การใช้พลังงานไฮโดรเจนในการผลิตไฟฟ้า

การผลิตไฟฟ้าโดยใช้ไฮโดรเจนเกิดขึ้นหลัก ๆ ผ่านสองวิธี ได้แก่ เซลล์เชื้อเพลิงและกังหันเผาไหม้ที่ได้รับการดัดแปลงให้ใช้ไฮโดรเจน เทคโนโลยีเซลล์เชื้อเพลิงทำงานโดยการสร้างพลังงานผ่านกระบวนการทางอิเล็กโทรเคมี และเมื่อนำมาใช้คู่กับระบบกู้คืนความร้อน เซลล์เหล่านี้สามารถมีประสิทธิภาพสูงถึงประมาณ 60% กังหันเผาไหม้หลายตัวที่มีอยู่เดิม ซึ่งออกแบบมาสำหรับการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันสามารถรองรับส่วนผสมของไฮโดรเจน หรือแม้แต่ไฮโดรเจนบริสุทธิ์ ซึ่งช่วยให้ผู้ดำเนินการระบบกริดมีความยืดหยุ่นในการรักษาระดับการจ่ายไฟที่มั่นคง การผลิตไฮโดรเจนสีเขียวเกี่ยวข้องกับการแยกโมเลกุลน้ำโดยใช้แหล่งพลังงานหมุนเวียน เช่น พลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ผ่านกระบวนการที่เรียกว่าอิเล็กโทรลิซิส ไฮโดรเจนสีเขียวที่ได้จะถูกเก็บไว้จนกว่าจะมีปริมาณพลังงานหมุนเวียนลดลง จากนั้นจึงสามารถแปลงกลับเป็นไฟฟ้าได้ ตัวอย่างเช่น เยอรมนี ซึ่งโครงการติดตั้งกังหันลมนอกชายฝั่งหลายแห่งกำลังผลิตไฮโดรเจนสีเขียวอยู่แล้ว โครงการเหล่านี้สามารถลดการพึ่งพาโรงไฟฟ้าถ่านหินได้ประมาณ 40% ในบางพื้นที่ทดลอง แม้ว่าผลลัพธ์จะแตกต่างกันไปตามสภาพท้องถิ่นและรายละเอียดการดำเนินงาน

การบูรณาการไฮโดรเจนเข้ากับโครงข่ายไฟฟ้าที่มีอยู่

ไฮโดรเจนช่วยทำให้โครงข่ายไฟฟ้าสะอาดขึ้น ขณะเดียวกันก็ยังคงความมั่นคงไว้ได้ เมื่อมีพลังงานหมุนเวียนส่วนเกิน ไฮโดรเจนจะเก็บพลังงานนั้นไว้ และปล่อยกลับคืนเมื่อความต้องการพุ่งสูงขึ้น ตัวอย่างเช่นในเดนมาร์ก โครงการนำร่องพบว่าการจัดเก็บไฮโดรเจนในโพรงหินเกลือสามารถลดการสูญเสียพลังงานได้ประมาณ 15 ถึง 20 เปอร์เซ็นต์ต่อปี เรากำลังเห็นระบบที่ผสมผสานลักษณะนี้เพิ่มมากขึ้น ซึ่งฟาร์มพลังงานแสงอาทิตย์ทำงานร่วมกับอุปกรณ์อิเล็กโทรลิซิส แม้ว่าการประสานงานทุกอย่างให้ทำงานร่วมกันอย่างราบรื่นจะต้องอาศัยระบบบริหารจัดการพลังงานที่ซับซ้อนพอสมควร เนื่องจากพลังงานไหลทั้งสองทิศทางภายในระบบ ดูตัวอย่างจากสิ่งที่แคลิฟอร์เนียกำลังดำเนินการในโครงการ Renewable Hydrogen Backbone พวกเขาใช้ไฮโดรเจนจริงๆ เพื่อรักษาความมั่นคงของโครงข่ายไฟฟ้าในช่วงคลื่นความร้อนรุนแรง ซึ่งในช่วงหลังๆ มานี้มักทำให้การทำงานปกติของระบบพลังงานเกิดความผิดปกติ

กรณีศึกษา: โรงไฟฟ้าที่ใช้ไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงในเยอรมนีและญี่ปุ่น

โครงการ Energiepark Mainz ในประเทศเยอรมนีรวมระบบอิเล็กโทรไลเซอร์ขนาด 6 เมกาวัตต์ เข้ากับแหล่งพลังงานลม เพื่อผลิตไฮโดรเจนประมาณ 200 ตันต่อปี โครงสร้างพื้นฐานดังกล่าวสามารถจ่ายไฟฟ้าให้กับครัวเรือนประมาณ 2,000 หลังในช่วงที่เกิดไฟฟ้าดับ ผ่านระบบเชื้อเพลิงเซลล์ขนาด 1.4 เมกาวัตต์ ข้ามมหาสมุทรแปซิฟิก ประเทศญี่ปุ่นได้พัฒนาโครงการที่ใหญ่กว่าชื่อว่า Fukushima Hydrogen Energy Research Field หรือ FH2R โดยย่อ ซึ่งมีกำลังการผลิต 10 เมกาวัตต์ ทำให้กลายเป็นโรงงานผลิตไฮโดรเจนสีเขียวที่ใหญ่ที่สุดในโลก ไม่เพียงแต่ช่วยจ่ายพลังงานให้กับบางส่วนของกรุงโตเกียวเท่านั้น นักวิจัยยังใช้มันในการทดลองขนส่งไฮโดรเจนข้ามมหาสมุทร อีกทั้งสิ่งที่ทำให้โครงการเหล่านี้โดดเด่นคืออัตราประสิทธิภาพที่สูงถึงประมาณ 95% พวกเขามอบประสิทธิภาพสูงนี้ได้เพราะสามารถปรับระดับการผลิตไฮโดรเจนตามความต้องการจริงของระบบกริดไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลา

ความท้าทายในการขยายการใช้ไฮโดรเจนสำหรับการผลิตไฟฟ้าพื้นฐาน

อุปสรรคสำคัญสามประการที่จำกัดบทบาทของไฮโดรเจนในการผลิตไฟฟ้าพื้นฐาน:

• ค่าใช้จ่าย : ต้นทุนการลงทุนของอิเล็กโทรไลเซอร์ยังคงสูงกว่ากังหันแก๊สธรรมชาติอยู่ประมาณสามเท่า
• การสูญเสียประสิทธิภาพ : กระบวนการแปลงพลังงานไฟฟ้าเป็นไฮโดรเจนแล้วแปลงกลับมามีการสูญเสียพลังงานอยู่ 30–35%
• โครงสร้างพื้นฐาน : มีเพียงน้อยกว่า 15% ของท่อส่งก๊าซทั่วโลกที่สามารถลำเลียงส่วนผสมของไฮโดรเจนเกิน 20% ได้อย่างปลอดภัย

รายงานทบทวนอุตสาหกรรมในปี ค.ศ. 2021 ชี้ให้เห็นถึงความทนทานของเซลล์เชื้อเพลิงและการเปราะบางของท่อส่งก๊าซเป็นประเด็นสำคัญด้านการวิจัยและพัฒนา โดยประเมินว่าจะต้องใช้เงินลงทุนปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานจำนวน 1.2 ล้านล้านดอลลาร์สหรัฐภายในปี ค.ศ. 2040 แม้ว่าไฮโดรเจนจะเสริมระบบพลังงานหมุนเวียนได้ แต่ในปัจจุบันยังไม่มีความสามารถในการแข่งขันด้านต้นทุนสำหรับการใช้งานในระดับใหญ่

ไฮโดรเจนสำหรับการให้ความร้อน: การลดคาร์บอนในระบบอุตสาหกรรมและระบบครัวเรือน

บทบาทของพลังงานไฮโดรเจนในการลดคาร์บอนในระบบการให้ความร้อน

ประมาณ 40 เปอร์เซ็นต์ของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ทั้งหมดที่ปล่อยออกมาจากการใช้พลังงานทั่วโลกมาจากการทำความร้อน ตามข้อมูลจาก IEA เมื่อปีที่แล้ว ซึ่งเป็นเหตุผลที่ผู้เชี่ยวชาญหลายคนมองว่าไฮโดรเจนคือตัวเปลี่ยนเกมที่แท้จริงในการแทนที่เชื้อเพลิงฟอสซิลทั้งในเตาอุตสาหกรรมและหม้อต้มน้ำในบ้าน การที่ไฮโดรเจนเผาไหม้ที่อุณหภูมิสูงถึงเกือบ 2,800 องศาเซลเซียส ทำให้มันเหมาะอย่างยิ่งสำหรับอุตสาหกรรมหนัก เช่น การผลิตเหล็ก การทดสอบบางอย่างที่ใช้ระบบไมโครเชื้อเพลิงเซลล์แบบรวมความร้อนและกำลังไฟฟ้า (CHP) ก็ให้ผลลัพธ์ที่น่าประทับใจเช่นกัน โดยมีประสิทธิภาพสูงถึงประมาณ 90 เปอร์เซ็นต์เมื่อใช้ในเครือข่ายการจ่ายความร้อนสำหรับเขตเมือง สิ่งที่น่าสนใจคือ ไฮโดรเจนสามารถทำงานได้ดีในท่อส่งก๊าซเดิมประมาณ 20% โดยไม่จำเป็นต้องปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐาน ซึ่งอาจช่วยเร่งการนำเทคโนโลยีนี้ไปใช้ในภาคต่างๆ ได้อย่างมาก

การผสมไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติในท่อส่ง

การผสมไฮโดรเจนเข้ากับเครือข่ายก๊าซที่มีอยู่แล้วเสนอแนวทางการเปลี่ยนผ่าน:

การทดลองในยุโรปแสดงให้เห็นว่าการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงผสม 20% อาจลดการปล่อยก๊าซได้ถึง 6 ล้านตันต่อปี ในขณะที่ยังคงการดำเนินงานอย่างปลอดภัย อย่างไรก็ตาม เนื่องจากไฮโดรเจนมีความหนาแน่นพลังงานต่ำกว่าในแง่ของปริมาตร อัตราการไหลจะต้องเพิ่มขึ้น 15–25% เมื่อระดับการผสมสูงขึ้น

โครงการนำร่องในสหราชอาณาจักรและเนเธอร์แลนด์ที่ใช้ไฮโดรเจนสำหรับการให้ความร้อนในบ้านเรือน

โครงการไฮดีพลอยในสหราชอาณาจักรสามารถผสมไฮโดรเจนเข้ากับการจัดหาแก๊สให้กับบ้านประมาณ 300 หลัง ที่ระดับประมาณ 20% และประชาชนส่วนใหญ่ดูจะพึงพอใจกับมัน — โดยผู้เข้าร่วมประมาณ 8 จาก 10 คนรายงานว่าพึงพอใจ ในขณะที่ที่เนเธอร์แลนด์ สิ่งต่าง ๆ น่าสนใจยิ่งขึ้นกับการทดลอง H2Stad ซึ่งพวกเขาเปลี่ยนบ้าน 1,500 หลัง เป็นหม้อต้มที่ใช้พลังงานจากไฮโดรเจนโดยสมบูรณ์ ผลลัพธ์ก็น่าประทับใจเช่นกัน เนื่องจากการปล่อยมลพิษที่เกี่ยวข้องกับการให้ความร้อนลดลงเกือบ 90% เมื่อเทียบกับระบบแก๊สธรรมชาติทั่วไป แม้ว่าโครงการทดลองเหล่านี้จะแสดงให้เห็นว่าไฮโดรเจนสามารถทำงานได้ในระดับใหญ่ แต่ก็มีข้อกังวลบางประการที่ควรพิจารณา การทดสอบวัสดุชี้ให้เห็นว่า หากท่อส่งก๊าซต้องส่งไฮโดรเจนบริสุทธิ์ตลอดเวลา อายุการใช้งานของท่ออาจสั้นลงระหว่าง 12% ถึง 18% ซึ่งไม่ใช่ข่าวดีนัก แต่ยังคงสามารถจัดการได้หากวางแผนอย่างเหมาะสม

ข้อกังวลเรื่องประสิทธิภาพและความปลอดภัยในการทำความร้อนด้วยไฮโดรเจน

หม้อต้มไฮโดรเจนทำงานที่ประสิทธิภาพประมาณ 85 ถึง 90 เปอร์เซ็นต์ ซึ่งจริงๆ แล้วต่ำกว่าก๊าซธรรมชาติเล็กน้อยที่มีประสิทธิภาพประมาณ 94% สิ่งหนึ่งที่แตกต่างของไฮโดรเจนคือ มันติดไฟได้ง่ายกว่ามาก เพราะต้องการพลังงานจุดระเบิดเพียง 0.02 mJ เทียบกับมีเทนที่ต้องการ 0.3 mJ ซึ่งหมายความว่าเราจำเป็นต้องมีระบบตรวจจับการรั่วซึมที่ดีมาก สามารถตรวจพบแม้แต่ปริมาณเล็กน้อย เช่น ความเข้มข้นเพียง 1% ตามรายงานการศึกษาล่าสุดจาก DNV ในปี 2023 พบว่า ไฮโดรเจนมีแนวโน้มซึมผ่านท่อพอลิเอทิลีนเร็วกว่าก๊าซธรรมชาติประมาณ 30 เท่า เนื่องจากปัญหานี้ โครงข่ายท่อเก่าส่วนใหญ่จึงอาจจำเป็นต้องติดตั้งชั้นเคลือบที่ทำจากวัสดุคอมโพสิตพิเศษในบางจุด และอย่าลืมเรื่องการระบายอากาศที่เหมาะสมด้วย เมื่ออาคารได้รับการปรับปรุงอย่างถูกต้อง การดำเนินการที่เรียบง่ายนี้เพียงอย่างเดียวสามารถลดความเสี่ยงจากการระเบิดได้เกือบ 92%

ไฮโดรเจนในภาคขนส่ง: จากเซลล์เชื้อเพลิงไปจนถึงการบิน

ยานยนต์ที่ใช้เซลล์เชื้อเพลิงไฮโดรเจนในฐานะทางเลือกการขนส่งที่สะอาด

ยานยนต์เซลล์เชื้อเพลิงไฮโดรเจนทำงานโดยการสร้างพลังงานผ่านปฏิกิริยาทางเคมีภายในเซลล์ และโดยพื้นฐานแล้วจะปล่อยเพียงไอน้ำออกมาเป็นไอเสีย ข้อดีหลักคือการเติมเชื้อเพลิงใช้เวลาน้อยกว่าห้านาที และรถยนต์เหล่านี้สามารถวิ่งได้มากกว่า 500 กิโลเมตรก่อนต้องเติมใหม่ อีกทั้งสำหรับรถบรรทุกระยะไกลและเรือขนส่งสินค้า เทคโนโลยีนี้ดีกว่าแบตเตอรี่ทั่วไป เพราะสามารถจุพลังงานได้มากในพื้นที่ขนาดเล็กลง โดยไม่สูญเสียพื้นที่บรรทุกสินค้ามากเกินไป บริษัทอย่างโตโยต้าและฮุนไดได้เริ่มลงทุนจริงจังกับเทคโนโลยีไฮโดรเจนสำหรับการขนส่งขนาดใหญ่ของตนในช่วงไม่กี่ปีมานี้

การนำรถบัสและรถบรรทุกไฮโดรเจนมาใช้ในแคลิฟอร์เนียและเกาหลีใต้

โครงการ H2 Frontier ของแคลิฟอร์เนียได้นำรถบัสที่ขับเคลื่อนด้วยไฮโดรเจนมากกว่า 50 คันมาใช้งานในเขตขนส่งสาธารณะ 12 เขตตั้งแต่ปี 2023 ซึ่งช่วยลดการปล่อยก๊าซได้ 1,200 ตันต่อปี ส่วนในเกาหลีใต้ ท่าเรือไฮโดรเจนอุลซานใช้รถบรรทุกเซลล์เชื้อเพลิง 120 คันในการขนถ่ายตู้คอนเทนเนอร์ โดยได้รับการสนับสนุนจากเครื่องแยกน้ำด้วยไฟฟ้าที่ใช้พลังงานลมนอกชายฝั่งใกล้เคียง

รถไฟที่ขับเคลื่อนด้วยไฮโดรเจนในเยอรมนีและฝรั่งเศส

รถไฟ Coradia iLint ของเยอรมนีวิ่งครบ 220,000 กิโลเมตรโดยไม่มีการปล่อยมลพิษในปี 2023 รถไฟสาย TER Occitanie ของฝรั่งเศสได้เปลี่ยนหน่วยดีเซล 15 ชุดเป็นรถไฟไฮบริดไฮโดรเจน ซึ่งใช้เซลล์เชื้อเพลิงติดตั้งบนหลังคาเพื่อยืดระยะทางในการเดินรถบนเส้นทางที่ไม่มีระบบไฟฟ้า

การประยุกต์ใช้งานใหม่ในภาคการเดินเรือและการบิน

ผู้ประกอบการเดินเรือกำลังใช้อะมิเนียที่ผลิตจากไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงสำหรับเรือขนส่งสินค้า 4 ลำในทะเลเหนือ ซึ่งช่วยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลง 85% เมื่อเทียบกับน้ำมันเชื้อเพลิงหนัก ในด้านการบิน คาดว่าเครื่องบินระยะใกล้ที่ไม่มีการปล่อยมลพิษซึ่งขับเคลื่อนด้วยการเผาไหม้ไฮโดรเจนเหลวจะเริ่มให้บริการได้ภายในปี 2035 โดยต้นแบบปัจจุบันสามารถทำการบินทดสอบได้ไกลถึง 750 กิโลเมตร

ความท้าทายด้านโครงสร้างพื้นฐานของเครือข่ายสถานีเติมไฮโดรเจน

ทั่วโลกมีสถานีเติมไฮโดรเจนน้อยกว่า 1,000 แห่ง โดย 42% ตั้งอยู่ในยุโรป และ 38% ในเอเชีย การจัดเก็บภายใต้แรงดันสูงยังคงมีราคาแพง โดยในปี 2024 อยู่ที่ 1,800 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม และปัญหาความเปราะบางของวัสดุท่อส่งก๊าซยังคงเป็นอุปสรรคต่อการกระจายจ่ายในระดับใหญ่

การผลิตไฮโดรเจนสีเขียว: การพัฒนาวิธีการที่ยั่งยืน

ไฮโดรเจนสีเทา เทียบกับ ไฮโดรเจนสีน้ำเงิน เทียบกับ ไฮโดรเจนสีเขียว: ข้อแลกเปลี่ยนด้านสิ่งแวดล้อมและเศรษฐกิจ

มีหลายวิธีที่แตกต่างกันในการผลิตไฮโดรเจน และแต่ละวิธีล้วนมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและราคาที่แตกต่างกันออกไป ไฮโดรเจนสีเทาได้มาจากการรีฟอร์มมิ่งด้วยไอน้ำและมีเทน (SMR) ซึ่งปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ระหว่าง 9 ถึง 12 กิโลกรัมต่อไฮโดรเจน 1 กิโลกรัม ค่าใช้จ่ายอยู่ที่ประมาณ 1.50 ถึง 2.80 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม ตามข้อมูลจากสำนักงานพลังงานระหว่างประเทศในปี 2023 จากนั้นคือ ไฮโดรเจนสีน้ำเงิน ซึ่งใช้กระบวนการ SMR เดียวกัน แต่เพิ่มเทคโนโลยีการจับก๊าซคาร์บอนเข้าไป วิธีนี้ช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงได้ประมาณ 80 ถึง 90 เปอร์เซ็นต์ แม้จะทำให้ต้นทุนสูงขึ้น โดยอยู่ที่ราว 2.50 ถึง 4 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม และสุดท้ายคือ ไฮโดรเจนสีเขียว ซึ่งเกิดจากการใช้ไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานหมุนเวียนมาขับเคลื่อนอุปกรณ์อิเล็กโทรลิซิส วิธีนี้ไม่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกโดยตรง และในปัจจุบันมีต้นทุนอยู่ระหว่าง 3 ถึง 5 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม ซึ่งลดลงอย่างมากเมื่อเทียบกับไม่กี่ปีก่อนหน้า ที่มีราคาอยู่ที่ประมาณ 4 ถึง 6 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัม

ความก้าวหน้าของกระบวนการอิเล็กโทรลิซิสที่ช่วยเพิ่มผลผลิตพลังงานไฮโดรเจนสีเขียว

เครื่องแยกไฟฟ้าแบบเมมเบรนแลกเปลี่ยนโปรตอน (PEM) ปัจจุบันมีประสิทธิภาพ 75–83% เพิ่มขึ้นจาก 60% ในปี 2010 ระบบอัลคาไลน์ทำงานที่ประสิทธิภาพ 65–70% โดยมีอายุการใช้งานเกิน 60,000 ชั่วโมง เครื่องแยกไฟฟ้าแบบโซลิดออกไซด์ (SOEC) ที่ทำงานที่อุณหภูมิ 700–900°C สามารถบรรลุประสิทธิภาพได้ถึง 85% ในการทดลอง แสดงศักยภาพสำหรับการผลิตไฮโดรเจนสีเขียวในระดับอุตสาหกรรม (ScienceDirect 2024)

แนวโน้มต้นทุนและการขยายขนาดการผลิตไฮโดรเจนที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานหมุนเวียน

ต้นทุนการผลิตไฮโดรเจนผ่านกระบวนการอิเล็กโทรลิซิสที่ใช้พลังงานแสงอาทิตย์ลดลงอย่างมาก ประมาณ 62% นับตั้งแต่ปี 2015 ขณะนี้เราเห็นราคาอยู่ระหว่าง 3 ถึง 4.50 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลกรัมในปี 2024 ที่ประเทศออสเตรเลีย เฟิร์มลมสามารถผลิตไฮโดรเจนสีเขียวได้มากกว่า 1,000 ตันต่อปี ในราคาประมาณ 3.80 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัม ขณะที่ในจีน การติดตั้งระบบอิเล็กโทรไลเซอร์ขนาดใหญ่กำลังทำให้ต้นทุนการผลิตลดลงทุกปี โดยตัดค่าใช้จ่ายลงประมาณ 18% ต่อปี แนวโน้มในอนาคต BloombergNEF คาดการณ์ว่า ไฮโดรเจนสีเขียวอาจลดลงเหลือเพียง 1.50 ดอลลาร์ต่อกิโลกรัมภายในปี 2030 ซึ่งจะเกิดขึ้นเมื่อแหล่งพลังงานหมุนเวียนยังคงขยายตัวอย่างรวดเร็ว คาดว่าจะคิดเป็นสัดส่วนเกือบ 85% ของการผลิตไฟฟ้ารายใหม่ทั่วโลก

คำถามที่พบบ่อย

วิธีหลักในการผลิตไฟฟ้าโดยใช้ไฮโดรเจนคืออะไร วิธีหลักคือผ่านเซลล์เชื้อเพลิง (fuel cells) และกังหันเผาไหม้ที่ปรับให้ใช้ไฮโดรเจนได้
ไฮโดรเจนมีส่วนช่วยต่อความมั่นคงของระบบสายส่งไฟฟ้าอย่างไร ไฮโดรเจนสามารถเก็บพลังงานหมุนเวียนส่วนเกินไว้ และปล่อยออกมาในช่วงที่ความต้องการใช้พลังงานเพิ่มสูงขึ้น เพื่อให้มั่นใจถึงความมั่นคงของระบบกริด
ปัจจุบันมีความท้าทายอะไรบ้างในการใช้ไฮโดรเจนสำหรับการผลิตไฟฟ้าฐานโหลด (baseload power) ต้นทุนสูง การสูญเสียประสิทธิภาพในระหว่างการแปลงพลังงาน และข้อจำกัดด้านโครงสร้างพื้นฐาน ถือเป็นความท้าทายหลัก
ไฮโดรเจนถูกใช้ในระบบทำความร้อนอย่างไร ไฮโดรเจนสามารถแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลในระบบทำความร้อนทั้งภาคอุตสาหกรรมและครัวเรือน โดยเสนอทางเลือกที่ยั่งยืน
มีความก้าวหน้าอะไรบ้างในการผลิตไฮโดรเจนสีเขียว ความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีการแยกน้ำด้วยกระแสไฟฟ้า (electrolysis) และการติดตั้งในขนาดใหญ่ ได้ช่วยลดต้นทุนและเพิ่มประสิทธิภาพอย่างมาก