“Benchmarking Green Hydrogen in India’s Energy Transition” | (भारत के ऊर्जा परिवर्तन में हरित हाइड्रोजन को बेंचमार्क करना )

हरित हाइड्रोजन का उत्पादन नवीकरणीय या हरित बिजली का उपयोग करके पानी के इलेक्ट्रोलिसिस द्वारा किया जाता है। हमारे विश्लेषण में, हम हरित हाइड्रोजन उत्पादन लागत को नवीकरणीय ऊर्जा (आरई) उत्पादन की लागत और उपलब्धता से जोड़ते हैं, जिसे इसके क्षमता उपयोग कारकों (सीयूएफ) द्वारा मापा जाता है। हम विभिन्न अनुप्रयोगों के लिए जीवाश्म ईंधन की ऊर्जा-आधारित समतुल्य लागत की तुलना में हरित हाइड्रोजन का उपयोग करने के प्रीमियम, यदि कोई हो, की गणना भी करते हैं।

हरित हाइड्रोजन विश्व स्तर पर एक उभरती हुई तकनीक है, और भारत 2030 तक अपने घरेलू उत्पादन को वर्तमान में कुछ किलो-टन से बढ़ाकर पांच मिलियन टन प्रति वर्ष (एमटीपीए) करने की योजना बना रहा है। वर्तमान में, भारत जीवाश्म ईंधन (ज्यादातर) से लगभग छह एमटीपीए हाइड्रोजन का उत्पादन करता है प्राकृतिक गैस के भाप सुधार द्वारा, अर्थात, ग्रे हाइड्रोजन), जिसका उपयोग मुख्य रूप से उर्वरक उत्पादन और तेल शोधन के लिए किया जाता है। जबकि आने वाले वर्षों में हरित हाइड्रोजन की लागत इसकी वर्तमान सीमा चार से छह डॉलर/किलोग्राम से घटने की उम्मीद है, भारत में 2030 तक इसके एक डॉलर/किग्रा के अक्सर घोषित लक्ष्य तक पहुंचने की संभावना नहीं है। इलेक्ट्रोलाइज़र दक्षता के बारे में भविष्योन्मुखी धारणाओं के आधार पर, हमारा अनुमान है कि अकेले हरित हाइड्रोजन उत्पादन के लिए आरई की इनपुट लागत 2030 में कम से कम 1.4 $/किग्रा होगी (रुपये के मूल्यह्रास को शामिल करने के बाद भी), जो लगभग दो-तिहाई होगी। कुल उत्पादन लागत. अन्य लागतों में इलेक्ट्रोलाइज़र पूंजीगत व्यय (कैपेक्स) और शुद्ध जल आपूर्ति सहित संचालन और रखरखाव (ओ एंड एम) लागत शामिल हैं। भारत सरकार के राष्ट्रीय हरित हाइड्रोजन मिशन के तहत अंतर-राज्यीय आरई ट्रांसमिशन शुल्क की छूट और हरित हाइड्रोजन उत्पादन के लिए 0.55 डॉलर प्रति किलोग्राम तक की पूंजी सब्सिडी जैसे प्रोत्साहन संभावित रूप से कुल लागत को दो डॉलर से कम लाने में मदद कर सकते हैं। /किलो.

हरित हाइड्रोजन उत्पादन की लागत को कम करने के लिए सस्ते और अधिक कुशल इलेक्ट्रोलाइज़र महत्वपूर्ण हैं। उच्च इलेक्ट्रोलाइज़र उपयोग (यानी, सीयूएफ) प्राप्त करना इलेक्ट्रोलाइज़र कैपेक्स (यानी, बेहतर परिशोधन लागत) के तेज़ भुगतान के लिए आवश्यक होगा, जिसके लिए आरई की स्थिर आपूर्ति की आवश्यकता होती है। आरई लागत और सीयूएफ के बीच एक स्पष्ट व्यापार-बंद है, और सबसे अधिक लागत प्रभावी आरई आपूर्ति बड़े आकार वाले हाइब्रिड (पवन प्लस सौर) बिजली संयंत्रों से प्राप्त की जाती है, यानी, कुल आरई उत्पादन क्षमता नेमप्लेट क्षमता से काफी बड़ी है। इलेक्ट्रोलाइजर उच्च सीयूएफ सौर और पवन क्षमता के आधार पर, भारत के लिए 2019 के वास्तविक आरई आउटपुट डेटा को एक बेंचमार्क के रूप में उपयोग करते हुए, हम पाते हैं कि हरित हाइड्रोजन के उत्पादन की सबसे कम लागत तब प्राप्त होती है जब आरई उत्पादन की क्षमता (पवन से सौर के अनुपात में 2:1 के साथ) होती है। ) इलेक्ट्रोलाइज़र से लगभग दोगुना है, जिसके परिणामस्वरूप 60% से अधिक इलेक्ट्रोलाइज़र सीयूएफ होता है। यदि इलेक्ट्रोलाइज़र कैपेक्स अधिक है, तो न्यूनतम उत्पादन लागत प्राप्त करने के लिए उच्च CUF की आवश्यकता होगी।

हालाँकि, केवल हरित हाइड्रोजन उत्पादन की लागत पर विचार करते हुए, हाइड्रोजन को संभालने, भंडारण, परिवहन और उपयोग से जुड़ी लागतों को नजरअंदाज कर दिया जाता है, जो कम वॉल्यूमेट्रिक ऊर्जा घनत्व और हाइड्रोजन की उच्च रासायनिक प्रतिक्रिया के कारण अन्य जीवाश्म ईंधन की तुलना में महत्वपूर्ण हैं।

जीवाश्म ईंधन को हरित हाइड्रोजन से बदलने की लागत-दक्षता निर्धारित करने के लिए, हम CO2 कमी की सीमांत लागत ($/टन-CO2) का उपयोग करने का सुझाव देते हैं, जो अंतिम उपयोग दक्षता और वैकल्पिक ईंधन की कार्बन-तीव्रता को अधिक उपयोगी मानता है। $/kg-H2 से अधिक मीट्रिक। हम हरित हाइड्रोजन के सबसे आम तौर पर संदर्भित अंतिम उपयोगों के लिए कटौती लागत की गणना करते हैं: इस्पात निर्माण, उर्वरक, तेल शोधन, परिवहन, और हीटिंग/खाना पकाने। यहां तक ​​कि 2030 में दो $/किलो-एच2 की आशावादी कीमत पर भी, हम पाते हैं कि सभी अनुप्रयोगों में कमी की लागत 70-175 $/टन-सीओ2 के बीच होती है, यह इस पर निर्भर करता है कि हरित हाइड्रोजन सस्ते लेकिन कार्बन-सघन घरेलू कोयले को विस्थापित करता है या मूल्य-नियंत्रित को। भारत में प्राकृतिक गैस. यह वैकल्पिक छूट विकल्पों, विशेषकर विद्युतीकरण की तुलना में बहुत अधिक है। यहां ईंधन की लागत पर ऊर्जा करों के महत्वपूर्ण प्रभाव पर ध्यान देना भी महत्वपूर्ण है।

ग्रिड में आरई के साथ कोयला आधारित बिजली को विस्थापित करके डीकार्बोनाइजेशन अधिक लागत प्रभावी है (यानी, सीओ 2 कमी की सीमांत लागत कम है) अन्य जीवाश्म ईंधन को हरित हाइड्रोजन के साथ कहीं और विस्थापित करने की तुलना में, जिनमें से कुछ कोयले की तुलना में कम कार्बन-सघन हैं ( उदाहरण के लिए, प्राकृतिक गैस)। संभावित अंतिम उपयोगों के प्रत्यक्ष विद्युतीकरण से रूपांतरण हानि कम होने के कारण उच्च सिस्टम दक्षता भी प्राप्त होगी (उदाहरण के लिए, बैटरी इलेक्ट्रिक वाहनों में हाइड्रोजन ईंधन-सेल वाहनों की तुलना में बहुत अधिक राउंडट्रिप दक्षता होती है)। यह एक महत्वपूर्ण विचार है, क्योंकि लक्षित पांच एमटीपीए हरित हाइड्रोजन के उत्पादन के लिए 115 गीगावॉट समर्पित आरई क्षमता (आशावादी प्रौद्योगिकी मान्यताओं के तहत) की आवश्यकता होगी। इसलिए, ग्रिड में आरई का एकीकरण और परिवहन और औद्योगिक हीटिंग में सभी व्यवहार्य अंतिम उपयोगों के विद्युतीकरण को अधिक लागत-कुशल शमन विकल्प के रूप में प्राथमिकता दी जानी चाहिए।

मध्यम से लंबी अवधि में, उन क्षेत्रों को डीकार्बोनाइज करने के लिए हरित हाइड्रोजन की आवश्यकता होगी जहां वैकल्पिक समाधान उपलब्ध होने की संभावना नहीं है, जैसे कि उर्वरक, इस्पात निर्माण और रिफाइनिंग – ये सभी रासायनिक फीडस्टॉक के रूप में जीवाश्म ईंधन का उपयोग करते हैं। इससे भविष्य में प्राकृतिक गैस और कोकिंग कोयले के आयात पर निर्भरता भी कम होगी। अल्पावधि में, हम भारत में हरित हाइड्रोजन पारिस्थितिकी तंत्र विकसित करने की दिशा में एक कदम के रूप में तेल शोधन जैसे अपेक्षाकृत कम सीमांत कमी लागत वाले अनुप्रयोगों में हरित हाइड्रोजन के उपयोग को बढ़ावा देने का सुझाव देते हैं। तेल शोधन में, हरित हाइड्रोजन पर स्विच करने के लिए डाउनस्ट्रीम प्रक्रियाओं में महत्वपूर्ण बदलाव की आवश्यकता नहीं होगी और इसलिए, यह अन्य प्रक्रियाओं की तुलना में कम पूंजी-गहन है, जैसे कि उर्वरकों के लिए हैबर-बॉश संश्लेषण या स्टील के लिए लौह अयस्क में कमी।

अंत में, हम इस बात पर जोर देते हैं कि हरित बिजली के लिए शर्तों को परिभाषित करना यह सुनिश्चित करने के लिए आवश्यक है कि इस प्रकार उत्पादित हरित हाइड्रोजन और उसके डेरिवेटिव में कम या शून्य कार्बन उत्सर्जन हो। यह विशेष रूप से महत्वपूर्ण है यदि उत्पाद अंतरराष्ट्रीय उत्सर्जन मानकों को पूरा करने वाले हों। भारत में वर्तमान हरित हाइड्रोजन मानक बिजली वितरण कंपनी (डिस्कॉम) के साथ 30 दिनों तक बिजली बैंकिंग की अनुमति देते हैं, जहां एक आरई जनरेटर दिन के कुछ समय में आरई का अधिक उत्पादन कर सकता है और इसे ग्रिड में फीड कर सकता है और आरई होने पर इसे डिस्कॉम से पुनः प्राप्त कर सकता है। उपलब्ध नहीं है। इसका मतलब यह है कि इलेक्ट्रोलिसिस के लिए खपत की जाने वाली कुछ बिजली वास्तव में नवीकरणीय स्रोतों से नहीं आ सकती है, और इस प्रकार उत्पादित हाइड्रोजन में महत्वपूर्ण कार्बन उत्सर्जन हो सकता है। इसलिए, हरे रंग को परिभाषित करने की शर्तें आरई आपूर्ति की अतिरिक्तता, वितरण क्षमता और समय पर आधारित होनी चाहिए। यह आरई की लागत और उपलब्धता निर्धारित करने की कुंजी है, जो हरित हाइड्रोजन उत्पादन की लागत को असंगत रूप से प्रभावित करती है और इस प्रकार, डीकार्बोनाइजेशन की लागत को प्रभावित करती है।

इस पेपर तक पहुंचा जा सकता है यहाँ.

यह पेपर राहुल टोंगिया, सीनियर फेलो और उत्कर्ष पटेल, विजिटिंग एसोसिएट फेलो, सीएसईपी द्वारा लिखा गया है। नई दिल्ली।

Green hydrogen is produced through the electrolysis of water using renewable or green electricity. Our analysis links the cost of green hydrogen production to the cost and availability of renewable energy (RE), measured by its capacity utilization factors (CUF). We also calculate the premium for using green hydrogen compared to the energy costs of fossil fuels for various applications.

Green hydrogen is an emerging technology worldwide, and India plans to increase its domestic production from a few kilotons to five million tons per year by 2030. Currently, India produces about six million tons of hydrogen annually from fossil fuels, primarily through steam reforming natural gas (known as gray hydrogen), mostly for fertilizer production and oil refining. Even though the cost of green hydrogen is expected to decrease from its current range of four to six dollars per kilogram, it is unlikely to reach the often-stated target of one dollar per kilogram by 2030. Based on future assumptions about electrolyzer efficiency, we estimate that the input cost of renewable energy alone for green hydrogen production will be at least $1.4/kg by 2030 (considering currency depreciation), which will account for almost two-thirds of the total production cost. Other costs include capital expenditures (capex) for electrolyzers and operational and maintenance (O&M) costs, including net water supply. Incentives from the Indian government’s National Green Hydrogen Mission, such as exemptions on inter-state RE transmission charges and capital subsidies up to $0.55 per kilogram for green hydrogen production, could potentially help bring total costs below two dollars per kilogram.

Reducing the cost of green hydrogen production requires cheaper and more efficient electrolyzers. Achieving high electrolyzer utilization (i.e., high CUF) will be necessary for a quicker return on electrolyzer capex, which requires a stable supply of RE. There is a clear trade-off between RE cost and CUF, and the most cost-effective RE supply comes from large-scale hybrid (wind and solar) power plants, meaning the total RE production capacity should be significantly greater than the nameplate capacity. Using India’s real RE output data from 2019 as a benchmark, we find that the lowest production cost for green hydrogen is achieved when the RE production capacity (with a ratio of 2:1 for wind to solar) is about double the electrolyzer capacity, resulting in more than 60% CUF for the electrolyzers. If electrolyzer capex is higher, a greater CUF will be needed to achieve minimum production costs.

However, focusing only on the production cost of green hydrogen overlooks the additional costs associated with handling, storing, transporting, and using hydrogen, which can be significant due to its lower volumetric energy density and high chemical reactivity compared to other fossil fuels.

To determine the cost-effectiveness of replacing fossil fuels with green hydrogen, we suggest using the marginal cost of CO2 reduction ($/ton-CO2), which considers end-use efficiency and the carbon-intensity of alternative fuels more useful than $/kg-H2. We calculate the reduction costs for the most commonly referred applications of green hydrogen: steel production, fertilizers, oil refining, transportation, and heating/cooking. Even at an optimistic price of $2/kg-H2 by 2030, we find that the reduction costs across all applications range between $70-$175 per ton-CO2, depending on whether green hydrogen displaces cheaper but carbon-intensive domestic coal or price-controlled natural gas in India. This is significantly higher compared to alternative decarbonization options, especially electrification. It is also important to note the significant impact of energy taxes on fuel costs.

Decarbonizing by replacing coal-based power in the grid with RE is more cost-effective (i.e., lower marginal CO2 reduction costs) compared to replacing other fossil fuels with green hydrogen elsewhere, some of which are less carbon-intensive than coal (e.g., natural gas). Direct electrification of potential end uses will also provide higher system efficiency due to reduced conversion losses (for example, battery electric vehicles have much higher round-trip efficiency compared to hydrogen fuel cell vehicles). This is a crucial consideration since producing the targeted five million tons per year of green hydrogen will require 115 gigawatts of dedicated RE capacity (under optimistic technology assumptions). Therefore, the integration of RE into the grid and the electrification of all feasible end uses in transport and industrial heating should be prioritized as a more cost-efficient mitigation option.

In the medium to long term, green hydrogen will be necessary to decarbonize sectors where alternative solutions are not likely to be available, such as fertilizers, steel production, and refining—all of which rely on fossil fuels as chemical feedstocks. This will also reduce future dependence on imported natural gas and coking coal. In the short term, we suggest increasing the use of green hydrogen in applications like oil refining, which has relatively low marginal reduction costs, as a first step towards developing India’s green hydrogen ecosystem. In oil refining, switching to green hydrogen will not require significant changes in downstream processes, making it less capital-intensive than other processes, such as the Haber-Bosch synthesis for fertilizers or iron ore reduction for steel.

Finally, we emphasize the need to define the conditions for what constitutes green electricity to ensure that green hydrogen and its derivatives produced from it have low or zero carbon emissions. This is particularly crucial if the products are to meet international emissions standards. India’s current green hydrogen standards allow for electricity banking with distribution companies (discoms) for 30 days, meaning a renewable energy generator can feed excess RE into the grid at certain times and recover it from the discom when RE is not available. This implies that some of the power consumed for electrolysis may not actually come from renewable sources, leading to significant carbon emissions in the produced hydrogen. Therefore, the criteria for defining “green” should be based on the surplus of RE supply, distribution capacity, and timing. This is key to determining RE costs and availability, which inconsistently affect the cost of green hydrogen production and thereby influence decarbonization costs.

This paper can be accessed here.

This paper was written by Rahul Tongia, Senior Fellow, and Utkarsh Patel, Visiting Associate Fellow, CSEP, New Delhi.