ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE
An analysis of the Ukrainian and European regulatory framework for the development of green hydrogen production was conducted. The world development of green hydrogen production technologies over the past five years was considered.   It was shown that the expected decrease...
Saved in:
| Date: | 2026 |
|---|---|
| Main Authors: | , |
| Format: | Article |
| Language: | Ukrainian |
| Published: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2026
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/641 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Vidnovluvana energetika |
| Download file: |  |
Institution
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1870287595378835456 |
|---|---|
| author | Leshchenko , I. Nechaieva , T. |
| author_facet | Leshchenko , I. Nechaieva , T. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "I. Leshchenko ",
"institution": "Інститут загальної енергетики НАН України, м. Київ, Україна"
},
{
"author": "T. Nechaieva ",
"institution": "Інститут загальної енергетики НАН України, м. Київ, Україна; ДУ «Центр оцінювання діяльності наукових установ та наукового забезпе-чення розвитку регіонів України Націона-льної академії наук України»"
}
] |
| author_sort | Leshchenko , I. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-09T12:14:07Z |
| description | An analysis of the Ukrainian and European regulatory framework for the development of green hydrogen production was conducted. The world development of green hydrogen production technologies over the past five years was considered.  
It was shown that the expected decrease in electrolyzer costs did not occur, but the total installed costs for solar and wind power plants decreased in Europe. The hourly electricity production by solar and wind power plants operating in the Cherkasy region of Ukraine in 2024 was analyzed. The initial parameter values for calculating the levelized cost of green hydrogen production using electricity generated by these power plants are determined by the results of this analysis and a literature review. 
It is shown that the ratio between the installed capacity of the renewable energy source and the electrolyzer is debatable. The results of calculations of the levelized cost of green hydrogen production for different values of this ratio are presented. The inexpediency of using an electrolyzer with a capacity equal to the capacity of a renewable energy source is established. It is shown that there is an optimal value of this ratio, at which the lowest levelized cost of hydrogen production is ensured. 
The possibility of reducing the cost of green hydrogen by selling oxygen formed during water electrolysis has been studied. It has been shown that this will reduce the cost by an average of 10%. 
The electricity supply schedules from solar and wind power plants and their consumption by the electrolyzer throughout the day of each month were analyzed. This amount of electricity that is not used in the technological process, but can be sold on the day-ahead and intraday markets during morning and evening peak consumption periods, has been determined.  Such a sale will further reduce the cost of green hydrogen by an average of 18%. 
  |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2026.2(85).344-364 |
| first_indexed | 2026-07-10T01:00:43Z |
| format | Article |
| fulltext |
344
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
УДК 620.9 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2026.2(85).344-364
ОЦІНКА СЕРЕДНЬОЗВАЖЕНОЇ СОБІВАРТОСТІ ВИРОБНИЦТВА ЗЕЛЕНОГО ВОДНЮ
В ЧЕРКАСЬКІЙ ОБЛАСТІ УКРАЇНИ
Отримано 13 трав. 2026 р.; рекомендовано до публікації 26 чер. 2026 р.
Доступно онлайн 30 чер. 2026 р.
Лещенко І.Ч.1, Нечаєва Т. П.2
Автор для кореспонденції: Лещенко Ірина,
e-mail: lesch_ic@ukr.net
Анотація. Проведено аналіз української та європейської
нормативної бази щодо розвитку виробництва зеленого
водню. Розглянуто розвиток технологій виробництва зе-
леного водню у світі за останні п’ять років. Показано, що
очікуваного здешевлення електролізерів не відбулось, але
в Європі знизилися загальні капітальні витрати для соня-
чних і вітрових електростанцій. Проведено аналіз пого-
динного протягом 2024 року відпуску електричної енергії
сонячною та вітровою станцією, які працюють у Черкаській області України. За результатами
цього аналізу та огляду літературних джерел обґрунтовано формування вихідних параметрів для
розрахунку середньозваженої собівартості виробництва зеленого водню з використанням елект-
роенергії, виробленої цими електростанціями. Показано, що дискусійним моментом є співвідно-
шення між встановленою потужністю відновлюваного джерела електричної енергії та електролі-
зера. Наведено результати розрахунків середньозваженої собівартості виробництва зеленого
водню для різних значень цього співвідношення. Встановлено недоцільність використання електро-
лізера з потужністю, яка дорівнює потужності джерела відновлюваної енергії. Показано, що існує
оптимальне значення цього співвідношення, за якого забезпечується найнижче значення середньо-
зваженої собівартості виробництва водню.
Досліджено можливість зниження собівартості зеленого водню за рахунок продажу кисню, який
утворюється під час електролізу води. Показано, що це сприятиме зменшенню собівартості в се-
редньому на 10 %. Проаналізовано графіки відпуску електроенергії сонячною та вітровою електро-
станціями та її споживання електролізером протягом доби кожного місяця. Визначено кількість
електроенергії, яка не використовується у технологічному процесі, але може бути продана на ри-
нку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку у період ранкового та вечірнього піку спожи-
вання. Такий продаж дасть змогу додатково зменшити собівартість зеленого водню в середньому
на 18 %.
Ключові слова: декарбонізація, електролізер, сонячна електростанція, вітрова електростанція, зе-
лений водень, середньозважена собівартість виробництва водню, співвідношення потужностей.
Перелік використаних позначень та скорочень
CAPEX – Capital Expenditure, питомі капіталовкладення у
встановлену потужність
ALK – alkaline Electrolyzer (лужний електролізер)
PEM – proton exchange membrane electrolyser (електро-
лізер з протонообмінною мембраною)
ВДЕ – відновлювані джерела енергії
КВВП – коефіцієнт використання встановленої потужно-
сті
МЕА – Міжнародне енергетичне агентство (International
Energy Agency)
СЕС+ВЕС+РЕМ – технологічна група у складі сонячної і ві-
трової електростанції та електролізера РЕМ
Вступ. Досягнення кліматичної нейтральності до сере-
дини поточного століття є пріоритетним завданням Па-
ризької угоди [1] та Європейського зеленого курсу
(European Green Deal) [2], які є орієнтирами для дер-
жав – членів ЄС щодо енергетичної трансформації й пе-
реходу до надійного і сталого енергопостачання в
майбутньому та, відповідно, мають враховуватися Укра-
їною, як державою – кандидатом у члени ЄС.
У 2020 році в ЄС було прийнято Водневу стратегію для
кліматично нейтральної Європи (A hydrogen strategy for
a climate-neutral Europe) [3], у якій надано прогнози зро-
стання частки водню в енергетичному балансі Європи з
менш ніж 2 % у 2019 році до 13–14 % у 2050-му. У цьому
1 канд. техн. наук, ст. наук. співроб.
https://orcid.org/0000-0003-3382-4762
2 канд. техн. наук, ст. досл.
https://orcid.org/0000-0001-9154-4545
1, 2 Інститут загальної енергетики НАН
України, м. Київ, Україна
2 ДУ «Центр оцінювання діяльності
наукових установ та наукового забезпе-
чення розвитку регіонів України Націона-
льної академії наук України»
345
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
документі також відзначено, що країни Східного сусідс-
тва, зокрема Україна, та країни Південного сусідства ма-
ють стати пріоритетними партнерами ЄС у Водневій
стратегії за рахунок, у тому числі, Інвестиційної платфо-
рми сусідства, завдяки якій протягом багатьох років фі-
нансуються проєкти, що супроводжують перехід країн-
партнерів на чисту енергетику.
Зазначений документ серед основних типів водню виді-
ляє відновлюваний (або чистий) водень, який отриму-
ють шляхом електролізу води з використанням електри-
чної енергії, виробленої з відновлюваних джерел. Хоча
зазначається, що відновлюваний водень також може
бути отриманий шляхом парового риформінгу біогазу
або біохімічної конверсії біомаси. На сайті Рамкової кон-
венції Організації Об’єднаних Націй про зміну клімату
(The United Nations Framework Convention on Climate
Change) наводиться таке визначення: «зелений» водень
– це водень, який виробляється за допомогою електро-
лізу води з використанням електроенергії відновлюва-
них джерел енергії [4]. У цій статті розглядається вироб-
ництво саме зеленого водню.
У 2023 році Європейська Комісія оприлюднила Повідо-
млення щодо створення Європейського водневого ба-
нку (Communication from the Commission to the European
Parliament, the Council, the European Economic and Social
Committee and the Committee of the Regions on the
European Hydrogen Bank), у якому наведено концепцію
створення такого банку та внутрішнього ринку водню на
основі аукціонів з фіксованою премією для підтримки
виробництва в ЄС. Водночас у документі зазначено «не-
обхідність спеціального інструменту, який міг би підтри-
мувати потоки водню з третіх країн. За відсутності ринку
держави – члени ЄС мають підтримувати європейських
покупців, щоб забезпечити укладення досі відсутніх
угод про купівлю-продаж з виробниками в третіх краї-
нах» [5].
В Україні розпорядженням Кабінету Міністрів від
25.06.2024 № 587-р було схвалено «Національний план
з енергетики та клімату на період до 2030 року». У доку-
менті зазначено, що виробництво водню в Україні може
досягнути 1,0 млрд м3 у 2035 році і зрости до
5,0 млрд м3 [6].
У 2024 році Міністерство енергетики України презенту-
вало проєкт Водневої Стратегії України до 2050 року, яка
має визначити основні сфери використання водню в Ук-
раїні, включно з можливостями експорту. Метою Стра-
тегії задекларовано формування основних засад розви-
тку водневої галузі в Україні до 2050 року, визначення
основних етапів та стратегічних цілей, шляхів і способів
їх досягнення [7]. У документі наведено загальний поте-
нціал виробництва водню з використанням енергії соня-
чного випромінювання та енергії вітру в розрізі облас-
тей України.
Однак у жодному із зазначених документів не надано
обґрунтованих оцінок собівартості виробництва зеле-
ного водню в умовах України. Але саме цей показник
впливатиме на конкурентоспроможність українського
водню на європейському ринку.
Стохастичний режим роботи сонячних (СЕС) та вітрових
(ВЕС) електростанцій є суттєвим дестабілізуючим факто-
ром для роботи будь-якої енергетичної системи, зокрема
і для ОЕС України, де наявний значний дефіцит маневре-
них потужностей. В ОЕС України як накопичувачі енергії
використовуються гідроакумулюючі електростанції, єм-
ності яких виявилося недостатньо для забезпечення її
стійкості. У 2025 році почав роботу найбільший комплекс
систем зберігання енергії потужністю 200 МВт, побудова-
ний компанією ДТЕК у партнерстві з американською ком-
панією Fluence Energy B.V. Водночас важливе значення
для забезпечення операційних балансів роботи енерго-
системи України при недостатній гнучкості її джерел ге-
нерації та значних обсягах надлишку генерації відновлю-
ваних джерел енергії (ВДЕ) відіграють технології
перетворення електроенергії в інші енергоносії [8–12].
Серед таких технологій необхідно виділити виробництво
водню з використанням енергії ВДЕ. Отже, визначення
техніко-економічних показників технологій виробництва
водню з використанням відновлюваної енергії для умов
конкретної країни є актуальним.
Постановка завдання. У 2020 році авторами цієї статті
було проведено дослідження з визначення середньоз-
важеної собівартості виробництва водню з використан-
ням електроенергії, виробленої відновлюваними дже-
релами, для України в цілому [13]. Наведені у статті
розрахунки ґрунтувались на літературних джерелах,
прогнозах щодо розвитку технологій виробництва зеле-
ного водню, та власних припущеннях, зроблених з ура-
хуванням можливих умов роботи електролізерів в Укра-
їні. Не розглядались конкретні СЕС чи ВЕС, а отже, і їх
реальні графіки видачі електроенергії.
Аналіз публікацій показує, що прогнози збільшення ви-
робництва зеленого водню у світі не підтвердились. По-
рівняння даних Міжнародного енергетичного агентства
(МЕА) за 2021 [14] та 2025 роки [15] показало, що в 2020
році виробництво зеленого водню із застосуванням
електролізу води становило 30 тис. т (близько 0,03 %
його світового виробництва), та 16 установок на викоп-
ному паливі із застосуванням технологій уловлення, ви-
користання та зберігання вуглецю виробили ще
0,7 млн т водню (0,7 % світового виробництва). У 2024
році також менше 1 % водню було вироблено із застосу-
ванням низьковуглецевих технологій. За прогнозами
МЕА 2025 року з урахуванням проєктів, реалізація яких
була оголошена, виробництво низьковуглецевого во-
дню може досягти 37 млн т на рік до 2030 року [15], що
менше ніж прогноз МЕА 2024 року, який становив
49 млн т на рік [16].
Ключовими параметрами, які впливають на собівартість
виробництва водню, є капітальні витрати, ККД електро-
лізера, його коефіцієнт використання встановленої по-
тужності (КВВП) та вартість спожитої електроенергії. За
даними Lazard для США CAPEX комунальної СЕС у 2020
році оцінювались у діапазоні 1300–1500 дол. США/кВт
346
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
[17], у 2025 році – у діапазоні 1600–3300 дол. США/кВт
[18]. Водночас за даними IRENA CAPEX наземних ВЕС у
Європі оцінювався у 2024 році у діапазоні 1211–
2232 дол. США/кВт, а витрати на експлуатацію та техні-
чне обслуговування – у діапазоні 25–55 дол. США/кВт
[19]. За даними IRENA протягом 2024 року CAPEX для
всіх нещодавно введених в експлуатацію проєктів кому-
нальних СЕС в Європі коливався в межах 524–1312 дол.
США/кВт. Дані проєктів у базі даних IRENA за 2024 рік
показали, що середньозважена вартість експлуатації та
обслуговування комунальних СЕС становила
13,1 дол. США/кВт на рік на світовому рівні [19].
На сьогодні існують дві зрілі технології електролізу
води – лужні електролізери (ALK) та електролізери з
протонообмінною мембраною (PEM). У 2024 році Lazard
оцінив капітальні витрати на впровадження електролі-
зерів з встановленою потужністю 100 МВт та 20 МВт на
рівні 1100–1831 дол. США/кВт для ALK та 1630–
1975 дол. США/кВт для PEM [20]. За оцінками МЕА за
останнє десятиліття технологія PEM продемонструвала
значне зниження витрат, хоча вона все ще залишається
приблизно на 20 % дорожчою за ALK. CAPEX для елект-
ролізерної системи на даний момент становлять 2000 та
2450 дол. США/кВт для ALK і PEM технологій відповідно,
але можуть становити близько 750–1300 дол. США/кВт
для китайських ALK електролізерів [21].
Аналіз обох типів електролізерів показує, що на сього-
дні вартість ALK нижча, ніж PEM. Але у [22] відзначається
необхідність врахування того, що фактично загальні екс-
плуатаційні витрати PEM становлять третину від вартості
експлуатаційних витрат ALK. У [23] наводиться прогноз
значного зменшення розриву в капітальних витратах
між технологіями ALK та PEM до 2030 року при розмірі
установки 1–10 МВт, а наведені у [24] результати ана-
лізу показують, що PEM зрештою стануть доступнішими,
ніж лужні системи.
Отже, суттєвого зниження капітальних витрат для елек-
тролізерів не відбулось. Для технології ALK навіть має
місце незначне зростання CAPEX, що може бути
пов’язано зі спробою збільшити гнучкість їх регулю-
вання для роботи з ВДЕ та вирішення проблеми дегра-
дації електродів, для зниження операційних витрат [25,
26]. За іншими прогнозами [27] капітальні витрати як
для ALK, так і для РЕМ електролізу зрівняються до
2030 року.
Однак на сьогодні для виробництва водню обидві техно-
логії мають однаковий рівень технологічної готовності
(TRL9), оскільки вони потребують політичної підтримки та
вдосконалень, щоб залишатися конкурентоспромож-
ними з традиційними технологіями виробництва водню
на основі викопного палива без викидів [28].
За останні п’ять років майже не змінився ККД електролі-
зерів, який суттєво впливає на собівартість виробництва
водню.
Таким чином, метою дослідження було проведення
уточнених розрахунків середньозваженої собівартості
виробництва зеленого водню в умовах Черкаської обла-
сті України.
Для розрахунків використано дані річних погодинних
потужностей генерації вітрових та сонячних електроста-
нцій, розташованих у Черкаській області, отримані з ви-
користанням системи моделювання генерації віднов-
люваних джерел енергії System Advisor Model (SAM),
розробленої Національною лабораторією відновлюва-
ної енергії (NREL) [29].
Виклад основного матеріалу дослідження з обґрунту-
ванням одержаних наукових результатів.
Для виробництва зеленого водню було розглянуто техно-
логічну групу, що складається з СЕС, ВЕС та електролізера.
При виборі типу електролізера – лужний чи з протоноо-
бмінною мембраною, крім значень CAPEX, було взято
до уваги їх ключові динамічні характеристики за даними
[30]. У електролізерів РЕМ ширший діапазон наванта-
жень – від 0 до 160 %. номінального навантаження, тоді
як у ALK він становить 15–100 %. У РЕМ швидший пуск як
з теплого стану – 1 секунда порівняно з 1 хвилиною для
ALK; так і з холодного – 5 хвилин порівняно з 10 хвили-
нами для ALK. Швидкість набору / скидання потужності
у РЕМ становить 100 % за секунду, у ALK – 0,2–20 % за
секунду; зупинка РЕМ триває лише кілька секунд, тоді,
як ALK – від 1 до 10 хвилин,. Оскільки у складі технологі-
чної групи електролізер має ефективно працювати ра-
зом з мінливою генерацією СЕС та ВЕС, було розглянуто
електролізер PEM, який має суттєві переваги перед ALK
з точки зору динамічності роботи.
Прийнято, що зазначена технологічна група працює як
єдиний технологічний об’єкт з виробництва водню, та-
ким чином, електроенергія, що вироблена СЕС+ВЕС, на-
дається електролізеру безоплатно. Водночас на собіва-
ртість виробництва водню впливають капітальні та
експлуатаційні витрати не лише електролізера, але й
СЕС і ВЕС.
У складі технологічної групи тимчасове сховище водню
не передбачено. Подальше транспортування та викори-
стання водню не розглядалось.
На сьогодні широко використовується термін «серед-
ньозважена за життєвий цикл собівартість виробництва
водню» (Levelized Cost of Hydrogen – LCOH), яка обчис-
люється у доларах США за 1 кг водню як сумарні диско-
нтовані витрати за життєвий цикл технологічної групи,
поділені на сумарний дисконтований обсяг виробниц-
тва водню, що формалізується виразом
( )
( )1
1
, (1)
1
LCC
T
t
t
t
C
LCOH
H
r
−
=
=
+
де
LCCC – дисконтовані витрати на виробництво водню
технологічною групою за життєвий цикл, дол. США (но-
мінальна вартість грошей відповідає першому етапу ко-
мерційної експлуатації); T − термін життєвого циклу
347
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
технологічної групи, років; t − етап життєвого циклу, рік;
tH – виробництва водню технологічною групою в етап
t, кг; r − дисконт, частка.
Дисконтовані витрати на виробництво водню протягом
життєвого циклу технологічної групи, приведені до по-
чатку її експлуатації, визначаються за формулою
( ) ( )
буд eбуд
буд буд
буд
СЕС ВЕС СЕС ВЕС Зм Інв
1 1
1 1
, (2)
1 1
k T TT РЕМ РЕМ
LCC t t t t t t t t
T t t T
t t T
CAPEX CAPEX CAPEX C C C C C
C
r r
+
+ − − −
= = +
+ + + + + +
= +
+ +
,
де
буд
tT − термін будівництва технологічної групи з мо-
менту початку вкладення перших інвестицій і до часу її
пуску в комерційну експлуатацію, років;
еT – термін ко-
мерційної експлуатації, років;
СЕС
tCAPEX ,
ВЕС
tCAPEX та
PEM
tCAPEX – відповідно, капіталовкладення у СЕС, ВЕС
та РЕМ для відповідного етапу будівництва, дол. США;
СЕС
tC ,
ВЕС
tC та
РЕМ
tC − відповідно, річні умовно-постійні
витрати на експлуатацію та технічне обслуговування
кожного елемента технологічної групи, дол. США;
Зм
tC
− річні умовно-змінні витрати, які на кожному етапі t
визначаються як функція від режиму роботи технологі-
чної групи, дол. США;
Інв
tC – сума сплати відсотків за
користування кредитними коштами для етапу t ,
дол. США.
Математичну модель (1)–(2) реалізовано на базі табли-
чного процесора MS Excel.
Споживання води для електролізу прийнято на основі
даних [31–34]. Було взято до уваги, що рівень забезпе-
чення водними ресурсами України, який визначається
формуванням річкового стоку, наявністю підземних і
морських вод, є недостатнім [35]. Майже 90 % терито-
рії держави характеризується низьким та дуже низь-
ким рівнем водозабезпечення. Природних поверхне-
вих вод, які можна використати для виробництва
водню, в Україні немає, отже, можливе використання
лише підземних вод, що і враховано у дослідженні. Ре-
нтна плата за спеціальне використання води відпо-
відно до Податкового Кодексу України 2026 року [36]
прийнята на рівні рентної плати за спеціальне викори-
стання підземних вод у Черкаській області –
72,02 грн/100 м3. Вода для електролізера має пройти
очищення. За даними [31] використання, наприклад,
зворотного осмосу для опріснення 1 м3 морської води
вимагає 3–4 кВт·год електроенергії, яка береться з ме-
режі Це має незначний вплив на загальну вартість еле-
ктролізу води, збільшуючи загальну вартість виробни-
цтва водню на 0,01–0,02 дол. США/кг H2.
Для виконання розрахунків було прийнято вихідні дані,
наведені у табл. 1. Вибір економічних параметрів СЕС,
ВЕС та РЕМ ґрунтується на даних [19, 20].
Таблиця 1. Вихідні параметри для розрахунку LCOH
Параметр Одиниця виміру Значення
СЕС [19]
Встановлена потужність СЕС МВт 1,0
Питомі капіталовкладення у встановлену потужність дол. США/кВт 780
Термін експлуатації років 30
Термін будівництва років 1
Витрати на експлуатацію та технічне обслуговування фіксовані дол. США /кВт рік 13,1
Річне збільшення умовно-постійних витрат % 0,10
ВЕС [19]
Встановлена потужність ВЕС МВт 1,0
Питомі капіталовкладенні у встановлену потужність дол. США/кВт 1660
Термін експлуатації років 30
Термін будівництва років 1
Витрати на експлуатацію та технічне обслуговування фіксовані дол. США /кВт рік 35,0
Річне збільшення умовно-постійних витрат % 0,10
Електролізер PEM [20]
Максимальна потужність % від номінальної потужності 100
Мінімальна потужність –«– 10
Питомі капіталовкладенні у встановлену потужність дол. США /кВт 1200
348
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
Параметр Одиниця виміру Значення
Термін експлуатації років 30
Термін будівництва років 1
ККД % 60
Коефіцієнт доступності для використання % 90
Споживання електроенергії кВт год/кг Н2 55,00
Споживання води л/кг Н2 10,00
Вартість опріснення води дол. США/м3 (1000 л) води 1,60
Виробництво кисню кг О2/кг Н2 8,00
Рентна плата за використання водних ресурсів дол. США/1 м3 води 0,04
Загальні параметри
Частка кредитних коштів % 70
Термін надання кредиту років 10
Процентна ставка за кредитом % 10
Прибутковість діяльності підприємства % 12
Податок на прибуток підприємств % 18
Дисконт реальний % 9,3
Дискусійним моментом є вибір значення встановленої
потужності електролізера. Результат аналізу фактичних
даних погодинного виробітку електричної енергії
технологічною парою СЕС+ВЕС протягом 2024 року з ви-
біркою за діапазонами обсягів спільної генерації наве-
дено у табл. 2.
Таблиця 2. Діапазони генерації електроенергії технологічною парою СЕС та ВЕС у 2024 році
Діапазон генерації електроенергії СЕС та ВЕС разом,
кВт за годину Годин генерації
Частка у річному
відпуску, %
від до
1824 1803 4 0,05
1768 1732 5 0,06
1694 1605 19 0,22
1597 1512 12 0,14
1496 1402 30 0,34
1391 1300 45 0,51
1298 1200 68 0,78
1199 1100 95 1,08
1097 1000 188 2,15
999 900 294 3,36
899 800 424 4,84
799 700 335 3,82
699 600 411 4,69
599 500 399 4,55
499 400 545 6,22
399 300 675 7,71
299 200 1032 11,78
199 100 1373 15,67
99 1 2361 26,95
0 0 445 5,08
Разом 8760 100
349
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
З табл. 2 видно, що генерація електроенергії технологі-
чною парою СЕС + ВЕС у діапазоні від 1824 до
1000 кВт/год відбувається 466 год на рік, що становить
лише 5,3 % від річних робочих годин. Отже, виникає пи-
тання, чи доцільно у технологічній групі СЕС+ВЕС+РЕМ
встановлювати електролізер, потужність якого дорів-
нює сумарній потужності СЕС та ВЕС. Адже КВВП елект-
ролізера є одним з ключових параметрів, які визнача-
ють собівартість виробництва водню [13].
Аналіз літератури виявив, що питанню оптимізації спів-
відношення потужностей ВДЕ та електролізера присвя-
чено низку досліджень у різних країнах. У дослідженні
[37], проведеному на замовлення Міністерства енерге-
тики США, пропонується вибирати потужність електро-
лізера на рівні 50 % від загальної потужності комбіно-
ваної пари СЕС та ВЕС, що приводить до підвищення
КВВП електролізера.
У [38] зазначається, що оптимальне співвідношення
між потужністю ВДЕ та потужністю електролізера є
компромісом між їх КВВП, оскільки вони демонструють
протилежні тенденції. При зменшенні співвідношення
між номінальною потужністю ВДЕ та електролізера
КВВП ВДЕ покращується, водночас КВВП електролізера
зменшується. Навпаки, при збільшенні співвідношення
між номінальною потужністю ВДЕ та електролізера ви-
користання останнього максимізується. Залежно від
вартості задіяних технологій, оптимальне рішення як
правило, покращує один із двох КВВП за рахунок ін-
шого. Розглянутий у статті приклад для умов Італії ви-
явив, що номінальна потужність СЕС повинна бути в 2,2
раза більшою, а номінальна потужність ВЕС – у 2,8 раза
більшою, ніж номінальна потужність електролізера.
У [39] зазначено, що для кожного класу потужності ВДЕ
існує оптимальна потужність електролізу для встанов-
лення, за якої показники LCOH є найнижчими. Це спів-
відношення не є загальним, а залежить від місця роз-
ташування ВДЕ. У статті наводяться такі оптимізовані за
витратами співвідношення потужності електролізу до
ВДЕ: від 13,6 % до 73 % для СЕС, від 3,3 % до 143 % для
ВЕС, відповідно, для розташування ВДЕ в різних
регіонах різних країн, де забезпечується різна кількість
годин генерації електроенергії. З урахуванням різних
місць розташування ВДЕ розкид значень оптимальних
співвідношень для ВЕС набагато більший, ніж для СЕС,
що, на думку авторів, обумовлено різними характерис-
тиками генерації. У [40] показано, що правильний під-
бір потужностей СЕС та електролізера має суттєвий
вплив на собівартість виробництва водню. Через низь-
кий КВВП СЕС оптимальне співвідношення між її потуж-
ністю та потужністю електролізера становить близько
2:1 для умов Італії. У [41] на базі погодинних даних по-
казано, що для мінімізації LCOH оптимальне співвідно-
шення потужності СЕС та електролізера в умовах Калі-
форнії становить 1,7:1.
Зрозуміло, що не вся електрична енергія, вироблена
СЕС та ВЕС, використовується для виробництва водню,
частка такої електроенергії становить від 13 % до 35 %
залежно від співвідношення потужностей СЕС+ВЕС та
РЕМ. По-перше, не використовується потужність, яка
перевищує потужність РЕМ, по-друге, потужність, яка
є меншою 10 % потужності РЕМ, що відповідає реко-
мендаціям з його експлуатації [38]. Цю електричну
енергію можна реалізувати на ринку лише в години
ранкового і вечірнього пікового навантаження енер-
госистеми.
Відповідно до постанови Національної комісії, що здійс-
нює державне регулювання у сферах енергетики та ко-
мунальних послуг від 16.01.2026 № 70 [42] граничні ціни
на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ри-
нку в період ранкового піку споживання з 07:00 до
11:00 години встановлено на рівні 6900,00 грн/МВт·год;
у період вечірнього піку з 17:00 до 23:00 години –
15000,00 грн/МВт·год. На балансуючому ринку макси-
мальні граничні ціни з 07:00 до 17:00 години –
8250,00 грн/МВт·год; з 17:00 до 23:00 години –
16 000,00 грн/МВт·год.
Аналіз графіків відпуску електроенергії та її споживання
електролізером протягом доби кожного місяця дав
змогу визначити кількість енергії, яку можна продати за
місяць у години пік (табл. 3).
Таблиця 3. Кількість електроенергії, виробленої СЕС і ВЕС та не використаної для виробництва водню, яку можна
продати в години пікового навантаження енергосистеми, МВт·год
Пік
Місяці року
За рік разом
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
Встановлена потужність РЕМ 1,9 МВт
Ранковий 6,0 3,2 3,6 3,0 1,3 0,6 0,7 1,4 1,7 3,0 6,2 4,3 34,8
Вечірній 8,4 9,3 7,9 7,9 9,7 10,8 7,6 10,1 9,6 9,1 7,9 9,6 108,0
Встановлена потужність РЕМ 1,0 МВт
Ранковий 5,5 4,6 7,4 5,1 7,2 7,0 2,1 5,4 7,1 3,2 3,0 1,5 59,1
Вечірній 2,8 3,0 2,6 2,7 2,8 4,2 4,3 3,9 4,6 3,8 2,3 3,6 40,7
Встановлена потужність РЕМ 0,9 МВт
Ранковий 6,6 6,0 10,5 9,1 11,0 11,3 3,7 8,7 10,4 4,8 3,1 1,6 87,0
350
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
Вечірній 2,7 2,6 2,1 2,5 2,5 3,9 3,9 3,7 4,4 3,3 2,0 3,1 36,7
Встановлена потужність РЕМ 0,85 МВт
Ранковий 7,4 6,7 12,4 11,4 13,5 14,0 5,3 11,1 12,9 6,2 3,1 1,7 105,7
Вечірній 2,4 2,4 2,0 2,5 2,5 3,3 3,7 3,3 4,3 3,3 2,0 2,9 34,4
Встановлена потужність РЕМ 0,83 МВт
Ранковий 7,8 7,1 13,3 12,3 14,7 15,2 6,2 12,1 13,9 6,9 3,1 1,7 114,4
Вечірній 2,3 2,4 1,9 2,5 2,4 3,3 3,6 3,1 4,0 3,3 1,9 2,6 33,4
Встановлена потужність РЕМ 0,8 МВт
Ранковий 8,4 7,8 14,6 13,8 16,6 17,2 0,2 14,0 15,7 8,0 3,5 2,1 121,7
Вечірній 2,5 2,5 2,0 2,0 2,6 3,0 3,5 2,9 3,9 3,3 2,1 2,7 32,9
Встановлена потужність РЕМ 0,75 МВт
Ранковий 9,9 9,0 16,7 16,5 20,0 20,8 11,0 17,4 18,8 10,0 4,1 3,1 157,2
Вечірній 3,0 2,5 2,3 2,0 2,9 2,5 3,4 2,7 3,6 3,4 2,4 2,6 33,3
Встановлена потужність РЕМ 0,7 МВт
Ранковий 11,6 10,2 19,5 19,5 23,8 24,8 14,8 21,1 22,2 12,5 4,6 4,3 188,9
Вечірній 3,6 2,9 2,6 2,1 3,2 2,2 3,1 2,4 3,6 3,7 2,9 2,8 35,2
Встановлена потужність РЕМ 0,65 МВт
Ранковий 13,3 11,6 22,4 22,6 28,1 29,1 19,2 25,2 25,8 15,1 5,6 5,4 223,4
Вечірній 4,2 3,4 2,9 2,6 3,2 1,9 3,0 2,0 3,8 4,0 3,7 3,0 37,7
Виходячи з зазначеного вище, було знайдено таке
співвідношення між потужністю технологічної групи
СЕС+ВЕС та РЕМ, яке забезпечує краще значення
середньозваженої собівартості виробництва водню.
Результати розрахунків наведено у табл. 4.
Таблиця 4. Значення LCOH за різного співвідношення потужності технологічної групи СЕС+ВЕС+РЕМ
Параметр Значення
Виробництво електроенергії
за рік СЕС+ВЕС, МВт·год 2 967,191
Встановлена потужність
РЕМ, МВт 1,90 1,00 0,90 0,85 0,83 0,80 0,75 0,70 0,65
Спожито електроенергії для
виробництва водню за рік,
МВт·год
2684,7 2770,9 2724,7 2690,7 2674,9 2645,8 2590,9 2525,4 2451,9
Невикористана електроене-
ргія за рік, МВт·год / %
282,5 /
19
196,3 /
13
242,5 /
16
276,5 /
19
292,3 /
20
321,4 /
22
376,3 /
25
441,8 /
30
515,3 /
35
Виробництво водню
за рік, т 26,359 27,206 26,751 26,417 26,262 25,977 25,438 24,795 24,073
LCOH, дол. США/кг Н2 21,39 14,62 14,18 14,36 14,44 13,89 14,19 13,81 14,22
LCOH з урахуванням про-
дажу О2, дол. США/кг Н2 19,92 13,15 12,71 12,89 12,98 12,43 12,72 12,34 12,76
LCOH з урахуванням про-
дажу О2 та електроенергії,
дол. США/кг Н2
18,90 12,5 11,85 11,90 11,92 11,31 11,31 10,65 10,38
Ratio PEM / (СЕС+ВЕС), % 95,0 % 50,0 % 45,0 % 42,5 % 41,5 % 40,0 % 37,5 % 35,0 % 32,5 %
Співвідношення встановле-
них потужностей (СЕС + ВЕС):
PEM
1,05:1 2:1 2,2:1 2,35:1 2,4:1 2,5:1 2,7:1 2,9:1 3,1:1
351
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
З табл. 4 чітко видно, що існує краще співвідношення
між потужностями пари СЕС+ВЕС та РЕМ – це 2,9:1.
Тобто для технологічної пари СЕС із встановленою поту-
жністю 1 МВт та ВЕС із встановленою потужністю 1 МВт
доцільно встановити електролізер РЕМ потужністю
0,7 МВт. При цьому забезпечується найнижче значення
LCOH – 13,81 дол. США/кг Н2.
Необхідно зазначити, що кисень, який виробляється в
процесі електролізу води, може використовуватись у рі-
зних галузях економіки, технології його транспорту-
вання добре розвинуті. Електролізери PEM виробляють
водень та кисень високої чистоти (99,999 %) [43], що ві-
дповідає вимогам до чистоти медичного кисню. Отже,
вартість виробництва зеленого водню можна змен-
шити, якщо використовувати електролітичний кисень як
товар. У розрахунках було враховано, як вплине на LCOH
продаж виробленого кисню. Для наведеної вище техно-
логічної групи СЕС+ВЕС+РЕМ при встановленій потужно-
сті РЕМ у 0,7 МВт це дає змогу зменшити LCOH до
12,34 дол. США/кг Н2.
Урахування можливості продажу надлишків електрое-
нергії на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобо-
вому ринку в години пік дає змогу зменшити LCOH до
10,65 дол. США/кг Н2. при встановленій потужності РЕМ
у 0,7 МВт. Однак LCOH зменшується до
10,38 дол. США/кг Н2 при встановленій потужності РЕМ
у 0,65 МВт, хоча без урахування продажу електроенергії
цей показник вище, ніж для РЕС у 0,7 МВт.
Для формування висновку щодо доцільності виробниц-
тва зеленого водню в Україні було проаналізовано оцінки
орієнтовної собівартості його виробництва в інших краї-
нах Європи. На сайті The European Hydrogen Observatory у
вільному доступі розміщено Калькулятор для розрахунку
LCOH (Levelised Cost of Hydrogen Calculator) [44], який дає
змогу використовувати значення за замовчуванням, на-
дані Hydrogen Europe, або значення, вказані користува-
чем. Значення за замовчуванням можуть змінюватися за-
лежно від вибору країни та джерела електроенергії.
Значення, вказані користувачем, не змінюються автома-
тично і повинні бути адаптовані користувачем. З викори-
станням значень за замовчуванням було розраховано
орієнтовні середньозважені собівартості виробництва зе-
леного водню в кількох країнах Європи (табл. 5).
Таблиця 5. Значення LCOH, розраховані з використан-
ням Levelised Cost of Hydrogen Calculator, розробле-
ного The European Hydrogen Observatory [44]
Країна
Тип ВДЕ
СЕС ВЕС на суходолі
Іспанія 6,82 6,95
Литва 12,59 7,25
Німеччина 10,42 7,4
Польща 11,93 7,36
Фінляндія 11,1 6,86
Чехія 11,63 8,88
Порівняння значень собівартості виробництва водню в
країнах Європи та найнижчої собівартості, розрахованої
на основі фактичних даних генерації ВДЕ у Черкаській
області з урахуванням продажу кисню та надлишків еле-
ктроенергії в години пік, показало, що український во-
день є майже співставним за собівартістю порівняно з
воднем, виробленим з використанням енергії СЕС у кра-
їнах, які схожі за погодними умовами (Німеччина,
Польща, Фінляндія, Чехія). Отже, необхідно провести
дослідження з визначення напрямів зниження LCOH у
реальних умовах нашої країни.
Одним з таких напрямів може бути збільшення потуж-
ностей технологічної групи, щоб проявився вплив ефе-
кту масштабування, наслідком якого може стати зни-
ження капітальних та операційних витрат, підвищення
енергоефективності за рахунок оптимізації допоміжних
систем (водопідготовки, охолодження, очищення). Крім
того, можна підвищити КВВП електролізера за рахунок
використання великої кількості відновлюваних джерел,
розташованих на певній відстані одне від одного, що
може дати кумулятивний ефект збільшення їх спільної
генерації.
Це потребує проведення додаткових досліджень.
Також доцільно провести дослідження щодо включення
до технологічної групи ВДЕ + електролізер установки
зберігання енергії. Хоча, на думку деяких дослідників,
така інтеграція не завжди є виправданою, оскільки збі-
льшує капітальні витрати, але не приводить до змен-
шення LCOH [39].
Висновки
Результати розрахунків середньозваженої собівартості
зеленого водню в умовах Черкаської області України по-
казали, що існує найкраще співвідношення між встано-
вленими потужністями технологічної пари СЕС та ВЕС,
потужністю 1 МВт кожна, та електролізера РЕМ – це
2,9:1, за якого показники LCOH є найнижчим.
Встановлено, що собівартість зеленого водню можна
зменшити в середньому на 10 % за рахунок продажу
кисню, який утворюється при електролізі води. Дода-
тковим напрямом зниження собівартості водню в се-
редньому на 18 % є продаж електроенергії, яка вироб-
ляється СЕС та ВЕС і не використовується у
технологічному процесі, на ринку «на добу наперед»
та внутрішньодобовому ринку в період ранкового та
вечірнього піку споживання.
Показано, що середньозважена собівартість виробниц-
тва зеленого водню технологічною групою
СЕС+ВЕС+РЕМ в умовах Черкаської області України є
майже співставною з собівартістю водню, виробленого
з використанням енергії СЕС у країнах, які схожі за пого-
дними умовами (Німеччина, Польща, Фінляндія, Чехія).
Для забезпечення конкурентоздатності українського во-
дню на європейському ринку необхідно дослідити
вплив збільшення потужностей технологічної групи
(ефект масштабування) на зменшення собівартості зе-
леного водню. Також необхідно провести дослідження
щодо доцільності включення до складу технологічної
групи ВДЕ + електролізер установки зберігання енергії,
352
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
що може дати ефект за рахунок збільшення коефіцієнта
використання встановленої потужності електролізера,
який суттєво впливає на собівартість виробництва во-
дню. Водночас значно підвищити КВВП електролізера
при роботі у такій технологічні групі навряд чи вдасться,
оскільки кліматичні умови України не дозволяють мати
високі КВВП СЕС і ВЕС.
ПОСИЛАННЯ
1. Паризька угода. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/995_l61.
2. The European Green Deal. Communication from the
European Commission // European Commission.
Brussels. 11.12.2019. COM(2019) 640 final. URL:
https://eur-lex.europa.eu/legal-
content/EN/TXT/?qid=1596443911913&uri=
CELEX:52019DC0640#document2.
3. A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe.
Communication from the Commission to the European
Parliament, the Council, the European Economic and
Social Committee and the Committee of the Regions.
COM (2020) 301 final. Brussels. 08.07.2020. URL:
https://eur-lex.europa.eu/legal-
content/EN/TXT/?uri=celex:52020DC0301.
4. Green hydrogen. URL:
https://unfccc.int/technology/green-hydrogen.
5. Communication from the Commission to the European
Parliament, the Council, the European Economic and
Social Committee and the Committee of the Regions
on the European Hydrogen Bank. COM(2023) 156 final.
Brussels, 16.3.2023. URL: https://eur-
lex.europa.eu/legal-
content/EN/TXT/?uri=celex:52023DC0156.
6. Національний план з енергетики та клімату на пе-
ріод до 2030 року. URL:
https://me.gov.ua/view/bb0b9ef5-ea96-4b8a-8f2f-
471faf32c9df.
7. Воднева стратегія України на період до 2050 року.
Проєкт. URL:
https://www.mev.gov.ua/sites/default/files/field/file/
vodneva-strategiya17.05.2024.pdf.
8. Babak V. P., Kulyk M. M. (2023). Increasing the
Efficiency and Security of Integrated Power System
Operation Through Heat Supply Electrification in
Ukraine. Science and Innovation, Vol. 19. No. 5, Рр.
100–116. https://scinn-
eng.org.ua/ojs/index.php/ni/article/view/470
9. Hotra, O.; Kulyk, M.; Babak, V.; Kovtun, S.; Zgurovets,
O.; Mroczka, J.; Kisała, P. (2024). Organisation of the
Structure and Functioning of Self-Sufficient Distributed
Power Generation. Energies 2024, 17, 27.
https://doi.org/10.3390/en17010027.
10. Derii, V., Nechaieva, T., & Leshchenko, I. (2023).
Assessment of the effect of structural changes in
Ukraine’s district heating on the greenhouse gas
emissions. Science and Innovation, 19(4), 57–65.
https://doi.org/10.15407/scine19.04.057 ISSN 2409-
9066.
11. Babak, V. P., Kulyk, M. M. Possibilities and perspectives
of the consumers-regulators application in systems of
frequency and power automatic regulation. Technical
Electrodynamics. 2023, Issue 4, p. 72–80.
https://doi.org/10.15470/techned2023.04.072 ISSN
16077970.
12. Толстов Д. В. (2025). Інтеграція PEM-електролізера в
балансуючу групу ВДЕ України. Енергозбереження.
Енергетика. Енергоаудит. № 8 (211). С. 40–64.
https://doi.org/10.20998/2313-8890.2025.08.03.
13. Лещенко І. Ч. (2021). Оцінка сердньозваженої собі-
вартості виробництва водню в Україні. Проблеми
загальної енергетики. 2021. Вип. 2, с. 4–11.
https://doi.org/10.15407/pge2021.02.004.
14. Global Hydrogen Review 2021. International Energy
Agency. 2021. URL:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/5bd46d7b-
906a-4429-abda-e9c507a62341/
GlobalHydrogenReview2021.pdf.
15. Global Hydrogen Review 2025. International Energy
Agency. 2025. URL:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/a6c466dd-
b6f0-44bd-a60a-
6940eccfb1c3/GlobalHydrogenReview2025.pdf.
16. Global Hydrogen Review 2024. International Energy
Agency. 2024. URL:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/89c1e382-
dc59-46ca-aa47-
9f7d41531ab5/GlobalHydrogenReview2024.pdf.
17. Lazard’s levelized cost of energy analysis — version
14.0. October 2020. URL:
https://www.lazard.com/research-insights/levelized-
cost-of-energy-levelized-cost-of-storage-and-levelized-
cost-of-hydrogen-2020/.
18. Lazard's Levelized Cost of Energy+. June 2025. URL:
https://www.lazard.com/news-
announcements/lazard-releases-2025-levelized-cost-
of-energyplus-report-pr/.
19. IRENA (2025), Renewable power generation costs in
2024, International Renewable Energy Agency, Abu
Dhabi. URL: https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2025/Jul/
IRENA_TEC_RPGC_in_2024_2025.pdf.
20. Lazard's Levelized Cost of Energy+. June 2024. URL:
https://www.lazard.com/media/xemfey0k/lazards-
lcoeplus-june-2024-_vf.pdf.
353
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
21. Electrolysers. IEA. URL: https://www.iea.org/energy-
system/low-emissions-fuels/electrolysers.
22. Between Two Stacks: How a PEM Electrolyzer is More
Cost-Effective Than an Alkaline Electrolyzer. Plug
Power Inc. 2022. URL:
https://www.plugpower.com/blog/between-two-
stacks-how-a-pem-electrolyzer-is-more-cost-effective-
than-an-alkaline-electrolyzer/.
23. Anita H. Reksten, Magnus S. Thomassen, Steffen
Møller-Holst, Kyrre Sundseth, Projecting the future
cost of PEM and alkaline water electrolysers; a CAPEX
model including electrolyser plant size and technology
development, International Journal of Hydrogen
Energy, Volume 47, Issue 90, 2022, Pages 38106–
38113, ISSN 0360-3199,
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.08.306.
24. Zun, M. T., & McLellan, B. C. (2023). Cost Projection of
Global Green Hydrogen Production Scenarios.
Hydrogen, 4(4), 932-960.
https://doi.org/10.3390/hydrogen4040055.
25. Subramani Krishnan, Vinzenz Koning, Matheus
Theodorus de Groot, Arend de Groot, Paola Granados
Mendoza, Martin Junginger, Gert Jan Kramer. Present
and future cost of alkaline and PEM electrolyser stacks.
International Journal of Hydrogen Energy. Volume 48,
Issue 83, 2023. Pages 32313–32330.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.05.031.
26. Nicolas Dubouis, David Aymé-Perrot, Damien
Degoulange, Alexis Grimaud, Hubert Girault. Alkaline
electrolyzers: Powering industries and overcoming
fundamental challenges. Joule. Volume 8, Issue 4.
2024. Pages 883–898.
https://doi.org/10.1016/j.joule.2024.02.012.
27. Lauritz Bühler, Dominik Möst. Projecting technological
advancement of electrolyzers and the impact on the
competitiveness of hydrogen. International Journal of
Hydrogen Energy, Volume 98. 2025. Pages 1174–1184.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.12.078.
28. The International Energy Agency. URL:
https://www.iea.org/energy-system/low-emissions-
fuels/electrolysers.
29. System Advisor Model™ Version 2023.12.17 (SAM™
2023.12.17). National Renewable Energy Laboratory.
Golden, CO. Available at: https://https://sam.nrel.gov.
30. IRENA (2020). Green Hydrogen Cost Reduction: Scaling
up Electrolysers to Meet the 1.5⁰C Climate Goal.
International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi.
URL: https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Dec/IRE
NA_Green_hydrogen_cost_2020.pdf/
31. The Future of Hydrogen. IEA Tech. rep. 2019. URL:
https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen.
32. The World’s Most Efficient and Reliable Electrolysers.
Nel Hydrogen Electrolysers. URL:
https://nelhydrogen.com/wp-
content/uploads/2020/03/Electrolysers-Brochure-Rev-
C.pdf.
33. Denis Thomas Large scale PEM electrolysis: technology
status and upscaling strategies. Hydrogenics. October
2019. Brussels (BE). http://hybalance.eu/wp-
content/uploads/2019/10/Large-scale-PEM-
electrolysis.pdf.
34. Silyzer 300. The next paradigm of PEM electrolysis.
URL: https://assets.siemens-
energy.com/siemens/assets/api/uuid:a193b68f-7ab4-
4536-abe2-c23e01d0b526/datasheet-silyzer300.pdf.
35. Концепція Державної цільової програми комплекс-
ного водозабезпечення територій, які зазнали
впливу воєнних дій, на період до 2030 року. Поста-
нова Кабінету Міністрів України від 30.07.2024
№ 905. URL:
https://www.kmu.gov.ua/storage/app/uploads/public/
66b/9ea/
d43/66b9ead434e1c646121952.pdf.
36. Податковий кодекс України. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2755-17#Text.
[in Ukrainian].
37. McKenzie H., D. Peterson, E. Miller, J. Vickers, R. Mow,
C. Howe. "DOE Hydrogen Program Record 24005:
Clean Hydrogen Production Cost Scenarios with PEM
Electrolyzer Technology", 2024. [Online]. URL:
https://www.hydrogen.energy.gov/docs/hydrogenpro
gramlibraries/pdfs/24005-clean-hydrogen-production-
cost-pem-electrolyzer.pdf?sfvrsn=8cb10889_1.
38. Paolo Marocco, Marta Gandiglio, Massimo Santarelli.
Optimal design of PV-based grid-connected hydrogen
production systems. Journal of Cleaner Production.
Volume 434. 2024. 140007.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.140007.
39. Andreas Hofrichter, Daniel Rank, Michael Heberl,
Michael Sterner. Determination of the optimal power
ratio between electrolysis and renewable energy to
investigate the effects on the hydrogen production
costs. International Journal of Hydrogen Energy.
Volume 48, Issue 5. 2023. Pages 1651–1663.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.09.263.
40. G. Tamburrano, L. Del Zotto, F. Zuccari, R. Caponi, A.
Santiangeli, U Di Matteo, F. Orecchini and E. Bocci.
(2023). Techno-economic analysis of hydrogen
production via photovoltaic, battery and electrolysis:
plant sizing and hydrogen cost. Journal of Physics:
Conference Series. 2648 012067.
https://doi.org/10.1088/1742-6596/2648/1/012067.
41. Mariya Koleva, Omar J. Guerra, Joshua Eichman, Bri-
Mathias Hodge, Jennifer Kurtz. Optimal design of solar-
driven electrolytic hydrogen production systems within
http://hybalance.eu/wp-content/uploads/2019/10/Large-scale-PEM-electrolysis.pdf
http://hybalance.eu/wp-content/uploads/2019/10/Large-scale-PEM-electrolysis.pdf
http://hybalance.eu/wp-content/uploads/2019/10/Large-scale-PEM-electrolysis.pdf
354
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
electricity markets. Journal of Power Sources. Volume
483, 2021, 229183,
https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2020.229183.
42. Про граничні ціни на ринку «на добу наперед», вну-
трішньодобовому ринку та балансуючому ринку.
Постанова Національної комісії, що здійснює дер-
жавне регулювання у сферах енергетики та комуна-
льних послуг від 16.01.2026 № 70. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v0070874-
26#Text.
43. S. Shiva Kumar, Hankwon Lim. An overview of water
electrolysis technologies for green hydrogen
production. Energy Reports. Volume 8. 2022. Pages
13793–13813.
https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.10.127.
44. Levelised Cost of Hydrogen Calculator.
https://observatory.clean-hydrogen.europa.eu/tools-
reports/levelised-cost-hydrogen-calculator.
355
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
УДК 621.311.61 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2026.2(85).344-364
ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION
IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE
Received May 13, 2026; accepted Jun. 26, 2026
Available online June. 30, 2026
Leshchenko I.1, Nechaieva T.2
Author for correspondence: Leshchenko Iryna,
e-mail: lesch_ic@ukr.net
Abstract. An analysis of the Ukrainian and European regulatory
framework for the development of green hydrogen production
was conducted. The world development of green hydrogen
production technologies over the past five years was considered.
It was shown that the expected decrease in electrolyzer costs did
not occur, but the total installed costs for solar and wind power
plants decreased in Europe. The hourly electricity production by
solar and wind power plants operating in the Cherkasy region of Ukraine in 2024 was analyzed. The initial
parameter values for calculating the levelized cost of green hydrogen production using electricity generated by
these power plants are determined by the results of this analysis and a literature review.
It is shown that the ratio between the installed capacity of the renewable energy source and the electrolyzer is
debatable. The results of calculations of the levelized cost of green hydrogen production for different values of
this ratio are presented. The inexpediency of using an electrolyzer with a capacity equal to the capacity of a
renewable energy source is established. It is shown that there is an optimal value of this ratio, at which the
lowest levelized cost of hydrogen production is ensured.
The possibility of reducing the cost of green hydrogen by selling oxygen formed during water electrolysis has
been studied. It has been shown that this will reduce the cost by an average of 10%.
The electricity supply schedules from solar and wind power plants and their consumption by the electrolyzer
throughout the day of each month were analyzed. This amount of electricity that is not used in the technological
process, but can be sold on the day-ahead and intraday markets during morning and evening peak consumption
periods, has been determined. Such a sale will further reduce the cost of green hydrogen by an average of 18%.
Keywords: decarbonization, electrolyzer, solar power plant, wind power plant, green hydrogen, levelized cost
of hydrogen production, capacity ratio.
List of symbols and abbreviations used:
CAPEX – Capital Expenditure
ALK – Alkaline Electrolyzer
PEM – proton exchange membrane electrolyser
RES – renewable energy sources
IEA – International Energy Agency
SPP+WPP+PEM – technological group consisting of a solar
and wind power plant and an electrolyzer РЕМ
Introduction. Achieving climate neutrality by the middle of
the current century is a priority objective of the Paris Agree-
ment [1] and the European Green Deal [2], which serve as
guiding frameworks for EU Member States regarding en-
ergy transformation and the transition to a reliable and sus-
tainable energy supply in the future and, accordingly,
should be taken into account by Ukraine as a candidate
country for EU membership.
In 2020, the EU adopted A Hydrogen Strategy for a Climate-
Neutral Europe [3], which provides projections for the in-
crease in hydrogen’s share in the European energy balance
from less than 2% in 2019 to 13–14% by 2050. The docu-
ment also emphasizes that the countries of the Eastern
Neighbourhood, in particular Ukraine, as well as the
countries of the Southern Neighbourhood, should become
priority partners of the EU within the framework of the Hy-
drogen Strategy, including through the Neighbourhood In-
vestment Platform, which has financed projects supporting
the transition of partner countries to clean energy for many
years.
The aforementioned document identifies renewable (or
clean) hydrogen as one of the main types of hydrogen,
which is produced through water electrolysis using electric-
ity generated from renewable energy sources. At the same
time, it is noted that renewable hydrogen may also be ob-
tained through steam reforming of biogas or biochemical
conversion of biomass. The website of the United Nations
Framework Convention on Climate Change provides the
1 Cand. of Tech. Sciences
https://orcid.org/0000-0003-3382-4762
2 Cand. of Tech. Sciences
https://orcid.org/0000-0001-9154-4545
1, 2 General Energy Institute, NAS of
Ukraine, Kyiv, Ukraine
2 State Institution “Center for evaluation of
activity of research institutions and scien-
tific support of regional development of
Ukraine of NAS of Ukraine”
356
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
following definition: “green” hydrogen is hydrogen pro-
duced through water electrolysis using electricity gener-
ated from renewable energy sources [4]. This article specif-
ically examines the production of green hydrogen.
In 2023, the European Commission published the Commu-
nication from the Commission to the European Parliament,
the Council, the European Economic and Social Committee
and the Committee of the Regions on the European Hydro-
gen Bank, which outlines the concept for establishing such
a bank and creating an internal hydrogen market based on
fixed-premium auctions to support production within the
EU. At the same time, the document emphasizes “the need
for a dedicated instrument capable of supporting hydrogen
flows from third countries. In the absence of a market, EU
Member States should support European buyers in order to
ensure the conclusion of currently non-existent purchase
agreements with producers in third countries” [5].
In Ukraine, by Resolution of the Cabinet of Ministers dated
25 June 2024 No. 587-r, the “National Energy and Climate
Plan until 2030” was approved. The document states that
hydrogen production in Ukraine may reach 1.0 billion m³ by
2035 and increase to 5.0 billion m³ thereafter [6].
In 2024, the Ministry of Energy of Ukraine presented the
draft Hydrogen Strategy of Ukraine until 2050 , which is in-
tended to define the main areas of hydrogen use in
Ukraine, including export opportunities. The declared ob-
jective of the Strategy is to establish the fundamental prin-
ciples for the development of the hydrogen sector in
Ukraine until 2050, as well as to identify the main stages,
strategic goals, and the pathways and mechanisms for their
achievement [7]. The document presents the overall poten-
tial for hydrogen production using solar and wind energy,
differentiated by the regions of Ukraine.
However, none of the aforementioned documents provides
substantiated estimates of the cost of green hydrogen pro-
duction under Ukrainian conditions. Nevertheless, this indi-
cator will determine the competitiveness of Ukrainian hy-
drogen in the European market.
The stochastic operating mode of solar power plants (SPPs)
and wind power plants (WPPs) constitutes a significant de-
stabilizing factor for the operation of any power system, in-
cluding the Integrated Power System of Ukraine (IPS of
Ukraine), which experiences a considerable deficit of flexi-
ble generation capacity. Within the IPS of Ukraine,
pumped-storage hydropower plants are used as energy
storage facilities; however, their storage capacity has
proven insufficient to ensure system stability. In 2025, the
largest energy storage system complex, with a capacity of
200 MW, commissioned by DTEK in partnership with the
American company Fluence Energy B.V., commenced oper-
ation.
At the same time, technologies for converting electricity
into other energy carriers play an important role in main-
taining the operational balance of the Ukrainian power sys-
tem under conditions of insufficient flexibility of generation
sources and significant volumes of excess electricity
generation from renewable energy sources (RES) [8–12].
Among such technologies, hydrogen production using re-
newable energy should be highlighted. Therefore, the de-
termination of the techno-economic performance indica-
tors of hydrogen production technologies based on
renewable energy for the conditions of a specific country is
highly relevant.
Problem statement. In 2020, this article's co-author con-
ducted a study aimed at determining the levelized cost of
hydrogen production using electricity generated from re-
newable energy sources for Ukraine as a whole [13]. The
calculations presented in the article were based on litera-
ture sources, forecasts regarding the development of green
hydrogen production technologies, and the authors’ own
assumptions made with consideration of the possible oper-
ating conditions of electrolyzers in Ukraine. Specific SPPs or
WPPs, and consequently their actual electricity generation
profiles, were not considered.
An analysis of publications indicates that forecasts regard-
ing the increase in global green hydrogen production have
not been confirmed. A comparison of the data of the Inter-
national Energy Agency (IEA) for 2021 [14] and 2025 [15]
showed that, in 2020, the production of “green hydrogen”
through water electrolysis amounted to 30 thousand
tonnes (approximately 0.03% of global hydrogen produc-
tion), while 16 fossil-fuel-based plants using carbon cap-
ture, utilization, and storage (CCUS) technologies produced
an additional 0.7 million tonnes of hydrogen (0.7% of global
production). In 2024, less than 1% of hydrogen was also
produced using low-carbon technologies. According to the
IEA 2025 forecasts, taking into account announced pro-
jects, low-carbon hydrogen production may reach 37 mil-
lion tonnes per year by 2030 [15], which is lower than the
IEA 2024 forecast of 49 million tonnes per year [16].
The key parameters affecting the cost of hydrogen produc-
tion are capital expenditures (CAPEX), electrolyzer effi-
ciency, its capacity factor, and the cost of consumed elec-
tricity. According to Lazard data for the United States, the
CAPEX of utility-scale SPPs in 2020 was estimated within
the range of USD 1,300–1,500/kW [17], while in 2025 it was
estimated at USD 1,600–3,300/kW [18]. At the same time,
according to the International Renewable Energy Agency
(IRENA), the CAPEX of onshore WPPs in Europe in 2024 was
estimated within the range of USD 1,211–2,232/kW, while
operation and maintenance costs ranged from USD 25 to
55/kW [19]. According to IRENA, during 2024 the CAPEX for
all recently commissioned utility-scale SPPs projects in Eu-
rope varied within the range of USD 524–1,312/kW. Data
from the IRENA project database for 2024 showed that the
weighted average operation and maintenance cost of util-
ity-scale SPPs amounted to USD 13.1/kW per year at the
global level [19].
At present, there are two mature water electrolysis tech-
nologies: alkaline electrolyzers (ALK) and proton exchange
membrane electrolyzers (PEM). In 2024, Lazard estimated
the capital costs for the deployment of electrolyzers with
installed capacities of 100 MW and 20 MW at USD 1,100–
357
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
1,831/kW for ALK systems and USD 1,630–1,975/kW for
PEM systems [20]. According to IEA estimates, over the last
decade, PEM technology has demonstrated a significant re-
duction in costs, although it still remains approximately
20% more expensive than ALK technology. Currently, the
CAPEX of electrolyzer systems amounts to USD 2,000/kW
and USD 2,450/kW for ALK and PEM technologies, respec-
tively, although for Chinese ALK electrolyzers these costs
may range from approximately USD 750 to 1,300/kW [21].
An analysis of both types of electrolyzers indicates that, at
present, the cost of ALK systems is lower than that of PEM
systems. However, reference [22] emphasizes the necessity
of considering the fact that the total operating costs of PEM
systems are actually only one-third of the operating costs
of ALK systems. Reference [23] presents a forecast of a sig-
nificant reduction in the gap in capital expenditures be-
tween ALK and PEM technologies by 2030 for installations
with capacities of 1–10 MW, while the analysis results pre-
sented in [24] indicate that PEM systems may ultimately
become more affordable than alkaline systems.
Thus, no substantial reduction in capital expenditures costs
for electrolyzers has occurred. For ALK technology, a slight
increase in CAPEX has even been observed, which may be
associated with efforts to enhance their operational flexi-
bility for integration with RES and to address the problem
of electrode degradation in order to reduce operating costs
[25, 26]. According to other forecasts [27], the capital ex-
penditures for both ALK and PEM electrolysis technologies
may converge by 2030.
However, at present, both technologies have the same
Technology Readiness Level (TRL 9) for hydrogen produc-
tion, since they still require policy support and further im-
provements in order to remain competitive with conven-
tional fossil-fuel-based hydrogen production technologies
without emissions [28].
Over the past five years, the efficiency of electrolyzers,
which significantly affects the cost of hydrogen production,
has remained almost unchanged.
Thus, the objective of this study was to perform refined cal-
culations of the levelized cost of green hydrogen produc-
tion in the Cherkasy region of Ukraine.
The calculations were based on annual hourly power gen-
eration data for wind and solar power plants located in
Cherkasy Oblast, obtained using the renewable energy gen-
eration modeling system System Advisor Model (SAM), de-
veloped by the National Renewable Energy Laboratory
(NREL) [29].
Presentation of the main research material with substanti-
ation of the obtained scientific results.
For the production of green hydrogen, a technological con-
figuration consisting of a solar power plant, a wind power
plant, and an electrolyzer was considered.
When selecting the type of electrolyzer — alkaline or pro-
ton exchange membrane — in addition to CAPEX values,
their key dynamic characteristics according to [30] were
also taken into account. PEM electrolyzers have a wider
load range, from 0 to 160% of nominal load, whereas for
ALK systems the range is 15–100%. PEM systems also
demonstrate faster start-up times, both from a warm state
— 1 second compared to 1 minute for ALK — and from a
cold state — 5 minutes compared to 10 minutes for ALK.
The ramp-up/ramp-down rate for PEM systems reaches
100% per second, while for ALK systems it ranges from 0.2
to 20% per second. Shutdown of PEM systems requires only
a few seconds, whereas for ALK systems it takes from 1 to
10 minutes.
Since, within the considered technological configuration,
the electrolyzer must operate efficiently in a technological
group with the variable generation of SPPs and WPPs, the
PEM electrolyzer technology was selected, as it offers sig-
nificant advantages over ALK systems in terms of opera-
tional dynamics.
It was assumed that the considered technological configu-
ration operates as a single integrated hydrogen production
facility; therefore, the electricity generated by the SPP +
WPP system is supplied to the electrolyzer free of charge.
At the same time, the cost of hydrogen production is af-
fected not only by the capital and operating expenditures
of the electrolyzer, but also by those of the SPP and WPP.
The technological configuration does not include tempo-
rary hydrogen storage facilities. Further transportation and
use of hydrogen were not considered.
At present, the term “Levelized Cost of Hydrogen” (LCOH)
is widely used. It is expressed in USD per kilogram of hydro-
gen and is calculated as the total discounted costs over the
life cycle of the technological configuration divided by the
total discounted hydrogen production over the same pe-
riod, which can be formalized by the following expression:
( )
( )1
1
, (1)
1
LCC
T
t
t
t
C
LCOH
H
r
−
=
=
+
where
LCCC represents the discounted hydrogen produc-
tion costs of the technological configuration over its life cy-
cle, expressed in USD (the nominal value of money corre-
sponds to the first stage of commercial operation); T is the
life-cycle duration of the technological configuration, years;
t denotes the life-cycle stage, year;
tH is the hydrogen pro-
duction of the technological configuration at stage t, kg;
and r is the discount rate, expressed as a fraction.
The discounted costs of hydrogen production over the life
cycle of the technological configuration, reduced to the be-
ginning of its operation, are determined by the following
expression:
( ) ( )
1 1
1 1
, (2)
1 1
C C O
k
C C
C
РЕМ РЕМ V IP nvT T T
LCC t
T
S P
t t t t t t
T
P WPP SPP
t
t t
t t T
WPCAPEX CAPEX CAPEX C C C C C
C
r r
+
+ − − −
= = +
+ + + + + +
= +
+ +
358
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
where
C
tT is the construction period of the technological
configuration from the commencement of initial invest-
ments to the start of commercial operation, years;
OT is
the period of commercial operation, years;
SPP
tCAPEX ,
WPP
tCAPEX and
PEM
tCAPEX are the capital investments in
the SPP, WPP, and PEM electrolyzer, respectively, for the
corresponding construction stage, expressed in USD;
SPP
tC ,
WPP
tC , and
PEM
tC are the annual fixed operation and mainte-
nance costs of each component of the technological config-
uration, respectively, expressed in USD;
V
tC denotes the
annual variable operating costs, which at each stage t are
determined as a function of the operating mode of the
technological configuration, expressed in USD; and
Inv
tC is
the amount of interest payments on loan funds for stage t
in USD.
The mathematical model (1)–(2) was implemented using
the Microsoft Excel spreadsheet processor.
Water consumption for electrolysis was adopted based on
the data reported in [31–34]. It was taken into account that
the level of water resource availability in Ukraine,
determined by river runoff formation and the availability of
groundwater and marine water resources, is insufficient
[35]. Almost 90% of the country’s territory is characterized
by low or very low levels of water availability. Ukraine does
not possess natural surface water resources suitable for hy-
drogen production; therefore, only groundwater can po-
tentially be utilized, which was taken into consideration in
this study. The rent fee for special water use, according to
the 2026 Tax Code of Ukraine [36], was assumed at the
level established for the special use of groundwater in
Cherkasy Oblast, namely UAH 72.02 per 100 m³. Water sup-
plied to the electrolyzer must undergo purification. Accord-
ing to [31], the use of, for example, reverse osmosis for the
desalination of 1 m³ of seawater requires 3–4 kWh of elec-
tricity drawn from the grid. This has an insignificant effect
on the overall cost of water electrolysis, increasing the total
hydrogen production cost by only USD 0.01–0.02 per kg of
H₂.
For the calculations, the input data presented in Table 1
were adopted. The selection of the economic parameters
of photovoltaic power plants (solar power plants, SPPs),
wind power plants (WPPs), and the electricity grid (power
grid, PG) was based on the data reported in [19, 20].
Table 1. Initial parameters for LCOH calculation
Parameter Unit of measurement Value
SPP [19]
SPP installed capacity MW 1.0
SPP CAPEX USD/kW 780
Period of commercial operation years 30
Construction period years 1
O&M costs USD/(kW·year) 13.1
Annual increase in O&M costs % 0.10
WPP [19]
WPP installed capacity MW 1.0
WPP CAPEX USD/kW 1660
Period of commercial operation years 30
Construction period years 1
O&M costs USD/(kW·year) 35.0
Annual increase in O&M costs % 0.10
Electrolyser PEM [20]
Maximum capacity % of nominal capacity 100
Minimum capacity –«– 10
PEM CAPEX USD/kW 1200
Period of commercial operation years 30
Construction period years 1
Efficiency % 60
Availability factor % 90
Electricity consumption kWh/kg H₂ 55.00
Water consumption l/kg Н2 10.00
Water desalination cost USD /m3 (1000 l) of water 1.60
Oxygen production kg О2/kg Н2 8.00
Rent fee for the use of water resources USD /1 m3 of water 0.04
359
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
Parameter Unit of measurement Value
General parameters
Share of loan funds % 70
Term of loan provision years 10
Loan interest rate % 10
Internal revenue rate % 12
Corporate income tax % 18
Real discount rate % 9.3
A debatable issue is the selection of the installed capacity of
the electrolyzer. The results of the analysis of actual hourly
electricity generation data for the combined SPP + WPP tech-
nological pair during 2024, classified by ranges of joint power
generation volumes, are presented in Table 2.
Table 2. Ranges of electricity generation by a technological pair of solar and wind power plants in 2024
Range of combined electricity generation by the SPP and
WPP, kW per hour Hours of generation
Share in annual electricity
output, %
from to
1824 1803 4 0.05
1768 1732 5 0.06
1694 1605 19 0.22
1597 1512 12 0.14
1496 1402 30 0.34
1391 1300 45 0.51
1298 1200 68 0.78
1199 1100 95 1.08
1097 1000 188 2.15
999 900 294 3.36
899 800 424 4.84
799 700 335 3.82
699 600 411 4.69
599 500 399 4.55
499 400 545 6.22
399 300 675 7.71
299 200 1032 11.78
199 100 1373 15.67
99 1 2361 26.95
0 0 445 5.08
Total 8760 100
Table 2 shows that electricity generation by the combined
SPP + WPP technological pair within the range from 1824
to 1000 kWh occurs during 466 hours per year, which ac-
counts for only 5.3% of the annual operating hours. There-
fore, the question arises as to whether it is reasonable,
within the SPP + WPP + PG technological group, to install
an electrolyzer whose capacity is equal to the total installed
capacity of the SPP and WPP. This is due to the fact that the
capacity factor of the electrolyzer is one of the key param-
eters determining the cost of hydrogen production [13].
A review of the literature revealed that a number of studies
conducted in different countries have addressed the issue
of optimizing the capacity ratio between RES and the elec-
trolyzer. In study [37], carried out on behalf of the US
Department of Energy, it is proposed to select the electro-
lyzer capacity at the level of 50% of the total capacity of the
combined SPP and WPP pair, which leads to an increase in
the electrolyzer capacity factor.
Reference [38] states that the optimal ratio between RES
capacity and electrolyzer capacity represents a compro-
mise between their respective capacity factors, as they ex-
hibit opposite trends. When the ratio between the nominal
capacity of RES and that of the electrolyzer decreases, the
RES capacity factor improves, while the electrolyzer capac-
ity factor decreases. Conversely, as the ratio between the
nominal capacity of RES and the electrolyzer increases, the
utilization of the latter is maximized. Depending on the cost
of the technologies involved, the optimal solution generally
360
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
improves one of the two capacity factors at the expense of
the other. The case study considered in the article for the
conditions of Italy showed that the nominal capacity of the
SPP should be 2.2 times higher, and the nominal capacity of
the WPP should be 2.8 times higher than the nominal ca-
pacity of the electrolyzer.
Reference [39] states that for each RES capacity class, there
exists an optimal electrolyzer capacity to be installed at
which the LCOH reaches its minimum value. This ratio is not
universal but depends on the location of the RES installa-
tion. The article provides the following cost-optimized ra-
tios of electrolyzer capacity to RES capacity: from 13.6% to
73% for SPPs and from 3.3% to 143% for WPPs, depending
on the location of RES facilities in different regions and
countries characterized by varying numbers of electricity
generation hours. Taking into account the different RES lo-
cations, the range of optimal ratios for WPPs is significantly
wider than that for SPPs, which, according to the authors,
is determined by different generation characteristics.
Reference [40] demonstrates that the proper selection of
SPP and electrolyzer capacities has a significant impact on
the cost of hydrogen production. Due to the low capacity fac-
tor of SPPs, the optimal ratio between SPP capacity and elec-
trolyzer capacity under the conditions of California is 1.7:1.
It is evident that not all electricity generated by the SPP and
WPP is used for hydrogen production; the share of such
electricity ranges from 13% to 35%, depending on the ca-
pacity ratio between the SPP + WPP system and the PEM.
First, the power exceeding the electrolyzer capacity is not
utilized; second, power below 10% of the electrolyzer ca-
pacity is also not utilized, in accordance with operational
recommendations [38]. This electricity can only be sold on
the market during the morning and evening peak load
hours of the power system.
According to Resolution No. 70 of 16 January 2026 issued
by the National Commission for State Regulation of Energy
and Public Utilities [42], the price caps on the day-ahead
electricity market and the intraday market during the
morning consumption peak period from 07:00 to 11:00 are
set at UAH 6,900.00/MWh, while during the evening peak
period from 17:00 to 23:00 they are set at UAH
15,000.00/MWh. On the balancing market, the maximum
price caps are UAH 8,250.00/MWh from 07:00 to 17:00 and
UAH 16,000.00/MWh from 17:00 to 23:00.
An analysis of the daily electricity supply and electrolyzer
consumption profiles for each month made it possible to
determine the amount of energy that can be sold during
peak hours over the course of a month (Table 3).
Table 3. Amount of electricity generated by solar and wind power plants that is not used for hydrogen production,
which can be sold during peak load hours of the power system, MWh
Peak
period
Month of the year Total for
the year 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
РЕМ installed capacity 1.9 MW
Morning 6.0 3.2 3.6 3.0 1.3 0.6 0.7 1.4 1.7 3.0 6.2 4.3 34.8
Evening 8.4 9.3 7.9 7.9 9.7 10.8 7.6 10.1 9.6 9.1 7.9 9.6 108.0
РЕМ installed capacity 1.0 MW
Morning 5.5 4.6 7.4 5.1 7.2 7.0 2.1 5.4 7.1 3.2 3.0 1.5 59.1
Evening 2.8 3.0 2.6 2.7 2.8 4.2 4.3 3.9 4.6 3.8 2.3 3.6 40.7
РЕМ installed capacity 0.9 MW
Morning 6.6 6.0 10.5 9.1 11.0 11.3 3.7 8.7 10.4 4.8 3.1 1.6 87.0
Evening 2.7 2.6 2.1 2.5 2.5 3.9 3.9 3.7 4.4 3.3 2.0 3.1 36.7
РЕМ installed capacity 0.85 MW
Morning 7.4 6.7 12.4 11.4 13.5 14.0 5.3 11.1 12.9 6.2 3.1 1.7 105.7
Evening 2.4 2.4 2.0 2.5 2.5 3.3 3.7 3.3 4.3 3.3 2.0 2.9 34.4
РЕМ installed capacity 0.83 MW
Morning 7.8 7.1 13.3 12.3 14.7 15.2 6.2 12.1 13.9 6.9 3.1 1.7 114.4
Evening 2.3 2.4 1.9 2.5 2.4 3.3 3.6 3.1 4.0 3.3 1.9 2.6 33.4
РЕМ installed capacity 0.8 MW
Morning 8.4 7.8 14.6 13.8 16.6 17.2 0.2 14.0 15.7 8.0 3.5 2.1 121.7
Evening 2.5 2.5 2.0 2.0 2.6 3.0 3.5 2.9 3.9 3.3 2.1 2.7 32.9
РЕМ installed capacity 0.75 MW
Morning 9.9 9.0 16.7 16.5 20.0 20.8 11.0 17.4 18.8 10.0 4.1 3.1 157.2
361
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
Peak
period
Month of the year Total for
the year 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
Evening 3.0 2.5 2.3 2.0 2.9 2.5 3.4 2.7 3.6 3.4 2.4 2.6 33.3
РЕМ installed capacity 0.7 MW
Morning 11.6 10.2 19.5 19.5 23.8 24.8 14.8 21.1 22.2 12.5 4.6 4.3 188.9
Evening 3.6 2.9 2.6 2.1 3.2 2.2 3.1 2.4 3.6 3.7 2.9 2.8 35.2
РЕМ installed capacity 0.65 MW
Morning 13.3 11.6 22.4 22.6 28.1 29.1 19.2 25.2 25.8 15.1 5.6 5.4 223.4
Evening 4.2 3.4 2.9 2.6 3.2 1.9 3.0 2.0 3.8 4.0 3.7 3.0 37.7
Based on the above considerations, the ratio between the
capacity of the SPP + WPP technological group and the РЕМ
was determined so as to ensure a lower value of the
weighted average cost of hydrogen production. The calcu-
lation results are presented in Table 4.
Table 4. LCOH for different power ratios of the SPP+WPP+PEM technological group
Parameter Value
Annual electricity generation
by the SPP + WPP, MWh
2967.191
Installed PEM electrolyzer
capacity, MW
1.90 1.00 0.90 0.85 0.83 0.80 0.75 0.70 0.65
Electricity consumed for hy-
drogen production per year,
MWh
2684.7 2770.9 2724.7 2690.7 2674.9 2645.8 2590.9 2525.4 2451.9
Unused electricity per year,
MWh / %
282.5 /
19
196.3 /
13
242.5 /
16
276.5 /
19
292.3 /
20
321.4 /
22
376.3 /
25
441.8 /
30
515.3 /
35
Annual hydrogen production,
t
26.359 27.206 26.751 26.417 26.262 25.977 25.438 24.795 24.073
LCOH, USD/kg Н2 21.39 14.62 14.18 14.36 14.44 13.89 14.19 13.81 14.22
LCOH considering O₂ sales,
USD/kg Н2
19.92 13.15 12.71 12.89 12.98 12.43 12.72 12.34 12.76
LCOH considering O₂ and
electricity sales, USD/kg H₂
18.90 12.5 11.85 11.90 11.92 11.31 11.31 10.65 10.38
Ratio PEM/ (SPP + WPP), % 95.0% 50.0% 45.0% 42.5% 41.5% 40.0% 37.5% 35.0% 32.5%
Ratio of installed capacities
(SPP + WPP) : PEM
1.05:1 2:1 2.2:1 2.35:1 2.4:1 2.5:1 2.7:1 2.9:1 3.1:1
Table 4 clearly demonstrates that there exists an optimal
ratio between the capacities of the SPP + WPP pair and the
PEM electrolyzer, namely 2.9:1. In other words, for a tech-
nological pair consisting of an SPP with an installed capacity
of 1 MW and a WPP with an installed capacity of 1 MW, it
is advisable to install a PEM electrolyzer with a capacity of
0.7 MW. Under these conditions, the minimum LCOH value
of USD 13.81/kg H₂ is achieved.
It should be noted that the oxygen produced during water
electrolysis can be utilized in various sectors of the econ-
omy, and the technologies for its transportation are well
developed. PEMs produce hydrogen and oxygen of high pu-
rity (99.999%) [43], which meet the purity requirements for
medical oxygen. Therefore, the cost of green hydrogen pro-
duction can be reduced if electrolytic oxygen is commer-
cialized as a by-product. The calculations took into account
the impact of oxygen sales on the LCOH value. For the
above-mentioned SPP+WPP+PEM technological group with
a PEM installed capacity of 0.7 MW, this makes it possible
to reduce the LCOH to USD 12.34/kg H₂.
Taking into account the possibility of selling surplus elec-
tricity on the day-ahead electricity market and the intraday
market during peak hours makes it possible to reduce the
LCOH to USD 10.65/kg H₂ for a PEM installed capacity of 0.7
MW. However, the LCOH decreases further to USD
10.38/kg H₂ at a PEM installed capacity of 0.65 MW, alt-
hough without considering electricity sales, this indicator is
higher than that for a PEM capacity of 0.7 MW.
In order to formulate conclusions regarding the feasibility
of green hydrogen production in Ukraine, estimates of the
approximate cost of its production in other European
362
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
countries were analyzed. The European Hydrogen Observa-
tory website provides free access to the Levelised Cost of
Hydrogen Calculator (LCOH Calculator) [44], which allows
the use of default values provided by Hydrogen Europe or
user-defined values. The default values may vary depend-
ing on the selected country and electricity source. User-de-
fined values do not change automatically and must be ad-
justed manually by the user. Using the default values,
approximate levelized costs of green hydrogen production
were calculated for several European countries (Table 5).
Table 5. LCOH calculated with the Levelised Cost of Hy-
drogen Calculator developed by The European Hydrogen
Observatory [44]
Country
Type of RES
SPP Onshore WPP
Spain 6.82 6.95
Lithuania 12.59 7.25
Germany 10.42 7.4
Poland 11.93 7.36
Finland 11.1 6.86
Czech Republic 11.63 8.88
A comparison between the hydrogen production costs in
European countries and the minimum production cost cal-
culated on the basis of actual RES generation data in Cher-
kasy Oblast, taking into account the sale of oxygen and sur-
plus electricity during peak hours, showed that Ukrainian
hydrogen is nearly comparable in cost to hydrogen pro-
duced using SPP electricity in countries with similar climatic
conditions, such as Germany, Poland, Finland, and the
Czech Republic. Therefore, further research is required to
identify pathways for reducing the LCOH under the actual
conditions of Ukraine.
One such pathway may involve increasing the capacities of
the technological group in order to realize the effects of
scaling, which could result in lower capital and operating
costs as well as improved energy efficiency through the op-
timization of auxiliary systems, including water treatment,
cooling, and purification systems. In addition, the capacity
factor of the electrolyzer may be increased through the in-
tegration of a larger number of renewable energy sources
located at a certain distance from one another, which could
produce a cumulative effect in terms of increasing their
combined electricity generation. This requires further in-
vestigation.
It is also advisable to conduct studies on the integration of
an energy storage system into the RES + electrolyzer tech-
nological group. Although, according to some researchers,
such integration is not always justified, as it increases capi-
tal expenditures without leading to a reduction in the LCOH
[39].
Conclusions
The results of the calculations of the levelized cost of green
hydrogen under the conditions of Cherkasy Oblast,
Ukraine, demonstrated that there exists an optimal ratio
between the installed capacities of the technological SPP
and WPP pair, each with a capacity of 1 MW, and the PEM
electrolyzer, namely 2.9:1, at which the LCOH values are
minimized.
It was established that the cost of green hydrogen can be
reduced by an average of 10% through the sale of oxygen
generated during water electrolysis. An additional pathway
for reducing hydrogen production cost by an average of
18% is the sale of electricity generated by the SPP and WPP
but not utilized in the technological process on the day-
ahead electricity market and the intraday market during
the morning and evening peak consumption periods.
It was shown that the levelized cost of green hydrogen pro-
duction by the SPP+WPP+PEM technological group under
the conditions of Cherkasy Oblast, Ukraine, is almost com-
parable to the cost of hydrogen produced using SPP elec-
tricity in countries with similar climatic conditions, such as
Germany, Poland, Finland, and the Czech Republic.
In order to ensure the competitiveness of Ukrainian hydro-
gen on the European market, it is necessary to investigate
the effect of increasing the capacities of the technological
group (scaling effect) on reducing the cost of green hydro-
gen production. It is also necessary to conduct studies re-
garding the feasibility of integrating an energy storage sys-
tem into the RES + electrolyzer technological group, which
may provide benefits through an increase in the electro-
lyzer capacity factor, a parameter that significantly affects
hydrogen production costs. At the same time, it is unlikely
that the electrolyzer capacity factor can be substantially in-
creased within such a technological group, since the cli-
matic conditions of Ukraine do not allow for SPPs and WPPs
tp achieve high capacity factors.
REFERENCES
1. Paris Agreement.URL:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/995_l61.
2. The European Green Deal. Communication from the
European Commission // European Commission.
Brussels. 11.12.2019. COM(2019) 640 final. URL:
https://eur-lex.europa.eu/legal-
content/EN/TXT/?qid=1596443911913&uri=
CELEX:52019DC0640#document2.
3. A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe.
Communication from the Commission to the European
Parliament, the Council, the European Economic and
Social Committee and the Committee of the Regions.
COM (2020) 301 final. Brussels. 08.07.2020. URL:
https://eur-lex.europa.eu/legal-
content/EN/TXT/?uri=celex:52020DC0301.
4. Green hydrogen. URL:
https://unfccc.int/technology/green-hydrogen.
363
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
5. Communication from the Commission to the European
Parliament, the Council, the European Economic and
Social Committee and the Committee of the Regions
on the European Hydrogen Bank. COM(2023) 156 final.
Brussels, 16.3.2023. URL: https://eur-
lex.europa.eu/legal-
content/EN/TXT/?uri=celex:52023DC0156.
6. NATIONAL ENERGY AND CLIMATE PLAN for the period
until 2030. URL: https://me.gov.ua/view/2cad4803-
661e-4ae9-9748-3006d6eb3e1c.
7. HYDROGEN STRATEGY OF UKRAINE for the period until
2050. Draft. URL:
https://www.mev.gov.ua/sites/default/files/field/file/
vodneva-strategiya17.05.2024.pdf.
8. Babak V. P., Kulyk M. M. (2023). Increasing the
Efficiency and Security of Integrated Power System
Operation Through Heat Supply Electrification in
Ukraine. Science and Innovation, Vol. 19 No. 5, Рр.
100-116 https://scinn-
eng.org.ua/ojs/index.php/ni/article/view/470
9. Hotra, O.; Kulyk, M.; Babak, V.; Kovtun, S.; Zgurovets,
O.; Mroczka, J.; Kisała, P. (2024). Organisation of the
Structure and Functioning of Self-Sufficient Distributed
Power Generation. Energies 2024, 17, 27.
https://doi.org/10.3390/en17010027.
10. Derii, V., Nechaieva, T., & Leshchenko, I. (2023).
Assessment of the effect of structural changes in
Ukraine’s district heating on the greenhouse gas
emissions. Science and Innovation, 19(4), 57–65.
https://doi.org/10.15407/scine19.04.057 ISSN 2409-
9066.
11. Babak, V. P., Kulyk, M. M. Possibilities and perspectives
of the consumers-regulators application in systems of
frequency and power automatic regulation. Technical
Electrodynamics. 2023, Issue 4, p. 72-80.
https://doi.org/10.15470/techned2023.04.072 ISSN
16077970.
12. Tolstov D. (2025). Integration of a PEM electrolyzer
into a renewable energy balancing group in Ukraine.
Energy saving. Power engineering. Energy audit. № 8
(211). С. 40–64. https://doi.org/10.20998/2313-
8890.2025.08.03.
13. Leshchenko I.Ch. (2021). Levelised cost of hydrogen
production in Ukraine. System Research in Energy, (2
(65), 4-11. https://doi.org/10.15407/pge2021.02.004.
14. Global Hydrogen Review 2021. International Energy
Agency. 2021. URL:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/5bd46d7b-
906a-4429-abda-e9c507a62341/
GlobalHydrogenReview2021.pdf.
15. Global Hydrogen Review 2025. International Energy
Agency. 2025. URL:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/a6c466dd-
b6f0-44bd-a60a-6940eccfb1c3/
GlobalHydrogenReview2025.pdf.
16. Global Hydrogen Review 2024. International Energy
Agency. 2024. URL:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/89c1e382-
dc59-46ca-aa47-
9f7d41531ab5/GlobalHydrogenReview2024.pdf.
17. Lazard’s levelized cost of energy analysis — version
14.0. October 2020. URL:
https://www.lazard.com/research-insights/levelized-
cost-of-energy-levelized-cost-of-storage-and-levelized-
cost-of-hydrogen-2020/.
18. Lazard's Levelized Cost of Energy+. June 2025. URL:
https://www.lazard.com/news-
announcements/lazard-releases-2025-levelized-cost-
of-energyplus-report-pr/.
19. IRENA (2025), Renewable power generation costs in
2024, International Renewable Energy Agency, Abu
Dhabi. URL: https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2025/Jul/
IRENA_TEC_RPGC_in_2024_2025.pdf.
20. Lazard's Levelized Cost of Energy+. June 2024. URL:
https://www.lazard.com/media/xemfey0k/lazards-
lcoeplus-june-2024-_vf.pdf.
21. Electrolysers. IEA. URL: https://www.iea.org/energy-
system/low-emissions-fuels/electrolysers.
22. Between Two Stacks: How a PEM Electrolyzer is More
Cost-Effective Than an Alkaline Electrolyzer. Plug
Power Inc. 2022. URL:
https://www.plugpower.com/blog/between-two-
stacks-how-a-pem-electrolyzer-is-more-cost-effective-
than-an-alkaline-electrolyzer/.
23. Anita H. Reksten, Magnus S. Thomassen, Steffen
Møller-Holst, Kyrre Sundseth, Projecting the future
cost of PEM and alkaline water electrolysers; a CAPEX
model including electrolyser plant size and technology
development, International Journal of Hydrogen
Energy, Volume 47, Issue 90, 2022, Pages 38106-
38113, ISSN 0360-3199,
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.08.306.
24. Zun, M. T., & McLellan, B. C. (2023). Cost Projection of
Global Green Hydrogen Production Scenarios.
Hydrogen, 4(4), 932-960.
https://doi.org/10.3390/hydrogen4040055.
25. Subramani Krishnan, Vinzenz Koning, Matheus
Theodorus de Groot, Arend de Groot, Paola Granados
Mendoza, Martin Junginger, Gert Jan Kramer. Present
and future cost of alkaline and PEM electrolyser stacks.
International Journal of Hydrogen Energy. Volume 48,
Issue 83, 2023. Pages 32313-32330.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.05.031.
26. Nicolas Dubouis, David Aymé-Perrot, Damien
Degoulange, Alexis Grimaud, Hubert Girault. Alkaline
https://doi.org/10.20998/2313-8890.2025.08.03
https://doi.org/10.20998/2313-8890.2025.08.03
364
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Гідро-воднева енергетика
electrolyzers: Powering industries and overcoming
fundamental challenges. Joule. Volume 8, Issue 4.
2024. Pages 883-898.
https://doi.org/10.1016/j.joule.2024.02.012.
27. Lauritz Bühler, Dominik Möst. Projecting technological
advancement of electrolyzers and the impact on the
competitiveness of hydrogen. International Journal of
Hydrogen Energy, Volume 98. 2025. Pages 1174-1184.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.12.078.
28. The International Energy Agency. URL:
https://www.iea.org/energy-system/low-emissions-
fuels/electrolysers.
29. System Advisor Model™ Version 2023.12.17 (SAM™
2023.12.17). National Renewable Energy Laboratory.
Golden, CO. Available at: https://https://sam.nrel.gov.
30. IRENA (2020). Green Hydrogen Cost Reduction: Scaling
up Electrolysers to Meet the 1.5⁰C Climate Goal.
International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi.
URL: https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Dec/IRE
NA_Green_hydrogen_cost_2020.pdf.
31. The Future of Hydrogen. IEA Tech. rep. 2019. URL:
https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen.
32. The World’s Most Efficient and Reliable Electrolysers.
Nel Hydrogen Electrolysers. URL:
https://nelhydrogen.com/wp-
content/uploads/2020/03/Electrolysers-Brochure-Rev-
C.pdf.
33. Denis Thomas Large scale PEM electrolysis: technology
status and upscaling strategies. Hydrogenics. October
2019. Brussels (BE). http://hybalance.eu/wp-
content/uploads/2019/10/Large-scale-PEM-
electrolysis.pdf.
34. Silyzer 300. The next paradigm of PEM electrolysis.
URL: https://assets.siemens-
energy.com/siemens/assets/api/uuid:a193b68f-7ab4-
4536-abe2-c23e01d0b526/datasheet-silyzer300.pdf.
35. The framework concept of the state programme for
integrated water supply to frontline areas for the
period until 2030. Resolution of the Cabinet of
Ministers of Ukraine dated 30.07.2024 № 905. URL:
https://www.kmu.gov.ua/storage/app/uploads/public/
66b/9ea/
d43/66b9ead434e1c646121952.pdf [in Ukrainian].
36. Tax Code of Ukraine. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2755-17#Text.
[in Ukrainian].
37. McKenzie H., D. Peterson, E. Miller, J. Vickers, R. Mow,
C. Howe. "DOE Hydrogen Program Record 24005:
Clean Hydrogen Production Cost Scenarios with PEM
Electrolyzer Technology", 2024. [Online]. URL:
https://www.hydrogen.energy.gov/docs/hydrogenpro
gramlibraries/pdfs/24005-clean-hydrogen-production-
cost-pem-electrolyzer.pdf?sfvrsn=8cb10889_1.
38. Paolo Marocco, Marta Gandiglio, Massimo Santarelli.
Optimal design of PV-based grid-connected hydrogen
production systems. Journal of Cleaner Production.
Volume 434. 2024. 140007.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.140007.
39. Andreas Hofrichter, Daniel Rank, Michael Heberl,
Michael Sterner. Determination of the optimal power
ratio between electrolysis and renewable energy to
investigate the effects on the hydrogen production
costs. International Journal of Hydrogen Energy.
Volume 48, Issue 5. 2023. Pages 1651-1663.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.09.263.
40. G. Tamburrano, L. Del Zotto, F. Zuccari, R. Caponi, A.
Santiangeli, U. Di Matteo, F. Orecchini and E. Bocci.
(2023). Techno-economic analysis of hydrogen
production via photovoltaic, battery and electrolysis:
plant sizing and hydrogen cost. Journal of Physics:
Conference Series. 2648 012067.
https://doi.org/10.1088/1742-6596/2648/1/012067.
41. Mariya Koleva, Omar J. Guerra, Joshua Eichman, Bri-
Mathias Hodge, Jennifer Kurtz. Optimal design of solar-
driven electrolytic hydrogen production systems within
electricity markets. Journal of Power Sources. Volume
483, 2021, 229183,
https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2020.229183.
42. On price caps on the day-ahead market, intraday
market and balancing market. Resolution of the
National Commission for State Regulation in the Fields
of Energy and Utilities date on 16.01.2026 № 70. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v0070874-
26#Text.
43. S. Shiva Kumar, Hankwon Lim. An overview of water
electrolysis technologies for green hydrogen
production. Energy Reports. Volume 8. 2022. Pages
13793-13813.
https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.10.127.
44. Levelised Cost of Hydrogen Calculator.
https://observatory.clean-hydrogen.europa.eu/tools-
reports/levelised-cost-hydrogen-calculator.
|
| id | veorgua-article-641 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-10T01:00:43Z |
| publishDate | 2026 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/85/baf0eee5a50d08c8f0cebe24ea156985.pdf |
| spelling | veorgua-article-6412026-07-09T12:14:07Z ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE ОЦІНКА СЕРЕДНЬОЗВАЖЕНОЇ СОБІВАРТОСТІ ВИРОБНИЦТВА ЗЕЛЕНОГО ВОДНЮ В ЧЕРКАСЬКІЙ ОБЛАСТІ УКРАЇНИ Leshchenko , I. Nechaieva , T. decarbonization, electrolyzer, solar power plant, wind power plant, green hydrogen, levelized cost of hydrogen production, capacity ratio. декарбонізація, електролізер, сонячна електростанція, вітрова електростанція, зелений водень, середньозважена собівартість виробництва водню, співвідношення потужностей. An analysis of the Ukrainian and European regulatory framework for the development of green hydrogen production was conducted. The world development of green hydrogen production technologies over the past five years was considered.   It was shown that the expected decrease in electrolyzer costs did not occur, but the total installed costs for solar and wind power plants decreased in Europe. The hourly electricity production by solar and wind power plants operating in the Cherkasy region of Ukraine in 2024 was analyzed. The initial parameter values for calculating the levelized cost of green hydrogen production using electricity generated by these power plants are determined by the results of this analysis and a literature review.  It is shown that the ratio between the installed capacity of the renewable energy source and the electrolyzer is debatable. The results of calculations of the levelized cost of green hydrogen production for different values of this ratio are presented. The inexpediency of using an electrolyzer with a capacity equal to the capacity of a renewable energy source is established. It is shown that there is an optimal value of this ratio, at which the lowest levelized cost of hydrogen production is ensured.  The possibility of reducing the cost of green hydrogen by selling oxygen formed during water electrolysis has been studied. It has been shown that this will reduce the cost by an average of 10%.  The electricity supply schedules from solar and wind power plants and their consumption by the electrolyzer throughout the day of each month were analyzed. This amount of electricity that is not used in the technological process, but can be sold on the day-ahead and intraday markets during morning and evening peak consumption periods, has been determined.  Such a sale will further reduce the cost of green hydrogen by an average of 18%.    Проведено аналіз української та європейської нормативної бази щодо розвитку виробництва зеленого водню. Розглянуто розвиток технологій виробництва зеленого водню у світі за останні п’ять років. Показано, що очікуваного здешевлення електролізерів не відбулось, але в Європі знизилися загальні капітальні витрати для сонячних і вітрових електростанцій. Проведено аналіз погодинного протягом 2024 року відпуску електричної енергії сонячною та вітровою станцією, які працюють у Черкаській області України. За результатами цього аналізу та огляду літературних джерел обґрунтовано формування вихідних параметрів для розрахунку середньозваженої собівартості виробництва зеленого водню з використанням електроенергії, виробленої цими електростанціями. Показано, що дискусійним моментом є співвідношення між встановленою потужністю відновлюваного джерела електричної енергії та електролізера. Наведено результати розрахунків середньозваженої собівартості виробництва зеленого водню для різних значень цього співвідношення. Встановлено недоцільність використання електролізера з потужністю, яка дорівнює потужності джерела відновлюваної енергії. Показано, що існує оптимальне значення цього співвідношення, за якого забезпечується найнижче значення середньозваженої собівартості виробництва водню.   Досліджено можливість зниження собівартості зеленого водню за рахунок продажу кисню, який утворюється під час електролізу води. Показано, що це сприятиме зменшенню собівартості в середньому на 10 %. Проаналізовано графіки відпуску електроенергії сонячною та вітровою електростанціями та її споживання електролізером протягом доби кожного місяця. Визначено кількість електроенергії, яка не використовується у технологічному процесі, але може бути продана на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку у період ранкового та вечірнього піку споживання. Такий продаж дасть змогу додатково зменшити собівартість зеленого водню в середньому на 18 %.  Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2026-06-30 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/641 10.36296/1819-8058.2026.2(85).344-364 Vidnovluvana energetika ; No. 2(85) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 344-364 Возобновляемая энергетика; № 2(85) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 344-364 Відновлювана енергетика; № 2(85) (2026): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 344-364 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2026.2(85) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/641/550 Copyright (c) 2026 Vidnovluvana energetika |
| spellingShingle | decarbonization electrolyzer solar power plant wind power plant green hydrogen levelized cost of hydrogen production capacity ratio. Leshchenko , I. Nechaieva , T. ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE |
| title | ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE |
| title_alt | ОЦІНКА СЕРЕДНЬОЗВАЖЕНОЇ СОБІВАРТОСТІ ВИРОБНИЦТВА ЗЕЛЕНОГО ВОДНЮ В ЧЕРКАСЬКІЙ ОБЛАСТІ УКРАЇНИ |
| title_full | ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE |
| title_fullStr | ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE |
| title_full_unstemmed | ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE |
| title_short | ESTIMATION OF THE LEVELIZED COST OF GREEN HYDROGEN PRODUCTION IN THE CHERKASY REGION OF UKRAINE |
| title_sort | estimation of the levelized cost of green hydrogen production in the cherkasy region of ukraine |
| topic | decarbonization electrolyzer solar power plant wind power plant green hydrogen levelized cost of hydrogen production capacity ratio. |
| topic_facet | decarbonization electrolyzer solar power plant wind power plant green hydrogen levelized cost of hydrogen production capacity ratio. декарбонізація електролізер сонячна електростанція вітрова електростанція зелений водень середньозважена собівартість виробництва водню співвідношення потужностей. |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/641 |
| work_keys_str_mv | AT leshchenkoi estimationofthelevelizedcostofgreenhydrogenproductioninthecherkasyregionofukraine AT nechaievat estimationofthelevelizedcostofgreenhydrogenproductioninthecherkasyregionofukraine AT leshchenkoi ocínkaserednʹozvaženoísobívartostívirobnictvazelenogovodnûvčerkasʹkíjoblastíukraíni AT nechaievat ocínkaserednʹozvaženoísobívartostívirobnictvazelenogovodnûvčerkasʹkíjoblastíukraíni |