Peralihan China dari batu bara ke hidrogen terhambat oleh biaya tinggi dan keterbatasan infrastruktur.

Hidrogen hijau membutuhkan pasokan energi terbarukan yang besar dan penyimpanan yang mahal.

China tengah mendorong transisi dari batubara ke hidrogen hijau di sektor listrik, tetapi biaya tinggi dan keterbatasan infrastruktur membuat peralihan penuh sulit tercapai dalam waktu dekat.

Negara ini memiliki jumlah pembangkit listrik tenaga batubara terbanyak, yakni 1.195 unit—empat kali lipat dari India yang memiliki 290 unit, menurut platform data Jerman Statista. Dalam rencana aksi transformasi rendah karbonnya, Beijing menargetkan pengurangan 50% emisi karbon dioksida pada 2027 dari level 2023 sebesar 8.551 juta metrik ton.

Otoritas setempat tengah menguji co-firing amonia hijau di pembangkit yang ada dan mengeksplorasi hidrogen sebagai bahan bakar puncak untuk pembangkit energi terbarukan. Namun, para ahli menyebut hidrogen hijau masih mahal, membutuhkan listrik terbarukan dalam jumlah besar serta sistem transportasi dan penyimpanan yang kompleks.

Sebagian besar pakar sepakat bahwa penggunaan hidrogen hijau untuk pembangkit listrik rutin tidak efisien, karena hingga 80% energi bersih awal hilang dalam konversi ke hidrogen dan kembali menjadi listrik. Meski penting untuk dekarbonisasi industri berat dan kimia serta penyimpanan energi jangka panjang, hidrogen hijau jauh lebih mahal dan kurang efisien dibandingkan baterai, pompa air, atau manajemen permintaan di sektor listrik.

Dalam jangka panjang, hidrogen hijau bisa membantu menggantikan batubara melalui penyimpanan energi angin dan surya yang bersifat musiman dan jangka panjang. Namun, dalam jangka pendek hingga menengah, opsi lebih murah seperti pembangunan besar-besaran energi terbarukan, baterai, peningkatan transmisi, respons permintaan, dan efisiensi energi lebih siap menggantikan batubara secara skala besar.

China masih berada pada tahap awal pengembangan pembangkit listrik hidrogen hijau. Sejumlah utilitas dan produsen telah meluncurkan proyek sel bahan bakar atau turbin gas hidrogen skala percobaan di berbagai lokasi, termasuk inisiatif China Southern Power Grid Company Ltd. untuk menggunakan hidrogen yang disimpan dalam bentuk padat di Guangzhou dan Kunming pada 2023, menandai pertama kalinya hidrogen dari tenaga surya diterapkan dalam sistem listrik.

Pada tahun yang sama, sebuah perusahaan di Shanghai mengumumkan proyek puncak hidrogen hijau skala utilitas pertama di tiga lokasi, masing-masing di Xinjiang dan Mongolia Dalam. Namun, perusahaan tersebut baru-baru ini menunda tender EPC di Distrik Fengzhen, Mongolia Dalam karena “perubahan kebijakan industri.”

Proyek pembangkit hidrogen 30 megawatt (MW) di Otog Banner, Mongolia Dalam, yang dikembangkan oleh utilitas Shenzhen Energy, kemungkinan akan menjadi yang pertama beroperasi. Fasilitas hidrogen elektrolitik dan 505 MW pembangkit angin dan surya untuk mendukungnya sedang dalam tahap konstruksi, dan pemilik proyek telah memulai pembangunan pembangkit hidrogen dengan target penyelesaian akhir tahun ini.

Harga hidrogen hijau di China umumnya sekitar $0,2–$0,25 (RMB 1,4–1,8) per meter kubik karena listrik untuk elektrolisis, sedangkan hidrogen berbasis batubara hanya $0,084–$0,11 (RMB 0,6–0,8) per meter kubik. Walau substitusi ini belum memberikan penghematan biaya langsung, manfaat lingkungan sangat signifikan.

Hambatan utama adopsi hidrogen hijau adalah tingginya biaya di sisi suplai dan permintaan. Meski biaya listrik terbarukan (LCOE) turun dan menekan biaya hidrogen, elektrolisis tetap jauh lebih mahal dibandingkan hidrogen abu-abu karena listrik mendominasi struktur biaya hidrogen hijau; harga listrik rendah sulit diperoleh dan biasanya hanya bisa dicapai di beberapa wilayah kaya sumber daya di utara.

Di sisi permintaan, hidrogen dan turunannya (amonia, metanol, olefin) dihargai dengan satu acuan tanpa mempertimbangkan karbon rendah dari jalur hijau, sehingga hidrogen hijau dan abu-abu bersaing dalam kondisi yang sama; sinyal permintaan yang lemah ini melemahkan ekonomi proyek dan menghambat komitmen infrastruktur untuk integrasi skala besar.

Berdasarkan tren saat ini, China kemungkinan akan menambah kapasitas produksi hidrogen hijau ratusan ribu ton dalam lima tahun ke depan, dengan penggunaan utama sebagai bahan baku kimia seperti amonia, metanol, dan olefin, bahan bakar kendaraan, dan kemungkinan untuk produksi baja serta logam lain. Industri dan lembaga penelitian akan fokus mengatasi hambatan teknologi utama dalam produksi, penyimpanan, dan penggunaan hidrogen hijau.

Dengan setengah pembangkit listrik China berasal dari batubara, co-firing amonia menjadi cara menarik untuk mendekarbonisasi sektor listrik jangka pendek dibandingkan menonaktifkan pembangkit batubara.

Namun, menggunakan hidrogen atau amonia hijau untuk dekarbonisasi sektor listrik akan menjadi opsi mahal. Biaya co-firing amonia rendah karbon sangat tergantung pada harga hidrogen hijau/biru sebagai bahan baku. Dengan asumsi harga hidrogen $5 per kilogram, setara dengan harga amonia $1.000 per ton, Rystad Energy memperkirakan LCOE campuran 10% amonia akan sekitar 50% lebih tinggi dibandingkan LCOE dari pembangkit batubara saja.

Sebagian besar biaya terkait hidrogen hijau berasal dari belanja modal elektroliser, yang terus menurun di China karena kompetisi domestik yang kuat antar produsen. Potensi penghematan dari adopsi hidrogen hijau akan tergantung pada kebijakan domestik dan internasional, seperti Carbon Border Adjustment Mechanism di Eropa, di mana perusahaan dengan emisi lebih tinggi akan menghadapi biaya tambahan.

Perusahaan seperti Xinjiang Goldwind Science & Technology Co. Ltd. dan Envision Energy Co. Ltd. memimpin pengembangan proyek hidrogen hijau skala ekspor karena integrasi vertikal infrastruktur energi terbarukan. Hambatan umum industri termasuk retrofit pembangkit untuk menggunakan hidrogen/amonia. Hingga saat ini, belum ada uji coba co-firing amonia skala besar di China, sementara Jepang telah berhasil melakukan uji coba dengan tingkat co-firing 20% amonia.

Transportasi hidrogen atau amonia dari lokasi produksi (utama Mongolia Dalam) ke pembangkit listrik menjadi tantangan infrastruktur. China sedang membangun ratusan kilometer pipa khusus hidrogen untuk mengalirkan hidrogen ke pusat permintaan.

China berencana memperkenalkan co-firing 10% biomassa dan amonia hijau di pembangkit batubara untuk memangkas emisi setengahnya dibandingkan level 2023, tetapi perlu waktu untuk retrofit atau menyesuaikan teknologi co-firing baru.