根据欧盟的一份政策文件，有必要更全面地了解全球太阳能和风能发电的成本，以帮助电力昂贵地区的政策制定者计划是否进口或生产绿色氢。
欧盟研究机构联合研究中心(JRC) 的工作人员模拟了从太阳能和风能价格低廉的世界部分地区到价格相当高的消费市场的运输绿色氢的预期成本- 在可再生能源驱动的过程中电解更高。
在周五发布的一份政策文件中，JRC 研究发现，从生产点到 2,500 公里外的单个接收者，每年将 100 万吨用于工业用途的绿色氢运输在经济上比在目标市场，前提是氢气来源地的可再生电力价格至少比消费点便宜 20 欧元/兆瓦时。研究人员发现，如果氢气以压缩气体的形式沿着专用管道运输，经济性会变得特别有吸引力。
当地人的当地氢气!
然而，一个更复杂的场景，包括每年仅运输 100,000 吨，并进一步分散到500 公里内的氢运输加气站网络，即使在可再生电价高的市场中，也可能比当地的绿色氢生产成本更高该文件指出。用于运输的氢气比用于工业的形式更昂贵的事实强化了这一结论，尽管研究人员指出他们没有考虑使用专用的氢气管网进行这种分配，而是为该段的公路和铁路运输建模旅程。
学者们考虑了压缩和液化氢的运输以及将其转化为化学氢载体，如氨和液态有机氢载体。甲醇不被视为氢传输的一种形式，因为它会导致大量的 CO2排放，并且缓解它们的成本被认为比研究的其他选项更昂贵。
太阳能发电价格
考虑到将绿色氢转化为适合运输的形式，然后将其在消费场所转化回其可用形式所需的预期能量输入，考虑了两种电力成本方案，在本文中称为“包装”和“拆包” '能量载体。在低成本电力方案中，绿色制氢地点的电力成本为 10 欧元/兆瓦时，拆包地点的电力成本为 50 欧元/兆瓦时。在更昂贵的情况下，建模的相对成本分别为 50 欧元和 130 欧元/兆瓦时。在每种情况下，都考虑将绿色氢用于运输和转化过程的某些能源需求，成本为1.50 欧元/公斤在简单的工业用途场景中，如果是用于运输的绿色氢，则为 3.50 欧元。前者还考虑了废热的可用性，成本为 20 欧元/兆瓦时，用于氢气包装和拆装，研究人员补充说，他们假设有盐穴可以在消费地点储存压缩氢气。
在工业用途模型中，发现压缩氢气的出口成本最低，无论是运输还是管道运输，如果有 20 欧元的废热可用，液态有机氢载体几乎同样具有吸引力。该论文称，通过船舶运输的液化氢“不会贵得多”。
研究人员强调，他们的模型是基于新安装的、专用的长距离氢气管道，暗示重新利用现有天然气网络可以节省更多。然而，该论文补充说，这种基础设施必须专门用于氢气，因为在经过如此长的距离后，混合被认为无法在目的地提供所需数量的绿色氢气。
研究人员发现等式的运输部分对移动液态有机氢载体和氨的总成本的贡献要小得多，其中最大的费用与包装和拆包有关。这开辟了更长的供应路线的可能性。由于德国最近致力于探索从澳大利亚进口氢气，JRC 的研究表明，压缩氢气——尤其是在管道输送时——提供了长达 3,000 公里的最佳商业案例，为长距离的液化氢和液态有机氢载体(LOHC)让路，以及 16,000 公里以上的 LOHC 和氨。
虽然液化氢在与出口运输用途的能源载体相关的更复杂的情况下提供了最好的商业案例，但对其与本地生产的竞争力仍存在疑问。
管道向下
推断结果，该论文表明，欧盟内部和周围的氢气运输以其压缩和液化形式最具竞争力，特别是通过管道，尤其是如果现有基础设施可以节省天然气行业建议的 50% 以上被采纳。
该论文发现，化学载体 LOHC 和氨提供了一个商业案例，可以使全球氢气供应可行，供工业的单个最终用户使用，通过优化相关的包装和拆包过程使经济更具吸引力。
将天然气管道重新用于氢气的潜在重要性促使该报告的作者建议对如何实现这一目标进行更多研究，他们还呼吁对氢气包装和拆装进行研发投资。除了希望更广泛地绘制全球可再生电力价格图外，JRC 文件还强调，如果要在新的全球地区建立绿色氢生产，则需要确保制定足够的安全指南。
