New Energies, new possibilities

India Energy Week (IEW) 2025 has opened its doors in New Delhi and the major exhibition, billed as the second largest energy event globally, heard bold forecasts for green hydrogen at the opening ceremony.

The India National Hydrogen Mission has set a target of 5 million metric tonnes of green hydrogen by 2030 but H.E. Hardeep Singh Puri, Minister of Petroleum and Natural Gas, Government of India, said he thinks India “will do much better than that.”

“I believe there will be such a shift to green hydrogen and work is going on at a frantic pace. We’ve already demonstrated that the cost of solar energy can be brought down from 25 cents to 3 cents – all you need is an electrolyser,” he said.

Minister Puri said while the “primary focus” remains on increasing the adoption of biofuels, renewables and hydrogen, he accepted oil and gas will continue to play a pivotal role in stabilising grids, and developing industrial hydrogen and energy storage.

Addressing delegates at the opening ceremony, Prime Minister Narendra Modi said the 21st century belongs to India. “India is not only driving its own growth, but also contributing to the world’s growth,” he said.

India is targeting rapid growth from 3GW to 70GW solar power capacity in 10 years. “To support green energy, the government has made several announcements, including removing duties on critical minerals to strengthen India’s supply chain. This year’s budget also opened up investment in nuclear energy,” said Prime Minister Modi.

A panel discussion was held with India, Tanzania, UK and Qatar, with the UK represented by Ed Miliband, Secretary of State for Energy Security and Net Zero. Miliband said there was panel agreement about climate threats and “common narrative” to achieve economic growth and security. “Our position is that the Russian invasion of Ukraine was a massive wake up call for the world but also for us. What we saw was a huge spike in fossil fuel prices.

He said nuclear and renewables must be part of the mix and we need all technologies.

“We are a proud producer in the North Sea and oil and gas, but we are also a price taker, not a price maker, on the international market and that means we were hit in a massive way. So for the UK, energy security, economic growth and jobs, and tackling the climate crisis all point in the same direction – which is to make this transition to clean energy as fast as we can.”

Qatar Minister of State for Energy Saad Sherida al-Kaabi said it is building the world’s largest ammonia plant “and we’re going to be starting production next year” while raising LNG production from 77 to 160 million tonnes. Hon. Doto Mashaka Biteko, Deputy Prime Minister and Minister of Energy in Tanzania, said its most dominant energy mix is hydro and it is targeting 100% renewables. “So the excess we have, what do we do with it? The second issue is how do you evaluate the electricity to neighbouring countries, we need money to put up the transmission lines. We need to bring electricity to 300 million people in the next five years in Africa and it will require a lot of investment.”

A video showcased the country’s growth in oil and gas, with investment totalling $72bn in five years, and outlined its strategic aim to create ‘energy justice and sustainability… and driving down hydrogen production, powering biofuels and expanding capacities at an unprecedented rate’.

IEW 2025 exhibition space has grown 65% to 28,000sqm and global delegates are expected to exceed 70,000. Running for the third year, the event unites policymakers, energy leaders and innovators and more than 700 exhibitors are on site.

With India embarking on bold hydrogen and ammonia development and courting renewables while remaining committed to traditional oil and gas, it is little wonder that the event is capturing broad international interest.

Over 500 speakers will take to the podium this week and more than 20 foreign Energy Ministers or Deputy Ministers will be in attendance along with heads of international organisations and 90 CEOs from Fortune 500 energy companies. Delegates had access to a hydrogen bus, promoting the fuel of the future.

Ravin Mirchandani, H2 View advisory board member, said 2025 is shaping up to be a big year for India’s hydrogen sector as a number of the first technology proving plants will come on stream which will be a harbinger for companies that have undertaken these pilots to learn and also commit to large scale production.

“India has the opportunity to be a ‘life boat’ for the European hydrogen tech houses,” he said.

“The European hydrogen sector has slowed due to early failures in tech, too much invested too early and significantly cheaper competition from China. The industry there has the opportunity to use India as a scaling up location and therefore a ‘life boat’ until such time as the European hydrogen sector wakes up again.”

“Nel has tied up with Reliance and McPhy with L&T to name just two. These two and other similar tech will get their first go live opportunity in 2025.  If successful, you can expect to see large MW scale roll outs of electrolyser plants in India targeted to large scale Indian projects. This has brought the IEW into focus given how pivotal the year is going to be for the sector in India.”

https://www.h2-view.com/story/india-energy-week-2025-opens-with-bold-hydrogen-outlook/2121358.article/?utm_medium=email&utm_campaign=Daily%20Daily%20Hydrogen%20Highlights&utm_content=Daily%20Daily%20Hydrogen%20Highlights+CID_ca680668c7f7762ae39925a1d6e9260a&utm_source=Campaign%20Monitor&utm_term=India%20Energy%20Week%202025%20opens%20with%20bold%20hydrogen%20outlook

국내는 미국과 마찬가지로 수소 1kg 생산 시 온실가스 배출량이 4kg 이하인 수소를 청정수소로 본다. 흔히 말하는 블루수소, 그린수소가 여기에 든다. 그린수소는 생산량이 워낙 적고 생산단가가 높아 사업성을 논하기에는 시기상조다. 그래서 많은 기업들이 블루수소 사업에 기대를 걸고 있다.

정부는 지난해 청정수소 발전시장(CHPS) 경쟁입찰을 처음 도입했다. 세계 최초로 출발한 CHPS로 시선 끌기에는 성공했지만, 흥행에는 실패했다. 뤼미에르 형제가 만든 50초짜리 상업영화 ‘열차의 도착’과 같은 임팩트는 없었다.

경쟁입찰에 뛰어든 사업자 중 민간기업은 SK이노베이션 E&S가 유일했고 포스코, GS, 한화, 두산 등은 관망세를 취하거나 아예 입찰 참여를 포기하는 쪽으로 결정을 내린 것으로 알려진다.

SK이노베이션 E&S만 하더라도 수소사업에 대한 기대치를 크게 낮췄다. 지난해 5월 인천에 연 3만 톤규모의 액화수소 플랜트를 준공했지만, 수요처 확보가 기대에 못 미치면서 가동률을 높이지 못하고 있다. 특히 충남 보령에서 한국중부발전과 함께 추진 중인 블루수소 사업은 당초 연 25만 톤에서 12.5만 톤으로 생산량을 크게 조정했다.

SK이노베이션 E&S는 지난해 CHPS 경쟁입찰에 650원대에 응찰하면서 일찌감치 평가대상에서 제외됐다. 경쟁입찰의 상한가격은 청정수소 발전량 기준 1kWh당 500원 안팎이었다. 결국 최저 입찰가인 460~470원 사이에서 결정이 나면서 한국남부발전 단 한곳만 낙찰에 성공했다.

남부발전은 석탄화력발전에 암모니아 20%를 혼소하기 위한 사업을 준비해왔다. 삼척그린파워 인근에 3만 톤급 암모니아 저장탱크 1기, 하역·운송 설비공사 계약을 삼성물산과 체결했다. 시설의 완공 시점은 2027년 7월이며, 2028년부터 삼척그린파워 1호기에 블루암모니아를 공급할 예정이다.

삼성물산은 블루암모니아를 해외에서 들여와 남부발전에 공급한다. 이 편이 더 경제적이라고 판단한 것이다. 1kWh에 500원과 650원은 큰 차이다. 그렇다면 국내에서 블루수소를 생산해 활용하는 방안은 불가능한 것일까?

탄소포집·저장(CCS) 기술을 적용한 블루수소 사업의 경제성을 두고 세 명의 전문가를 섭외했다.

BS그룹에서 재생에너지 개발사업을 추진하는 등 20년 넘게 에너지 분야를 두루 경험한 권효재 코르 지식그룹 대표, 딜로이트 컨설팅을 거쳐 수소 벤처기업인 아헤스에서 활동하고 있는 김기동 전무, 안산 수소시범도시 사업을 성공적으로 이끈 안산도시개발 수소인프라시설운영센터의 백민수 센터장에게 세 개의 질문을 던졌다.

의견이 일치하는 부분도 있고 갈리는 부분도 있다. 세 명의 전문가가 보내온 답변을 가나다순으로 정리했다. 

Q_ 청정수소 발전시장(CHPS), 블루수소 생산을 위한 CCS 비용에 대한 의견을 들어보고 싶다. 원료인 천연가스 비용과 관련한 환율 리스크도 매우 중요해 보인다. 

권효재 코르 지식그룹 대표 

CCS 비용은 현 단계에서는 확정하기 어려우나 과거보다 추정치가 많이 올라갔다. 한국에서 LNG(액화천연가스)를 개질하고 CO₂를 포집하면 전량 해외에서 CCS를 해야 한다.

이 경우 동남아, 호주에서 CCS를 해야 하는데, 포집·액화·운송·주입 등의 총비용은 CO₂ 톤당 100달러가 넘을 것으로 예상된다. 수소 1kg 생산 시 CO₂ 4kg 이하가 되어야 청정수소로 인정을 받는 만큼, 청정수소 1kg에 4,000원 정도는 CCS 비용으로 감안해야 한다는 뜻이다.

CHPS의 의도는 나쁘지 않지만, 연료비 비중이 큰 상태에서 장기 가격 고정 방식을 고수하게 하면 사업자로서는 미래의 비용 변동 가능성까지 감안해야 해서, 입찰가와 낙찰가가 상승할 수밖에 없다. 고정가 계약 방식보다 좀 더 유연한 계약 방식에 대한 고민이 필요해 보인다. 

김기동 아헤스 전무 

CHPS는 한국에서 발전분야의 탈탄소를 위해 도입한 제도다. 해외에서는 주로 화석연료, 신재생 발전 입찰 방식에 적용하는 것을 국내에서는 (일반)수소 발전 입찰제를 도입하면서 청정수소 발전도 함께 도입한 것으로 볼 수 있다.

현재 국내 발전단가 중에서 2024년도에 청정수소 발전단가 낙찰 예상가는 매우 높은 상황으로 보인다.

신재생에너지가 부족하고, 원전 등 무탄소 발전을 높일 수밖에 없는 상황에서 서둘러 도입한 감이 없지 않지만, 현 시스템에서 CHPS 제도로 얻는 전력 비용이 매우 높은 것은 사실이다. 이는 해외에서 청정수소를 생산하고 이를 암모니아로 변환해서 들여오는 국제운송비, 또 국내 도입시 암모니아 저장탱크 등 관련 인프라 구축에 막대한 투자비가 드는 사정 때문이다.

따라서 CHPS에서 LNG를 개질하고 여기에 CCS 기술을 접목하는 블루수소 기반의 청정수소 발전이 확대되어 전체적으로 CHPS 발전단가를 인하하기 위한 정책 지원, 기술 확보 노력이 매우 중요하다.

더불어 청정수소 인증기관인 산업부 산하 에너지경제연구원이 최근 미국에서 적용한 청정수소 보조금 확정 내용을 추가로 업데이트해 청정수소 인증에 대해 좀 더 확대하는 방향 전환이 필요하다.

특히 바이오가스로 청정수소를 생산하는 부분에 대한 인증과 사용을 더욱 확대하고, 목질계 바이오매스 기반 청정수소도 적극 고려할 필요가 있다. 

백민수 안산도시개발 수소인프라시설운영센터장 

CCS 비용은 이미 20~30년 전부터 톤당 20달러를 목표로 했다. 이 비용은 석유회수증진(Enhanced Oil Recovery, EOR)을 위한 CO₂ 저장의 경제성에 기반을 두고 있다.

그러나 CCS 상용화를 위한 실증이 진행되면서 CO₂ 톤당 포집비용이 50~70달러가 넘는 것으로 검증이 됐다. 이에 대부분의 CCS 프로젝트는 취소되거나 축소됐다.

일례로 미국 텍사스의 페트로노바(Petra Nova) 석탄발전소에 240MW 규모의 탄소포집 설비를 설치해서 실증에 나선 적이 있다. 석탄화력발전소에 탄소포집 시설을 붙이게 되면 발전효율이 38%에서 28%로 10%나 확 떨어진다. 습식 아민을 이용한 이산화탄소 포집 공정에 그만큼 많은 에너지가 든다.

한마디로 경제성이 안 나온다. 그래서 페트로노바 석탄발전소 포집 설비도 가동을 중단했다. 탄소를 격리하는 CCS나 탄소를 별도로 활용하는 CCU 기술은 그동안 혁신적인 기술 개선이 없었다. 이것이 엄연한 현실이다. 


Q_ 한국에서 LNG를 개질해서 CCS를 할 경우 경제성을 어떻게 보나? 호주, 중동 등지에서 천연가스를 개질해서 블루암모니아 형태로 도입하는 안이 그나마 경제적으로 보인다. 국내에 들여온 암모니아를 수소로 전환하는 과정에 또 에너지와 비용이 드는 것도 감안해야 한다. 

권효재 코르 지식그룹 대표 

한국의 LNG 도입 단가는 아무리 금액을 낮추더라도 8달러/MMbtu 이하로 맞추기가 어렵다. 여기에 청정수소 제조를 위해서는 자열개질(ATR) 기술을 적용해야 하고, 이 기술은 전기 사용량이 많아 전기료 부담도 크다. 대규모 물량이 아니라면 한국에서 LNG 개질과 CCS를 할 경우 청정수소 1kg당 1만 원 이하로 공급하기가 쉽지 않다.

천연가스 자체가 싸고 산업용 전기요금도 싼 곳에서 블루수소를 만들어 블루암모니아 형태로 가져오는게 가장 경제적이다. 블루암모니아에서 다시 수소를 추출하지 않고 그대로 발전소에 투입하는 석탄 혼소나 암모니아 터빈 연소 방식이 그나마 경제성이 나을 것으로 판단된다. 

김기동 아헤스 전무 

천연가스를 개질할 때 나오는 수소와 이산화탄소에서 탄소를 포집해서 저장하는 CCS 기술은 상용화가 되어 있다. 천연가스를 산지에서 개질하는 경우 수소의 운송과 저장, 암모니아, 메탄올, e-메탄 등으로 전환하는 기술적인 난제에 비해, 천연가스를 국내에서 개질해서 CCS 기술을 접목한 다음 CO₂를 별도 저장하는 것이 상대적으로 쉽고 비용도 덜 들 수 있다.

다만, 이때 적용되는 천연가스 가격이 중요하다. 중동, 미국 등 생산지 가격과 한국으로 들여온 가격과의 차이가 중요한 이슈다. 천연가스 가격 차이가 적다면, 국내에서 LNG를 개질하고 CCS를 적용해 블루수소를 생산하는 안이 가능성이 있다.

한국은 LNG 산업이 잘 발달해 있고, 개질 기술도 국내 정유공장 등이 확보하고 있기 때문이다. 북미, 중동, 호주 등 천연가스 산지에서 개질해서 CCS를 적용한 블루수소를 수입하는 경우 이를 위한 인프라에 별도 투자가 필요한 점을 고려해야 한다.

한편, 남부발전의 석탄화력발전에 암모니아를 혼소하는 것은 석탄화력발전소 수명연장을 위한 조치로 보인다. 같은 용량의 석탄발전, 천연가스발전을 비교했을 때 천연가스발전소의 탄소배출량을 100으로 보면, 석탄화력발전소는 177에 해당하는 CO₂를 배출한다. 이론적으로 CO₂ 저감 관점에서 보면 석탄발전에 암모니아 약 44%를 혼소해야 천연가스발전의 탄소배출량과 비슷해진다.

현재 남부발전은 암모니아 혼소 비율을 20%로 잡고 있다. 경제적인 관점에서 석탄화력발전소 대신 천연가스발전소를 운영하는 것이 탄소배출에는 유리하나, 이 경우 석탄발전소 종사자, 지역사회 등에 미치는 영향이 막대하고, 설비를 조기 폐쇄하는 경우 설비투자금 회수가 어려운 문제가 있다.

그래서 일본, 아시아 지역은 석탄을 천연가스로 대체하기보다 석탄발전소의 수명을 연장하면서 청정암모니아 가격이 인하되기를 기대하고 있다. 그래야 천연가스발전소로 전환하지 않고 석탄발전소를 오래 유지할 수 있기 때문이다. 남부발전의 석탄-암모니아 혼소 사업은 결국 암모니아 가격, 즉 원료가 되는 청정수소 가격을 얼마나 빠르게 낮추느냐가 가장 중요한 사항이다. 

백민수 안산도시개발 수소인프라시설운영센터장 

몇 해 전 큰 문제가 된 중국발 요소수 부족 사태를 떠올리면 된다. 요소라는 게 암모니아와 이산화탄소를 원료로 생산한 질소 비료를 말한다. 중국 내 비료 공급물량이 부족해지자 요소 수출을 관리하기 시작하면서 요소수 사태가 터졌다.

국내에서 요소를 만드는 기술이 없어서 수입을 하는 게 아니라 생산비가 많이 들어 대부분 수입에 의존하고 있다. 중국에 석탄가스화 시설이 많다. 여기서 암모니아로 비료도 만들고, 메탄올도 싸게 만든다.

결국 경제 논리로 가게 된다. 요소도 싸고 메탄올도 싸니까 대부분 중국에서 사다 쓴다. 국내에 공장을 둘 필요가 없는 것이다. 경제성 관점에서 보면, 국내에서 추진하는 블루수소 사업은 이 전철을 밟을 가능성이 매우 높다. 

국내에서 CCS 관련 설계, 설비 기술을 확보해서 해외에서 EPC 사업을 하는 게 맞다. 포집량에 따라 대형은 습식 방식으로 가고, 중소형은 PSA 흡착 또는 멤브레인 기술을 적용해서 가면 된다.

유럽처럼 재생에너지 보급을 강화하고 여기서 나오는 유휴전력으로 그린수소를 생산하는 방향으로 가는 게 맞다고 본다. 요즘 중국도 이렇게 가고 있다. 

 

Q_ 탄소포집을 통한 CCS 비용이 궁금하다. CCS를 통한 블루수소 사업에 드는 비용을 얼마로 볼 수 있나? CCS 사업의 경제성 확보 방안에 대한 의견도 함께 들어보고 싶다. 

권효재 코르 지식그룹 대표 

인프라가 갖춰져 있는 미국의 경우 CCS 비용은 톤당 20달러까지도 낮아지지만, 이는 EOR 용도여서 청정수소의 목적에 부합하지는 않는다.

CCS 비용은 지질 구조와 인프라 구축비용에 따라 차이가 크다. 블루수소 생산용량이 크고 인프라가 갖춰진 경우가 아니라면 초기에는 경제성이 없다. 전 세계 대부분의 CCS 프로젝트는 톤당 50~100달러의 원가가 발생할 것으로 예상되며, 이는 규모가 작고 인프라 구축비용이 비싸기 때문이다.

CCS 사업은 인프라 구축을 민간이 하면 현실성이 없다. 또 국내에서 포집해 해외에서 CCS를 할 경우 그 비용은 더 커진다. 사업타당성을 확보하려면 대규모로 장기간 해야 하는데 그린수소의 단가 하락이 빠르기 때문에 투자 결정이 어렵다.

청정수소는 블루수소가 됐든 그린수소가 됐든 해외에서 업스트림(Upstream)부터 확보하고 산지에서 생산해서 암모니아 형태로 국내에 들여오는 방식이 현실적이다. 발전용보다는 산업용 열공급 차원에서 제도를 새로 구상해서 추진하는 것이 좋다고 본다.

김기동 아헤스 전무 

국내로 보면 민간 발전사 중에서 SGC에너지가 처음으로 습식 기술을 적용해 하루 최대 300톤, 연 10만 톤 규모의 CO₂를 포집해 액화탄산 시장에 판매하고 있다. 한편, 블루수소 생산과 연계해 전 세계에서 가장 많은 CCS를 하고 있는 미국, 캐나다의 CCS 비용을 보면, 톤당 114~144달러로 분석된다(IEEFA에서 2024년 7월 3일 발행한 ‘CCS and Blue Hydrogen’ 참조).

각 나라에서 많은 전문가들이 CCS 비용을 낮추기 위해 연구개발을 진행하고 있으나, 현재 인건비, 엔지니어링 비용 상승 등으로 그 비용이 떨어지지 않고 있다.

글로벌 수소가격 전망을 내놓는 아거스 미디어(Argus Media)에서 발표하는 천연가스 원료비, 개질기(SMR, ATR), 그리고 CCS를 반영한 북미지역 블루수소 가격은 CO₂ 회수 범위에 따라 kg당 3.04~4.07달러로 발표하고 있다. 블루수소 가격에 가장 큰 영향을 주는 것은 천연가스 가격이며, 천연가스 가격이 저렴한 지역에서 생산하는 것이 블루수소 생산에는 유리하다.

다만 수소생산 후 이를 변환하는 설비가 복잡한 경우, 한국에 LNG를 들여와 개질하는 방식으로 수소를 생산하고, 발생한 CO₂를 포집해 해외 지하저장소로 운송하는 것이 경제적일 수 있다. 

수소생산 시 천연가스에서 나오는 CO₂에 대한 CCS 사업은 현실성이 높아 많은 국가와 기업에서 시도를 하고 있다. 또 합성연료(e-Fuel) 생산 시 수소와 반응할 CO₂를 산업체, 발전소, 바이오매스 생산공장 등에서 포집해야 하기에 개인적으로 CCS 사업의 현실화 가능성을 높게 본다.

한국에서 청정수소 생산, 활용이 활발해지기 위해서는 한국의 경직된 청정수소 인증제 운영방식을 바꿀 필요가 있다. 해외에서는 청정수소 인증에 대한 과학적 접근을 통해 최대한 인증의 폭을 넓게 가져가고 있다.

또 미국, 일본, 유럽 등은 청정수소 생산 시 많은 보조금을 주거나 입찰제 등을 통해 공급·수요의 균등한 발전을 도모하고 있는 데 반해, 한국은 청정수소 생산에 대한 정부 보조금이 거의 없어 청정수소의 생산·저장·공급·활용에 대한 생태계 구성이 안 되어 있다.

청정수소 생태계 구축을 위해서는 청정수소 생산에 대한 보조금이 꼭 필요하다. 이 보조금은 생산, 구입·활용 간의 가격 차이를 충분히 보상하는 시스템으로 가야 한다. 

백민수 안산도시개발 수소인프라시설운영센터장 

스팀메탄개질(SMR) 방식으로 천연가스 개질 시 수소 1kg에 대략 CO₂ 10kg이 발생한다. CCS로 CO₂ 1톤을 처리하는 데 100달러가 든다고 가정하면, 블루수소 1kg 생산에 1달러의 CCS 비용이 든다고 할 수 있다.

국제 탄소배출권 거래 가격을 보면 톤당 100달러를 최대치로 본다. 지난해 유럽의 탄소배출권 평균가격은 톤당 67.25유로(약 69달러)였다. 국내 거래 가격은 이보다 훨씬 낮다. 현재 국내 탄소배출권 가격은 톤당 1만 원이 채 안 된다. 어쨌든 수소 1kg 생산에 들어가는 CCS 비용은 0.5~1달러로 보는 게 타당하다. 

CCS를 하든 CCU를 하든 CO₂를 어떻게, 어디에 처리하느냐가 핵심이다. 한국의 개질수소 이슈의 핵심은 원료가 되는 천연가스 비용, 즉 LNG 수입비용이 너무 높다는 점이다. 개질을 한 그레이수소든 CCS를 적용한 블루수소든, 1kg당 수소생산 비용을 미국 수준 등에 맞춰 비교하는 건 도움이 안 된다.

천연가스 가격에 LNG 수입가격의 차이를 산술적으로 추가해서 비용에 반영해야 한다. 이렇게 가면 블루수소 생산비용이 오를 수밖에 없다. 그래서 기업들이 참여를 망설이는 것이다. 

3인의 전문가에게 물었다 “블루수소 사업, 경제성 있나?” < 시장 < NEWS < 기사본문 - 월간수소경제

출처 : 월간수소경제(https://www.h2news.kr)

First Minister opens Scotland’s first hydrogen homes

Stakeholders from the community in Levenmouth with First Minister John Swinney. Karen Ritchie from Bright Green Hydrogen (left) and pupils from Denbeath Primary (pictured). The pupils named the street where our demo homes are built ‘Newhaven Street’

• New demonstration homes showcase hydrogen appliances which enable households to cook and heat their homes without any carbon emissions
• Homes are part of H100 Fife, a world-first green energy project which will see hundreds of households switch from natural gas to hydrogen 
• Local residents taking part in project can get hands-on experience ahead of appliances being installed in their own homes later this year
• Opening marks a major milestone for H100 Fife and Scotland’s net zero ambitions

The First Minister John Swinney has hailed the opening of Scotland’s first hydrogen homes as a ‘shining example’ of how the country is leading the way in solutions to tackle climate change. 

The homes are part of gas network company SGN’s H100 Fife project and showcase the potential for hydrogen to reduce carbon emissions in households and businesses across Scotland and the UK.

Located in Levenmouth on Fife’s east coast, the demonstration homes showcase how hydrogen can provide heating and cooking experiences very similar to natural gas. Familiar appliances like gas boilers and hobs are installed in the homes delivering the instant and responsive heat customers are used to, but with zero carbon emissions.

H100 Fife is a world-first green hydrogen project which will see up to 300 households switch to hydrogen for cooking and heating.  Residents involved in the trial can now visit the demonstration homes to get hands-on experience ahead of appliances being installed in their own homes later this year.

The First Minister of Scotland, John Swinney, opened the homes alongside SGN’s CEO Simon Kilonback and members of the community.

Expressing his enthusiasm for the project, First Minister John Swinney said: 

Scotland’s net zero future depends on our ability to create innovative solutions to tackle climate change; and the H100 Fife project is a shining example of this ambition.

“These demonstration homes offer residents a glimpse of the role that hydrogen can play in delivering warm and comfortable homes with zero carbon emissions. I welcome this significant milestone in the project’s journey and look forward to its completion”.

Residents who have signed up for the project and those who live locally1 can visit the homes to see hydrogen boilers and hobs from leading manufacturers Baxi, Worcester Bosch, and Bosch Home Appliances. These are the appliances that will be installed in their own homes later this year.

SGN CEO Simon Kilonback with First Minister John Swinney and SGN Future of Energy Project Manager Lorna Archer.

SGN’s CEO Simon Kilonback said: 

SGN is incredibly proud to mark this important milestone for green energy in Scotland with the First Minister. We are working in partnership with the local community and look forward to welcoming them to our demonstration homes.
 

“We believe H100 Fife can act as a catalyst for regional decarbonisation, positioning Scotland at the forefront of the transition to net zero. However, this project is also far more than just a hydrogen for home heating trial and will provide key evidence to support the development of the hydrogen economy, whether that be production, storage, distribution or operations.”

SGN is partnering with Fife College to open the UK’s first hydrogen training facility in the coming months, located just a mile away from the H100 Fife network in the college’s Levenmouth campus. Existing Gas Safe engineers in the region will be upskilled at the facility on how to fit new hydrogen appliances and connect homes taking part in H100 Fife to the new 8.4km hydrogen network which was completed last year.

During the event, the street on which the newly constructed homes are built was officially named ‘Newhaven Street’ by students from local school Denbeath Primary, highlighting historic links to nearby Methil docks.

First Minister opens Scotland’s first hydrogen homes - Hydrogen Central

First Minister opens Scotland’s first hydrogen homes

Stakeholders from the community in Levenmouth with First Minister John Swinney. Karen Ritchie from Bright Green Hydrogen (left) and pupils from Denbeath Primary (pictured). The pupils named the street where our demo homes are built ‘Newhaven Street’

• New demonstration homes showcase hydrogen appliances which enable households to cook and heat their homes without any carbon emissions
• Homes are part of H100 Fife, a world-first green energy project which will see hundreds of households switch from natural gas to hydrogen 
• Local residents taking part in project can get hands-on experience ahead of appliances being installed in their own homes later this year
• Opening marks a major milestone for H100 Fife and Scotland’s net zero ambitions

The First Minister John Swinney has hailed the opening of Scotland’s first hydrogen homes as a ‘shining example’ of how the country is leading the way in solutions to tackle climate change. 

The homes are part of gas network company SGN’s H100 Fife project and showcase the potential for hydrogen to reduce carbon emissions in households and businesses across Scotland and the UK.

Located in Levenmouth on Fife’s east coast, the demonstration homes showcase how hydrogen can provide heating and cooking experiences very similar to natural gas. Familiar appliances like gas boilers and hobs are installed in the homes delivering the instant and responsive heat customers are used to, but with zero carbon emissions.

H100 Fife is a world-first green hydrogen project which will see up to 300 households switch to hydrogen for cooking and heating.  Residents involved in the trial can now visit the demonstration homes to get hands-on experience ahead of appliances being installed in their own homes later this year.

The First Minister of Scotland, John Swinney, opened the homes alongside SGN’s CEO Simon Kilonback and members of the community.

Expressing his enthusiasm for the project, First Minister John Swinney said: 

Scotland’s net zero future depends on our ability to create innovative solutions to tackle climate change; and the H100 Fife project is a shining example of this ambition.

“These demonstration homes offer residents a glimpse of the role that hydrogen can play in delivering warm and comfortable homes with zero carbon emissions. I welcome this significant milestone in the project’s journey and look forward to its completion”.

Residents who have signed up for the project and those who live locally1 can visit the homes to see hydrogen boilers and hobs from leading manufacturers Baxi, Worcester Bosch, and Bosch Home Appliances. These are the appliances that will be installed in their own homes later this year.

SGN CEO Simon Kilonback with First Minister John Swinney and SGN Future of Energy Project Manager Lorna Archer.

SGN’s CEO Simon Kilonback said: 

SGN is incredibly proud to mark this important milestone for green energy in Scotland with the First Minister. We are working in partnership with the local community and look forward to welcoming them to our demonstration homes.
 

“We believe H100 Fife can act as a catalyst for regional decarbonisation, positioning Scotland at the forefront of the transition to net zero. However, this project is also far more than just a hydrogen for home heating trial and will provide key evidence to support the development of the hydrogen economy, whether that be production, storage, distribution or operations.”

SGN is partnering with Fife College to open the UK’s first hydrogen training facility in the coming months, located just a mile away from the H100 Fife network in the college’s Levenmouth campus. Existing Gas Safe engineers in the region will be upskilled at the facility on how to fit new hydrogen appliances and connect homes taking part in H100 Fife to the new 8.4km hydrogen network which was completed last year.

During the event, the street on which the newly constructed homes are built was officially named ‘Newhaven Street’ by students from local school Denbeath Primary, highlighting historic links to nearby Methil docks.

First Minister opens Scotland’s first hydrogen homes - Hydrogen Central

HyPRO: the road to cost-efficient green hydrogen production

If we are to make the transition to a fossil-free energy supply, green hydrogen produced from renewable sources is indispensable. Producing this hydrogen using electrolysis or plasma technology is still a very expensive process, however. Over the next four years TNO will be working with sixteen Dutch knowledge institutions and over forty companies from the Netherlands and abroad to optimise hydrogen technologies and significantly drive down costs. This will enable the Netherlands to play an important role in developing and producing materials, components, and systems for hydrogen-production technologies.

Improving the speed to market of innovations

HyPRO, funded from the GroenvermogenNL (opens in a new window or tab) (refers to a different website) growth fund, is the largest research project ever undertaken in our country in this field. The consortium, which is being coordinated by TNO, consists of eleven universities and five universities of applied sciences, which are making more than a hundred researchers available. The industry is represented by hydrogen users and producers, as well as by component developers, stack and system manufacturers, and system integrators. Of the 41 companies involved, eighteen have their headquarters outside the Netherlands. International collaboration is crucial if we are to accelerate the development of hydrogen-production technology. Companies from the UK, Italy, Denmark, France, Germany, Brazil, Japan, and the US are contributing financially and in kind to the consortium. Seventeen promising startups from our country are also participating. This means that the entire hydrogen-production and use chain is involved. This should ensure that innovations are embraced by the market much faster.

Optimising technologies

The consortium is focusing on optimising the four common electrolysis technologies AEM, PEM, alkaline, and SOE, as well as plasma as a relative newcomer. Although alkaline as a technology has been around for about a hundred years, there is still a long way to go to perfect it. The other three technologies also each have their own obstacles and imperfections. In the case of alkaline electrolysis, flexibility in particular is the major challenge. The proton-exchange-membrane (PEM) electrolysers widely used in Europe contain PFAS components, or fluorine compounds. Here, the focus is on working with companies to make fluorine-free membranes using new technologies and materials. Solid oxide electrolysis (SOE) is the only technology that functions at high temperatures, which makes the process very efficient, but electrolyser components are subject to rapid wear and tear. Extending the life of components is the big challenge here.

Getting ready for market

TNO previously achieved a breakthrough for PEM electrolysers by reducing the required amount of iridium, an increasingly scarce raw material, by a factor of two hundred. The ambition is to further develop this technology as part of the HyPRO project, together with companies from the value chain, and make it market-ready. Intensive collaboration between the knowledge institutions and companies in the chain will facilitate the transformation of all the envisaged innovations into concrete products and processes much more quickly.

Promising startups

Besides the established parties in the consortium, an important role is also being played by almost twenty Dutch startups, each of which has great ambitions to make its products a success. Their chances are enhanced thanks to the collaboration with the knowledge partners, which allows them to have their innovations tested, but also thanks to short lines of communication between suppliers and manufacturers within the consortium. This will enable Dutch startups to achieve technological breakthroughs and continued growth. HyPRO is about strengthening our country’s knowledge position in hydrogen technology and functions as a breeding ground for new business activity and innovative products.

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