REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS
The global energy landscape is undergoing a transformation due to population growth, rising living standards, and concerns about climate change. The Paris Climate Agreement emphasizes the urgency for countries to transition to renewable energy sources. This article discusses various technologies for...
Gespeichert in:
| Datum: | 2026 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , , , , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainisch |
| Veröffentlicht: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2026
|
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/936 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Institution
System Research in Energy| _version_ | 1871104437867511808 |
|---|---|
| author | Boichenko, Sergii Koshyl, Pavlo Shkilniuk, Iryna Danilin, Oleksandr Diedov, Mykhailo |
| author_facet | Boichenko, Sergii Koshyl, Pavlo Shkilniuk, Iryna Danilin, Oleksandr Diedov, Mykhailo |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Sergii Boichenko",
"institution": null
},
{
"author": "Pavlo Koshyl",
"institution": null
},
{
"author": "Iryna Shkilniuk",
"institution": null
},
{
"author": "Oleksandr Danilin",
"institution": null
},
{
"author": "Mykhailo Diedov",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Boichenko, Sergii |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:50Z |
| description | The global energy landscape is undergoing a transformation due to population growth, rising living standards, and concerns about climate change. The Paris Climate Agreement emphasizes the urgency for countries to transition to renewable energy sources. This article discusses various technologies for energy production, storage, and use, with a focus on green hydrogen as an environmentally friendly energy carrier. The article analyzes hydrogen as an energy source, presents its energy characteristics and arguments in favor of using hydrogen as a renewable fuel. The methods of hydrogen generation are presented, emphasizing that water electrolysis is currently the main and most technologically advanced method of generating green hydrogen. Detailed information on the methods of storing green hydrogen in terms of operating temperature and pressure, storage density, storage efficiency, and the present value of hydrogen storage is provided. The method of using green hydrogen in fuel cells, such as proton exchange membrane fuel cells (PEMFCs), solid oxide fuel cells (SOFCs), alkaline fuel cells (AFCs), phosphoric acid fuel cells (PAFCs) and molten carbonate fuel cells (MCFCs), is presented with a description of electrochemical reactions, advantages and disadvantages of different types of fuel cells. A review of scientific literature on the topic of stationary applications of green hydrogen is carried out. In stationary installations, the integration of a green hydrogen subsystem into renewable energy systems can offer additional storage capabilities, which will lead to increased flexibility in meeting dynamic loads. In addition, it can lead to higher levels of self-sufficiency and higher levels of decarbonization. Efficient, smart and innovative integration of green hydrogen power systems with other technologies will contribute to more efficient use of resources and increase the flexibility, resilience and energy security of energy systems. |
| doi_str_mv | 10.15407/srenergy2026.01.033 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:39Z |
| format | Article |
| fulltext |
© Бойченко С., Кошиль П., Шкільнюк І., Данілін О., Дєдов М., 2026
Це стаття відкритого доступу за ліцензією CC0 1.0 Universal
https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 33
https://doi.org/10.15407/srenergy2026.01.033
УДК 620.92
Сергій Бойченко1, д-р техн. наук, професор, https://orcid.org/0000-0002-2489-4980
Павло Кошиль1, https://orcid.org/0009-0000-2163-8466
Ірина Шкільнюк1*, канд. техн. наук, https://orcid.org/0000-0002-8808-3570
Олександр Данілін1, канд. техн. наук, доцент, https://orcid.org/0000-0003-3207-1156
Михайло Дєдов2, https://orcid.org/0009-0001-4003-8316
1Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут імені
Ігоря Сікорського», Берестейський просп., 37, Київ, 03056, Україна;
2Науково-дослідний інститут ВР, вул. Юрія Іллєнка, 81, Київ, 04050, Україна
*Автор-кореспондент: i_shkilniuk@ukr.net
_______________________________________________________________________________________
ОГЛЯД ТЕХНОЛОГІЙ ВИРОБНИЦТВА, ТРАНСПОРТУВАННЯ,
ЗБЕРІГАННЯ ТА СТАЦІОНАРНОГО ВИКОРИСТАННЯ ЗЕЛЕНОГО
ВОДНЮ. СТАН І ПЕРСПЕКТИВИ
Анотація. Глобальний енергетичний ландшафт зазнає трансформації через зростання населення,
підвищення рівня життя та занепокоєння щодо зміни клімату. Паризька кліматична угода
підкреслює нагальність переходу країн до відновлюваних джерел енергії. У цій статті
розглядаються різні технології виробництва, зберігання та застосування зеленого водню як
екологічно чистого енергоносія. Виконано аналіз водню як джерела енергії, наведені його
енергетичні характеристики та аргументи на користь використання водню як відновлювального
палива. Наведені методи генерації водню, підкреслено, що електроліз води наразі є основним та
найбільш технологічно розвиненим методом генерації саме зеленого водню. Наведені методи його
транспортування, зазначено середньозважену вартість транспортування для кожного з методів.
Наведено детальну інформацію про методи зберігання зеленого водню з точки зору робочої
температури і тиску, густини зберігання, ефективності зберігання та середньозваженої вартості
зберігання. Наведено метод використання зеленого водню у паливних комірках, таких як: протонно-
обмінні мембранні паливні комірки (ПОМПК), твердооксидні паливні комірки (ТОПК), лужні паливні
комірки (ЛПК), фосфорно-кислотні паливні комірки (ФКПК) і розплав-карбонатні паливні комірки
(РКПК) з описом переваг та недоліків різних видів паливних комірок (ПК). Виконано огляд наукової
літератури за темою стаціонарного використання зеленого водню. У стаціонарних установках
інтеграція підсистеми зеленого водню в системи на основі відновлюваних джерел енергії може
запропонувати додаткові можливості зберігання, що призведе до підвищення гнучкості при
задоволенні динамічних навантажень. Раціональна інтеграція енергосистем на основі зеленого
водню з іншими технологіями сприятиме більш ефективному використанню ресурсів та підвищенню
гнучкості, стійкості та енергетичної безпеки енергетичних систем.
Ключові слова: водень, декарбонізація, паливні комірки, стаціонарна енергетика, генерація,
електрика, енергоносії, енергоефективність, електротехнічні комплекси, гібридні системи.
1. Вступ
Зростання населення, підвищення рівня життя та інші фактори призводять до збільшення
споживання енергії. До 2040 року Міжнародна енергетична асоціація прогнозує щорічне зростання
енергоспоживання на 1,3 % порівняно з 2018 роком, що становить 34 % зростання енергоспоживання в
цілому [1]. З метою пом'якшення антропогенного впливу на клімат 196 країн у 2015 році ратифікували
Паризьку кліматичну угоду. Метою якої є утримання зростання середньої глобальної температури
нижче 2oC порівняно з доіндустріальним періодом, а в довгостроковій перспективі – обмеження
зростання температури до 1,5oC порівняно з доіндустріальним рівнем [2].
Актуалізовані екологічні та технологічні виклики глобального розвитку суспільства вимагають
принципово нового підходу до енергетичних стратегій держав та регіонів. Наразі відбувається
https://orcid.org/0000-0002-2489-4980
https://orcid.org/0009-0000-2163-8466
https://orcid.org/0000-0002-8808-3570
https://orcid.org/0000-0003-3207-1156
https://orcid.org/0000-0003-3207-1156
34 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
трансформація старого процесу функціонування енергетичної системи, в якій існували великі
виробники, традиційні паливні ресурси, застарілі мережеві комунікації та монопольний тиск на ринки
природного газу. Тому виникає потреба у створенні конкурентного середовища для функціонування та
розвитку різних видів виробництва енергії.
Технології на основі водню привернули значну увагу до його застосування з метою декарбонізації
з кількох ключових причин:
− водень – це чистий енергоносій, який під час використання в паливних елементах виділяє
лише водяну пару і тепло, що робить його перспективною альтернативою викопним видам палива;
− водень можна використовувати як середовище для зберігання енергії, що дозволяє зберігати
надлишок відновлюваної енергії (наприклад, сонячної або вітрової) і використовувати її пізніше, коли
попит перевищує пропозицію. Це допомагає стабілізувати енергосистему та підвищити рівень
інтеграції відновлюваних джерел енергії;
− водень можна використовувати в паливних комірках для комбінованого виробництва тепла та
електроенергії;
− водень може використовувати існуючу інфраструктуру природного газу з певними
модифікаціями, що потенційно знижує вартість розгортання порівняно з будівництвом абсолютно
нової інфраструктури екологічно чистих джерел енергії (офшорні / наземні вітроелектростанції,
сонячні електростанції, геотермальна енергетика тощо);
− водень можна виробляти з різних джерел, включаючи відновлювані джерела енергії,
забезпечуючи різноманітне і потенційно більш безпечне енергопостачання порівняно з викопними
видами палива.
2. Методи та матеріали
Це дослідження є оглядовою аналітичною інформацією, у якій застосовано структурований
підхід до аналізу наукових джерел. Такий підхід передбачає врахування різних точок зору та
зменшення ризику упередженості. Для цього було заздалегідь сформульовано пошуковий запит.
У межах огляду літератури пошуковий запит визначав собою ретельно скомбіновану сукупність
ключових слів і булевих операторів, що використовувалися для пошуку в базах даних та відбору
актуальних досліджень для аналізу. Для пошуку літератури було використано базу даних Scopus та
Google Scholar, оскільки вони містять значну кількість публікацій у рецензованих журналах, а також
забезпечують розширені можливості пошуку та доступ до джерел високої якості.
Початковий пошук показав 2040 результатів, що згодом були обмежені статтями,
опублікованими з 2014 року, що зменшило кількість результатів до 1725. Далі була застосована
функція Scopus «Sortby: Relevance», і найбільш актуальні ~300 результатів були відфільтровані за
назвою та анотацією. Під час відбору статті були позначені з точки зору їх актуальності: висока,
середня або низька. Статтям було присвоєно «високий рівень актуальності», якщо вони чітко
спрямовані на технології виробництва / транспортування / зберігання / застосування зеленого водню.
«Середній рівень актуальності» присвоювався, якщо актуальність не можна було інтуїтивно оцінити
лише за назвою та анотацією. «Низький рівень актуальності» ставився тоді, коли технології зеленого
водню не були основною темою статті. Результатом відбору стало 165 статей з «високим рівнем
актуальності», з яких 70 були переглянуті детально. Ці дослідження наведені у списку посилань. Крім
того, 2 джерела було отримано перехресним посиланням і спеціальним пошуком. Це було зроблено в
тих випадках, коли існуючі статті не надавали достатньо інформації, що вважалася необхідною для
всебічного огляду.
3. Результати
Водень як джерело енергії
Сьогодні водень визнано екологічно чистим енергоносієм, оскільки він не сприяє глобальному
потеплінню, якщо виробляється з електроенергії, згенерованої ВДЕ. Крім того, водень є вторинним
енергоресурсом із широким спектром застосування (електро-, теплоенергетика, транспорт,
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 35
промисловість), а перевага саме водню зумовлена його системною універсальністю: він забезпечує
міжсекторну інтеграцію (Power-to-X) та сезонне зберігання енергії, а також дає нульові викиди під час
використання в ПК [3–9].
Питома вага зрідженого водню становить 71 кг/м3, що дає йому найвищу густину енергії на
одиницю маси серед усіх видів палива та енергоресурсів: 1 кг водню містить стільки ж енергії, скільки
2,1 кг природного газу або 2,8 кг нафти [10].
Основні характеристики водню представлені в таблиці 1.
Таблиця 1. Енергетичні характеристики водню [11]
Характеристика Одиниця вимірювання Величина
Густина кг/м3 0,0838
Теплотворна здатність/одиницю маси
(зріджений водень)
МДж/кг 141,9–119,9
Температура кипіння К 20,41
Темература замерзання К 13,97
Густина у рідкому стані кг/м3 70,8
Питома теплоємність кДж/кг К 14,89
Межі займання в повітрі % 4–75
Енергія займання в повітрі мДж 0,02
Швидкість горіння см/с 2,75
Щоб підкреслити переваги водню порівняно з іншими видами палива, у таблиці 2 наведено
основні властивості різних видів палива.
Таблиця 2. Порівняння основних властивостей водню та інших видів палива [11]
Вид палива
Енергія/одиницю
маси (Дж/кг)
Енергія/одиницю
об’єму (Дж/м3)
Коефіцієнт
запасу
енергії
Питомі викиди
CO2,(гCO2/МДж(LHV)
Зріджений
водень
141,9 10,1 1,00 0,00
Водень у
газоподібному
стані
141,9 0,013 1,00 0,00
Нафта 45,5 38,65 0,78 70,7
Бензин 47,4 34,85 0,76 72,1
Реактивне
паливо
46,5 35,3 0,75 68,5
Метанол 22,3 18,1 0,23 69
Етанол 29,9 23,6 0,37 71,4
Біодизель 37,0 33,0 - 74,9
Природний газ 50,0 0,04 0,75 50,1
Вугілля 30,0 - - 88,4–103,69
Примітка – значення питомих викидів CO2 відносяться лише до стадії спалювання та наведені у грамах CO2 на МДж
отриманої енергії враховуючи нижчу теплоту згорання (LHV).
Проаналізувавши інформацію з таблиці 2, можна дійти висновку, що основними аргументами на
користь використання водню як палива, отриманого з відновлюваних джерел енергії, є наступні: Н2 має
найвище відношення енергії/одиницю маси з усіх видів палива; Н2 екологічно чистий, оскільки під час
його спалювання кількість викидів CO2 дорівнює нулю; Н2 має найвищий коефіцієнт запасу енергії та
найбільший коефіцієнт перетворення в електроенергію і, відповідно, вважається найкращим із
представлених видів палива.
36 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
Технології генерації водню.
Зараз у всьому світі виробляється близько 100∙106 т/рік водню в його чистому вигляді, більшість
з яких отримують з викопних джерел (76 % з природного газу шляхом парової конверсії метану та 22 %
з вугілля газифікацією), та менше 1 % за допомогою технологій с низьким рівнем викидів, що
залишається великою проблемою для сталого розвитку. Ці методи виробництва, засновані на викопному
паливі, сприяють викидам парникових газів (включаючи CO2) [12].
Як було зазначено вище, технології з низьким рівнем викидів, що включають електроліз води,
становлять < 1 % від загальної генерації водню, але наразі цей метод є основним та найбільш
технологічно розвиненим методом генерації зеленого водню (водню, отриманого за допомогою
відновлюваних джерел енергії). Основні види електролізерів води високої технологічної готовності
класифікуються за типом електроліта та реагентів на базі іонів (OH-, H+, O2
-) та включають: лужні
електролізери, протонно-обмінні мембранні електролізери. Твердооксидні електролізери наразі
знаходяться на стадії пілотних установок та лабораторних стендів, привертаючи увагу
високотемпературною термодинамікою та потенційно вищою електричною ефективністю, а також
можливістю ко-електролізу H₂O+CO₂ для одержання синтез-газу [13].
Переваги та недоліки різних видів електролізерів зведені у таблиці 3.
Таблиця 3. Переваги та недоліки електролізерів [13–18]
Найменування електролізера Переваги Недоліки
Лужні електролізери
• Довговічність
• Недорогі електрокаталізатори
• Невелика вартість впровадження
системи
• Чистота отриманого
водню >99,9 %
• Обмежена густина струму та
потужності
• Ризик корозії через наявність
рідкого електроліту
• Порушення іонної провідності
через утворення бульбашок
Протонно-обмінні
мембранні електролізери
• Висока густина струму до
10 А/см2
• Компактна конструкція системи
• Надчистий H2, до 99,999 %
• Гнучка, динамічна робота
• Можливість швидкого
запуску / зупинки
• Високий внутрішній тиск H2 (до
70 бар)
• Висока вартість компонентів
(каталізатори)
• Підвищена вартість через
необхіднсіть значного очищення
води
• Ризик розриву мембрани під
високим тиском
Твердооксидні
електролізери
• Висока ефективність через
покращені кінетику та
термодинаміку реакції
• Повторне використання тепла та
інтеграція, що зменшує потребу
в електроенергії
• Недорогі електрокаталізатори
• Потенціал для зниження
капітальних витрат
• Корозія компонентів скорочує
термін служби
• Тиск, близький до атмосферного,
вимагає охолодження / стиснення
продукту перед зберіганням, що
збільшує вартість системи
• Тривалі процедури запуску та
зупинки необхідні, щоб уникнути
термічних напружень та
деформацій
Лужні електролізери і протонообміні мембранні електролізери є найпоширенішими технологіями
для отримання водню високої чистоти (> 99,9 %).
Техніко-економічні параметри електролізерів наведені у таблиці 4.
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 37
Таблиця 4. Техніко-економічні параметри електролізерів [19–25]
Найменування
електролізера
Споживання,
кВт·год/кг H₂
Капітальні
витрати(CAPEX),
$/кВт
Операційні
витрати(OPEX),
$/кВт·рік (або %
CAPEX/рік)
Типові межі
робочої
температури
та тиску
ККД, %
Лужні
електролізери
50–60 500–1400 70–130 (~2–5 %) 60–100°C;
25–30 бар
50–78
Протонно-
обмінні
мембранні
електролізери
50–60 1100–1800 24-100 (~2–5 %) 50–90°C;
≤70 бар
50–83
Твердооксидні
електролізери
35–45 >2000 60-100 (≈5 %) 800–1000°C;
1–25 бар
80–90
Лужні електролізери вирізняються нижчими капітальними витратами і високою зрілістю;
протонно-обмінні мембранні електролізери забезпечують кращу динамічну гнучкість та вищий
вихідний тиск, проте зазвичай дорожчі; твердооксидні електролізери демонструють найвищий ККД за
наявності високотемпературного тепла, але потребують більших інвестицій і мають вищі технологічні
ризики внаслідок високих робочих температур. Як правило, оптимальний вибір електролізера
визначається ціною / профілем електроенергії, режимом роботи та вимогами до чистоти й тиску H₂.
Очікується, що водні електролізери залишаться основною технологією виробництва водню в
майбутньому, оскільки вони забезпечують як вищу чистоту водню, так і менші викиди парникових газів
порівняно з традиційними методами виробництва.
Технології зберігання водню
У загальній енергетичній системі, що базується на технологіях зеленої електроенергії та зеленого
водню, метою підсистеми зберігання водню є зниження витрат кінцевого споживача шляхом
забезпечення гнучкості між попитом і пропозицією енергії [26]. Зберігання водню можна умовно
поділити на два основні типи: фізичне зберігання та хімічне зберігання [27]. Для зеленого водню
найбільш перспективними методами є зберігання стисненого газоподібного водню, включаючи
підземне зберігання водню (геологічні формації) та зберігання у вигляді металогідриду, хоча також
відомі й інші методи, такі як зберігання зрідженого водню, «зелена» конверсія-зберігання аміаку [28].
У таблиці 5 наведено детальну інформацію про методи зберігання зеленого водню з точки зору робочої
температури і тиску, густини зберігання, ефективності зберігання та середньозваженої вартості
зберігання водню.
Таблиця 5. Основні методи зберігання зеленого водню [26–28]
Метод
зберігання
Робоча
температура,
оС
Робочий тиск,
бар
Густина
зберігання,
кг/м3
Ефективність
зберігання
(%)
Середньозважена
вартість
зберігання
($/кгH2)
Стиснений
газоподібний
водень
20–25 100–700 7–27 92 ~0.33
Металогідриди 0–30 3–30 40–70 78–88 ~0.7
Рідкий водень Мінус 253 ~1 70 75 ~0.95
«Зелена»
конверсія
аміаку
400 250 107–123 42 ~3.51
Підземний 0–15 0–300 ~0.08 92 ~0.14
Вибір методу зберігання водню базується на потребах і масштабах застосування; застосування
реалізується в декількох секторах, таких як транспорт, промисловість і стаціонарні установки. Під час
вибору зазвичай встановлюються різні критерії, включаючи масу резервуара, ємність, об'єм, матеріал,
вартість і вплив на навколишнє середовище (наприклад, викиди вуглецю під час будівництва та
облаштування сховища). У майбутньому розвиток вищезгаданих технологій за різними сценаріями буде
38 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
залежати від наявної інфраструктури, економіки, типу електролізу, ресурсів і технологічних
секторів [28].
Технології транспортування водню
Низька об’ємна енергоємність H2 за нормальних умов зумовлює потребу в зміні його агрегатного
стану або хімічної форми (стискання, зрідження, зв’язування у носіях) для економічного
транспортування на значні відстані. Основні ланцюги логістики охоплюють трубопроводи,
автомобільні / залізничні перевезення стисненого чи зрідженого водню, морські перевезення та
використання хімічних носіїв, таких як рідкі органічні носії водню (LOHC) або аміак (NH3) [29].
Трубопроводи. Використання наявної газотранспортної мережі для транспортування водню
можливе після їх реконструкції під H2 або використання H2 з домішками. Ця технологія потребує
термогідравлічного та матеріалознавчого обґрунтування (зокрема, параметри компресорних станцій та
вплив крихкості металу) [30]. Для далекого магістрального транспортування трубопроводи
залишаються найефективнішим рішенням за умови високих потоків та інвестицій у реконструкцію [31].
Транспортування стисненого водню (CGH2, 350–700 бар) є технологічно зрілим варіантом для
локального транспортування, енергетичні витрати на стиснення становлять орієнтовно 13–18 % за
нижчою теплотою згоряння (LHV), що зростає з підвищенням тиску. У [32] було визначено, що для
відстаней 50–150 км перевезення CGH2 є найменш витратним за розрахунками середньозваженої
вартості транспортування H2(LCOTH), –1,1–1,61 $/кг.
Зрідження забезпечує високу густину H2 (≈ 70.9 кг/м³) і, відповідно, зменшує кількість рейсів, але
потребує енергоємного процесу зрідження та контролю википання; технологічний ланцюг охоплює
попереднє охолодження, зрідження, кріогенне зберігання та регазифікацію [29]. Типові питомі витрати
на зрідження – 10–14 кВт·год/кг H₂, що відповідає ~30–40 % LHV. Ця технологія є найменш
конкурентною та досягає LCOTH у 5,35 $/кг, але її економічна доцільність підвищується з відстанню та
масштабом партій [32].
Рідкі органічні носії водню (LOHC) сумісні з існуючою нафтопродуктовою логістикою,
підвищують безпеку й зменшують транспортні витрати (менше рейсів/рік), але потребують
гідрування / дегідрування на вихідному пункті [30, 31]. Для наземної дистрибуції LOHC демонструють
конкурентність на відстанях >150 км (1,49–1,9 $/кг) [32].
Аміак (NH3) як носій H2 є доречним для далеких морських перевезень через зрілу інфраструктуру
та високу густину H2 в носії (107–121кг/м3). Транспортування NH3 є простішим та дешевшим за
транспортування чистого H2, через м’якші кріогенні вимоги (мінус 33оС) та відсутність високих
енерговитрат на зрідження [33]. Проте для конверсії NH3 у H2 на місці споживання необхідний процес
крекінгу; за оцінками [33], витрати енергії на крекінг становлять ~1 ГДж/т NH3, в такому випадку
ефективність транспортування (за масою H2) ~75 %. Морське транспортування NH3 суднами
демонструє LCOTH в межах ~0,3–10,2 $/кг залежно від відстані і масштабу партії і зазвичай вигідніше
на відстанях > 200 км. Трубопровідне транспортування NH3 демонструє LCOTH в межах ~0,2–15 $/кг та
є вигіднішим на відстанях < 200 км [34].
Вибір методу транспортування визначається відстанню, масштабом партії і вимогами до стану Н₂
на виході. На коротких відстанях перевага CGH₂ пов’язана не стільки з енергією стиснення, скільки з
логістичною простотою; на >150 км за багатьох сценаріїв LOHC переходить у мінімум LCOTH (1,49–
1,9 $/кг); для великих партій і морських перевезень доцільними є LH₂/NH₃ завдяки високій густині H2 і,
відповідно, меншій кількості рейсів.
Використання зеленого водню у паливних комірках
Для того щоб використати енергетичний потенціал зеленого водню в більшості застосувань,
необхідне його зворотне перетворення в електроенергію. Цього можна досягти за допомогою паливних
комірок або теплових двигунів.
Паливні комірки – це електрохімічні пристрої, які перетворюють хімічну енергію водню шляхом
електрохімічної реакції з окиснювачем, таким як кисень, в електричну енергію. Під час хімічної реакції
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 39
вода (рідина або пара) і тепло виробляються як побічні продукти [35]. Протягом багатьох років було
розроблено кілька технологій паливних комірок, та їх класифікація, насамперед, базується на
електроліті, умовах експлуатації та паливі / окиснювачі. Залежно від електроліту та специфічних іонів,
таких як H+, OH-, O2
-, H3O+ і CO3
2-, ці технології можна класифікувати як протонно-обмінні мембранні
паливні комірки (ПОМПК), твердооксидні паливні комірки (ТОПК), лужні паливні комірки (ЛПК),
фосфорно-кислотні паливні комірки (ФКПК) і розплав-карбонатні паливні комірки (РКПК) [38].
Категорія ПОМПК може бути додатково сегментована на низькотемпературні ПОМПК (НТ-ПОМПК),
високотемпературні ПОМПК (ВТ-ПОМПК) і паливні комірки з прямим метанолом (ПМПК) [36].
Категорія ТОПК поділяється на киснепровідні твердооксидні паливні комірки та протонопровідні [37].
Останні визначаються як протонопровідні керамічні паливні комірки (ПКПЕ). Крім того, з появою
аніонообмінних мембран, традиційні рідкі лужні електроліти потенційно можуть бути витіснені,
внаслідок чого утворюються аніонообмінні мембранні паливні комірки (АОМПК) [36].
Переваги та недоліки ПК наведені в таблиці 6.
Таблиця 6. Огляд переваг та недоліків технологій ПК [35–41]
Переваги Недоліки
ЛПК
• Висока питома потужність
• Покращені характеристики катодів
• Каталізатори з недорогоцінних металів
• Низькі витрати на матеріали
• Недорогий електроліт
• Можливість швидкого запуску
• Чутливість до домішок у
паливі / окислювачі
• Складна заміна електроліту
• Складність системи
ПОМПК
• Висока питома потужність
• Міцна конструкція
• Швидкий пуск
• Моніторинг навантаження
• Покращена стабільність циклу
• Тривалий термін служби
• Потреба у зволоженні та управлінні
водними ресурсами, що ускладнює
проєктування
• Складність утилізації відпрацьованого
тепла
• Потреба у каталізаторах з дорогоцінних
металів
ФКПК
• Довготривала надійність
• Економічно вигідний електроліт
• Відсутність управління водою
• Легке охолодження
• Низька питома потужність
• Потреба в платинових каталізаторах
• Тривалий час запуску
• Корозійний електроліт
РКПК
• Покращена кінетика реакції
• Сумісність з гібридним циклом
• Тривалий термін служби
• Каталізатори з неблагородних металів
• Корозійна активність розплавленого
електроліту
• Тривалий час запуску
• Низький питомий струм та потужність
ТОПК
• Покращена кінетика реакції
• Гнучкість у використанні палива
• Сумісність з гібридним циклом
• Каталізатори з недорогоцінних металів
• Проста і надійна конструкція
• Проблеми з ущільненням
• Проблема теплового розширення, погана
здатність до термоциклування
• Тривалий час пуску
• Обмеження в динамічному навантаженні
• Висока вартість сировини
Відповідно до останнього огляду галузі паливних комірок у відкритому доступі за 2022 рік [42],
поставки систем на паливних комірках зросли з 2,300 МВт у 2021 році до 2,5 ГВт у 2022 році.
ПОМПК продовжували лідирувати на ринку паливних комірок у поставках як за обсягом, так і за
потужністю. З майже 90 500 паливних комірок, поставлених у 2022 році, понад 55 000 були ПОМПК.
За потужністю ПОМПК досягли 2 151 МВт, що становить 86 % від загального обсягу поставок.
Кількість ТОПК зросла з трохи більше 25 000 одиниць у 2021 році до майже 27 000 одиниць у 2022 році.
Потужність зросла з 207 МВт у 2021 році до 249 МВт у 2022 році. Значною мірою це пов'язано зі
40 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
збільшенням продажів Bloom Energy. Обсяги поставок установок ФКПК фактично знизилися з
приблизно 95 МВт у 2021 році до лише 56 МВт у 2022 році. З понад 5 000 одиниць ПМПК у 2021 році
кількість відвантажень зросла до майже 8 000 одиниць у 2022 році. Більшість з них ‒ від SFC Energy,
що продовжила свій повільний рух до прибутковості, продавши вже понад 60 000 одиниць. ЛПК
отримує дедалі більше визнання – до 2022 року здійснено понад 100 постачань по всьому світу.
Більшість з них – від GenCell, в основному для віддаленого телекомунікаційного резервування
установок відновлюваної енергетики. Компанія AFC Energy, що почала свою діяльність у 2006 році,
нарешті почала поставляти установки для перших користувачів. Оцінюється, що протягом 2022 року
було продано до 10 установок. До кінця 2021 року світова кількість транспортних засобів на паливних
комірках зросла до понад 51000, що значно більше, ніж 33000 у 2020 році, а до 2022 року ця цифра
перевищила 72000, тоді як кількість водневих заправних станцій досягла 1020. Стаціонарні установки,
тобто установки, призначені, насамперед, для виробництва електроенергії, оцінювалися в 348 МВт.
Переносні установки, інтегровані в різну продукцію, становили щонайменше 0,7 МВт [43].
Напрями стаціонарного використання водню
У стаціонарних установках інтеграція підсистеми зеленого водню в системи на основі
відновлюваних джерел енергії може запропонувати додаткові можливості зберігання, що сприятиме
підвищенню гнучкості під час врегулювання динамічних навантажень. Крім того, це може підвищити
рівень самозабезпеченості та декарбонізації. Таким чином, система на основі зеленого водню може
згладжувати значні часові коливання з точки зору накопичення та реутилізації енергії протягом
тривалих періодів часу [44].
За останнє десятиліття було запропоновано кілька досліджень енергосистем і установок, шо
включають підсистеми зеленого водню [45]. Це, як правило, системи з розподіленою енергією, де
єдиним вихідним продуктом є електроенергія. Це надійні, практичні і відносно прості з точки зору
конфігурації та експлуатації установки; вони можуть суттєво допомогти в децентралізації і тим самим
обмежити перевантаження, що виникають у центральній енергосистемі. Однак повна автономія
зазвичай асоціюється з великими сховищем для зберігання водню, що може бути проблематичним для
житлових / комерційних об'єктів через естетичні проблеми та проблеми безпеки. Дослідження [46]
демонструє повністю автономну енергосистему з нульовим рівнем викидів для житлових будинків, що
складається з фотоелектричної установки та підсистеми зеленого водню (включаючи ПОМПК та
сховища стисненого водню), що була підібрана таким чином, щоб повністю відповідати різному
річному профілю навантаження. Техніко-економічний аналіз показав, що питома вартість
електроенергії може стати більш конкурентоспроможною, якщо збільшити термін служби установок
ПОМПК, одночасно зменшивши питомі витрати фотоелектричних установок. Непропорційно великий
розмір сховища для зберігання водню, необхідний для повної автономії протягом усього року, був
визначений як один з найбільш важливих недоліків. У дослідженні [47] запропоновано підключену до
мережі фотоелектричну систему, яка складається з електричного двошарового конденсаторного блока,
інтегрованого з підсистемою зеленого водню, що зі свого боку складається з протонно-обмінного
мембранного електролізера, сховища металогідридів та блоків ПОМПК. Автори запропонували
перенести навантаження, що спочатку задовольнялося блоками електролізерів і ПОМПК, на
конденсатор, щоб уникнути низького коефіцієнта завантаження і, таким чином, зниження ефективності
системи. Значна кількість досліджень зосереджена на інтеграції системи енергоменеджменту в загальну
енергетичну систему, оскільки це сприяє оптимальному керуванню інтегрованими компонентами і
ресурсами, оптимізує процедури контролю і продуктивності, полегшує автоматизацію збору даних і
дозволяє використовувати інструменти онлайн-моніторингу [48].
Енергосистеми на основі зеленого водню мають великий потенціал для застосування в
теплоенергетичних установках завдяки виробленню тепла (у вигляді пари) як побічного продукту, що
може бути утилізований для задоволення теплових навантажень [49], або у випадку
високотемпературного тепла, що відводиться від ТОПК, для виробництва додаткової електроенергії в
газових та/або парових турбінних циклах. Ці високоефективні комбінації виробництва енергії створять
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 41
необхідні та достатні умови для значного скорочення викидів вуглецю. У [50] змодельовано систему
«Сонячні панелі-ТОПК-Твердооскидний електролізер» для забезпечення електричного навантаження
100 кВт. Автори провели економічний аналіз на основі річного виробництва електроенергії в системі та
визначили конкурентну вартість одиниці електроенергії (~0,068$/кВт-год). У [51] запропоновано
«сонячно-зелено-водневу» систему, в якій високотемпературна пара від концентрованої
фотоелектричної установки подається до твердооскидного електролізера. Автори визначили, що
середньозважена вартість водню наразі є дуже високою (~4,6$/кг) і має знизитися до ~1,7$/кг до 2030
року, щоб стати економічно конкурентоспроможною порівняно з сірим воднем. Дослідження [52]
демонструє систему «Сонячні панелі-ПОМПК-Протонно-обмінний мембранний електролізер», де було
визначено, що рекуперація тепла відіграє важливу роль, оскільки вона допомагає підвищити
ефективність в обох випадках з 18 % до 59 % для конфігурацій з використанням лише електроенергії та
теплової енергії відповідно.
Окрім одночасного виробництва електроенергії, опалення та/або охолодження також можливо
генерувати додаткові продукти у так званих багатовекторних енергетичних системах (також відомих як
когенерація або системи полігенерації) [53]. Нещодавні дослідження вивчали експорт водню для
заправки транспортних засобів на ПК та забезпечення теплом мереж централізованого теплопостачання.
У [54] запропоновано багатовекторну енергетичну систему, де разом із виробництвом електроенергії та
тепла надлишковий зелений водень експортується як вихідний продукт. Система включає блок
протонно-обмінних мембранних електролізерів, де надлишкове тепло експортується в мережу
централізованого теплопостачання. У [55] проведено техніко-економічне дослідження запропонованої
фотоелектричної системи, яка одночасно забезпечувала електроенергією і теплом житловий район, а
також воднем для заправки транспортних засобів на ПК. Система включала блок ТОПК для
виробництва електроенергії та тепла, а також блок протонно-обмінних мембранних електролізерів для
виробництва водню. Інші нещодавні дослідження були зосереджені на можливості виробництва
опрісненої води в інтегрованих енергосистемах на основі зеленого водню. У [56] проведено техніко-
економічний аналіз системи на основі фотоелектричних перетворювачів на промисловому рівні, що
складається з електролізера, що живиться опрісненою морською водою, отриманою за допомогою
комбінованого зворотного осмосу або низькотемпературної дистиляції. Були розглянуті різні
конфігурації системи, що включали (залежно від обраної конфігурації) наступні блоки: зворотний осмос
морської води, безперервна електродеіонізація, низькотемпературна дистиляція та градирня. Автори
визначили, що запропонована система може забезпечити на 85 % нижчі операційні витрати, ніж при
зворотному осмосі. Дослідження [57] демонструє можливість розробки багатовекторної енергетичної
системи для побутового застосування, здатної генерувати електроенергію, тепло, охолодження та воду.
Система складалася з фотоелектричних теплових колекторів для виробництва електроенергії та тепла,
теплового насосу для охолодження / обігріву приміщення, блока паливних комірок для виробництва
додаткової електроенергії та тепла, електролізера для виробництва водню та блока зворотного осмосу
для виробництва питної води та гарячої води для побутових потреб. У [58] виконано оптимізацію моделі
системи, що складається з підсистеми зеленого водню (включаючи протонно-обмінний мембранний
електролізер, ПОМПК і накопичувачі) та опріснювальної установки зворотного осмосу, щоб
мінімізувати загальну вартість системи, втрати при передачі електроенергії та обмеження потужності.
Автори визначили, що запропонована система має потенціал скорочення викидів вуглецю до 42 %
порівняно з більш традиційними методами.
Мікромережі з утилізацією зеленого водню дозволяють більш оптимально використовувати
місцеві відновлювані джерела енергії, оскільки вони включають сезонне зберігання енергії, а також
усувають втрати при передачі та розподілі, що неминучі на централізованих електростанціях [59].
Останнім часом було проведено багато досліджень мікромереж на основі сонячних фотоелектричних
та/або вітроенергетичних установок, що включають як установки для виробництва, зберігання та
використання водню, так і акумуляторні накопичувачі [60]. Зокрема, надлишок енергії, що генерується
протягом літнього та міжсезонного періодів, утилізується у зимовий період, коли електроенергія, що
генерується фотоелектричними установками, обмежена [61]. У деяких дослідженнях основна увага
42 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
приділяється вдосконаленню існуючих конфігурацій або проведенню техніко-економічних досліджень
з метою зниження вартості та підвищення продуктивності. У [62] виконано вдосконалення існуючої
мікромережі на базі університету за допомогою трьох варіантів інтеграції для розподілу надлишкової
електроенергії, виробленої фотоелектричними установками, до: (а) акумуляторних батарей,
(б) електролізерної установки для генерації водню з подальшим використанням у газотурбінній
установці та (в) електролізерної установки для генерації водню з подальшим використанням у паливних
комірках. Автори розглянули встановлення максимальної геопросторово обмеженої кількості
фотоелектричних панелей, що призвело до 20 % прямого споживання, і дійшли висновку, що варіант (а)
є найкращим для короткострокового використання (тобто до одного дня), тоді як для більш тривалих
періодів найкращим є варіант (в). У [63] розроблено модель фотоелектричної водневої мікромережі для
аналізу економічних змін та змін викидів при збільшенні потужностей. У [61] виконано техніко-
економічне обґрунтування мікромережі «Сонячні панелі-Вітрова турбіна-Зелений водень» для
дослідження її потенціалу сезонного зберігання енергії. Автори дійшли висновку, що заміна дизельних
генераторів запропонованою мікромережею може скоротити викиди вуглецю до 27 %. У [64]
розроблено модель «зеленої» водневої мікромережі з сонячними панелями для застосування в одному
домогосподарстві. Автори дійшли висновку, що для такого дуже маломасштабного застосування це
наразі є економічно неефективним варіантом, насамперед, через високі капітальні витрати на
електролізер і паливні комірки. У [58] розроблено модель змішаного цілочисельного лінійного
програмування для визначення розмірів компонентів мікромережі на основі вітрових турбін. Під час
аналізу чутливості було визначено, що низька ефективність електролізера збільшує загальну вартість
системи, тоді як висока ефективність паливних комірок має найбільший вплив на мінімізацію загальної
вартості системи. У [65] розроблено стратегію оптимізації для мікромережі «Сонячні панелі-
Акумуляторні накопичувачі-Зелений водень», щоб максимізувати використання електроенергії від
фотоелектричної установки, визначивши два параметри продуктивності, а саме «незадоволене
електричне навантаження» і «надлишкову електроенергію». У [66] розроблено методологію оптимізації
для проєктування мікромереж фотоелектричних установок з акумуляторними накопичувачами,
інтегрованих зі сховищем водню, тепловим насосом і накопичувачем теплової енергії, для ефективного
керування взаємодією компонентів, включаючи визначення параметрів електролізера і паливних
комірок для максимізації ефективності зберігання.
Зелений водень для промислових процесів
Окремий інтерес становлять енергоємні галузі, в яких саме процес, а не лише електропостачання,
є джерелом викидів CO₂. До таких галузей належать сталеливарна промисловість (відновлення заліза
без коксу), хімічна промисловість (виробництво аміаку / метанолу на основі водню з електролізу),
паперова та поліграфічна промисловість (керування тепловими навантаженнями і піковими
споживаннями через гнучкі електролізерні модулі), а також розподілені виробничі галузі, де
електролізери використовуються як локальні поглиначі надлишкової потужності і засіб зниження
викидів.
Зелений водень розглядався як можлива робоча сировина, яка може допомогти декарбонізувати
кілька промислових процесів [67], а також забезпечити більшу автономність і захищеність від постійних
коливань ринку. У нещодавньому дослідженні [68] було виявлено, що інтеграція зеленого водню в
кілька промислових застосувань дає змогу скоротити викиди вуглецю в межах 30‒85 % (залежно від
конкретних випадків). У техніко-економічному дослідженні [69] було підкреслено важливість інтеграції
електролізерних установок для регулювання перевантажень, особливо у випадку розподілених галузей
промисловості, таких як хімічна, паперова та поліграфічна промисловість. У [70] проведено техніко-
екологічне дослідження для промислового сектору Кореї, спрямоване на скорочення викидів
парникових газів до 2050 року, що показало, що якщо електрифікація досягне 41 %, то викиди
парникових газів скоротяться щонайменше до 26 % порівняно зі звичайним рівнем викидів. У
нещодавніх дослідженнях проникнення зеленого водню також вивчалося для конкретних промислових
застосувань. У [71] досліджено використання зеленого водню у сталеливарній промисловості для
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 43
скорочення викидів вуглецю на сталеливарних заводах. Автори запропонували скоротити споживання
енергії та викиди вуглецю шляхом рекуперації високоякісного тепла, що відводиться із супутніх
процесів, і подальшого використання його в розплавлених шлакових продуктах. У схожому дослідженні
[72] проведено техніко-економічний аналіз для сталеливарної промисловості з використанням наземної
генерації зеленого водню з вітровими турбінами з урахуванням різних варіантів конфігурації на основі
середньозваженої вартості водню. Результати дослідження показали, що інтеграція зеленого водню на
заводах може допомогти скоротити викиди вуглецю до 88 %, хоча це вимагатиме збільшення загальних
витрат, із середньозваженою вартістю водню ~6,5$/кгН2.
4. Обговорення
Конкурентоспроможність енергосистем на основі зеленого водню залежить від вирішення кількох
ключових проблем:
− Проникнення енергосистем на основі зеленого водню на енергетичні ринки відбувається
повільно через високу капітальну вартість ключових компонентів (електрогенератори на основі ВДЕ,
паливні комірки та електролізери). Хоча в останні роки вартість однієї з найперспективніших
технологій (сонячні панелі) значно знизилася, однією з найбільших проблем на сьогоднішній день є
виробництво зеленого водню за конкурентною ціною. Нинішній високий показник середньозваженої
вартості водню є результатом високої капітальної вартості більшості електролізерних технологій. З
іншого боку, вартість більшості відповідних типів паливних комірок (наприклад, ПОМПК і ТОПК)
також значно знизилася, але необхідне подальше зниження.
− Практична відсутність повністю готових рішень енергосистем на основі зеленого водню
робить їх неконкурентоспроможними, оскільки збірка індивідуальних рішень вимагає високих
трудових і виробничих витрат.
У найближчому майбутньому значний потенціал для досліджень і розробок мають наступні сфери:
− Децентралізоване застосування є однією з областей, що викликають значний інтерес для
використання зеленого водню, оскільки вони дозволяють системам працювати з високим рівнем
автономності протягом усього року. Це допомагає обмежити перевантаження в центральній
електромережі та додатково зменшити пікові навантаження на електростанції, що входять до складу
ОЕС України.
− Технології «Power-to-GreenHydrogen» можуть забезпечити значну перевагу з точки зору
збільшення частки відновлюваних джерел енергії в різних сферах застосування та масштабах. Крім
того, зелений водень забезпечує необхідну гнучкість для підвищення самодостатності
децентралізованих рішень та усунення викидів парникових газів через сезонне зберігання.
− Мікромережі з інтегрованими енергосистемами на основі зеленого водню викликають
значний інтерес в останніх дослідженнях. Очікується, що такі системи стануть популярними на
енергетичному ринку в майбутньому, оскільки вони можуть забезпечити повну (або майже повну)
автономію зі 100 % потужністю та корисною енергією на основі відновлюваних джерел енергії.
Оскільки мікромережі можуть працювати за схемами високої гнучкості (автономно, з'єднані з іншими
мікромережами або підключені до центральної мережі), вони значною мірою усувають потребу у
великих водневих сховищах, що також сприяє зниженню загальних капітальних витрат.
5. Висновки
У роботі систематизовано технологічний ланцюг «виробництво–зберігання–транспортування–
використання» зеленого водню в контексті стаціонарного застосування у промислових процесах.
На боці генерації розглянуто лужні, протонно-обмінні мембранні та твердооксидні електролізери
з їхніми компромісами між капітальними й операційними витратами та ККД; на боці зберігання —
стиснений H2 (CGH2), зріджений H₂ (LH2), рідкі органічні носії водню (LOHC) та аміак (NH₃) з типовими
діапазонами робочих параметрів і питомих витрат.
Для логістики встановлено, що CGH₂ є доцільним на коротких відстанях / невеликих потоках;
LOHC стають конкурентними на відстанях > 150 км; NH₃ і LH₂ релевантні для великих партій та
44 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
морських перевезень, хоч і потребують додаткових перетворень (зрідження / крекінг) з відповідними
енерговитратами.
Для кінцевого використання показано, що мікромережі з підсистемою H₂ забезпечують високу
гнучкість і можуть зменшувати потребу у великих сезонних сховищах завдяки оптимальному
управлінню режимами роботи, тоді як у важкій промисловості H₂ відкриває прямі маршрути глибокої
декарбонізації.
Отже, застосування водню слід зосереджувати у секторах, де воно термодинамічно й економічно
обґрунтоване: чорна металургія, хімічна промисловість (аміак, метанол), нафтопереробка
(гідропроцеси), а також енергосистеми з довготривалим (сезонним) зберіганням і мультивекторною
інтеграцією. Перспективні тенденції розвитку водневих технологій – здешевлення електролізерів,
підвищення довговічності паливних комірок, зниження втрат у ланцюгах
стискання / зрідження / крекінгу, а також безпека і стандартизація інфраструктури. Такий вектор
розвитку водневих технологій, як показав наш огляд, є найбільш оптимістичним і релістичним з точки
зору масштабування декарбонізаційних технологій та підвищення надійності енергопостачання,
енергетичної безпеки в цілому.
Посилання
1. International Energy Agency (IEA). World Energy Outlook 2019. Paris, 2019. URL:
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019 (Last accessed: 06.12.2025).
2. United Nations Framework Convention on Climate Change. Paris Agreement. Bonn, 2015. URL:
https://unfccc.int/sites/default/files/english_paris_agreement.pdf (Last accessed: 06.12.2025).
3. Sotnyk I., Sasse J.-P., Trutnevyte E. Decarbonizing Ukraine's electricity sector in 2035: scenario analysis. Energy
and Climate Change. 2024. Vol. 6. 100170. https://doi.org/10.1016/j.egycc.2024.100170
4. Boichenko S. Benchmarking the efficiency of hydrogen accumulation and storage as a motor fuel. Science-Based
Technologies. 2020. Vol. 48. No. 4. P. 496–512. https://doi.org/10.18372/2310-5461.48.15093
5. Boichenko S., Kuberskyi I., Shkilniuk I., Danilin O., Kryuchkov A., Rozen V., Khotian A., Sokolovska N.,
Yakovlieva A., Pavlovskyi M. Prospects of electricity generation through the use of alternative sources such as
waste tires processing products. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. 2024. Vol. 5. No. 8(131).
P. 6–21. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2024.313823
6. Boichenko S., Chen L. Comparative analysis of hydrogen production, accumulation, distribution, and storage
systems. System Research in Energy. 2024. No. 3(79). P. 13–20. https://doi.org/10.15407/srenergy2024.03.013
7. Boichenko S., Danilin O., Shkilniuk I., Yakovlieva A., Khotian A., Pavlovskyi M., Lysak R., Shamanskyi S.,
Kryuchkov A., Tarasiuk O. Substantiating the expediency of using hydrogen fuel cells in electricity generation.
Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. 2023. Vol. 3. No. 8(123). P. 17–29.
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2023.280046
8. Boichenko S., Tarasiuk O. World Practicies and Prospects of Using Hydrogen as a Motor Fuel. 2022 IEEE 8th
International Conference on Energy Smart Systems (ESS) (pp. 1–6). Kyiv, Ukraine, 2022.
https://doi.org/10.1109/ESS57819.2022.9969276
9. Bornemann L., Lange J., Kaltschmitt M. A rigorous optimization method for long-term multi-stage investment
planning: Integration of hydrogen into a decentralized multi-energy system. Energy Reports. 2025. Vol. 13. Р. 117–
139. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2024.11.079
10. Wang J., Webley P. A., Hughes T. J. Thermodynamic modelling of low fill levels in cryogenic storage tanks for
application to liquid hydrogen maritime transport. Applied Thermal Engineering. 2024. Vol. 256. 124054.
https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2024.124054
11. Marocco P., Novo R., Lanzini A., Mattiazzo G., Santarelli M. Towards 100% renewable energy systems: The role
of hydrogen and batteries. Journal of Energy Storage. 2023. Vol. 57. 106306.
https://doi.org/10.1016/j.est.2022.106306
12. International Energy Agency (IEA). Global Hydrogen Review 2025. Paris, 2025. URL:
https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025 (Last accessed: 06.12.2025).
13. Inamuddin I., Altalhi T., Adnan S. M., Amin M. A. Hydrogen Production. Hoboken, NJ; Beverly, MA: Wiley–
Scrivener, 2022. 350 p. ISBN 978-1-119-82934-8.
14. Yousaf M., Deng J., Liu Y., He C., Chen T., Tao Y., Shao J. Advances in Materials Development for Solid Oxide
Electrolysis: To Overcome Fuel Efficiency and Durability Challenges via Nanoengineering Techniques. ACS
Sustainable Chemistry & Engineering. 2025. Vol. 13. Iss. 43. P. 18377–18408.
https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.5c02200
15. Franzmann D., Heinrichs H., Lippkau F., Addanki T., Winkler C., Buchenberg P., Hamacher T., Blesl M.,
Linßen J., Stolten D. Green hydrogen cost-potentials for global trade. International Journal of Hydrogen Energy.
2023. Vol. 48. Iss. 85. P. 33062‒33076. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.05.012
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019
https://unfccc.int/sites/default/files/english_paris_agreement.pdf
https://doi.org/10.1016/j.egycc.2024.100170
https://doi.org/10.18372/2310-5461.48.15093
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2024.313823.
https://doi.org/10.15407/srenergy2024.03.013.
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2023.280046.
https://doi.org/10.1016/j.egyr.2024.11.079
https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2024.124054
https://doi.org/10.1016/j.est.2022.106306
https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025
https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.5c02200
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.05.012
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 45
16. Marini S., Salvi P., Nelli P., Pesenti R., Villa M., Berrettoni M., Zangari G., Kiros Y. Advanced alkaline water
electrolysis. Electrochimica Acta. 2012. Vol. 82. Р. 384–391. https://doi.org/10.1016/j.electacta.2012.05.011
17. Sebbahi S., Nabil N., Alaoui-Belghiti A., Laasri S., Rachidi S., Hajjaji A. Assessment of the three most developed
water electrolysis technologies: Alkaline Water Electrolysis, Proton Exchange Membrane and Solid-Oxide
Electrolysis. Materials Today: Proceedings. 2022. Vol. 66. P. 140‒145.
https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.04.264
18. Zeng K., Zhang D. Recent progress in alkaline water electrolysis for hydrogen production and applications. Progress
in Energy and Combustion Science. 2010. Vol. 36. Iss. 3. Р. 307–326. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2009.11.002
19. Brauns J., Schönebeck J., Kraglund M. R., Aili D., Hnát J., Žitka J., Mues W., Jensen J. O., Bouzek K., Turek T.
Evaluation of Diaphragms and Membranes as Separators for Alkaline Water Electrolysis. Journal of the
Electrochemical Society. 2021. Vol. 168. Iss. 1. 014510. https://doi.org/10.1149/1945-7111/abda57
20. Kotowicz J., Baszczeńska O., Niesporek K. Cost of Green Hydrogen. Energies. 2024. Vol. 17. Iss. 18. 4651.
https://doi.org/10.3390/en17184651
21. Zhu P., Mae M., Matsuhashi R. Techno-Economic Analysis of Grid-Connected Hydrogen Production via Water
Electrolysis. Energies. 2024. Vol. 17. Iss. 7. 1653. https://doi.org/10.3390/en17071653
22. Povacz L., Bhandari R. Analysis of the Levelized Cost of Renewable Hydrogen in Austria. Sustainability. 2023.
Vol. 15. Iss. 5. 4575. https://doi.org/10.3390/su15054575
23. Polakovičová D., Variny M. Evaluating the Role of Hydrogen as an Energy Carrier: Perspectives on Low-Emission
Applications. Hydrogen. 2025. Vol. 6. Iss. 4. 86. https://doi.org/10.3390/hydrogen6040086
24. Berstad D., Gardarsdottir S., Roussanaly S., Voldsund M., Ishimoto Y., Nekså P. Liquid hydrogen as prospective
energy carrier: a brief review and discussion of underlying assumptions applied in value chain analysis. Renewable
and Sustainable Energy Reviews. 2022. Vol. 154. 111772. https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111772
25. Hönig F., Rupakula G. D., Duque-Gonzalez D., Ebert M., Blum U. Enhancing the Levelized Cost of Hydrogen with
the Usage of Byproduct Oxygen. Energies. 2023. Iss. 16. Iss. 12. 4829. https://doi.org/10.3390/en16124829
26. Mulder S., Klein S. Techno-Economic Comparison of Electricity Storage with Hydrogen vs. Batteries. Energies.
2024. Vol. 17. Iss. 5. 1084. https://doi.org/10.3390/en17051084
27. Abdin Z., Khalilpour K., Catchpole K. Projecting the levelized cost of large scale hydrogen storage for stationary
applications. Energy conversion and management. 2022. Vol. 270. 116241.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.116241
28. Eberle U., Felderhoff M., Schüth F. Chemical and physical solutions for hydrogen storage. Angewandtechemie
international edition. 2009. Vol. 48. Iss. 36. P. 6608–6630. https://doi.org/10.1002/anie.200806293
29. Kubilay Karayel G., Javani N., Dincer I. A comprehensive assessment of energy storage options for green hydrogen.
Energy conversion and management. 2023. Vol. 291. 117311. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117311
30. Aziz M. Liquid Hydrogen: A Review on Liquefaction, Storage, Transportation, and Safety. Energies. 2021. Vol. 14.
5917. https://doi.org/10.3390/en14185917
31. Klopčič N., Stöhr T., Grimmer I., Sartory M., Trattner A. Refurbishment of Natural Gas Pipelines towards 100%
Hydrogen — A Thermodynamic-Based Analysis. Energies. 2022. Vol. 15. Iss. 24. 9370.
https://doi.org/10.3390/en15249370
32. Negro V., Noussan M., Chiaramonti D. The Potential Role of Ammonia for Hydrogen Storage and Transport: A
Critical Review of Challenges and Opportunities. Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 17. 6192.
https://doi.org/10.3390/en16176192
33. Cava C., Gagliardi G. G., Piscolla E., Borello D. Techno-Economic Analysis of Hydrogen Transport via Truck
Using Liquid Organic Hydrogen Carriers. Processes. 2025. Vol. 13. Iss. 4. 1081.
https://doi.org/10.3390/pr13041081
34. Saygin D., Wagner N., Gielen D. Ammonia Production from Clean Hydrogen and the Implications for Global
Natural Gas Demand. Sustainability. 2023. Vol. 15. Iss. 2. 1623. https://doi.org/10.3390/su15021623
35. Joyo F. H., Falasco A., Groppi D., Sferra A. S., Astiaso Garcia D. Hydrogen and Ammonia Production and
Transportation from Offshore Wind Farms: A Techno-Economic Analysis. Energies. 2025. Vol. 18. Iss. 9. 2292.
https://doi.org/10.3390/en18092292
36. O'Hayre R., Cha S.-W., Colella W., Prinz F. B. Chapter 10: Overview of fuel cell systems. Fuel cell fundamentals
(pp. 347–392). Hoboken, NJ, USA, 2016. https://doi.org/10.1002/9781119191766.ch10
37. Larminie J., Dicks A. Fuel cell systems analysed. Fuel cell systems explained (pp. 369–389). West Sussex, England,
2013. https://doi.org/10.1002/9781118878330.ch11
38. Jiang S. P., Li Q. Protonic ceramic oxide fuel cells, microbial fuel cells, and biofuel cells. Introduction to fuel cells
(pp. 695–721). Singapore, 2021. https://doi.org/10.1007/978-981-10-7626-8_16
39. Introduction to fuel cells: electrochemistry and materials. Focus on catalysts. 2020. Vol. 2020. Iss. 9. 7.
https://doi.org/10.1016/j.focat.2020.08.052
40. Farooque M., Maru H. C. Fuel cells-the clean and efficient power generators. Proceedings of the IEEE. 2001.
Vol. 89. Iss. 12. P. 1819–1829. https://doi.org/10.1109/5.975917
41. Guan P., Zou Y., Zhang M., Zhong W., Xu J., Lei J., Ding H., Feng W., Liu F., Zhang Y. High-temperature low-
humidity proton exchange membrane with “stream-reservoir” ionic channels for high-power-density fuel cells.
Science advances. 2023. Vol. 9. Iss. 17. https://doi.org/10.1126/sciadv.adh1386
https://doi.org/10.1016/j.electacta.2012.05.011
https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.04.264
https://doi.org/10.1016/j.pecs.2009.11.002
https://doi.org/10.1149/1945-7111/abda57
https://doi.org/10.3390/en17071653
https://doi.org/10.3390/su15054575
https://doi.org/10.3390/hydrogen6040086
https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111772
https://doi.org/10.3390/en16124829
https://doi.org/10.3390/en17051084
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.116241
https://doi.org/10.1002/anie.200806293
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117311
https://doi.org/10.3390/en14185917
https://doi.org/10.3390/en15249370
https://doi.org/10.3390/en16176192
https://doi.org/10.3390/pr13041081
https://doi.org/10.3390/su15021623
https://doi.org/10.3390/en18092292
https://doi.org/10.1002/9781119191766.ch10
https://doi.org/10.1002/9781118878330.ch11
https://doi.org/10.1007/978-981-10-7626-8_16
https://doi.org/10.1016/j.focat.2020.08.052
https://doi.org/10.1109/5.975917
https://doi.org/10.1126/sciadv.adh1386
46 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
42. Baroutaji A., Arjunan A., Ramadan M., Robinson J., Alaswad A., Abdelkareem M. A., Olabi A.-G. Advancements
and prospects of thermal management and waste heat recovery of PEMFC. International journal of thermofluids.
2021. Vol. 9. 100064. https://doi.org/10.1016/j.ijft.2021.100064
43. International Energy Agency (IEA). Global hydrogen review 2022. URL: https://www.iea.org/reports/global-
hydrogen-review-2022 (Last accessed: 06.12.2025).
44. Pavić I., Čović N., Pandžić H. PV–battery-hydrogen plant: cutting green hydrogen costs through multi-market
positioning. Applied energy. 2022. Vol. 328. 120103. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2022.120103
45. Shaygan M., Ehyaei M. A., Ahmadi A., El Haj Assad M., Silveira J. L. (2019). Energy, exergy, advanced exergy
and economic analyses of hybrid polymer electrolyte membrane (PEM) fuel cell and photovoltaic cells to produce
hydrogen and electricity. Journal of cleaner production. Vol. 234. P. 1082–1093.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2019.06.298
46. Arsalis A., Alexandrou A. N., Georghiou G. E. Thermoeconomic modeling of a completely autonomous, zero-
emission photovoltaic system with hydrogen storage for residential applications. Renewable energy. 2018. Vol. 126.
P. 354–369. https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.03.060
47. Zhang Z., Sato K., Nagasaki Y., Tsuda M., Miyagi D., Komagome T., Tsukada K., Hamajima T., Ishii Y.,
Yonekura D. Continuous operation in an electric and hydrogen hybrid energy storage system for renewable power
generation and autonomous emergency power supply. International journal of hydrogen energy. 2019. Vol. 44.
Iss. 41. P. 23384–23395. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.07.028
48. Nasri S., Sami B. S., Cherif A. Power management strategy for hybrid autonomous power system using hydrogen
storage. International journal of hydrogen energy. 2016. Vol. 41. Iss. 2. P. 857–865.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2015.11.085
49. Zhang Y. Influence of capital cost input on optimized round-trip efficiency of pumped thermal electricity storage
under finite time thermoeconomic optimization. Journal of energy storage. 2024. Vol. 103. P. 114285.
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.114285
50. Akikur R. K., Saidur R., Ping H. W., Ullah K. R. Performance analysis of a co-generation system using solar energy
and SOFC technology. Energy conversion and management. 2014. Vol. 79. P. 415–430.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2013.12.036
51. Zhang Y., Wang Z., Du Z., Li Y., Qian M., Van herle J., Wang L. Techno-economic analysis of solar hydrogen
production via PV power/concentrated solar heat driven solid oxide electrolysis with electrical/thermal energy
storage. Journal of energy storage. 2023. Vol. 72. 107986. https://doi.org/10.1016/j.est.2023.107986
52. Byun J., Go J., Kim C., Heo Y. Reliability, economic, and environmental analysis of fuel-cell-based hybrid
renewable energy networks for residential communities. Energy conversion and management. 2023. Vol. 284.
116964. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.116964
53. Cao S., Alanne K. Technical feasibility of a hybrid on-site H2 and renewable energy system for a zero-energy
building with a H2 vehicle. Applied energy. 2015. Vol. 158. P. 568–583.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.08.009
54. Burrin D., Roy S., Roskilly A. P., Smallbone A. A combined heat and green hydrogen (CHH) generator integrated
with a heat network. Energy conversion and management. 2021. Vol. 246. 114686.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2021.114686
55. Wilke C., Bensmann A., Martin S., Utz A., Hanke-Rauschenbach R. Optimal design of a district energy system
including supply for fuel cell electric vehicles. Applied energy. 2018. Vol. 226. P. 129–144.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.05.102
56. Ellersdorfer P., Omar A., Taylor R. A., Daiyan R., Leslie G. Multi-effect distillation: a sustainable option to large-
scale green hydrogen production using solar energy. International journal of hydrogen energy. 2023. Vol. 48.
Iss. 81. P. 31491‒31505. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.04.261
57. Jafarian M., Assareh E., Ershadi A., Wang X. Optimal tariffs of resources and users scale size for a combined
cooling, heat, power and water (CCHP-RO) system from energy, economic, and environmental point of view.
Energy and buildings. 2023. Vol. 297. 113480. https://doi.org/10.1016/j.enbuild.2023.113480
58. Liu B., Rahimpour H., Musleh A. S., Zhang D., Thattai K., Dong Z. Y. Multi-objective optimal day-ahead
scheduling of desalination-hydrogen system powered by hybrid renewable energy sources. Journal of cleaner
production. 2023. Vol. 414. 137737. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.137737
59. Arsalis A., Georghiou G. E., Papanastasiou P. Recent research progress in hybrid photovoltaic–regenerative
hydrogen fuel cell microgrid systems. Energies. 2022. Vol. 15. Iss. 10. 3512. https://doi.org/10.3390/en15103512
60. Giovanniello M. A., Wu X.-Y. Hybrid lithium-ion battery and hydrogen energy storage systems for a wind-supplied
microgrid. Applied energy. 2023. Vol. 345. 121311. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121311
61. De la Cruz-Soto J., Azkona-Bedia I., Velazquez-Limon N., Romero-Castanon T. A techno-economic study for a
hydrogen storage system in a microgrid located in baja California, Mexico. Levelized cost of energy for power to
gas to power scenarios. International journal of hydrogen energy. 2022. Vol. 47. Iss. 70.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.03.026
62. Thai C., Brouwer J. Decarbonizing a solar PV and gas turbine microgrid with hydrogen and batteries. Energy
conversion and management. 2023. Vol. 292. 117391. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117391
https://doi.org/10.1016/j.ijft.2021.100064
https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2022
https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2022
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2022.120103
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2019.06.298
https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.03.060
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.07.028
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2015.11.085
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.114285
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2013.12.036
https://doi.org/10.1016/j.est.2023.107986
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.116964
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.08.009
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2021.114686
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.05.102
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.04.261
https://doi.org/10.1016/j.enbuild.2023.113480
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.137737
https://doi.org/10.3390/en15103512
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121311
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.03.026
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117391
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 47
63. Okubo T., Shimizu T., Hasegawa K., Kikuchi Y., Manzhos S., Ihara M. Factors affecting the techno-economic and
environmental performance of on-grid distributed hydrogen energy storage systems with solar panels. Energy. 2023.
Vol. 269. 126736. https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.126736
64. Navas S. J., Cabello González G. M., Pino F. J. Hybrid power-heat microgrid solution using hydrogen as an energy
vector for residential houses in Spain. A case study. Energy conversion and management. 2022. Vol. 263. P. 115724.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.115724
65. Sharma R., Murthy S. S., Dutta P., Rao B. S. Performance of solid state hydrogen storage assisted standalone
polygeneration microgrids for various climatic zones of India. Energy. 2022. Vol. 258. 124869.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124869
66. Ancona M. A., Catena F., Ferrari F. Optimal design and management for hydrogen and renewables based hybrid
storage micro-grids. International journal of hydrogen energy. 2022. Vol. 48. Iss. 54. P. 20844‒20860.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.10.204
67. Zaiter I., Ramadan M., Bouabid A., El-Fadel M., Mezher T. Potential utilization of hydrogen in the UAE's industrial
sector. Energy. 2023. Vol. 280. 128108. https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.128108
68. Ibrahim Y., Al-Mohannadi D. M. Optimization of low-carbon hydrogen supply chain networks in industrial clusters.
International journal of hydrogen energy. 2023. Vol. 48. Iss. 36. P. 13325‒13342.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.12.090
69. Kostelac M., Pavić I., Capuder T. Economic and environmental valuation of green hydrogen decarbonisation
process for price responsive multi-energy industry prosumer. Applied energy. 2023. Vol. 347. P. 121484.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121484
70. Lieberwirth M., Hobbie H. Decarbonizing the industry sector and its effect on electricity transmission grid
operation–Implications from a model based analysis for Germany. Journal of cleaner production. 2023. Vol. 402.
136757. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.136757
71. Yang H. Y., Ahn Y.-H. Analysis of electrification and its greenhouse gas reduction potential in the industrial sector
of Korea using mixed methods. Journal of cleaner production. 2023. Vol. 419. 138160.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.138160
72. Patnaik D., Pattanaik A. K., Bagal D. K., Rath A. Reducing CO2 emissions in the iron industry with green hydrogen.
International journal of hydrogen energy. 2023. Vol. 48. Iss. 61. P. 23449‒23458.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.03.099
73. Superchi F., Mati A., Carcasci C., Bianchini A. Techno-economic analysis of wind-powered green hydrogen
production to facilitate the decarbonization of hard-to-abate sectors: a case study on steelmaking. Applied energy.
2023. Vol. 342. P. 121198. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121198
References
1. International Energy Agency. (2019). World Energy Outlook 2019. Retrieved December 6, 2025, from
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019
2. United Nations Framework Convention on Climate Change. (2015). Paris Agreement. Bonn. Retrieved December
6, 2025, from https://unfccc.int/sites/default/files/english_paris_agreement.pdf
3. Sotnyk, I., Sasse, J.-P., & Trutnevyte, E. (2024). Decarbonizing Ukraine's electricity sector in 2035: scenario
analysis. Energy and climate change, 6, 100170. https://doi.org/10.1016/j.egycc.2024.100170
4. Boichenko, S. (2020). Benchmarking the efficiency of hydrogen accumulation and storage as a motor fuel. Science-
Based Technologies, 48(4), 496–512. https://doi.org/10.18372/2310-5461.48.15093
5. Boichenko, S., Kuberskyi, I., Shkilniuk, I., Danilin, O., Kryuchkov, A., Rozen, V., Khotian, A., Sokolovska, N.,
Yakovlieva, A., & Pavlovskyi, M. (2024). Prospects of electricity generation through the use of alternative sources
such as waste tires processing products. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 5(8) (131), 6–21.
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2024.313823
6. Boichenko, S., & Chen, L. (2024). Comparative analysis of hydrogen production, accumulation, distribution, and
storage systems. System Research in Energy, 3(79), 13–20. https://doi.org/10.15407/srenergy2024.03.013
7. Boichenko, S., Danilin, O., Shkilniuk, I., Yakovlieva, A., Khotian, A., Pavlovskyi, M., Lysak, R., Shamanskyi, S.,
Kryuchkov, A., & Tarasiuk, O. (2023). Substantiating the expediency of using hydrogen fuel cells in electricity
generation. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 3(8) (123), 17–29.
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2023.280046
8. Boichenko, S., & Tarasiuk, O. (2022). World Practicies and Prospects of Using Hydrogen As a Motor Fuel. 2022
IEEE 8th International Conference on Energy Smart Systems (ESS) (pp. 1–6). Kyiv, Ukraine.
https://doi.org/10.1109/ESS57819.2022.9969276
9. Bornemann, L., Lange, J., & Kaltschmitt, M. (2025). A rigorous optimization method for long-term multi-stage
investment planning: integration of hydrogen into a decentralized multi-energy system. Energy reports, 13, 117–
139. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2024.11.079
10. Wang, J., Webley, P. A., & Hughes, T. J. (2024). Thermodynamic modelling of low fill levels in cryogenic storage
tanks for application to liquid hydrogen maritime transport. Applied Thermal Engineering, 256, 124054.
https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2024.124054
https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.126736
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.115724
https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124869
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.10.204
https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.128108
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.12.090
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121484
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.136757
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.138160
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.03.099
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121198
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019
https://unfccc.int/sites/default/files/english_paris_agreement.pdf
https://doi.org/10.1016/j.egycc.2024.100170
https://doi.org/10.18372/2310-5461.48.15093
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2024.313823.
https://doi.org/10.15407/srenergy2024.03.013
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2023.280046.
https://doi.org/10.1016/j.egyr.2024.11.079
https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2024.124054
48 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
11. Marocco, P., Novo, R., Lanzini, A., Mattiazzo, G., & Santarelli, M. (2023). Towards 100% renewable energy
systems: the role of hydrogen and batteries. Journal of energy storage, 57, 106306.
https://doi.org/10.1016/j.est.2022.106306
12. International Energy Agency. (2025). Global hydrogen review 2025. Paris. Retrieved December 6, 2025, from
https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025
13. Inamuddin, I., Altalhi, T., Adnan, S. M., & Amin, M. A. (2022). Hydrogen production. Wiley & Sons, Incorporated,
John.
14. Yousaf, M., Deng, J., Liu, Y., He, C., Chen, T., Tao, Y., & Shao, J. (2025). Advances in Materials Development for
Solid Oxide Electrolysis: To Overcome Fuel Efficiency and Durability Challenges via Nanoengineering Techniques.
ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 13(43), 18377–18408. https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.5c02200
15. Franzmann, D., Heinrichs, H., Lippkau, F., Addanki, T., Winkler, C., Buchenberg, P., Hamacher, T., Blesl, M.,
Linßen, J., & Stolten, D. (2023). Green hydrogen cost-potentials for global trade. International Journal of Hydrogen
Energy, 48(85), 33062‒33076. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.05.012
16. Marini, S., Salvi, P., Nelli, P., Pesenti, R., Villa, M., Berrettoni, M., Zangari, G., & Kiros, Y. (2012). Advanced
alkaline water electrolysis. Electrochimica acta, 82, 384–391. https://doi.org/10.1016/j.electacta.2012.05.011
17. Sebbahi, S., Nabil, N., Alaoui-Belghiti, A., Laasri, S., Rachidi, S., & Hajjaji, A. (2022). Assessment of the three
most developed water electrolysis technologies: Alkaline Water Electrolysis, Proton Exchange Membrane and
Solid-Oxide Electrolysis. Materials today: proceedings, 66, 140‒145. https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.04.264
18. Zeng, K., & Zhang, D. (2010). Recent progress in alkaline water electrolysis for hydrogen production and
applications. Progress in energy and combustion science, 36(3), 307–326.
https://doi.org/10.1016/j.pecs.2009.11.002
19. Brauns, J., Schönebeck, J., Kraglund, M. R., Aili, D., Hnát, J., Žitka, J., Mues, W., Jensen, J. O., Bouzek, K., &
Turek, T. (2021). Evaluation of diaphragms and membranes as separators for alkaline water electrolysis. Journal of
the electrochemical society, 168(1), 014510. https://doi.org/10.1149/1945-7111/abda57
20. Kotowicz, J., Baszczeńsk, O., & Niesporek, K. (2024). Cost of Green Hydrogen. Energies, 17(18), 4651.
https://doi.org/10.3390/en17184651
21. Zhu, P., Mae, M., & Matsuhashi, R. (2024). Techno-Economic Analysis of Grid-Connected Hydrogen Production
via Water Electrolysis. Energies, 17(7), 1653. https://doi.org/10.3390/en17071653
22. Povacz, L., & Bhandari, R. (2023). Analysis of the Levelized Cost of Renewable Hydrogen in Austria.
Sustainability, 15(5), 4575. https://doi.org/10.3390/su15054575
23. Polakovičová, D., & Variny, M. (2025). Evaluating the Role of Hydrogen as an Energy Carrier: Perspectives on
Low-Emission Applications. Hydrogen, 6(4), 86. https://doi.org/10.3390/hydrogen6040086
24. Berstad, D., Gardarsdottir, S., Roussanaly, S., Voldsund, M., Ishimoto, Y., & Nekså, P. (2022). Liquid hydrogen as
prospective energy carrier: a brief review and discussion of underlying assumptions applied in value chain analysis.
Renewable and Sustainable Energy Reviews, 154, 111772. https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111772
25. Hönig, F., Rupakula, G. D., Duque-Gonzalez, D., Ebert, M., & Blum, U. (2023). Enhancing the Levelized Cost of
Hydrogen with the Usage of Byproduct Oxygen. Energies, 16(12), 4829. https://doi.org/10.3390/en16124829
26. Mulder, S., & Klein, S. (2024). Techno-Economic Comparison of Electricity Storage with Hydrogen vs. Batteries.
Energies, 17(5), 1084. https://doi.org/10.3390/en17051084
27. Abdin, Z., Khalilpour, K., & Catchpole, K. (2022). Projecting the levelized cost of large scale hydrogen storage for
stationary applications. Energy conversion and management, 270, 116241.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.116241
28. Eberle, U., Felderhoff, M., & Schüth F. (2009). Chemical and physical solutions for hydrogen storage.
Angewandtechemie international edition, 48(36), 6608–6630. https://doi.org/10.1002/anie.200806293
29. Kubilay Karayel, G., Javani, N., & Dincer, I. (2023). A comprehensive assessment of energy storage options for
green hydrogen. Energy conversion and management, 291, 117311.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117311
30. Aziz, M. (2021). Liquid Hydrogen: A Review on Liquefaction, Storage, Transportation, and Safety. Energies, 14,
5917. https://doi.org/10.3390/en14185917
31. Klopčič, N., Stöhr, T., Grimmer, I., Sartory, M., & Trattner, A. (2022). Refurbishment of Natural Gas Pipelines
towards 100% Hydrogen — A Thermodynamic-Based Analysis. Energies, 15(24), 9370.
https://doi.org/10.3390/en15249370
32. Negro, V., Noussan, M., & Chiaramonti, D. (2023). The Potential Role of Ammonia for Hydrogen Storage and
Transport: A Critical Review of Challenges and Opportunities. Energies, 16(17), 6192.
https://doi.org/10.3390/en16176192
33. Cava, C., Gagliardi, G. G., Piscolla, E., & Borello, D. (2025). Techno-Economic Analysis of Hydrogen Transport
via Truck Using Liquid Organic Hydrogen Carriers. Processes, 13(4), 1081. https://doi.org/10.3390/pr13041081
34. Saygin, D., Wagner, N., & Gielen, D. (2023). Ammonia Production from Clean Hydrogen and the Implications for
Global Natural Gas Demand. Sustainability, 15(2), 1623. https://doi.org/10.3390/su15021623
35. Joyo, F. H., Falasco, A., Groppi, D., Sferra, A. S., & Astiaso Garcia, D. (2025). Hydrogen and Ammonia Production
and Transportation from Offshore Wind Farms: A Techno-Economic Analysis. Energies, 18(9), 2292.
https://doi.org/10.3390/en18092292
https://doi.org/10.1016/j.est.2022.106306
https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.05.012
https://doi.org/10.1016/j.electacta.2012.05.011
https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.04.264
https://doi.org/10.1016/j.pecs.2009.11.002
https://doi.org/10.1149/1945-7111/abda57
https://doi.org/10.3390/en17071653
https://doi.org/10.3390/su15054575
https://doi.org/10.3390/hydrogen6040086
https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111772
https://doi.org/10.3390/en16124829
https://doi.org/10.3390/en17051084
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.116241
https://doi.org/10.1002/anie.200806293
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117311
https://doi.org/10.3390/en14185917
https://doi.org/10.3390/en15249370
https://doi.org/10.3390/en16176192
https://doi.org/10.3390/pr13041081
https://doi.org/10.3390/su15021623
https://doi.org/10.3390/en18092292
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 49
36. O'Hayre, R., Cha, S.-W., Colella, W., & Prinz, F. B. (2016). Chapter 10: Overview of fuel cell systems. Fuel cell
fundamentals (pp. 347–392). Hoboken, NJ, USA. https://doi.org/10.1002/9781119191766.ch10
37. Larminie, J., & Dicks, A. (2013). Fuel cell systems analysed. Fuel cell systems explained (pp. 369–389). West
Sussex, England. https://doi.org/10.1002/9781118878330.ch11
38. Jiang, S. P., & Li, Q. (2021). Protonic ceramic oxide fuel cells, microbial fuel cells, and biofuel cells. Introduction
to fuel cells (pp. 695–721). Singapore. https://doi.org/10.1007/978-981-10-7626-8_16
39. Introduction to fuel cells: electrochemistry and materials. (2020). Focus on catalysts, 2020(9), 7.
https://doi.org/10.1016/j.focat.2020.08.052
40. Farooque, M., & Maru, H. C. (2001). Fuel cells-the clean and efficient power generators. Proceedings of the IEEE,
89(12), 1819–1829. https://doi.org/10.1109/5.975917
41. Guan, P., Zou, Y., Zhang, M., Zhong, W., Xu, J., Lei, J., Ding, H., Feng, W., Liu, F., & Zhang, Y. (2023). High-
temperature low-humidity proton exchange membrane with “stream-reservoir” ionic channels for high-power-
density fuel cells. Science advances, 9(17). https://doi.org/10.1126/sciadv.adh1386
42. Baroutaji, A., Arjunan, A., Ramadan, M., Robinson, J., Alaswad, A., Abdelkareem, M. A., & Olabi, A.-G. (2021).
Advancements and prospects of thermal management and waste heat recovery of PEMFC. International journal of
thermofluids, 9, 100064. https://doi.org/10.1016/j.ijft.2021.100064
43. International Energy Agency. (2022). Global hydrogen review 2022. Retrieved December 6, 2025, from
https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2022
44. Pavić, I., Čović, N., & Pandžić, H. (2022). PV–battery-hydrogen plant: cutting green hydrogen costs through multi-
market positioning. Applied energy, 328, 120103. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2022.120103
45. Shaygan, M., Ehyaei, M. A., Ahmadi, A., El Haj Assad, M., & Silveira, J. L. (2019). Energy, exergy, advanced
exergy and economic analyses of hybrid polymer electrolyte membrane (PEM) fuel cell and photovoltaic cells to
produce hydrogen and electricity. Journal of cleaner production, 234, 1082–1093.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2019.06.298
46. Arsalis, A., Alexandrou, A. N., & Georghiou, G. E. (2018). Thermoeconomic modeling of a completely
autonomous, zero-emission photovoltaic system with hydrogen storage for residential applications. Renewable
energy, 126, 354–369. https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.03.060
47. Zhang, Z., Sato, K., Nagasaki, Y., Tsuda, M., Miyagi, D., Komagome, T., Tsukada, K., Hamajima, T., Ishii, Y., &
Yonekura, D. (2019). Continuous operation in an electric and hydrogen hybrid energy storage system for renewable
power generation and autonomous emergency power supply. International journal of hydrogen energy, 44(41),
23384–23395. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.07.028
48. Nasri, S., Sami, B. S., & Cherif, A. (2016). Power management strategy for hybrid autonomous power system using
hydrogen storage. International journal of hydrogen energy, 41(2), 857–865.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2015.11.085
49. Zhang, Y. (2024). Influence of capital cost input on optimized round-trip efficiency of pumped thermal electricity
storage under finite time thermoeconomic optimization. Journal of energy storage, 103, 114285.
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.114285
50. Akikur, R. K., Saidur, R., Ping, H. W., & Ullah, K. R. (2014). Performance analysis of a co-generation system using
solar energy and SOFC technology. Energy conversion and management, 79, 415–430.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2013.12.036
51. Zhang, Y., Wang, Z., Du, Z., Li, Y., Qian, M., Van herle, J., & Wang, L. (2023). Techno-economic analysis of solar
hydrogen production via PV power/concentrated solar heat driven solid oxide electrolysis with electrical/thermal
energy storage. Journal of energy storage, 72, 107986. https://doi.org/10.1016/j.est.2023.107986
52. Byun, J., Go, J., Kim, C., & Heo, Y. (2023). Reliability, economic, and environmental analysis of fuel-cell-based
hybrid renewable energy networks for residential communities. Energy conversion and management, 284, 116964.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.116964
53. Cao, S., & Alanne, K. (2015). Technical feasibility of a hybrid on-site H2 and renewable energy system for a zero-
energy building with a H2 vehicle. Applied energy, 158, 568–583. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.08.009
54. Burrin, D., Roy, S., Roskilly, A. P., & Smallbone, A. (2021). A combined heat and green hydrogen (CHH) generator
integrated with a heat network. Energy conversion and management, 246, 114686.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2021.114686
55. Wilke, C., Bensmann, A., Martin, S., Utz, A., & Hanke-Rauschenbach, R. (2018). Optimal design of a district energy
system including supply for fuel cell electric vehicles. Applied energy, 226, 129–144.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.05.102
56. Ellersdorfer, P., Omar, A., Taylor, R. A., Daiyan, R., & Leslie, G. (2023). Multi-effect distillation: a sustainable
option to large-scale green hydrogen production using solar energy. International journal of hydrogen energy,
48(81), 31491‒31505. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.04.261
57. Jafarian, M., Assareh, E., Ershadi, A., & Wang, X. (2023). Optimal tariffs of resources and users scale size for a
combined cooling, heat, power and water (CCHP-RO) system from energy, economic, and environmental point of
view. Energy and buildings, 297, 113480. https://doi.org/10.1016/j.enbuild.2023.113480
58. Liu, B., Rahimpour, H., Musleh, A. S., Zhang, D., Thattai, K., & Dong, Z. Y. (2023). Multi-objective optimal day-
ahead scheduling of desalination-hydrogen system powered by hybrid renewable energy sources. Journal of cleaner
production, 414, 137737. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.137737
https://doi.org/10.1002/9781119191766.ch10
https://doi.org/10.1002/9781118878330.ch11
https://doi.org/10.1007/978-981-10-7626-8_16
https://doi.org/10.1016/j.focat.2020.08.052
https://doi.org/10.1109/5.975917
https://doi.org/10.1126/sciadv.adh1386
https://doi.org/10.1016/j.ijft.2021.100064
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2022.120103
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2019.06.298
https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.03.060
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.07.028
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2015.11.085
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.114285
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2013.12.036
https://doi.org/10.1016/j.est.2023.107986
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.116964
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.08.009
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2021.114686
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.05.102
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.04.261
https://doi.org/10.1016/j.enbuild.2023.113480
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.137737
50 ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85)
59. Arsalis, A., Georghiou, G. E., & Papanastasiou, P. (2022). Recent research progress in hybrid photovoltaic–
regenerative hydrogen fuel cell microgrid systems. Energies, 15(10), 3512. https://doi.org/10.3390/en15103512
60. Giovanniello, M. A., & Wu, X.-Y. (2023). Hybrid lithium-ion battery and hydrogen energy storage systems for a
wind-supplied microgrid. Applied energy, 345, 121311. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121311
61. De la Cruz-Soto, J., Azkona-Bedia, I., Velazquez-Limon, N., & Romero-Castanon, T. (2022). A techno-economic
study for a hydrogen storage system in a microgrid located in baja California, Mexico. Levelized cost of energy for
power to gas to power scenarios. International journal of hydrogen energy, 47(70).
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.03.026
62. Thai, C., & Brouwer, J. (2023). Decarbonizing a solar PV and gas turbine microgrid with hydrogen and batteries.
Energy conversion and management, 292, 117391. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117391
63. Okubo, T., Shimizu, T., Hasegawa, K., Kikuchi, Y., Manzhos, S., & Ihara, M. (2023). Factors affecting the techno-
economic and environmental performance of on-grid distributed hydrogen energy storage systems with solar panels.
Energy, 269, 126736. https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.126736
64. Navas, S. J., Cabello González, G. M., & Pino, F. J. (2022). Hybrid power-heat microgrid solution using hydrogen
as an energy vector for residential houses in Spain. A case study. Energy conversion and management, 263, 115724.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.115724
65. Sharma, R., Murthy, S. S., Dutta, P., & Rao, B. S. (2022). Performance of solid state hydrogen storage assisted
standalone polygeneration microgrids for various climatic zones of India. Energy, 258, 124869.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124869
66. Ancona, M. A., Catena, F., & Ferrari, F. (2022). Optimal design and management for hydrogen and renewables
based hybrid storage micro-grids. International journal of hydrogen energy, 48(54), 20844‒20860.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.10.204
67. Zaiter, I., Ramadan, M., Bouabid, A., El-Fadel, M., & Mezher, T. (2023). Potential utilization of hydrogen in the
UAE's industrial sector. Energy, 280, 128108. https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.128108
68. Ibrahim, Y., & Al-Mohannadi, D. M. (2023). Optimization of low-carbon hydrogen supply chain networks in
industrial clusters. International journal of hydrogen energy, 48(36), 13325‒13342.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.12.090
69. Kostelac, M., Pavić, I., & Capuder, T. (2023). Economic and environmental valuation of green hydrogen
decarbonisation process for price responsive multi-energy industry prosumer. Applied energy, 347, 121484.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121484
70. Lieberwirth, M., & Hobbie, H. (2023). Decarbonizing the industry sector and its effect on electricity transmission
grid operation–Implications from a model based analysis for Germany. Journal of cleaner production, 402, 136757.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.136757
71. Yang, H. Y., & Ahn, Y.-H. (2023). Analysis of electrification and its greenhouse gas reduction potential in the
industrial sector of Korea using mixed methods. Journal of cleaner production, 419, 138160.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.138160
72. Patnaik, D., Pattanaik, A. K., Bagal, D. K., & Rath, A. (2023). Reducing CO2 emissions in the iron industry with
green hydrogen. International journal of hydrogen energy, 48(61), 23449‒23458.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.03.099
73. Superchi, F., Mati, A., Carcasci, C., & Bianchini, A. (2023). Techno-economic analysis of wind-powered green
hydrogen production to facilitate the decarbonization of hard-to-abate sectors: a case study on steelmaking. Applied
energy, 342, 121198. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121198
REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION,
TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF
GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS
Sergii Boichenko1, Dr. Sci. (Engin.), Prof., https://orcid.org/0000-0002-2489-4980
Pavlo Koshyl1, https://orcid.org/0009-0000-2163-8466
Iryna Shkilniuk1*, PhD, https://orcid.org/0000-0002-8808-3570
Oleksandr Danilin1, PhD, Associate Professor, https://orcid.org/0000-0003-3207-1156
Mykhailo Diedov2, https://orcid.org/0009-0001-4003-8316
1National Technical University of Ukraine “Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute”,
37, Beresteysky Ave., Kyiv, 03056, Ukraine;
2Scientific Research Institute, 81, Yuriy Ilyenka St., Kyiv, 04050, Ukraine
*Corresponding author: i_shkilniuk@ukr.net
Abstract. The global energy landscape is undergoing a transformation due to population growth, rising
living standards, and concerns about climate change. The Paris Climate Agreement emphasizes the urgency
https://doi.org/10.3390/en15103512
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121311
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.03.026
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117391
https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.126736
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.115724
https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124869
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.10.204
https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.128108
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.12.090
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121484
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.136757
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.138160
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.03.099
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121198
https://orcid.org/0000-0002-2489-4980
https://orcid.org/0009-0000-2163-8466
https://orcid.org/0000-0002-8808-3570
https://orcid.org/0000-0003-3207-1156
https://orcid.org/0009-0001-4003-8316
ISSN 2786-7633. Системні дослідження в енергетиці. 2026. 1(85) 51
for countries to transition to renewable energy sources. This article discusses various technologies for
energy production, storage, and use, with a focus on green hydrogen as an environmentally friendly energy
carrier. The article analyzes hydrogen as an energy source, presents its energy characteristics and
arguments in favor of using hydrogen as a renewable fuel. The methods of hydrogen generation are
presented, emphasizing that water electrolysis is currently the main and most technologically advanced
method of generating green hydrogen. Detailed information on the methods of storing green hydrogen in
terms of operating temperature and pressure, storage density, storage efficiency, and the present value of
hydrogen storage is provided. The method of using green hydrogen in fuel cells, such as proton exchange
membrane fuel cells (PEMFCs), solid oxide fuel cells (SOFCs), alkaline fuel cells (AFCs), phosphoric acid
fuel cells (PAFCs) and molten carbonate fuel cells (MCFCs), is presented with a description of
electrochemical reactions, advantages and disadvantages of different types of fuel cells. A review of scientific
literature on the topic of stationary applications of green hydrogen is carried out. In stationary installations,
the integration of a green hydrogen subsystem into renewable energy systems can offer additional storage
capabilities, which will lead to increased flexibility in meeting dynamic loads. In addition, it can lead to
higher levels of self-sufficiency and higher levels of decarbonization. Efficient, smart and innovative
integration of green hydrogen power systems with other technologies will contribute to more efficient use of
resources and increase the flexibility, resilience and energy security of energy systems.
Keywords: hydrogen, decarbonization, fuel cells, stationary energy, generation, electricity, energy carriers,
energy efficiency, electrical complexes, hybrid systems.
Дата першого надходження статті до журналу: 15.09.2025
Дата прийняття статті до друку після рецензування: 27.01.2026
Дата публікації (оприлюднення): 09.03.2026
|
| id | systemreorg-article-936 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:24:05Z |
| publishDate | 2026 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/a8/2574967b420529ee659f893607c455a8.pdf |
| spelling | systemreorg-article-9362026-07-18T12:57:50Z REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS Огляд технологій виробництва, транспортування, зберігання та стаціонарного використання зеленого водню. Стан і перспективи Boichenko, Sergii Koshyl, Pavlo Shkilniuk, Iryna Danilin, Oleksandr Diedov, Mykhailo hydrogen, decarbonization, fuel cells, stationary energy, generation, electricity, energy carriers, energy efficiency, electrical complexes, hybrid systems. водень, декарбонізація, паливні комірки, стаціонарна енергетика, генерація, електрика, енергоносії, енергоефективність, електротехнічні комплекси, гібридні системи. The global energy landscape is undergoing a transformation due to population growth, rising living standards, and concerns about climate change. The Paris Climate Agreement emphasizes the urgency for countries to transition to renewable energy sources. This article discusses various technologies for energy production, storage, and use, with a focus on green hydrogen as an environmentally friendly energy carrier. The article analyzes hydrogen as an energy source, presents its energy characteristics and arguments in favor of using hydrogen as a renewable fuel. The methods of hydrogen generation are presented, emphasizing that water electrolysis is currently the main and most technologically advanced method of generating green hydrogen. Detailed information on the methods of storing green hydrogen in terms of operating temperature and pressure, storage density, storage efficiency, and the present value of hydrogen storage is provided. The method of using green hydrogen in fuel cells, such as proton exchange membrane fuel cells (PEMFCs), solid oxide fuel cells (SOFCs), alkaline fuel cells (AFCs), phosphoric acid fuel cells (PAFCs) and molten carbonate fuel cells (MCFCs), is presented with a description of electrochemical reactions, advantages and disadvantages of different types of fuel cells. A review of scientific literature on the topic of stationary applications of green hydrogen is carried out. In stationary installations, the integration of a green hydrogen subsystem into renewable energy systems can offer additional storage capabilities, which will lead to increased flexibility in meeting dynamic loads. In addition, it can lead to higher levels of self-sufficiency and higher levels of decarbonization. Efficient, smart and innovative integration of green hydrogen power systems with other technologies will contribute to more efficient use of resources and increase the flexibility, resilience and energy security of energy systems. Глобальний енергетичний ландшафт зазнає трансформації через зростання населення, підвищення рівня життя та занепокоєння щодо зміни клімату. Паризька кліматична угода підкреслює нагальність переходу країн до відновлюваних джерел енергії. У цій статті розглядаються різні технології виробництва, зберігання та застосування зеленого водню як екологічно чистого енергоносія. Виконано аналіз водню як джерела енергії, наведені його енергетичні характеристики та аргументи на користь використання водню як відновлювального палива. Наведені методи генерації водню, підкреслено, що електроліз води наразі є основним та найбільш технологічно розвиненим методом генерації саме зеленого водню. Наведені методи його транспортування, зазначено середньозважену вартість транспортування для кожного з методів. Наведено детальну інформацію про методи зберігання зеленого водню з точки зору робочої температури і тиску, густини зберігання, ефективності зберігання та середньозваженої вартості зберігання. Наведено метод використання зеленого водню у паливних комірках, таких як: протонно-обмінні мембранні паливні комірки (ПОМПК), твердооксидні паливні комірки (ТОПК), лужні паливні комірки (ЛПК), фосфорно-кислотні паливні комірки (ФКПК) і розплав-карбонатні паливні комірки (РКПК) з описом переваг та недоліків різних видів паливних комірок (ПК). Виконано огляд наукової літератури за темою стаціонарного використання зеленого водню. У стаціонарних установках інтеграція підсистеми зеленого водню в системи на основі відновлюваних джерел енергії може запропонувати додаткові можливості зберігання, що призведе до підвищення гнучкості при задоволенні динамічних навантажень. Раціональна інтеграція енергосистем на основі зеленого водню з іншими технологіями сприятиме більш ефективному використанню ресурсів та підвищенню гнучкості, стійкості та енергетичної безпеки енергетичних систем. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2026-03-03 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/936 10.15407/srenergy2026.01.033 System Research in Energy; No. 1 (85) (2026): System Research in Energy; 33-51 Системні дослідження в енергетиці; № 1 (85) (2026): Системні дослідження в енергетиці; 33-51 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/936/831 Copyright (c) 2026 Sergii Boichenko, Pavlo Koshyl, Iryna Shkilniuk, Oleksandr Danilin, Mykhailo Diedov https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | hydrogen decarbonization fuel cells stationary energy generation electricity energy carriers energy efficiency electrical complexes hybrid systems. Boichenko, Sergii Koshyl, Pavlo Shkilniuk, Iryna Danilin, Oleksandr Diedov, Mykhailo REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS |
| title | REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS |
| title_alt | Огляд технологій виробництва, транспортування, зберігання та стаціонарного використання зеленого водню. Стан і перспективи |
| title_full | REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS |
| title_fullStr | REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS |
| title_full_unstemmed | REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS |
| title_short | REVIEW OF TECHNOLOGIES FOR THE PRODUCTION, TRANSPORTATION, STORAGE AND STATIONARY USE OF GREEN HYDROGEN. STATUS AND PROSPECTS |
| title_sort | review of technologies for the production, transportation, storage and stationary use of green hydrogen. status and prospects |
| topic | hydrogen decarbonization fuel cells stationary energy generation electricity energy carriers energy efficiency electrical complexes hybrid systems. |
| topic_facet | hydrogen decarbonization fuel cells stationary energy generation electricity energy carriers energy efficiency electrical complexes hybrid systems. водень декарбонізація паливні комірки стаціонарна енергетика генерація електрика енергоносії енергоефективність електротехнічні комплекси гібридні системи. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/936 |
| work_keys_str_mv | AT boichenkosergii reviewoftechnologiesfortheproductiontransportationstorageandstationaryuseofgreenhydrogenstatusandprospects AT koshylpavlo reviewoftechnologiesfortheproductiontransportationstorageandstationaryuseofgreenhydrogenstatusandprospects AT shkilniukiryna reviewoftechnologiesfortheproductiontransportationstorageandstationaryuseofgreenhydrogenstatusandprospects AT danilinoleksandr reviewoftechnologiesfortheproductiontransportationstorageandstationaryuseofgreenhydrogenstatusandprospects AT diedovmykhailo reviewoftechnologiesfortheproductiontransportationstorageandstationaryuseofgreenhydrogenstatusandprospects AT boichenkosergii oglâdtehnologíjvirobnictvatransportuvannâzberígannâtastacíonarnogovikoristannâzelenogovodnûstaníperspektivi AT koshylpavlo oglâdtehnologíjvirobnictvatransportuvannâzberígannâtastacíonarnogovikoristannâzelenogovodnûstaníperspektivi AT shkilniukiryna oglâdtehnologíjvirobnictvatransportuvannâzberígannâtastacíonarnogovikoristannâzelenogovodnûstaníperspektivi AT danilinoleksandr oglâdtehnologíjvirobnictvatransportuvannâzberígannâtastacíonarnogovikoristannâzelenogovodnûstaníperspektivi AT diedovmykhailo oglâdtehnologíjvirobnictvatransportuvannâzberígannâtastacíonarnogovikoristannâzelenogovodnûstaníperspektivi |