig 24 TWh, 2035-ig pedig 55 TWh zöld hidrogén kell, hogy legyen). Ellenkező esetben az EU nem tudja majd tartani saját klímacéljait, vagyis a 2030-as kibocsátáscsökkentési és a 2050-es klímasemlegességi vállalásait.
A hidrogénpiac gyorsuló fejlődése globális szinten is versennyel jár. Ezért, ha az EU-nak nem sikerül időben biztosítania a szükséges infrastruktúrát és termelési kapacitást, akkor lemaradhat a technológiai fejlesztésekben, elveszítheti az iparágak idevonzásának képességét, és növelheti a külső (pl. kínai, indiai) hidrogénimporttól való függőségét. Ez hosszú távon alááshatja az európai ipar versenyképességét és akár még a kontinens energiabiztonságát is. Probléma viszont, hogy a stratégia egyelőre széttagolt, több különálló jogalkotási csomagra épül, és a benne foglalt célkitűzések nem kötelező érvényűek, így jogilag sem kikényszeríthetőek.
Kihívások és felmerülő költségek
Az EU tagállamainak 2025. május 21-ig kell a RED III irányelvet átültetniük a nemzeti jogrendjükbe. Ennek implementálása fontos lépés lenne a közös célok elérése érdekében, ám az OIES szerint ezen a téren 2025-ig alig történt előrelépés. Bár egyes országok nemzeti energia- és klímatervükben jelezték ezzel kapcsolatos terveiket, a legtöbb tagállam (például Franciaország) várhatóan nem tudja majd tartani a határidőt. Ennek okai leginkább a termeléssel kapcsolatos nehézségekben és a költségekben keresendők.
Németországban például 2030-ig nagyjából 7 GW elektrolizáló kapacitást lenne szükséges kiépíteni, hogy 2035-ig megközelítőleg 16,2 GW hidrogént lehessen termelni, és még ezzel is csak 70%-ban sikerülne teljesíteni az ország hidrogénstratégiájában megfogalmazott célokat. A hidrogénimport területén meglévő lehetőségek viszont korlátozottak és költségesek: 2030-ban az átlagos zöldhidrogén-ár 109 EUR/MWh, ami 2035-ig csupán 89 EUR/MWh-ra csökkenhet. Ez azonban nem nyújt megfelelő piaci körülményeket az érdekelt cégek számára. Összehasonlításképpen: 2030-ban a zöld hidrogén kb. 2,6 milliárd euróba, míg a szürke hidrogén gázalapú előállítása csak 0,9–2 milliárd euróba kerülne.
Emellett a RED III nem kötelezi közvetlenül a cégeket, végrehajtásáért ugyanis a tagállamok felelősek. A kvóta önkéntes betartása valószínűtlen, mivel a zöld hidrogén drága. Ezért ezen a téren is támogató intézkedésekre (például állami támogatásokra, kvótakereskedelemi rendszerre) van szükség, akárcsak a közlekedési szektorban a RED II alapján. További kockázatot jelent, hogy amennyiben az ipari cégek megnövekedett költségeit nem sikerül ellensúlyozni, gyártásuk az EU-n kívülre kerülhet, ahol már nem vonatkozik rájuk a kvóta. Mindez végső soron gyengítené az EU versenyképességét, és visszavetné a dekarbonizációt.
Számos tagállam aggódik, hogy az RFNBO-k még 2030-ban is rendkívül drágák maradnak, ez pedig hátrányt jelenthet az európai ipar számára. A RED III irányelvet Németországban is bírálták annak ellenére, hogy az ország eredetileg nem ellenezte a megújuló hidrogén felhasználására vonatkozó szigorúbb feltételeket. Ennek köszönhetően a 2024-es felülvizsgálatot követően az Európai Bizottság már engedi, hogy némileg rugalmasabban kezeljék az előírásait: ha például egy tagállam 2030-ra teljesíti az EU 42,5%-os megújulóenergia-célját, és fosszilisenergia-alapú hidrogénfelhasználása 2030-ra 23%, 2035-re pedig 20% alatt marad, akkor esetében a kötelező RFNBO-részarány 20%-kal csökkenthető (2030-ig 33,6%-ra, 2035-ig pedig 48%-ra). Ezáltal Franciaország például a nukleáris energiából előállított hidrogént is használhatná.
Továbbra sem egyértelmű, hogy az ágazati szintű kötelezettségek alágazati vagy vállalati szinten történő kialakítása, illetve a célok állami vagy magánszférából származó támogatásokkal kapcsolatos kiegészítése tagállami hatáskörbe tartozik-e. Emellett az ammóniatermelés jövőbeli szabályozása is sok problémát rejt, mivel ennek során ugyancsak hidrogént használnak fel. Az EU célja, hogy szintéziséhez a szereplők a zöld hidrogént részesítsék előnyben, ám technikai, illetve gazdasági okok miatt nem mindig lehetséges a teljes mértékben megújuló energiaforrásokból előállított hidrogénre való áttérés.
Az sem világos, hogy az importált hidrogénnel hogyan kell kalkulálni az EU által kitűzött klímapolitikai célértékek (például a karbonsemlegesség) kiszámítása során, különösen akkor, ha egy tagállam az unión kívüli, fosszilis energiahordozókból előállított hidrogént importál. A hidrogént használó iparágak szereplői, például a holland műtrágyagyártók, már ki is fejezték az aggodalmukat amiatt, hogy a megújuló energiából előállított, importált ammónia ugyan növelheti az EU által elérni kívánt RFNBO-k arányát, ám eközben háttérbe szoríthatja a helyi termelést. Ez pedig olyan piaci torzulásokat eredményezhet, amelyek negatívan befolyásolják az uniós termelők versenyképességét, és hosszú távon alááshatják az uniós klímacélokat is. Véleményük szerint az EU jelenlegi szabályozási környezete túlságosan bonyolult, és nem illeszkedik a gyakorlati igényekhez, miközben pedig Európa a szabályozással van elfoglalva, a hidrogéngazdaság fejlődésének ütemét a sokkal pragmatikusabb megközelítést alkalmazó Kína, illetve India diktálja.
Hogyan tekint Magyarország a hidrogén szerepére?
A közép-kelet-európai régió külön kihívásokkal néz szembe: nem minden ország képes alkalmazkodni a megújulóenergia-irányelvekhez, ezért itt rugalmasabb, régióspecifikus megoldásokra van szükség. A magyarországi helyzettel kapcsolatban Steiner Attila energiapolitikáért felelős államtitkár a már említett Hydrogen Summiton hangsúlyozta, hogy a 2021-ben elfogadott nemzeti hidrogénstratégia továbbra is releváns, ám az azóta eltelt években újabb nehézségek is felszínre kerültek, és újabb tanulságokat is le lehetett vonni a szektor működésével kapcsolatban. A 2023–2024-ben frissített stratégia 2026-ra tervezett végrehajtásának célja, hogy a hidrogént fokozatosan integrálni lehessen a magyar energiarendszerbe.
Az államtitkár a hidrogénhasználatot elsősorban ott tartja indokoltnak hazánkban, ahol a megújulóenergia-rendszer nem működhet megbízhatóan – például az ipari fogyasztásban, a tömegközlekedésben és az energiatárolásban. Magyarországon a napenergia már most is nagy arányban van jelen az energiaellátásban (25%), de termelésének magas volatilitása miatt a jövőben a hidrogén kulcsszerephez juthat a szükséges kiegyenlítő kapacitások megteremtése során.
Emellett az államtitkár a technológiai semlegesség jegyében a hidrogént hosszú távú tárolási eszközként is fontosnak tartja. A cél, hogy a nemzeti energia- és klímastratégiában is taglalt módon a hidrogén 2030-ig elérje a 20%-os arányt. A közlekedési szektorban – különösen a távolsági szállításban – szintén megkerülhetetlen lehet a hidrogén szerepe.
A hidrogén magyarországi integrációját vizsgáló pilotprojekt
Az Akvamarin nevű pilotprojekt keretében a Magyar Földgáztároló Zrt. a Kardoskúti Földalatti Gáztároló területére telepít egy körülbelül 2,5 MW teljesítményű elektrolizáló berendezést, valamint egy hozzá kapcsolódó hidrogéngáz-előkészítő rendszert. A projekt célja az energiatárolás, az időjárásfüggő megújuló energiaforrások leszabályozása helyett ugyanis az időszakos villamosenergia-többletet vízbontáson keresztül zöld hidrogén előállítására használja. Az így előállított hidrogén többféle módon is hasznosítható: földgázzal keverve alkalmazható a gázerőművekben, részben kiváltva ezáltal a földgázt s csökkentve az üvegházhatású gázok kibocsátását, ám föld alatti gáztárolókban is elhelyezhető, majd a gázminőségi előírások betartásával betáplálható a földgázhálózatba, amelyen keresztül a háztartási és ipari fogyasztókhoz is el lehet juttatni. Emellett lehetőség van a megtermelt hidrogén cseppfolyósítására, és a folyékony halmazállapotú anyagnak a közlekedési szektorban vagy az ipar területén történő felhasználására is.
Vizsgálat a régiós CCGT-erőművek hidrogénüzeművé való átalakítására
A 2025 és 2040 közötti időszak folyamán a térség több országa jelentős gázerőművi kapacitásbővítést (7–37 GW) tervez. A Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont (REKK) különböző forgatókönyvek alapján megvizsgálta, hogy az új gázerőművi fejlesztéseknek – illetve azok esetleges hidrogénre való átállításának – milyen hatása lehet a régiós villamosenergia-rendszerre és piacra.
Az alacsony penetrációjú forgatókönyv csak a már építés alatt álló erőműveket tartalmazza, a közepes a jelenlegi állapot alapján valószínűsíthető projekteket, míg a magas az egyes országok nemzeti energia és klímatervében szereplő legambiciózusabb terveket veszi figyelembe. A régió szempontjából Németország gázerőműkapacitás-bővítési terveink megvalósulása a meghatározó. Itt a megnövekedett gázerőművi villamosenergia-termelés 2030-ban részben kiszorítja a szénalapú termelést, valamint csökkenti az villamosenergiaimport-függőséget, majd 2040-re teljes mértékben kiváltja az importot. 2035-től az új, hatékonyabb blokkok fokozatosan leváltják az elöregedett egységeket, ami rövid távon csökkenti a szén-dioxid-kibocsátást, ám a kapacitásbővítés egyúttal rontja az új és a már meglévő gázerőművek kihasználtságát, régiós szinten pedig a bevételek nem tudják fedezni a költségeket.
Az elemzés 2035-re és a 2040-es évekre készített hidrogén-forgatókönyvek alapján vizsgálta, milyen lehetőségei vannak annak, hogy a gázerőművek a hidrogénüzemű működésre térjenek át. Az alapfeltevés szerint a 2010 után épült gázerőművek 2035-re zöld hidrogént fognak használni – az alacsony forgatókönyv szerint 31 GW, a közepes szerint 41 GW, a magas szerint pedig 61 GW hidrogénkapacitással, és 80 EUR/MWh zöldhidrogén-ár mellett. A gázról a hidrogénre történő áttérés technikailag ugyan megvalósítható, de a hidrogén magasabb ára miatt a régiós nagykereskedelmi árak 20-25%-os emelkedését eredményezi.
A hagyományos, rugalmasan szabályozható gázerőművek részleges vagy teljes kivezetése, valamint a hidrogénalapú kapacitások korlátozott rendelkezésre állása miatt viszont csökkenni fog a villamosenergia-rendszer képessége arra, hogy gyorsan tudjon reagálni, ha ki kell egyenlíteni a termelés és a fogyasztás közötti ingadozásokat. Mindez a villamosenergia-piaci árak volatilitását eredményezi, különösen olyan országokban, mint Németország, ahol a villamosenergia-ellátás nagymértékben támaszkodik az időszakosan rendelkezésre álló megújuló energiaforrásokra.
A hidrogénalapú erőművek kihasználtsága a vizsgált forgatókönyvek alapján nem lenne elegendő a beruházás megtérüléséhez, ezért üzemeltetésük állami támogatást igényel. Hosszú távon, 2040-ig számolva viszont a technológia jövedelmezősége nem csökken, sőt előreláthatólag növekedni fog. Így támogatási igénye sem növekszik számottevően, a piaci környezet változásával, valamint a működési feltételek optimalizálásával pedig akár még mérséklődhet is. Amennyiben a hidrogénalapú villamosenergia-termelésre való átállással párhuzamosan nem vezetik ki a széntüzelésű erőműveket, a kieső gázerőművi kapacitás jelentős részét a még nem leszerelt széntüzelésű erőművek pótolják majd. Ez azonban jelentősen megnövelné a szén-dioxid-kibocsátást. A gázról a hidrogénre való átállás miatt kieső termelőkapacitásokat 2035-ben még döntően szénnel, kisebb mértékben pedig importtal pótolnák, 2040-re viszont szinte teljes mértékben importból történne a helyettesítés.
Tanulságok
A széttagolt szabályozás és a tagállami eltérések miatt az egységes európai hidrogénpiac kialakulását továbbra is megnehezítik a jelentős adminisztratív terhek és a politikai megosztottság. Ennek tudható be az is, hogy a RED III irányelv tagállami szintű implementációja nem halad előre. Az uniós országok saját nemzeti jogszabályaikban, illetve energia- és klímaterveikben igyekeznek saját célokat kitűzni, és emiatt a megújuló energiaforrásokra vonatkozó céljaik eltérhetnek egymástól, ezáltal viszont az ipari kereslet nem számolhat az egységes piaccal és szabályozási környezettel, ami megnehezíti az üzleti tervek készítését is. Emellett szintén hiányzik az összehangolt végrehajtást szolgáló átfogó uniós iránymutatás.
A fenti okok miatt reálisan nézve a vártnál lényegesen alacsonyabb ipari keresletre számítunk a következő években. Az irányelvvel kapcsolatos problémák ellenére egyelőre nem világos, hogy az Európai Bizottság újranyitná-e a kérdést, tekintve, hogy a jelenlegi megállapodást is igen hosszú egyeztetések után sikerült csak kialakítani.
Európa meglévő gázvezeték-hálózata és tárolókapacitásai stratégiai előnyt jelenthetnek a hidrogénalapú rendszerek gazdaságos kiépítése során. A szabályozási környezet rugalmassá tételéből, a meglévő infrastruktúra átalakításából, valamint a pilotprojektekből levont tanulságok alapján a hidrogénalapú gazdaság folyamatosan formálódik, de már most megkerülhetetlen tényező Európa klímasemlegességi törekvései, a szénalapú rendszerek kiváltása kapcsán.
