Den materielle risikoen ved grønt hydrogen

Vi forventet at denne artikkelen skulle handle om hvordan økende kostnader for kritiske mineraler hindrer den grønne hydrogenovergangen.

Men i løpet av de to månedene det tok oss å undersøke leverandørkjedene, falt prisen på kobolt, et viktig mineral for batterier, elektronikk og hydrogenelektrolysører, med 35 %. Nikkel og sink, to andre mineraler som er viktige for hydrogenelektrolysører, har falt med henholdsvis 30 % og 35 % i løpet av året. Selv om risikoen er høy i et miljø med stigende priser, er det mange muligheter når prisene faller.

Last ned: Få en detaljert oversikt i vårt nye whitepaper

Funnene våre viser at hydrogenelektrolysører er overraskende sårbare for svingningene i prisene på kritiske mineraler. Men til vår overraskelse var det få av de grønne hydrogenutviklerne vi snakket med, som hadde strategier for å redusere risikoen dette medfører eller utnytte mulighetene når de byr seg.

Kritiske mineraler står i sentrum

Hydrogenelektrolysatorer er avhengige av en rekke kritiske mineraler. Hver elektrolyseteknologi bruker en ulik blanding av metaller og varierende mengder av bestemte mineraler. Derfor har hver elektrolyseteknologi ulike risikoeksponeringer oppstrøms.

Dagens dominerende elektrolyseteknologi, alkalisk elektrolyse (AE), krever store mengder relativt vanlige metaller som sink, kobber og nikkel. Risikoen i leverandørkjeden i disse markedene skyldes underinvesteringer i å ta i bruk nye ressurser, kombinert med økende etterspørsel i energisektoren og andre teknologisektorer.

Nyere elektrolysørteknologier fokuserer på å levere driftsegenskaper som er ideelle for grønn hydrogenproduksjon. Men for å oppnå disse ytelsesstandardene er de avhengige av sjeldnere mineraler.

PEM-elektrolysører (Proton Exchange Membrane) bruker små mengder platina og iridium, to av verdens sjeldneste og dyreste metaller. For å sette dette i perspektiv kan 1 kg platinagruppemetaller som trengs til en PEM-elektrolysør i MW-skala, koste mer enn de 10 tonnene med mineraler og metaller som trengs til en landbasert vindturbin på 1 MW.

Fastoksidelektrolyseceller (SOEC) er derimot avhengige av de sjeldne jordartsmetallene yttrium og kobolt. Leverandørkjedene for disse er i stor grad konsentrert i Kina og Den demokratiske republikken Kongo, med kjente risikoer for brudd på menneskerettigheter og arbeidsforhold.

Grønt hydrogen er spesielt sårbart for prisen på mineraler

Rambøll har undersøkt en rekke energiteknologier, inkludert både fossilt brensel og fornybar energi, og fant at AE-elektrolyse hadde den høyeste andelen av de totale kapitalutgiftene (CAPEX) knyttet til mineralkostnader.

Grønt hydrogen er i dag ikke kostnadsmessig konkurransedyktig med hydrogen produsert fra fossilt brensel. Det må bli billigere for å kunne konkurrere. På kort sikt kan det blant annet gjøres ved å anskaffe mineraler så billig som mulig. På lang sikt vil selskapene få ned kostnadene ved å designe systemer som bruker færre og rimeligere mineraler. Men uansett vil det være en konkurranse mellom hydrogen og andre teknologier for energiomstilling om begrensede, kritiske ressurser.

Mineralrisikoen topper seg under gjennomføringen

I likhet med de fleste infrastrukturprosjekter går grønne hydrogenprosjekter gjennom fire viktige faser:

1. Utvikling og valg av tomt (i denne artikkelen kalt "utvikling")
2. Prosjektering, innkjøp og bygging ("implementering")
3. Drift og vedlikehold ("drift")
4. Avvikling

Sett fra perspektivet til en uavhengig utvikler av grønt hydrogen (som ikke er vertikalt integrert i verken kraftproduksjons- eller elektrolysørforsyningskjeden), vil eksponeringen mot ulike kritiske mineralforsyningskjeder endre seg over tid etter hvert som prosjektet gjennomgår de viktigste milepælene. Risikoen forbundet med eksponeringen skifter dermed, som illustrert nedenfor.