Semua yang perlu Anda ketahui tentang peran Hidrogen sebagai Bahan Bakar masa depan

Maret 18th, 2021

Studi ini menjelaskan peran hidrogen hijau dan hidrogen biru dalam transisi energi sebagai masa depan bahan bakar, perspektif teknologi dan geopolitik.

 

by
Michel Noussan Dermaga Paolo Raimondi Rossana Scita Manfred Hafner

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

---

 

Abstrak

Hidrogen saat ini menikmati momentum baru dan tersebar luas di banyak strategi iklim nasional dan internasional. Makalah ulasan ini difokuskan pada analisis tantangan dan peluang yang terkait dengan hidrogen hijau dan biru, yang menjadi dasar perspektif berbeda dari masyarakat hidrogen potensial. Sementara banyak pemerintah dan perusahaan swasta menggunakan sumber daya yang signifikan untuk pengembangan teknologi hidrogen, masih ada sejumlah besar masalah yang belum terpecahkan, termasuk tantangan teknis, implikasi ekonomi dan geopolitik.

 

Rantai pasokan hidrogen mencakup sejumlah besar langkah, yang mengakibatkan hilangnya energi tambahan, dan sementara banyak fokus diberikan pada biaya pembangkitan hidrogen, pengangkutan dan penyimpanannya tidak boleh diabaikan. Ekonomi hidrogen karbon rendah menawarkan peluang yang menjanjikan tidak hanya untuk melawan perubahan iklim tetapi juga untuk meningkatkan keamanan energi dan mengembangkan industri lokal di banyak negara. Namun, untuk menghadapi tantangan besar transisi menuju sistem energi nol-karbon, semua teknologi yang tersedia harus diizinkan untuk berkontribusi berdasarkan indikator terukur, yang memerlukan konsensus internasional yang kuat berdasarkan standar dan target yang transparan.

 

1. Pengantar

Sistem energi sedang menghadapi transisi menuju teknologi yang memungkinkan penurunan emisi gas rumah kaca (GRK), untuk menghadapi tantangan besar perubahan iklim. Hidrogen semakin dianggap sebagai pemain potensial dalam strategi nasional dan internasional, untuk diterapkan pada berbagai sektor dari industri hingga transportasi. Strategi dan peta jalan hidrogen khusus sedang dikembangkan oleh negara ekonomi utama dunia, termasuk Jepang [1], Jerman [2], Australia [3], dan Uni Eropa [4]. Proyek penelitian dan aplikasi industri menangani berbagai komponen jalur hidrogen, yang meliputi pembangkitan, transmisi, penyimpanan, distribusi, dan penggunaan akhir.

 

Hidrogen sudah menjadi komoditas yang digunakan sebagai bahan baku dalam berbagai aplikasi industri, mulai dari kilang hingga produksi amonia dan metanol. Permintaan global untuk hidrogen murni telah meningkat dari kurang dari 20 Mt pada tahun 1975 menjadi lebih dari 70 Mt pada tahun 2018 [5]. Namun, permintaan hidrogen saat ini sebagian besar dipasok oleh bahan bakar fosil, termasuk gas alam, minyak, dan batu bara, karena saat ini mereka mewakili jalur termurah, dengan biaya hidrogen berkisar antara 1 hingga 3 USD per kg [6].

 

Namun, hidrogen juga telah diusulkan sebagai pembawa energi potensial untuk mendukung penyebaran energi rendah karbon yang lebih luas, terutama dihasilkan dari sumber energi terbarukan (RES). Gelombang antusiasme yang berbeda telah mendukung narasi hidrogen bersih berbiaya rendah sebagai alternatif bahan bakar fosil, terutama memanfaatkan aplikasi sel bahan bakar di sektor transportasi. Sebelumnya, tiga momen berbeda telah melihat minat ilmiah dan industri dalam potensi teknologi hidrogen [5]. Pertama kali terjadi selama krisis minyak tahun 1970-an, ketika dunia sedang mencari solusi alternatif untuk menghadapi potensi kekurangan minyak dan mengatasi masalah lingkungan seperti polusi lokal dan hujan asam.

 

Program dan kegiatan penelitian tentang hidrogen telah dilaksanakan, tetapi tidak membawa dampak yang signifikan karena karena penemuan minyak baru, harga minyak akhirnya turun dan ketakutan akan kelangkaan hilang. Dua gelombang antusiasme lainnya terjadi pada 1990-an dan 2000-an [7], dengan meningkatnya kekhawatiran terkait isu perubahan iklim dan skenario minyak puncak. Sekali lagi, harga minyak yang rendah membatasi penyebaran teknologi hidrogen, begitu pula dengan krisis ekonomi dan keuangan di akhir tahun 2000-an.

 

Saat ini, konsensus yang berkembang sedang membangun lagi tentang potensi hidrogen, sebagian besar karena agenda iklim yang lebih kuat dengan target yang menantang. Hidrogen bersih adalah bagian dari sekelompok teknologi yang perlu diterapkan di seluruh penggunaan akhir untuk memastikan transisi menuju sumber energi yang ramah iklim [8]. Teknologi hidrogen juga dianggap sebagai peluang untuk mengembangkan sektor industri nasional, dalam perspektif pemulihan pasca pandemi COVID-19.

 

Teknologi produksi hidrogen semakin banyak dikodifikasi dengan mengacu pada skema berdasarkan warna yang berbeda [9, 10]. Warna utama yang dipertimbangkan adalah sebagai berikut:

Hidrogen abu-abu (atau coklat / hitam), diproduksi oleh bahan bakar fosil (kebanyakan gas alam dan batu bara), dan menyebabkan emisi karbondioksida dalam prosesnya;

Hidrogen biru, melalui kombinasi hidrogen abu-abu dan penangkapan dan penyimpanan karbon (CCS), untuk menghindari sebagian besar emisi GRK dari proses tersebut;

Hidrogen pirus, melalui pirolisis bahan bakar fosil, di mana produk sampingannya adalah karbon padat;

Hidrogen hijau, bila diproduksi oleh elektroliser yang dipasok oleh listrik terbarukan (dan dalam beberapa kasus melalui jalur lain berdasarkan bioenergi, seperti reformasi biometana atau gasifikasi biomassa padat);

Hidrogen kuning (atau ungu), bila diproduksi oleh elektroliser yang disuplai oleh listrik dari pembangkit listrik tenaga nuklir.

 

Selain warna-warna ini, nomenklatur yang berbeda sering digunakan saat mengacu pada kelompok jalur hidrogen, termasuk "hidrogen bersih", "hidrogen karbon rendah", "hidrogen terbarukan". Definisi ini terkadang membingungkan karena tidak ada standar khusus untuk memberikan referensi umum. Dalam tulisan ini, istilah hidrogen karbon rendah meliputi hidrogen hijau, biru, pirus, dan kuning. Namun, penting untuk diingat bahwa juga dalam setiap "warna", mungkin terdapat variabilitas intensitas karbon yang signifikan, karena sejumlah besar parameter. Dalam beberapa kasus, hidrogen bahkan mungkin negatif karbon, seperti dengan jalur yang melibatkan bioenergi dan CCS bersama-sama.

 

Skema jalur utama yang berbeda dilaporkan pada Gambar 1. Jalur tambahan ada, tetapi masih dalam tahap penelitian dan belum dimasukkan.

 

Gambar 1: Metode produksi hidrogen yang berbeda dibagi berdasarkan warna. SMR: pembentukan kembali metana uap, ATR: reformasi termal otomatis, CCS: penangkapan dan penyerapan karbon.

 

Meskipun setiap jalur teknologi menghadirkan peluang dan batasan, penting untuk diingat bahwa pilihan solusi tertentu sering kali terkait dengan aspek tambahan, termasuk pilihan geopolitik berdasarkan strategi nasional yang didorong oleh ketersediaan sumber daya, masalah keamanan energi, atau dukungan untuk sektor industri tertentu [11]. Selain itu, perdagangan hidrogen lintas batas, karena kebutuhan dekarbonisasi yang sangat kuat dari sistem energi dalam dekade mendatang, dapat menjadi pengubah permainan potensial dalam geopolitik energi global [12].

 

Pengembangan hidrogen hijau yang meluas dan efektif membutuhkan sejumlah besar listrik terbarukan, yang mungkin menjadi masalah dalam jangka pendek karena RES sudah diperlukan untuk mendekarbonisasi permintaan listrik yang ada. Untuk alasan ini, hidrogen biru dapat mewakili pilihan yang berguna dalam jangka pendek dan menengah, dengan membantu membuka jalan bagi hidrogen hijau di tahap selanjutnya [13].

 

Makalah review ini menyajikan aspek-aspek utama yang terkait dengan potensi evolusi teknologi berbasis hidrogen dalam beberapa dekade mendatang. Makalah ini berfokus pada jalur hidrogen hijau dan biru, yang merupakan dua pendekatan yang sebagian besar sedang dipertimbangkan oleh negara-negara dunia untuk mendukung ekonomi hidrogen karbon rendah. Karya ini menganalisis tantangan dan peluang teknologi, yang akan menjadi salah satu pendorong utama biaya hidrogen, perkembangan yang sedang berlangsung di seluruh dunia, serta konsekuensi pada geopolitik. Tujuannya adalah untuk menyajikan deskripsi yang tidak memihak dari berbagai perspektif yang ada di seluruh dunia, serta untuk memberikan gambaran tentang kompleksitas rantai pasokan yang perlu dikembangkan.

 

Makalah ini disusun sebagai berikut—Bagian 2 memberikan deskripsi tentang aspek teknologi utama yang terkait dengan hidrogen, termasuk teknologi untuk pembangkitan, distribusi, dan penyimpanan, serta tentang aplikasi potensial hidrogen di berbagai sektor akhir, termasuk industri, transportasi , gedung dan pembangkit listrik. Bagian 3 berfokus pada dimensi geopolitik hidrogen, dengan diskusi dan perbandingan berbagai strategi nasional, peran potensial perusahaan swasta serta kesepakatan antar negara. Terakhir, Bagian 4 menyajikan diskusi kritis tentang topik utama yang telah dibahas, bersama dengan beberapa rekomendasi kebijakan untuk mendukung penggunaan hidrogen yang berkelanjutan dan efektif dalam konteks transisi energi.

 

2. Aspek Teknologi

Berbagai tantangan teknologi perlu diatasi di seluruh rantai pasokan hidrogen yang panjang dan kompleks, yang secara umum dipengaruhi oleh efisiensi yang relatif rendah yang mengakibatkan biaya tinggi bagi pengguna akhir. Sementara banyak perhatian umumnya diberikan pada pembangkitan hidrogen, baik melalui jalur hijau atau biru, juga peralatan penyimpanan, transportasi, dan penggunaan akhir mungkin memerlukan biaya dan hambatan tambahan. Bagian ini menyajikan aspek-aspek utama yang berperan di sepanjang rantai pasokan, dengan membahas situasi saat ini dan potensi evolusi di masa depan.

 

2.1. Produksi Hidrogen

Meskipun hidrogen adalah unsur kimia paling melimpah ketiga di permukaan bumi, setelah oksigen dan silikon, hidrogen tidak tersedia dalam bentuk murni, dan karenanya tidak dapat dianggap sebagai sumber energi. Sebaliknya, hidrogen adalah pembawa energi yang harus dihasilkan dari sumber lain. Meskipun produksi hidrogen dari air melalui elektrolisis dimulai pada abad ke-19, permintaan hidrogen saat ini sebagian besar dipenuhi oleh proses lain berdasarkan bahan bakar fosil (gas alam, batu bara, dan minyak), termasuk steam methane reforming (SMR), auto thermal reforming (ATR). ), oksidasi parsial dan gasifikasi batubara. Proses tersebut biasanya disebut sebagai jalur hidrogen abu-abu. Ketika digabungkan ke CCS, mereka dapat diubah menjadi larutan rendah karbon, dan mereka disebut jalur hidrogen biru.

 

 

Sebaliknya, produksi hidrogen dari elektrolisis air, yang ditinggalkan karena biaya yang lebih tinggi, dapat digabungkan dengan pembangkit listrik dari RES untuk menghasilkan hidrogen hijau. Sementara biaya saat ini tetap lebih tinggi daripada solusi berbasis fosil, kurva pembelajaran yang diharapkan untuk pembangkit listrik RES dan elektroliser dapat menjadikannya solusi yang layak dalam dekade berikutnya.

 

Perkiraan tren biaya masa depan untuk hidrogen hijau dan biru dilaporkan pada Gambar 2, berdasarkan perkiraan dari data BNEF [14]. Gambar tersebut melaporkan biaya baik dalam hal massa hidrogen, di sumbu kiri, maupun dalam hal kandungan energi, dengan mempertimbangkan nilai kalor hidrogen yang lebih rendah (120 MJ per kg, atau 33.3 kWh per kg). Biaya hidrogen yang dapat diperbarui didasarkan pada proyek-proyek besar dengan proyeksi belanja modal yang optimis. Hidrogen biru didasarkan pada harga gas alam sebesar USD 1.1–10.3 / MMBtu, dan harga batubara USD 40–116 / t. Ketidakpastian kisaran biaya di masa depan terkait dengan berbagai aspek.

 

Gambar 2: Perkiraan biaya hidrogen di masa depan untuk jalur yang berbeda. Angka energi berdasarkan nilai kalor hidrogen rendah (LHV). Elaborasi penulis pada data BNEF, 2020 [14].

 

Studi lain melaporkan nilai yang sebanding dan estimasi masa depan. Badan Energi Terbarukan Internasional (IRENA) memperkirakan biaya hidrogen yang diratakan pada tahun 2050 serendah 0.95 USD per kg bila diproduksi dari listrik tenaga angin, dan serendah 1.2 USD per kg bila didasarkan pada tenaga surya [8]. Rincian tambahan tentang jalur tersebut dibahas dalam Bagian 2.1.1 dan Bagian 2.1.2.

 

Selain jalur hidrogen hijau dan biru, penting untuk diperhatikan bahwa opsi lain dapat dipertimbangkan, khususnya di negara atau wilayah tertentu. Produksi hidrogen dari listrik nuklir [15, 16] jarang disebutkan dalam strategi Eropa, tetapi mungkin menjadi alternatif yang layak di wilayah dunia yang berbeda, seperti Cina [17] dan Rusia [18]. Solusi lain untuk hidrogen terbarukan mungkin didasarkan pada gasifikasi biomassa atau SMR berdasarkan bahan baku biogas, meskipun solusi ini mungkin lebih sulit untuk ditingkatkan daripada elektrolisis.

 

2.1.1. Produksi Hidrogen Hijau

Jalur produksi hidrogen hijau didefinisikan sebagai kombinasi pembangkit listrik dari sumber terbarukan dan elektrolisis air. Dengan memasok listrik dan air murni ke elektroliser, aliran keluaran hidrogen dan oksigen dihasilkan.

 

 

Teknologi yang berbeda tersedia untuk elektrolisis air. Elektroliser alkali mewakili keadaan seni, dan teknologi membran pertukaran proton (PEM) berada dalam fase demonstrasi, sedangkan elektroliser oksida padat masih dalam jalur R&D [19]. Elektroliser PEM dapat memberikan berbagai keuntungan untuk konsumsi energi yang sebanding, termasuk tekanan output yang lebih tinggi, rentang beban parsial yang lebih baik, dan variasi startup dan beban yang lebih cepat [20]. Mempertimbangkan penyebaran elektroliser global, penambahan kapasitas tahunan telah mencapai 25 MW pada tahun 2019, tetapi proyek yang diumumkan sedang meningkat dengan cepat, dan mereka akan mencapai 1.5 GW kapasitas baru pada tahun 2023, dengan proyek terbesar terhitung untuk 540 MW saja [21].

 

Solusi industri saat ini menunjukkan kisaran konsumsi listrik tergantung pada ukuran dan jenis pengelektrolisis, serta tekanan keluaran yang dipertimbangkan. Efisiensi elektrolisis rata-rata, yang didefinisikan sebagai rasio kandungan energi hidrogen (diukur sebagai nilai kalor yang lebih tinggi) dan konsumsi daya elektrolisis, berada pada kisaran 65% -70% (ketika mempertimbangkan tekanan keluaran 10-30 barg) [22].

 

 

Masalah tambahan yang terkait dengan elektrolisis adalah konsumsi air. Konsumsi air murni umumnya dalam kisaran 10–15 L per kg keluaran hidrogen [23], dan air masukan perlu dideionisasi. Dengan tidak adanya sumber air tawar, pilihan termasuk desalinasi air laut atau pemulihan air limbah. Teknologi yang berbeda sudah digunakan secara komersial untuk desalinasi air laut, dan mereka dapat digabungkan dengan elektrolisis dengan peningkatan konsumsi energi yang sangat terbatas [24].

 

Namun, ketersediaan air di situs non-maritim dapat menjadi masalah serius di banyak kawasan dunia, terutama karena kelangkaan air merupakan masalah serius yang akan menjadi lebih buruk akibat perubahan iklim. Aspek ini mungkin menjadi penghalang penting dalam keberhasilan proyek hidrogen hijau di daerah yang memiliki potensi matahari yang kuat, seperti gurun.

 

Biaya produksi hidrogen hijau umumnya dianggap dalam kisaran 2.5–4.5 USD per kg [14], meskipun sumber lain memperkirakan nilai yang lebih tinggi. Dua komponen biaya yang paling signifikan adalah biaya investasi elektroliser dan biaya listrik, yang mewakili sekitar 90% dari biaya OPEX. Biaya CAPEX saat ini untuk elektroliser alkali adalah sekitar 750 EUR/kW (sekitar 900 USD/kW), dan diperkirakan akan turun menjadi sekitar 500 EUR/kW (sekitar 600 USD/kW) pada tahun 2025 [20]. Para ahli memperkirakan bahwa sekitar 80% dari biaya disebabkan oleh OPEX (bila mempertimbangkan 4000 jam operasional per tahun), sehingga biaya listrik merupakan pendorong penting dari biaya hidrogen hijau.

 

 

Namun, ada trade-off antara harga listrik dan jam operasional tahunan. Model bisnis yang didasarkan pada pemanfaatan pembatasan listrik di jaringan listrik dapat memperoleh keuntungan dari harga listrik nol atau bahkan negatif, tetapi untuk jumlah jam yang sangat terbatas, dengan bobot CAPEX yang tidak berkelanjutan. Selain itu, Cloete et al. [25] hasil menunjukkan bahwa, tergantung pada lokasi pengelektrolisis, pengeluaran modal yang lebih besar mungkin juga diperlukan untuk jaringan pipa hidrogen dan infrastruktur penyimpanan (untuk menangani produksi hidrogen yang terputus-putus) serta jaringan transmisi listrik (untuk mengirimkan kelebihan listrik ke pengelektrolis). Kendala potensial tambahan terkait dengan konfigurasi sistem tenaga saat ini dilaporkan oleh sarjana lain [26].

 

Sebaliknya, mengoperasikan elektroliser listrik on-grid berarti membayar pajak dan retribusi tambahan, selain perlu membeli sertifikat hijau untuk memastikan bahwa listrik terbarukan digunakan. Solusi terbaik tampaknya mengintegrasikan produksi hidrogen ke pembangkit listrik tenaga surya atau angin khusus, yang dapat mencapai faktor beban tahunan yang dapat diterima di lokasi tertentu. Dalam hal ini, kurva pembelajaran yang menguntungkan untuk pembangkit listrik dari RES dan elektroliser, juga didorong oleh manufaktur kelas atas, dapat membawa pengurangan biaya yang signifikan.

 

BNEF memperkirakan harga hidrogen hijau serendah 1–2.6 USD pada tahun 2030 dan 0.8–1.6 USD pada tahun 2050 [14]. Namun, penelitian lain menunjukkan bahwa dalam beberapa konteks produksi hidrogen hijau dapat menjadi kompetitif saat ini dibandingkan dengan produksi tradisional melalui bahan bakar fosil [27]. Beberapa sarjana juga mengusulkan untuk menggabungkan energi matahari dan angin untuk mendapatkan harga pembangkit yang lebih rendah [28].

 

 

Penting untuk diingat bahwa biaya tersebut hanya memperhitungkan produksi hidrogen. Ada biaya tambahan terkait transmisi, penyimpanan, dan distribusi. Sebagaimana dibahas di bawah, dalam beberapa kasus, biaya tersebut bahkan dapat mencapai setengah dari biaya akhir bagi pengguna.

 

2.1.2. Produksi Hidrogen Biru

Produksi hidrogen biru didasarkan pada gagasan bahwa proses saat ini yang digunakan untuk menghasilkan hidrogen dari bahan bakar fosil dapat digabungkan dengan teknologi CCS untuk mengurangi sebagian besar emisi GRK mereka. Meskipun pendekatan ini tampaknya lebih murah daripada beralih ke hidrogen hijau, penting untuk diingat bahwa penerapan CCS mungkin melibatkan hambatan teknis, selain masalah yang terkait dengan penerimaan sosial. Jalur hidrogen biru saat ini memiliki tingkat kesiapan teknologi (TRL) antara 7 (gasifikasi batubara + CCS) dan 8 (SMR + CCS) [29].

 

Tampaknya tidak ada definisi standar tingkat penangkapan CO2 yang diperlukan untuk mengubah definisi dari hidrogen abu-abu menjadi hidrogen biru. Kebanyakan penelitian menyebutkan tingkat penangkapan maksimum dalam kisaran 70% sampai 95%, tergantung pada teknologi dan tahapan di mana penangkapan CO2 diterapkan [9]. Saat mempertimbangkan hidrogen biru berdasarkan gas alam, penting untuk mengingat dampak tambahan yang disebabkan oleh kebocoran metana di fase hulu. Meski sulit untuk dihitung secara tepat, aspek ini sering terlewatkan dalam studi penelitian.

 

Ambang batas referensi untuk mendefinisikan hidrogen rendah karbon (yaitu, hidrogen biru) telah diusulkan oleh Kelompok Pengarah CertifHy pada tahun 2019 (sebuah proyek yang dikembangkan untuk mencapai definisi umum hidrogen hijau dan rendah karbon di seluruh Eropa), dengan mempertimbangkan 60 % pengurangan emisi GRK dibandingkan dengan proses benchmark berdasarkan SMR [30]. Ambang batas ini telah ditetapkan ke 36.4 gCO2e/MJ (131 gCO2e/kWh), mulai dari nilai patokan hidrogen 91 gCO2e/MJ (328 gCO2e/kWh).

 

Jalur produksi hidrogen biru memiliki keuntungan membangun pengalaman industri yang ada dari hidrogen abu-abu, dan dalam beberapa kasus perkuatan pabrik yang ada dapat dilakukan dengan menambahkan sistem CCS. Namun, kondisi khusus perlu dipenuhi untuk memastikan penyimpanan CO2 yang efektif dan tahan lama. Seringkali infrastruktur tambahan mungkin diperlukan untuk menghubungkan fasilitas pembangkitan dengan situs penyimpanan, yang mungkin tidak tersedia di tempat tersebut. Infrastruktur CO2 khusus dapat meningkatkan biaya total secara signifikan, suatu aspek yang sulit untuk digeneralisasikan karena bergantung pada masing-masing pabrik. Selain itu, pengoperasian sistem CCS dapat menurunkan efisiensi energi dari proses SMR sebesar 5%-14% [29].

 

Juga untuk jalur produksi hidrogen biru, konsumsi air merupakan aspek yang sering diabaikan. Sementara konsumsi air sering dikaitkan dengan proses elektrolisis, jalur hidrogen biru juga mengkonsumsi sejumlah besar air, dan dalam beberapa kasus bahkan lebih tinggi. Ketika membandingkan air yang terkandung mengikuti inventaris siklus hidup, hasil menunjukkan bahwa konsumsi air per kg H2 dapat mencapai 24 L untuk SMR dan 38 L untuk gasifikasi batubara [23].

 

Akhirnya, jalur tambahan yang kadang-kadang disebut sebagai hidrogen pirus, dan yang masih pada TRL 3-5 [23], adalah pirolisis metana. Solusi teknologi yang berbeda saat ini sedang dikembangkan, di beberapa lokasi di seluruh dunia, termasuk di Australia, Jerman, dan Prancis [31]. Dalam prosesnya, gas alam digunakan sebagai bahan baku, sedangkan konsumsi energinya akan berasal dari listrik, kemungkinan besar dari sumber rendah karbon. Metana dipecah pada suhu tinggi menjadi hidrogen dan karbon padat (juga disebut karbon hitam), yang akan lebih mudah disimpan dan dikelola daripada gas CO2.

 

Selain itu, karbon padat dapat memiliki kegunaan industri dan dengan demikian dilihat sebagai sumber daya, bukan produk sampingan. Pasar industri karbon hitam saat ini, termasuk aplikasi dalam produksi ban dan tinta untuk printer, dapat mendukung hingga 5 Mt per tahun hidrogen biru, sekitar 7% dari pasar global hidrogen murni saat ini [31].

 

2.2. Transportasi dan Penyimpanan Hidrogen

Pengangkutan hidrogen merupakan aspek penting dalam keberlanjutan rantai pasokan, baik dari perspektif lingkungan maupun ekonomi. Pengangkutan hidrogen dapat memerlukan konsumsi energi yang signifikan, baik untuk mengompres atau mencairkannya atau mengubahnya menjadi bahan kimia lain yang lebih mudah ditangani, seperti amonia atau pembawa hidrogen organik cair (LOHC) lainnya. Pilihan lain, meskipun sebagian besar dalam tahap awal pengembangan, adalah kemungkinan pencampuran hidrogen dalam jaringan gas alam yang ada.

 

Aspek tambahan dari rantai pasokan hidrogen adalah penyimpanannya, yang diperlukan pada tingkat yang berbeda, dan perlu ditangani dengan benar untuk menghormati prosedur keselamatan dan meminimalkan konsumsi dan kerugian energi.

 

2.2.1. Pencampuran Hidrogen dalam Jaringan Gas Alam

Pilihan potensial untuk meningkatkan jalur hidrogen secara bertahap adalah integrasi jaringan gas alam yang ada. Ini sedang diusulkan di berbagai negara Eropa [32, 33, 34] untuk mengeksploitasi aset yang ada dan mulai mengurangi intensitas karbon gas alam dengan menggunakan hidrogen bersih. Namun, strategi tersebut memiliki keterbatasan yang kuat untuk tidak sepenuhnya memanfaatkan nilai yang lebih tinggi yang terkait dengan hidrogen murni, dengan mencampurnya dengan gas alam untuk digunakan dalam proses pembakaran. Dengan demikian, keberlanjutan ekonominya mungkin sulit dibuktikan, bahkan ketika memperhitungkan manfaat lingkungan.

 

Saat mempertimbangkan pencampuran hidrogen dalam jaringan gas alam, penting untuk menyoroti fakta bahwa rasio pencampuran biasa dinyatakan sebagai bagian volumetrik. Namun, hidrogen memiliki kepadatan energi volumetrik yang kira-kira sepertiga dari salah satu metana. Jadi, ketika mempertimbangkan campuran gas dengan memperhitungkan bagian energi, yaitu, dengan mempertimbangkan bagian nilai kalor hidrogen, bagian hidrogen jauh lebih rendah, dan begitu juga dengan potensi penghematan emisi CO2 yang terkait dengannya. Sebagai referensi, rasio pencampuran hidrogen volumetrik yang umum dianggap 10% dan 20% sesuai dengan rasio energi masing-masing 3.5% dan 7.6%. Representasi variasi emisi CO2 dengan tingkat pencampuran yang berbeda ditunjukkan pada Gambar 3, membandingkan hidrogen hijau dan hidrogen biru dengan tingkat penangkapan 90%.

 

Gambar 3: Potensi penghematan CO2 untuk rasio pencampuran volumetrik H2 yang berbeda dalam jaringan gas alam (dengan mempertimbangkan metana murni).

 

Pengurangan emisi dihitung dengan membandingkan faktor emisi dari campuran metana-hidrogen dengan emisi gas alam. Grafik tersebut didasarkan pada emisi gas alam sebesar 200 g / kWh dan emisi hidrogen biru sebesar 32.8 g / kWh, berdasarkan hipotesis 90% CCS. Jadi, substitusi penuh gas alam dengan hidrogen dapat menghasilkan penghematan emisi 100% bila hidrogen hijau digunakan, dan 84% bila hidrogen biru digunakan (yang lebih rendah dari 90% karena efisiensi konversi gas alam dalam hidrogen biru) . Emisi metana hulu dari gas alam dan hidrogen biru tidak diperhitungkan dalam bagan ini.

 

Meskipun aspek ini mungkin tampak sebagai detail teknis, penting untuk diingat bahwa rasio pencampuran yang biasanya dibahas tidak mewakili penghematan emisi yang sesuai, sehingga peran potensial mereka sering kali dilebih-lebihkan.

 

Konversi rantai pasokan gas alam saat ini untuk menerima bagian hidrogen yang tinggi akan memerlukan peningkatan sejumlah besar komponen, termasuk jaringan transmisi dan distribusi, meteran gas, kompresor, serta pengguna akhir.

 

Studi penelitian menyoroti bahwa konversi jaringan yang ada ke jaringan hidrogen dapat menghasilkan manfaat ekonomi yang signifikan jika dibandingkan dengan pemasangan jaringan pipa baru [35]. Namun, selain kebutuhan untuk mengadaptasi bahan untuk mengatasi masalah yang berkaitan dengan korosi dan penggetasan hidrogen [36], penting untuk dicatat bahwa mengingat densitas energi hidrogen yang lebih rendah dibandingkan dengan metana, ukuran pipa saat ini tidak akan mampu untuk mengelola permintaan energi yang sama yang saat ini dipasok oleh gas alam. Dengan demikian, permintaan energi saat ini perlu diturunkan melalui langkah-langkah efisiensi energi atau sebagian disediakan oleh opsi lain, seperti elektrifikasi.

 

2.2.2. Transportasi Jarak Jauh

Hidrogen semakin dilihat sebagai pembawa energi potensial untuk diperdagangkan secara global, mirip dengan logistik gas alam cair (LNG) saat ini. Sebagaimana dibahas lebih lanjut di bagian berikut, banyak strategi dan peta jalan internasional didasarkan pada gagasan untuk menghasilkan hidrogen di wilayah yang menguntungkan (misalnya, dengan kelimpahan sumber terbarukan yang berbiaya rendah) dan mengirimkannya ke negara-negara dengan permintaan tinggi dan sedikit pilihan lokal untuk generasinya.

 

Pilihan termurah untuk mengangkut hidrogen jarak menengah sering melalui pipa, dan sudah ada jaringan hidrogen yang melayani fasilitas industri di berbagai negara. Namun, karena biaya transportasi pipa meningkat secara linier dengan jarak, transportasi kapal jarak jauh menjadi lebih murah (selain keuntungan lain yang terkait dengan fleksibilitas, dll.). Adapun gas alam, keberlanjutan ekonomi pipa ditingkatkan dengan volume tinggi dan pasokan terus menerus selama beberapa tahun. Hal ini mengakibatkan perlunya perencanaan jangka panjang dan berkurangnya fleksibilitas.

 

Sebaliknya, pengiriman menawarkan fleksibilitas yang lebih besar, berkat kemungkinan satu eksportir memasok beberapa negara, asalkan mereka memiliki infrastruktur yang tepat. Aspek ini telah mendorong peningkatan LNG dalam beberapa tahun terakhir, dan logika serupa dapat diterapkan pada hidrogen di masa mendatang. Studi yang berbeda membandingkan alternatif yang tersedia untuk transportasi hidrogen melalui laut [37], dengan mempertimbangkan aspek lingkungan dan ekonomi. Beberapa studi menyajikan penilaian rinci yang berfokus pada rute tertentu, termasuk Norwegia ke Eropa atau Jepang [38], Australia ke Jepang dan Korea [39], Chili-Jepang [40], dan Argentina-Jepang [41]. Pengangkutan hidrogen di kapal membutuhkan kepadatan energi tertinggi per unit volume, untuk menghindari biaya yang berlebihan. Karena hidrogen tidak dapat diangkut di kapal dalam bentuk gasnya, solusi lain sedang dipertimbangkan.

 

Pilihan yang sedang dievaluasi untuk transportasi hidrogen jarak jauh termasuk hidrogen cair, amonia, atau LOHC. LOHC adalah senyawa organik yang dapat menyerap dan melepaskan hidrogen melalui reaksi kimia. Hidrogen cair menyiratkan konsumsi energi yang tinggi untuk pencairan dan menjaganya pada suhu kriogenik. Sebaliknya, transformasi ke bahan kimia lain, seperti amonia, atau penyimpanan di LOHC, memerlukan proses tambahan yang terkait dengan konsumsi energi lebih lanjut. Senyawa ini, yang dapat disimpan lebih mudah daripada hidrogen cair, mungkin memiliki keuntungan pada jarak yang sangat jauh.

 

Perbandingan sarana transportasi laut alternatif dalam literatur yang tersedia menunjukkan ketergantungan yang kuat pada volume dan jarak pasokan. Meskipun tren masa depan mungkin menggembirakan, penting untuk disoroti bahwa tidak ada opsi komersial saat ini untuk transportasi internasional jarak jauh hidrogen cair. Beberapa proyek percontohan sedang dikembangkan, seperti antara Australia dan Jepang, dan akan diuji di tahun-tahun mendatang.

 

Sebaliknya, amonia sudah menjadi komoditas yang saat ini diproduksi dan dikapalkan dalam skala global, meskipun dari bahan bakar fosil [42]. Dengan demikian, pilihan amonia daripada hidrogen cair dapat memanfaatkan teknologi dan standar yang ada dan terbukti di sepanjang rantai pasokan. Namun, produksi amonia masih melibatkan konsumsi energi tambahan, dan ketika pengguna akhir membutuhkan hidrogen murni, diperlukan langkah konversi tambahan. Teknologi khusus, seperti sel bahan bakar membran permeabel rentan terhadap keracunan amonia, dan mereka membutuhkan tingkat kemurnian hidrogen yang sangat tinggi [43].

 

Ekonomi transportasi kapal hidrogen antarbenua perlu menghadapi kepadatan energi volumetrik yang lebih rendah dibandingkan dengan pengiriman bahan bakar fosil saat ini. Kapal tanker minyak, yang dalam beberapa kasus merupakan kapal terbesar yang beroperasi, dapat mengangkut sekitar 10.3 MWh minyak mentah per meter kubik volume. Transportasi LNG membutuhkan lebih banyak ruang untuk kandungan energi yang sama karena LNG memiliki kepadatan energi 6.2 MWh per meter kubik. Angka ini bahkan lebih buruk untuk hidrogen cair dan amonia, yang memiliki kepadatan energi masing-masing 2.4 dan 3.2 MWh per meter kubik.

 

Selain itu, hidrogen cair perlu disimpan pada suhu yang sangat rendah (yaitu, sekitar 20K). Ini akan membutuhkan insulasi berkualitas tinggi, dan kehilangan energi selama perjalanan jauh mungkin signifikan (seperti dibahas lebih lanjut dalam Bagian 2.2.4). Opsi mitigasi tersedia, termasuk penggunaan hidrogen yang diuapkan untuk memasok sistem tenaga di atas kapal, dan ada penelitian yang sedang berlangsung tentang kemungkinan penerapannya di kapal besar, meskipun penghilangan hidrogen yang diuapkan dengan benar harus dipastikan untuk menghindari masalah keamanan.

 

2.2.3. Distribusi Hidrogen

Selain transportasi jarak jauh, hidrogen juga perlu disuplai ke pengguna akhir. Opsi yang tersedia mencakup pengangkutan gas H2 melalui pipa atau hidrogen cair atau terkompresi melalui truk. Studi literatur yang berfokus pada negara-negara tertentu, seperti Jerman [44] atau Prancis [45], menyoroti bahwa pilihan solusi terbaik untuk pasokan hidrogen kepada pengguna akhir bergantung pada beberapa faktor. Ketika mempertimbangkan penggunaan hidrogen untuk transportasi [44], parameter kritisnya adalah kepadatan stasiun pengisian bahan bakar: dalam kasus dengan kepadatan tinggi pembangkit listrik, keuntungan ekonomi dari penggunaan jaringan pipa distribusi menjadi jelas. Sebaliknya, di area dengan permintaan yang lebih rendah atau kurang teratur, trailer kompresi gas adalah pilihan terbaik.

 

Saat mempertimbangkan truk gas, tingkat tekanan merupakan parameter tambahan yang dapat mempengaruhi secara signifikan biaya akhir hidrogen [46]. Saat mempertimbangkan berbagai tingkat tekanan mulai dari 250 hingga 540 bar, solusi optimal bergantung pada jarak dan volume, karena biaya transportasi, penyimpanan, dan kompresi mewakili berbagai bagian dari biaya akhir. Pasokan hidrogen jarak jauh dan volume tinggi mengandalkan truk bertekanan tinggi, sedangkan untuk jarak kurang dari 200 km, truk yang menyimpan hidrogen pada tekanan rendah menunjukkan kinerja ekonomi yang lebih baik.

 

Pilihan solusi terbaik untuk setiap area juga akan dikaitkan dengan lokasi fasilitas pembangkit hidrogen. Saat mempertimbangkan hidrogen hijau, strategi optimal lokasi dan ukuran elektroliser akan bergantung pada ketersediaan listrik terbarukan, tetapi juga pada trade-off antara transmisi listrik melalui jaringan listrik dan transportasi hidrogen melalui jaringan pipa atau truk. Perspektif sistem yang mencakup kedua pembawa energi akan diperlukan untuk memilih solusi yang optimal.

 

2.2.4. Penyimpanan

Penyimpanan hidrogen perlu dipastikan pada berbagai tingkat rantai pasokan, dan teknologi serta solusi bergantung pada bentuk fisik hidrogen (cair/gas), volumenya, durasi penyimpanan, dan parameter operasional lainnya yang perlu dijamin. Perbedaan utama muncul antara penyimpanan hidrogen yang diperlukan untuk mengoperasikan rantai pasokannya, dan penyimpanan hidrogen musiman yang besar untuk mengatasi variabilitas pembangkit listrik RES.

 

Penyimpanan hidrogen di sepanjang rantai pasokan termasuk penyimpanannya di terminal, seperti pelabuhan, di stasiun pengisian bahan bakar, dan juga pada berbagai kendaraan yang digunakan di sepanjang jalur, termasuk kapal, truk, dan juga pada kendaraan yang menggunakannya untuk penggerak. .

 

Penyimpanan gas hidrogen pada tekanan tinggi umumnya dilakukan dalam bejana dari bahan yang berbeda, termasuk baja, serat kaca, serat karbon, dan polimer. Saat ini ada 4 jenis kapal, tergantung pada jenis bahan yang digunakan, menghasilkan berat variabel, tekanan, dan biaya. Tekanan operasi bervariasi dalam kisaran 50-100 MPa, dan untuk solusi stasioner tekanan tertentu umumnya dirancang dengan meminimalkan harga, sedangkan untuk sistem penyimpanan di kendaraan berat dan biaya dianggap sebagai parameter desain [47].

 

Pilihan lainnya adalah menyimpan hidrogen dalam bentuk cairnya, tetapi larutan ini umumnya terbatas pada situasi di mana hidrogen telah tersedia dalam bentuk cair karena pencairan ad-hoc memerlukan konsumsi energi yang signifikan. Pencairan hidrogen di fasilitas industri besar umumnya mengkonsumsi 12.5–15 kWh listrik per kg H2 [48], yang merupakan bagian yang signifikan dibandingkan dengan nilai kalor hidrogen yang lebih rendah 33.3 kWh per kg. Perbaikan teknologi dapat mengurangi konsumsi listrik hingga 7.5–9 kWh per kg H2, yang masih sekitar seperempat dari kandungan energi hidrogen.

 

Penyimpanan H2 cair biasanya dipengaruhi oleh pendidihan 0.2% -0.3% per hari. Penguapan hidrogen, yang disebabkan oleh fenomena yang berbeda, menyebabkan peningkatan tekanan dalam tangki dan karenanya perlu dikeluarkan untuk menghindari masalah keselamatan. Penyimpanan hidrogen cair dalam sistem transportasi, seperti truk dan kapal, menunjukkan tingkat boil-off yang lebih tinggi, tetapi hidrogen dapat dipulihkan untuk memberi daya pada kendaraan. Solusi yang berbeda telah diusulkan untuk membatasi boil-off, termasuk isolasi vakum, sistem pendingin tambahan, atau pendinginan nitrogen cair [49].

 

Penyimpanan hidrogen melalui bahan kimia lain, seperti amonia dan LOHC, menghadirkan tantangan yang lebih rendah dalam hal parameter operasional (yaitu, suhu dan tekanan), dan ini adalah alasan utama yang membenarkan langkah rantai pasokan tambahan dan konsumsi energi yang dibutuhkan oleh proses konversi . Amonia dapat disimpan dalam keadaan cair pada 25 C dan tekanan sedang (10 bar), dengan menggunakan tangki baja standar. LOHC mencakup berbagai senyawa dan larutan kimia [50], tetapi fitur umum mereka adalah bahwa mereka dapat disimpan dan ditangani dalam keadaan cair pada suhu kamar.

 

Penyimpanan skala kecil dan menengah diperlukan untuk mengoperasikan rantai pasokan hidrogen. Sebaliknya, penyimpanan hidrogen musiman skala besar telah diusulkan sebagai solusi untuk mengoptimalkan pembangkit listrik dari RES, terutama bagi mereka yang menunjukkan variabilitas output yang signifikan sepanjang tahun di beberapa wilayah, seperti solar [51]. Penyimpanan hidrogen musiman membutuhkan kapasitas penyimpanan yang tinggi dan operasinya melibatkan jumlah siklus yang rendah sepanjang tahun. Dengan demikian, profitabilitas ekonominya terkait dengan kehilangan energi yang rendah selama durasi penyimpanan yang lama dan biaya kapasitas penyimpanan yang rendah [52].

 

Pilihan bawah tanah yang berbeda ada untuk penyimpanan hidrogen, termasuk gua garam, akuifer, atau reservoir minyak dan gas yang habis. Saat ini, hidrogen murni sedang disimpan di empat lokasi di seluruh dunia, di Amerika Serikat dan Inggris, semua berdasarkan gua garam [53]. Studi literatur telah menilai potensi penyimpanan untuk wilayah yang berbeda, termasuk Eropa [54, 55], Cina [56], dan Kanada [57].

 

Pilihan tambahan untuk penyimpanan hidrogen, yang sangat diminati dalam beberapa inisiatif penelitian [58], adalah kemungkinan mengeksploitasi berbagai bahan adsorben untuk menurunkan tekanan penyimpanan gas hidrogen. Bahan penyimpanan hidrogen solid-state umumnya dikelompokkan menjadi dua kelas: hidrida logam, yang menyimpan hidrogen melalui pembentukan ikatan kimia, dan bahan berpori, yang melibatkan adsorpsi fisik hidrogen [59]. Tujuan penelitian utama adalah untuk lebih meminimalkan berat bahan-bahan ini, untuk bersaing dengan penyimpanan gas hidrogen.

 

Aplikasi saat ini masih terbatas pada kasus tertentu yang bobotnya bukan merupakan parameter kritis, seperti penyimpanan stasioner [60] atau forklift [61]. Penelitian lebih lanjut sedang menyelidiki kemungkinan bahan yang berbeda ukuran nano, dengan tujuan mengontrol kekuatan ikatan hidrogen, sehingga menghindari suhu dan tekanan tinggi [59].

 

2.3. Permintaan Hidrogen

Meskipun sebagian besar fokus diletakkan pada potensi permintaan energi masa depan, penting untuk dicatat bahwa permintaan hidrogen global saat ini telah meningkat selama beberapa dekade. Menurut IEA [5], permintaan global untuk hidrogen telah meningkat dari kurang dari 30 Mt H2 pada tahun 1975 menjadi 115 Mt pada tahun 2018, termasuk hidrogen dalam bentuk murni atau dicampur dengan gas lain (dengan jumlah hidrogen murni hingga lebih dari 70 Mt pada 2018). Bagian terbesar dari permintaan terkait dengan aplikasi industri, sebagian besar dari kilang minyak atau produksi kimia (amonia dan metanol).

 

Sebuah studi baru-baru ini yang berfokus pada Uni Eropa [62] melaporkan bahwa pergeseran produksi hidrogen saat ini menuju generasi hidrogen hijau jauh di bawah potensi pembangkitan terbarukan di semua negara yang telah dipertimbangkan. Produksi tahunan hidrogen UE saat ini sebesar 9.75 Mt, jika dialihkan ke elektrolisis, akan membutuhkan sekitar 290 TWh listrik, yang merupakan sekitar 10% dari total produksi saat ini.

 

Namun, permintaan hidrogen diperkirakan akan meningkat secara signifikan di masa depan untuk mendekarbonisasi sistem energi, dan peningkatan skala RES yang diperlukan untuk mendukung pembangkit listrik yang bersih mungkin tidak cukup. Untuk alasan ini, hidrogen biru diperlukan untuk memenuhi permintaan hidrogen dalam fase transisi, karena peningkatan skala RES perlu didedikasikan untuk mendekarbonisasi permintaan daya yang ada [13].

 

2.3.1. industri

Industri ini sebenarnya bertanggung jawab atas semua konsumsi hidrogen global saat ini, dan kilang dan industri kimia adalah sektor yang paling menuntut. Hidrogen saat ini digunakan di kilang untuk mengurangi kandungan belerang dalam produk minyak untuk memenuhi standar lingkungan tertentu, dan dalam beberapa kasus untuk meningkatkan kualitas minyak berat yang rendah. Pada skala global, sekitar sepertiga dari permintaan ditutupi oleh hidrogen yang diperoleh sebagai produk sampingan dari proses kilang lainnya, sedangkan sisanya diproduksi secara lokal melalui SMR atau dipasok oleh produsen eksternal [5].

 

Dalam beberapa kasus, biaya hidrogen dapat menjadi signifikan jika dibandingkan dengan margin ekonomi penyulingan yang ketat pada tahun-tahun sebelumnya. Fasilitas produksi hidrogen yang ada kemungkinan akan tetap menjadi bagian terbesar dari total kapasitas masa depan di kilang, dan mungkin lebih mudah untuk mengintegrasikan CCS di pabrik SMR lokal saat ini daripada menggunakan kapasitas elektrolisis baru. Namun, fasilitas CCS harus sesuai dengan kondisi tertentu, yang mungkin tidak tersedia di beberapa situs.

 

Hidrogen juga digunakan sebagai bahan baku untuk produksi amonia dan metanol. Produksi amonia terutama digunakan untuk pupuk, sedangkan metanol digunakan untuk berbagai aplikasi, termasuk bahan kimia bernilai tinggi untuk plastik atau campurannya dengan bahan bakar untuk meningkatkan kinerjanya. Pada 2018, produksi amoniak mengkonsumsi lebih dari 30 Mt H2, dan metanol sekitar 12 Mt [5]. Tren historis untuk aplikasi non-energi ini masing-masing dapat mencapai 42 Mt dan 23 Mt pada tahun 2050. Namun, angka tersebut hanya mempertimbangkan aplikasi saat ini, dan dalam hal penggunaan amonia dan metanol yang lebih besar sebagai bahan bakar, jumlah tersebut dapat meningkat secara signifikan.

 

Aplikasi industri lain yang mengandalkan hidrogen adalah produksi baja melalui reduksi langsung besi (DRI). Teknik ini saat ini terbatas pada kurang dari 10% dari produksi baja primer global, tetapi bagiannya dapat meningkat di masa depan, karena kebutuhan untuk mendekarbonisasi semua sektor, dan jika biaya hidrogen menurun [63]. Konsumsi H2 saat ini umumnya diproduksi di lokasi, baik dari gas alam maupun batu bara. Penggunaan hidrogen di masa depan dalam industri juga dapat meluas ke aplikasi lain, termasuk kemungkinan menggunakannya untuk menghasilkan panas bersuhu tinggi, di mana elektrifikasi langsung bukanlah pilihan.

 

2.3.2. Transportasi Hidrogen

Sementara transportasi saat ini menyumbang bagian marjinal dari permintaan hidrogen global, sektor ini termasuk yang paling menjanjikan untuk pengembangan teknologi hidrogen, karena ketergantungannya yang besar pada produk minyak dan sedikit pilihan karbon rendah dalam beberapa aplikasi.

 

Salah satu segmen pertama di mana aplikasi hidrogen telah difokuskan adalah mobil penumpang. Di beberapa negara, sudah ada pasar untuk mobil hidrogen, termasuk Jepang, Korea Selatan, AS (kebanyakan di California), dan Jerman, seperti yang dilaporkan pada Gambar 4. Peningkatan sepuluh kali lipat armada mobil hidrogen global dari tahun 2015 hingga Tahun 2019, mencapai hampir 19,000 unit, perlu dicermati mengingat armada mobil listrik baterai global mencapai 4.8 juta unit pada 2019, naik dari sekitar 17,000 mobil listrik di jalan pada 2010 [64]. Sementara beberapa perusahaan menjual model hidrogen di negara-negara tertentu, kendaraan listrik baterai dipilih oleh semakin banyak produsen mobil di seluruh dunia.

 

Gambar 4: Stok mobil penumpang hidrogen di berbagai negara. Elaborasi penulis dalam Referensi [64, 65, 66].

 

Kendaraan hidrogen memiliki keunggulan khusus dibandingkan dengan kendaraan listrik, terutama pada jarak tempuh yang lebih jauh dan durasi pengisian bahan bakar yang lebih singkat. Harga hidrogen yang tinggi saat ini sangat menghambat pengembangannya, dan ini juga merupakan konsekuensi dari efisiensinya yang lebih rendah daripada EV ketika mempertimbangkan seluruh rantai pasokan. Sementara mobil listrik dapat mengubah sekitar tiga perempat listrik menjadi energi yang berguna, angka yang sama untuk mobil hidrogen hanya sepertiga. Mobil listrik baterai mengalami kerugian untuk transmisi dan penyimpanan daya, sementara mobil hidrogen membutuhkan komponen tambahan, termasuk elektroliser, kompresi dan penyimpanan hidrogen, dan sel bahan bakar onboard. Namun, mengingat potensi ketidakpastian dalam pengembangan teknologi alternatif di masa depan, mungkin terlalu dini untuk memilih solusi spesifik, semua opsi yang tersedia harus dikembangkan bersama satu sama lain untuk menghindari keputusan terkunci [67].

 

Selain mobil pribadi, beberapa negara juga bereksperimen dengan aplikasi khusus, seperti armada taksi. Contoh penting adalah kota Paris, di mana armada taksi hidrogen 100 mobil sudah beroperasi, dengan target mencapai 600 taksi pada akhir 2020 [68]. Sebuah proyek di bawah konsultasi oleh European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) bertujuan untuk meningkatkan armada ini menjadi 50,000 taksi di Paris pada tahun 2030, sebagai bagian dari investasi miliaran euro untuk menambah 11 GWh kapasitas penyimpanan hidrogen di kota [69].

 

Sebuah langkah penting dalam menyebarkan mobil hidrogen, terutama di daerah perkotaan dengan kepadatan tinggi, adalah ketersediaan jaringan stasiun pengisian bahan bakar yang efektif [70]. Perencanaan lokasi stasiun pengisian bahan bakar yang optimal harus dikembangkan dengan mempertimbangkan ketersediaan pembangkit hidrogen dari berbagai sumber dalam berbagai fase penetrasi. Secara khusus, sementara pada fase pertama banyak negara dapat mengeksploitasi pembangkitan hidrogen berbasis fosil, pergeseran menuju hidrogen hijau dapat berdampak pada seluruh rantai pasokan. Oleh karena itu, desain stasiun pengisian bahan bakar penting dilakukan dengan perspektif jangka menengah dan panjang. Selain itu, penyebaran stasiun pengisian bahan bakar juga dapat digabungkan dengan aplikasi tertentu, seperti sistem berbagi mobil berbasis hidrogen [71].

 

Keunggulan hidrogen saat ini dibandingkan dengan baterai menyebabkan potensi teknologi ini dalam transportasi angkutan jalan raya, terutama pada operasi jarak jauh. Keuntungan truk hidrogen dibandingkan dengan diesel telah ditunjukkan dari perspektif siklus hidup [72], tetapi konsumsi listrik untuk kompresi dan pencairan memiliki bobot yang signifikan dalam hasil akhir. Peluang jangka pendek yang mungkin untuk secara bertahap mengadopsi hidrogen dalam angkutan jalan raya adalah dengan mengadopsi truk bahan bakar ganda dengan memperbaiki sistem injeksi bahan bakar yang ada [73]. Pengurangan emisi yang diharapkan ditemukan sebanding dengan rasio perpindahan diesel. Namun, beberapa ahli memperkirakan bahwa perkiraan penurunan biaya baterai listrik akan menjadikannya solusi standar rendah karbon untuk truk [74], mungkin bersama dengan teknologi lain seperti jalan raya listrik [75].

 

Perusahaan industri secara bertahap bergerak menuju pengujian aplikasi hidrogen di truk, tetapi masih belum ada model komersial di jalan. Sejalan dengan penyebaran kendaraan, penting untuk menjamin ketersediaan infrastruktur pengisian bahan bakar yang tepat. Truk hidrogen sedang diuji di Norwegia [76] dan di Belanda [77], dan sebuah perusahaan Jerman bekerja untuk mengubah truk berat diesel menjadi drivetrains hibrida hidrogen [78]. Selain itu, inisiatif sedang dikerahkan dalam skala yang lebih besar, seperti yang ada di pelabuhan Rotterdam yang bertujuan untuk mencapai seribu truk sel bahan bakar di jalan pada tahun 2025, yang melibatkan beberapa mitra di seluruh rantai pasokan [79]. Tujuan mereka adalah untuk menyediakan koridor hidrogen di Belanda, Belgia, dan Jerman. Studi lain juga mengevaluasi manfaat truk hidrogen di wilayah dunia lain, seperti Cina [80] dan Amerika Serikat [81].

 

Selain mobil pribadi dan angkutan barang, aplikasi yang menarik minat yang signifikan adalah pengembangan bus hidrogen. Uji kasus telah dilakukan di berbagai negara (termasuk Italia, Jerman, Swedia, Inggris [82, 83], Jepang dan AS [84]), dan bus hidrogen adalah teknologi yang terbukti dan andal, meskipun keberlanjutan ekonominya sulit untuk dicapai dengan harga hidrogen saat ini [85, 86].

 

Selain transportasi jalan raya, hidrogen juga dapat menjadi solusi potensial untuk kereta api, kapal, dan pesawat. Sel bahan bakar yang ditenagai hidrogen merupakan solusi menarik untuk memberi daya pada jalur rel penumpang dan barang yang sulit dialiri listrik karena hambatan teknis atau ekonomi. Infrastruktur pengisian bahan bakar dan desain kendaraan perlu dinilai secara hati-hati dengan mengevaluasi jadwal operasi dan kisaran yang diharapkan, untuk mengoptimalkan kinerja sistem [87]. Aplikasi komersial untuk kereta penumpang regional mengalami peningkatan minat di berbagai negara Eropa, termasuk Jerman [88], Inggris [89], Italia [90] dan Prancis.

 

Hidrogen juga telah diusulkan sebagai solusi potensial untuk dekarbonisasi sektor perkapalan, meskipun sebagian besar melalui penggunaan amonia, yang akan lebih mudah disimpan di kapal dalam bentuk cair tanpa perlu mencapai suhu yang sangat rendah [91]. Hidrogen juga sedang dievaluasi sebagai solusi rendah karbon untuk transportasi udara, meskipun operasi ketinggian tinggi memerlukan standar keselamatan yang sangat baik serta kepadatan energi yang tinggi [92]. Airbus baru-baru ini menyatakan ambisi untuk membangun pesawat komersial bertenaga hidrogen pertama pada tahun 2035, meskipun sejauh ini hanya konsep awal yang telah disajikan [93].

 

2.3.3. Bangunan

Beberapa proyek sedang mempertimbangkan potensi penggunaan hidrogen di sektor bangunan, baik dengan memadukan hidrogen dalam jaringan gas alam atau mengembangkan boiler hidrogen khusus. Namun, aplikasi untuk pemanas bangunan memiliki keunggulan yang lebih rendah jika dibandingkan dengan teknologi rendah karbon lainnya, seperti pompa panas (digabungkan dengan listrik dari RES), kecuali dalam konteks yang sangat spesifik.

 

Studi yang berbeda telah dilakukan untuk menilai perilaku teknologi yang berbeda dengan meningkatnya konsentrasi volumetrik hidrogen dalam gas alam, termasuk boiler ukuran kecil [94, 95], boiler industri, mesin gas [96], dan turbin mikro [97] untuk pembangkit listrik stasioner. Mempertimbangkan boiler perumahan bertenaga hidrogen, aplikasi paling canggih saat ini sedang diuji di Belanda dan Inggris.

 

Inggris telah menjadi objek studi yang berbeda untuk mengintegrasikan hidrogen ke dalam infrastruktur energi saat ini. Yang paling terkenal mungkin adalah Proyek H21 [98], yang dimulai pada tahun 2016 dengan memperkirakan kelayakan teknis untuk mengubah jaringan gas yang ada untuk membawa 100% hidrogen di kota Leeds. Pemerintah Inggris saat ini mendukung dengan 25 juta pound proyek Hy4Heat [99], yang misinya adalah “untuk menetapkan apakah secara teknis mungkin, aman, dan nyaman untuk mengganti gas alam (metana) dengan hidrogen di bangunan perumahan dan komersial serta peralatan gas ".

 

Secara paralel, beberapa perusahaan sudah mengusulkan boiler komersial yang dapat berjalan dengan hidrogen 100% [100], menargetkan aplikasi potensial yang mungkin tidak mudah didekarbonisasi melalui pompa panas, karena hambatan dan keterbatasan teknis (termasuk ruang terbatas, kesulitan isolasi bangunan bersejarah dan beralih ke sistem pemanas suhu rendah). Namun, sementara beberapa situs demonstrasi sedang dikembangkan untuk menguji teknologi [101], penyebaran infrastruktur yang efektif untuk memasok hidrogen ke pengguna perumahan mungkin memerlukan beberapa waktu, dan keuntungan ekonomi atas pemanas listrik langsung tidak terbukti.

 

Pilihan lain untuk penggunaan hidrogen di gedung-gedung adalah memanfaatkan efisiensi listrik yang tinggi dari sel bahan bakar untuk menyalakan pembangkit listrik dan panas gabungan (CHP) di lokasi. Studi sebelumnya optimis pada potensi pemanfaatan hidrogen untuk mikro-CHP [102], dengan asumsi biaya hidrogen yang sangat rendah dan biaya yang lebih tinggi untuk bahan bakar lainnya. Namun, dalam situasi saat ini, potensi mikro-CHP pada bangunan tampak kurang menjanjikan, juga karena sedikit keberhasilan yang ditunjukkan mikro-CHP gas alam, terutama di sektor perumahan.

 

Akhirnya, beberapa peneliti telah mengusulkan penyimpanan hidrogen lokal untuk menjamin swasembada tahunan bangunan yang dilengkapi dengan sistem fotovoltaik (PV), untuk mengimbangi keluaran musiman, meskipun mengakui biaya investasi yang sangat tinggi terkait dengan sel bahan bakar dan sistem penyimpanan hidrogen [103 ].

 

2.3.4. Pembangkit listrik

Selain penggunaan langsung di sektor akhir, hidrogen juga dipertimbangkan untuk digunakan sebagai pembangkit listrik yang dapat dikirim. Meskipun efisiensi pembangkitan listrik itu sendiri biasanya tinggi, baik melalui sel bahan bakar atau turbin gas yang disesuaikan dan siklus gabungan, jika mempertimbangkan keseluruhan proses termasuk produksi dan penyimpanan hidrogen, kehilangan energi dapat mencapai 70%. Keberlanjutan ekonomi dapat dijamin dengan listrik dengan biaya nol atau negatif, tetapi bahkan dalam situasi seperti itu, jam operasional tahunan harus cukup tinggi untuk membenarkan pengeluaran modal.

 

Namun demikian, untuk mencapai sistem energi dekarbonisasi sepenuhnya, penyimpanan listrik jangka panjang tampaknya tidak dapat dihindari, dan hidrogen mungkin merupakan salah satu dari sedikit solusi yang tersedia. Investasi tambahan dalam penelitian diperlukan untuk mengurangi biaya siklus penuh penyimpanan listrik melalui hidrogen dan mendukung transisi energi yang lebih efektif [104].

 

Strategi iklim berdasarkan pembangkit listrik dari hidrogen impor telah diusulkan untuk daerah dengan potensi terbarukan lokal yang rendah, sebagian besar di Jepang [105, 106]. Aplikasi tambahan termasuk kemungkinan memastikan pasokan energi bersih ke lokasi terpencil seperti tambang, kota pelabuhan, atau pulau dengan potensi terbarukan yang rendah, seperti wilayah Arktik [107]. Penggunaan elektroliser dan sel bahan bakar yang digabungkan ke sumber terbarukan variabel telah dievaluasi dalam beberapa penelitian, untuk menilai kelayakan menghindari ketergantungan pada bahan bakar fosil impor di pulau-pulau terpencil atau jaringan mikro terisolasi [108, 109, 110].

 

3. Aspek Geopolitik

Ketertarikan baru pada hidrogen telah memicu beberapa analisis tentang konsekuensi geopolitik potensial yang disebabkan oleh pengembangan hidrogen [12, 111]. Banyak negara sedang mempertimbangkan penggunaan hidrogen—baik biru maupun hijau—di sektor yang sulit dikurangi dalam upaya mereka untuk mencapai tujuan iklim dan dekarbonisasi penuh pada pertengahan abad. Karena potensi tinggi dan berbagai aplikasinya, hidrogen juga bisa menjadi masalah geopolitik utama. Pengetahuan teknologi diharapkan menjadi isu geopolitik energi yang lebih relevan di masa depan yang rendah karbon. Baik negara maupun perusahaan swasta berkomitmen untuk memperoleh pengetahuan teknis khusus dan daya saing untuk menjadi pemain utama dalam upaya dekarbonisasi.

 

Saat teknologi hidrogen mulai berkembang, “importir” dan “eksportir” baru akan bermunculan. Sementara itu, produsen dan eksportir bahan bakar fosil sedang mempertimbangkan proyek dan rencana hidrogen di masa depan untuk mengimbangi potensi kerugian geopolitik dan ekonomi yang disebabkan oleh transisi energi. Tujuan dari bagian ini adalah untuk memberikan gambaran singkat tentang implikasi geopolitik hidrogen, menyajikan strategi hidrogen nasional utama, menguraikan pemain hidrogen potensial, peran pemain swasta dalam proyek pengembangan hidrogen dan perjanjian internasional tentang perdagangan hidrogen.

 

3.1. Strategi Nasional

Semakin banyak negara telah merilis atau sedang mengerjakan strategi hidrogen nasional yang bertujuan untuk mengembangkan teknologi dan pasar hidrogen [11]. Strategi tersebut mencerminkan ambisi dan kebutuhan energi yang berbeda dari negara-negara serta potensi pembagian antara "importir" dan "eksportir". Sebagaimana diuraikan dalam makalah IRENA baru-baru ini [112], strategi nasional hanyalah langkah terakhir dari proses yang lebih panjang. Memang, negara-negara pada awalnya membuat program R&D untuk memahami dasar-dasar teknologi hidrogen, untuk beralih ke 'dokumen visi jangka panjang. Langkah selanjutnya adalah 'peta jalan' yang mendefinisikan rencana terpadu dengan kegiatan yang diperlukan untuk menilai potensi hidrogen dengan lebih baik. Peta jalan mengidentifikasi tindakan jangka pendek dan menengah yang diperlukan untuk memajukan penyebaran hidrogen, menentukan prioritas tertinggi di bidang penelitian. Langkah terakhir adalah strategi mendefinisikan target, menangani kebijakan konkret, dan mengevaluasi koherensinya dengan kebijakan energi yang ada.

Saat ini, Asia dan Eropa adalah dua benua yang mendominasi penciptaan permintaan hidrogen.

 

Jepang adalah pelopor utama dalam ekonomi hidrogen. Pada bulan Desember 2017, Jepang mempresentasikan strategi hidrogennya. Selain itu, pada tahun 2019 Jepang memperbarui Peta Jalan Strategis untuk Hidrogen dan Sel Bahan Bakar. Saat ini, Jepang sangat bergantung pada impor energi, terutama bahan bakar fosil. Pada 2019, Jepang adalah importir minyak mentah terbesar keempat, importir LNG teratas, dan importir batu bara terbesar ketiga. Kondisi ini diperparah dengan ditutupnya rencana nuklir Jepang menyusul kecelakaan nuklir Fukushima 2011. Setelah kecelakaan nuklir, campuran energi dan pembangkit listrik Jepang telah bermutasi secara substansial. Gas alam, minyak, dan energi terbarukan meningkatkan bagian mereka dari total konsumsi energi untuk menggantikan bagian nuklir. Meskipun Jepang memutuskan untuk membuka kembali beberapa pembangkit nuklirnya, bahan bakar fosil berkontribusi pada lebih dari 87 persen pasokan energi primer Jepang, merusak target iklim nasionalnya. Dengan demikian, hidrogen dapat memberikan solusi yang layak untuk menerapkan target iklimnya (yaitu, netralitas karbon pada tahun 2050).

 

Di Jepang, banyak anggaran telah dihabiskan untuk penelitian sel bahan bakar dalam beberapa dekade terakhir, meskipun dengan sedikit dampak pada penerapan aplikasi komersial yang sebenarnya [113]. Sebaliknya, sedikit fokus yang diberikan pada langkah-langkah lain dari rantai pasokan, yang mengakibatkan rendahnya keahlian nasional dalam pembangkitan dan pasokan. Ketergantungan impor Jepang yang sangat tinggi (negara ini mengimpor semua kebutuhan minyak dan gasnya) tidak akan hilang, karena berencana untuk mengimpor sebagian besar hidrogennya. Jepang tidak mengumumkan dengan jelas preferensinya untuk jalur hidrogen tertentu.

 

Negara-negara lain memfokuskan strategi mereka pada sektor-sektor tertentu. Misalnya, Cina telah mengembangkan strategi hidrogennya di sektor transportasi [114], termasuk penerapan insentif khusus untuk mendorong adopsi kendaraan sel bahan bakar.

 

Pada tahun 2020, China mengumumkan rencananya untuk mencapai netralitas karbon pada tahun 2060. Dalam upaya ini, nuklir dapat menjadi lebih relevan dalam bauran energi China. China saat ini sedang membangun atau merencanakan lebih dari lima puluh reaktor nuklir baru. Sektor nuklir dapat menjadi sumber hidrogen tambahan dalam upaya untuk mengimbangi biaya ekonomi tinggi nuklir dan mengembangkan hidrogen bersih.

 

Saat ini, Cina adalah produsen hidrogen terbesar di dunia—lebih dari 20 juta ton per tahun setara dengan hampir sepertiga dari total produksi dunia. Namun demikian, sebagian besar hidrogen China berasal dari batu bara. Aliansi Hidrogen China memperkirakan permintaan hidrogen akan meningkat sebesar 35 juta ton pada tahun 2030 dan hidrogen hijau mencapai 15 persen dari total permintaan domestik. Pada tahun 2040, permintaan hidrogen diperkirakan akan meningkat menjadi 45 juta ton (dengan hidrogen hijau menyumbang 40 persen), dan pada 2050 menjadi 60 juta ton (hidrogen hijau menyumbang 75 persen) [115].

 

Negara Asia lainnya yang meluncurkan strategi hidrogen di Korea Selatan. Pada awal tahun 2019, Korea Selatan mengumumkan Roadmap Ekonomi Hidrogennya. Prioritasnya adalah kepemimpinan dalam sel bahan bakar untuk mobil dan sel bahan bakar stasioner skala besar untuk tenaga, mengingat peran kuat dari sektor otomotif Korea. Roadmap tersebut bertujuan untuk menghasilkan 6.2 juta FCEV pada tahun 2040. Dari angka ini, 2.9 juta unit harus dikhususkan untuk pasar domestik, sedangkan 3.3 juta untuk ekspor. Selain itu, peta jalan menguraikan untuk memasok 15 GW sel bahan bakar untuk pembangkit listrik pada tahun 2040, termasuk 7 GW untuk ekspor [116].

 

Di Eropa, hidrogen telah menarik minat khusus baik di tingkat Eropa maupun nasional. Pada Juli 2020, Uni Eropa telah menerbitkan strategi hidrogennya. Strategi UE menetapkan hidrogen hijau sebagai prioritas utama Eropa, sedangkan hidrogen biru hanya dilihat sebagai solusi sementara untuk jangka menengah. Pada tahun 2030, UE berkomitmen untuk memiliki 40 GW kapasitas elektroliser hidrogen—untuk menggambarkannya—hampir dua kali lipat kapasitas Bendungan Tiga Ngarai China, pembangkit listrik terbesar di dunia. Untuk mencapai tujuan ini, UE memperkirakan investasi publik dan swasta sebesar EUR 470 miliar pada tahun 2050. Selain itu, selama periode yang sama, Uni Eropa mengumumkan pembangunan rantai pasokan impor dengan tambahan 40 GW dari negara-negara tetangga Timur dan Selatan ( yaitu, Ukraina dan negara-negara Afrika Utara).

 

Secara paralel, beberapa Negara Anggota Eropa telah merilis strategi hidrogen mereka sendiri. Di antara mereka, Spanyol, Jerman, dan Prancis mengumumkan komitmen mereka untuk memasang hidrogen hijau 4, 5, dan 6.5 GW pada tahun 2030, masing-masing [117]. Target nasional hidrogen hijau Jerman, Prancis, Portugal, Belanda, dan Spanyol sudah mencakup lebih dari 50 persen dari target 40 GW kapasitas elektroliser terpasang UE pada tahun 2030. Negara-negara ini mengumumkan investasi multi-miliar dalam hidrogen. Setelah COVID-19 dan perlambatan ekonomi, pemerintah dapat mempertimbangkan mengalokasikan dana untuk hidrogen sebagai cara yang layak untuk mendorong pemulihan ekonomi sambil menerapkan target iklim.

 

Importir hidrogen potensial yang berbeda bergantung pada strategi hidrogen yang berbeda. Sementara Eropa telah dengan jelas mengumumkan preferensinya untuk hidrogen hijau, pasar Asia (yaitu, Korea Selatan, Jepang, dan Cina) memiliki strategi abu-abu-biru-hijau yang lebih terdiversifikasi untuk dekade mendatang.

 

Sementara sebagian besar negara telah mengembangkan strategi hidrogen yang didorong oleh target dekarbonisasi domestik, negara lain mulai fokus pada hidrogen rendah karbon sebagai sumber daya potensial untuk diekspor.

 

Negara-negara yang mengandalkan ekspor migas untuk pendapatan pemerintah sangat tertarik untuk mengembangkan hidrogen untuk ekspor.

 

Contoh penting adalah Australia, yang sedang mengembangkan beberapa proyek dengan tujuan menjadi eksportir kelas dunia. Mengingat lokasi geografis dan ketersediaan sumber daya yang besar, Australia berupaya memasok hidrogen bersih ke pasar Asia, terutama Jepang dan Korea. Pada bulan Februari 2020, Menteri Energi dan Pengurangan Emisi Australia mengumumkan target ambisius "H2 di bawah 2", yang bertujuan untuk memangkas biaya produksi hidrogen menjadi kurang dari 2 AUD per kg (yaitu, 1.5 USD per kg). Tujuan yang menantang ini akan membutuhkan kebijakan pendukung yang dikoordinasikan dengan strategi industri dan kegiatan penelitian [118].

 

Produsen minyak dan gas utama di kawasan Timur Tengah dan Afrika Utara (MENA) semakin mengevaluasi proyek dan rencana hidrogen. Negara-negara ini adalah landasan sistem energi global yang ada — berdasarkan bahan bakar fosil. Bahan bakar fosil — terutama minyak — adalah sumber pendapatan utama pemerintah dan ekspor bagi banyak negara ini. Oleh karena itu, transisi energi global, dengan meningkatnya peran RES, menimbulkan ancaman eksistensial terhadap stabilitas domestik mereka. Negara-negara ini sedang mempertimbangkan cara untuk mengimbangi efek makroekonomi negatif dan mengurangi peran geopolitik dalam dunia dekarbonisasi di masa depan. Mengingat potensi energi terbarukan dan CCS yang melimpah, produsen minyak dan gas MENA dapat memposisikan diri sebagai negara pengekspor hidrogen hijau terkemuka. Terlepas dari potensi besar, ambisi hidrogen negara-negara MENA dapat dirusak oleh kelangkaan air yang tinggi di wilayah tersebut. Diperkirakan tekanan air MENA hanya akan memburuk karena perubahan iklim. Untuk mengatasi defisit air mereka, negara-negara MENA dapat mengembangkan proyek hidrogen bersama dengan rencana desalinasi seperti di Neom. Itu selanjutnya akan mengembangkan kapasitas desalinasi MENA, yang saat ini menyumbang hampir setengah dari kapasitas desalinasi global.

 

Sampai hari ini, tiga negara Teluk telah mengumumkan proyek hidrogen: Arab Saudi, Uni Emirat Arab (UEA), dan Oman. Pada Juli 2020, Air Products, Saudi ACWA, dan Neom menandatangani perjanjian joint-venture untuk mengembangkan pabrik hidrogen dan amonia hijau senilai USD 5 miliar (dianggap terbesar di dunia) yang ditenagai oleh energi matahari dan angin. Proyek ini akan mulai beroperasi pada tahun 2025. Pembangkit listrik akan ditenagai melalui integrasi lebih dari 4 GW energi terbarukan dari matahari dan angin [119]. Meskipun dapat memposisikan Arab Saudi sebagai pengekspor hidrogen hijau teratas, proyek tersebut menghadapi tantangan serius. Kapasitas terbarukan yang diumumkan yang akan memberi daya pada rencana hidrogen adalah signifikan.

 

Selain itu, proyek tersebut akan membutuhkan dukungan keuangan yang besar, meskipun kendala makroekonomi dan keuangan Saudi disebabkan oleh penurunan harga minyak pada tahun 2020.

 

UEA berinvestasi dalam proyek hidrogen hijau dan biru dalam upaya mengembangkan sumber energi bersih baru. Meskipun UEA masih mengerjakan peta jalan hidrogen resminya, Otoritas Listrik dan Air Dubai (DEWA) milik negara berkomitmen untuk mengembangkan proyek mobilitas hidrogen hijau, memanfaatkan fasilitas elektrolisis bertenaga surya di Mohammed bin Rashid Al Maktoum. Taman Surya. Taman surya diharapkan memiliki kapasitas terpasang 5 GW pada tahun 2030. UEA yakin bahwa harga yang kompetitif dari tenaga surya akan menjadi enabler untuk mengurangi harga hidrogen hijau [120]. Terlepas dari ambisinya pada energi terbarukan, UEA juga melihat hidrogen biru memanfaatkan potensi CCUS-nya.

 

Oman adalah negara Teluk ketiga yang telah mempelajari potensi penggunaan hidrogen dalam negeri. Untuk melakukannya, Oman mengumumkan pembangunan pabrik hidrogen hijau di pelabuhan Duqm, di mana fasilitas kilang dan petrokimia besar yang berfokus pada ekspor sedang dikembangkan. Fasilitas Hyport Duqm diharapkan memiliki kapasitas elektroliser 250-500 MW dari tahap pertama, dengan produk yang ditujukan untuk ekspor. Pengembangan Perminyakan milik negara Oman sedang mencari untuk menarik investasi juga dari negara-negara Asia, terutama Jepang, menunjukkan bahwa sebagian dari output masa depan kemungkinan besar akan ditujukan untuk ekspor ke Asia. Oman mengumumkan strategi hidrogen yang akan datang.

 

Negara MENA lain yang berencana menjadi eksportir hidrogen penting adalah Maroko. Maroko tidak memiliki cadangan hidrokarbon yang diketahui tetapi berusaha untuk mengeksploitasi potensi tenaga surya dan anginnya yang besar untuk mengembangkan hidrogen. Maroko telah berinvestasi penting dalam energi terbarukan (angin, PV surya, dan tenaga surya terkonsentrasi) untuk mengurangi ketergantungan impor yang tinggi. Pada tahun 2030, negara ini bertujuan untuk menghasilkan 52 persen listriknya dari sumber terbarukan, yang setara dengan sekitar 11 GW daya terbarukan yang terpasang [121]. Ambisinya adalah untuk mengabdikan sepertiga dari hidrogen hijau Maroko untuk pasar domestik, sementara dua pertiga untuk ekspor. Mengingat sumber daya matahari dan anginnya yang luas dan kedekatannya dengan Eropa, Maroko dapat menjadi sumber utama hidrogen hijau ke Eropa. Hubungan dekat dengan Jerman adalah contoh lanskap geopolitik masa depan, sebagaimana diuraikan dalam Bagian 3.3.

 

Ketika dekarbonisasi Eropa terungkap, Rusia adalah pengekspor minyak dan gas utama lainnya yang perlu mempertimbangkan proyek hidrogen potensial untuk mempertahankan pendapatan dan pengaruh geopolitiknya. Rusia dapat memanfaatkan cadangan gas alam utamanya untuk menjadi pemain utama dalam ekonomi hidrogen. Pada November 2020, Wakil Menteri Energi Rusia Pavel Sorokin meluncurkan kebijakan baru pemerintah untuk mengekspor 200,000 ton hidrogen per tahun pada tahun 2024, meningkatkannya menjadi 2 juta ton pada tahun 2035 [122]. Rusia juga bisa mendapatkan keuntungan dari kapasitas nuklirnya untuk menghasilkan hidrogen. Selain potensi gas dan nuklirnya, cadangan air tawar yang besar dan lokasi geostrategisnya antara Eropa dan Asia selanjutnya dapat berkontribusi untuk menempatkan Rusia sebagai pemain hidrogen terkemuka.

 

Selain itu, pengekspor hidrogen hijau lainnya yang mungkin muncul di seluruh dunia. Chili adalah salah satunya. Negara Amerika Selatan, yang telah menjadi pemasok utama mineral, memiliki potensi untuk mengekspor hidrogen hijau, menghasilkan 25 juta ton hidrogen hijau per tahun pada tahun 2050. Ekspor hidrogen bersih dapat memberikan pendapatan yang signifikan, diperkirakan lebih dari USD 30 miliar [ 11]. Mengingat letak geografisnya, Chili dapat menjadi pemain utama dalam perdagangan hidrogen, mengirimkan energi bersih ke pasar Asia (Korea, Jepang dan berpotensi juga China) selain ke Amerika Utara dan Eropa Barat.

 

Terakhir, strategi hidrogen nasional mencerminkan peran potensial yang dapat dimainkan oleh setiap negara. Konsumsi domestik dan potensi produksi terbarukan hanyalah beberapa faktor utama yang akan menentukan 'importir' dan 'eksportir' di masa depan, seperti yang diilustrasikan pada Gambar 5.

 

Gambar 5:  Perbandingan negara-negara terpilih berdasarkan konsumsi domestik hidrogen hijau dan potensi produksi. GCC berarti Dewan Kerjasama Teluk (termasuk Bahrain, Kuwait, Oman, Qatar, Arab Saudi, dan Uni Emirat Arab). Sumber: [123].

 

3.2. Peran Perusahaan Swasta

Hidrogen telah menarik minat tidak hanya dari pemerintah nasional tetapi juga dari sektor swasta.

 

Pertama, perusahaan minyak internasional (IOC) telah mulai mempertimbangkan proyek hidrogen potensial sehubungan dengan komitmen iklim mereka dan meningkatnya tekanan politik. Penting untuk dicatat tren umum di antara IOC: meningkatnya perbedaan antara jurusan energi Eropa dan AS. Sementara IOC Eropa semakin banyak berinvestasi dalam sumber energi terbarukan, IOC AS terus fokus pada aset bahan bakar fosil tradisional.

 

Pada Februari 2020, NortH2 diluncurkan oleh konsorsium yang terdiri dari Pelabuhan Shell, Gasunie, dan Groningen. Proyek ini bertujuan untuk menghasilkan hidrogen hijau menggunakan listrik terbarukan yang dihasilkan oleh pertanian lepas pantai mega di Laut Utara. Proyek ini akan memiliki kapasitas 1 GW pada tahun 2027, 4 GW pada tahun 2030 dan memiliki ambisi untuk tumbuh menjadi sekitar 10 GW pada tahun 2040. Proyek ini mendapat dukungan dari Equinor dan RWE, yang menjadi mitra baru pada Desember 2020. Pada tahun 2021 , proyek tersebut akan menyelesaikan studi kelayakan, dengan tujuan untuk memulai kegiatan pengembangan proyek pada paruh kedua tahun 2021.

 

Pada November 2020, BP mulai bekerja sama dengan Ørsted untuk mengembangkan proyek, Lingen Green Hydrogen, untuk produksi hidrogen hijau skala industri. Di bawah proyek ini, kedua perusahaan bertujuan untuk membangun elektroliser 50 MW awal dan infrastruktur terkait di Kilang Lingen BP di barat laut Jerman. Ini akan didukung oleh energi terbarukan yang dihasilkan oleh ladang angin lepas pantai Ørsted di Laut Utara dan hidrogen yang dihasilkan akan digunakan di kilang. BP dan Ørsted berencana untuk membuat keputusan investasi akhir (FID) pada awal 2022 dan proyek tersebut dapat beroperasi pada 2024.

 

Juga perusahaan energi terbesar Spanyol, Repsol, meningkatkan investasi dalam hidrogen. Ini akan menginvestasikan EUR 60 juta untuk membangun pabrik di Spanyol yang menghasilkan bahan bakar dengan emisi sangat rendah dengan menggabungkan hidrogen hijau dari tenaga angin dengan CCS di kilang Petronor terdekat.

 

Kedua, perusahaan listrik sangat tertarik untuk berinvestasi dalam hidrogen. Mereka mendorong hidrogen hijau baik di dalam maupun luar negeri. Contohnya adalah Enel Italia, yang berencana membangun proyek pertama untuk menghasilkan hidrogen hijau di Chili. Proyek ini akan didukung oleh energi angin dan dapat mulai berproduksi pada tahun 2022. Utilitas utama lainnya, seperti Iberdrola Spanyol, NextEra AS dan Uniper Jerman, telah meluncurkan proyek hidrogen. Utilitas listrik semakin relevan, seiring dengan semakin berkembangnya elektrifikasi dan dekarbonisasi. Hidrogen memberi mereka medan tambahan untuk meningkatkan peran mereka sebagai pemain energi utama dekarbonisasi.

 

Ketiga, operator jaringan gas mungkin melihat penurunan pendapatan dan pengaruh karena pertumbuhan sumber energi terbarukan. Hidrogen memberi mereka kesempatan untuk menjadi bagian dari upaya iklim. Operator jaringan gas telah mengusulkan untuk mengubah jaringan pipa gas yang ada untuk mengangkut hidrogen. Meskipun ada beberapa tantangan dalam penggunaan hidrogen di jaringan pipa gas, operator jaringan gas Eropa merilis sebuah rencana (yang disebut "Tulang Punggung Hidrogen Eropa") pada Juli 2020 [124], menghadirkan jaringan infrastruktur yang muncul dari pertengahan tahun 2020-an seterusnya. Pada tahun 2030, jaringan pipa awal sepanjang 6800 km akan dibatasi pada lembah hidrogen tertentu, sedangkan pada tahun 2040 jaringan tersebut akan meluas hingga hampir 23,000 km, membentang di seluruh benua.

 

Operator jaringan gas, seperti Snam Italia, bertaruh pada hidrogen dalam upaya menjadi bagian dari proses dekarbonisasi dengan infrastruktur mereka dan menghindari potensi aset yang terlantar. Pada tahun 2020, Snam berkomitmen pada rencana untuk menginvestasikan EUR 7.4 miliar selama empat tahun ke depan. Snam berkomitmen untuk mengabdikan 50 persen dari total itu untuk menciptakan infrastruktur "siap hidrogen", atau penggantian dan pengembangan aset baru dengan standar siap hidrogen. Snam yakin bahwa Italia berada pada posisi yang tepat untuk menjadi pusat hidrogen untuk pasar Eropa, mengimpor hidrogen hijau dan biru dari negara-negara Afrika Utara.

 

Perkembangan ekonomi hidrogen yang terjangkau menghadapi tantangan besar. Oleh karena itu, banyak perusahaan — di berbagai sektor — mulai mengoordinasikan upaya mereka. Contohnya adalah inisiatif Green Hydrogen Catapult, yang didirikan oleh tujuh perusahaan: Iberdrola Spanyol, Orsted Denmark, Snam Italia, ACWA Arab Saudi, CWP Renewables dan Yara. Green Hydrogen Catapult bertujuan untuk mengembangkan hingga 25 GW kapasitas produksi hidrogen berbasis energi terbarukan di seluruh dunia dan mengurangi separuh biaya produksi saat ini menjadi di bawah USD 2 / kg pada tahun 2026. Target ini akan membutuhkan investasi sekitar USD 110 miliar [125].

 

3.3. Perjanjian Internasional

Hidrogen dapat menarik kembali perdagangan energi internasional di masa depan. Memang, sejalan dengan strategi hidrogen nasional, beberapa negara telah menyiapkan perjanjian bilateral khusus untuk memasangkan negara-negara dengan potensi produksi tinggi dengan negara-negara dengan permintaan hidrogen tinggi. Di antara importir potensial, Jerman bekerja sama dengan Maroko untuk mendukung produksi hidrogen hijau di negara itu, dengan proyek 100 MW pertama bertenaga surya.

 

Pada September 2020, Jerman juga menandatangani perjanjian bilateral dengan Australia yang bertujuan untuk meningkatkan impor produksi hidrogen dengan pembangkit listrik tenaga surya di Australia. Di antara eksportir potensial, Australia adalah yang terdepan. Dengan perjanjian baru-baru ini dengan Jerman, Australia telah mengambil langkah maju dalam ambisinya untuk menjadi pembangkit tenaga listrik dalam produksi dan ekspor hidrogen. Seperti disebutkan sebelumnya, Australia juga ingin mengekspor hidrogennya ke pasar energi Asia yang berkembang pesat. Kemitraan dengan Jerman merupakan tambahan dari komitmen yang sudah ada yang telah diupayakan Australia dengan negara lain termasuk Jepang, Korea Selatan dan Singapura.

 

Pada bulan September 2020, pengiriman amonia biru pertama di dunia dari Arab Saudi ke Jepang menjadi tonggak penting dalam perdagangan amonia sebagai vektor energi di masa depan. Kargo amonia biru pertama berukuran 40 ton yang dikirim ke Jepang digunakan untuk pembangkit listrik [126]. Jepang mengumumkan bahwa amonia akan memainkan peran penting dalam pembangkit listrik termal Jepang, sebagai bagian dari upaya Jepang untuk mencapai netralitas karbon pada tahun 2050.

 

4. Kesimpulan dan Rekomendasi Kebijakan

Saat ini ada momentum yang signifikan menuju pengembangan strategi hidrogen masa depan di seluruh dunia. Makalah ini telah menyajikan aspek-aspek utama yang terkait dengan penerapan sistem energi berbasis teknologi hidrogen, serta perspektif pasar dan geopolitik terkait dengan pembangkitan hidrogen, baik melalui jalur hijau atau biru, transportasi, penyimpanan, dan penggunaan akhir di berbagai sektor. .

 

Keberhasilan ekonomi hidrogen masa depan akan membutuhkan penanganan berbagai aspek, dengan meningkatkan teknologi saat ini untuk memasok hidrogen kepada pengguna yang berminat dengan biaya yang kompetitif. Tujuannya bukanlah penggunaan hidrogen itu sendiri, tetapi transisi sistem energi saat ini menuju alternatif rendah karbon. Dengan demikian, hidrogen adalah komponen kunci dari gambaran yang lebih luas, dan penting bahwa strategi masa depan untuk implementasinya terintegrasi dengan baik dengan solusi lain.

 

Dalam perspektif ini, perbandingan jalur hidrogen hijau dan biru harus ditangani dengan mempertimbangkan kontribusi potensial dari kedua solusi untuk mendukung sistem energi rendah karbon. Di banyak negara, peningkatan kapasitas daya RES mungkin tidak cukup untuk mendukung permintaan hidrogen karbon rendah, dan hidrogen biru dapat digunakan untuk mengisi celah ini selama transisi.

 

Selain pembangkitan hidrogen, penting untuk mempertimbangkan seluruh rantai nilainya. Sementara sebagian besar teknologi sudah matang pada berbagai tingkat rantai pasokan hidrogen, kompleksitasnya menyebabkan efisiensi energi yang relatif rendah, karena banyaknya proses yang diperlukan untuk memasok hidrogen ke pengguna akhir. Fokusnya sering pada biaya pembangkitan, tetapi bukti menunjukkan bahwa transportasi dan penyimpanan hidrogen mewakili tantangan utama dalam hal kehilangan energi dan infrastruktur yang dibutuhkan. Keberhasilan dalam mengatasi keterbatasan teknis, dan dalam menerapkan strategi yang jelas dan koheren, akan menjadi dua aspek kunci dalam mencapai biaya yang dapat diterima untuk hidrogen rendah karbon.

 

Namun demikian, kompleksitas rantai pasokan hidrogen menunjukkan bahwa hidrogen adalah pembawa berharga yang harus digunakan terutama dalam aplikasi yang memiliki sedikit alternatif yang layak untuk dekarbonisasi. Hal ini biasanya tercermin dalam harga, karena semakin rendah kemungkinan untuk mengganti sumber daya dengan alternatif lain, semakin tinggi harganya.

 

Karena perubahan iklim adalah masalah global, strategi yang efektif memerlukan kesepakatan internasional yang kuat, untuk sepenuhnya mengakui dan mengukur potensi manfaat dalam hal pengurangan emisi GRK [127]. Secara khusus, penting untuk menentukan standar dan target yang transparan dan jelas untuk pengembangan jalur hidrogen dan dampak yang diharapkan, termasuk teknologi yang dipertimbangkan, batas sistem (baik sistem operasi atau termasuk penilaian siklus hidup), dan ambang batas yang diasumsikan untuk menentukan hidrogen karbon rendah. Tanpa keselarasan yang jelas antar negara, ada risiko bahwa visi yang berbeda saling tumpang tindih, dan mungkin tidak mengarah pada penyebaran sumber daya yang tersedia secara optimal. Selain itu, sangat penting untuk menghindari penetapan target akhir, tanpa presentasi yang serius dari garis waktu yang realistis dan target perantara. Untuk melakukannya, kebijakan dan peta jalan perlu mempertimbangkan ketidakpastian dan tantangan serta secara teratur beradaptasi dengan pengetahuan dan kenyataan baru.

 

Hidrogen bisa menggambar peta geopolitik baru. Juga dalam geopolitik hidrogen, negara-negara akan mempertimbangkan isu-isu geopolitik energi klasik, seperti keamanan pasokan/permintaan dan diversifikasi. Geopolitik akan semakin memperhitungkan dominasi teknologi, seiring dengan ketersediaan sumber daya. Produsen utama minyak dan gas saat ini akan, bersama dengan negara-negara lain yang diberkahi dengan RES, mencoba memposisikan diri mereka sebagai pengekspor hidrogen yang aman dan andal, untuk mempertahankan atau mendapatkan peran geopolitik (serta pendapatan yang dihasilkan). Beberapa negara atau wilayah perlu mengimpor hidrogen (hijau dan/atau biru) untuk memenuhi target iklim mereka, selain memproduksi sebagian dari kebutuhan hidrogen mereka di dalam negeri.

 

Perdagangan hidrogen internasional sedang berkembang. Meskipun hidrogen dapat berkontribusi untuk mengurangi emisi dan dekarbonisasi sektor yang sulit dikurangi di beberapa wilayah, tidak boleh dilupakan bahwa semua negara harus fokus pada penyediaan energi bersih bagi warganya. Oleh karena itu, pemerintah dan perusahaan harus bekerja sama untuk mencegah situasi di mana hidrogen hijau diekspor sementara kebutuhan energi lokal sebagian dipenuhi dengan sumber energi yang lebih mencemari.

 

Sementara pendorong utama pengembangan hidrogen adalah dekarbonisasi sistem energi, penting untuk mempertimbangkan dampak tambahan yang sering diabaikan, termasuk kebutuhan air tawar untuk menghasilkan hidrogen hijau dan biru—walaupun dengan kebutuhan air spesifik yang berbeda. Memang, meskipun solusi tertentu, seperti desalinasi air laut atau penggunaan kembali air limbah, dapat membantu mengatasi masalah kritis ini, analisis komprehensif diperlukan untuk menghindari dampak negatif pada ekosistem lokal dan keterbatasan ketersediaan air tawar untuk penggunaan lain.

 

Para penulis percaya bahwa pengembangan jalur hidrogen rendah karbon, seperti halnya teknologi lain yang bertujuan memerangi perubahan iklim, harus didukung oleh visi yang jelas berdasarkan perspektif global. Strategi nasional mungkin memiliki pengaruh yang kecil tanpa fokus yang lebih luas pada gambaran global karena mereka berisiko memperlebar kesenjangan antar negara dan memperburuk ketidaksetaraan yang ada. Di dunia yang terpecah belah seperti itu, mencapai target menantang yang diperlukan untuk membatasi perubahan iklim akan menjadi tugas yang lebih sulit.

 

Kontribusi Penulis

MN, PPR, RS, dan MH telah mengonsep bersama studi ini, dan mereka telah berkontribusi pada tingkat yang berbeda untuk semua bagian pekerjaan. MN adalah penulis terkemuka di bagian teknologi dan PPR di bagian geopolitik. MN, PPR, RS, dan MH telah berkontribusi dalam penulisan dan review makalah akhir ini. Semua penulis telah membaca dan menyetujui versi naskah yang diterbitkan.
Penulis menyatakan tidak ada konflik kepentingan.

 

Singkatan

Singkatan berikut digunakan dalam naskah ini:
Reformasi termal ATR-Otomatis
BNEF-Bloomberg Pembiayaan Energi Baru
CHP-Gabungan panas dan tenaga
DRI-Reduksi besi secara langsung
Kendaraan EVs-Electric
GRK-gas rumah kaca
IEA-Badan Energi Internasional
IRENA-Badan Energi Terbarukan Internasional
LHV-Nilai kalor lebih rendah
Gas alam cair-LNG
Pembawa hidrogen organik LOHC-Liquid
Membran pertukaran PEM-Proton
PV-Fotovoltaik
RES-Sumber energi terbarukan
Reformasi metana SMR-Steam
Tingkat kesiapan Teknologi TRL

 

Referensi

1. Chaube, A .; Chapman, A .; Shigetomi, Y .; Huff, K .; Stubbins, J. Peran Hidrogen dalam Mencapai Tujuan Sistem Energi Jepang Jangka Panjang. Energies 2020, 13, 4539. [Google Cendekia] [CrossRef]
2. Pemerintah Federal Jerman — Kementerian Federal untuk Urusan Ekonomi dan Energi. Strategi Hidrogen Nasional. 2020. Tersedia online: https://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/Energie/the-national-hydrogen-strategy.pdf (diakses pada 18 Desember 2020).
3. Pemerintah Australia. Strategi Hidrogen Nasional Australia. 2019. Tersedia online: https://www.industry.gov.au/data-and-publications/australias-national-hydrogen-strategy (diakses pada 18 Desember 2020).
4. Komisi Uni Eropa. Strategi Hidrogen untuk Eropa yang Netral dengan Iklim. 2020. Tersedia online: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/FS_20_1296 (diakses pada 18 Desember 2020).
5. IEA. Masa Depan Hidrogen. 2019. Tersedia online: https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen (diakses pada 10 Desember 2020).
6. Bloomberg. Bloomberg: Seri Tiga Bagian tentang Energi Hidrogen. 2020. Tersedia online: https://www.bloomberg.com/graphics/2020-opinion-hydrogen-green-energy-revolution-challenges-risks- Advantages/oil.html (diakses pada 11 Desember 2020).
7. Rifkin, J. Ekonomi Hidrogen; Tarcher-Putnam: New York, NY, AS, 2002. [Google Cendekia]
8. IRENA. Hidrogen: Perspektif Energi Terbarukan. 2019. Tersedia online: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/Sep/IRENA_Hydrogen_2019.pdf (diakses pada 18 Desember 2020).
9. Newborough, M .; Cooley, G. Perkembangan di pasar hidrogen global: Spektrum warna hidrogen. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 16-22. [Google Cendekia] [CrossRef]
10. Ivanenko, A. Melihat Warna Hidrogen Yang Dapat Memberdayakan Masa Depan Kita. Forbes. 2020. Tersedia online: https://www.forbes.com/sites/forbestechcouncil/2020/08/31/a-look-at-the-colors-of-hydrogen-that-could-power-our-future/? sh = 3edf9d6e5e91 (diakses pada 30 Desember 2020).
11. Scita, R .; Raimondi, PP; Noussan, M. Green Hydrogen: The Holy Grail of Decarbonisation? Analisis Impilkasi Teknis dan Geopolitik dari Ekonomi Hidrogen Masa Depan; FEEM Nota di Lavoro; Fondazione Eni Enrico Mattei: Milano, Italia, 2020; Volume 2020. [Google Cendekia]
12. Van de Graaf, T .; Melalui darat, I .; Scholten, D .; Westphalia, K. Minyak baru? Geopolitik dan tata kelola internasional hidrogen. Res Energi. Soc. Sci. 2020, 70, 101667. [Google Cendekia] [CrossRef]
13. Dickel, R. Blue Hydrogen sebagai Enabler Green Hydrogen: Kasus Jerman; Kertas OIES; Institut Oxford untuk Studi Energi: Oxford, Inggris, 2020. [Google Cendekia]
14. BloombergNEF. Prospek Ekonomi Hidrogen. 2020. Tersedia online: https://data.bloomberglp.com/professional/sites/24/BNEF-Hydrogen-Economy-Outlook-Key-Messages-30-Mar-2020.pdf (diakses pada 18 Desember 2020).
15. El-Emam, RS; Ozcan, H .; Zamfirescu, C. Pembaruan pada siklus termokimia yang menjanjikan untuk produksi hidrogen bersih menggunakan energi nuklir. J. Bersih. Melecut. 2020, 262, 121424. [Google Cendekia] [CrossRef]
16. Pinsky, R .; Sabharwall, P .; Hartvigsen, J .; O'Brien, J. Tinjauan komparatif teknologi produksi hidrogen untuk sistem energi hibrida nuklir. Prog. Nucl. Energy 2020, 123, 103317. [Google Cendekia] [CrossRef]
17. Ping, Z .; Laijun, W .; Songzhe, C .; Jingming, X. Kemajuan produksi nuklir hidrogen melalui proses yodium-sulfur di Cina. Memperbarui. Menopang. Energy Rev. 2018, 81, 1802–1812. [Google Cendekia] [CrossRef]
18. Zhiznin, S .; Timokhov, V .; Gusev, A. Aspek ekonomi energi nuklir dan hidrogen di dunia dan Rusia. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 31353–31366. [Google Cendekia] [CrossRef]
19. Bhandari, R .; Trudewind, CA; Zapp, P. Penilaian siklus hidup produksi hidrogen melalui elektrolisis — Sebuah tinjauan. J. Bersih. Melecut. 2014, 85, 151–163. [Google Cendekia] [CrossRef]
20. IRENA. Hidrogen dari Tenaga Terbarukan — Prospek Teknologi untuk Transisi Energi. 2018. Tersedia online: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2018/Sep/IRENA_Hydrogen_from_renewable_power_2018.pdf (diakses pada 10 Desember 2020).
21. IEA. Kapasitas Elektrolisis Global Menjadi Operasional Setiap Tahun, 2014-2023, Historis Dan Diumumkan. 2020. Tersedia online: https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/global-electrolysis-capacity-becoming-operational-annually-2014-2023-historical-and-announce (diakses pada 10 Desember 2020 ).
22. Thomas, D. Hidrogen Terbarukan — Mata Rantai yang Hilang antara Sektor Listrik, Gas, Industri, dan Transportasi. 2018. Tersedia online: https://hydrogeneurope.eu/sites/default/files/2018-06/2018-06_Hydrogenics_Company%20presentation.compressed.pdf (diakses pada 10 Desember 2020).
23. Al-Qahtani, A .; Parkinson, B .; Hellgardt, K .; Shah, N .; Guillen-Gosalbez, G. Mengungkap biaya sebenarnya dari rute produksi hidrogen menggunakan monetisasi siklus hidup. Appl. Energi 2021, 281, 115958. [Google Cendekia] [CrossRef]
24. d'Amore Domenech, R .; Santiago, Ó .; Leo, TJ Analisis multikriteria dari teknologi elektrolisis air laut untuk produksi hidrogen hijau di laut. Memperbarui. Menopang. Energy Rev. 2020, 133, 110166. [Google Cendekia] [CrossRef]
25. Cloete, S .; Ruhnau, O .; Hirth, L. Tentang pemanfaatan modal dalam ekonomi hidrogen: Upaya untuk meminimalkan kapasitas menganggur dalam sistem energi yang kaya energi terbarukan. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 46, 169–188. [Google Cendekia] [CrossRef]
26. Rabiee, A .; Keane, A .; Soroudi, A. Hambatan teknis untuk memanfaatkan hidrogen hijau: Perspektif sistem tenaga. Memperbarui. Energi 2021, 163, 1580–1587. [Google Cendekia] [CrossRef]
27. Proost, J. Penilaian kritis dari skala produksi yang diperlukan untuk paritas fosil dari hidrogen elektrolitik hijau. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 17067–17075. [Google Cendekia] [CrossRef]
28. Armijo, J .; Philibert, C. Produksi fleksibel hidrogen hijau dan amonia dari variabel energi matahari dan angin: Studi kasus Chili dan Argentina. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 1541–1558. [Google Cendekia] [CrossRef]
29. Royal Society. Pilihan untuk Memproduksi Hidrogen Rendah Karbon dalam Skala Besar. 2018. Tersedia online: https://royalsociety.org/~/media/policy/projects/hydrogen-production/energy-briefing-green-hydrogen.pdf (diakses pada 10 Desember 2020).
30. CertifHy. Kriteria Hidrogen CertifHy-SD. 2019. Tersedia online: https://www.certifhy.eu/images/media/files/CertifHy_2_deliverables/CertifHy_H2-criteria-definition_V1-1_2019-03-13_clean_endorsed.pdf (diakses pada 18 Desember 2020).
31. Philibert, C. Pemisahan Metana dan Turquoise Amonia. 2020. Tersedia online: https://www.ammoniaenergy.org/articles/methane-splitting-and-turquoise-ammonia/ (diakses pada 10 Desember 2020).
32. Buletin Sel Bahan Bakar. TSO Jerman, Prancis dalam MOU tentang transportasi, pencampuran hidrogen dalam jaringan gas alam. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 10. [Google Cendekia] [CrossRef]
33. Pellegrini, M .; Guzzini, A .; Saccani, C. Penilaian Awal tentang Potensi Pencampuran Hidrogen Hijau dengan Persentase Rendah di Jaringan Gas Alam Italia. Energies 2020, 13, 5570. [Google Cendekia] [CrossRef]
34. Ekhtiari, A .; Flynn, D .; Syron, E. Investigasi Injeksi Multi-Titik Hidrogen Hijau dari Pembangkit Listrik Terbarukan ke Jaringan Gas. Energies 2020, 13, 6047. [Google Cendekia] [CrossRef]
35. Cerniauskas, S .; Jose Chavez Junco, A .; Grube, T .; Robinius, M .; Stolten, D. Pilihan penugasan kembali pipa gas alam untuk hidrogen: Penilaian biaya untuk studi kasus Jerman. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 12095–12107. [Google Cendekia] [CrossRef]
36. Nguyen, TT; Park, JS; Kim, WS; Nahm, SH; Paruh, Lingkungan UB penggetasan hidrogen dari pipa baja X70 dalam berbagai kondisi campuran gas dengan uji pukulan kecil di tempat. Mater. Sci. Eng. A 2020, 781, 139114. [Google Cendekia] [CrossRef]
37. Wulf, C .; Reuß, M .; Grube, T .; Zapp, P .; Robinius, M .; Hake, JF; Stolten, D. Penilaian Siklus Hidup transportasi hidrogen dan pilihan distribusi. J. Bersih. Melecut. 2018, 199, 431–443. [Google Cendekia] [CrossRef]
38. Ishimoto, Y .; Voldsund, M .; Nekså, P .; Roussanaly, S .; Berstad, D .; Gardarsdottir, SO Produksi skala besar dan pengangkutan hidrogen dari Norwegia ke Eropa dan Jepang: Analisis rantai nilai dan perbandingan hidrogen cair dan amonia sebagai pembawa energi. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 32865–32883. [Google Cendekia] [CrossRef]
39. Boretti, A. Produksi hidrogen untuk ekspor dari energi angin dan matahari, gas alam, dan batubara di Australia. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 3899–3904. [Google Cendekia] [CrossRef]
40. Gallardo, FI; Monforti Ferrario, A .; Lamagna, M .; Bocci, E .; Astiaso Garcia, D .; Baeza-Jeria, TE A Analisis Tekno-Ekonomi produksi solar hidrogen dengan elektrolisis di utara Chile dan kasus ekspor dari Gurun Atacama ke Jepang. Int. J. Hydrog. Energy 2020, sedang dicetak. [Google Cendekia] [CrossRef]
41. Heuser, PM; Ryberg, DS; Grube, T .; Robinius, M .; Stolten, D. Analisis tekno-ekonomi dari hubungan perdagangan energi potensial antara Patagonia dan Jepang berdasarkan hidrogen bebas CO2. Int. J. Hydrog. Energi 2019, 44, 12733–12747. [Google Cendekia] [CrossRef]
42. Ash, N .; Scarbrough, T. Sailing on Solar: Bisakah Green Ammonia Decarbonise Pengiriman Internasional? Dana Pertahanan Lingkungan: London, Inggris, 2019. [Google Cendekia]
43. Miyaoka, H .; Miyaoka, H .; Ichikawa, T .; Ichikawa, T .; Kojima, Y. Produksi hidrogen yang sangat dimurnikan dari amonia untuk sel bahan bakar PEM. Int. J. Hydrog. Energy 2018, 43, 14486–14492. [Google Cendekia] [CrossRef]
44. Reuß, M .; Grube, T .; Robinius, M .; Stolten, D. Rantai pasokan hidrogen dengan resolusi spasial: Analisis komparatif teknologi infrastruktur di Jerman. Appl. Energi 2019, 247, 438–453. [Google Cendekia] [CrossRef]
45. Tlili, O .; Mansilla, C .; Linen, J .; Reuß, M .; Grube, T .; Robinius, M .; André, J .; Perez, Y .; Le Duigou, A .; Stolten, D. Pemodelan geospasial infrastruktur hidrogen di Prancis untuk mengidentifikasi rantai pasokan yang paling sesuai. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 3053–3072. [Google Cendekia] [CrossRef]
46. ​​Lahnaoui, A .; Wulf, C .; Heinrichs, H .; Dalmazzone, D. Mengoptimalkan sistem transportasi hidrogen untuk mobilitas melalui truk hidrogen terkompresi. Int. J. Hydrog. Energi 2019, 44, 19302–19312. [Google Cendekia] [CrossRef]
47. Moradi, R .; Groth, Penyimpanan dan pengiriman Hidrogen KM: Ulasan teknologi mutakhir serta analisis risiko dan keandalan. Int. J. Hydrog. Energi 2019, 44, 12254–12269. [Google Cendekia] [CrossRef]
48. Bracha, M .; Lorenz, G .; Patzelt, A .; Wanner, M. Pencairan hidrogen skala besar di Jerman. Int. J. Hydrog. Energi 1994, 19, 53–59. [Google Cendekia] [CrossRef]
49. Wijayanta, AT; Oda, T .; Purnomo, CW; Kashiwagi, T .; Aziz, M. Hidrogen cair, methylcyclohexane, dan amonia sebagai potensi penyimpanan hidrogen: Review perbandingan. Int. J. Hydrog. Energi 2019, 44, 15026–15044. [Google Cendekia] [CrossRef]
50. Aakko-Saksa, PT; Masak, C .; Kiviaho, J .; Repo, T. Pembawa hidrogen organik cair untuk transportasi dan penyimpanan energi terbarukan — Review dan diskusi. J. Power Sources 2018, 396, 803–823. [Google Cendekia] [CrossRef]
51. Brey, J. Penggunaan hidrogen sebagai sistem penyimpanan energi musiman untuk mengelola penyebaran daya terbarukan di Spanyol pada tahun 2030. Int. J. Hydrog. Energy 2020, sedang dicetak. [Google Cendekia] [CrossRef]
52. Reuß, M .; Grube, T .; Robinius, M .; Preuster, P .; Wasserscheid, P .; Stolten, D. Penyimpanan musiman dan pembawa alternatif: Model rantai pasokan hidrogen yang fleksibel. Appl. Energi 2017, 200, 290–302. [Google Cendekia] [CrossRef]
53. Zivar, D .; Kumar, S .; Foroozesh, J. Penyimpanan hidrogen bawah tanah: Tinjauan komprehensif. Int. J. Hydrog. Energy 2020, sedang dicetak. [Google Cendekia] [CrossRef]
54. Caglayan, DG; Weber, N .; Heinrichs, HU; Linßen, J .; Robinius, M .; Kukla, PA; Stolten, D. Potensi teknis gua garam untuk penyimpanan hidrogen di Eropa. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 6793–6805. [Google Cendekia] [CrossRef]
55. Tarkowski, R. Perspektif penggunaan geologi bawah permukaan untuk penyimpanan hidrogen di Polandia. Int. J. Hydrog. Energi 2017, 42, 347–355. [Google Cendekia] [CrossRef]
56. Bai, M .; Song, K .; Sun, Y .; He, M .; Li, Y .; Sun, J. Tinjauan tentang teknologi penyimpanan bawah tanah hidrogen dan prospeknya di Cina. J. Pet. Sci. Eng. 2014, 124, 132–136. [Google Cendekia] [CrossRef]
57. Lemieux, A .; Shkarupin, A .; Sharp, K. Kelayakan geologi dari penyimpanan hidrogen bawah tanah di Kanada. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 32243–32259. [Google Cendekia] [CrossRef]
58. Hirscher, M .; Yartys, VA; Baricco, M .; Bellosta von Colbe, J .; Blanchard, D .; Bowman, RC; Sapu, DP; Buckley, CE; Chang, F .; Chen, P .; dkk. Bahan untuk penyimpanan energi berbasis hidrogen — kemajuan masa lalu, baru-baru ini, dan prospek masa depan. J. Alloy. Compd. 2020, 827, 153548. [Google Cendekia] [CrossRef]
59. Gagak, penyimpanan Hidrogen JM menjadi nyata. Kimia Dunia. 2019. Tersedia online: https://www.chemistryworld.com/features/hydrogen-storage-gets-real/3010794.article (diakses pada 18 Desember 2020).
60. Collins, L. Dunia Pertama untuk Hidrogen Hijau Solid-State di Proyek Solar Hibrid. 2020. Tersedia online: https://www.rechargenews.com/transition/world-first-for-solid-state-green-hydrogen-at-hybrid-solar-project/2-1-771319 (diakses pada 18 Desember 2020 ).
61. Pasang Daya. Produk Sel Bahan Bakar untuk Peralatan Penanganan Material. 2020. Tersedia online: https://www.plugpower.com/fuel-cell-power/gendrive/ (diakses pada 18 Desember 2020).
62. Kakoulaki, G .; Kougias, I .; Taylor, N .; Dolci, F .; Moya, J .; Jäger-Waldau, A. Hidrogen hijau di Eropa — Penilaian regional: Mengganti produksi yang ada dengan elektrolisis bertenaga energi terbarukan. Pembicaraan Energi. Manag. 2020, 113649, sedang dicetak. [Google Cendekia] [CrossRef]
63. Bhaskar, A .; Assadi, M .; Nikpey Somehsaraei, H. Dekarbonisasi Industri Besi dan Baja dengan Reduksi Langsung Bijih Besi dengan Green Hydrogen. Energies 2020, 13, 758. [Google Cendekia] [CrossRef]
64. IEA. Global EV Outlook 2020. 2020. Tersedia online: https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2020 (diakses pada 10 Desember 2020).
65. IEA. Global EV Outlook 2019. 2019. Tersedia online: https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2019 (diakses pada 10 Desember 2020).
66. Survei TCP, IA 2019 tentang Jumlah Kendaraan Sel Bahan Bakar, Stasiun Pengisian Bahan Bakar Hidrogen, dan Targetnya. 2019. Tersedia online: https://www.ieafuelcell.com/fileadmin/publications/2019-04_AFC_TCP_survey_status_FCEV_2018.pdf (diakses pada 10 Desember 2020).
67. Wanitschke, A .; Hoffmann, S. Apakah kendaraan listrik baterai masa depan? Perbandingan ketidakpastian dengan hidrogen dan mesin pembakaran. Mengepung. Inovasi. Soc. Transit. 2020, 35, 509–523. [Google Cendekia] [CrossRef]
68. FuelCellsWorks. 600 Taksi Hidrogen HYPE Direncanakan di Paris untuk Akhir 2020. 2020. Tersedia online: https://fuelcellsworks.com/news/thursday-throwback-spotlight-600-hype-hydrogen-taxis-planned-in-paris-for- the-end-of-2020 / (diakses pada 10 Desember 2020).
69. Hall, M. Rencana untuk 50,000 Taksi Bertenaga Hidrogen di Paris. 2020. Tersedia online: https://www.pv-magazine.com/2020/11/12/plans-for-50000-hydrogen-powered-taxis-in-paris/ (diakses pada 10 Desember 2020).
70. Bae, S .; Lee, E .; Han, J. Perencanaan Multi-Periode Jaringan Pasokan Hidrogen untuk Pengisian Bahan Bakar Kendaraan Sel Bahan Bakar Hidrogen di Daerah Perkotaan. Keberlanjutan 2020, 12, 4114. [Google Cendekia] [CrossRef]
71. Grüger, F .; Dylewski, L .; Robinius, M .; Stolten, D. Berbagi dengan kendaraan sel bahan bakar: Mengukur stasiun pengisian bahan bakar hidrogen berdasarkan perilaku pengisian bahan bakar. Appl. Energy 2018, 228, 1540–1549. [Google Cendekia] [CrossRef]
72. Lee, DY; Elgowainy, A .; Kotz, A .; Vijayagopal, R .; Marcinkoski, J. Implikasi siklus hidup dari teknologi kendaraan listrik sel bahan bakar hidrogen untuk truk tugas menengah dan berat. J. Power Sources 2018, 393, 217–229. [Google Cendekia] [CrossRef]
73. El Hannach, M .; Ahmadi, P .; Guzman, L .; Penjemputan, S .; Kjeang, E. Penilaian siklus hidup truk tugas berat kelas 8 berbahan bakar ganda hidrogen dan diesel. Int. J. Hydrog. Energi 2019, 44, 8575–8584. [Google Cendekia] [CrossRef]
74. Mulholland, E .; Teter, J .; Cazzola, P .; McDonald, Z .; Ó Gallachóir, BP Jangka panjang menuju dekarbonisasi angkutan jalan raya — Penilaian global hingga 2050. Appl. Energi 2018, 216, 678–693. [Google Cendekia] [CrossRef]
75. Connolly, D. Kelangsungan ekonomi jalan listrik dibandingkan dengan minyak dan baterai untuk semua bentuk transportasi jalan raya. Strategi Energi Rev. 2017, 18, 235–249. [Google Cendekia] [CrossRef]
76. Buletin Sel Bahan Bakar. ASKO mengoperasikan empat truk listrik sel bahan bakar hidrogen Scania di Norwegia. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 1. [Google Cendekia] [CrossRef]
77. Buletin Sel Bahan Bakar. H2-Share memulai demo truk bertenaga hidrogen di Belanda. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 4. [Google Cendekia] [CrossRef]
78. Buletin Sel Bahan Bakar. Clean Logistics JV mengubah truk diesel menjadi hidrogen-hibrida. Sel Bahan Bakar Bull. 2019, 2019, 4–5. [Google Cendekia] [CrossRef]
79. Buletin Sel Bahan Bakar. Air Liquide, tautan Rotterdam untuk mengembangkan truk hidrogen, infrastruktur. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 4. [Google Cendekia] [CrossRef]
80. Lao, J .; Lagu, H .; Wang, C .; Zhou, Y .; Wang, J. Mengurangi polutan atmosfer dan emisi gas rumah kaca truk tugas berat dengan mengganti diesel dengan hidrogen di wilayah Beijing-Tianjin-Hebei-Shandong, Cina. Int. J. Hydrog. Energi 2020. [Google Cendekia] [CrossRef]
81. Kast, J .; Morrison, G .; Gangloff, JJ; Vijayagopal, R .; Marcinkoski, J. Merancang truk listrik sel bahan bakar hidrogen di pasar tugas menengah dan berat yang beragam. Res. Transp. Econ. 2018, 70, 139–147. [Google Cendekia] [CrossRef]
82. Tyrol, HS Proyek CHIC. 2020. Tersedia online: https://www.h2-suedtirol.com/en/projects/chic/ (diakses pada 6 Desember 2020).
83. Loría, LE; Watson, V .; Kiso, T .; Phimister, E. Menyelidiki preferensi pengguna untuk Bus Rendah Emisi: Pengalaman dari armada bus hidrogen terbesar di Eropa. J. Model Pilihan. 2019, 32, 100169. [Google Cendekia] [CrossRef]
84. Hua, T .; Ahluwalia, R .; Eudy, L .; Penyanyi, G .; Jermer, B .; Asselin-Miller, N .; Wessel, S .; Patterson, T .; Marcinkoski, J. Status bus listrik sel bahan bakar hidrogen di seluruh dunia. J. Power Sources 2014, 269, 975–993. [Google Cendekia] [CrossRef]
85. Lozanovski, A .; Whitehouse, N .; Ko, N .; Whitehouse, S. Penilaian Keberlanjutan Bus Sel Bahan Bakar di Angkutan Umum. Keberlanjutan 2018, 10, 1480. [Google Cendekia] [CrossRef]
86. Lee, DY; Elgowainy, A .; Vijayagopal, R. Implikasi lingkungan roda yang baik dari target penghematan bahan bakar untuk bus listrik sel bahan bakar hidrogen di Amerika Serikat. Kebijakan Energi 2019, 128, 565–583. [Google Cendekia] [CrossRef]
87. Piraino, F .; Genovese, M .; Fragiacomo, P. Menuju konsep mobilitas baru untuk kereta api regional dan infrastruktur hidrogen. Pembicaraan Energi. Manag. 2020, Artikel sedang diterbitkan, 113650. [Google Cendekia] [CrossRef]
88. Buletin Sel Bahan Bakar. Stasiun hidrogen untuk kereta penumpang Hesse. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 9. [Google Cendekia] [CrossRef]
89. Buletin Sel Bahan Bakar. Alstom, Eversholt Rail menginvestasikan £ 1 juta lagi di kereta hidrogen Breeze. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 5. [Google Cendekia] [CrossRef]
90. Buletin Sel Bahan Bakar. Alstom, Snam mengembangkan kereta hidrogen di Italia. Sel Bahan Bakar Bull. 2020, 2020, 4. [Google Cendekia]
91. Bicer, Y .; Dincer, I. Kategori dampak lingkungan dari kendaraan maritim lintas samudra yang digerakkan oleh hidrogen dan amonia: Evaluasi komparatif. Int. J. Hydrog. Energy 2018, 43, 4583–4596. [Google Cendekia] [CrossRef]
92. Baroutaji, A .; Wilberforce, T .; Ramadhan, M .; Olabi, AG Investigasi komprehensif tentang hidrogen dan teknologi sel bahan bakar di sektor penerbangan dan dirgantara. Memperbarui. Menopang. Energy Rev. 2019, 106, 31–40. [Google Cendekia] [CrossRef]
93. Airbus. Proyek Airbus ZEROe. 2020. Tersedia online: https://www.airbus.com/newsroom/stories/these-new-Airbus-concept-aircraft-have-one-thing-in-common.html (diakses pada 6 Desember 2020).
94. Lo Basso, G .; Nastasi, B .; Astiaso Garcia, D .; Cumo, F. Bagaimana menangani campuran Gas Alam yang diperkaya Hidrogen dalam prosedur pengukuran efisiensi pembakaran pada boiler konvensional dan kondensasi. Energy 2017, 123, 615–636. [Google Cendekia] [CrossRef]
95. Schiro, F .; Stoppato, A .; Benato, A. Memodelkan dan menganalisis dampak gas alam yang diperkaya hidrogen pada boiler gas domestik dalam perspektif dekarbonisasi. Sumber Karbon. Percakapan. 2020, 3, 122–129. [Google Cendekia] [CrossRef]
96. Wahl, J .; Kallo, J. Penilaian kuantitatif pencampuran hidrogen di jaringan gas Eropa dan dampaknya pada proses pembakaran mesin gas bor besar. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 32534–32546. [Google Cendekia] [CrossRef]
97. Meziane, S .; Bentebbiche, A. Studi numerik tentang pembakaran campuran bahan bakar gas alam-hidrogen di ruang bakar kaya / quench / lean dari turbin gas mikro. Int. J. Hydrog. Energi 2019, 44, 15610–15621. [Google Cendekia] [CrossRef]
98. H21. Proyek H21. 2016. Tersedia online: https://www.h21.green/ (diakses pada 6 Desember 2020).
99. Hy4Heat. Proyek Hy4Heat. 2018. Tersedia online: https://www.hy4heat.info/ (diakses pada 6 Desember 2020).
100. Worcester-Bosch. Boiler Berbahan Bakar Hidrogen. 2020. Tersedia online: https://www.worcester-bosch.co.uk/hydrogen (diakses pada 6 Desember 2020).
101. SNG. Proyek H100 Fife. 2020. Tersedia online: https://www.sgn.co.uk/H100Fife (diakses pada 6 Desember 2020).
102. Taanman, M .; de Groot, A .; Kemp, R .; Verspagen, B. Jalur difusi untuk kogenerasi mikro menggunakan hidrogen di Belanda. J. Bersih. Melecut. 2008, 16, S124 – S132. [Google Cendekia] [CrossRef]
103. Lokar, J .; Virtič, P. Potensi integrasi hidrogen untuk swasembada energi lengkap di bangunan tempat tinggal dengan sistem penyimpanan fotovoltaik dan baterai. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 34566–34578. [Google Cendekia] [CrossRef]
104. McPherson, M .; Johnson, N .; Strubegger, M. Peran penyimpanan listrik dan teknologi hidrogen dalam memungkinkan transisi energi rendah karbon global. Appl. Energi 2018, 216, 649–661. [Google Cendekia] [CrossRef]
105. Ozawa, A .; Kudoh, Y .; Kitagawa, N .; Muramatsu, R. Emisi CO2 daur hidup dari pembangkit listrik menggunakan pembawa energi hidrogen. Int. J. Hydrog. Energi 2019, 44, 11219–11232. [Google Cendekia] [CrossRef]
106. Matsuo, Y .; Endo, S .; Nagatomi, Y .; Shibata, Y .; Komiyama, R .; Fujii, Y. Analisis kuantitatif bauran pembangkit listrik optimal Jepang pada tahun 2050 dan peran hidrogen bebas CO2. Energy 2018, 165, 1200–1219. [Google Cendekia] [CrossRef]
107. Shulga, R .; Putilova, I .; Smirnova, T .; Ivanova, N. Teknologi yang aman dan bebas limbah menggunakan pembangkit tenaga listrik hidrogen. Int. J. Hydrog. Energi 2020, 45, 34037–34047. [Google Cendekia] [CrossRef]
108. Kafetzis, A .; Ziogou, C .; Panopoulos, K .; Papadopoulou, S .; Seferlis, P .; Voutetakis, S. Strategi manajemen energi berdasarkan automata hybrid untuk microgrid pulau dengan sumber terbarukan, baterai dan hidrogen. Memperbarui. Menopang. Energy Rev. 2020, 134, 110118. [Google Cendekia] [CrossRef]
109. Kalamaras, E .; Belekoukia, M .; Lin, Z .; Xu, B .; Wang, H .; Xuan, J. Pengkajian Tekno-ekonomi dari Sistem DC Hibrid Off-grid untuk Panas Gabungan dan Pembangkit Listrik di Kepulauan Terpencil. Energy Procedia 2019, 158, 6315–6320. [Google Cendekia] [CrossRef]
110. Gracia, L .; Casero, P .; Bourasseau, C .; Chabert, A. Penggunaan Hidrogen di Lokasi Off-Grid, Penilaian Tekno-Ekonomi. Energies 2018, 11, 3141. [Google Cendekia] [CrossRef]
111. Pflugmann, F .; Blasio, ND Geopolitik dan Implikasi Pasar Hidrogen Terbarukan. Ketergantungan Baru dalam Dunia Energi Rendah Karbon. 2020. Pusat Ilmu Pengetahuan dan Hubungan Internasional Harvard Belfer, Laporan, Maret 2020.
112. IRENA. Green Hydrogen: Panduan Pembuatan Kebijakan. 2020. Badan Energi Terbarukan Internasional, Abu Dhabi, November 2020. Tersedia online: https://www.irena.org/publications/2020/Nov/Green-hydrogen (diakses pada 18 Desember 2020).
113. Hikima, K .; Tsujimoto, M .; Takeuchi, M .; Kajikawa, Y. Analisis Transisi Alokasi Anggaran untuk Proyek Teknologi Terkait Hidrogen di Jepang. Keberlanjutan 2020, 12, 8546. [Google Cendekia] [CrossRef]
114. Meng, X .; Gu, A .; Wu, X .; Zhou, L .; Zhou, J .; Liu, B .; Mao, Z. Status quo strategi hidrogen Cina di bidang transportasi dan perbandingan internasional. Int. J. Hydrog. Energy 2020, sedang dicetak. [Google Cendekia] [CrossRef]
115. SPGLOBAL. Bagaimana Hidrogen Dapat Memicu Transisi Energi. 2020. Tersedia online: https://www.spglobal.com/ratings/en/research/articles/201119-how-hydrogen-can-fuel-the-energy-transition-11740867 (diakses pada 18 Desember 2020).
116. Strategi Hidrogen dan Perspektif Industri Kan, S. Korea Selatan. 2020. Tersedia online: https://www.ifri.org/sites/default/files/atoms/files/sichao_kan_hydrogen_korea_2020_1.pdf (diakses pada 18 Desember 2020).
117. Energi Rystad. Perang Hidrogen: Perlombaan Pemerintah untuk Meningkatkan Produksi Hidrogen Hijau; Rystad Energy: Oslo, Norwegia, 2020. [Google Cendekia]
118. Hartley, PG; Au, V. Menuju Industri Hidrogen Skala Besar untuk Australia. Teknik 2020, 6, 1346–1348. [Google Cendekia] [CrossRef]
119. Council, TA Ventura Bersama ACWA Power — Air Products untuk gReen Hydrogen: Kebijakan Energi Baru Saudi? 2020. Atlantic Council, 24 Juli 2020. Tersedia online: https://www.atlanticcouncil.org/blogs/energysource/the-acwa-power-air-products-joint-venture-for-green-hydrogen-a-new- saudi-energy-policy / (diakses pada 18 Desember 2020).
120. SPGLOBAL. UEA Berinvestasi dalam Proyek Hidrogen Hijau dan Biru sebagai Bagian dari Gerakan Energi Bersih: Resmi. 2020. Tersedia online: https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/101920-uae-investing-in-green-and-blue-hydrogen-projects-as -part-of-clean-energy-move-official (diakses pada 18 Desember 2020).
121. Smith, M. Maroko bertujuan untuk peran hidrogen hijau global. Ekonom Hidrogen. 2020. Tersedia online: https://pemedianetwork.com/hydrogen-economist/articles/green-hydrogen/2020/morocco-aims-for-global-green-hydrogen-role (diakses pada 18 Desember 2020).
122. Ishikawa, Y. Rusia berencana untuk mengekspor hidrogen ke Asia dalam pergeseran hijau. Asia Nikkei. 2020. Tersedia online: https://asia.nikkei.com/Editor-s-Picks/Interview/Russia-plans-to-export-hydrogen-to-Asia-in-green-shift#:~:text=Russia% 20memproduksi% 20hidrogen% 20sekarang% 20untuk, naikkan% 20it% 20 kali lipat% 20by% 202035 (diakses pada 18 Desember 2020).
123. Strategi &. Fajar Hidrogen Hijau — Mempertahankan Tepi GCC dalam Dunia Dekarbonisasi. 2020. Tersedia online: https://www.strategyand.pwc.com/m1/en/reports/2020/the-dawn-of-green-hydrogen/the-dawn-of-green-hydrogen.pdf (diakses pada 11 Desember 2020).
124. Prakarsa Tulang Punggung Hidrogen Eropa. Tulang Punggung Hidrogen Eropa. 2020. Tersedia online: https://gasforclimate2050.eu/sdm_downloads/european-hydrogen-backbone/ (diakses pada 18 Desember 2020).
125. Franke, A .; Baratti, G. Green Hydrogen: Panduan Pembuatan Kebijakan. 2020. S&P Global Platts, 9 Desember 2020. Tersedia online: https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/metals/120920-european-groups-join-hydrogen-project-targeting -2kg-production (diakses pada 18 Desember 2020).
126. Ratcliffe, V. Arab Saudi Mengirimkan Blue Amonia ke Jepang dalam Pengiriman Pertama di Dunia. 2020. Tersedia online: https://www.bloomberg.com/news/articles/2020-09-27/saudi-arabia-sends-blue-ammonia-to-japan-in-world-first-shipment (diakses pada 11 Desember 2020).
127. Velazquez Abad, A .; Dodds, PE Inisiatif karakterisasi hidrogen hijau: Definisi, standar, jaminan asal, dan tantangan. Kebijakan Energi 2020, 138, 111300. [Google Cendekia] [CrossRef]

 

Artikel ini awalnya diterbitkan oleh MDPI, Basel, Swiss pada tanggal 31 Desember 2020, dan telah diterbitkan ulang oleh Aks Kuldeep Singh sesuai dengan Lisensi Publik Internasional Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0. Anda bisa membaca artikel aslinya disini. Pandangan yang diungkapkan dalam artikel ini adalah milik penulis sendiri dan bukan WorldRef.

---

 

Jelajahi layanan WorldRef untuk mempelajari bagaimana kami membuat operasi bisnis global Anda lebih mudah dan lebih ekonomis!

Pembangkit Listrik Tenaga Angin | Solusi Tenaga Air | Audit Energi | Tenaga Panas & Kogenerasi | Sistem Kelistrikan | Layanan untuk Penjual  |  Sumber Industri Gratis   |  Solusi Industri  |  Penambangan & Pengolahan Mineral  |  Sistem Penanganan Material  |  Pengendalian Polusi Udara  |  Pengolahan Air & Air Limbah  |  Minyak, Gas, dan Petrokimia  |  Gula Dan Bioetanol  |  Solar Power  |  Solusi Tenaga Angin