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 世界のグリーン水素市場 2026-2036年The Global Green Hydrogen Market 2026-2036 Future Markets Inc.が発表した「2026-2036年 世界のグリーン水素市場レポート」は、グリーン水素分野を形作る技術、経済性、インフラ、および競争環境について包括的な分析を提供しています。電解槽のコスト... もっと見る
出版社
Future Markets, inc.
フューチャーマーケッツインク 出版年月
2026年3月12日
電子版価格
納期
PDF：3-5営業日程度
ページ数
456
図表数
240
言語
英語
サマリー
Future Markets Inc.が発表した「2026-2036年 世界のグリーン水素市場レポート」は、グリーン水素分野を形作る技術、経済性、インフラ、および競争環境について包括的な分析を提供しています。電解槽のコストが低下し続け、欧州、北米、アジア全域で政策支援が強化される中、グリーン水素は実証プロジェクトから大規模な産業導入へと移行しつつあります。
グリーン水素市場レポート 2026-2036 － 主な調査範囲
エネルギー企業、産業脱炭素化チーム、投資家、インフラ開発業者、政策アナリストに最適
2026年のグリーン水素市場は、わずか3年前に示されていた予測とは似ても似つかない様相を呈している。かつて差し迫ったエネルギー革命として歓迎されていたものが、その代わりに、苦痛を伴うが不可欠な合理化の段階に入った。それは、信頼できる産業脱炭素化の道筋と、商業的に実現可能性のなかった投機的なパイプラインとを選別する過程である。
数字は明白な事実を物語っている。IEAの最新の評価によると、プロジェクト計画段階で発表された3,700万トンのグリーン水素のうち、2030年までに実際に実現するのはわずか400万～600万トンにとどまると推定されている。電解槽の製造能力は世界全体で年間25GWに達しているが、欧米の生産者における稼働率は10～20%にとどまっている。グリーン水素の生産コストは、ほとんどの地域で1キログラムあたり3.00～6.00ドルと依然として高止まりしている。一方、グレー水素は1キログラムあたり1.00～2.00ドルである。この格差は楽観論者が予想したほど迅速には縮まっておらず、米国では「One Big Beautiful Bill Act」に基づくセクション45V税額控除の撤回により、さらに拡大した。これにより、同制度を前提に設計されていたプロジェクトに対し、1キログラムあたり最大3ドルの生産支援が失われたのである。
その結果、業界の淘汰は深刻なものとなった。エア・プロダクツによる5億ドル規模のマセナ工場の建設中止およびグリーン水素事業からの完全撤退、BPによる360億ドル規模の「オーストラリア・リニューアブル・エナジー・ハブ」からの撤退、オーストリードによる「フラッグシップワン」の中止、スコティッシュパワーによる英国国内のグリーン水素事業すべての一時停止といった大規模な計画中止により、数十億ドル規模の投資計画が消滅した。 プラグ・パワー、フューエルセル・エナジー、ITMパワー、ネル、ティッセンクルップ・ヌセラといった企業は、いずれも深刻な財務的苦境、事業再編、あるいは戦略的見直しを余儀なくされた。グリーン・ハイドロジェン・システムズ、ヘリオジェン、ユニバーサル・ハイドロジェン、ニコラといった中小プレイヤー数社は、上場廃止、解散、あるいは完全な清算に至っている。
しかし、こうした調整の下でも、特定かつ現実的な用途において、グリーン水素の構造的な論理は依然として健在である。産業の脱炭素化がその先導役となっている。 EU全域の製油所は現在、「再生可能エネルギー指令」に基づき、グレー水素を再生可能エネルギー由来の水素に置き換えることが法的に義務付けられており、これにより確固たる契約に基づく需要が創出されている。肥料生産向けのグリーンアンモニアも着実に進展しており、サウジアラビアのNEOMにおける4GWの電解槽複合施設（現在約80％完成）は、適切な立地において経済性が実現可能であることを示す世界初のインフラ規模の実証事例となっている。 スウェーデンのステグラ（旧H2グリーン・スチール）が主導するグリーン・スチールは、水素を用いた直接還元鉄製造ルートが、グリーン・プレミアムを支払う意思のある一流メーカーからの確約された引き取り契約を確保できることを実証しつつある。欧州水素銀行の第2回入札では、1キログラム当たり0.37ユーロという過去最低の入札価格で落札された。これは、再生可能エネルギー資源が豊富な最適な立地においては、化石水素とのコスト格差が、表向きの数値が示すよりも急速に縮小しつつあることを示唆している。
地理的には、中国が引き続き設備容量を支配しており（稼働中のグリーン水素生産量の約60％を占める）、一方、中東とオーストラリアは、低コストの太陽光・風力資源を活用し、将来的な輸出志向の生産地域として台頭している。これらの地域では、水素の均等化コスト（LCOH）が現在1キログラムあたり2.50～3.00ドルと業界最高水準にあり、2030年までに1キログラムあたり2.00ドルに向かう軌道に乗っている。 インドは最もダイナミックな新興市場であり、Hygenco、ACME、ReNewなどの企業が、政府の支援と急速に成熟しつつある資金調達エコシステムに支えられ、本格的な商業プロジェクトを推進している。
2036年までの10年間は、発表の量ではなく、引き取り契約の確実性によってその成否が決まるだろう。 生き残り、規模を拡大するプロジェクトは、信用力のある産業系バイヤー（鉄鋼メーカー、アンモニア製造業者、製油所など）との拘束力のある長期購入契約に支えられたものとなるでしょう。これらのバイヤーは、規制順守、供給の安定性、および炭素コストの回避と引き換えに、現在の化石燃料基準を上回る水素価格を受け入れる用意があります。これは、2026年1月から本格運用されるCBAM（炭素国境調整メカニズム）が、炭素集約型輸入品に実質的な財務コストを課し始めることに起因します。市場は死んでいません。ついに、現実のものとなりつつあるのです。
『2026～2036年 グリーン水素の世界市場』は、長年にわたる投機的な過剰拡張を経て大幅な合理化が進む市場を背景に、生産技術や電解槽製造から貯蔵、輸送、最終用途に至るまでのバリューチェーン全体を網羅し、入手可能な中で最も詳細かつ最新のグローバル・グリーン水素セクター分析を提供する。
レポートの内容：
本レポートでは、アダニ・グリーン・エナジー、アドバンスト・アイオニクス、アエメティス、アグファ・ゲヴァート、エア・プロダクツ、アカー・ホライズンズ、アルケムア、アレイマ、アレオ・エナジー、アルカディア・イーフューエルズ、アレバH2Gen、旭化成、 アトモニア、アトム、アバンティウム、AvCarb、アボックス、BASF、バトライザー・システムズ、ブラスター・グリーン・スチール、ブルーム・エナジー、ボソン・エナジー、BP、ブラインワークス、キャプライザー、カーボン280、カーボン・シンク、キャベンディッシュ・リニューアブル・テクノロジー、セルモ、セレス・パワー、シェブロン、チャーボーン・ハイドロジェン、千代田、 コッカレル・ジンリ・ハイドロジェン、コンヴィオン、カミンズ、C-ゼロ、サイファー・ニュートロン、デ・ノラ、ディメンショナル・エナジー、ドムショ・ファブリカー、ダイナエレクトロ、エルコジェン、エレクトリック・ハイドロジェン、エロジェンH2、エナプター、エナジーB、 ENEOS、Equatic、Ergosup、Everfuel、EvolOH、Evonik、Flexens、FuelCell Energy、FuelPositive、Fumatech、Fusion Fuel、Genvia、Graforce、GeoPura、Gold Hydrogen、Greenlyte Carbon Technologies、Green Fuel、GreenGo Energy Group、Green Hydrogen Systems、Guofu Hydrogen Energy、Heliogen、Heraeus、日立造船、 Hoeller Electrolyzer、Honda、H2 Carbon Zero、H2B2、H2Electro、H2Greem、H2Pro、H2U Technologies、H2Vector、HGenium、Hybitat、Hycamite、HYDGEN、HydroLite、HydrogenPro、Hygenco など…… 目次
1 概要
1.1 市場概要：変革期のセクター
1.2 現実の検証：プロジェクトの中止と市場の再編
1.3 政策および規制環境：分岐する道筋
1.3.1 米国
1.3.2 欧州連合
1.3.3 中国
1.4 市場経済：コスト競争力の課題
1.5 需要動向： 産業用途が牽引、新規市場は苦戦
1.5.1 導入が好調 - 既存の産業用途
1.5.2 導入が苦戦 - 新規用途
1.6 地域市場の動向：輸出入の不均衡が顕在化
1.7 2036年までの市場予測
1.8 インフラ投資要件（2025年～2036年）
1.9 電解槽技術と製造：生産能力の過剰
1.10 投資見通し：選択的な導入とリスク軽減
1.11 セクターが直面する重大な課題
1.12 見通し： 水素経済への道のりは遅れる
2 はじめに
2.1 水素の分類
2.1.1 水素のカラーバリエーション
2.2 世界のエネルギー需要と消費
2.2.1 2024-2025年の市場実態検証
2.3 水素経済と生産
2.3.1 プロジェクト中止の波（2024-2025年）
2.4 水素製造からのCO₂排出削減
2.5 グリーン水素の経済性
2.5.1 コストギャップと市場の要請
2.5.1.1 コスト競争力の課題：現実対期待
2.5.2 排出削減が困難なセクター
2.5.2.1 市場の現実： 産業用代替 vs. 新規用途
2.5.3 鉄鋼生産
2.5.3.1 2024-2025年 鉄鋼セクター最新動向
2.5.4 アンモニア生産
2.5.4.1 船舶用燃料としての可能性： 水素キャリアとしてのアンモニア
2.5.5 化学産業と精製
2.5.5.1 欧州の精製業者：予想外のグリーン水素のリーダーたち
2.5.6 現在の電解槽技術
2.5.6.1 2024-2025年の電解槽市場の現実： 供給過剰と業界再編
2.5.6.1.1 サプライチェーンの脆弱性
2.5.6.2 アルカリ性水電解装置：実証済みの技術が市場を支配
2.5.6.2.1 アルカリ性技術が勝った理由（2024-2025年）
2.5.6.3 プロトン交換膜（PEM）電解装置： 優れた性能、限定的な普及
2.5.6.3.1 PEMのパラドックス
2.5.6.3.2 PEMが市場の期待を下回った理由
2.5.6.3.3 PEMのニッチな用途（2024-2025年）
2.5.6.4 固体酸化物電解槽：高効率、高リスク、 商用化は遠い
2.5.6.5 2024-2025年の現実検証
2.5.6.6 なぜアルカリ電解がSOECに勝ったのか
2.5.6.7 次世代技術
2.5.6.7.1 陰イオン交換膜電解槽：ギャップを埋める－ゆっくりと
2.5.6.7.2 新しいアプローチ： 従来の電解法を超える
2.5.7 今後の道筋：選択的導入、忍耐強い資本、政策への依存
2.5.7.1 新たな現実：何が変わったか
2.5.7.2 用途別の導入経路
2.5.7.2.1 短期的な成功事例（2024-2030年）
2.5.7.2.2 中期的な機会 (2030-2036)
2.5.7.2.3 長期的/不確実 (2036年以降)
2.5.7.2.4 失敗したアプリケーション （事実上放棄された）
2.6 水素バリューチェーン
2.6.1 生産
2.6.1.1 生産インフラの現状（2024-2025年）
2.6.1.1.1 主要な操業施設（2024-2025年）
2.6.2 輸送および貯蔵
2.6.2.1 水素輸送： 800億～1,200億ドルのインフラギャップ
2.6.2.1.1 現在の輸送インフラ
2.6.2.2 インフラ投資要件（2025年-2036年）
2.6.2.3 重要な課題
2.6.2.4 水素貯蔵： 選択肢の限定、高コスト
2.6.2.4.1 貯蔵方法と現状
2.6.3 利用
2.6.3.1 セクター別現在の利用状況（2024年）
2.7 各国における水素イニシアチブ、政策、規制
2.7.1 政策依存の現実
2.8 水素認証
2.9 炭素価格
2.9.1 概要
2.9.1.1 グリーン水素の炭素価格閾値
2.9.2 世界の炭素価格の展望（2024-2025年）
2.9.2.1 高い炭素価格
2.9.2.2 適度な炭素価格 （グリーン水素には不十分）
2.9.2.3 炭素価格設定なし／最小限（グリーン水素には完全な補助金が必要）：
2.9.3 炭素価格設定メカニズムの比較
2.9.4 「炭素価格＋義務化＋補助金」の三位一体
2.9.4.1 2024-2025年の教訓： 3つすべてが必要
2.9.5 炭素価格の予測とグリーン水素への影響
2.9.5.1 世界の炭素価格シナリオ
2.9.6 炭素価格の代替案と補完策
2.10 市場の課題
2.10.1 オフテイク危機 （最も深刻な課題）
2.10.2 インフラの「鶏と卵」問題
2.10.3 コスト競争力 - 解消されない格差
2.10.4 技術成熟度の格差
2.11 業界動向 2020-2026年
2.12 市場マップ
2.13 世界の水素生産
2.13.1 産業用途
2.13.2 水素エネルギー
2.13.2.1 固定用途
2.13.2.2 モビリティ向け水素
2.13.3 現在の年間H2生産量
2.13.3.1 世界の水素生産： 現実と目標（2024-2025年）
2.13.3.2 地域別の生産パターンと手法
2.13.4 主要なグリーン水素プロジェクトと稼働状況
2.13.5 プロジェクト中止の波
2.13.6 水素製造プロセス
2.13.6.1 生産手法における地域差
2.13.6.2 生産能力の展開ギャップ
2.13.6.3 技術別の生産コスト要因
2.13.6.4 地理的なコスト競争力
2.13.6.5 副産物としての水素
2.13.6.6 改質
2.13.6.6.1 SMR 湿式法
2.13.6.6.2 石油留分の酸化
2.13.6.6.3 石炭ガス化
2.13.6.7 CO2 回収・貯留を伴う改質または石炭ガス化
2.13.6.8 バイオメタンの水蒸気改質
2.13.6.9 水の電気分解
2.13.6.10 「Power-to-Gas」の概念
2.13.6.11 燃料電池スタック
2.13.6.12 電解装置
2.13.6.13 その他
2.13.6.13.1 プラズマ技術
2.13.6.13.2 光合成
2.13.6.13.3 細菌または生物学的プロセス
2.13.6.13.4 酸化 （バイオミミクリー）
2.13.7 生産コスト
2.14 世界の水素需要予測
2.14.1 グリーン水素およびブルー水素の普及率
2.14.2 最終用途別需要
2.14.3 用途別グリーン水素需要
2.14.4 地域別需要パターン
2.14.5 輸出入の動向と貿易フロー
2.14.6 需要の成長要因と制約
2.14.7 市場規模と収益予測：水素経済の再評価
2.14.7.1 水素市場全体の収益
2.14.7.2 電解装置市場
2.14.7.3 インフラ投資要件
2.14.7.4 用途別グリーン水素市場の収益
2.14.7.5 投資フロー分析
2.14.7.6 投資の地理的分布
2.14.8 市場の集中度と競争のダイナミクス
3 グリーン水素の生産
3.1 概要
3.2 グリーン水素プロジェクト
3.3 利用の動機
3.4 脱炭素化
3.5 比較分析
3.6 エネルギー1 風力発電
3.7.2 太陽光発電
3.7.3 原子力
3.7.4 発電容量
3.7.5 コスト
3.8 SWOT分析
4 電解技術
4.1 はじめに
4.1.1 技術仕様と性能の進化
4.1.2 中国の製造リーダーシップ
4.1.3 アーキテクチャと設計の進化
4.1.4 コスト構造と経済的競争力
4.1.5 将来展望と発展の軌跡
4.1.6 市場シェア予測
4.2 主な種類
4.3 技術選定の決定要因
4.4 プラント周辺設備
4.5 特性
4.6 電解槽製造： 市場の現状（2024-2025年）
4.7 メリットとデメリット
4.8 電解装置市場
4.8.1 市場動向
4.8.2 市場環境
4.8.2.1 市場構造の変遷
4.8.3 イノベーション
4.8.4 コスト課題
4.8.5 電解装置が太陽光発電やバッテリーと異なる理由
4.8.6 スケールアップ
4.8.7 製造上の課題
4.8.8 市場機会と展望
4.9 アルカリ水電解装置（AWE）
4.9.1 技術の説明
4.9.2 AWEプラント
4.9.3 構成部品および材料
4.9.4 コスト
4.9.5 AWEによる水素の均等化コスト（LCOH）
4.9.6 企業
4.10 陰イオン交換膜電解装置（AEMEL）
4.10.1 技術の説明
4.10.2 技術仕様 - 実験プラント、実証プラント、目標プラントの比較
4.10.3 AEMELプラント
4.10.4 構成要素と材料
4.10.4.1 触媒
4.10.4.2 陰イオン交換膜（AEM）
4.10.4.3 材料
4.10.5 コスト
4.10.5.1 現在のコスト構造 (2024-2025)
4.10.5.2 性能とコストのポジショニング
4.10.5.3 AMEL による水素の均等化コスト (LCOH)
4.10.5.4 コスト削減の道筋
4.10.6 企業
4.11 プロトン交換膜型電解槽 (PEMEL)
4.11.1 技術の説明
4.11.2 イリジウムのボトルネック - 重要な材料の制約
4.11.3 PEMEL プラント
4.11.4 構成部品および材料
4.11.4.1 膜
4.11.4.2 高度な PEMEL スタック設計
4.11.4.3 プラグアンドプレイ ＆ カスタマイズ可能なPEMELシステム
4.11.4.4 PEMELおよびプロトン交換膜燃料電池（PEMFC）
4.11.5 コスト
4.11.5.1 現在のコスト構造（2024-2025年）
4.11.5.2 コスト削減の道筋 (2024-2050年)
4.11.6 企業
4.12 固体酸化物水電解装置 (SOEC)
4.12.1 技術の説明
4.12.2 技術的性能 - 理論と実証された現実
4.12.3 SOEC が競争できない理由 - 経済的現実
4.12.4 SOECプラント
4.12.5 構成部品と材料
4.12.5.1 外部プロセス熱
4.12.5.2 クリーンな合成ガス生産
4.12.5.3 原子力
4.12.5.4 SOECおよびSOFCセル
4.12.5.4.1 管状セル
4.12.5.4.2 平面セル
4.12.5.5 SOEC 電解質
4.12.6 コスト
4.12.6.1 現在のコスト構造 (2024-2025年)
4.12.6.2 SOECによる水素の均等化コスト（LCOH）
4.12.7 企業
4.13 その他のタイプ
4.13.1 概要
4.13.2 CO₂電解
4.13.2.1 電気化学的CO₂還元
4.13.2.2 電気化学的CO₂還元触媒
4.13.2.3 電気化学的CO₂還元技術
4.13.2.4 低温電気化学的CO₂還元
4.13.2.5 高温固体酸化物電解槽
4.13.2.6 コスト
4.13.2.7 課題
4.13.2.8 H₂と電気化学的CO₂還元の結合
4.13.2.9 製品
4.13.3 海水電解
4.13.3.1 直接海水電解と塩水（塩素アルカリ）電解の比較
4.13.3.2 主な課題 ＆ 制約
4.13.4 プロトンセラミック電解装置（PCE）
4.13.5 微生物電解セル（MEC）
4.13.6 光電気化学セル（PEC）
4.13.7 企業
4.14 投資見通し： 選択的導入とリスク軽減
4.15 コスト
4.16 グリーン水素生産のための水と土地の利用
4.16.1 水消費量の現状
4.16.2 土地要件の現状
4.17 電解槽の製造能力
4.18 世界の市場収益
5 水素の貯蔵と輸送
5.1 市場の概要
5.2 水素輸送方法
5.2.1 パイプライン輸送
5.2.1.1 現在のインフラの現状
5.2.1.2 天然ガスパイプラインの転用 - 果たされなかった約束
5.2.1.3 パイプラインの経済性とプロジェクトの実現可能性
5.2.2 道路または鉄道輸送
5.2.3 海上輸送
5.2.3.1 アンモニア対液体水素の輸送 - 決定的な戦い
5.2.3.2 アンモニア輸送インフラの要件
5.2.3.3 アンモニアの分解 - 重大なボトルネック
5.2.4 車両搭載型輸送
5.3 水素の圧縮、液化、貯蔵
5.3.1 貯蔵技術の概要と経済性
5.3.2 固体貯蔵
5.3.3 支持体を用いた液体貯蔵
5.3.4 地下貯蔵
5.3.4.1 塩洞貯蔵 - 詳細評価
5.3.4.2 代替地下貯蔵オプション
5.3.5 海底水素貯蔵
5.4 市場プレイヤー
6 水素利用
6.1 水素燃料電池
6.1.1 市場概要
6.1.2 重大な市場失敗 - 軽自動車
6.1.3 FCEVが失敗した理由
6.1.4 PEM燃料電池 (PEMFC)
6.1.5 固体酸化物形燃料電池 (SOFC)
6.1.6 代替燃料電池
6.2 代替燃料の生産
6.2.1 固体バイオ燃料
6.2.2 液体バイオ燃料
6.2.3 気体バイオ燃料
6.2.4 従来のバイオ燃料
6.2.5 先進バイオ燃料
6.2.6 原料
6.2.7 バイオディーゼルおよびその他のバイオ燃料の生産
6.2.8 再生可能ディーゼル
6.2.9 バイオジェットおよび持続可能な航空燃料（SAF）
6.2.10 エレクトロ燃料（E-燃料、パワー・トゥ・ガス／液体／燃料）
6.2.10.1 水素電解
6.2.10.2 eFuel生産施設、現在および計画中
6.3 水素自動車
6.3.1 市場の概要
6.3.2 軽自動車用FCEV市場の崩壊
6.3.3 メーカーの撤退と残存企業
6.3.4 燃料補給インフラの崩壊
6.3.5 大型水素トラック - 不透明な未来
6.4 航空
6.4.1 市場概要
6.5 アンモニア生産
6.5.1 市場概要
6.5.2 現在の市場構造
6.5.3 グリーンアンモニア導入の推進要因
6.5.4 船舶用燃料 - ゲームチェンジャー
6.5.5 アンモニア生産の脱炭素化
6.5.6 グリーンアンモニアの合成方法
6.5.6.1 ハーバー・ボッシュ法
6.5.6.2 生物学的窒素固定
6.5.6.3 電気化学的生産
6.5.6.4 ケミカル・ルーピング法
6.5.7 グリーンアンモニアの生産コスト
6.5.8 ブルーアンモニア
6.5.8.1 ブルーアンモニアプロジェクト
6.5.9 化学エネルギー貯蔵
6.5.9.1 アンモニア燃料電池
6.5.9.2 船舶用燃料
6.6 メタノール生産
6.6.1 市場概要
6.6.1.1 現在の市場構造
6.6.2 E-メタノールの経済性
6.6.3 海運におけるメタノール対アンモニアの競争：
6.6.4 メタノールからガソリンへの変換技術
6.6.4.1 生産プロセス
6.6.4.1.1 嫌気性消化
6.6.4.1.2 バイオマスガス化
6.6.4.1.3 電力からメタンへ
6.7 製鋼
6.7.1 市場の概要
6.7.2 現在の鉄鋼生産方法
6.7.2.1 H-DRI プロセスの概要
6.7.3 グリーン鉄鋼の生産コストと経済性
6.7.4 地域ごとのグリーン鉄鋼の開発
6.7.5 比較分析
6.7.5.1 BF-BOF 対 H-DRI + EAF - 包括的な比較：
6.7.6 水素直接還元鉄（DRI）
6.7.7 グリーンスチール市場の需要と支払意思額：
6.8 発電および熱供給
6.8.1 市場の概要
6.8.1.1 電力部門で水素が失敗した理由
6.8.2 発電
6.8.3 水素発電の経済性
6.8.4 熱供給
6.8.4.1 水素を利用した建物の暖房 - 失敗したアプリケーション
6.9 海運
6.9.1 市場の概要
6.9.2 IMOの規制枠組み - 需要の牽引役
6.9.3 海運におけるアンモニア対メタノール - 技術競争
6.9.4 海運用アンモニアインフラの要件
6.9.5 アンモニア船舶用エンジンおよび燃料電池
6.10 燃料電池列車
6.10.1 市場概要
7 競争環境
7.1 メーカーの事業継続性評価
7.2 統合型デベロッパーおよび国内大手企業
7.3 競争ポジショニング・マトリックス
7.4 M&Aおよび業界再編の見通し（2026-2028年）
8 企業プロファイル (168社の企業プロファイル)
9 付録
9.1 調査方法
10 参考文献
図表リスト
表一覧
表1 グリーン水素プロジェクト中止の理由（2024-2025年）
表2 技術別・地域別のグリーン水素LCOH（2024年対2036年予測）
表3 用途別グリーン水素需要 – 2036年予測
表4 地域別グリーン水素の生産・消費バランス（2036年予測）
表5 水素総需要予測 ? 全生産方法（2024-2036年）
表6 低排出水素の需要と市場シェア（2024-2036年）
表7 累積インフラ投資要件（2025-2036年）
表8 水素の色調、技術、コスト、およびCO2排出量
表9 水素の主な用途
表10 水素製造方法の概要
表11 地域別の生産コストの実態（2024年）
表12 輸送コストの比較（2024年推定値）
表13 貯蔵コストの比較
表14 利用状況の概要表 - 2024年対2030年対2036年
表15 各国の水素関連イニシアチブ
表16 損益分岐点分析（2024年のコスト）
表17 炭素価格制度とグリーン水素への影響（2024-2025年）
表18 EU排出量取引制度（EU ETS）の推移（2025-2036年）
表19 水素経済および生産技術における市場の課題
表20 課題解決の道筋と要件
表21 ステークホルダーへの影響別市場課題
表22 アプリケーション分野別の課題の深刻度
表23 必要投資額と確定投資額の比較
表24 コストギャップの推移と予測
表25 技術成熟度と市場要件の比較
表26 グリーン水素産業の動向 2020-2026
表27 水素技術および生産の市場マップ
表28 世界の水素生産の概要（2024年）
表29 水素の産業用途
表30 水素エネルギー市場と用途
表31 世界の水素生産の概要
表32 製造方法および地域別の世界の水素生産量
表33 グリーン水素生産能力 - 主要プロジェクト（2024-2025年）
表34 中止された主要グリーン水素プロジェクト（2024-2025年）
表35 水素製造プロセスと開発段階
表36 水素製造方法 - 技術的・経済的比較 (2024年)
表37 地域別生産方法の構成（2024年）
表38 電解槽容量 - 設置済み、建設中、発表済み
表39 製造方法別生産コスト要因（2024年）
表40 地域別グリーン水素生産コスト（2024年）
表41 生産コストの包括的比較（2024年対2030年対2036年）
表42 水素総需要予測（全生産方法、2024-2036年）
表43 低排出水素（グリーン＋ブルー）の需要と市場シェア（2024-2036年）
表44 最終用途別水素需要（2024年対2030年対2036年）
表45 用途別グリーン水素需要（2030年対2036年の予測）
表46 地域別水素需要予測（2024年対2030年対2036年）
表47 主要な輸出入フロー（2036年予測）
表48 需要の推進要因と制約要因（相対的影響評価）
表49 生産方法別水素市場総収益（2024-2036年）
表50 電解装置市場の収益および設備容量の導入状況（2024-2036年）
表51 累積インフラ投資要件（2024-2036年）
表52 用途別グリーン水素収益（2030年対2036年）
表53 カテゴリー別累積投資需要（2024年-2036年）
表54 地域別投資配分（2024-2036年累計）
表55 市場集中度指標（2024年対2030年対2036年）
表56 グリーン水素の応用市場
表57 グリーン水素生産能力：主要プロジェクト（2024-2026年の状況）
表58 従来型水素製造
表59 水素製造プロセス
表60 水素の種類比較
表61 アルカリ電解槽の性能の推移（2020年対2024年対2030年対2036年）
表62 主要アルカリ型電解槽メーカー（2024年）
表63 アルカリ電解装置のアーキテクチャ比較
表64 アルカリ型電解槽のコスト内訳（2024年対2036年予測）
表65 アルカリ型技術ロードマップ（2024年-2036年）
表66 用途別アルカリ電池市場シェアの推移（2024年対2030年対2036年）
表67 電解槽技術の比較 - 技術的および商業的状況
表68 用途別技術選定
表69 代表的な水電解技術の特性
表70 世界の電解槽市場の推移（2020-2024年：実績、2025年-2036年：予測）
表71 水電解技術の長所と短所
表72 世界の電解装置市場の推移（2020-2024年実績、2025-2036年予測）
表73 メーカーの事業継続可能性評価（2024年）
表74 コストの実態と予測の比較（2022年予測 vs. 2024年実績 vs. 2030年改定）
表75 市場機会のシナリオ（2024-2036年累計）
表76 地域別機会分布（ベースケース）
表77 アルカリ電解槽の分類
表78 AWEの利点と限界
表79 AWEの主要性能特性
表80 AWEシステムの詳細なコスト内訳 - 中国メーカー対欧米メーカー（2024年）
表81 地域別AWE LCOH - 現状（2024年）対予測（2030年、2036年）
表82 コスト構成の内訳（代表例：スペイン、2024年）
表83 AWEシステムの詳細コスト内訳 - 中国メーカー対欧米メーカー（2024年）
表84 主要AWEメーカー
表85 AEMの性能 - 実験室、実証、商用ターゲットの比較
表86 商用AEM材料の比較
表87 AEM電解槽のコスト構造 - 現状（2024年）対 予測される商用化段階（2032-2036年）
表88 AEMの競合ポジショニングと既存技術との比較
表89 AMEL市場の主要企業
表90 イリジウムの供給制約とPEM電解槽のスケールアップ要件の比較
表91 PEM電解槽の詳細なコスト内訳 - 2024年、2030年、2036年の予測
表92 PEMコスト削減の道筋 - 実現可能性と影響評価
表93 PEMEL市場の主要企業
表94 SOECの性能 - 理論値 vs. パイロット実証 vs. 商用要件
表95 LCOHの比較 - 最良のケースにおけるSOECとアルカリ電池の比較（2024年）
表96 SOECシステムコストの内訳 - 2024年対2032-2036年の予測（商用化された場合）
表97 SOEC LCOHシナリオ - 最良ケースから最悪ケースまで（2024年）
表98 SOECが失敗した理由 - 評価の概要
表99 SOEC市場の企業
表100 その他の電解槽技術
表101 電気化学的CO₂還元技術／
表102 CO₂電気化学技術のコスト比較
表103 直接海水と脱塩水の電解比較
表104 PECとPV+電解の経路比較
表105 その他の電解槽技術を開発している企業
表106 投資の実態と計画（2024-2025年）
表107 電解槽技術のコスト比較 - 2024年対2030年対2036年（全技術）
表108 グリーン水素生産に必要な水量（2024年分析）
表109 グリーン水素生産のための土地利用面積（再生可能エネルギー＋電解槽）
表110 世界の電解槽製造能力 - 現状（2024年）対予測（2030年、2036年）
表111 世界の電解槽設備市場規模、2018-2036年（10億米ドル）
表112 水素インフラの投資要件とコミットメントの比較（2024-2036年）
表113 水素輸送方法 - 包括的比較（2024年評価）
表114 既存および計画中の水素パイプラインインフラ（2024-2036年）
表115 天然ガスパイプラインの転用における課題と現状
表116 水素パイプラインの経済性 - 代表的な500km地域プロジェクト
表117 道路・鉄道輸送の経済性
表118 アンモニアと液体水素の輸送 - 包括的比較
表119 アンモニア輸送のバリューチェーン - 投資および開発状況（2024-2036年）
表120 アンモニア分解施設の経済性
表121 水素貯蔵技術 - 包括的比較 (2024年)
表122 塩洞水素貯蔵の経済性と利用可能性
表123 地域別岩塩層貯蔵の可用性と影響
表124 枯渇ガス田および帯水層 - 不確実な潜在能力
表125 主要水素インフラ企業 - カテゴリー別
表126 パイプラインインフラ開発業者
表127 アンモニア輸送およびターミナル
表128 貯蔵技術プロバイダー
表129 燃料補給インフラ（縮小分野）
表130 用途別燃料電池市場 - 2024年の実態と2020-2022年の予測
表131 PEMFC市場のセグメンテーションとコスト構造
表132 固体バイオ燃料の分類と例
表133 バイオ燃料およびe-燃料と化石燃料および電力との比較
表134 バイオマス原料の分類
表135 バイオリファイナリーの原料
表136 原料の変換経路
表137 バイオディーゼル製造技術
表138 バイオジェット燃料の長所と短所
表139 バイオジェット燃料の製造経路
表140 種類別e-燃料の用途
表141 e-燃料の概要
表142 e-燃料の利点
表143 e-燃料の生産施設（現在および計画中）
表144 水素自動車市場 - 2024年の実態と2036年の予測
表145 FCEV対BEVの競争力 - 水素が劣勢となった理由
表146 FCEVメーカーの状況 - 撤退とコミットメント
表147 地域別水素充填ステーションの状況
表148 大型トラックの競争状況 - FCEV 対 BEV 対 ディーゼル (2024年)
表149 大型水素トラックのメーカーと状況
表150 世界のアンモニア生産量と水素供給源
表151 グリーンアンモニアの需要要因と市場セグメント（2024-2036年）
表152 船舶用燃料としてのアンモニア - 開発のタイムライン
表153 地域別グリーンアンモニア生産コスト（2024年対2030年対2036年）
表154 ブルーアンモニアプロジェクト
表155 アンモニア燃料電池技術
表156 船舶用グリーンアンモニアの市場概要
表157 船舶用代替燃料の概要
表158 各種アンモニアの推定コスト
表159 原料別・用途別の世界のメタノール市場（2024年）
表160 E-メタノールの用途（2024年対2036年）
表161 地域およびCO2供給源別のE-メタノール生産コスト（2024年対2036年）
表162 船舶用燃料の競合状況 - メタノール対アンモニア
表163 バイオガス、バイオメタン、天然ガスの比較
表164 製法別・脱炭素化ポテンシャル別の世界の鉄鋼生産量（2024年）
表165 鉄鋼生産コストの比較 - 高炉・転炉法対水素DRI＋電気アーク炉（2024年および2036年）
表166 地域別グリーン・スチール・プロジェクトと生産能力（2024-2036年）
表167 主要なグリーン・スチール・プロジェクト
表168 製鋼技術の比較
表169 H-DRIプロセスのパラメータと要件
表170 グリーンスチールの顧客セグメントとプレミアム価格の受容度（2024年）
表171 水素と競合技術による発電の比較
表172 水素発電技術
表173 均等化発電原価（LCOE） - 水素対代替技術
表174 暖房技術の比較 - 水素対代替技術
表175 海運燃料消費量と脱炭素化の道筋（2024年）
表176 IMOの温室効果ガス規制と影響
表177 アンモニア対メタノール - 船舶用燃料の詳細比較
表178 海運用アンモニア・バリューチェーンの投資ニーズ（2024-2036年）
表179 海運向けアンモニア推進技術
表180 鉄道の電化における選択肢 - 水素対競合技術
表181 水素列車プロジェクト
表182 メーカーの実現可能性評価（2024-2025年）
表183 統合型開発業者およびナショナルチャンピオンのプロファイル
表184 競争ポジショニング・マトリックス ? アーキタイプ別戦略的次元評価
表185 ステークホルダータイプ別戦略的提言
表186 Equaticの実証および商用プロジェクト
図一覧
図1 水素バリューチェーン
図2 PEM電解槽の原理
図3 パワー・トゥ・ガス（Power-to-gas）の概念
図4 燃料電池スタックの概略図
図5 高圧電解槽 - 1 MW
図6 SWOT分析：グリーン水素
図7 電解技術の種類
図8 ガス処理を含む代表的なプラント周辺設備
図9 アルカリ水電解の動作原理の概略図
図10 アルカリ水電解装置
図11 AEM電解槽の代表的なシステム設計およびプラント周辺設備
図12 PEM水電解の動作原理の概略図
図13 PEM型電解槽の代表的なシステム設計およびバランス・オブ・プラント
図14 固体酸化物水電解の動作原理図
図15 固体酸化物電解装置の代表的なシステム設計および付帯設備
図16 電気燃料の製造プロセス
図17 性能特性に基づく貯蔵技術の分類
図18 グリーン水素の製造プロセス
図19 電子液体（E-liquids）の製造経路
図20 フィッシャー・トロプシュ法による液体e-燃料製品
図21 液体e-燃料の生産に必要な資源
図22 e-燃料の均等化コストおよび燃料転換CO2価格
図23 e-燃料のコスト内訳
図24 水素燃料電池駆動のEV
図25 グリーンアンモニアの製造と利用
図26 アンモニア製造における炭素排出量に基づく分類とプロセス技術
図27 ハーバー・ボッシュ法によるアンモニア合成反応の概略図
図28 蒸気メタン改質による水素製造の概略図
図29 グリーンアンモニアの推定製造コスト
図30 各種原料を用いた再生可能メタノール製造プロセス
図31 嫌気性消化およびアップグレーディングによるバイオメタン生産
図32 バイオマスガス化およびメタン化によるバイオメタン製造
図33 パワー・トゥ・メタンプロセスによるバイオメタン製造
図34 水素ベースの生産への移行
図35 水素を用いた直接還元鉄（DRI）プロセス
図36 三峡水素ボート第1号
図37 PESA製水素動力入換機関車
図38 Symbiotic™技術プロセス
図39 Alchemr AEM電解セル
図40 ドムショプロセス
図41 EL 2.1 AEM電解槽
図42 Enapter™ 陰イオン交換膜（AEM）水電解
図43 Direct MCH®プロセス
図44 FuelPositiveシステム
図45 太陽光発電による電力を利用したグリーン水素の製造
図46 左：水素ガスと酸素ガスを膜で分離する、典型的な単段式電解槽の設計。右：2段式E-TACプロセス
図47 Hystar社製PEM電解槽
図48 OCOchem社のカーボン・フラックス電解槽
図49 CO2水素化によるジェット燃料範囲の炭化水素製造プロセス
図50 Plagazi®プロセス
図51 ブルークルーデ生産のためのSunfireプロセス
図52 O12リアクター
図53 CO2由来の素材で作られたレンズを使用したサングラス
図54 CO2から製造された自動車部品
Summary
The global green hydrogen market report 2026-2036 from Future Markets Inc provides comprehensive analysis of the technologies, economics, infrastructure, and competitive dynamics shaping the green hydrogen sector. As electrolyser costs continue to fall and policy support intensifies across Europe, North America, and Asia, green hydrogen is transitioning from demonstration projects to large-scale industrial deployment.
Green Hydrogen Market Report 2026-2036 － Key Coverage Areas
Ideal for energy companies, industrial decarbonisation teams, investors, infrastructure developers, and policy analysts
The green hydrogen market in 2026 bears little resemblance to the projections that characterised it just three years ago. What was once heralded as an imminent energy revolution has instead entered a period of painful but necessary rationalisation — one that is separating credible industrial decarbonisation pathways from speculative pipeline that was never commercially viable.
The numbers tell an unambiguous story. The IEA's most recent assessment estimates that only 4–6 million tonnes of the 37 million tonnes of green hydrogen announced in project pipelines will actually materialise by 2030. Manufacturing capacity for electrolysers has reached 25 GW per year globally, yet utilisation across Western producers runs at 10–20%. The cost of producing green hydrogen remains stubbornly high at $3.00–6.00 per kilogram in most geographies, against grey hydrogen at $1.00–2.00 per kilogram — a gap that has not closed as quickly as optimists anticipated, and one that has been widened in the United States by the rollback of the Section 45V tax credit under the One Big Beautiful Bill Act, eliminating up to $3 per kilogram of production support for projects that had been designed around it.
The resulting shakeout has been severe. Major cancellations — Air Products' $500 million Massena plant and its full exit from green hydrogen production, bp's withdrawal from the $36 billion Australian Renewable Energy Hub, Ørsted's discontinuation of FlagshipONE, ScottishPower's pause of all UK green hydrogen activity — have eliminated tens of billions of dollars in planned investment. Companies including Plug Power, FuelCell Energy, ITM Power, Nel, and thyssenkrupp nucera have all undergone significant financial distress, restructuring, or strategic review. Several smaller players — Green Hydrogen Systems, Heliogen, Universal Hydrogen, Nikola — have been delisted, dissolved, or liquidated entirely.
Yet beneath this correction, the structural logic of green hydrogen remains intact for a defined and realistic set of applications. Industrial decarbonisation is leading the way. Refineries across the EU are now legally required to replace grey hydrogen with renewable alternatives under the Renewable Energy Directive, creating genuine, contracted demand. Green ammonia for fertiliser production is advancing steadily, with NEOM's 4 GW electrolyser complex in Saudi Arabia — now approximately 80% complete — representing the world's first infrastructure-scale demonstration that the economics are achievable at the right location. Green steel, led by Stegra (formerly H2 Green Steel) in Sweden, is proving that the hydrogen-based direct reduction iron route can secure binding offtake from premium manufacturers willing to pay the green premium. The European Hydrogen Bank's second auction cleared at a record low bid of €0.37 per kilogram of subsidy, suggesting that in optimal renewable resource locations, the cost gap to fossil hydrogen is narrowing faster than headline figures suggest.
Geographically, China continues to dominate installed capacity — accounting for approximately 60% of all operational green hydrogen output — while the Middle East and Australia are emerging as the export-oriented production regions of the future, exploiting low-cost solar and wind resources that place their best-in-class levelised cost of hydrogen at $2.50–3.00 per kilogram today and on a trajectory toward $2.00 per kilogram before 2030. India represents the most dynamic emerging market, with Hygenco, ACME, ReNew, and others advancing genuine commercial projects backed by government support and a rapidly maturing financing ecosystem.
The decade to 2036 will be defined not by the volume of announcements but by the depth of offtake. The projects that survive and scale will be those anchored by binding long-term purchase agreements with creditworthy industrial buyers — steel producers, ammonia manufacturers, refineries — willing to commit to hydrogen prices above current fossil benchmarks in exchange for regulatory compliance, supply security, and carbon cost avoidance as CBAM, now fully operational from January 2026, begins imposing real financial costs on carbon-intensive imports. The market is not dead. It is, at last, becoming real.
The Global Market for Green Hydrogen 2026–2036 provides the most detailed and up-to-date analysis of the global green hydrogen sector available, covering the full value chain from production technologies and electrolyser manufacturing through storage, transport, and end-use applications, against the backdrop of a market undergoing significant rationalisation following years of speculative overexpansion.
Report contents include:
The report profiles 167 companies across the full green hydrogen value chain including Adani Green Energy, Advanced Ionics, Aemetis, Agfa-Gevaert, Air Products, Aker Horizons, Alchemr, Alleima, Alleo Energy, Arcadia eFuels, AREVA H2Gen, Asahi Kasei, Atmonia, Atome, Avantium, AvCarb, Avoxt, BASF, Battolyser Systems, Blastr Green Steel, Bloom Energy, Boson Energy, BP, Brineworks, Caplyzer, Carbon280, Carbon Sink, Cavendish Renewable Technology, CellMo, Ceres Power, Chevron, CHARBONE Hydrogen, Chiyoda, Cockerill Jingli Hydrogen, Convion, Cummins, C-Zero, Cipher Neutron, De Nora, Dimensional Energy, Domsjö Fabriker, Dynelectro, Elcogen, Electric Hydrogen, Elogen H2, Enapter, Energy B, ENEOS, Equatic, Ergosup, Everfuel, EvolOH, Evonik, Flexens, FuelCell Energy, FuelPositive, Fumatech, Fusion Fuel, Genvia, Graforce, GeoPura, Gold Hydrogen, Greenlyte Carbon Technologies, Green Fuel, GreenGo Energy Group, Green Hydrogen Systems, Guofu Hydrogen Energy, Heliogen, Heraeus, Hitachi Zosen, Hoeller Electrolyzer, Honda, H2 Carbon Zero, H2B2, H2Electro, H2Greem, H2Pro, H2U Technologies, H2Vector, HGenium, Hybitat, Hycamite, HYDGEN, HydroLite, HydrogenPro, Hygenco and more..... Table of Contents
1 EXECUTIVE SUMMARY
1.1 Market Overview: A Sector in Transition
1.2 The Reality Check: Project Cancellations and Market Consolidation
1.3 Policy and Regulatory Landscape: Diverging Trajectories
1.3.1 United States
1.3.2 European Union
1.3.3 China
1.4 Market Economics: The Cost Competitiveness Challenge
1.5 Demand Picture: Industrial Applications Lead, New Markets Struggle
1.5.1 Strong Adoption - Existing Industrial Applications
1.5.2 Struggling Adoption - New Applications
1.6 Regional Market Dynamics: Import-Export Imbalances Emerging
1.7 Market Forecast to 2036
1.8 Infrastructure Investment Requirements (2025–2036)
1.9 Electrolyzer Technology and Manufacturing: Capacity Overhang
1.10 Investment Outlook: Selective Deployment and Risk Mitigation
1.11 Critical Challenges Facing the Sector
1.12 Outlook: Slower Path to a Hydrogen Economy
2 INTRODUCTION
2.1 Hydrogen classification
2.1.1 Hydrogen colour shades
2.2 Global energy demand and consumption
2.2.1 2024-2025 Market Reality Check
2.3 The hydrogen economy and production
2.3.1 The Project Cancellation Wave (2024-2025)
2.4 Removing CO₂ emissions from hydrogen production
2.5 The Economics of Green Hydrogen
2.5.1 Cost Gaps and Market Imperatives
2.5.1.1 The Cost Competitiveness Challenge: Reality vs. Expectations
2.5.2 Hard-to-Abate Sectors
2.5.2.1 Market Reality: Industrial Replacement vs. New Applications
2.5.3 Steel Production
2.5.3.1 2024-2025 Steel Sector Update
2.5.4 Ammonia Production
2.5.4.1 The Maritime Fuel Opportunity: Ammonia as Hydrogen Carrier
2.5.5 Chemical Industry and Refining
2.5.5.1 European Refiners: The Unexpected Green Hydrogen Leaders
2.5.6 Current Electrolyzer Technologies
2.5.6.1 2024-2025 Electrolyzer Market Reality: Overcapacity and Consolidation
2.5.6.1.1 Supply Chain Fragility
2.5.6.2 Alkaline Water Electrolyzers: Proven Technology Dominates Market
2.5.6.2.1 Why Alkaline Won (2024-2025)
2.5.6.3 Proton Exchange Membrane Electrolyzers: Superior Performance, Limited Adoption
2.5.6.3.1 The PEM Paradox
2.5.6.3.2 Why PEM Underperformed Market Expectations
2.5.6.3.3 PEM's Niche Applications (2024-2025)
2.5.6.4 Solid Oxide Electrolyzers: High Efficiency, High Risk, Distant Commercialization
2.5.6.5 2024-2025 Reality Check
2.5.6.6 Why Alkaline Won Over SOEC
2.5.6.7 Next-Generation Technologies
2.5.6.7.1 Anion Exchange Membrane Electrolyzers: Bridging the Gap-Slowly
2.5.6.7.2 Novel Approaches: Beyond Conventional Electrolysis
2.5.7 The Path Forward: Selective Deployment, Patient Capital, Policy Dependency
2.5.7.1 The New Reality: What Changed
2.5.7.2 Implementation Pathways by Application
2.5.7.2.1 Near-Term Success Cases (2024-2030)
2.5.7.2.2 Medium-Term Opportunities (2030-2036)
2.5.7.2.3 Long-Term/Uncertain (Post-2036)
2.5.7.2.4 Failed Applications (Effectively Abandoned)
2.6 Hydrogen value chain
2.6.1 Production
2.6.1.1 Production Infrastructure Reality (2024-2025)
2.6.1.1.1 Major Operational Facilities (2024-2025)
2.6.2 Transport and storage
2.6.2.1 Hydrogen Transport: The $80-120 Billion Infrastructure Gap
2.6.2.1.1 Current Transport Infrastructure
2.6.2.2 Infrastructure Investment Requirements (2025-2036)
2.6.2.3 Critical Challenges
2.6.2.4 Hydrogen Storage: Limited Options, High Costs
2.6.2.4.1 Storage Methods and Current Status
2.6.3 Utilization
2.6.3.1 Current Utilization by Sector (2024)
2.7 National hydrogen initiatives, policy and regulation
2.7.1 The Policy Dependency Reality
2.8 Hydrogen certification
2.9 Carbon pricing
2.9.1 Overview
2.9.1.1 The Carbon Price Threshold for Green Hydrogen
2.9.2 Global Carbon Pricing Landscape (2024-2025)
2.9.2.1 High Carbon Pricing
2.9.2.2 Moderate Carbon Pricing (Insufficient for Green H2)
2.9.2.3 No/Minimal Carbon Pricing (Green H2 Requires Full Subsidies):
2.9.3 Carbon Pricing Mechanisms Comparison
2.9.4 The "Carbon Price + Mandate + Subsidy" Trinity
2.9.4.1 2024-2025 Lesson: All Three Required
2.9.5 Carbon Pricing Projections and Green Hydrogen Implications
2.9.5.1 Global Carbon Price Scenarios
2.9.6 Carbon Pricing Alternatives and Supplements
2.10 Market challenges
2.10.1 The Offtake Crisis (Most Critical Challenge)
2.10.2 The Infrastructure Chicken-and-Egg
2.10.3 Cost Competitiveness - The Persistent Gap
2.10.4 Technology Maturity Gap
2.11 Industry developments 2020-2026
2.12 Market map
2.13 Global hydrogen production
2.13.1 Industrial applications
2.13.2 Hydrogen energy
2.13.2.1 Stationary use
2.13.2.2 Hydrogen for mobility
2.13.3 Current Annual H2 Production
2.13.3.1 Global Hydrogen Production: Reality vs. Ambition (2024-2025)
2.13.3.2 Regional Production Patterns and Methods
2.13.4 Leading Green Hydrogen Projects and Operational Status
2.13.5 The Project Cancellation Wave
2.13.6 Hydrogen production processes
2.13.6.1 Regional Variation in Production Methods
2.13.6.2 The Capacity Deployment Gap
2.13.6.3 Production Cost Drivers by Technology
2.13.6.4 Geographic Cost Competitiveness
2.13.6.5 Hydrogen as by-product
2.13.6.6 Reforming
2.13.6.6.1 SMR wet method
2.13.6.6.2 Oxidation of petroleum fractions
2.13.6.6.3 Coal gasification
2.13.6.7 Reforming or coal gasification with CO2 capture and storage
2.13.6.8 Steam reforming of biomethane
2.13.6.9 Water electrolysis
2.13.6.10 The "Power-to-Gas" concept
2.13.6.11 Fuel cell stack
2.13.6.12 Electrolysers
2.13.6.13 Other
2.13.6.13.1 Plasma technologies
2.13.6.13.2 Photosynthesis
2.13.6.13.3 Bacterial or biological processes
2.13.6.13.4 Oxidation (biomimicry)
2.13.7 Production costs
2.14 Global hydrogen demand forecasts
2.14.1 Green and Blue Hydrogen Penetration
2.14.2 Demand by End-Use Application
2.14.3 Green Hydrogen Demand by Application
2.14.4 Regional Demand Patterns
2.14.5 Import-Export Dynamics and Trade Flows
2.14.6 Demand Growth Drivers and Constraints
2.14.7 Market Size and Revenue Forecasts: Recalibrating the Hydrogen Economy
2.14.7.1 Total Hydrogen Market Revenue
2.14.7.2 Electrolyzer Equipment Market
2.14.7.3 Infrastructure Investment Requirements
2.14.7.4 Green Hydrogen Market Revenue by Application
2.14.7.5 Investment Flow Analysis
2.14.7.6 Geographic Distribution of Investment
2.14.8 Market Concentration and Competitive Dynamics
3 GREEN HYDROGEN PRODUCTION
3.1 Overview
3.2 Green hydrogen projects
3.3 Motivation for use
3.4 Decarbonization
3.5 Comparative analysis
3.6 Role in energy transition
3.7 Renewable energy sources
3.7.1 Wind power
3.7.2 Solar Power
3.7.3 Nuclear
3.7.4 Capacities
3.7.5 Costs
3.8 SWOT analysis
4 ELECTROLYZER TECHNOLOGIES
4.1 Introduction
4.1.1 Technical Specifications and Performance Evolution
4.1.2 Chinese Manufacturing Leadership
4.1.3 Architecture and Design Evolution
4.1.4 Cost Structure and Economic Competitiveness
4.1.5 Future Outlook and Development Trajectory
4.1.6 Market Share Projections
4.2 Main types
4.3 Technology Selection Decision Factors
4.4 Balance of Plant
4.5 Characteristics
4.6 Electrolyzer Manufacturing: Market Reality (2024–2025)
4.7 Advantages and disadvantages
4.8 Electrolyzer market
4.8.1 Market trends
4.8.2 Market landscape
4.8.2.1 Market Structure Evolution
4.8.3 Innovations
4.8.4 Cost challenges
4.8.5 Why Electrolyzers Differ from Solar/Batteries
4.8.6 Scale-up
4.8.7 Manufacturing challenges
4.8.8 Market opportunity and outlook
4.9 Alkaline water electrolyzers (AWE)
4.9.1 Technology description
4.9.2 AWE plant
4.9.3 Components and materials
4.9.4 Costs
4.9.5 Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) from AWE
4.9.6 Companies
4.10 Anion exchange membrane electrolyzers (AEMEL)
4.10.1 Technology description
4.10.2 Technical Specifications - Lab vs. Demonstration vs. Target
4.10.3 AEMEL plant
4.10.4 Components and materials
4.10.4.1 Catalysts
4.10.4.2 Anion exchange membranes (AEMs)
4.10.4.3 Materials
4.10.5 Costs
4.10.5.1 Current Cost Structure (2024-2025)
4.10.5.2 Performance and Cost Positioning
4.10.5.3 Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) from AMEL
4.10.5.4 Cost Reduction Pathways
4.10.6 Companies
4.11 Proton exchange membrane electrolyzers (PEMEL)
4.11.1 Technology description
4.11.2 The Iridium Bottleneck - Critical Material Constraint
4.11.3 PEMEL plant
4.11.4 Components and materials
4.11.4.1 Membranes
4.11.4.2 Advanced PEMEL stack designs
4.11.4.3 Plug-and-Play & Customizable PEMEL Systems
4.11.4.4 PEMELs and proton exchange membrane fuel cells (PEMFCs)
4.11.5 Costs
4.11.5.1 Current Cost Structure (2024-2025)
4.11.5.2 Cost Reduction Pathways (2024-2050)
4.11.6 Companies
4.12 Solid oxide water electrolyzers (SOEC)
4.12.1 Technology description
4.12.2 Technical Performance - Theoretical vs. Demonstrated Reality
4.12.3 Why SOEC Cannot Compete - Economic Reality
4.12.4 SOEC plant
4.12.5 Components and materials
4.12.5.1 External process heat
4.12.5.2 Clean Syngas Production
4.12.5.3 Nuclear power
4.12.5.4 SOEC and SOFC cells
4.12.5.4.1 Tubular cells
4.12.5.4.2 Planar cells
4.12.5.5 SOEC Electrolyte
4.12.6 Costs
4.12.6.1 Current Cost Structure (2024-2025)
4.12.6.2 Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) from SOEC
4.12.7 Companies
4.13 Other types
4.13.1 Overview
4.13.2 CO₂ electrolysis
4.13.2.1 Electrochemical CO₂ Reduction
4.13.2.2 Electrochemical CO₂ Reduction Catalysts
4.13.2.3 Electrochemical CO₂ Reduction Technologies
4.13.2.4 Low-Temperature Electrochemical CO₂ Reduction
4.13.2.5 High-Temperature Solid Oxide Electrolyzers
4.13.2.6 Cost
4.13.2.7 Challenges
4.13.2.8 Coupling H₂ and Electrochemical CO₂
4.13.2.9 Products
4.13.3 Seawater electrolysis
4.13.3.1 Direct Seawater vs Brine (Chlor-Alkali) Electrolysis
4.13.3.2 Key Challenges & Limitations
4.13.4 Protonic Ceramic Electrolyzers (PCE)
4.13.5 Microbial Electrolysis Cells (MEC)
4.13.6 Photoelectrochemical Cells (PEC)
4.13.7 Companies
4.14 Investment Outlook: Selective Deployment and Risk Mitigation
4.15 Costs
4.16 Water and land use for green hydrogen production
4.16.1 Water Consumption Reality
4.16.2 Land Requirements Reality
4.17 Electrolyzer manufacturing capacities
4.18 Global Market Revenues
5 HYDROGEN STORAGE AND TRANSPORT
5.1 Market overview
5.2 Hydrogen transport methods
5.2.1 Pipeline transportation
5.2.1.1 Current Infrastructure Reality
5.2.1.2 Natural Gas Pipeline Repurposing - The Failed Promise
5.2.1.3 Pipeline Economics and Project Viability
5.2.2 Road or rail transport
5.2.3 Maritime transportation
5.2.3.1 Ammonia vs. Liquid Hydrogen Shipping - The Decisive Battle
5.2.3.2 Ammonia Shipping Infrastructure Requirements
5.2.3.3 Ammonia Cracking - The Critical Bottleneck
5.2.4 On-board-vehicle transport
5.3 Hydrogen compression, liquefaction, storage
5.3.1 Storage Technology Overview and Economics
5.3.2 Solid storage
5.3.3 Liquid storage on support
5.3.4 Underground storage
5.3.4.1 Salt Cavern Storage - Detailed Assessment
5.3.4.2 Alternative Underground Storage Options
5.3.5 Subsea Hydrogen Storage
5.4 Market players
6 HYDROGEN UTILIZATION
6.1 Hydrogen Fuel Cells
6.1.1 Market overview
6.1.2 Critical Market Failure - Light-Duty Vehicles
6.1.3 Why FCEVs Failed
6.1.4 PEM fuel cells (PEMFCs)
6.1.5 Solid oxide fuel cells (SOFCs)
6.1.6 Alternative fuel cells
6.2 Alternative fuel production
6.2.1 Solid Biofuels
6.2.2 Liquid Biofuels
6.2.3 Gaseous Biofuels
6.2.4 Conventional Biofuels
6.2.5 Advanced Biofuels
6.2.6 Feedstocks
6.2.7 Production of biodiesel and other biofuels
6.2.8 Renewable diesel
6.2.9 Biojet and sustainable aviation fuel (SAF)
6.2.10 Electrofuels (E-fuels, power-to-gas/liquids/fuels)
6.2.10.1 Hydrogen electrolysis
6.2.10.2 eFuel production facilities, current and planned
6.3 Hydrogen Vehicles
6.3.1 Market overview
6.3.2 Light-Duty FCEV Market Collapse
6.3.3 Manufacturer Exits and Remaining Players
6.3.4 Refueling Infrastructure Collapse
6.3.5 Heavy-Duty Hydrogen Trucks - Uncertain Future
6.4 Aviation
6.4.1 Market overview
6.5 Ammonia production
6.5.1 Market overview
6.5.2 Current Market Structure
6.5.3 Drivers of Green Ammonia Adoption
6.5.4 Maritime Fuel - The Game Changer
6.5.5 Decarbonisation of ammonia production
6.5.6 Green ammonia synthesis methods
6.5.6.1 Haber-Bosch process
6.5.6.2 Biological nitrogen fixation
6.5.6.3 Electrochemical production
6.5.6.4 Chemical looping processes
6.5.7 Green Ammonia Production Costs
6.5.8 Blue ammonia
6.5.8.1 Blue ammonia projects
6.5.9 Chemical energy storage
6.5.9.1 Ammonia fuel cells
6.5.9.2 Marine fuel
6.6 Methanol production
6.6.1 Market overview
6.6.1.1 Current Market Structure
6.6.2 E-Methanol Economics
6.6.3 Maritime Methanol vs. Ammonia Competition:
6.6.4 Methanol-to gasoline technology
6.6.4.1 Production processes
6.6.4.1.1 Anaerobic digestion
6.6.4.1.2 Biomass gasification
6.6.4.1.3 Power to Methane
6.7 Steelmaking
6.7.1 Market overview
6.7.2 Current Steel Production Methods
6.7.2.1 H-DRI Process Overview
6.7.3 Green Steel Production Costs and Economics
6.7.4 Regional Green Steel Development
6.7.5 Comparative analysis
6.7.5.1 BF-BOF vs. H-DRI + EAF - Comprehensive Comparison:
6.7.6 Hydrogen Direct Reduced Iron (DRI)
6.7.7 Green Steel Market Demand and Willingness-to-Pay:
6.8 Power & heat generation
6.8.1 Market overview
6.8.1.1 Why Hydrogen Failed in Power Sector
6.8.2 Power generation
6.8.3 Economics of Hydrogen Power
6.8.4 Heat Generation
6.8.4.1 Building Heating with Hydrogen - Failed Application
6.9 Maritime
6.9.1 Market overview
6.9.2 IMO Regulatory Framework - The Demand Driver
6.9.3 Ammonia vs. Methanol for Maritime - Technology Competition
6.9.4 Maritime Ammonia Infrastructure Requirements
6.9.5 Ammonia Marine Engines and Fuel Cells
6.10 Fuel cell trains
6.10.1 Market overview
7 COMPETITIVE LANDSCAPE
7.1 Manufacturer Viability Assessment
7.2 Integrated Developers and National Champions
7.3 Competitive Position Matrix
7.4 M&A and Consolidation Outlook (2026–2028)
8 COMPANY PROFILES (168 company profiles)
9 APPENDIX
9.1 RESEARCH METHODOLOGY
10 REFERENCES
List of Tables/Graphs
List of Tables
Table1 Reasons for Green Hydrogen Project Cancellations (2024–2025)
Table2 Green Hydrogen LCOH by Technology and Region (2024 vs. 2036 Projection)
Table3 Green Hydrogen Demand by Application — 2036 Projection
Table4 Regional Green Hydrogen Production–Consumption Balance (2036 Projection)
Table5 Total Hydrogen Demand Projections — All Production Methods (2024–2036)
Table6 Low-Emissions Hydrogen Demand and Market Share (2024–2036)
Table7 Cumulative Infrastructure Investment Requirements (2025–2036)
Table8 Hydrogen colour shades, Technology, cost, and CO2 emissions
Table9 Main applications of hydrogen
Table10 Overview of hydrogen production methods
Table11 Production Cost Reality by Region (2024)
Table12 Transport Cost Comparison (2024 estimates):
Table13 Storage Cost Comparison
Table14 Utilization Summary Table- 2024 vs. 2030 vs. 2036:
Table15 National hydrogen initiatives
Table16 Breakeven Analysis (2024 Costs)
Table17 Carbon Pricing Systems and Green Hydrogen Impact (2024-2025)
Table18 EU ETS Trajectory (2025-2036)
Table19 Market challenges in the hydrogen economy and production technologies
Table20 Challenge Resolution Pathways and Requirements
Table21 Market Challenges by Stakeholder Impact
Table22 Challenge Severity by Application Sector
Table23 Investment Required vs. Committed
Table24 Cost Gap Evolution and Projections
Table25 Technology Readiness vs. Market Requirements
Table26 Green hydrogen industry developments 2020-2026
Table27 Market map for hydrogen technology and production
Table28 Global Hydrogen Production Overview (2024)
Table29 Industrial applications of hydrogen
Table30 Hydrogen energy markets and applications
Table31 Global Hydrogen Production Overview
Table32 Global Hydrogen Production by Method and Region
Table33 Green Hydrogen Production Capacity - Top Projects (2024-2025)
Table34 Cancelled Major Green Hydrogen Projects (2024-2025)
Table35 Hydrogen production processes and stage of development
Table36 Hydrogen Production Methods - Technical and Economic Comparison (2024)
Table37 Regional Production Method Mix (2024)
Table38 Electrolyzer Capacity - Installed vs. Under Construction vs. Announced
Table39 Production Cost Drivers by Method (2024)
Table40 Green Hydrogen Production Cost by Region (2024)
Table41 Comprehensive Production Cost Comparison (2024 vs. 2030 vs. 2036)
Table42 Total Hydrogen Demand Projections (All Production Methods, 2024-2036)
Table43 Low-Emissions Hydrogen (Green + Blue) Demand and Market Share (2024-2036)
Table44 Hydrogen Demand by End-Use Application (2024 vs. 2030 vs. 2036)
Table45 Green Hydrogen Demand by Application (2030 vs. 2036 Projections)
Table46 Regional Hydrogen Demand Projections (2024 vs. 2030 vs. 2036)
Table47 Major Import-Export Flows (2036 Projections)
Table48 Demand Drivers vs. Constraints (Relative Impact Assessment)
Table49 Total Hydrogen Market Revenue by Production Method (2024-2036)
Table50 Electrolyzer Equipment Market Revenue and Capacity Deployment (2024-2036)
Table51 Cumulative Infrastructure Investment Requirements (2024-2036)
Table52 Green Hydrogen Revenue by Application (2030 vs. 2036)
Table53 Cumulative Investment Requirements by Category (2024-2036)
Table54 Investment Distribution by Region (2024-2036 Cumulative)
Table55 Market Concentration Indicators (2024 vs. 2030 vs. 2036)
Table56 Green hydrogen application markets
Table57 Green Hydrogen Production Capacity — Top Projects (2024–2026 Status)
Table58 Traditional Hydrogen Production
Table59 Hydrogen Production Processes
Table60 Comparison of hydrogen types
Table61 Alkaline Electrolyzer Performance Evolution (2020 vs. 2024 vs. 2030 vs. 2036)
Table62 Leading Alkaline Electrolyzer Manufacturers (2024)
Table63 Alkaline Electrolyzer Architecture Comparison
Table64 Alkaline Electrolyzer Cost Breakdown (2024 vs. 2036 Projection)
Table65 Alkaline Technology Roadmap (2024-2036)
Table66 Alkaline Market Share Evolution by Application (2024 vs. 2030 vs. 2036)
Table67 Electrolyzer Technology Comparison - Technical and Commercial Status
Table68 Technology Selection by Application Type
Table69 Characteristics of typical water electrolysis technologies
Table70 Global Electrolyzer Market Evolution (2020–2024 Actual, 2025–2036 Projections)
Table71 Advantages and disadvantages of water electrolysis technologies
Table72 Global Electrolyzer Market Evolution (2020-2024 Actual, 2025-2036 Projections)
Table73 Manufacturer Viability Assessment (2024)
Table74 Cost Reality vs. Projections (2022 Forecast vs. 2024 Actual vs. 2030 Revised)
Table75 Market Opportunity Scenarios (2024-2036 Cumulative)
Table76 Regional Opportunity Distribution (Base Case)
Table77 Classifications of Alkaline Electrolyzers
Table78 Advantages & limitations of AWE
Table79 Key performance characteristics of AWE
Table80 Detailed AWE System Cost Breakdown - Chinese vs. Western Manufacturers (2024)
Table81 AWE LCOH by Region - Current (2024) vs. Projected (2030, 2036)
Table82 Cost Component Breakdown (Typical Case: Spain, 2024)
Table83 Detailed AWE System Cost Breakdown - Chinese vs. Western Manufacturers (2024)
Table84 Major AWE Manufacturers
Table85 AEM Performance - Laboratory vs. Demonstration vs. Commercial Targets
Table86 Comparison of Commercial AEM Materials
Table87 AEM Electrolyzer Cost Structure - Current (2024) vs. Projected Commercial (2032-2036)
Table88 AEM Competitive Positioning vs. Established Technologies
Table89 Companies in the AMEL market
Table90 Iridium Supply Constraint vs. PEM Electrolyzer Scaling Requirements
Table91 PEM Electrolyzer Detailed Cost Breakdown - 2024 vs. 2030 vs. 2036 Projections
Table92 PEM Cost Reduction Pathways - Feasibility and Impact Assessment
Table93 Companies in the PEMEL market
Table94 SOEC Performance - Theoretical vs. Pilot Demonstration vs. Commercial Requirements
Table95 LCOH Comparison - SOEC vs. Alkaline in Best-Case SOEC Applications (2024)
Table96 SOEC System Cost Breakdown - 2024 vs. 2032-2036 Projection (If Commercialized)
Table97 SOEC LCOH Scenarios - Best Case to Worst Case (2024)
Table98 Why SOEC Failed - Summary Assessment:
Table99 Companies in the SOEC market
Table100 Other types of electrolyzer technologies
Table101 Electrochemical CO₂ Reduction Technologies/
Table102 Cost Comparison of CO₂ Electrochemical Technologies
Table103 Direct Seawater vs. Desalinated Water Electrolysis Comparison
Table104 PEC vs. PV+Electrolysis Pathway Comparison
Table105 Companies developing other electrolyzer technologies
Table106 Investment Reality vs. Pipeline (2024–2025)
Table107 Electrolyzer Technology Cost Comparison - 2024 vs. 2030 vs. 2036 (All Technologies)
Table108 Water Requirements for Green Hydrogen Production (2024 Analysis)
Table109 Land Footprint for Green Hydrogen Production (Renewable Energy + Electrolyzer)
Table110 Global Electrolyzer Manufacturing Capacity - Current (2024) vs. Projected (2030, 2036)
Table111 Global Electrolyzer Equipment Market Size, 2018-2036 (US$ Billions)
Table112 Hydrogen Infrastructure Investment Requirements vs. Commitments (2024-2036)
Table113 Hydrogen Transport Methods - Comprehensive Comparison (2024 Assessment)
Table114 Existing and Planned Hydrogen Pipeline Infrastructure (2024-2036)
Table115 Natural Gas Pipeline Repurposing Challenges and Reality
Table116 Hydrogen Pipeline Economics - Representative 500 km Regional Project
Table117 Road/Rail Transport Economics
Table118 Ammonia vs. Liquid H2 Shipping - Comprehensive Comparison
Table119 Ammonia Shipping Value Chain - Investment and Development Status (2024-2036)
Table120 Ammonia Cracking Facility Economics
Table121 Hydrogen Storage Technologies - Comprehensive Comparison (2024)
Table122 Salt Cavern Hydrogen Storage Economics and Availability
Table123 Regional Salt Cavern Storage Availability and Implications
Table124 Depleted Gas Fields and Aquifers - Uncertain Potential
Table125 Major Hydrogen Infrastructure Companies - Segmented by Category
Table126 Pipeline Infrastructure Developers
Table127 Ammonia Shipping & Terminals
Table128 Storage Technology Providers
Table129 Refueling Infrastructure (Declining Sector)
Table130 Fuel Cell Market by Application - 2024 Reality vs. 2020-2022 Projections
Table131 PEMFC Market Segmentation and Cost Structure
Table132 Categories and examples of solid biofuel
Table133 Comparison of biofuels and e-fuels to fossil and electricity
Table134 Classification of biomass feedstock
Table135 Biorefinery feedstocks
Table136 Feedstock conversion pathways
Table137 Biodiesel production techniques
Table138 Advantages and disadvantages of biojet fuel
Table139 Production pathways for bio-jet fuel
Table140 Applications of e-fuels, by type
Table141 Overview of e-fuels
Table142 Benefits of e-fuels
Table143 eFuel production facilities, current and planned
Table144 Hydrogen Vehicle Market - 2024 Reality and 2036 Projections
Table145 FCEV vs. BEV Competitive Position - Why Hydrogen Lost
Table146 FCEV Manufacturer Status - Exits and Commitments
Table147 Hydrogen Refueling Station Status by Region
Table148 Heavy-Duty Truck Competition - FCEV vs. BEV vs. Diesel (2024)
Table149 Heavy-Duty Hydrogen Truck Manufacturers and Status
Table150 Global Ammonia Production and Hydrogen Source
Table151 Green Ammonia Demand Drivers and Market Segments (2024-2036)
Table152 Ammonia as Maritime Fuel - Development Timeline
Table153 Green Ammonia Production Cost by Region (2024 vs. 2030 vs. 2036)
Table154 Blue ammonia projects
Table155 Ammonia fuel cell technologies
Table156 Market overview of green ammonia in marine fuel
Table157 Summary of marine alternative fuels
Table158 Estimated costs for different types of ammonia
Table159 Global Methanol Market by Source and Application (2024)
Table160 E-Methanol Applications (2024 vs. 2036)
Table161 E-Methanol Production Costs by Region and CO2 Source (2024 vs. 2036)
Table162 Maritime Fuel Competition - Methanol vs. Ammonia
Table163 Comparison of biogas, biomethane and natural gas
Table164 Global Steel Production by Method and Decarbonization Potential (2024)
Table165 Steel Production Cost Comparison - BF-BOF vs. H-DRI + EAF (2024 and 2036)
Table166 Green Steel Projects and Capacity by Region (2024-2036)
Table167 Leading Green Steel Projects
Table168 Steelmaking Technology Comparison
Table169 H-DRI Process Parameters and Requirements
Table170 Green Steel Customer Segments and Premium Acceptance (2024)
Table171 Hydrogen vs. Competing Technologies for Power Generation
Table172 Hydrogen Power Generation Technologies
Table173 Levelized Cost of Electricity (LCOE) - Hydrogen vs. Alternatives
Table174 Heating Technology Comparison - Hydrogen vs. Alternatives
Table175 Maritime Fuel Consumption and Decarbonization Pathways (2024)
Table176 IMO GHG Regulations and Impact
Table177 Ammonia vs. Methanol - Detailed Maritime Fuel Comparison
Table178 Maritime Ammonia Value Chain Investment Needs (2024-2036)
Table179 Ammonia Propulsion Technologies for Maritime
Table180 Rail Electrification Alternatives - Hydrogen vs. Competition
Table181 Hydrogen Train Projects
Table182Manufacturer Viability Assessment (2024–2025)
Table183Integrated Developer and National Champion Profiles
Table184Competitive Position Matrix — Strategic Dimension Assessment by Archetype
Table185 Strategic Recommendations by Stakeholder Type
Table186 Equatic Demonstration and Commercial Projects
List of Figures
Figure1 Hydrogen value chain
Figure2 Principle of a PEM electrolyser
Figure3 Power-to-gas concept
Figure4 Schematic of a fuel cell stack
Figure5 High pressure electrolyser - 1 MW
Figure6 SWOT analysis: green hydrogen
Figure7 Types of electrolysis technologies
Figure8 Typical Balance of Plant including Gas processing
Figure9 Schematic of alkaline water electrolysis working principle
Figure10 Alkaline water electrolyzer
Figure11 Typical system design and balance of plant for an AEM electrolyser
Figure12 Schematic of PEM water electrolysis working principle
Figure13 Typical system design and balance of plant for a PEM electrolyser
Figure14 Schematic of solid oxide water electrolysis working principle
Figure15 Typical system design and balance of plant for a solid oxide electrolyser
Figure16 Process steps in the production of electrofuels
Figure17 Mapping storage technologies according to performance characteristics
Figure18 Production process for green hydrogen
Figure19 E-liquids production routes
Figure20 Fischer-Tropsch liquid e-fuel products
Figure21 Resources required for liquid e-fuel production
Figure22 Levelized cost and fuel-switching CO2 prices of e-fuels
Figure23 Cost breakdown for e-fuels
Figure24 Hydrogen fuel cell powered EV
Figure25 Green ammonia production and use
Figure26 Classification and process technology according to carbon emission in ammonia production
Figure27 Schematic of the Haber Bosch ammonia synthesis reaction
Figure28 Schematic of hydrogen production via steam methane reformation
Figure29 Estimated production cost of green ammonia
Figure30 Renewable Methanol Production Processes from Different Feedstocks
Figure31 Production of biomethane through anaerobic digestion and upgrading
Figure32 Production of biomethane through biomass gasification and methanation
Figure33 Production of biomethane through the Power to methane process
Figure34 Transition to hydrogen-based production
Figure35 Hydrogen Direct Reduced Iron (DRI) process
Figure36 Three Gorges Hydrogen Boat No. 1
Figure37 PESA hydrogen-powered shunting locomotive
Figure38 Symbiotic™ technology process
Figure39 Alchemr AEM electrolyzer cell
Figure40 Domsjö process
Figure41 EL 2.1 AEM Electrolyser
Figure42 Enapter – Anion Exchange Membrane (AEM) Water Electrolysis
Figure43 Direct MCH® process
Figure44 FuelPositive system
Figure45 Using electricity from solar power to produce green hydrogen
Figure46 Left: a typical single-stage electrolyzer design, with a membrane separating the hydrogen and oxygen gasses. Right: the two-stage E-TAC process
Figure47 Hystar PEM electrolyser
Figure48 OCOchem’s Carbon Flux Electrolyzer
Figure49 CO2 hydrogenation to jet fuel range hydrocarbons process
Figure50 The Plagazi ® process
Figure51 Sunfire process for Blue Crude production
Figure52 O12 Reactor
Figure53 Sunglasses with lenses made from CO2-derived materials
Figure54 CO2 made car part
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