Life Cycle Sustainability Assessment of Green Hydrogen Production and Delivery - An Economic, Environmental, and Social Perspective

Abstract

수소는 전세계 에너지, 운송 및 산업 분야의 탈탄소를 가능케 하는 엄청난 잠재력으로 인해 기후 변화와 엄격한 탄소감축 목표, 그리고 최근 전쟁 충돌로 인해 부각된 에너지 안보 문제의 시대에 게임 체인저로 널리 인식되고 있다. 재생 에너지의 보급이 불충분한 국가의 경우 녹색수소 공급 네트워크의 확인을 위한 잠재적 국내 및 국제 운송경로에 대한 광범위한 평가가 필수적이다. 또한 수소가 잠재적인 에너지 운반체로 점점 더 부각됨에 따라, 수소경제로의 전환을 가속화하기 위해서는 글로벌 수소운송 인프라의 개발이 필수적이다. 이를 위해 본 논문은 녹색수소 생산과 공급에 대한 전과정 지속가능성 평가(LCSA, life cycle sustainability analysis)를 수행하여 미래 수소경제의 경제적, 환경적, 사회적 핫스팟을 강조하고자 한다. 이 외에도 어떻게 통합 LCSA 방법론이 미래 수소경제가 지속가능한 개발목표(SDGs, sustainable development goals)를 달성하고 전체 가치사슬에 걸쳐 순환경제 원칙을 구현하여 경제적, 환경적, 그리고 사회적 지속가능성과 관련된 문제를 해결하는지 논의된다. 또한, 각 장에서 제시한 분석과 논의 결과를 바탕으로 정책적 시사점과 제언을 강조하여 미래 수소경제를 위한 정책 입안자들의 의사결정 과정에 도움을 줄 수 있도록 하였다. 1장에서는 문제 정의와 연구 격차에 대한 명확한 그림을 제시함으로써 이 논문의 배경과 동기를 강조한다. 이를 위해 녹색수소 생산의 지속가능성 평가에 대한 최근 문헌에 대한 포괄적인 검토가 수행된다. 그런 다음다음 장에서 제시되는 분석을 수행하기 위해 따랐던 연구 방법론으로 LCSA 단계가 제시된다. 마지막으로 이 논문의 연구 범위가 명확하게 정의된다. 2 장은 한국의 연료전지차량 (FCV, fuel cell vehicle) 대중화로 이어지는 수소 충전소 (HRS, hydrogen refuelling stations) 를 위한 국내 및 수입 대안을 포함한 잠재적인 녹색수소 공급경로를 식별하고 분석하는 것을 목표로 한다. 다시 말하면, 대한민국 수소충전소의 녹색수소 공급경로의 경제적 및 환경적 측면이 조사된다. 이를 위해 국내 HRS에 녹색수소를 공급하는 수입사례 1건과 국내 생산 2건(중앙집중화 및 분산화)의 사례가 고려되었다. 이 분석에서는 수입 녹색 암모니아의 촉매 분해를 통한 수소 생산(Case 1), 중앙집중식 국내 녹색수소 생산(Case 2), 그리고 HRS에서 도시 전력망에 연결된 태양광 전기로 현장(on-site) 녹색수소 생산(Case 3)의 세 가지 공급경로가 평가되었다. 수소 균등화비용(LCOH, levelized cost of hydrogen)은 사례 1, 2 및 3에 대해 kg당 각각 $9.74, $17.32 및 $13.97로 계산되었다. 민감도 분석 결과, 녹색 암모니아(Case 1) 공급과 관련된 자본 비용(태양광 전기 및 전해조)이 LCOH에 영향을 미치는 주요 인자로 나타났다. 예상 비용절감을 기준으로 LCOH는 Case 1, 2 및 3에 대해 kg당 각각 $8, $11.76 및 $10로 감소하는 것으로 나타났다. 전과정 평가에 따르면 Case 3은 Case 1과 Case 2에 비해 온실 가스(GHG) 배출량이 각각 44% 및 12% 감소하여 선호되는 친환경 대안이다. LCA 민감도 분석의 결과에 따르면, 2030년까지 운송 거리가 증가함에 따라 Case 2는 GHG 배출량에 대해 가장 높은 58%의 증가를 나타내고, Case 1의 경우 약 8%의 증가가 예상된다. 그러나 Case 3의 경우, 도시 전력망에 태양광 전력공급을 수익성 있게 만드는 정책 설계 및 기반시설 개발이 필요하다. 대규모 에너지 저장 및 운송 인프라는 현재의 글로벌 에너지 수요를 충족하는 데 필수적이다. 3장에서는 풍력발전으로 생산된 전기로 물을 분해하여 생산된 녹색수소의 국내 운송경로에 대한 전과정 평가를 제시한다. 이 연구에서는 다음의 7가지 수소 운송경로에 대해 부분적 (cradle-to-gate) LCA가 수행되었다: 파이프라인을 통한 압축가스 운송(CGH2-PL), 튜브 트레일러를 통한 압축가스 운송(CGH2-TT), 액체수소 운송(LH2), 천연가스를 열원으로 사용하는 액상 유기수소운반체(LOHC, liquid organic hydrogen carrier), 액체 암모니아(LNH3), 수소를 열원으로 사용하는 액상 유기수소운반체(LOHC-Own), NH3를 연료로 직접 사용하는 암모니아 연료전지 차량(LNH3-DAFCV). LCA 결과 CGH2-PL이 가장 낮은 지구 온난화 지수(GWP, global warming potential)(1.57kgCO2-eq/kgH2)를 가지기 때문에, 위에서 언급한 모든 경로 중에서 환경적으로 가장 지속가능한 옵션임을 보여주었다. 반대로 LOHC를 통한 배송은 가장 높은 GWP(3.58kgCO2-eq/kgH2)를 보였다. 그러나 생성된 수소를 부분적으로 활용하여 탈수소화에 필요한 열량을 충족하면 GWP가 35% 감소하여 2.34kgCO2-eq/kgH2로 나타났다(LOHC-Own). LNH3를 통한 운송은 상당한 GWP(3.14kgCO2-eq/kgH2)를 보여 수소 운송에 있어 두 번째로 나쁜 후보이다. 그러나 DAFCV에서 NH3를 직접 사용할 경우, 좋은 GWP(1.62kgCO2-eq/kgH2)값을 보여 NH3를 미래의 수소 및 에너지 운반체의 후보로 만들 수 있음이 확인되었다. 4장은 대규모 글로벌 수소운송 인프라의 경제적 및 환경적 지속가능성 평가 결과를 제시한다. 이 장에서는 엄격한 경제성 및 환경영향 평가를 기반으로 LH2, LNH3 및 디벤질톨루엔을 포함한 세 가지 경로를 통한 수소운송의 지속가능성 비교분석이 제시된다. 전체 결과는 중소 수준의 시장 침투(50,000kg/d)의 경우, LNH3가 8.13$/kg의 LCOH로 장거리 수소운송에 가장 적합한 운반체임이 확인되었다. 반면, LH2는 LCOH가 16.02$/kg로 경제적으로 가장 열악한 운반체이다. 환경적 관점에서 LH2는 에너지 집약적인 탈수소화 단계가 없기 때문에 최상의 운반체이다. 그러나 암모니아가 에너지 집약적인 분해 과정을 피할 수 있는 직접 연료전지 차량(DAFCV)에 사용되는 경우 LNH3의 GWP는 3.6 kgCO2-eq/kgH2에서 2.9kgCO2-eq/kgH2로 대폭 감소하여 LH2의 GWP 2.97kgCO2-eq/보다 낮게 된다. 유엔의 지속가능한 개발목표(SDGs)에 기여하고 파리협정에 따라 순탄소배출량 제로를 달성하는 글로벌 수소경제를 개발하려면 미래 수소경제의 경제적, 사회적 현실을 평가하고 인식해야 한다. 이를 위해 5장은 7개국(미국, 칠레, 남아프리카 공화국, 사우디아라비아, 오만, 호주, 중국)의 녹색수소 생산에 대한 사회적 전과정평가(social LCA, S-LCA)를 수행하여 전체 가치사슬 중 사회적 핫스팟을 식별한다. 녹색수소 공급망이 세계 여러 곳에서 조달되면서 복잡해짐에 따라, 다양한 사회적 지표(아동 노동, 강제 노동, 남녀 임금격차, 공정한 급여, 의료비)에서 녹색수소의 S-LCA 결과가 나쁘게 나타났다. 경제발전을 위해서는 1인당 노동시간이 더 많아 결과적으로 기존 수소보다 우수한 성과를 거두는 것으로 나타났다. S-LCA 결과에 따르면, 핵심장비의 제3세계로부터의 구매가 주요 사회적 핫스팟이었으며, 개발도상국의 지속가능한 개발로 나타났다. 또한, S-LCA 결과는 수소경제가 국내 녹색수소 공급망을 개발하고 국가별 특정 부문의 근로조건을 개선함으로써 SDGs를 달성할 수 있는 잠재력이 있음을 보여준다 재생가능 에너지를 이용한 물의 전기분해를 통해 생산된 녹색수소의 환경 배출의 대부분은 재생 가능 에너지 플랜트의 에너지 생산에서 발생한다. 태양광 발전(PV) 모듈과 풍력 터빈을 제조하기 위한 원료 추출은 환경 배출의 주요 원인이다. 또한 PV 패널과 풍력 터빈의 수명이 다한 후 최종 폐기하는 것도 환경 문제이다. 미래 수소경제의 업스트림 및 다운스트림에서 환경 배출과 폐기물을 더욱 줄이기 위해 6장에서는 전체 수소 공급망에서 순환경제 원칙을 구현하여 SDG를 달성하는 데 있어 LCSA의 역할을 강조하는 통합 LCSA 방법론에 대해 논의한다.

7장에서는 앞선 장들의 분석결과 의미에 대한 총체적인 논의를 제시하고, 정책 입안자들의 미래 수소경제 의사결정 과정에 도움을 줄 수 있는 권장 사항을 제시한다. 이 장에서는 또한 수소 생산 및 평가에 대한 공통 국제표준 규정의 시급성을 강조한다. 수소경제의 단점을 더욱 줄이기 위한 표준화된 방법론과 국제규정에 따라 생산된 녹색수소의 지원으로, 현재 및 미래의 연구는 크게 향상될 수 있으며 정책 결정자에게 의사 결정 과정에서 더 큰 지원을 제공할 수 있다. 마지막으로 8장에서는 논문의 주요 내용을 요약한다. 이전 장에서 설명한 경제적, 환경적, 사회적 핫스팟에 대해 제안된 솔루션이 포괄적으로 논의된다. 이 박사학위 논문의 결과를 기반으로 녹색수소경제의 대규모 실현를 구현하기 위한 잠재적 미래 연구 주제도 제시된다. 이 논문에서 수행된 연구는 수소경제의 지속가능성 평가에 대한 연구의 기존 격차를 현저하게 줄였으며, 미래 수소경제가 기후 변화와 지속가능한 개발과 관련된 문제를 동시에 해결할 수 있도록 하는 데 크게 기여하였다. |Hydrogen has become widely recognized as a game changer in the era of climate change, stringent carbon reduction targets, and energy security issues due to recent war conflicts owing to its immense potential in decarbonizing the global energy, transportation, and industrial sectors. For countries with inadequate distributions of renewable energy, comprehensive evaluation of potential national and international routes for green hydrogen supply networks is imperative. With hydrogen increasingly emerging as a potential energy carrier, the development of global hydrogen mobility infrastructures is essential to accelerate the transition to hydrogen economy. With this aim, this dissertation performs a life cycle sustainability assessment (LCSA) of green hydrogen production and delivery to highlight economic, environmental, and social hotspots of a future hydrogen economy. In addition to this, we have also discussed how an integrated LCSA methodology can help the future hydrogen economy achieve sustainable development goals (SDGs) and implement circular economy principles throughout the entire value chain so that it can address the concerns related to economic, environmental, and social sustainability. Furthermore, based on the results from the analyses and the discussion presented in each chapter, policy implications and recommendations are highlighted to aid policymakers in decision making process for the future hydrogen economy. Chapter 1 highlights background and motivation of this work by presenting a clear picture of the problem statement and the research gap. A comprehensive review of the recent literature on sustainability assessment of green hydrogen production is conducted. The LCSA steps are then presented as research methodology that were followed to conduct the analyses presented in the next chapters of this dissertation. At the end, research scope of the work is clearly defined. Chapter 2 aims to identify and analyze potential green hydrogen supply routes, including domestic and imported alternatives, for hydrogen refueling stations (HRS) to provide economically feasible and environmentally sustainable hydrogen supply options, leading to the commercialization of fuel cell vehicles (FCV) in Korea. In this chapter, an imported case and two domestic cases, which are centralized and decentralized (on-site), were considered for supplying green hydrogen to HRS in Korea. This work examines the economic and environmental aspects of green hydrogen supply routes for hydrogen refueling stations in the Republic of Korea. Three supply routes are evaluated in this work: Case 1) hydrogen production via catalytic cracking of imported green ammonia, Case 2) domestic green hydrogen production at a centralized location in Korea, and Case 3) on-site production at a hydrogen refueling station powered by solar electricity from the city grid. The levelized costs of hydrogen (LCOH) were calculated as $9.74, $17.32, and $13.97 per kg for Cases 1, 2, and 3, respectively. Results from sensitivity analysis indicate that the capital cost related to the provision of green ammonia (Case 1), solar electricity, and the electrolyzer were the main contributors to LCOH. Based on projected cost reductions, LCOHs would decrease to $8, $11.76, and $10 per kg for Cases 1, 2, and 3, respectively. Life cycle assessment (LCA) shows that Case 3 is the favoured environmental alternative owing to reductions in greenhouse gas (GHG) emissions of 44% and 12% compared with Cases 1 and 2, respectively. The results from LCA sensitivity analysis depict that by 2030, with the increase in distance of transportation, Case 2 can show the highest increase of 58% for GHG emissions while an increase of about 8% can be expected for Case 1. However, in Case 3, further work on policy design and infrastructure development is required to make solar electricity provisions in the city grid profitable. Large-scale energy storage and mobility infrastructures are imperative for meeting the current global energy demand. Chapter 3 presents an environmental life cycle assessment (LCA) of domestic transportation of green hydrogen produced via wind-powered water electrolysis. In this work, a comprehensive cradle-to-gate life cycle assessment (LCA) was performed for seven hydrogen delivery pathways: compressed gas via pipeline (CGH2-PL), compressed gas via tube trailers (CGH2-TT), liquid hydrogen (LH2), liquid organic hydrogen carriers with natural gas as a heating source (LOHC), liquid ammonia (LNH3), liquid organic hydrogen carriers with hydrogen as a heating source (LOHC-Own), and the direct utilization of NH3 in direct ammonia fuel cell vehicles (LNH3- DAFCV). The LCA results showed that CGH2-PL is the most sustainable option among all the above-mentioned pathways, as it showed to have the lowest global warming potential (GWP) (1.57 kgCO2-eq/kgH2). On the contrary, delivery via LOHC had the worst results and would have the highest emissions (3.58 kgCO2-eq/kgH2). However, by partially utilizing the produced hydrogen to fulfill the heating requirements during dehydrogenation (LOHC-Own), approximately 35% of the GWP was reduced to 2.34 kgCO2-eq/kgH2. Likely, delivery via LNH3 also showed significant emissions (3.14 kgCO2-eq/kgH2) and remained the second-worst candidate for hydrogen delivery. However, the direct utilization of NH3 in DAFCV showed promising results for GWP (1.62 kgCO2-eq/kgH2), making NH3 a likely candidate for future hydrogen and energy carriers. The economic and environmental impacts of hydrogen delivery via green ammonia from Australia to Korea are presented in Chapter 2. Whereas the environmental impacts of domestic transportation of hydrogen are highlighted in Chapter 3. Therefore, in order to capture a clear picture of hydrogen delivery at a global scale, chapter 4 presents an economic and environmental sustainability assessment of a large-scale hydrogen delivery infrastructure. This chapter presents a comparative sustainability analysis of hydrogen delivery via three pathways, including LH2, LNH3, and di-benzyl toluene (as LOHC) based on rigorous economic and environmental evaluations. Overall results indicate that for small- to medium-level market penetrations (50,000 kg/d), LNH3 is the best carrier for hydrogen delivery over long distances, with the levelized cost of hydrogen (LCOH) of 8.13 $/kg. Whereas LH2 is the worst carrier with a LCOH of 16.02 $/kg. From an environmental perspective, LH2 is the best carrier due to the absence of the energy-intensive dehydrogenation stage. However, if ammonia is directly utilized in direct fuel cell vehicles (DAFCV) to avoid the energy intensive cracking process, the GWP for LNH3 drastically reduces from 3.6 to 2.9 kgCO2-eq/kgH2 which is even lesser than GWP of 2.97 kgCO2-eq/kgH2 for hydrogen delivery via liquid hydrogen. Developing a global hydrogen economy that contributes to the United Nations Sustainable Development Goals (SDGs) and achieves net-zero carbon emissions under the Paris Agreement requires evaluating and recognizing the economic and social realities of a future hydrogen economy. With this aim, chapter 5 performs a social life cycle assessment (S-LCA) of green hydrogen production in seven countries (USA, Chile, South Africa, Saudi Arabia, Oman, Australia, and China) to identify the social hotspots in the entire value chain. Due to the increased complexity of the green hydrogen supply chain resulting from components sourced from various parts of the world, S-LCA results indicate that green hydrogen performed poorly in various social indicators (child labor, forced labor, gender wage gap, fair salary, health expenditure). Consequently, for economic development, it has performed better than conventional hydrogen showing greater number of working hours per person. The S-LCA results has identified that the outsourcing of key equipment from the third world was a major social hotspot resulting in the exploitation of sustainable development in these developing countries. In addition, the S-LCA results demonstrate that the hydrogen economy has the potential to be capable of achieving SDGS by developing a domestic green hydrogen supply chain and enhancing working conditions in country specific sectors. Chapter 6 aim to recommend a framework to address the highlighted challenges of green hydrogen economy. The majority of environmental emissions in green hydrogen production via water electrolysis comes from the upstream process of electricity generation from renewable energy plants. The extraction of raw materials to manufacture the solar photovoltaic (PV) modules and wind turbines are the major source of environmental emissions associated with electricity generation from a solar and wind plants. Furthermore, the final disposal of PV panels and wind turbine’s blade after their lifetimes is also an environmental concern. In order to mitigate these challenges, an integrated assessment of green hydrogen production on economic, environmental, and social perspectives is performed. To further reduce environmental emissions and waste from the upstream and downstream of the future hydrogen economy, this chapter discusses integrated LCSA methodology to emphasize the role of LCSA in achieving the SDGs through implementing circular economy principles on the entire hydrogen supply chain in order to develop a circular hydrogen economy. Chapter 7 presents a holistic discussion of the implication of the results of the analyses and presents recommendations for policymakers to aid in decision making process of the future hydrogen economy. This chapter also highlights the urgency of common international standardized regulations for hydrogen production and evaluation. With the support of standardized methodology and green hydrogen produced in accordance with international regulations to further reduce the cons of hydrogen economy, current and future research work can be significantly enhanced and provide greater support to policymakers in their decision-making process, as well as enhance the impact of the work. Lastly, chapter 8 summarizes the key takeaways from the thesis. The proposed solutions to the economic, environmental, and social hotspots described in the previous chapters are comprehensively discussed. Based on the research work of this Ph.D. dissertation, potential future research opportunities are presented to further enhance the research work in order to practically execute the large-scale deployment of green hydrogen economy. Research conducted through this project has notably reduced the existing gap in research on sustainability assessments of the hydrogen economy, a significant contribution towards enabling the future hydrogen economy to simultaneously address concerns related to climate change and sustainable development.