Mọi điều bạn cần biết về vai trò của Hydro với vai trò là tương lai của Nhiên liệu

Năng lượngTạo ra hydrovận chuyển và lưu trữ hydroTính bền vững

Tháng 18th, 2021

by
Michel Noussan Pier Paolo Raimondi Rossana Scita Manfred Hafner

Fondazione Eni Enrico Mattei, Corso Magenta 63, 20123 Milano, Ý


 

Tóm tắt

Hydrogen hiện đang có động lực tái tạo và phổ biến rộng rãi trong nhiều chiến lược khí hậu quốc gia và quốc tế. Bài viết đánh giá này tập trung vào việc phân tích những thách thức và cơ hội liên quan đến hydro xanh lục và xanh lam, là cơ sở của các quan điểm khác nhau về một xã hội hydro tiềm năng. Trong khi nhiều chính phủ và các công ty tư nhân đang dành nguồn lực đáng kể cho việc phát triển công nghệ hydro, vẫn còn nhiều vấn đề chưa được giải quyết, bao gồm các thách thức kỹ thuật, tác động kinh tế và địa chính trị.

 

Chuỗi cung ứng hydro bao gồm một số lượng lớn các bước, dẫn đến tổn thất năng lượng bổ sung và trong khi tập trung nhiều vào chi phí sản xuất hydro, việc vận chuyển và lưu trữ không nên bỏ qua. Nền kinh tế hydro carbon thấp mang lại những cơ hội đầy hứa hẹn không chỉ để chống lại biến đổi khí hậu mà còn tăng cường an ninh năng lượng và phát triển các ngành công nghiệp địa phương ở nhiều quốc gia. Tuy nhiên, để đối mặt với những thách thức to lớn của quá trình chuyển đổi hướng tới hệ thống năng lượng không carbon, tất cả các công nghệ hiện có nên được phép đóng góp dựa trên các chỉ số đo lường được, đòi hỏi sự đồng thuận quốc tế mạnh mẽ dựa trên các tiêu chuẩn và mục tiêu minh bạch.

 

1. Giới thiệu

Các hệ thống năng lượng đang phải đối mặt với quá trình chuyển đổi sang các công nghệ cho phép giảm phát thải khí nhà kính (GHG), để đối mặt với thách thức to lớn của biến đổi khí hậu. Hydro ngày càng được coi là một nhân tố tiềm năng trong các chiến lược quốc gia và quốc tế, được áp dụng cho các lĩnh vực khác nhau từ công nghiệp đến giao thông vận tải. Các chiến lược và lộ trình sử dụng hydro chuyên dụng đang được phát triển bởi các nền kinh tế lớn trên thế giới, bao gồm Nhật Bản [1], Đức [2], Úc [3] và Liên minh Châu Âu [4]. Các dự án nghiên cứu và các ứng dụng công nghiệp đang giải quyết các thành phần khác nhau của con đường hydro, bao gồm sản xuất, truyền tải, lưu trữ, phân phối và sử dụng cuối cùng.

 

Hydro đã là một mặt hàng đang được sử dụng làm nguyên liệu trong các ứng dụng công nghiệp khác nhau, từ các nhà máy lọc dầu đến sản xuất amoniac và metanol. Nhu cầu toàn cầu về hydro tinh khiết đã tăng từ dưới 20 triệu tấn vào năm 1975 lên hơn 70 triệu tấn vào năm 2018 [5]. Tuy nhiên, nhu cầu hydro hiện tại chủ yếu được cung cấp bởi nhiên liệu hóa thạch, bao gồm khí đốt tự nhiên, dầu và than đá, vì chúng là con đường rẻ nhất ngày nay, với chi phí hydro dao động từ 1 đến 3 USD / kg [6].

 

Tuy nhiên, hydro cũng đã được đề xuất như một chất mang năng lượng tiềm năng để hỗ trợ việc triển khai rộng rãi hơn năng lượng carbon thấp, chủ yếu được sản xuất từ ​​các nguồn năng lượng tái tạo (RES). Các làn sóng nhiệt tình khác nhau đã ủng hộ câu chuyện về hydro sạch chi phí thấp trên cơ sở một giải pháp thay thế cho nhiên liệu hóa thạch, chủ yếu khai thác các ứng dụng pin nhiên liệu trong lĩnh vực giao thông. Trước đây, ba thời điểm khác nhau đã cho thấy mối quan tâm của giới khoa học và công nghiệp đối với tiềm năng của công nghệ hydro [5]. Lần đầu tiên xảy ra trong cuộc khủng hoảng dầu mỏ vào những năm 1970, khi thế giới đang tìm kiếm các giải pháp thay thế để đối mặt với tình trạng thiếu dầu tiềm ẩn và giải quyết các vấn đề môi trường như ô nhiễm cục bộ và mưa axit.

 

Các chương trình và hoạt động nghiên cứu về hydro đã được thực hiện, nhưng chúng không dẫn đến những hiệu quả đáng kể vì do những phát hiện mới về dầu, giá dầu cuối cùng đã giảm và nỗi lo thiếu hụt đã biến mất. Hai làn sóng nhiệt tình khác xảy ra vào những năm 1990 và những năm 2000 [7], với những lo ngại gia tăng liên quan đến các vấn đề biến đổi khí hậu và các kịch bản dầu mỏ đỉnh điểm. Một lần nữa, giá dầu thấp đã hạn chế sự phổ biến của công nghệ hydro, và cuộc khủng hoảng kinh tế và tài chính cuối những năm 2000 cũng vậy.

 

Ngày nay, sự đồng thuận ngày càng tăng đang xây dựng trở lại về tiềm năng của hydro, chủ yếu là do chương trình nghị sự về khí hậu mạnh mẽ hơn với các mục tiêu thách thức. Hydro sạch là một phần của nhóm công nghệ cần được triển khai trong các mục đích sử dụng cuối cùng để đảm bảo quá trình chuyển đổi sang các nguồn năng lượng thân thiện với khí hậu [8]. Công nghệ hydro cũng đang được coi là cơ hội để phát triển các ngành công nghiệp quốc gia, trong quan điểm phục hồi sau đại dịch COVID-19.

 

Các công nghệ sản xuất hydro ngày càng được hệ thống hóa bằng cách đề cập đến một sơ đồ dựa trên các màu sắc khác nhau [9, 10]. Các màu chính đang được xem xét là:

Hydro xám (hoặc nâu / đen), được sản xuất bằng nhiên liệu hóa thạch (chủ yếu là khí đốt tự nhiên và than đá), và gây ra sự phát thải khí cacbonic trong quá trình này;

Hydro xanh, thông qua sự kết hợp của hydro xám và thu giữ và lưu trữ carbon (CCS), để tránh phần lớn phát thải khí nhà kính của quá trình này;

Hydro ngọc lam, thông qua quá trình nhiệt phân nhiên liệu hóa thạch, trong đó sản phẩm phụ là carbon rắn;

Hydro xanh, khi được sản xuất bằng máy điện phân được cung cấp bởi điện tái tạo (và trong một số trường hợp thông qua các con đường khác dựa trên năng lượng sinh học, chẳng hạn như cải cách sinh học hoặc khí hóa sinh khối rắn);

Hydro màu vàng (hoặc màu tím), khi được sản xuất bởi các máy điện phân được cung cấp bởi điện từ các nhà máy điện hạt nhân.

 

Ngoài các màu này, các danh pháp khác nhau thường được sử dụng khi đề cập đến các nhóm đường dẫn hydro, bao gồm “hydro sạch”, “hydro carbon thấp”, “hydro tái tạo”. Những định nghĩa này đôi khi có thể gây nhầm lẫn vì không có tiêu chuẩn duy nhất để cung cấp một tài liệu tham khảo chung. Trong bài báo này, thuật ngữ hydro carbon thấp bao gồm hydro xanh lục, xanh lam, xanh ngọc và vàng. Tuy nhiên, điều quan trọng cần nhớ là cũng trong mỗi “màu sắc”, có thể có sự thay đổi đáng kể của cường độ carbon, do một số lượng lớn các thông số. Trong một số trường hợp, hydro thậm chí có thể mang âm tính carbon, chẳng hạn như với các con đường liên quan đến năng lượng sinh học và CCS cùng nhau.

 

Sơ đồ các con đường chính khác nhau được báo cáo trong Hình 1. Các con đường bổ sung tồn tại, nhưng chúng vẫn đang ở giai đoạn nghiên cứu và chưa được đưa vào.

 

Hình 1. Các phương pháp sản xuất hydro khác nhau được phân chia theo màu sắc. SMR: chuyển hóa khí mêtan bằng hơi nước, ATR: tự động định dạng lại nhiệt, CCS: thu giữ và cô lập cacbon.

Các phương pháp sản xuất hydro khác nhau
Các phương pháp sản xuất hydro khác nhau được phân chia theo màu sắc. SMR: chuyển hóa khí mêtan bằng hơi nước, ATR: tự động định dạng lại nhiệt, CCS: thu giữ và cô lập cacbon.

 

Mặc dù mỗi con đường công nghệ đều có cơ hội và hạn chế, nhưng điều quan trọng cần nhớ là việc lựa chọn một giải pháp cụ thể thường liên quan đến các khía cạnh bổ sung, bao gồm các lựa chọn địa chính trị dựa trên các chiến lược quốc gia được thúc đẩy bởi sự sẵn có của các nguồn tài nguyên, các mối quan tâm về an ninh năng lượng hoặc sự hỗ trợ các ngành công nghiệp cụ thể [11]. Hơn nữa, thương mại hydro xuyên biên giới, do nhu cầu khử cacbon rất mạnh của các hệ thống năng lượng trong những thập kỷ tới, có thể trở thành một nhân tố tiềm năng thay đổi cuộc chơi trong địa chính trị năng lượng toàn cầu [12].

 

Việc phát triển rộng rãi và hiệu quả hydro xanh đòi hỏi một lượng điện tái tạo đáng kể, đây có thể là một vấn đề trong ngắn hạn vì RES đã cần thiết để khử cacbon cho nhu cầu điện hiện có. Vì lý do này, hydro xanh lam có thể đại diện cho một lựa chọn hữu ích trong ngắn hạn và trung hạn, bằng cách giúp mở đường cho hydro xanh ở giai đoạn sau [13].

 

Bài đánh giá này trình bày các khía cạnh chính liên quan đến sự phát triển tiềm năng của các công nghệ dựa trên hydro trong những thập kỷ tới. Bài báo này tập trung vào các con đường hydro xanh lục và xanh lam, đây là hai cách tiếp cận hầu hết được các nước trên thế giới xem xét để hỗ trợ nền kinh tế hydro carbon thấp. Công trình phân tích những thách thức và cơ hội về công nghệ, sẽ là một trong những động lực chính gây ra chi phí hydro, những phát triển đang diễn ra trên toàn thế giới, cũng như những hậu quả đối với địa chính trị. Mục đích là trình bày mô tả khách quan về các quan điểm khác nhau tồn tại trên toàn thế giới, cũng như cung cấp bức tranh về sự phức tạp của chuỗi cung ứng cần được phát triển.

 

Bài báo được tổ chức như sau — Phần 2 cung cấp mô tả về các khía cạnh công nghệ chính liên quan đến hydro, bao gồm các công nghệ sản xuất, phân phối và lưu trữ, cũng như về các ứng dụng tiềm năng của hydro trong các lĩnh vực cuối cùng khác nhau, bao gồm cả công nghiệp, vận tải , các tòa nhà và phát điện. Phần 3 tập trung vào khía cạnh địa chính trị của hydro, với sự thảo luận và so sánh về các chiến lược quốc gia khác nhau, vai trò tiềm năng của các công ty tư nhân cũng như các thỏa thuận giữa các quốc gia. Cuối cùng, Phần 4 trình bày một cuộc thảo luận quan trọng về các chủ đề chính đã được giải quyết, cùng với một số khuyến nghị chính sách để hỗ trợ việc sử dụng bền vững và hiệu quả hydro trong bối cảnh chuyển đổi năng lượng.

 

2. Các khía cạnh công nghệ

Các thách thức công nghệ khác nhau cần được giải quyết trong suốt chuỗi cung ứng hydro dài và phức tạp, nhìn chung bị ảnh hưởng bởi hiệu suất tương đối thấp dẫn đến chi phí cao cho người sử dụng cuối cùng. Mặc dù người ta thường chú ý nhiều đến quá trình tạo hydro, thông qua con đường màu xanh lá cây hoặc xanh lam, nhưng thiết bị lưu trữ, vận chuyển và sử dụng cuối cùng cũng có thể dẫn đến chi phí và rào cản bổ sung. Phần này trình bày các khía cạnh chính đang diễn ra trong toàn bộ chuỗi cung ứng, bằng cách thảo luận về tình hình hiện tại và sự phát triển tiềm năng trong tương lai.

 

2.1. Sản xuất hydro

Mặc dù hydro là nguyên tố hóa học phong phú thứ ba trên bề mặt Trái đất, sau oxy và silic, nhưng nó không có sẵn ở dạng tinh khiết, và do đó nó không thể được coi là một nguồn năng lượng. Ngược lại, hydro là chất mang năng lượng nên được sản xuất từ ​​các nguồn khác. Mặc dù sản xuất hydro từ nước thông qua quá trình điện phân có từ thế kỷ 19, nhu cầu hydro ngày nay chủ yếu được đáp ứng bởi các quá trình khác dựa trên nhiên liệu hóa thạch (khí tự nhiên, than và dầu), bao gồm cải tạo khí mê-tan hơi (SMR), tự động cải tạo nhiệt (ATR ), oxy hóa một phần và khí hóa than. Những quá trình đó thường được gọi là con đường hydro màu xám. Khi kết hợp với CCS, chúng có thể được chuyển hóa thành các dung dịch carbon thấp, và chúng được gọi là con đường hydro màu xanh lam.

 

Sản xuất hydro
Hơn 98% lượng hydro toàn cầu hiện được sản xuất từ ​​nhiên liệu hóa thạch, sản xuất 70 triệu tấn hydro mỗi năm và Đây cũng là nước phát thải CO6 lớn thứ 2 trước toàn nước Đức, chi phí sản xuất Green Hydrogen đã giảm 40% kể từ năm 2015 và dự kiến ​​sẽ giảm thêm 40% đến năm 2025

 

Ngược lại, sản xuất hydro từ quá trình điện phân nước, vốn bị bỏ rơi do chi phí cao hơn, có thể được kết hợp với sản xuất điện từ RES để tạo ra hydro xanh. Trong khi chi phí hiện tại vẫn cao hơn so với các giải pháp dựa trên hóa thạch, các đường cong học tập dự kiến ​​cho cả sản xuất điện và máy điện phân RES có thể làm cho nó trở thành một giải pháp khả thi trong những thập kỷ tới.

 

Ước tính về xu hướng chi phí trong tương lai đối với hydro xanh lục và xanh lam được báo cáo trong Hình 2, dựa trên ước tính từ dữ liệu BNEF [14]. Hình này báo cáo chi phí cả về khối lượng hydro, ở trục bên trái, cũng như về hàm lượng năng lượng, xem xét giá trị làm nóng thấp hơn của hydro (120 MJ trên kg, hoặc 33.3 kWh trên kg). Chi phí hydro tái tạo dựa trên các dự án lớn với những dự báo khả quan về chi tiêu vốn. Hydro xanh dựa trên giá khí đốt tự nhiên là 1.1–10.3 USD / MMBtu và giá than là 40–116 USD / tấn. Sự không chắc chắn của các phạm vi chi phí trong tương lai có liên quan đến nhiều khía cạnh.

 

Hình 2. Ước tính chi phí hydro trong tương lai cho các con đường khác nhau. Số liệu năng lượng dựa trên giá trị nhiệt thấp hơn của hydro (LHV). Nghiên cứu của các tác giả về dữ liệu BNEF, 2020 [14].

Ước tính chi phí sản xuất hydro trong tương lai cho các con đường khác nhau
Ước tính chi phí sản xuất hydro trong tương lai cho các con đường khác nhau. Số liệu năng lượng dựa trên giá trị nhiệt thấp hơn của hydro (LHV). Nghiên cứu của các tác giả về dữ liệu BNEF, 2020

 

Các nghiên cứu khác báo cáo các giá trị có thể so sánh và ước tính trong tương lai. Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế (IRENA) ước tính chi phí bình quân hóa của hydro vào năm 2050 ở mức thấp nhất là 0.95 USD / kg khi được sản xuất từ ​​điện gió và thấp nhất là 1.2 USD / kg khi sử dụng điện mặt trời [8]. Chi tiết bổ sung về các con đường đó được thảo luận trong Phần 2.1.1 và Phần 2.1.2.

 

Ngoài các con đường hydro xanh lục và xanh lam, điều quan trọng cần lưu ý là các lựa chọn khác có thể được xem xét, đặc biệt là ở các quốc gia hoặc khu vực cụ thể. Sản xuất hydro từ điện hạt nhân [15, 16] hiếm khi được đề cập trong các chiến lược của châu Âu, nhưng nó có thể trở thành một giải pháp thay thế khả thi ở các khu vực khác nhau trên thế giới, chẳng hạn như Trung Quốc [17] và Nga [18]. Các giải pháp khác cho hydro tái tạo có thể dựa trên khí hóa sinh khối hoặc SMR dựa trên nguyên liệu là khí sinh học, mặc dù các giải pháp này có thể khó mở rộng quy mô hơn so với điện phân.

 

2.1.1. Sản xuất hydro xanh

Con đường sản xuất hydro xanh được định nghĩa là sự kết hợp giữa sản xuất điện từ các nguồn tái tạo và điện phân nước. Bằng cách cung cấp điện và nước tinh khiết cho máy điện phân, các dòng đầu ra của hydro và oxy được tạo ra.

 

Phương pháp sản xuất hydro màu nâu / đen, xám và xanh lá cây
Phương pháp sản xuất Hydrogen Nâu / Đen, Xám và Xanh lục. con đường sản xuất hydro xanh được định nghĩa là sự kết hợp giữa sản xuất điện từ các nguồn tái tạo và điện phân nước. Bằng cách cung cấp điện và nước tinh khiết cho máy điện phân, các dòng đầu ra của hydro và oxy được tạo ra.

 

Các công nghệ khác nhau có sẵn để điện phân nước. Máy điện phân kiềm thể hiện tình trạng hiện đại và công nghệ màng trao đổi proton (PEM) đang trong giai đoạn trình diễn, trong khi máy điện phân oxit rắn vẫn đang trong quá trình R&D [19]. Máy điện phân PEM có thể cung cấp một loạt các lợi thế cho mức tiêu thụ năng lượng tương đương, bao gồm áp suất đầu ra cao hơn, phạm vi tải từng phần tốt hơn, khởi động nhanh hơn và các biến thể tải [20]. Xem xét việc triển khai các máy điện phân trên toàn cầu, công suất bổ sung hàng năm đã đạt 25 MW vào năm 2019, nhưng các dự án đã công bố đang nhanh chóng mở rộng quy mô và sẽ đạt 1.5 GW công suất mới vào năm 2023, với dự án lớn nhất chỉ chiếm 540 MW [21].

 

Các giải pháp công nghiệp hiện tại cho thấy một loạt các mức tiêu thụ điện tùy thuộc vào kích thước và loại máy điện phân, cũng như áp suất đầu ra được xem xét. Hiệu suất điện phân trung bình, được định nghĩa bằng tỷ số giữa hàm lượng năng lượng hydro (được đo bằng giá trị gia nhiệt cao hơn) và công suất tiêu thụ điện phân, nằm trong khoảng 65% –70% (khi xem xét áp suất đầu ra là 10–30 hời) [22].

 

Năng lượng hydro xanh
Hydrogen xanh là Từ thông dụng mới ngày nay. Nhiều người gọi nó là “Tương lai của nhiên liệu”. Mật độ năng lượng hydro lớn hơn 2.5 lần so với khí và khoảng 100 lần so với pin hiệu quả nhất.

 

Một vấn đề khác liên quan đến điện phân là tiêu thụ nước. Mức tiêu thụ nước tinh khiết thường nằm trong khoảng 10–15 L cho mỗi kg hydro đầu ra [23], và nước đầu vào cần được khử ion. Trong trường hợp không có nguồn nước ngọt, các lựa chọn bao gồm khử muối nước biển hoặc thu hồi nước thải. Các công nghệ khác nhau đã được triển khai thương mại để khử muối trong nước biển, và chúng có thể được kết hợp với quá trình điện phân với mức tiêu thụ năng lượng rất hạn chế [24].

 

Tuy nhiên, tình trạng sẵn có nước ở các khu vực ngoài hàng hải có thể trở thành một vấn đề nghiêm trọng ở nhiều khu vực trên thế giới, đặc biệt là do tình trạng khan hiếm nước là một mối quan tâm nghiêm trọng và sẽ trở nên tồi tệ hơn do biến đổi khí hậu. Khía cạnh này có thể trở thành rào cản quan trọng trong sự thành công của các dự án hydro xanh ở những khu vực có tiềm năng năng lượng mặt trời mạnh, chẳng hạn như sa mạc.

 

Chi phí sản xuất hydro xanh thường được xem xét trong khoảng 2.5–4.5 USD / kg [14], mặc dù các nguồn khác ước tính giá trị cao hơn. Hai thành phần quan trọng nhất của chi phí là chi phí đầu tư của máy điện phân và chi phí điện, chiếm khoảng 90% chi phí OPEX. Chi phí CAPEX hiện tại cho máy điện phân kiềm là khoảng 750 EUR / kW (khoảng 900 USD / kW) và chúng dự kiến ​​sẽ giảm xuống khoảng 500 EUR / kW (khoảng 600 USD / kW) vào năm 2025 [20]. Các chuyên gia ước tính rằng khoảng 80% chi phí là do OPEX (khi xem xét 4000 giờ hoạt động mỗi năm), do đó chi phí điện là một động lực quan trọng dẫn đến chi phí hydro xanh.

 

So sánh chi phí sản xuất hydro
Chi phí sản xuất hydro xanh hiện tại khá cao so với Xám / đen và xanh lam.

 

Tuy nhiên, tồn tại sự cân bằng giữa giá điện và số giờ vận hành hàng năm. Các mô hình kinh doanh dựa trên việc khai thác cắt giảm điện trong mạng lưới điện có thể được hưởng lợi từ giá điện bằng 25 hoặc thậm chí âm, nhưng trong một số giờ rất hạn chế, với trọng số CAPEX không bền vững. Hơn nữa, Cloete et al. [26] kết quả cho thấy rằng, tùy thuộc vào vị trí của các máy điện phân, chi phí đầu tư lớn hơn cũng có thể được yêu cầu cho các đường ống dẫn hydro và cơ sở hạ tầng lưu trữ (để xử lý sản xuất hydro không liên tục) cũng như mạng lưới truyền tải điện (để truyền lượng điện dư thừa đến các máy điện phân). Các hạn chế tiềm ẩn bổ sung liên quan đến cấu hình hiện tại của hệ thống điện được báo cáo bởi các học giả khác [XNUMX].

 

Ngược lại, vận hành máy điện phân trên lưới điện đồng nghĩa với việc phải trả thêm các khoản thuế và phí, bên cạnh nhu cầu mua chứng chỉ xanh để đảm bảo rằng điện tái tạo được sử dụng. Giải pháp tốt nhất dường như là tích hợp sản xuất hydro cho các nhà máy năng lượng mặt trời hoặc năng lượng gió chuyên dụng, có thể đạt hệ số phụ tải hàng năm có thể chấp nhận được ở các địa điểm đã chọn. Trong trường hợp này, các đường cong học tập thuận lợi cho cả việc phát điện từ RES và các bộ điện phân, cũng được thúc đẩy bởi quy trình sản xuất cao cấp, có thể giảm chi phí đáng kể.

 

BNEF ước tính giá hydro xanh ở mức thấp nhất là 1–2.6 USD vào năm 2030 và 0.8– 1.6 USD vào năm 2050 [14]. Tuy nhiên, các nghiên cứu khác cho thấy rằng trong một số bối cảnh, sản xuất hydro xanh ngày nay đã có thể cạnh tranh được so với sản xuất truyền thống thông qua nhiên liệu hóa thạch [27]. Một số học giả cũng đang đề xuất kết hợp năng lượng mặt trời và năng lượng gió để có được giá phát điện thấp hơn [28].

 

Hydro xanh và tương lai có thể có của điện
Amoniac xanh làm từ hydro xanh đang được thử nghiệm để thay thế cho nhiên liệu hóa thạch trong các nhà máy nhiệt điện hiện có

 

Điều quan trọng cần nhớ là những chi phí đó chỉ tính đến việc sản xuất hydro. Có các chi phí bổ sung liên quan đến truyền tải, lưu trữ và phân phối. Như đã thảo luận bên dưới, trong một số trường hợp, những chi phí đó có thể lên tới một nửa chi phí cuối cùng cho người dùng.

 

2.1.2. Sản xuất hydro xanh

Sản xuất hydro xanh dựa trên ý tưởng rằng các quy trình hiện tại được sử dụng để sản xuất hydro từ nhiên liệu hóa thạch có thể được kết hợp với công nghệ CCS để giảm phần lớn lượng phát thải khí nhà kính của chúng. Mặc dù cách tiếp cận này dường như ít tốn kém hơn so với việc chuyển đổi sang hydro xanh, nhưng điều quan trọng cần nhớ là việc thực hiện CCS có thể liên quan đến các rào cản kỹ thuật, ngoài các vấn đề liên quan đến khả năng chấp nhận của xã hội. Các con đường hydro xanh hiện có mức độ sẵn sàng về công nghệ (TRL) từ 7 (khí hóa than + CCS) đến 8 (SMR + CCS) [29].

 

Dường như không có định nghĩa tiêu chuẩn nào về tốc độ thu giữ CO2 được yêu cầu để chuyển định nghĩa từ hydro màu xám sang xanh lam. Hầu hết các nghiên cứu đều trích dẫn tỷ lệ bắt giữ tối đa trong khoảng 70% đến 95%, tùy thuộc vào công nghệ và các giai đoạn áp dụng thu giữ CO2 [9]. Khi xem xét hydro xanh dựa trên khí tự nhiên, điều quan trọng cần nhớ là tác động bổ sung gây ra bởi sự rò rỉ khí mê-tan trong các giai đoạn thượng nguồn. Mặc dù khó định lượng chính xác, khía cạnh này thường bị bỏ qua trong các nghiên cứu.

 

Nhóm chỉ đạo CertifHy đề xuất một ngưỡng tham chiếu để xác định hydro carbon thấp (tức là hydro xanh lam) vào năm 2019 (một dự án được phát triển để đạt được định nghĩa chung trên toàn châu Âu về hydro carbon thấp và xanh), bằng cách xem xét 60 giảm% phát thải KNK so với quy trình chuẩn dựa trên SMR [30]. Ngưỡng này đã được đặt thành 36.4 gCO2e / MJ (131 gCO2e / kWh), bắt đầu từ giá trị chuẩn là 91 gCO2e / MJ của hydro (328 gCO2e / kWh).

 

Các lộ trình sản xuất hydro xanh có lợi thế là dựa trên kinh nghiệm công nghiệp hiện có từ hydro xám, và trong một số trường hợp, việc trang bị thêm các nhà máy hiện có có thể được thực hiện bằng cách thêm các hệ thống CCS. Tuy nhiên, cần đáp ứng các điều kiện cụ thể để đảm bảo lưu trữ CO2 hiệu quả và lâu dài. Thông thường, một cơ sở hạ tầng bổ sung có thể cần thiết để kết nối cơ sở sản xuất với nơi lưu trữ, cơ sở này có thể không có sẵn tại nơi này. Cơ sở hạ tầng CO2 chuyên dụng có thể làm tăng đáng kể tổng chi phí, một khía cạnh khó khái quát vì nó phụ thuộc vào từng nhà máy. Ngoài ra, việc vận hành hệ thống CCS có thể làm giảm hiệu suất năng lượng của quy trình SMR từ 5% –14% [29].

 

Ngoài ra đối với các con đường sản xuất hydro màu xanh lam, tiêu thụ nước là một khía cạnh thường bị bỏ qua. Trong khi việc tiêu thụ nước thường liên quan đến quá trình điện phân, các đường dẫn hydro màu xanh lam cũng tiêu thụ một lượng nước đáng kể, và trong một số trường hợp, thậm chí còn cao hơn. Khi so sánh lượng nước thể hiện sau khi kiểm kê vòng đời, kết quả cho thấy rằng lượng nước tiêu thụ trên một kg H2 có thể cao tới 24 L đối với SMR và 38 L đối với khí hóa than [23].

 

Cuối cùng, một con đường bổ sung đôi khi được gọi là hydro màu xanh ngọc, và vẫn ở mức TRL từ 3–5 [23], là nhiệt phân metan. Các giải pháp công nghệ khác nhau hiện đang được phát triển, ở một số địa điểm trên toàn thế giới, bao gồm ở Úc, Đức và Pháp [31]. Trong quá trình này, khí tự nhiên được sử dụng làm nguyên liệu, trong khi năng lượng tiêu thụ sẽ đến từ điện, có lẽ là từ các nguồn carbon thấp. Mêtan bị phân tách ở nhiệt độ cao thành hydro và carbon rắn (còn gọi là carbon đen), sẽ dễ lưu trữ và quản lý hơn CO2 ở dạng khí.

 

Ngoài ra, cacbon rắn có thể được sử dụng trong công nghiệp và do đó được xem như một nguồn tài nguyên thay vì một sản phẩm phụ. Thị trường công nghiệp hiện tại đối với muội than, bao gồm các ứng dụng trong sản xuất lốp xe và mực in cho máy in, có thể cung cấp tới 5 triệu tấn hydro xanh mỗi năm, chiếm khoảng 7% thị trường hydro tinh khiết toàn cầu hiện nay [31].

 

2.2. Vận chuyển và lưu trữ hydro

Việc vận chuyển hydro là một khía cạnh quan trọng trong sự bền vững của chuỗi cung ứng, cả từ khía cạnh môi trường và kinh tế. Vận chuyển hydro có thể yêu cầu tiêu thụ năng lượng đáng kể, để nén hoặc hóa lỏng nó hoặc chuyển đổi nó thành một hóa chất khác dễ xử lý hơn, chẳng hạn như amoniac hoặc các chất mang hydro hữu cơ lỏng khác (LOHC). Một lựa chọn khác, mặc dù chủ yếu trong giai đoạn đầu của quá trình phát triển, là khả năng hòa trộn hydro trong các lưới khí tự nhiên hiện có.

 

Một khía cạnh bổ sung của chuỗi cung ứng hydro là việc lưu trữ nó, được yêu cầu ở các mức độ khác nhau và cần được giải quyết đúng cách để tôn trọng các quy trình an toàn và giảm thiểu tiêu thụ và tổn thất năng lượng.

 

2.2.1. Hỗn hợp hydro trong lưới khí tự nhiên

Một lựa chọn tiềm năng để nâng cao dần các con đường hydro là tích hợp các mạng lưới khí đốt tự nhiên hiện có. Điều này đang được đề xuất ở các nước châu Âu khác nhau [32, 33, 34] để khai thác các tài sản hiện có và bắt đầu giảm cường độ carbon của khí tự nhiên bằng cách sử dụng hydro sạch. Tuy nhiên, chiến lược như vậy có hạn chế mạnh là không khai thác hết giá trị cao hơn liên quan đến hydro tinh khiết, bằng cách trộn nó với khí tự nhiên để sử dụng trong quá trình đốt cháy. Do đó, tính bền vững kinh tế của nó có thể khó được chứng minh, ngay cả khi tính đến lợi ích môi trường.

 

Khi xem xét sự pha trộn hydro trong mạng lưới khí tự nhiên, điều quan trọng cần làm nổi bật là các tỷ lệ pha trộn thông thường được biểu thị bằng phần thể tích. Tuy nhiên, hydro có mật độ năng lượng theo thể tích chỉ bằng một phần ba mật độ năng lượng của metan. Do đó, khi xem xét hỗn hợp khí bằng cách tính đến phần năng lượng, tức là, khi xem xét phần giá trị đốt nóng của hydro, phần hydro thấp hơn nhiều, và do đó, khả năng tiết kiệm phát thải CO2 liên quan đến nó. Để tham khảo, tỷ lệ pha trộn hydro theo thể tích thường được coi là 10% và 20% tương ứng với tỷ lệ năng lượng lần lượt là 3.5% và 7.6%. Biểu diễn sự thay đổi của lượng khí thải CO2 với các tỷ lệ pha trộn khác nhau được trình bày trong Hình 3, so sánh hydro xanh lục và hydro xanh lam với tỷ lệ thu giữ 90%.

 

Hình 3. Tiết kiệm CO2 tiềm năng cho các tỷ lệ hòa trộn thể tích H2 khác nhau trong lưới khí tự nhiên (xét đến mêtan tinh khiết).

Giảm phát thải CO2 so với hòa trộn thể tích H2
Tiết kiệm CO2 tiềm năng cho các tỷ lệ hòa trộn thể tích H2 khác nhau trong lưới khí tự nhiên (xem xét khí mêtan tinh khiết)

 

Mức giảm phát thải được tính toán bằng cách so sánh hệ số phát thải của hỗn hợp khí metan-hydro với lượng khí thải tự nhiên. Biểu đồ dựa trên lượng khí thải tự nhiên là 200 g / kWh và lượng khí thải hydro màu xanh là 32.8 g / kWh, dựa trên giả thuyết là 90% CCS. Do đó, việc thay thế hoàn toàn khí tự nhiên bằng hydro có thể dẫn đến tiết kiệm 100% khí thải khi sử dụng hydro xanh và 84% khi sử dụng hydro xanh (thấp hơn 90% do hiệu suất chuyển hóa của khí tự nhiên thành hydro xanh) . Biểu đồ này không xét đến việc phát thải khí mêtan ở thượng nguồn của khí tự nhiên và hydro xanh lam.

 

Mặc dù khía cạnh này có vẻ là một chi tiết kỹ thuật, nhưng điều quan trọng cần nhớ là các tỷ lệ pha trộn thường được thảo luận không đại diện cho mức tiết kiệm phát thải tương ứng, và vì vậy vai trò tiềm năng của chúng thường có thể được đánh giá quá cao.

 

Việc chuyển đổi chuỗi cung cấp khí đốt tự nhiên hiện tại để chấp nhận lượng hydro cao sẽ đòi hỏi phải nâng cấp một số lượng lớn các thành phần, bao gồm mạng lưới truyền tải và phân phối, đồng hồ đo khí, máy nén, cũng như người sử dụng cuối cùng.

 

Các nghiên cứu nhấn mạnh rằng việc chuyển đổi các lưới điện hiện có sang mạng lưới hydro có thể dẫn đến những lợi ích kinh tế đáng kể khi so sánh với việc lắp đặt các đường ống mới [35]. Tuy nhiên, ngoài nhu cầu thích ứng vật liệu để đối phó với các vấn đề liên quan đến ăn mòn và hiện tượng lún hydro [36], điều quan trọng cần lưu ý là với mật độ năng lượng thấp hơn của hydro so với metan, kích thước đường ống hiện tại sẽ không thể để quản lý cùng một nhu cầu năng lượng hiện đang được cung cấp bởi khí tự nhiên. Do đó, nhu cầu năng lượng hiện tại sẽ cần phải được giảm bớt thông qua các biện pháp tiết kiệm năng lượng hoặc một phần được cung cấp bởi các lựa chọn khác, chẳng hạn như điện khí hóa.

 

2.2.2. Vận tải đường dài

Hydro ngày càng được coi là một chất vận chuyển năng lượng tiềm năng được giao dịch trên toàn cầu, tương tự như dịch vụ hậu cần khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) hiện nay. Như đã thảo luận thêm trong các phần sau, nhiều chiến lược và lộ trình quốc tế dựa trên ý tưởng tạo ra hydro ở các vùng thuận lợi (ví dụ: với sự phong phú của các nguồn tái tạo chi phí thấp) và vận chuyển nó đến các quốc gia có nhu cầu cao và ít lựa chọn địa phương thế hệ của nó.

 

Phương án rẻ nhất để vận chuyển hydro trên khoảng cách trung bình thường là thông qua đường ống, và đã có các mạng lưới hydro phục vụ các cơ sở công nghiệp ở các quốc gia khác nhau. Tuy nhiên, do chi phí vận chuyển bằng đường ống tăng tuyến tính với khoảng cách, nên vận chuyển bằng tàu biển trong khoảng cách rất xa trở nên ít tốn kém hơn (ngoài các lợi thế khác liên quan đến tính linh hoạt, v.v.). Đối với khí tự nhiên, tính bền vững kinh tế của đường ống được cải thiện nhờ khối lượng lớn và nguồn cung cấp liên tục trong vài năm. Điều này dẫn đến nhu cầu lập kế hoạch dài hạn và giảm tính linh hoạt.

 

Ngược lại, vận tải biển mang lại sự linh hoạt cao hơn, nhờ khả năng một nhà xuất khẩu duy nhất có thể cung cấp cho một số quốc gia, miễn là họ có cơ sở hạ tầng thích hợp. Khía cạnh này đã thúc đẩy sự gia tăng của LNG trong những năm qua và một logic tương tự có thể áp dụng cho hydro trong tương lai. Các nghiên cứu khác nhau so sánh các giải pháp thay thế sẵn có cho việc vận chuyển hydro bằng đường biển [37], xem xét các khía cạnh môi trường và kinh tế. Một số nghiên cứu đưa ra các đánh giá chi tiết tập trung vào các tuyến đường cụ thể, bao gồm Na Uy đến Châu Âu hoặc Nhật Bản [38], Úc đến Nhật Bản và Hàn Quốc [39], Chile-Nhật Bản [40], và Argentina-Nhật Bản [41]. Vận chuyển hydro trong tàu biển yêu cầu mật độ năng lượng cao nhất có thể trên một đơn vị thể tích, để tránh chi phí quá cao. Vì hydro không thể được vận chuyển trong tàu ở dạng khí nên các giải pháp khác đang được xem xét.

 

Các tùy chọn đang được đánh giá để vận chuyển hydro đường dài bao gồm hydro lỏng, amoniac hoặc LOHC. LOHC là các hợp chất hữu cơ có thể hấp thụ và giải phóng hydro bằng các phản ứng hóa học. Hydro lỏng ngụ ý tiêu thụ năng lượng cao để hóa lỏng và duy trì nó ở nhiệt độ đông lạnh. Ngược lại, việc chuyển đổi sang các hóa chất khác, chẳng hạn như amoniac, hoặc lưu trữ trong LOHC, đòi hỏi các quá trình bổ sung có liên quan đến việc tiêu thụ năng lượng nhiều hơn. Những hợp chất này, có thể được lưu trữ dễ dàng hơn hydro lỏng, có thể có lợi thế hơn trong khoảng cách rất xa.

 

Việc so sánh các phương tiện vận tải đường biển thay thế trong các tài liệu hiện có cho thấy sự phụ thuộc mạnh mẽ vào khối lượng và khoảng cách cung cấp. Mặc dù các xu hướng trong tương lai có thể đáng khích lệ, nhưng điều quan trọng cần nhấn mạnh là không có lựa chọn thương mại hiện tại cho việc vận chuyển hydro lỏng quốc tế đường dài. Một số dự án trình diễn đang được phát triển, chẳng hạn như giữa Úc và Nhật Bản, và chúng sẽ được thử nghiệm trong những năm tới.

 

Ngược lại, amoniac đã là một loại hàng hóa hiện đang được sản xuất và vận chuyển trên quy mô toàn cầu, mặc dù từ nhiên liệu hóa thạch [42]. Do đó, việc lựa chọn amoniac thay vì hydro lỏng có thể tận dụng các công nghệ và tiêu chuẩn hiện có và đã được chứng minh trong chuỗi cung ứng. Tuy nhiên, việc sản xuất amoniac vẫn liên quan đến việc tiêu thụ thêm năng lượng và khi người dùng cuối yêu cầu hydro tinh khiết, thì cần phải thực hiện thêm một bước chuyển đổi. Các công nghệ cụ thể, chẳng hạn như pin nhiên liệu có màng thấm dễ bị nhiễm độc amoniac, và chúng cần mức độ tinh khiết hydro rất cao [43].

 

Tính kinh tế của việc vận chuyển bằng tàu hydro xuyên lục địa sẽ cần phải đối mặt với mật độ năng lượng thể tích thấp hơn so với việc vận chuyển nhiên liệu hóa thạch hiện nay. Các tàu chở dầu, trong một số trường hợp là tàu lớn nhất đang hoạt động, có thể vận chuyển khoảng 10.3 MWh dầu thô trên mỗi mét khối thể tích. Vận chuyển LNG đòi hỏi nhiều không gian hơn cho cùng một hàm lượng năng lượng vì LNG có mật độ năng lượng là 6.2 MWh trên mét khối. Con số này thậm chí còn tồi tệ hơn đối với hydro lỏng và amoniac, có mật độ năng lượng tương ứng là 2.4 và 3.2 MWh trên một mét khối.

 

Hơn nữa, hydro lỏng sẽ cần được giữ ở nhiệt độ rất thấp (tức là khoảng 20K). Điều này sẽ đòi hỏi vật liệu cách nhiệt chất lượng rất cao, và tổn thất năng lượng trong một chuyến đi dài có thể đáng kể (như được thảo luận kỹ hơn trong Phần 2.2.4). Có sẵn các phương án giảm thiểu, bao gồm sử dụng hydro bay hơi để cung cấp cho hệ thống điện trên tàu, và đang có nghiên cứu về khả năng áp dụng chúng trên các tàu lớn, mặc dù cần đảm bảo loại bỏ hydro bay hơi chính xác để tránh bất kỳ vấn đề an toàn nào.

 

2.2.3. Phân phối hydro

Ngoài việc vận chuyển đường dài, hydro cũng sẽ cần được cung cấp cho người sử dụng cuối cùng. Các tùy chọn có sẵn bao gồm vận chuyển H2 ở dạng khí qua đường ống hoặc hydro lỏng hoặc nén qua xe tải. Các nghiên cứu tài liệu tập trung vào các quốc gia cụ thể, chẳng hạn như Đức [44] hoặc Pháp [45], nhấn mạnh rằng việc lựa chọn giải pháp tốt nhất để cung cấp hydro cho người sử dụng cuối cùng phụ thuộc vào nhiều yếu tố. Khi xem xét việc sử dụng hydro cho vận chuyển [44], một thông số quan trọng là mật độ của các trạm tiếp nhiên liệu: trong trường hợp mật độ nhà máy cao, lợi thế kinh tế của việc triển khai các đường ống phân phối trở nên rõ ràng. Ngược lại, ở những khu vực có nhu cầu thấp hơn hoặc ít thường xuyên hơn, rơ moóc nén khí là lựa chọn tốt nhất.

 

Khi xem xét xe chở khí, mức áp suất là một thông số bổ sung có thể ảnh hưởng đáng kể đến chi phí cuối cùng của hydro [46]. Khi xem xét các mức áp suất khác nhau, từ 250 đến 540 bar, giải pháp tối ưu phụ thuộc vào cả khoảng cách và khối lượng, vì chi phí vận chuyển, lưu trữ và nén đại diện cho các tỷ lệ khác nhau của chi phí cuối cùng. Việc cung cấp hydro với khối lượng lớn và đường dài dựa vào xe tải có áp suất cao, trong khi đối với quãng đường thấp hơn 200 km, xe tải lưu trữ hydro ở áp suất thấp hơn cho thấy hiệu quả kinh tế tốt hơn.

 

Việc lựa chọn giải pháp tốt nhất cho từng khu vực cũng sẽ liên quan đến vị trí của các cơ sở sản xuất hydro. Khi xem xét hydro xanh, chiến lược tối ưu về vị trí và kích thước của các máy điện phân sẽ phụ thuộc vào sự sẵn có của điện tái tạo, nhưng cũng dựa trên sự cân bằng giữa truyền tải điện qua lưới điện và vận chuyển hydro qua đường ống hoặc xe tải. Phối cảnh hệ thống bao gồm cả hai chất mang năng lượng sẽ được yêu cầu để lựa chọn các giải pháp tối ưu.

 

2.2.4. Lưu trữ

Việc lưu trữ hydro cần được đảm bảo ở các cấp độ khác nhau của chuỗi cung ứng, đồng thời các công nghệ và giải pháp phụ thuộc vào dạng vật lý của hydro (lỏng / khí), thể tích của nó, thời gian lưu trữ và các thông số vận hành khác cần được đảm bảo. Một sự khác biệt chính nảy sinh giữa việc lưu trữ hydro cần thiết để vận hành chuỗi cung ứng của nó và việc lưu trữ hydro theo mùa lớn để đối phó với sự thay đổi của các nhà máy điện RES.

 

Việc lưu trữ hydro dọc theo chuỗi cung ứng bao gồm việc lưu trữ tại các thiết bị đầu cuối, chẳng hạn như cảng, tại các trạm tiếp nhiên liệu và cả trên các phương tiện khác nhau được sử dụng dọc theo con đường, bao gồm tàu, xe tải và cả trên các phương tiện sử dụng nó để đẩy. .

 

Việc lưu trữ khí hydro ở áp suất cao thường được thực hiện trong các bình bằng các vật liệu khác nhau, bao gồm thép, sợi thủy tinh, sợi carbon và polyme. Hiện tại có 4 loại bình, tùy thuộc vào loại vật liệu mà sử dụng dẫn đến trọng lượng, áp suất và giá thành thay đổi. Áp suất vận hành thay đổi trong khoảng 50–100 MPa, và đối với một áp suất nhất định, các giải pháp cố định thường được thiết kế bằng cách giảm thiểu giá thành, trong khi đối với hệ thống lưu trữ trên xe, cả trọng lượng và chi phí đều được coi là các thông số thiết kế [47].

 

Một lựa chọn khác là lưu trữ hydro ở trạng thái lỏng của nó, nhưng giải pháp này thường bị giới hạn trong các trường hợp trong đó hydro đã có sẵn ở dạng lỏng vì quá trình hóa lỏng đặc biệt đòi hỏi tiêu thụ năng lượng đáng kể. Việc hóa lỏng hydro trong các cơ sở công nghiệp lớn nói chung tiêu thụ 12.5–15 kWh điện trên mỗi kg H2 [48], đây là một tỷ trọng đáng kể so với giá trị đốt nóng thấp hơn của hydro là 33.3 kWh trên kg. Cải tiến công nghệ có thể làm giảm mức tiêu thụ điện xuống 7.5–9 kWh cho mỗi kg H2, tức là vẫn còn khoảng XNUMX/XNUMX hàm lượng năng lượng của hydro.

 

Lưu trữ H2 lỏng thường bị ảnh hưởng bởi độ sôi 0.2% –0.3% mỗi ngày. Sự bay hơi của hydro, gây ra bởi các hiện tượng khác nhau, dẫn đến việc tăng áp suất trong bình và do đó cần phải được loại bỏ để tránh các vấn đề an toàn. Lưu trữ hydro lỏng trong các hệ thống vận chuyển, chẳng hạn như xe tải và tàu, cho thấy mức độ sôi cao hơn, nhưng hydro có thể được thu hồi để cung cấp năng lượng cho xe. Các giải pháp khác nhau đã được đề xuất để hạn chế sự sôi trào, bao gồm cách nhiệt chân không, hệ thống làm lạnh bổ sung hoặc làm mát bằng nitơ lỏng [49].

 

Việc lưu trữ hydro thông qua các hóa chất khác, chẳng hạn như amoniac và LOHC, đưa ra những thách thức thấp hơn về các thông số hoạt động (tức là nhiệt độ và áp suất), và đây là lý do chính biện minh cho các bước bổ sung của chuỗi cung ứng và mức tiêu thụ năng lượng cần thiết cho các quá trình chuyển đổi . Amoniac có thể được lưu trữ ở trạng thái lỏng ở 25 ∘C và áp suất vừa phải (10 bar), bằng cách sử dụng các bồn thép tiêu chuẩn. LOHC bao gồm các hợp chất và dung dịch hóa học khác nhau [50], nhưng đặc điểm chung của chúng là chúng có thể được lưu trữ và xử lý ở trạng thái lỏng ở nhiệt độ môi trường xung quanh.

 

Cần có kho lưu trữ quy mô vừa và nhỏ để vận hành chuỗi cung ứng hydro. Ngược lại, dự trữ hydro theo mùa quy mô lớn đã được đề xuất như một giải pháp để tối ưu hóa việc sản xuất điện từ RES, đặc biệt là đối với những nơi có sản lượng thay đổi đáng kể trong năm ở một số vùng, chẳng hạn như năng lượng mặt trời [51]. Lưu trữ hydro theo mùa đòi hỏi khả năng lưu trữ cao và hoạt động của nó bao gồm một số chu kỳ thấp trong năm. Do đó, lợi nhuận kinh tế của nó liên quan đến tổn thất năng lượng thấp trong thời gian lưu trữ dài và chi phí dung lượng lưu trữ thấp [52].

 

Các lựa chọn dưới lòng đất khác nhau tồn tại để lưu trữ hydro, bao gồm các hang muối, các tầng chứa nước hoặc các hồ chứa dầu và khí đã cạn kiệt. Hiện tại, hydro tinh khiết đang được lưu trữ ở bốn địa điểm trên toàn thế giới, ở Mỹ và Anh, tất cả đều dựa trên các hang muối [53]. Các nghiên cứu tài liệu đã đánh giá tiềm năng lưu trữ ở các khu vực khác nhau, bao gồm Châu Âu [54, 55], Trung Quốc [56] và Canada [57].

 

Một lựa chọn bổ sung để lưu trữ hydro, đang được nhiều người quan tâm trong một số sáng kiến ​​nghiên cứu [58], là khả năng khai thác một loạt các vật liệu hấp phụ để giảm áp suất lưu trữ của hydro ở dạng khí. Vật liệu lưu trữ hydro ở trạng thái rắn thường được nhóm thành hai lớp: hydrua kim loại, lưu trữ hydro thông qua hình thành liên kết hóa học và vật liệu xốp, có liên quan đến sự hấp phụ vật lý của hydro [59]. Mục tiêu nghiên cứu chính là giảm thiểu hơn nữa trọng lượng của những vật liệu này, để cạnh tranh với việc lưu trữ hydro ở dạng khí.

 

Các ứng dụng hiện tại vẫn bị giới hạn trong các trường hợp cụ thể mà trọng lượng không phải là một thông số quan trọng, chẳng hạn như kho cố định [60] hoặc xe nâng hàng [61]. Nghiên cứu sâu hơn đang điều tra khả năng nano hóa các vật liệu khác nhau, với mục đích kiểm soát độ bền liên kết của hydro, do đó tránh được nhiệt độ và áp suất cao [59].

 

2.3. Nhu cầu hydro

Mặc dù hầu hết mọi người đều tập trung vào nhu cầu năng lượng tiềm năng trong tương lai, nhưng điều quan trọng cần lưu ý là nhu cầu hydro toàn cầu hiện tại đã tăng lên trong vài thập kỷ. Theo IEA [5], nhu cầu toàn cầu về hydro đã tăng từ dưới 30 triệu tấn H2 vào năm 1975 lên 115 triệu tấn vào năm 2018, bao gồm cả hydro ở dạng tinh khiết hoặc hỗn hợp với các khí khác (với tổng lượng hydro tinh khiết lên đến hơn 70 Mt năm 2018). Phần lớn nhu cầu liên quan đến các ứng dụng công nghiệp, chủ yếu là từ các nhà máy lọc dầu hoặc sản xuất hóa chất (amoniac và metanol).

 

Một nghiên cứu gần đây tập trung vào Liên minh Châu Âu [62] báo cáo rằng sự chuyển dịch sản xuất hydro hiện tại sang sản xuất hydro xanh thấp hơn nhiều so với tiềm năng phát điện tái tạo của tất cả các quốc gia đã được xem xét. Sản lượng hydro hàng năm hiện tại của EU là 9.75 triệu tấn, nếu chuyển sang điện phân, sẽ cần khoảng 290 TWh điện, chiếm khoảng 10% tổng sản lượng hiện tại.

 

Tuy nhiên, nhu cầu hydro dự kiến ​​sẽ tăng đáng kể trong tương lai để khử cacbon trong hệ thống năng lượng và việc mở rộng quy mô RES cần thiết để hỗ trợ sản xuất điện sạch có thể là không đủ. Vì lý do này, hydro xanh là cần thiết để đáp ứng nhu cầu hydro trong giai đoạn chuyển tiếp, vì quy mô RES sẽ cần được dành riêng để khử cacbon cho nhu cầu điện hiện có [13].

 

2.3.1. Công nghiệp

Ngành công nghiệp hầu như chịu trách nhiệm về tất cả lượng tiêu thụ hydro toàn cầu hiện nay, và các nhà máy lọc dầu và công nghiệp hóa chất là những ngành đòi hỏi khắt khe nhất. Hydro hiện đang được sử dụng trong các nhà máy lọc dầu để giảm hàm lượng lưu huỳnh trong các sản phẩm dầu để đáp ứng các tiêu chuẩn môi trường cụ thể và trong một số trường hợp để nâng cấp dầu nặng chất lượng thấp. Trên quy mô toàn cầu, khoảng một phần ba nhu cầu được cung cấp bởi hydro thu được dưới dạng sản phẩm phụ của các quá trình lọc dầu khác, trong khi phần còn lại được sản xuất trong nước thông qua SMR hoặc do các nhà sản xuất bên ngoài cung cấp [5].

 

Trong một số trường hợp, chi phí hydro có thể rất đáng kể khi so sánh với biên lợi nhuận kinh tế tinh chế chặt chẽ của những năm trước. Các cơ sở sản xuất hydro hiện tại có thể sẽ vẫn chiếm tỷ trọng lớn nhất trong tổng công suất trong tương lai trong các nhà máy lọc dầu và việc tích hợp CCS trong các nhà máy SMR địa phương hiện tại có thể dễ dàng hơn việc triển khai công suất điện phân mới. Tuy nhiên, các cơ sở CCS cần phải phù hợp với các điều kiện cụ thể, có thể không có sẵn ở một số địa điểm.

 

Hydro cũng đang được sử dụng làm nguyên liệu để sản xuất amoniac và metanol. Sản xuất amoniac chủ yếu được sử dụng cho phân bón, trong khi metanol được sử dụng cho một loạt các ứng dụng, bao gồm các hóa chất có giá trị cao cho nhựa hoặc sự pha trộn của nó với nhiên liệu để tăng hiệu suất của chúng. Tính đến năm 2018, sản xuất amoniac tiêu thụ hơn 30 triệu tấn H2 và metanol khoảng 12 triệu tấn [5]. Xu hướng lịch sử cho các ứng dụng phi năng lượng này có thể dẫn đến lần lượt là 42 triệu tấn và 23 triệu tấn vào năm 2050. Tuy nhiên, những con số đó chỉ đang xem xét các ứng dụng hiện tại, và trong trường hợp sử dụng nhiều hơn amoniac và metanol làm nhiên liệu, những lượng đó có thể tăng lên đáng kể.

 

Một ứng dụng công nghiệp khác dựa vào hydro là sản xuất thép thông qua quá trình khử trực tiếp sắt (DRI). Kỹ thuật này hiện được giới hạn dưới 10% sản lượng thép nguyên sinh toàn cầu, nhưng tỷ trọng của nó có thể tăng lên trong tương lai, do nhu cầu khử cacbon ở tất cả các ngành, và nếu chi phí hydro giảm xuống [63]. Lượng H2 tiêu thụ hiện tại thường được sản xuất tại chỗ, từ khí đốt tự nhiên hoặc than đá. Việc sử dụng hydro trong ngành công nghiệp trong tương lai cũng có thể mở rộng sang các ứng dụng khác, bao gồm khả năng sử dụng nó để tạo ra nhiệt ở nhiệt độ cao, nơi điện khí hóa trực tiếp không phải là một lựa chọn.

 

2.3.2. Vận chuyển hydro

Mặc dù giao thông vận tải hiện đang chiếm một phần nhỏ nhu cầu hydro toàn cầu, nhưng lĩnh vực này là một trong những ngành hứa hẹn nhất cho sự phát triển của công nghệ hydro, do phụ thuộc nhiều vào các sản phẩm dầu và một số lựa chọn carbon thấp trong một số ứng dụng.

 

Một trong những phân khúc đầu tiên mà các ứng dụng hydro được chú trọng là ô tô chở khách. Ở một số quốc gia, đã có thị trường cho ô tô chạy bằng hydro, bao gồm Nhật Bản, Hàn Quốc, Mỹ (chủ yếu ở California) và Đức, như được báo cáo trong Hình 4. Sự gia tăng gấp 2015 lần của đội xe chạy bằng hydro toàn cầu từ năm 2019 đến Năm 19,000, đạt gần 4.8 chiếc, cần phải được xem xét bằng cách xem xét rằng đội xe điện chạy bằng pin toàn cầu đạt 2019 triệu chiếc vào năm 17,000, tăng từ khoảng 2010 xe điện trên đường vào năm 64 [XNUMX]. Trong khi một số công ty đang bán các mẫu xe chạy bằng hydro ở một số quốc gia nhất định, thì xe điện chạy bằng pin đang được ngày càng nhiều nhà sản xuất ô tô trên toàn thế giới lựa chọn.

 

Hình 4. Xe du lịch hydro có sẵn ở các quốc gia khác nhau. Sự trình bày của tác giả trong Tài liệu tham khảo [64, 65, 66].

Xe du lịch hydro có sẵn ở các quốc gia khác nhau
Nguồn cung cấp ô tô chở khách hydro của Mỹ, Nhật Bản, Hàn Quốc, Đức và các nước còn lại trên thế giới, 2015-2019

 

Xe chạy bằng hydro có những lợi thế cụ thể so với xe điện, đặc biệt là ở phạm vi hoạt động xa hơn và thời gian tiếp nhiên liệu ngắn hơn. Giá hydro cao hiện nay đang cản trở mạnh mẽ sự phát triển của họ, và đây cũng là hệ quả của việc chúng có hiệu suất thấp hơn so với xe điện khi xem xét toàn bộ chuỗi cung ứng. Trong khi một chiếc ô tô điện có thể chuyển đổi khoảng 67/XNUMX điện năng thành năng lượng hữu ích, thì con số tương tự đối với một chiếc ô tô chạy bằng hydro chỉ là XNUMX/XNUMX. Ô tô điện chạy bằng pin phải chịu tổn thất cho quá trình truyền và lưu trữ năng lượng, trong khi ô tô chạy bằng hydro cần các bộ phận bổ sung, bao gồm bộ điện phân, nén và lưu trữ hydro, và pin nhiên liệu tích hợp. Tuy nhiên, xem xét những bất ổn tiềm ẩn trong sự phát triển tương lai của các công nghệ thay thế, có thể còn sớm để lựa chọn một giải pháp cụ thể, tất cả các lựa chọn có sẵn nên được nâng cao song song với nhau để tránh các quyết định bế tắc [XNUMX].

 

Ngoài ô tô cá nhân, một số quốc gia cũng đang thử nghiệm các ứng dụng cụ thể, chẳng hạn như đội xe taxi. Một ví dụ đáng chú ý là thành phố Paris, trong đó đội taxi hydro gồm 100 chiếc đã đi vào hoạt động, với mục tiêu đạt 600 xe taxi vào cuối năm 2020 [68]. Một dự án dưới sự tư vấn của Mạng lưới các nhà vận hành hệ thống truyền tải điện của Châu Âu (ENTSO-E) nhằm mục đích tăng đội xe này lên 50,000 xe taxi ở Paris vào năm 2030, như một phần của khoản đầu tư hàng tỷ euro để bổ sung thêm 11 GWh công suất lưu trữ hydro trong thành phố [69].

 

Một bước quan trọng trong việc triển khai ô tô chạy bằng hydro, đặc biệt là ở các khu vực đô thị mật độ cao, là sự sẵn có của một mạng lưới các trạm tiếp nhiên liệu hiệu quả [70]. Quy hoạch tối ưu về vị trí các trạm tiếp nhiên liệu cần được phát triển bằng cách xem xét sự sẵn có của việc tạo hydro từ các nguồn khác nhau trong các giai đoạn thâm nhập khác nhau. Cụ thể là, trong giai đoạn đầu, nhiều quốc gia có thể khai thác thế hệ hydro dựa trên hóa thạch, việc chuyển hướng sang hydro xanh có thể tác động đến toàn bộ chuỗi cung ứng. Vì vậy, điều quan trọng là việc thiết kế các trạm tiếp nhiên liệu phải được thực hiện với quan điểm trung và dài hạn. Ngoài ra, việc triển khai các trạm tiếp nhiên liệu cũng có thể được kết hợp với các ứng dụng cụ thể, chẳng hạn như hệ thống chia sẻ ô tô dựa trên hydro [71].

 

Lợi thế hiện tại của hydro so với pin dẫn đến tiềm năng của công nghệ này trong vận chuyển hàng hóa đường bộ, đặc biệt là trên các hoạt động đường dài. Ưu điểm của xe chở hydro so với động cơ diesel đã được chứng minh từ quan điểm vòng đời [72], nhưng tiêu thụ điện cho quá trình nén và hóa lỏng có trọng lượng đáng kể trong kết quả cuối cùng. Một cơ hội ngắn hạn có thể có để dần dần áp dụng hydro trong vận chuyển hàng hóa đường bộ là sử dụng xe tải nhiên liệu kép bằng cách trang bị thêm các hệ thống phun nhiên liệu hiện có [73]. Mức giảm khí thải dự kiến ​​được tìm thấy tỷ lệ thuận với tỷ lệ dịch chuyển của động cơ diesel. Tuy nhiên, một số chuyên gia ước tính rằng việc giảm chi phí dự kiến ​​của pin điện sẽ khiến chúng trở thành giải pháp tiêu chuẩn carbon thấp cho xe tải [74], có thể cùng với các công nghệ khác như đường cao tốc điện [75].

 

Các công ty công nghiệp đang dần tiến tới việc thử nghiệm ứng dụng hydro trong xe tải, nhưng vẫn chưa có mẫu xe thương mại nào trên đường. Song song với việc triển khai các phương tiện, điều quan trọng là phải đảm bảo sự sẵn có của cơ sở hạ tầng tiếp nhiên liệu thích hợp. Xe tải hydro đang được thử nghiệm ở Na Uy [76] và Hà Lan [77], và một công ty Đức đang nghiên cứu để chuyển đổi xe tải hạng nặng chạy bằng diesel sang hệ dẫn động hybrid hydro [78]. Ngoài ra, các sáng kiến ​​đang được triển khai trên quy mô lớn hơn, chẳng hạn như sáng kiến ​​ở cảng Rotterdam nhằm đạt được một nghìn xe tải chạy pin nhiên liệu trên đường vào năm 2025, với sự tham gia của một số đối tác trong toàn bộ chuỗi cung ứng [79]. Mục tiêu của họ là cung cấp một hành lang hydro trên khắp Hà Lan, Bỉ và Đức. Các nghiên cứu khác cũng đang đánh giá lợi ích của xe chở hydro ở các khu vực khác trên thế giới, chẳng hạn như Trung Quốc [80] và Hoa Kỳ [81].

 

Ngoài ô tô cá nhân và vận tải hàng hóa, một ứng dụng được quan tâm đáng kể là sự phát triển của xe buýt chạy bằng hydro. Các trường hợp thử nghiệm đã được thực hiện ở các quốc gia khác nhau (bao gồm Ý, Đức, Thụy Điển, Anh [82, 83], Nhật Bản và Hoa Kỳ [84]), và xe buýt hydro là một công nghệ đã được chứng minh và đáng tin cậy, mặc dù tính bền vững kinh tế của chúng là khó đạt được với giá hydro hiện tại [85, 86].

 

Ngoài giao thông đường bộ, hydro có thể là một giải pháp tiềm năng cho xe lửa, tàu thủy và máy bay. Pin nhiên liệu chạy bằng hydro đại diện cho một giải pháp thú vị để cung cấp năng lượng cho các tuyến đường sắt chở khách và hàng hóa khó điện khí hóa do các rào cản kỹ thuật hoặc kinh tế. Cơ sở hạ tầng tiếp nhiên liệu và thiết kế phương tiện cần được đánh giá cẩn thận bằng cách đánh giá lịch trình hoạt động và phạm vi dự kiến, để tối ưu hóa hiệu suất của hệ thống [87]. Các ứng dụng thương mại cho các chuyến tàu chở khách trong khu vực ngày càng được nhiều nước châu Âu quan tâm, bao gồm Đức [88], Anh [89], Ý [90] và Pháp.

 

Hydro cũng đã được đề xuất cho một giải pháp tiềm năng để khử cacbon trong lĩnh vực vận tải biển, mặc dù chủ yếu thông qua việc sử dụng amoniac, chất này sẽ dễ dàng hơn trong việc lưu trữ trên tàu ở dạng lỏng mà không cần phải đạt đến nhiệt độ quá thấp [91]. Hydro cũng đang được đánh giá là một giải pháp carbon thấp cho vận tải hàng không, mặc dù hoạt động ở độ cao lớn đòi hỏi rất nhiều tiêu chuẩn an toàn cũng như mật độ năng lượng cao [92]. Airbus gần đây đã tuyên bố tham vọng chế tạo chiếc máy bay thương mại chạy bằng năng lượng hydro đầu tiên vào năm 2035, mặc dù cho đến nay mới chỉ trình bày những khái niệm sơ bộ [93].

 

2.3.3. Các tòa nhà

Một số dự án đang xem xét việc sử dụng hydro tiềm năng trong lĩnh vực xây dựng, bằng cách pha trộn hydro trong các lưới khí đốt tự nhiên hoặc phát triển các nồi hơi hydro chuyên dụng. Tuy nhiên, các ứng dụng để sưởi ấm của các tòa nhà có lợi thế thấp hơn khi so sánh với các công nghệ carbon thấp khác, chẳng hạn như máy bơm nhiệt (kết hợp với điện từ RES), ngoại trừ trong các bối cảnh rất cụ thể.

 

Các nghiên cứu khác nhau đã được thực hiện để đánh giá hành vi của các công nghệ khác nhau với nồng độ thể tích của hydro trong khí tự nhiên tăng lên, bao gồm nồi hơi cỡ nhỏ [94, 95], nồi hơi công nghiệp, động cơ khí [96] và tuabin vi phát điện tĩnh. Xem xét các nồi hơi dân dụng chạy bằng hydro, các ứng dụng tiên tiến nhất hiện đang được thử nghiệm ở Hà Lan và Anh.

 

Vương quốc Anh là đối tượng của các nghiên cứu khác nhau để tích hợp hydro vào cơ sở hạ tầng năng lượng hiện tại. Được biết đến nhiều nhất có lẽ là Dự án H21 [98], bắt đầu vào năm 2016 bằng cách ước tính tính khả thi kỹ thuật của việc chuyển đổi mạng lưới khí đốt hiện tại sang mang 100% hydro ở thành phố Leeds. Chính phủ Vương quốc Anh hiện đang hỗ trợ 25 triệu bảng Anh cho dự án Hy4Heat [99], với nhiệm vụ “thiết lập nếu có thể về mặt kỹ thuật, an toàn và thuận tiện để thay thế khí tự nhiên (mêtan) bằng hydro trong các tòa nhà dân cư và thương mại và các thiết bị khí đốt ”.

 

Song song đó, một số công ty cũng đang đề xuất các nồi hơi thương mại có thể chạy bằng 100% hydro [100], nhắm vào các ứng dụng tiềm năng có thể không dễ dàng khử cacbon thông qua máy bơm nhiệt, do các rào cản và hạn chế kỹ thuật (bao gồm không gian hạn chế, khó cách điện các tòa nhà lịch sử và chuyển sang hệ thống sưởi nhiệt độ thấp). Tuy nhiên, trong khi một số địa điểm trình diễn đã được phát triển để thử nghiệm công nghệ [101], việc triển khai một cơ sở hạ tầng hiệu quả để cung cấp hydro cho người dùng dân cư có thể cần một thời gian và lợi thế kinh tế so với sưởi ấm bằng điện trực tiếp là không rõ ràng.

 

Một lựa chọn khác để sử dụng hydro trong các tòa nhà là khai thác hiệu suất điện cao của pin nhiên liệu để cung cấp năng lượng cho các nhà máy nhiệt và điện (CHP) kết hợp tại chỗ. Các nghiên cứu trước đây tỏ ra lạc quan về tiềm năng khai thác hydro cho CHP vi mô [102], với giả định chi phí hydro rất thấp và chi phí cao hơn cho các nhiên liệu khác. Tuy nhiên, trong tình hình hiện nay, tiềm năng của vi CHP trong các tòa nhà có vẻ ít hứa hẹn hơn, cũng do ít thành công mà vi CHP khí tự nhiên đã thể hiện, đặc biệt là trong lĩnh vực dân dụng.

 

Cuối cùng, một số nhà nghiên cứu đã đề xuất lưu trữ hydro tại chỗ để đảm bảo khả năng tự cung tự cấp hàng năm của các tòa nhà được trang bị hệ thống quang điện (PV), để bù đắp cho sản lượng theo mùa, mặc dù thừa nhận chi phí đầu tư rất cao liên quan đến pin nhiên liệu và hệ thống lưu trữ hydro [103 ].

 

2.3.4. Sản xuất điện

Ngoài việc sử dụng trực tiếp trong các lĩnh vực cuối cùng, hydro cũng đang được coi là được sử dụng để sản xuất điện có thể chuyển đổi được. Mặc dù bản thân hiệu suất của việc phát điện thường cao, thông qua pin nhiên liệu hoặc tuabin khí điều chỉnh và chu trình kết hợp, khi xem xét toàn bộ quá trình bao gồm sản xuất và lưu trữ hydro, tổn thất năng lượng có thể lên tới 70%. Tính bền vững kinh tế có thể được đảm bảo với chi phí điện bằng XNUMX hoặc âm, nhưng ngay cả trong tình huống như vậy, số giờ hoạt động hàng năm phải đủ cao để bù đắp chi phí vốn.

 

Tuy nhiên, để đạt được một hệ thống năng lượng khử cacbon hoàn toàn, việc lưu trữ điện trong thời gian dài dường như là không thể tránh khỏi, và hydro có thể nằm trong số ít các giải pháp khả dụng. Đầu tư bổ sung vào nghiên cứu là cần thiết để giảm chi phí toàn chu kỳ của việc lưu trữ điện qua hydro và hỗ trợ quá trình chuyển đổi năng lượng hiệu quả hơn [104].

 

Các chiến lược khí hậu dựa trên sản xuất điện từ hydro nhập khẩu đã được đề xuất cho các vùng có tiềm năng tái tạo địa phương thấp, chủ yếu ở Nhật Bản [105, 106]. Các ứng dụng bổ sung bao gồm khả năng đảm bảo cung cấp năng lượng sạch cho các địa điểm xa xôi như mỏ, thành phố cảng hoặc các đảo có tiềm năng tái tạo thấp, chẳng hạn như vùng Bắc Cực [107]. Việc sử dụng máy điện phân và pin nhiên liệu kết hợp với các nguồn có thể tái tạo đã được đánh giá trong nhiều nghiên cứu, để đánh giá tính khả thi của việc tránh phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch nhập khẩu ở các đảo xa hoặc các lưới điện vi mô bị cô lập [108, 109, 110].

 

3. Các khía cạnh địa chính trị

Sự quan tâm trở lại đối với hydro đã thúc đẩy một số phân tích về các hậu quả địa chính trị tiềm tàng do sự phát triển của hydro gây ra [12, 111]. Nhiều quốc gia đang xem xét việc sử dụng hydro - cả xanh lam và xanh lá cây - trong các lĩnh vực khó giảm thiểu trong nỗ lực đạt được các mục tiêu khí hậu và khử cacbon hoàn toàn vào giữa thế kỷ này. Do có tiềm năng cao và nhiều ứng dụng, hydro cũng có thể trở thành một vấn đề địa chính trị lớn. Bí quyết công nghệ dự kiến ​​sẽ trở thành một vấn đề phù hợp hơn với địa chính trị năng lượng trong tương lai carbon thấp. Cả hai quốc gia và các công ty tư nhân cam kết đạt được kiến ​​thức kỹ thuật cụ thể và khả năng cạnh tranh để trở thành những người chơi chính trong nỗ lực khử cacbon.

 

Khi công nghệ hydro phát triển, các “nhà nhập khẩu” và “nhà xuất khẩu” mới sẽ xuất hiện. Trong khi đó, các nhà sản xuất và xuất khẩu nhiên liệu hóa thạch đang xem xét các dự án và kế hoạch hydro trong tương lai để bù đắp tổn thất kinh tế và địa chính trị tiềm tàng do quá trình chuyển đổi năng lượng gây ra. Mục đích của phần này là cung cấp một cái nhìn tổng quan ngắn gọn về các ý nghĩa địa chính trị của hydro, trình bày các chiến lược hydro quốc gia chính, phác thảo các bên tham gia hydro tiềm năng, vai trò của các bên tư nhân trong các dự án phát triển hydro và các thỏa thuận quốc tế về thương mại hydro.

 

3.1. Các chiến lược quốc gia

Ngày càng nhiều quốc gia đã phát hành hoặc đang thực hiện các chiến lược hydro quốc gia nhằm phát triển công nghệ và thị trường hydro [11]. Những chiến lược như vậy phản ánh những tham vọng và nhu cầu năng lượng khác nhau của các quốc gia cũng như sự phân chia tiềm năng giữa “nhà nhập khẩu” và “nhà xuất khẩu”. Như đã trình bày trong một bài báo gần đây của IRENA [112], các chiến lược quốc gia chỉ là bước cuối cùng của một quá trình dài hơn. Thật vậy, các quốc gia ban đầu thiết lập các chương trình R & D để hiểu các nguyên tắc cơ bản của công nghệ hydro, để chuyển sang một tài liệu tầm nhìn dài hạn. Một bước nữa là 'lộ trình' xác định một kế hoạch tích hợp với các hoạt động cần thiết để đánh giá tốt hơn tiềm năng của hydro. Một lộ trình xác định các hành động ngắn hạn và trung hạn cần thiết để thúc đẩy việc triển khai hydro, xác định các ưu tiên cao nhất trong các lĩnh vực nghiên cứu. Bước cuối cùng là chiến lược xác định các mục tiêu, giải quyết các chính sách cụ thể và đánh giá sự gắn kết của chúng với chính sách năng lượng hiện hành.

Hiện nay, châu Á và châu Âu là hai châu lục chiếm ưu thế trong việc tạo ra nhu cầu hydro.

 

Nhật Bản là nước đi đầu trong nền kinh tế hydro. Vào tháng 2017 năm 2019, Nhật Bản đã trình bày chiến lược hydro của mình. Hơn nữa, vào năm 2019, Nhật Bản đã cập nhật Bản đồ chiến lược cho hydro và pin nhiên liệu. Hiện tại, Nhật Bản đang phụ thuộc nhiều vào nhập khẩu năng lượng, phần lớn là nhiên liệu hóa thạch. Năm 2011, Nhật Bản là nhà nhập khẩu dầu thô lớn thứ tư, nhà nhập khẩu LNG hàng đầu và nhà nhập khẩu than lớn thứ ba. Tình trạng này càng trở nên trầm trọng hơn khi Nhật Bản đóng cửa các kế hoạch hạt nhân sau sự cố hạt nhân Fukushima năm 87. Sau sự cố hạt nhân, sự kết hợp năng lượng và sản xuất điện của Nhật Bản đã thay đổi đáng kể. Khí đốt tự nhiên, dầu mỏ và năng lượng tái tạo đã tăng tỷ trọng trong tổng mức tiêu thụ năng lượng để thay thế tỷ trọng hạt nhân. Mặc dù Nhật Bản đã quyết định mở cửa trở lại một số nhà máy hạt nhân, nhưng nhiên liệu hóa thạch đóng góp vào hơn 2050% nguồn cung cấp năng lượng chính của Nhật Bản, làm suy yếu mục tiêu khí hậu quốc gia của nước này. Do đó, hydro có thể cung cấp một giải pháp khả thi để thực hiện các mục tiêu khí hậu của nó (tức là trung tính carbon vào năm XNUMX).

 

Ở Nhật Bản, nhiều ngân sách đã được chi cho nghiên cứu pin nhiên liệu trong những thập kỷ qua, mặc dù có rất ít tác động đến việc triển khai thực tế các ứng dụng thương mại [113]. Ngược lại, ít tập trung vào các bước khác của chuỗi cung ứng, dẫn đến chuyên môn quốc gia về sản xuất và cung ứng thấp. Sự phụ thuộc rất lớn vào nhập khẩu của Nhật Bản (quốc gia đang nhập khẩu tất cả các nhu cầu về dầu và khí đốt) sẽ không biến mất, vì nước này có kế hoạch nhập khẩu phần lớn hydro. Nhật Bản đã không công bố rõ ràng sở thích của họ đối với một con đường hydro cụ thể.

 

Các quốc gia khác đang tập trung chiến lược của họ vào các lĩnh vực cụ thể. Ví dụ, Trung Quốc đã phát triển chiến lược hydro trong lĩnh vực giao thông vận tải [114], bao gồm việc thực hiện các biện pháp khuyến khích dành riêng để thúc đẩy việc áp dụng các phương tiện chạy bằng pin nhiên liệu.

 

Vào năm 2020, Trung Quốc đã công bố kế hoạch đạt được mức trung lập carbon vào năm 2060. Trong nỗ lực này, hạt nhân có thể đạt được nhiều liên quan hơn trong hỗn hợp năng lượng của Trung Quốc. Trung Quốc hiện đang xây dựng hoặc lên kế hoạch xây dựng hơn XNUMX lò phản ứng hạt nhân mới. Lĩnh vực hạt nhân có thể trở thành một nguồn cung cấp hydro bổ sung trong nỗ lực bù đắp chi phí kinh tế cao của hạt nhân và phát triển hydro sạch.

 

Hiện nay, Trung Quốc là nhà sản xuất hydro lớn nhất thế giới - hơn 20 triệu tấn mỗi năm, tương ứng với gần một phần ba tổng sản lượng của thế giới. Tuy nhiên, phần lớn hydro của Trung Quốc đến từ than đá. Liên minh Hydrogen Trung Quốc dự kiến ​​nhu cầu hydro sẽ tăng 35 triệu tấn vào năm 2030 và hydro xanh chiếm 15% tổng nhu cầu trong nước. Vào năm 2040, nhu cầu hydro dự kiến ​​sẽ tăng lên 45 triệu tấn (với hydro xanh chiếm 40%), và vào năm 2050 lên 60 triệu tấn (hydro xanh chiếm 75%) [115].

 

Một quốc gia châu Á khác đã đưa ra chiến lược hydro ở Hàn Quốc. Vào đầu năm 2019, Hàn Quốc đã công bố Lộ trình Kinh tế Hydro của mình. Các ưu tiên của nó là dẫn đầu về pin nhiên liệu cho ô tô và pin nhiên liệu tĩnh quy mô lớn cho năng lượng, cũng như vai trò mạnh mẽ của ngành ô tô Hàn Quốc. Lộ trình đặt mục tiêu sản xuất 6.2 triệu chiếc FCEV vào năm 2040. Trong số này, 2.9 triệu chiếc sẽ được dành cho thị trường nội địa, trong khi 3.3 triệu chiếc dành cho xuất khẩu. Hơn nữa, lộ trình vạch ra để cung cấp 15 GW pin nhiên liệu cho sản xuất điện vào năm 2040, bao gồm 7 GW cho xuất khẩu [116].

 

Ở châu Âu, hydro đã thu hút sự quan tâm đặc biệt ở cả cấp độ châu Âu và quốc gia. Vào tháng 2020 năm 2030, Liên minh Châu Âu đã công bố chiến lược hydro của mình. Chiến lược của EU đặt hydro xanh là ưu tiên hàng đầu của châu Âu, trong khi hydro xanh chỉ được coi là giải pháp tạm thời cho trung hạn. Đến năm 40, EU cam kết có công suất máy điện phân hydro là 470 GW — theo viễn cảnh — gần gấp đôi công suất của đập Tam Hiệp, nhà máy điện lớn nhất thế giới của Trung Quốc. Để đạt được mục tiêu này, EU dự kiến ​​đầu tư công và tư lên tới 2050 tỷ EUR vào năm 40. Hơn nữa, trong suốt thời gian đó, EU đã công bố xây dựng một chuỗi cung ứng nhập khẩu với thêm XNUMX GW từ các nước láng giềng phía Đông và phía Nam ( tức là, Ukraine và các nước Bắc Phi).

 

Song song đó, một số Quốc gia Thành viên Châu Âu đã đưa ra các chiến lược hydro của riêng họ. Trong số đó, Tây Ban Nha, Đức và Pháp đã công bố cam kết lắp đặt lần lượt 4, 5 và 6.5 GW hydro xanh vào năm 2030 [117]. Mục tiêu quốc gia về hydro xanh của Đức, Pháp, Bồ Đào Nha, Hà Lan và Tây Ban Nha đã chiếm hơn 50% trong tổng số 40 GW công suất máy điện phân được lắp đặt theo mục tiêu của EU vào năm 2030. Các quốc gia này đã công bố đầu tư hàng tỷ tỷ vào hydro. Sau hậu quả của COVID-19 và suy thoái kinh tế, các chính phủ có thể xem xét phân bổ ngân sách cho hydro như một cách khả thi để thúc đẩy phục hồi kinh tế trong khi thực hiện các mục tiêu khí hậu.

 

Các nhà nhập khẩu hydro tiềm năng khác nhau dựa trên các chiến lược hydro khác nhau. Trong khi châu Âu đã tuyên bố rõ ràng về sự ưa thích của mình đối với hydro xanh, thì các thị trường châu Á (tức là Hàn Quốc, Nhật Bản và Trung Quốc) có chiến lược xanh xám-xanh-xanh đa dạng hơn trong những thập kỷ sắp tới.

 

Trong khi hầu hết các quốc gia đã phát triển các chiến lược hydro dựa trên các mục tiêu khử cacbon trong nước, những quốc gia khác đang bắt đầu tập trung vào hydro cacbon thấp như một nguồn tài nguyên tiềm năng để xuất khẩu.

 

Các quốc gia phụ thuộc vào xuất khẩu dầu và khí đốt để có nguồn thu của chính phủ đặc biệt quan tâm đến việc phát triển hydro để xuất khẩu.

 

Một ví dụ đáng chú ý là Australia, quốc gia đang phát triển một số dự án nhằm trở thành nhà xuất khẩu đẳng cấp thế giới. Với vị trí địa lý và nguồn tài nguyên sẵn có lớn, Australia tìm cách cung cấp hydro sạch cho các thị trường châu Á, đặc biệt là Nhật Bản và Hàn Quốc. Vào tháng 2020 năm 2, Bộ trưởng Năng lượng và Giảm phát thải của Australia đã công bố một mục tiêu đầy tham vọng “H2 dưới 2”, nhằm cắt giảm chi phí sản xuất hydro xuống dưới 1.5 AUD / kg (tức là 118 USD / kg). Mục tiêu đầy thách thức này sẽ cần các chính sách hỗ trợ phối hợp với các chiến lược công nghiệp và các hoạt động nghiên cứu [XNUMX].

 

Các nhà sản xuất dầu khí lớn của khu vực Trung Đông và Bắc Phi (MENA) đang ngày càng đánh giá các dự án và kế hoạch hydro. Các quốc gia này là nền tảng của hệ thống năng lượng toàn cầu hiện có - dựa trên nhiên liệu hóa thạch. Nhiên liệu hóa thạch - đặc biệt là dầu mỏ - là nguồn thu chính của chính phủ và xuất khẩu của nhiều quốc gia này. Do đó, quá trình chuyển đổi năng lượng toàn cầu, với vai trò ngày càng tăng của RES, đặt ra một mối đe dọa hiện hữu đối với sự ổn định trong nước của họ. Các quốc gia này đang xem xét các biện pháp để bù đắp những tác động tiêu cực về kinh tế vĩ mô và vai trò địa chính trị bị giảm sút trong một thế giới khử cacbon trong tương lai. Với tiềm năng tái tạo và CCS dồi dào, các nhà sản xuất dầu khí MENA có thể tự định vị mình là quốc gia xuất khẩu hydro xanh hàng đầu. Mặc dù có tiềm năng lớn, nhưng tham vọng về hydro của các quốc gia MENA có thể bị suy giảm bởi tình trạng khan hiếm nước cao trong khu vực. Dự kiến, căng thẳng nước MENA sẽ chỉ trở nên tồi tệ hơn do biến đổi khí hậu. Để giải quyết tình trạng thiếu nước, các nước MENA có thể phát triển các dự án hydro cùng với các kế hoạch khử muối như ở Neom. Điều đó sẽ phát triển hơn nữa năng lực khử muối của MENA, hiện chiếm gần một nửa công suất khử mặn toàn cầu.

 

Tính đến hôm nay, ba quốc gia vùng Vịnh đã công bố các dự án hydro: Ả Rập Xê-út, Các Tiểu vương quốc Ả Rập Thống nhất (UAE) và Oman. Vào tháng 2020 năm 5, Air Products, Saudi ACWA và Neom đã ký một thỏa thuận liên doanh để phát triển một nhà máy hydro xanh và amoniac xanh trị giá 2025 tỷ USD (được coi là lớn nhất trên thế giới) chạy bằng năng lượng mặt trời và gió. Dự án sẽ đi vào hoạt động vào năm 4. Nhà máy sẽ được cung cấp năng lượng thông qua việc tích hợp hơn 119 GW năng lượng tái tạo từ năng lượng mặt trời và gió [XNUMX]. Mặc dù có thể đưa Ả Rập Xê-út trở thành nhà xuất khẩu hydro xanh hàng đầu, nhưng dự án phải đối mặt với những thách thức nghiêm trọng. Công suất tái tạo được công bố sẽ cung cấp năng lượng cho kế hoạch hydro là rất đáng kể.

 

Hơn nữa, dự án sẽ yêu cầu hỗ trợ tài chính lớn, mặc dù kinh tế vĩ mô của Ả Rập Xê Út và các hạn chế tài chính do giá dầu giảm vào năm 2020.

 

UAE đang đầu tư vào các dự án hydro xanh và xanh lam trong nỗ lực phát triển các nguồn năng lượng sạch mới. Mặc dù UAE vẫn đang làm việc trên lộ trình hydro chính thức của mình, Cơ quan Điện và Nước Dubai (DEWA) thuộc sở hữu nhà nước đã cam kết phát triển một dự án di chuyển hydro xanh, tận dụng cơ sở điện phân chạy bằng năng lượng mặt trời tại Mohammed bin Rashid Al Maktoum Công viên Mặt trời. Công viên năng lượng mặt trời dự kiến ​​sẽ có công suất lắp đặt 5 GW vào năm 2030. UAE tự tin rằng giá cả cạnh tranh từ năng lượng mặt trời sẽ là động lực để giảm giá hydro xanh [120]. Bất chấp tham vọng về năng lượng tái tạo, UAE cũng đang xem xét hydro xanh tận dụng tiềm năng CCUS của mình.

 

Oman là quốc gia vùng Vịnh thứ ba đang nghiên cứu tiềm năng sử dụng hydro trong nước. Để làm như vậy, Oman đã công bố việc xây dựng một nhà máy hydro xanh tại cảng Duqm, nơi đang phát triển một nhà máy lọc hóa dầu tập trung vào xuất khẩu. Cơ sở Hyport Duqm dự kiến ​​sẽ có công suất máy điện phân 250–500 MW từ giai đoạn đầu, với các sản phẩm dành cho xuất khẩu. Cơ quan Phát triển Dầu khí thuộc sở hữu nhà nước Oman đang tìm cách thu hút đầu tư từ các nước châu Á, đặc biệt là Nhật Bản, cho thấy một phần sản lượng trong tương lai có thể sẽ được dành cho xuất khẩu sang châu Á. Oman đã công bố một chiến lược hydro sắp tới.

 

Một quốc gia MENA khác có kế hoạch trở thành một nhà xuất khẩu hydro quan trọng là Maroc. Maroc không có trữ lượng hydrocacbon đã biết nào nhưng tìm cách khai thác tiềm năng năng lượng mặt trời và gió để phát triển hydro. Maroc đã đầu tư quan trọng vào năng lượng tái tạo (gió, điện mặt trời và điện mặt trời tập trung) để giảm bớt sự phụ thuộc vào nhập khẩu. Đến năm 2030, quốc gia này đặt mục tiêu sản xuất 52% điện năng từ các nguồn tái tạo, tương ứng với khoảng 11 GW điện tái tạo được lắp đặt [121]. Tham vọng là dành một phần ba lượng hydro xanh của Maroc cho thị trường nội địa, trong khi hai phần ba cho xuất khẩu. Với nguồn tài nguyên năng lượng mặt trời và gió rộng lớn và vị trí gần châu Âu, Maroc có thể trở thành nguồn cung cấp hydro xanh quan trọng cho châu Âu. Mối quan hệ chặt chẽ với Đức là một ví dụ về bối cảnh địa chính trị trong tương lai, như được nêu trong Phần 3.3.

 

Khi quá trình phi cacbon hóa ở châu Âu mở ra, Nga là một nhà xuất khẩu dầu và khí đốt lớn khác sẽ cần xem xét các dự án hydro tiềm năng để duy trì doanh thu và ảnh hưởng địa chính trị của mình. Nga có thể hưởng lợi từ trữ lượng khí đốt tự nhiên lớn của mình để trở thành một người chơi chính trong nền kinh tế hydro. Vào tháng 2020 năm 200,000, Thứ trưởng Bộ Năng lượng Nga Pavel Sorokin công bố chính sách mới của chính phủ để xuất khẩu 2024 tấn hydro mỗi năm vào năm 2, tăng lên 2035 triệu tấn vào năm 122 [XNUMX]. Nga cũng có thể hưởng lợi từ năng lực hạt nhân sản xuất hydro. Bên cạnh tiềm năng khí đốt và hạt nhân, trữ lượng nước ngọt lớn và vị trí địa chiến lược giữa châu Âu và châu Á có thể góp phần đưa Nga trở thành nhà cung cấp hydro hàng đầu.

 

Hơn nữa, các nhà xuất khẩu hydro xanh có thể có khác đang xuất hiện trên khắp thế giới. Chile là một trong số đó. Quốc gia Nam Mỹ, đã là một nhà cung cấp khoáng sản lớn, có tiềm năng xuất khẩu hydro xanh, sản xuất 25 triệu tấn hydro xanh mỗi năm vào năm 2050. Xuất khẩu hydro sạch có thể mang lại doanh thu đáng kể, ước tính hơn 30 tỷ USD [ 11]. Với vị trí địa lý của mình, Chile có thể trở thành một người chơi chính trong thương mại hydro, cung cấp năng lượng sạch cho các thị trường châu Á (Hàn Quốc, Nhật Bản và có khả năng là Trung Quốc) ngoài Bắc Mỹ và Tây Âu.

 

Cuối cùng, các chiến lược hydro quốc gia phản ánh vai trò tiềm năng của mỗi quốc gia. Tiêu dùng trong nước và tiềm năng sản xuất tái tạo chỉ là một số yếu tố chính sẽ xác định 'nhà nhập khẩu' và 'nhà xuất khẩu' trong tương lai, như Hình 5 minh họa.

 

Hình 5. So sánh các quốc gia được lựa chọn dựa trên tiềm năng sản xuất và tiêu thụ hydro xanh trong nước. GCC có nghĩa là Hội đồng Hợp tác Vùng Vịnh (bao gồm Bahrain, Kuwait, Oman, Qatar, Ả Rập Saudi và Các Tiểu vương quốc Ả Rập Thống nhất). Nguồn: [123].

Tiềm năng sản xuất và tiêu thụ hydro xanh trong nước
Tiềm năng sản xuất và tiêu thụ hydro xanh trong nước

 

3.2. Vai trò của các công ty tư nhân

Hydro đã thu hút sự quan tâm không chỉ từ các chính phủ quốc gia mà còn từ khu vực tư nhân.

 

Thứ nhất, các công ty dầu mỏ quốc tế (IOC) đã bắt đầu xem xét các dự án hydro tiềm năng do các cam kết về khí hậu của họ và áp lực chính trị ngày càng tăng. Điều quan trọng cần lưu ý là xu hướng chung giữa các IOC: sự phân hóa ngày càng tăng giữa các chuyên gia năng lượng của Châu Âu và Hoa Kỳ. Trong khi các IOC của Châu Âu ngày càng đầu tư vào các nguồn năng lượng tái tạo, thì các IOC của Hoa Kỳ tiếp tục tập trung vào các tài sản nhiên liệu hóa thạch truyền thống.

 

Vào tháng 2020 năm 2, NortH1 được ra mắt bởi một tập đoàn bao gồm Shell, Gasunie và Groningen Seaports. Dự án nhằm mục đích sản xuất hydro xanh bằng cách sử dụng điện tái tạo được tạo ra bởi một trang trại lớn ngoài khơi ở Biển Bắc. Dự án sẽ có công suất 2027 GW vào năm 4, 2030 GW vào năm 10 và có tham vọng phát triển lên khoảng 2040 GW vào năm 2020. Dự án này nhận được sự hỗ trợ của Equinor và RWE, trở thành đối tác mới vào tháng 2021 năm 2021. Đến năm XNUMX. , dự án sẽ hoàn thành nghiên cứu khả thi, với mục tiêu bắt đầu các hoạt động phát triển dự án vào nửa cuối năm XNUMX.

 

Vào tháng 2020 năm 50, BP bắt đầu làm việc cùng với Ørsted để phát triển một dự án, Lingen Green Hydrogen, để sản xuất hydro xanh quy mô công nghiệp. Theo dự án này, hai công ty đặt mục tiêu xây dựng một máy điện phân công suất 2022 MW ban đầu và cơ sở hạ tầng liên quan tại Nhà máy lọc dầu Lingen của BP ở Tây Bắc nước Đức. Điều này sẽ được cung cấp bởi năng lượng tái tạo được tạo ra bởi một trang trại gió ngoài khơi Ørsted ở Biển Bắc và hydro được sản xuất sẽ được sử dụng trong nhà máy lọc dầu. BP và Ørsted có kế hoạch đưa ra quyết định đầu tư cuối cùng (FID) vào đầu năm 2024 và dự án có thể đi vào hoạt động vào năm XNUMX.

 

Ngoài ra, công ty năng lượng lớn nhất của Tây Ban Nha, Repsol, cũng đang mở rộng đầu tư vào hydro. Nó sẽ đầu tư 60 triệu EUR để xây dựng một nhà máy ở Tây Ban Nha tạo ra nhiên liệu siêu thải thấp bằng cách kết hợp hydro xanh từ năng lượng gió với CCS tại nhà máy lọc dầu Petronor gần đó.

 

Thứ hai, các công ty điện lực đặc biệt quan tâm đến việc đầu tư vào hydro. Họ đang thúc đẩy hydro xanh ở cả trong và ngoài nước. Một ví dụ là Enel của Ý, đang có kế hoạch xây dựng dự án đầu tiên sản xuất hydro xanh ở Chile. Dự án sẽ chạy bằng năng lượng gió và có thể đi vào sản xuất vào năm 2022. Các công ty tiện ích lớn khác, như Iberdrola của Tây Ban Nha, NextEra của Mỹ và Uniper của Đức, đã khởi động các dự án hydro. Các tiện ích điện đang ngày càng trở nên phù hợp, khi quá trình điện khí hóa và khử cacbon ngày càng trở nên phổ biến. Hydro cung cấp cho họ một trường bổ sung để nâng cao vai trò của họ như những người đóng vai trò năng lượng chính của quá trình khử cacbon.

 

Thứ ba, các nhà khai thác lưới điện khí có thể bị giảm doanh thu và ảnh hưởng do sự phát triển của các nguồn năng lượng tái tạo. Hydro cung cấp cho họ cơ hội trở thành một phần của các nỗ lực về khí hậu. Các nhà khai thác lưới điện khí đã đề xuất chuyển đổi các đường ống dẫn khí hiện có để vận chuyển hydro. Mặc dù có một số thách thức đối với việc sử dụng hydro trong các đường ống dẫn khí đốt, các nhà khai thác lưới điện khí đốt ở châu Âu đã đưa ra một kế hoạch (cái gọi là “Xương sống hydro châu Âu”) vào tháng 2020 năm 124 [2020], trình bày một mạng lưới cơ sở hạ tầng xuất hiện từ giữa những năm 2030 trở đi. Đến năm 6800, một mạng lưới đường ống ban đầu dài 2040 km sẽ được giới hạn trong các thung lũng hydro được chọn, trong khi vào năm 23,000, mạng lưới đó sẽ mở rộng lên gần XNUMX km, trải dài qua toàn bộ lục địa.

 

Các nhà khai thác lưới điện khí đốt, như Snam của Ý, đang đặt cược vào hydro trong nỗ lực trở thành một phần của quá trình khử cacbon với cơ sở hạ tầng của họ và tránh các tài sản tiềm ẩn bị mắc kẹt. Vào năm 2020, Snam cam kết có kế hoạch đầu tư 7.4 tỷ EUR trong vòng 50 năm tới. Snam cam kết dành XNUMX% trong tổng số đó để tạo ra cơ sở hạ tầng “sẵn sàng cho hydro” hoặc thay thế và phát triển các tài sản mới với các tiêu chuẩn sẵn sàng cho hydro. Snam tin rằng Ý có vị trí tốt để trở thành trung tâm hydro cho các thị trường châu Âu, nhập khẩu hydro xanh và xanh từ các nước Bắc Phi.

 

Sự phát triển của nền kinh tế hydro giá cả phải chăng phải đối mặt với những thách thức lớn. Do đó, nhiều công ty - trong các lĩnh vực khác nhau - đã bắt đầu phối hợp nỗ lực của họ. Một ví dụ là sáng kiến ​​Green Hydrogen Catapult, được thành lập bởi bảy công ty: Iberdrola của Tây Ban Nha, Orsted của Đan Mạch, Snam của Ý, ACWA của Ả Rập Saudi, CWP Renewables và Yara. Green Hydrogen Catapult đặt mục tiêu phát triển công suất sản xuất hydro dựa trên năng lượng tái tạo lên tới 25 GW trên toàn thế giới và giảm một nửa chi phí sản xuất hiện tại xuống dưới 2 USD / kg vào năm 2026. Mục tiêu này sẽ yêu cầu đầu tư khoảng 110 tỷ USD [125].

 

3.3. Hiệp định quốc tế

Hydro có thể vẽ lại các giao dịch năng lượng quốc tế trong tương lai. Thật vậy, song song với các chiến lược hydro quốc gia, một số quốc gia đã thiết lập các thỏa thuận song phương dành riêng cho một số quốc gia có tiềm năng sản xuất cao với các quốc gia có nhu cầu hydro cao. Trong số các nhà nhập khẩu tiềm năng, Đức đang làm việc với Maroc để hỗ trợ sản xuất hydro xanh tại nước này, với dự án 100 MW đầu tiên chạy bằng năng lượng mặt trời.

 

Vào tháng 2020 năm XNUMX, Đức cũng đã ký một thỏa thuận song phương với Australia nhằm tăng cường nhập khẩu sản xuất hydro với các nhà máy điện mặt trời ở Australia. Trong số các nhà xuất khẩu tiềm năng, Australia là nhà xuất khẩu dẫn đầu. Với thỏa thuận mới đây với Đức, Australia đã tiến thêm một bước trong tham vọng trở thành cường quốc về sản xuất và xuất khẩu hydro. Như đã đề cập trước đây, Australia cũng đang tìm cách xuất khẩu hydro của mình sang các thị trường năng lượng đang phát triển nhanh ở châu Á. Quan hệ đối tác với Đức ngoài các cam kết hiện có mà Australia đã tìm kiếm với các quốc gia khác bao gồm Nhật Bản, Hàn Quốc và Singapore.

 

Vào tháng 2020 năm 40, chuyến hàng amoniac xanh đầu tiên trên thế giới từ Ả Rập Xê Út đến Nhật Bản đã đặt một cột mốc quan trọng trong việc buôn bán amoniac trong tương lai như một véc tơ năng lượng. Hàng hóa amoniac màu xanh đầu tiên có trọng lượng 126 tấn được vận chuyển đến Nhật Bản được sử dụng để phát điện [2050]. Nhật Bản tuyên bố rằng amoniac sẽ đóng một vai trò quan trọng trong sản xuất nhiệt điện của Nhật Bản, là một phần trong nỗ lực của Nhật Bản nhằm đạt được mức độ trung tính carbon vào năm XNUMX.

 

4. Kết luận và Khuyến nghị Chính sách

Hiện đang có một động lực đáng kể hướng tới việc phát triển các chiến lược hydro trong tương lai trên toàn thế giới. Bài báo này đã trình bày các khía cạnh chính liên quan đến việc triển khai hệ thống năng lượng dựa trên công nghệ hydro, cũng như các quan điểm về thị trường và địa chính trị liên quan đến việc tạo ra hydro, thông qua các con đường xanh lục hoặc xanh lam, vận chuyển, lưu trữ và sử dụng cuối cùng trong các lĩnh vực khác nhau .

 

Sự thành công của nền kinh tế hydro trong tương lai sẽ đòi hỏi phải giải quyết nhiều khía cạnh, bằng cách cải tiến các công nghệ hiện tại để cung cấp hydro cho những người dùng quan tâm với chi phí cạnh tranh. Mục tiêu không phải là việc sử dụng hydro mà là sự chuyển đổi của hệ thống năng lượng hiện tại sang các giải pháp thay thế carbon thấp. Do đó, hydro là thành phần quan trọng của một bức tranh rộng lớn hơn, và điều quan trọng là các chiến lược trong tương lai để thực hiện nó phải được tích hợp tốt với các giải pháp khác.

 

Theo quan điểm này, việc so sánh các con đường hydro xanh lục và xanh lam cần được giải quyết bằng cách xem xét khả năng đóng góp của cả hai giải pháp để hỗ trợ hệ thống năng lượng carbon thấp. Ở nhiều quốc gia, việc mở rộng công suất nguồn điện RES có thể không đủ để đáp ứng nhu cầu hydro carbon thấp, và hydro xanh lam có thể được sử dụng để lấp đầy khoảng trống này trong quá trình chuyển đổi.

 

Ngoài việc tạo ra hydro, điều quan trọng là phải xem xét toàn bộ chuỗi giá trị của nó. Mặc dù hầu hết các công nghệ đã hoàn thiện ở các cấp độ khác nhau của chuỗi cung ứng hydro, nhưng sự phức tạp của chúng gây ra hiệu suất năng lượng tương đối thấp, do có nhiều quy trình cần thiết để cung cấp hydro cho người dùng cuối cùng. Trọng tâm thường là chi phí phát điện, nhưng bằng chứng cho thấy cả vận chuyển và lưu trữ hydro đều là những thách thức chính về tổn thất năng lượng và cơ sở hạ tầng cần thiết. Thành công trong việc giải quyết các hạn chế kỹ thuật và triển khai các chiến lược rõ ràng và mạch lạc, sẽ là hai khía cạnh quan trọng trong việc đạt được chi phí chấp nhận được đối với hydro carbon thấp.

 

Tuy nhiên, sự phức tạp của chuỗi cung ứng hydro cho thấy hydro là chất mang có giá trị nên được sử dụng chủ yếu trong các ứng dụng có ít giải pháp thay thế khả thi cho quá trình khử cacbon. Điều này thường được phản ánh trong giá cả, vì khả năng thay thế một nguồn tài nguyên bằng các nguồn thay thế khác càng thấp thì giá của nó càng cao.

 

Vì biến đổi khí hậu là một vấn đề toàn cầu, nên một chiến lược hiệu quả cần có các thỏa thuận quốc tế mạnh mẽ, để thừa nhận và định lượng đầy đủ các lợi ích tiềm năng về giảm phát thải KNK [127]. Đặc biệt, điều quan trọng là phải xác định các tiêu chuẩn và mục tiêu minh bạch và rõ ràng cho sự phát triển của các con đường hydro và các tác động dự kiến, bao gồm các công nghệ được xem xét, ranh giới của hệ thống (vận hành hệ thống hoặc bao gồm đánh giá vòng đời) và các ngưỡng được giả định để xác định hydro cacbon thấp. Nếu không có sự liên kết rõ ràng giữa các quốc gia, có nguy cơ là các tầm nhìn khác nhau chồng chéo lên nhau và có thể không dẫn đến việc triển khai tối ưu các nguồn lực sẵn có. Hơn nữa, điều quan trọng là tránh đặt ra các mục tiêu cuối cùng mà không trình bày nghiêm túc về mốc thời gian thực tế và các mục tiêu trung gian. Để làm được như vậy, các chính sách và lộ trình cần phải tính đến những bất ổn và thách thức và thường xuyên thích ứng với kiến ​​thức và thực tế mới.

 

Hydro có thể vẽ một bản đồ địa chính trị mới. Cũng trong địa chính trị hydro, các quốc gia sẽ xem xét các vấn đề địa chính trị năng lượng cổ điển, chẳng hạn như an ninh cung / cầu và đa dạng hóa. Địa chính trị sẽ ngày càng tính đến sự thống trị của công nghệ, cùng với sự sẵn có của tài nguyên. Các nhà sản xuất dầu và khí đốt lớn hiện nay sẽ cùng với các quốc gia khác được ưu đãi với RES, cố gắng định vị mình như những nhà xuất khẩu hydro an toàn và đáng tin cậy, để duy trì hoặc đạt được vai trò địa chính trị (cũng như doanh thu do đó). Một số quốc gia hoặc khu vực sẽ cần nhập khẩu hydro (xanh lá cây và / hoặc xanh lam) để đáp ứng các mục tiêu khí hậu của họ, ngoài việc sản xuất một phần nhu cầu hydro trong nước.

 

Thương mại hydro quốc tế đang hình thành. Mặc dù hydro có thể góp phần cắt giảm lượng khí thải và khử cacbon ở một số khu vực, nhưng không nên quên rằng tất cả các quốc gia nên tập trung vào việc cung cấp năng lượng sạch cho người dân của họ. Do đó, các chính phủ và các công ty nên hợp tác để ngăn chặn tình trạng hydro xanh được xuất khẩu trong khi nhu cầu năng lượng của địa phương được đáp ứng một phần với các nguồn năng lượng gây ô nhiễm hơn.

 

Trong khi động lực chính cho sự phát triển hydro là quá trình khử cacbon trong hệ thống năng lượng, điều quan trọng là phải xem xét các tác động bổ sung thường bị bỏ qua, bao gồm nhu cầu nước ngọt để sản xuất hydro xanh và xanh - mặc dù với nhu cầu nước cụ thể khác nhau. Thật vậy, mặc dù một số giải pháp nhất định, chẳng hạn như khử mặn nước biển hoặc tái sử dụng nước thải, có thể giúp giải quyết vấn đề quan trọng này, nhưng vẫn cần phân tích toàn diện để tránh tác động tiêu cực đến hệ sinh thái địa phương và hạn chế nguồn nước ngọt cho các mục đích sử dụng khác.

 

Các tác giả tin rằng sự phát triển của các con đường hydro carbon thấp, cũng giống như các công nghệ khác nhằm chống lại biến đổi khí hậu, cần được hỗ trợ bởi những tầm nhìn rõ ràng dựa trên quan điểm toàn cầu. Các chiến lược quốc gia có thể có ít tác dụng nếu không tập trung rộng hơn vào bức tranh toàn cầu vì chúng có nguy cơ mở rộng khoảng cách giữa các quốc gia và làm trầm trọng thêm tình trạng bất bình đẳng hiện có. Trong một thế giới bị chia rẽ như vậy, việc đạt được các mục tiêu thách thức cần thiết để hạn chế biến đổi khí hậu sẽ là một nhiệm vụ khó khăn hơn.

 

Sự đóng góp của tác giả

MN, PPR, RS và MH đã cùng nhau lên ý tưởng cho nghiên cứu và họ đã đóng góp ở các mức độ khác nhau cho tất cả các phần của công việc. MN là tác giả hàng đầu về phần công nghệ và PPR về phần địa chính trị. MN, PPR, RS và MH đã đóng góp vào việc viết và đánh giá bài báo cuối cùng. Tất cả các tác giả đã đọc và đồng ý với phiên bản bản thảo đã được xuất bản.
Các tác giả tuyên bố không có xung đột lợi ích.

 

Các từ viết tắt

Các chữ viết tắt sau đây được sử dụng trong bản thảo này:
ATR-Tự động định dạng lại nhiệt
BNEF-Bloomberg Tài chính Năng lượng Mới
CHP-Nhiệt và điện kết hợp
DRI-Giảm sắt trực tiếp
EVs-Xe điện
Khí nhà kính-KNK
IEA-Cơ quan Năng lượng Quốc tế
IRENA-Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế
LHV-Giá trị sưởi ấm thấp hơn
LNG-Khí tự nhiên hóa lỏng
LOHC-Chất mang hydro hữu cơ lỏng
Màng trao đổi PEM-Proton
PV-Quang điện
RES-Nguồn năng lượng tái tạo
SMR-Cải tạo khí mêtan bằng hơi nước
TRL-Mức độ sẵn sàng về công nghệ

 

Bài báo này ban đầu được xuất bản bởi MDPI, Basel, Thụy Sĩ vào ngày 31 tháng 2020 năm XNUMX và đã được tái bản theo Giấy phép Creative Commons Ghi công-Phi thương mại-Không dẫn xuất 4.0 Giấy phép Công cộng Quốc tế. Bạn có thể đọc bài báo gốc nhấn vào đây.. Các quan điểm được trình bày trong bài viết này là của một mình tác giả và không phải của WorldRef.

 

Được xuất bản lại bởi : Aks Kuldeep Singh

dự án

1. Chaube, A.; Chapman, A. .; Shigetomi, Y .; Hừ, K .; Stubbins, J. Vai trò của hydro trong việc đạt được các mục tiêu dài hạn của hệ thống năng lượng Nhật Bản. Năng lượng 2020, 13, 4539. [Google Scholar] [CrossRef]
2. Chính phủ Liên bang Đức - Bộ Kinh tế và Năng lượng Liên bang. Chiến lược Hydrogen Quốc gia. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/Energie/the-national-hydrogen-strategy.pdf (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
3. Chính phủ Úc. Chiến lược Hydrogen Quốc gia của Úc. 2019. Có sẵn trực tuyến: https://www.industry.gov.au/data-and-publications/australias-national-hydrogen-strategy (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
4. Ủy ban EU. Chiến lược Hydrogen cho một Châu Âu trung hòa về khí hậu. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/FS_20_1296 (truy cập vào ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
5. IEA. Tương lai của Hydrogen. 2019. Có sẵn trực tuyến: https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX).
6. Bloomberg. Bloomberg: Loạt bài ba phần về năng lượng hydro. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.bloomberg.com/graphics/2020-opinion-hydrogen-green-energy-revolution-challenges-risks-osystem/oil.html (truy cập vào ngày 11 tháng 2020 năm XNUMX).
7. Rifkin, J. Kinh tế Hydrogen; Tarcher-Putnam: New York, NY, Hoa Kỳ, 2002. [Google Scholar]
8. IRENA. Hydro: Quan điểm về năng lượng tái tạo. 2019. Có sẵn trực tuyến: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/Sep/IRENA_Hydrogen_2019.pdf (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
9. Newborough, M.; Cooley, G. Sự phát triển trên thị trường hydro toàn cầu: Quang phổ của màu hydro. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 16–22. [Google Scholar] [CrossRef]
10. Ivanenko, A. Một cái nhìn về màu sắc của hydro có thể cung cấp năng lượng cho tương lai của chúng ta. Forbes. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.forbes.com/sites/forbestechcouncil/2020/08/31/a-look-at-the-colors-of-hydrogen-that-could-power-our-future/? sh = 3edf9d6e5e91 (truy cập vào ngày 30 tháng 2020 năm XNUMX).
11. Scita, R .; Raimondi, PP; Noussan, M. Green Hydrogen: Chén thánh của quá trình khử cacbon? Phân tích những bất ổn về kỹ thuật và địa chính trị của nền kinh tế hydro trong tương lai; FEEM Nota di Lavoro; Fondazione Eni Enrico Mattei: Milano, Ý, 2020; Tập năm 2020. [Google Scholar]
12. Van de Graaf, T.; Overland, tôi; Scholten, D.; Westphal, K. Dầu mới? Địa chính trị và quản trị quốc tế của hydro. Năng lượng Res. Soc. Khoa học. 2020, 70, 101667. [Google Scholar] [CrossRef]
13. Dickel, R. Blue Hydrogen với tư cách là Người khai thác Hydrogen Xanh: Trường hợp của Đức; Giấy OIES; Viện Nghiên cứu Năng lượng Oxford: Oxford, Vương quốc Anh, 2020. [Google Scholar]
14. BloombergNEF. Triển vọng kinh tế hydro. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://data.bloomberglp.com/professional/sites/24/BNEF-Hydrogen-Economy-Outlook-Key-Messages-30-Mar-2020.pdf (truy cập vào ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
15. El-Emam, RS; Ozcan, H.; Zamfirescu, C. Cập nhật về các chu trình nhiệt hóa đầy hứa hẹn để sản xuất hydro sạch sử dụng năng lượng hạt nhân. J. Sạch sẽ. Sản phẩm. 2020, 262, 121424. [Google Scholar] [CrossRef]
16. Pinsky, R.; Sabharwall, P.; Hartvigsen, J .; O'Brien, J. Đánh giá so sánh các công nghệ sản xuất hydro cho các hệ thống năng lượng hỗn hợp hạt nhân. Ăn xin. Nucl. Năng lượng 2020, 123, 103317. [Google Scholar] [CrossRef]
17. Ping, Z; Laijun, W .; Songzhe, C.; Jingming, X. Tiến trình sản xuất hydro hạt nhân thông qua quá trình iốt-lưu huỳnh ở Trung Quốc. Thay mới. Duy trì. Phiên bản năng lượng 2018, 81, 1802–1812. [Google Scholar] [CrossRef]
18. Zhiznin, S.; Timokhov, V .; Gusev, A. Các khía cạnh kinh tế của năng lượng hạt nhân và hydro trên thế giới và Nga. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 31353–31366. [Google Scholar] [CrossRef]
19. Bhandari, R.; Trudewind, CA; Zapp, P. Đánh giá vòng đời của quá trình sản xuất hydro thông qua điện phân — Một đánh giá. J. Sạch sẽ. Sản phẩm. 2014, 85, 151–163. [Google Scholar] [CrossRef]
20. IRENA. Hydro từ năng lượng tái tạo — Triển vọng công nghệ cho quá trình chuyển đổi năng lượng. 2018. Có sẵn trực tuyến: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2018/Sep/IRENA_Hydrogen_from_renewable_power_2018.pdf (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX).
21. IEA. Công suất Điện phân Toàn cầu Đi vào Hoạt động Hàng năm, 2014–2023, Lịch sử và Công bố. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.iea.org/data-and-stosystem/charts/global-electrolysis-capacity-becoming-operational-annently-2014-2023-historical-and-anosystem (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX ).
22. Thomas, D. Hydrogen tái tạo — Mối liên hệ còn thiếu giữa các lĩnh vực điện, khí đốt, công nghiệp và vận tải. 2018. Có sẵn trực tuyến: https://hydrogeneurope.eu/sites/default/files/2018-06/2018-06_Hydrogenics_Company%20presentation.compressed.pdf (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX).
23. Al-Qahtani, A.; Parkinson, B.; Hellgardt, K .; Shah, N.; Guillen-Gosalbez, G. Khám phá chi phí thực của các tuyến sản xuất hydro bằng cách kiếm tiền từ vòng đời. Appl. Năng lượng 2021, 281, 115958. [Google Scholar] [CrossRef]
24. d'Amore Domenech, R .; Santiago, Ó .; Leo, TJ Phân tích đa tiêu chí về công nghệ điện phân nước biển để sản xuất hydro xanh trên biển. Thay mới. Duy trì. Energy Rev. 2020, 133, 110166. [Google Scholar] [CrossRef]
25. Cloete, S.; Ruhnau, O .; Hirth, L. Về việc sử dụng vốn trong nền kinh tế hydro: Nhiệm vụ giảm thiểu công suất nhàn rỗi trong các hệ thống năng lượng giàu năng lượng tái tạo. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 46, 169–188. [Google Scholar] [CrossRef]
26. Rabiee, A.; Keane, A. .; Soroudi, A. Các rào cản kỹ thuật để khai thác hydro xanh: Quan điểm về hệ thống điện. Thay mới. Năng lượng 2021, 163, 1580–1587. [Google Scholar] [CrossRef]
27. Proost, J. Đánh giá quan trọng về quy mô sản xuất cần thiết cho tính ngang bằng hóa thạch của hydro điện phân xanh. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 17067–17075. [Google Scholar] [CrossRef]
28. Armijo, J.; Philibert, C. Sản xuất linh hoạt hydro xanh và amoniac từ năng lượng mặt trời và năng lượng gió biến đổi: Nghiên cứu điển hình của Chile và Argentina. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 1541–1558. [Google Scholar] [CrossRef]
29. Hội Hoàng gia. Các lựa chọn foR Sản xuất hydro cacbon thấp ở quy mô lớn. 2018. Có sẵn trực tuyến: https://royalsociety.org/~/media/policy/projects/hydrogen-production/energy-briefing-green-hydrogen.pdf (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX).
30. CertifHy. Tiêu chí về Hydrogen của CertifHy-SD. 2019. Có sẵn trực tuyến: https://www.certifhy.eu/images/media/files/CertifHy_2_deliverables/CertifHy_H2-criteria-definition_V1-1_2019-03-13_clean_endorsed.pdf (truy cập vào ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
31. Philibert, C. Tách mêtan và Amoniac màu ngọc lam. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.ammoniaenergy.org/articles/methane-splitting-and-turquoise-ammonia/ (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX).
32. Bản tin Tế bào Nhiên liệu. TSO của Đức, Pháp trong MOU về vận chuyển, pha trộn hydro trong mạng lưới khí đốt tự nhiên. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 10. [Google Scholar] [CrossRef]
33. Pellegrini, M.; Guzzini, A. .; Saccani, C. Đánh giá sơ bộ về tiềm năng của sự hòa trộn hydro xanh với tỷ lệ phần trăm thấp trong mạng lưới khí đốt tự nhiên của Ý. Năng lượng 2020, 13, 5570. [Google Scholar] [CrossRef]
34. Ekhtiari, A.; Flynn, D.; Syron, E. Điều tra về sự phun đa điểm của hydro xanh từ nguồn điện tái tạo bị cắt giảm vào mạng lưới khí. Năng lượng 2020, 13, 6047. [Google Scholar] [CrossRef]
35. Cerniauskas, S.; Jose Chavez Junco, A. .; Grube, T.; Robinius, M.; Stolten, D. Các phương án chuyển nhượng lại đường ống dẫn khí đốt tự nhiên cho hydro: Đánh giá chi phí cho một nghiên cứu điển hình ở Đức. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 12095–12107. [Google Scholar] [CrossRef]
36. Nguyễn, TT; Công viên, JS; Kim, WS; Không, SH; Beak, UB Môi trường độ lún hydro của thép đường ống X70 trong các điều kiện hỗn hợp khí khác nhau với các thử nghiệm đục lỗ nhỏ tại chỗ. Mater. Khoa học. Tiếng Anh A 2020, 781, 139114. [Google Scholar] [CrossRef]
37. Wulf, C.; Reuß, M.; Grube, T.; Zapp, P.; Robinius, M.; Hake, JF; Stolten, D. Đánh giá vòng đời của các phương án vận chuyển và phân phối hydro. J. Sạch sẽ. Sản phẩm. 2018, 199, 431–443. [Google Scholar] [CrossRef]
38. Ishimoto, Y.; Voldsund, M.; Nekså, P.; Roussanaly, S.; Berstad, D.; Gardarsdottir, SO Sản xuất và vận chuyển hydro quy mô lớn từ Na Uy đến Châu Âu và Nhật Bản: Phân tích chuỗi giá trị và so sánh hydro lỏng và amoniac làm chất mang năng lượng. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 32865–32883. [Google Scholar] [CrossRef]
39. Boretti, A. Sản xuất hydro để xuất khẩu từ năng lượng gió và mặt trời, khí đốt tự nhiên và than đá ở Úc. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 3899–3904. [Google Scholar] [CrossRef]
40. Gallardo, FI; Monforti Ferrario, A. .; Lamagna, M.; Bocci, E.; Astiaso Garcia, D.; Baeza-Jeria, TE Một Phân tích Kinh tế Công nghệ về sản xuất hydro năng lượng mặt trời bằng phương pháp điện phân ở phía bắc Chile và trường hợp xuất khẩu từ sa mạc Atacama sang Nhật Bản. Int. J. Hydrog. Báo chí về năng lượng năm 2020. [Google Scholar] [CrossRef]
41. Heuser, PM; Ryberg, DS; Grube, T.; Robinius, M.; Stolten, D. Phân tích kinh tế - công nghệ về mối liên kết kinh doanh năng lượng tiềm năng giữa Patagonia và Nhật Bản dựa trên hydro không có CO2. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2019, 44, 12733–12747. [Google Scholar] [CrossRef]
42. Tro, N.; Scarbrough, T. Đi thuyền trên năng lượng mặt trời: Có thể nào Green Amoniac Decarbonise Vận chuyển Quốc tế? Quỹ Bảo vệ Môi trường: Luân Đôn, Vương quốc Anh, năm 2019. [Google Scholar]
43. Miyaoka, H.; Miyaoka, H.; Ichikawa, T.; Ichikawa, T.; Kojima, Y. Sản xuất hydro tinh khiết cao từ amoniac cho pin nhiên liệu PEM. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2018, 43, 14486–14492. [Google Scholar] [CrossRef]
44. Reuß, M.; Grube, T.; Robinius, M.; Stolten, D. Chuỗi cung ứng hydro với độ phân giải không gian: Phân tích so sánh các công nghệ cơ sở hạ tầng ở Đức. Appl. Năng lượng 2019, 247, 438–453. [Google Scholar] [CrossRef]
45. Tlili, O .; Mansilla, C.; Vải lanh, J.; Reuß, M.; Grube, T.; Robinius, M.; André, J. .; Perez, Y .; Le Duigou, A.; Stolten, D. Mô hình không gian địa lý của cơ sở hạ tầng hydro ở Pháp để xác định các chuỗi cung ứng phù hợp nhất. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 3053–3072. [Google Scholar] [CrossRef]
46. ​​Lahnaoui, A.; Wulf, C.; Heinrichs, H.; Dalmazzone, D. Tối ưu hóa hệ thống vận chuyển hydro cho tính di động thông qua xe tải hydro nén. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2019, 44, 19302–19312. [Google Scholar] [CrossRef]
47. Moradi, R .; Groth, KM Lưu trữ và phân phối hydro: Xem xét các công nghệ hiện đại và phân tích rủi ro và độ tin cậy. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2019, 44, 12254–12269. [Google Scholar] [CrossRef]
48. Bracha, M.; Lorenz, G.; Patzelt, A.; Wanner, M. Quá trình hóa lỏng hydro quy mô lớn ở Đức. Int. J. Hydrog. Năng lượng 1994, 19, 53–59. [Google Scholar] [CrossRef]
49. Wijayanta, AT; Oda, T.; Purnomo, CW; Kashiwagi, T.; Aziz, M. Hydro lỏng, metylcyclohexan, và amoniac là nơi lưu trữ hydro tiềm năng: Đánh giá so sánh. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2019, 44, 15026–15044. [Google Scholar] [CrossRef]
50. Aakko-Saksa, PT; Nấu ăn, C.; Kiviaho, J .; Repo, T. Chất mang hydro hữu cơ lỏng để vận chuyển và lưu trữ năng lượng tái tạo — Đánh giá và thảo luận. J. Nguồn điện 2018, 396, 803–823. [Google Scholar] [CrossRef]
51. Brey, J. Sử dụng hydro làm hệ thống lưu trữ năng lượng theo mùa để quản lý việc triển khai năng lượng tái tạo ở Tây Ban Nha vào năm 2030. Int. J. Hydrog. Báo chí về năng lượng năm 2020. [Google Scholar] [CrossRef]
52. Reuß, M.; Grube, T.; Robinius, M.; Preuster, P.; Wasserscheid, P.; Stolten, D. Dự trữ theo mùa và chất mang thay thế: Một mô hình chuỗi cung ứng hydro linh hoạt. Appl. Năng lượng 2017, 200, 290–302. [Google Scholar] [CrossRef]
53. Zivar, D.; Kumar, S.; Foroozesh, J. Lưu trữ hydro dưới lòng đất: Đánh giá toàn diện. Int. J. Hydrog. Báo chí về năng lượng năm 2020. [Google Scholar] [CrossRef]
54. Caglayan, DG; Weber, N.; Heinrichs, HU; Linßen, J.; Robinius, M.; Kukla, PA; Stolten, D. Tiềm năng kỹ thuật của các hang muối để lưu trữ hydro ở Châu Âu. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 6793–6805. [Google Scholar] [CrossRef]
55. Tarkowski, R. Các quan điểm sử dụng địa chất dưới bề mặt để lưu trữ hydro ở Ba Lan. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2017, 42, 347–355. [Google Scholar] [CrossRef]
56. Bai, M.; Bài hát, K .; CN, Y .; Anh ấy, M.; Li, Y. Sun, J. Tổng quan về công nghệ lưu trữ hydro dưới lòng đất và triển vọng ở Trung Quốc. J. Thú cưng. Khoa học. Tiếng Anh 2014, 124, 132–136. [Google Scholar] [CrossRef]
57. Lemieux, A.; Shkarupin, A.; Sharp, K. Tính khả thi về mặt địa chất của việc lưu trữ hydro dưới lòng đất ở Canada. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 32243–32259. [Google Scholar] [CrossRef]
58. Hirscher, M.; Yartys, VA; Baricco, M.; Bellosta von Colbe, J .; Blanchard, D.; Bowman, RC; Chổi, ĐP; Buckley, CE; Chang, F.; Chen, P.; et al. Vật liệu để lưu trữ năng lượng dựa trên hydro — quá khứ, tiến bộ gần đây và triển vọng trong tương lai. J. Hợp kim. Compd. 2020, 827, 153548. [Google Scholar] [CrossRef]
59. Crow, JM Lưu trữ hydro trở thành hiện thực. Thế giới Hóa học. 2019. Có sẵn trực tuyến: https://www.chemistryworld.com/features/hydrogen-storage-gets-real/3010794.article (truy cập vào ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
60. Collins, L. Người đầu tiên trên thế giới về hydro xanh thể rắn tại Dự án năng lượng mặt trời lai. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.rechargenews.com/transition/world-first-for-solid-state-green-hydrogen-at-hybrid-solar-project/2-1-771319 (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX ).
61. Cắm điện. Sản phẩm tế bào nhiên liệu cho thiết bị xử lý vật liệu. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.plugpower.com/fuel-cell-power/gendrive/ (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
62. Kakoulaki, G.; Kougias, tôi; Taylor, N. .; Dolci, F.; Moya, J .; Jäger-Waldau, A. Hydro xanh ở Châu Âu — Đánh giá khu vực: Thay thế sản xuất hiện có bằng phương pháp điện phân chạy bằng năng lượng tái tạo. Bộ chuyển đổi năng lượng. Manag. 2020, 113649, trên báo chí. [Google Scholar] [CrossRef]
63. Bhaskar, A.; Assadi, M.; Nikpey Somehsaraei, H. Khử cacbon trong ngành công nghiệp gang thép với việc khử trực tiếp quặng sắt bằng hydro xanh. Năng lượng 2020, 13, 758. [Google Scholar] [CrossRef]
64. IEA. Toàn cầu EV Outlook 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2020 (truy cập vào ngày 2020 tháng 10 năm 2020).
65. IEA. Toàn cầu EV Outlook 2019. Có sẵn trực tuyến: https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2019 (truy cập vào ngày 2019 tháng 10 năm 2020).
66. TCP, IA 2019 Khảo sát về số lượng phương tiện sử dụng pin nhiên liệu, trạm tiếp nhiên liệu hydro và mục tiêu. 2019. Có sẵn trực tuyến: https://www.ieafuelcell.com/fileadmin/publications/2019-04_AFC_TCP_survey_status_FCEV_2018.pdf (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX).
67. Wanitschke, A.; Hoffmann, S. Xe điện chạy bằng pin có phải là tương lai? Một sự so sánh không chắc chắn với hydro và động cơ đốt. Môi trường. Vô tội. Soc. Quá cảnh. 2020, 35, 509–523. [Google Scholar] [CrossRef]
68. FuelCellsWorks. 600 HYPE Hydrogen Taxi được lên kế hoạch ở Paris vào cuối năm 2020. Có sẵn trực tuyến: https://fuelcellsworks.com/news/thursday-throwback-spotlight-2020-hype-hydrogen-taxis-planned-in-paris-for- cuối năm 600 / (truy cập ngày 2020 tháng 10 năm 2020).
69. Hall, M. Kế hoạch cho 50,000 xe taxi chạy bằng khí hydro ở Paris. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.pv-magazine.com/2020/11/12/plans-for-50000-hydrogen-powered-taxis-in-paris/ (truy cập vào ngày 10 tháng 2020 năm XNUMX).
70. Bae, S.; Lee, E.; Han, J. Lập kế hoạch nhiều kỳ của Mạng lưới Cung cấp Hydro để Tiếp nhiên liệu cho Phương tiện Sử dụng Pin Nhiên liệu Hydro ở các Khu vực Đô thị. Tính bền vững 2020, 12, 4114. [Google Scholar] [CrossRef]
71. Grüger, F.; Dylewski, L .; Robinius, M.; Stolten, D. Đi chung xe với xe chạy bằng pin nhiên liệu: Định cỡ các trạm tiếp nhiên liệu hydro dựa trên hành vi tiếp nhiên liệu. Appl. Năng lượng 2018, 228, 1540–1549. [Google Scholar] [CrossRef]
72. Lee, DY; Elgowainy, A. .; Kotz, A. .; Vijayagopal, R .; Marcinkoski, J. Ý nghĩa vòng đời của công nghệ xe điện pin nhiên liệu hydro cho xe tải hạng trung và hạng nặng. J. Nguồn điện 2018, 393, 217–229. [Google Scholar] [CrossRef]
73. El Hannach, M.; Ahmadi, P.; Guzman, L.; Nhặt hàng, S .; Kjeang, E. Đánh giá vòng đời của xe tải hạng nặng cấp 8 sử dụng nhiên liệu kép hydro và diesel. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2019, 44, 8575–8584. [Google Scholar] [CrossRef]
74. Mulholland, E.; Teter, J.; Cazzola, P.; McDonald, Z .; Ó Gallachóir, BP Chặng đường dài hướng tới vận chuyển hàng hóa bằng đường bộ khử cacbon — Đánh giá toàn cầu đến năm 2050. Appl. Năng lượng 2018, 216, 678–693. [Google Scholar] [CrossRef]
75. Connolly, D. Khả năng kinh tế của đường điện so với dầu và acquy đối với mọi hình thức vận tải đường bộ. Chiến lược năng lượng Rev. 2017, 18, 235–249. [Google Scholar] [CrossRef]
76. Bản tin Tế bào Nhiên liệu. ASKO đưa bốn xe tải chạy pin nhiên liệu hydro Scania vào hoạt động tại Na Uy. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 1. [Google Scholar] [CrossRef]
77. Bản tin Tế bào Nhiên liệu. H2-Share bắt đầu giới thiệu xe tải chạy bằng hydro tại Hà Lan. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 4. [Google Scholar] [CrossRef]
78. Bản tin tế bào nhiên liệu. Clean Logistics JV chuyển đổi xe tải diesel sang hybrid hydro. Tế bào nhiên liệu Bull. 2019, 2019, 4–5. [Google Scholar] [CrossRef]
79. Bản tin tế bào nhiên liệu. Liên kết Air Liquide, Rotterdam để thúc đẩy xe tải hydro, cơ sở hạ tầng. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 4. [Google Scholar] [CrossRef]
80. Lào, J.; Bài hát, H.; Vương, C.; Chu, Y. Wang, J. Giảm phát thải khí nhà kính và ô nhiễm khí quyển của xe tải hạng nặng bằng cách thay thế dầu diesel bằng hydro ở vùng Bắc Kinh-Thiên Tân-Hà Bắc-Sơn Đông, Trung Quốc. Int. J. Hydrog. Năng lượng năm 2020. [Google Scholar] [CrossRef]
81. Kast, J.; Morrison, G.; Gangloff, JJ; Vijayagopal, R .; Marcinkoski, J. Thiết kế xe tải chạy pin nhiên liệu hydro trong thị trường đa dạng hạng trung và hạng nặng. Res. Vận chuyển. Econ. 2018, 70, 139–147. [Google Scholar] [CrossRef]
82. Tyrol, HS Dự án CHIC. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.h2-suedtirol.com/en/projects/chic/ (truy cập vào ngày 6 tháng 2020 năm XNUMX).
83. Loría, LE; Watson, V .; Kiso, T.; Phimister, E. Điều tra sở thích của người dùng đối với Xe buýt Khí thải Thấp: Kinh nghiệm từ đội xe buýt chạy hydro lớn nhất Châu Âu. J. Lựa chọn Mô hình. 2019, 32, 100169. [Google Scholar] [CrossRef]
84. Hứa, T.; Ahluwalia, R .; Eudy, L.; Ca sĩ, G.; Jermer, B.; Asselin-Miller, N. .; Wessel, S.; Patterson, T.; Marcinkoski, J. Tình trạng của xe buýt điện pin nhiên liệu hydro trên toàn thế giới. J. Nguồn điện 2014, 269, 975–993. [Google Scholar] [CrossRef]
85. Lozanovski, A. .; Whitehouse, N.; Ko, N.; Whitehouse, S. Đánh giá tính bền vững của xe buýt chạy bằng pin nhiên liệu trong giao thông công cộng. Tính bền vững 2018, 10, 1480. [Google Scholar] [CrossRef]
86. Lee, DY; Elgowainy, A. .; Vijayagopal, R. Các tác động môi trường tốt đến từng bánh của mục tiêu tiết kiệm nhiên liệu cho xe buýt điện pin nhiên liệu hydro ở Hoa Kỳ. Chính sách Năng lượng 2019, 128, 565–583. [Google Scholar] [CrossRef]
87. Piraino, F.; Genovese, M.; Fragiacomo, P. Hướng tới một khái niệm di chuyển mới cho các chuyến tàu trong khu vực và cơ sở hạ tầng hydro. Bộ chuyển đổi năng lượng. Manag. 2020, Bài báo trên báo chí, 113650. [Google Scholar] [CrossRef]
88. Bản tin tế bào nhiên liệu. Trạm hydro cho tàu khách Hesse. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 9. [Google Scholar] [CrossRef]
89. Bản tin Tế bào Nhiên liệu. Alstom, Eversholt Rail đầu tư thêm 1 triệu bảng vào tàu hydro Breeze. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 5. [Google Scholar] [CrossRef]
90. Bản tin Tế bào Nhiên liệu. Alstom, Snam phát triển tàu hydro ở Ý. Tế bào nhiên liệu Bull. 2020, 2020, 4. [Google Scholar]
91. Xe đạp, Y. Dincer, I. Các loại tác động môi trường của các phương tiện hàng hải xuyên đại dương được điều khiển bằng hydro và amoniac: Một đánh giá so sánh. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2018, 43, 4583–4596. [Google Scholar] [CrossRef]
92. Baroutaji, A.; Wilberforce, T.; Tháng Ramadan, M.; Olabi, AG Điều tra toàn diện về công nghệ hydro và pin nhiên liệu trong lĩnh vực hàng không và vũ trụ. Thay mới. Duy trì. Energy Rev. 2019, 106, 31–40. [Google Scholar] [CrossRef]
93. Máy bay Airbus. Dự án ZEROe của Airbus. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.airbus.com/newsroom/stories/these-new-Airbus-concept-aircraft-have-one-thing-in-common.html (truy cập ngày 6 tháng 2020 năm XNUMX).
94. Lo Basso, G .; Nastasi, B.; Astiaso Garcia, D.; Cumo, F. Cách xử lý hỗn hợp Khí tự nhiên được làm giàu Hydro trong quy trình đo hiệu suất đốt của các nồi hơi thông thường và ngưng tụ. Năng lượng 2017, 123, 615–636. [Google Scholar] [CrossRef]
95. Schiro, F.; Stoppato, A.; Benato, A. Mô hình hóa và phân tích tác động của khí tự nhiên được làm giàu hydro đối với các lò hơi đốt trong nước theo quan điểm khử cacbon. Nguồn cacbon. Người chuyển đổi. 2020, 3, 122–129. [Google Scholar] [CrossRef]
96. Chà, J .; Kallo, J. Đánh giá định lượng sự pha trộn hydro trong các lưới khí đốt ở Châu Âu và tác động của nó đối với quá trình đốt cháy của động cơ khí đốt lớn. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 32534–32546. [Google Scholar] [CrossRef]
97. Meziane, S.; Bentebbiche, A. Nghiên cứu số lượng về quá trình đốt cháy hỗn hợp khí tự nhiên-hydro trong nhiên liệu kết hợp giàu / dập tắt / nạc của tuabin khí siêu nhỏ. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2019, 44, 15610–15621. [Google Scholar] [CrossRef]
98. H21. Dự án H21. 2016. Có sẵn trực tuyến: https://www.h21.green/ (truy cập vào ngày 6 tháng 2020 năm XNUMX).
99. Hy4Heat. Dự án Hy4Heat. 2018. Có sẵn trực tuyến: https://www.hy4heat.info/ (truy cập vào ngày 6 tháng 2020 năm XNUMX).
100. Worcester-Bosch. Nồi hơi đốt bằng hydro. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.worcester-bosch.co.uk/hydrogen (truy cập vào ngày 6 tháng 2020 năm XNUMX).
101. SNG. Dự án H100 Fife. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.sgn.co.uk/H100Fife (truy cập vào ngày 6 tháng 2020 năm XNUMX).
102. Taanman, M.; de Groot, A.; Kemp, R .; Verspagen, B. Con đường khuếch tán cho quá trình đồng phát vi mô sử dụng hydro ở Hà Lan. J. Sạch sẽ. Sản phẩm. 2008, 16, S124 – S132. [Google Scholar] [CrossRef]
103. Lokar, J.; Virtič, P. Tiềm năng tích hợp hydro để tự cung cấp năng lượng hoàn toàn trong các tòa nhà dân cư có hệ thống lưu trữ pin và quang điện. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 34566–34578. [Google Scholar] [CrossRef]
104. McPherson, M.; Johnson, N. .; Strubegger, M. Vai trò của công nghệ lưu trữ điện và hydro trong việc cho phép chuyển đổi năng lượng carbon thấp trên toàn cầu. Appl. Năng lượng 2018, 216, 649–661. [Google Scholar] [CrossRef]
105. Ozawa, A.; Kudoh, Y .; Kitagawa, N.; Muramatsu, R. Vòng đời phát thải CO2 từ quá trình phát điện sử dụng chất mang năng lượng hydro. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2019, 44, 11219–11232. [Google Scholar] [CrossRef]
106. Matsuo, Y. Endo, S.; Nagatomi, Y. Shibata, Y .; Komiyama, R .; Fujii, Y. Một phân tích định lượng về hỗn hợp phát điện tối ưu của Nhật Bản vào năm 2050 và vai trò của hydro không có CO2. Năng lượng 2018, 165, 1200–1219. [Google Scholar] [CrossRef]
107. Shulga, R .; Putilova, tôi; Smirnova, T.; Ivanova, N. Công nghệ an toàn và không có chất thải sử dụng năng lượng điện hydro. Int. J. Hydrog. Năng lượng 2020, 45, 34037–34047. [Google Scholar] [CrossRef]
108. Kafetzis, A.; Ziogou, C.; Panopoulos, K .; Papadopoulou, S.; Seferlis, P.; Voutetakis, S. Các chiến lược quản lý năng lượng dựa trên ô tô tự động kết hợp cho các microgrid ở đảo với các nguồn tái tạo, pin và hydro. Thay mới. Duy trì. Energy Rev. 2020, 134, 110118. [Google Scholar] [CrossRef]
109. Kalamaras, E.; Belekoukia, M.; Lin, Z .; Xu, B.; Vương, H.; Xuan, J. Đánh giá kinh tế kỹ thuật của Hệ thống DC ngoài lưới kết hợp để phát điện và nhiệt kết hợp ở các đảo xa. Thủ tục Năng lượng 2019, 158, 6315–6320. [Google Scholar] [CrossRef]
110. Gracia, L .; Casero, P.; Bourasseau, C.; Chabert, A. Sử dụng Hydro ở các Vị trí Ngoài lưới, Đánh giá Kinh tế Công nghệ. Năng lượng 2018, 11, 3141. [Google Scholar] [CrossRef]
111. Pflugmann, F.; Blasio, ND Các tác động về địa chính trị và thị trường của hydro tái tạo. Sự phụ thuộc mới trong một thế giới năng lượng các-bon thấp. 2020. Trung tâm Khoa học và Các vấn đề Quốc tế Harvard Belfer, Báo cáo, tháng 2020 năm XNUMX.
112. IRENA. Hydrogen xanh: Hướng dẫn hoạch định chính sách. 2020. Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế, Abu Dhabi, Tháng 2020 năm 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.irena.org/publications/18/Nov/Green-hydrogen (truy cập ngày 2020 tháng XNUMX năm XNUMX).
113. Hikima, K .; Tsujimoto, M.; Takeuchi, M.; Kajikawa, Y. Phân tích chuyển tiếp phân bổ ngân sách cho các dự án về công nghệ liên quan đến hydro ở Nhật Bản. Tính bền vững 2020, 12, 8546. [Google Scholar] [CrossRef]
114. Meng, X.; Gu, A.; Ngô, X.; Zhou, L.; Zhou, J.; Lưu, B.; Mao, Z. Hiện trạng chiến lược hydro của Trung Quốc trong lĩnh vực vận tải và so sánh quốc tế. Int. J. Hydrog. Báo chí về năng lượng năm 2020. [Google Scholar] [CrossRef]
115. TOÀN CẦU. Làm thế nào Hydro có thể cung cấp nhiên liệu cho sự chuyển đổi năng lượng. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.spglobal.com/ratings/en/research/articles/201119-how-hydrogen-can-fuel-the-energy-transition-11740867 (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
116. Kan, S. Chiến lược hydro và viễn cảnh công nghiệp của Hàn Quốc. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.ifri.org/sites/default/files/atoms/files/sichao_kan_hydrogen_korea_2020_1.pdf (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
117. Năng lượng Rystad. Chiến tranh hydro: Các chính phủ chạy đua để thúc đẩy sản xuất hydro xanh; Rystad Energy: Oslo, Na Uy, 2020. [Google Scholar]
118. Hartley, PG; Au, V. Hướng tới một ngành công nghiệp hydro quy mô lớn cho Australia. Kỹ thuật 2020, 6, 1346–1348. [Google Scholar] [CrossRef]
119. Hội đồng, TA Liên doanh ACWA Power — Air Products for gReen Hydrogen: A New Saudi Energy Policy? 2020. Hội đồng Đại Tây Dương, ngày 24 tháng 2020 năm 18. Có sẵn trực tuyến: https://www.atlanticcouncil.org/blogs/energysource/the-acwa-power-air-products-joint-venture-for-green-hydrogen-a-new- saudi-energy-policy / (truy cập ngày 2020 tháng XNUMX năm XNUMX).
120. TOÀN CẦU. UAE Đầu tư vào các Dự án Hydrogen Xanh và Xanh như một phần của Động thái Năng lượng Sạch: Chính thức. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/ Electrical-power/101920-uae-invest-in-green-and-blue-hydrogen-projects-as -part-of-clean-energy-move-official (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
121. Smith, M. Maroc hướng tới vai trò hydro xanh toàn cầu. Nhà kinh tế hydro. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://pemedianetwork.com/hydrogen-economist/articles/green-hydrogen/2020/morocco-aims-for-global-green-hydrogen-role (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
122. Ishikawa, Y. Nga có kế hoạch xuất khẩu hydro sang châu Á theo hướng chuyển dịch xanh. Nikkei Châu Á. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://asia.nikkei.com/Editor-s-Picks/Interview/Russia-plans-to-export-hydrogen-to-Asia-in-green-shift#:~:text=Russia% 20produces% 20hydrogen% 20now% 20cho, tăng% 20it% 20tenfold% 20by% 202035 (truy cập vào ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
123. Chiến lược &. Bình minh của Hydrogen xanh — Duy trì lợi thế của GCC trong một thế giới khử cacbon. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.strategyand.pwc.com/m1/en/reports/2020/the-dawn-of-green-hydrogen/the-dawn-of-green-hydrogen.pdf (truy cập ngày 11 Tháng 2020 năm XNUMX).
124. Sáng kiến ​​xương sống hydro châu Âu. Xương sống Hydrogen của Châu Âu. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://gasforclimate2050.eu/sdm_downloads/european-hydrogen-backbone/ (truy cập ngày 18 tháng 2020 năm XNUMX).
125. Franke, A.; Baratti, G. Green Hydrogen: Hướng dẫn hoạch định chính sách. 2020. S&P Global Platts, ngày 9 tháng 2020 năm 120920. Có sẵn trực tuyến: https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/metals/2-european-groups-join-hydrogen-project-targeting -18kg-sản xuất (truy cập ngày 2020 tháng XNUMX năm XNUMX).
126. Ratcliffe, V. Ả Rập Xê-út Gửi Amoniac Xanh đến Nhật Bản trong Chuyến hàng đầu tiên trên thế giới. 2020. Có sẵn trực tuyến: https://www.bloomberg.com/news/articles/2020-09-27/saudi-arabia-sends-blue-ammonia-to-japan-in-world-first-shipment (truy cập ngày 11 Tháng 2020 năm XNUMX).
127. Velazquez Abad, A. .; Dodds, PE Sáng kiến ​​xác định đặc tính hydro xanh: Định nghĩa, tiêu chuẩn, đảm bảo xuất xứ và thách thức. Chính sách năng lượng 2020, 138, 111300. [Google Scholar] [CrossRef]