钱金川（温州高企氢能科技有限公司）

一、在“碳达峰”和“碳中和”前提下的绿氢

根据中国氢能联盟预计，到 2030 年，我国氢气需求量将达到3500 万吨，到 2050 年，氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10％，产业链年产值约 12 万亿元，成为经济发展的新引擎。

更有专家表示，发展氢能技术，是我国寻求解决能源与资源危机、

加快能源结构调整，如期实现“碳达峰”“碳中和”目标的战略选择。

众所周知碳排放主要由化石能源所引发，目前中国煤炭消费几乎占到全球的一半，是碳排放的主要来源之一。随着中国能源转型的加快，天然气将逐步替代煤炭，从而减少二氧化碳的排放，实现中国由高碳向低碳的转型。而伴随氢能源的不断加速发展，氢能将为最终实现碳中和起到重要作用，并肩负起无法替代的使命。

**整体规划“碳达峰”和“碳中和”的论述

碳达峰 ：当每年碳排放量不再增加，达到峰值。**力争于2030年前实现。

碳中和：人类总要排放碳，实在减不掉的就吸收掉，当吸收量等于排放量。碳中和中重要的操作之一是碳捕集，把排入大气的CO₂的捉回来，才能真正实现净零排放。中国力争于2060年实现碳中和，而欧盟一些**首倡2050年达中和。

近年来，受能源政策、市场以及相关氢能利用技术的驱动，氢能为综合能源系统中难以实现电气化的行业和应用提供了更多可行和适用的选择。能源系统的深度脱碳需求、整合大量波动性可再生能源并网都将成为氢能快速发展的驱动力。

二、遏制全球变暖首要的是减排

在过去200年里，人类向大气层排放了数万亿吨CO₂，它如同给地球造了7个大棚，让地球无法散热，温室气体随着人类在畅想科技文明的同时，如影随形变本加厉。

譬如在2019年数据显示：碳源产生约400亿吨CO₂/年，而其中86%为化石燃料产出；14%为土地产生。产出的碳基本上碳

汇在以下三个方面：46%汇聚大气层；23%汇聚海洋；31%汇聚在陆地。

随着碳中和目标的提出，中国未来能源转型发展的方向已经确定。预计到2060年中国经济会达到人均GDP4.8万美元，带来能源需求67.3亿吨标煤，较现在提升38%。如果以目前的能源结构不变，将会产生每年160亿吨二氧化碳的碳排放。

如果减排，需从以下三个方面入手：

2.1、使用清洁能源（如绿氢）；

2.2、提高能源的使用效率；

2.3、减少一次性物品生产。

毋庸置疑使用清洁能源，是一劳永逸的做法。在全球能源危机化的形势下，用氢做为石油燃料的替代品已成为时代的趋势。随着国民经济的快速增长，人类生活质量的不断提高，社会各行业对氢气的需求日趋增多，其用途十分广泛。氢能，尤其是风电、光伏等可再生能源所制得的绿氢，只消耗电能，无其它副产物排放，氢气纯度高于 99.99%，具有零碳、高效、可储存、安全可控等显著优势。

目前，美国、日本、欧盟等主要发达**和地区均已将氢能纳入能源发展战略，氢能由最初示范应用逐步走向规模化推广。据国际氢能委员会预测，到 2050 年，氢能将创造 3000 万个工作岗位，减少160亿吨二氧化碳排放，创造2.5万亿美元的市场价值，在全球能源消费中所占比重有望达到 18％。

三、清洁能源氢气的来源及分类

3.1、制氢技术路线选择

工业上生产氢气的方法很多，主要可以分为三类：**类是水电解制氢；第二类是化石燃料转化制氢，主要有天然气水蒸气重整制氢、煤气化制氢；第三类是其他含氢尾气变压吸附（PSA）或膜分离制氢。

煤气化制氢是以煤为原料在气化炉中与氧反应生成氢气、一氧化碳和二氧化碳等的合成气，合成气经过变换反应后，氢气成分进一步增加用作下游原料气；合成气通过膜分离或者 PSA 分离，也可以进一步得到纯度较高的氢气。一般这种制氢路线都是用作煤化工或合成氨行业，近年来也用作炼化行业的原料气，规模远大于水电解制氢。煤气化制氢规模大、成本较低，但制取的氢气纯度较低，煤气化及净化装置初期投资也非常大，碳排放指标较高。

天然气制氢是将天然气和水蒸气在镍催化剂的作用下， 在820～950℃下反应生成转化气后，进一步 PSA 分离得到高纯度氢气。

该路线生产成本较低，适用于中小规模的氢气生产。不过，随着近年来的“气荒”现象，也使得天然气制氢的成本呈逐渐升高态势。含氢尾气分离制氢是将合成氨尾气、焦炉气等含氢尾气用变压吸附装置提纯制氢的方法。该路线生产成本较低，但必须具备含氢这一生产条件。从本质上来说，也是属于化石燃料转化制氢。

从上可以看出，除水电解法外，其余方法生产流程复杂、制氢过程中会对环境造成污染，制出的氢纯度低，还需要有比较有效的分离技术提纯氢气。水作为制氢的原料取之不尽，制氢过程中不会造成环境污染，具有持续发展性。目前，水电解制氢应用较广，技术比较成熟，水电解制氢的效率一般在 65～85％，获得的氢气纯度高，生产流程短，所需的能耗及生产成本低，电解水制氢技术将慢慢成为今后制氢技术的主流。从实用、经济、成熟、安全等多方面的比较，拟采用水电解制氢尤其是风能、光伏为电力的绿氢是未来发展的主流。

氢能具有零碳、高效、可储存、安全可控等显著优势，可以广泛应用于交通、工业、家庭用能等领域，已逐步成为全球能源技术革命的重要方向。

3.2、氢气的分类：绿氢、灰氢、蓝氢各自特点

在目前制氢领域中，将氢的制取可以分为：绿氢、灰氢、蓝氢之分。其定义分别如下：

绿氢：由可再生能源（如风电、水电、太阳能等）制氢，在制氢过程中完全没有碳排放；这也是人类发展可再生能源的**目标。

灰氢：石化燃料制氢，如石油、天然气、煤炭制氢。C-H键脱开，那么就有碳排放。

目前全球每年需氢7000万吨，其中98%是化石燃料制备的灰氢。由此可见我们所使用的氢气绝大多数是来源于灰氢。

蓝氢：指使用石化燃料制氢，同时使用碳捕捉和碳封存技术对后续碳进行处理。

3.3、绿氢目前的现状

从目前看，主流还是煤制氢，以灰氢为主要氢来源。绿氢和蓝氢将会是未来的发展方向，绿氢是清洁能源且用途广泛，有潜力满足全球15%的能源需求。但制取绿氢及使用瓶颈是其成本因素。

3.4、绿氢成本分析及制约

成本居高不下是其最大的瓶颈：据绿氢模型预测，2020年绿氢成本 4.2美元/公斤，预测到2030年1.9美元/公斤，2050年1.0美元/公斤。如果绿氢价格在0.8-1.9美元/公斤，则绿氢会有很强的市场前景。以上只是绿氢模型的预测，而实际绿氢的成本还是远远高于模型的预测。目前可再生能源制氢的成本仍然较高。全球范围内，化石能源制氢的成本基本低于2美元/kg，而电解水制氢的成本则通常高达4-5美元/kg。因此，从经济性的角度出发，可再生能源制氢大规模发展的条件尚不具备。

电费与设备投资是可再生能源电解水制氢主要的成本构成。理论上，电解水产生1kg氢气所需的耗电量约为30kWh，当前电解水制氢的能量转换效率一般为60%上下，因此实际的耗电量大致为50kWh/kg左右。

现目前制约绿氢的市场，主要困局在于电力成本。

在碳中和背景下，氢气能源属性有望逐渐显现出其无与伦比的优势。尤其是近几年光伏产业成本的大幅降低，以及风能发电技术的日趋成熟，虽然光伏以及风能有着很多弊端，但绿氢的大规模产出及应用已经成为可能。

目前我国虽说风力资源集中，规模大，一般在蒙西、蒙东、甘肃、冀北四个地区，基本上占风电装机总规模的50%以上。但用电量仅占全国的10%。所以风电消纳问题是目前风力发电最为突出的问题之一；另外现有风场远离用氢负荷，从而增加氢气的储存运输过程，故而也增大了用氢成本。另外也可将氢通过油气公司现有的天然气管网输送至全国各地，这为氢的长距离输送、氢能可持续发展提供了新的可行技术方案。适时在管理层面建立电解水制氢、输氢的规范和标准，保障氢能产业的健康有序发展。

对绿氢的制取，在选择太阳能和风能时，可以遵循相应的标准来判定：

根据《太阳能资源评估方法》（GB/T 37526-2019）太阳总辐射年辐照量等级区划表得知，判定该区域太阳能资源状况，是否适宜建设太阳能电站；根据《风电场风能资源测量和评估技术规定》（NB/T 31147-2018）风功率密度等级评判标准，判定风电场风功率密度等级，风能资源是否丰富，是否具备开发潜力。有了以上标准的判定，从而大大降低风场、光伏的选场的盲目性。

对风机而言，风速3m/s可以发电，如果到10m/s风机可以达到额定电容量，因为发电与风速呈平方关系；另外风场的选择：年平均利用小时数不能低于2000小时，通常较好的风场一般2200-2500小时，只有如此，风场才有一定的经济效益，在今后的运行过程中不赔损。

我国西北地区的风能、太阳能资源丰富，西南地区的水电资源丰富，需要将相应电能输送至作为能源消耗中心的东部地区。我国海上风电资源也比较丰富，是继英国、德国之后的世界第三大海上风电**，快速发展的海上风电需要接入东部沿海地区电网。这也为降低火力发电我国这一比例过大（火力发电占76%）的格局，提供了新的减排点。

如果保证弃风限电的利用率：将水电解制氢设备做的比较大，可以充分消纳风场各个功率段的弃风电量，但这样会使水电解制氢设备（用传统碱性电解槽或者PEM 水电解槽）获得绿氢，利用率很低；如要保证水电解制氢设备利用率，只要把设备做的相对较小，可是又会使得弃网限电这部分电量利用率低，如何解决该矛盾也是风力发电制氢的一个瓶颈所在。从这两年发展趋势看：碱性电解槽1000Nm3/h以上已经是未来的主流，从而解决可再生能源发电制氢的瓶颈。相应的示范项目已经在全国普遍展开，为今后的市场运行积累了前期宝贵经验。

目前可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢仍是主要的氢气来源。在“富煤、贫油、少气”的能源结构下，目前国内煤制氢的占比超过60%，电解水制氢的比例则不到2%。因此，可再生能源制氢仍然任重道远，未来的发展空间巨大。

3.5、国内外绿氢情况发展规划与目标

随着近年来全球主要经济体陆续提出长期碳中和目标，预计氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、交通、建筑等场景。

近年来，全球主要经济体陆续提出氢能发展规划与目标，将氢能的发展上升至战略高度。

美国能源部2020年底发布氢能发展计划，从技术、开发、应用等多个角度对氢能产业进行了战略规划，预计到2050年氢能在美国能源消费总量中的占比可达到14%。

欧盟则于2020年8月提出氢能发展战略，重点发展可再生能源制氢，计划在2024/2030年前部署6/40GW以上的可再生能源电解水制氢设备，分别实现可再生能源制氢量100/1000万吨。

我国的《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中也将氢能和储能列入前瞻谋划的未来产业，未来将重点进行发展布局。

总体而言，可再生能源制氢是长期可行的方向。而氢能源的不断加速发展，将最终实现碳中和承担起重要使命。

近20年来，由于工业生产的飞速发展，氢气的应用领域越来越广，对氢气的需求量也在逐年的增加。尤其在钢铁领域氢气替代传统一氧化碳还原，这为减少碳排放又开拓了新的领域。

据美国氢气协会分析，2007年全球年生产氢气超过5000万吨，氢能作为低碳和零碳能源正在脱颖而出。现在，中国每年用氢量为5500亿立方米，氢气与其他物质一起用来制造氨水和化肥，同时也应用到无人机及汽车加氢站、金属冶金、汽油精炼工艺、多晶硅、黄金焊接、气象气球探测及农业富氢水灌溉等等行业中。近年来，由于可再生能源成本的降低，为制取可再生能源氢原料，通过用风能、光伏产生的电能来电解大规模生产氢气提供了可能。一些部门，包括炼油厂、化学工业、运输和天然气部门，正在探索将大量可再生氢纳入其工艺，以减少CO2排放量。此外，水电解制氢技术还可以为不断发展的电网提供负载调控、管理等服务以增强电网可靠性。水电解制氢因碳足迹非常低，生产氢气的潜力巨大。间歇性可再生电力的增加赋予了电力市场**的灵活性，并需要**的能量存储。

作为二次能源的电能，可从各种一次能源中生产出来，例如煤炭、石油、天然气、太阳能、风能、水力、潮汐能、地热能、核燃料等均可直接生产电能。由于目前“过程性能源”尚不能大量地直接贮存，因此汽车、轮船、飞机等机动性强的现代交通运输工具就无法直接使用从发电厂输出来的电能，只能采用像柴油、汽油这一类“含能体能源”。随着化石燃料耗量的日益增加，其储量日益减少，终有**这些资源将要枯竭，这就迫切需要寻找一种不依赖化石燃料的、储量丰富的新的含能体能源。氢能正是一种在常规能源危机的出现、在开发新的二次能源的同时人们期待的新的二次能源。

“氢能经济”时代即将到来。世界各国都在加快涉足氢能开发和利用。按照美国氢能技术路线图，到2040年美国将走进“氢能经济”时代。在这一阶段氢能将最终取代石化能源成为市场上最广泛使用的终端能源。我国有丰富的太阳能、风能资源，通过电解水转换成氢气进行能量的转化和储存、运输，有效的解决峰谷、传输和电网波动问题，可能是**途径之一。我国南部和西南地区势能差大，水资源丰富，水电发达，在丰水期可用大量剩余电力通过电解水制取氢。

从排放来看，能源消费中存在一部分能源利用形式难以被电力替代，而因此最终需要另外的能源形式实现碳中和。预计到2060年如果不考虑非电领域的能源突破，中国电气化率在70%水平，则仍然有20亿吨标准煤的能源需要完成脱碳。

目前化石能源仍是氢气的主要来源，天然气替代实现高碳到低碳。

在提供相同能量的情况下，天然气相比石油和煤炭将减少33%和53%的碳排放；

天然气可以带来多少替代：预计到2030年，天然气占比增长6.9个百分点，天然气消费量约增加4000亿立方米，可减少碳排放约3.7-8.4亿吨；

2019年氢能源**写入我国《政府工作报告》，氢能**纳入中国能源体系之中。按照白皮书路线规划，预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨，年经济产值超过10万亿元，全国加氢站达到10000座以上，燃料电池汽车年产量达到520万辆。

中国承诺到2060年实现“碳中和”，减排任务艰巨。为此，未来我国将构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，显著特征之一是大幅提高可再生能源在一次能源消耗中的占比。氢与电耦合是构建我国现代能源体系的重要途径。中国是全球**大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电等可再生能源弃电约 1000 亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。

实现碳中和必须在非电领域推动新的技术发展和应用，目前来看主要有三个解决方案，分别是氢能源、碳捕捉和生物质。但是考虑到生物质资源上的限制，以及碳捕捉对于政策要求，氢能在产业发展，技术迭代上优势更强，因此更有可能是最终解决方案。

目前成熟的制氢手段主要包括化石能源重整制氢、工业副产制氢以及电解水制氢三种。虽然通过碳捕捉与封存技术（CCS）可有效降低化石能源制氢过程中产生的碳排放，但长期来看只有可再生能源电解水制备的“绿氢”才能实现真正的零碳排放。

天然气的过渡能力：中国天然气供应保障能力增强，未来要实现国产多元化、进口多渠道的供应格局。

四、绿氢的未来应用领域的预测

4.1、绿氢在钢铁行业的应用

氢气炼钢还原氢气回收再利用，氢能是解决炼钢碳排放**方案。

钢铁行业是碳排放的重要领域，特别是对于中国这个钢铁大国而言。目前钢铁工业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，是全国碳排放量**的制造行业。

据统计，每生产一吨钢，如采用高炉工艺将排放出2.5吨的CO₂；转炉生产吨钢CO₂ 排放2.2吨；电炉工艺也要排放0.5吨的CO₂ 。

因此，面对当今的碳排放，碳中和要求，对于正处于转型升级关键阶段的钢铁工业来说，提高能源利用效率，采用低碳生产流程，****地实现能源回收利用，要2060年实现“碳中和”目标，则钢铁行业是关键一环，更是节能减排的重中之重。

众所周知，传统的高炉炼铁选用焦炭作为原料之一，通过焦炭燃烧提供还原反应所需的热量，并产生还原剂一氧化碳（CO）。在高温下利用CO将铁矿石中的氧制取出来，将铁矿石还原得到生铁，并产生大量的二氧化碳（CO₂）气体。之后再将生铁进一步冶炼成钢。

在于钢铁领域，用氢气替代传统的CO还原剂。无CO₂ 气体的产出，因此炼铁过程绿色无污染。

在炼铁的工艺路线中，将氢气（H₂）加入替代传统CO。而氢气的产出由水电解制氢提供（制氢的能源来源于可再生能源：太阳能光伏、风力发电），再加上对进入炉中多余的还原氢气回收再利用，以达到减少CO₂排放之目的。

传统的CO还原：

Fe₂O₃ + 3CO = 2Fe + 3CO₂；

2CO + O₂= 2CO₂

有大量的CO₂产生。

加H₂还原：

Fe2O₃ + 3H₂ = 2Fe + 3H₂O；

2H₂ + O₂ = 2H2O

无CO₂ 产生，只有水产出。

从中可以看出：

1、用氢气替代一氧化碳，无二氧化碳排出；

2、氢源：参与的氢气由可再生能源（如风能或太阳能）产出的绿氢；或者水煤气制氢、天然气制氢均可；

3、将炉中参与还原多余的氢气，进行回收再利用；

4、用氢气领域成熟的氢气回收技术，将未有参与还原的多余氢气，先进行淋洗处理，然后再加压，进行干燥（两塔或者三塔）处理，与氢源的氢气一并加入炼铁工艺路线中。

4.2 绿氢与电耦合

氢与电耦合是构建我国现代能源体系的重要途径。中国是全球**大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电等可再生能源弃电约 1000 亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。

4.3、预测绿氢未来的发展

4.3.1、应用初期，平价起点

在这一阶段，燃料电池技术应用得到提速，从终端应用层面带来规模化与成本下降，同时推动能源供给端的运输与加注成本受益规模化与环节效率提升得到快速下降，带来供给与应用环节并行的降本。

从氢能源角度，目前天然气/煤气重整+碳捕捉制氢短期内成本优于可再生能源电解水制氢，成本的制约主要来源于运输与加注环节，其中运输受限于高压IV型瓶应用、液氢运输、管路运输的不完善而造成。如果在风能、光伏之地的绿氢有管路的输送，则低价绿氢就有望大规模得以应用。从而也促进燃料电池终端应用。

4.3.2、步入平价

预测到2031-2050年随着应用领域拓宽，供给与应用规模大幅提升。

在这一阶段，氢能源的成本受益于富电区域新能源发电的低电价，与逐步完备的中长距离运输/管路，使得加氢成本逐步下降至近20元/kg。同时新能源电解水制氢也将逐步成为氢能供给的主流模式。对于燃料电池车辆，当不考虑柴油针对碳排成本上升时，氢成本下降至20元/kg可直接与柴油平价。此外，此阶段的非交通领域用氢的价格已逐步下降至18-20元/kg（即不考虑加氢站的加注成本），在工业与家庭供暖领域已逐步具备一定经济性基础，通过初期与天然气的混合使用，以及伴随氢价格的进一步下降，在供暖领域（在我国北方，天然气供暖已替代传统燃煤取暖），氢能也将逐步提升应用渗透率。

4.3.3、步入平价

到2051-2060年绿氢的全面平价，碳中和目标驱动其余非电领域渗透率全面提升。

此阶段受益于新能源发电成本进一步下降，在储运规模的大幅提升下应用环节成本的进一步下降，氢加注成本将下降至20元/kg以下，非交通领域氢应用成本将下降至15元/kg以下。应用领域将全面拓展至供热供暖、船舶等非电领域，补足非电领域碳中和的拼图。

4.3.4、绿氢的使用促进了电力市场的总体成本降低，也大大降低了碳排放

除了新能源整体发电成本的降低，未来电力市场中的峰谷价差也将持续拉大，电解水制氢将有更多可利用的低电价时段。随着新能源发电占比的上升，未来电力供给的不稳定性将持续上升，电力市场中价格的波动范围也将扩大。

对于氢储能而言，季节性的电价波动将带来潜在的跨期套利空间，长期来看可再生能源制氢的经济性存在较大的提升空间。

未来风电与光伏的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源。在以可再生能源为主体的电力系统中，为了保证稳定的电力供应，装机的冗余程度将明显加大，因此长期来看弃风、弃光电量将不可避免地上升。

今后弃风弃光电量的消纳将成为氢储能的重要应用场景，这部分零成本甚至负成本的电量可作为电解水制氢的重要电力来源。

在电力行业领域，目前我国每发一度电要排放二氧化碳0.8—0.9公斤，如果每度电的耗煤量降低1克，全国每年就可减排二氧化碳750万吨。因此，应集中精力加快技术改造，推进火电减排，实施“绿色煤电”计划。这将主要依靠开发煤清洁转化高效利用技术和提高燃煤发电效率实现，其中提高燃煤发电效率能实现15%的减排。目前具有发展前途的高效、洁净的煤发电技术，主要涉及整体煤气化联合循环(IGC C )、循环流化床燃烧(CFBC)等技术。

4.3.5、电解水制氢设备存在较大降本空间

碱性水电解与质子交换膜水电解是当前主流的电解水制氢方式。目前碱性水电解与PEM的产业化程度相对较高，前者的优势在于技术成熟、成本低，但快速启动与变载能力相对较差；后者的优势在于效率高，运行灵活，与风电、光伏的适配性**，但当前的成本仍然较高。

电解槽是电解水制氢系统的核心部分。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所。

从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为40%-50%，此外电力转换系统、水循环系统以及氢气收集系统也在总成本中占据较高的比例。

通过材料与设计的优化，未来电解槽的成本与性能有较大提升空间。目前碱性水电解槽的技术已较为成熟，主要成本为隔膜与电极（镀镍不锈钢），后续主要的降本路径为开发厚度更薄、电导率**的新型隔膜（譬如现在已经普遍使用替代传统石棉的隔膜聚苯硫醚PPS），与此同时提升电极与催化剂在碱性环境中的寿命及成本。

2050年碱性水电解槽与PEM电解槽的成本有望达到100美元/kW以下，较当前水平下降60%以上。

电解槽总体成本的降低，又大大促进了绿氢的产出。

除了技术层面的进步，产业化程度的提升也将对电解水制氢系统成本的降低产生积极贡献。一方面，随着设备单体规模的扩大，电力转换、气体处理等模块的单位成本将被摊薄；另一方面，生产规模的扩大也将降低单台设备分摊的制造费用，两者相辅相成。

4.3.6、建筑领域的减排

在建筑领域，目前城市碳排放的60%来源于建筑维持功能本身，构建绿色建筑技术体系、发展低碳建筑极其重要，其关键是建筑规划设计、建造、使用、运行、维护、拆除和重新利用全过程的低碳控制优化。如在建造环节，可利用屋顶光伏发电技术，实现自然光和灯光照明有效整合，可通过建造无动力屋顶通风设备，调节风流风速并带动风机发电；在使用环节，可通过种植屋顶花草建造“绿色屋顶”，不仅可达到降温效果节省空调电力，还能吸收大气污染物；在拆除环节，可通过有效回收利用建筑废弃物，防止发生二次污染。

参照光伏、锂电池行业的发展历程，随着规模与产业化程度的提升，电解水制氢设备的平均成本有望进入快速下降通道。

五、结语

回顾人类发展历史，人们可以发现每一次能源技术创新和突破都给生产力的发展和社会带来重大而深远的变革。就现在我们赖以生存的能源体系中，80%都依靠石燃料煤和石油及天然气均属于不可再生资源，地球上存量有限。而绿氢的制取，从最早的示范工程，通常所配的水电解制氢设备也只有60Nm3/h以下。到现今1000Nm3/h以上的量级的具体应用，与之配套的风能、光伏发电的日趋成熟和成本的不断下降，再加之今后将再生能源生产的，体量又极为丰富的新含能体能源——绿氢。通过输送管道替代传统的储运。不仅符合目前人类所倡导的低碳经济，而且更满足“碳达峰”、“碳中和”的促进要求，新能源的广泛利用和实施,是人类梦寐以求的。低碳经济模式被人类所接受,它们决定着人类的未来。也可减缓日益加速变暖的全球气候。以上这些为绿氢的应用提供了广泛可行的前景，在人类不断开拓和认知新能源的同时,我们相信氢能，尤其是绿氢这个备受关注发展迅猛日新月异的领域,定会造福与我们人类。我们相信，21世纪绿氢时代与我们渐行渐近！

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