0 引言
自2017 年日本提出构建“氢社会”，发布国家氢能战略路线图以来，氢能逐渐成为国际议程的新焦点，尤其在2019 年12 月第25 届联合国气候变化大会后，发布国家氢能战略的国家激增。根据中国氢能联盟大数据平台统计，截至2020 年底，占全球GDP52%的27 个国家中，已有16 个制定全面的国家氢能战略，还有11 个国家正在制定国家氢能战略。各国将氢能视为深度脱碳及实现清洁能源转型的重要途径，着力部署大规模电解水制氢产业与技术开发，扩大以可再生氢为代表的清洁氢在工业、交通、发电与建筑等领域的应用，推动经济绿色发展[1-6]。我国于2020 年12 月率先发布《低碳氢、清洁氢与可再生氢标准与评价》[7]。2020 年，欧洲提出300 亿欧元的2×40GW 绿氢行动计划，在欧洲和北非开展大规模可再生能源电解水制氢示范[8]。澳大利亚计划2050 年绿氢产能达到3 000 万t/年[9]。仅2020 年，我国公布规划的可再生能源制氢项目就达28 个。据此测算，到2030 年，全球电解水制氢装备的市场规模超过3 000 亿元，绿氢市场贸易规模超过1 万亿元。
根据国际能源署（IEA）的统计，当前全球氢气需求量约11 500 万t，几乎全部来自于化石能源。可再生能源电解水制氢方式生产的低碳清洁氢占比尚不足1%[10]。从技术路线来看，电解水是一种绿色环保、生产灵活的制氢技术，其产品纯度高，技术相对成熟，并且可利用光伏发电、风力发电等可再生能源实现氢气的大规模制备，是实现我国碳中和目标的重要技术之一[11]。但我国电解水制氢技术也面临着瓶颈：一方面，我国在电解水制氢关键技术方面与国外尚有差距，虽然碱性电解水制氢技术在我国历史悠久，但在氢能成为全球能源革命战略技术之前，电解水制氢技术仅少量应用在浮法玻璃、半导体等行业，主要作为保护气使用，市场规模很小，导致该技术研发动力不足，整体性能较国外有差距。美国、日本、欧洲等国已制定了电解水制氢技术攻关路线图与关键技术指标发展目标，我国目前尚无电解水制氢技术路线的顶层规划，对国外当前技术水平差距缺乏量化对比分析。另一方面，电解 水制氢技术还面临氢气成本较 高的问题，成为现阶段可再生氢大规模部署的主要障碍。
因此，本文对主要发达国家电解水制氢技术路线进行综述，深入分析国内电解水制氢技术发展现状，并与国外电解水制氢技术进行了差距量化对标，分析我国电解水制氢技术差距的原因与国产化情况，在此基础上提出我国电解水制氢技术路线。最后对目前国内的平准化低碳清洁氢成本进行了分析和预测。希望为推动我国低碳清洁能源转型、碳中和目标实现、解决可再生能源消纳问题及加速氢能产业化进程提供参考依据，对我国低碳清洁氢产业与技术的发展提供指导。
1 国际电解水技术发展趋势
电解水制氢技术主要有碱性水电解（Alkaline Electrolyzer,AE）制氢技术、质子交换膜水电解（Proton Exchange Membrane Electrolyzer,PEME）制氢技术和固体氧化物水电解（Solid Oxide Electrolyzer,SOE）制氢技术[12-14]。
从发展历程来看，碱性水电解在20 世纪前后开始实现碱性水电解制氢技术的工业化应用，在经历了单极性到双极性、小型到大型、常压型到加压型、手动控制到全自动控制的发展历程后，碱性水电解制氢技术已逐步进入成熟的工业化应用阶段。20 世纪70年代起，质子交换膜水电解制氢技术开始获得发展，并以其制氢效率高、设备集成化程度高及环境友好等特点成为水电解技术的研究重点，逐步实现从小型化到兆瓦级的发展[15-17]。目前，PEME 制氢技术的瓶颈在于设备成本较高、寿命较低，且实际的电解效率还远低于理论效率（其制氢效率潜力有望超出AE 制氢技术），因此欧美发达国家正重点开展技术攻关以突破技术瓶颈，实现PEME 制氢技术的更大发展[18-19]。SOE 制氢技术采用水蒸气电解，高温环境下工作，理论能效最高，但该技术尚处于实验室研发阶段。
目前，美国、日韩和欧洲均将电解水制氢技术视为未来的主流发展方向，聚焦AE 制氢技术规模化和PEME 制氢技术产业化，重点围绕“电解效率”、“耐久性”和“设备成本”三个关键降本性能指标推进整体技术研发[20-22]，电解水制氢成本结构与关键技术分析如图1 所示。
图1 电解水制氢成本结构与关键技术分析
Fig.1 Cost structure and key technology analysis of hydrogen production from water electrolysis
美国在2011 年就制定了电解水制氢技术路线图，如图2 所示，以2.3 美元/kg 制氢成本为目标，设定了系统电解效率大于或等于75%，电解槽电解效率大于或等于77%，系统投资成本0.5$/kg 的发展目标。在技术路线上，以PEME 技术攻关为主，AE 和SOE 等多种电解水技术并行发展。在技术开发上，PEME 制氢技术具体则侧重质子交换膜、贵金属催化剂等关键核心材料研究，以获得更高的电解效率与寿命；同时，开展低担载量纳米贵金属催化剂、非贵金属催化剂等的研究开发，AE 制氢技术，重点推进高温碱性电解水装置的开发，推进高效率研究。
图2 美国电解水制氢技术关键指标目标
Fig.2 Key technical targets of hydrogen production from water electrolysis by Department of Energy(DOE)
欧洲在2013 年制定了电解水制氢技术路线，同样以PEME 技术为主、多种电解技术协同发展，技术关键指标目标如图3 所示。其中，2023 年的技术目标为：电解能耗≤50(kW·h)/kgH2@1000kg/d、电解槽效率年衰减量小于1%（额定功率下年操作时间8 000h）、设备投资成本小于1.5M€/(t/d)。PEME 技术方面，欧洲一方面通过催化剂和电解质膜等关键基础材料的研究与开发，提高电解效率，聚焦MW级系统设计，降低设备投资成本；另一方面则建立PEME 技术的性能评价与劣化评价体系，科学开展技术的系统经济效能评价。AE 制氢方面，欧洲进行了高温与高压兼容性碱性电解水装置的开发，并通过优化外围设备和操作条件，进一步提高制氢效率。
图3 欧盟电解水制氢技术关键指标目标
Fig.3 Key technical targets of hydrogen production from water electrolysis by European Union(EU)
日本在2014～2018 年通过氢气利用等先驱研发项目和氢社会构建技术研发项目，着力推动碱性电解水装置开发，尤其是2 000N·m3/h 大规模电解槽技术。2019 年，日本通过对标美国与欧洲电解水技术开发路线，制定了AE 与PEME 水电解技术10 年技术攻关目标，注重电堆反应机理和耐久性评价方法与标准化研究，并根据可再生能源发电量预测、电力供需调整、氢气需求等各种信息，进行系统层级优化，提高电流密度、效率和耐久性，相关技术关键指标目标如图4 和图5 所示。
图4 日本碱性电解水制氢技术关键指标目标
Fig.4 Key technical targets of alkaline water electrolysis in Japan
图5 日本质子交换膜电解水制氢技术关键指标目标
Fig.5 Key technical targets of proton exchange membrane water electrolysis in Japan
总的来说，各国均对AE、PEME 制氢技术同时进行技术开发。其中，AE 方面，近期以优化提升制氢效率与装置规模放大为主要目标进行技术攻关。PEME 方面，欧美国家持续开展技术攻关，将其视 为下一代主流电解水制氢技术，通过催化剂、隔膜、集电器、膜组件等核心材料和组件的研究及应用，提高设备的电解效率和使用寿命，降低设备成本等。同时，欧洲开展了电解水制氢装备性能评价与劣化评价的研究，在电解水制氢技术发展中具有重要意义。日本在吸收美国与欧洲电解水制氢技术路线的基础上，着力聚焦AE 与PEME 的技术开发，制定了最全面的技术目标。
2 我国电解水技术发展对标
我国在电解水技术领域呈现出以AE 制氢为主、PEME 制氢技术为辅的工业应用状态。其中我国AE制氢设备量全球占有率排名第一，随着可再生能源电解水制氢有望成为未来主流制氢方式，碱性电解水制氢技术逐步向大容量（单体设备产氢量大于或等于1 000m3/h）方向发展。MW 级PEME 制氢设备目前正处于研发状态，有望在1～2 年内投放市场。但我国在电解水制氢技术方面与国外先进水平仍有一定差距，具体技术对标与国产化情况如图6 所示。
图6 电解水制氢技术对标与国产化情况
Fig.6 Technical benchmarking and equipment localization of water electrolysis
AE 制氢技术方面，我国在制氢效率技术指标上仍有较大改进空间。在制氢效率与电流密度方面，目前我国工业用碱性电解槽的电解电流密度约为0.3A/cm2@1.84V，欧美国家电解槽的电流密度高达0.4A/cm2@1.8V 以上。我国碱性电解槽的直流电解能耗约为54kW·h/kgH2，电解效率约65%，低于国外 先进碱性电解槽约70%的电解效率。主要受制于关键材料及组件方面的技术，水平相对落后。电极方面，我国析氢电极普遍采用多孔镍电极，而国外已开始使用高性能镍基合金电极。隔膜组件方面，我国碱性电解槽目前采用编织结构的无石棉隔膜，其厚度为（1.0±0.1）mm、离子电阻率为（1.0±0.2）Ω·cm2，国外研制的有机无机复合隔膜的厚度为（0.5±0.05）mm、离子电阻率约为0.3Ω·cm2，其性能远超我国使用的无石棉隔膜，并已在德国McPhy、挪威NEL 等公司的碱性电解槽中得到应用，有效提高了电解电流密度及电解效率。电解槽结构方面，我国碱性电解槽的极间距较大，材料电阻引起的压降较高，导致电解效率偏低。在设备寿命方面，我国与国外设备的寿命目前均可达80 000h 以上。在设备成本方面，我国AE 制氢设备成本优势明显，约为1 400 元/kW。
PEME 制氢技术方面，我国正在抓紧攻关，技术性能尤其是寿命尚缺乏市场验证。在制氢效率方面，我国 PEME 制氢设备的电流密度约为1～1.2A/cm2@1.92V，电解效率约为63%，而美国康明斯旗下Hydrogenics 公司的PEME 制氢设备的电流密度已达1.5A/cm2@1.92V，电解效率约为66%。在设备寿命方面，国外PEME 设备的寿命约为60 000h左右，我国尚缺乏验证。设备成本方面，国内外PEME 制氢设备的成本均远高于AE 制氢设备，平均设备成本约为10 000 元/kW。
我国PEME 制氢技术整体性能与国外差距较大的主要原因在于关键基础材料性能不足，质子交换膜等材料依赖进口，系统控制（如热、气管理技术）缺乏经验。具体来说，在基础材料方面，国产质子交换膜的稳定性、质子传导性能与美国、日本等国制备的质子交换膜存在较大差距，目前主要以进口美国杜邦质子交换膜为主。国产催化剂的寿命、均一性、分散稳定性等与国外高性能催化剂存在差距。多孔钛集电器作为电解槽的关键组件，我国的制造水平也落后于欧美发达国家，我国多孔钛板的孔隙率约为35%～45%，美国多孔钛的孔隙率高于60%。在热、气管理方面，我国尚缺乏系统性研究，国外已开展电解槽余热回收利用研究、电解槽流场研究、电解槽结构的优化设计等，提高电解槽的能量利用率与耐久性。
此外，作为PEME 制氢技术重点应用领域的可再生能源制氢应用项目部署也落后国外。可再生能源制氢需要着力克服输入功率波动工况下的安全、寿 命、高效电解制氢技术。我国在“十一五”和“十二五”期间，在吉林和河北部署的风电制氢及风电供热项目至今仍未正式运营，美国、欧洲和日本分别通过Wind2H2、地平线2020 及FH2R 项目推动了一大批可再生能源制氢项目的研究和示范，在可再生能源功率控制及成本效益分析、波动对电解水装置寿命影响、风/氢系统容量优化配置方案和电氢转换技术经济分析等方面积累了丰富的经验。
3 我国电解水制氢技术路线
基于上述分析，我国应采取AE 和PEME 制氢技术并举路线，重点提升电解槽关键材料及组件的性能，开发出高性能、长寿命、低成本的AE 及PEME制氢设备，形成系统性、自主化的完整产品体系，满足可再生能源制氢、传统工业制氢及其他用氢场景的需求。“十四五”期间重点推动大容量AE 制氢技术示范应用，着力推动PEME 制氢技术研发攻关，加强两种技术融合应用及电氢系统示范。具体电解水制氢技术路线如图7 所示。
图7 电解水制氢技术路线图
Fig.7 Technology roadmap of hydrogen production from water electrolysis
在AE 制氢技术方面，重点开发高活性、长寿命析氢析氧催化电极，新型高气阻、低电阻、环保型隔膜；开展碱性水电解槽流场模拟，优化电解槽流场结构设计；并基于基础技术研究成果，开展零极距碱性电解槽设计。针对可再生能源制氢的需求，开发模块化并联的大规模电解制氢系统及其控制技术，开展快速变载工况的高效制氢技术研究，开发大规模可再生能源制氢调度、控制技术，以及开发高压碱性水电解制氢设备等。
在PEME 制氢技术方面，重点开发高性能纳米级催化剂，低贵金属担载量、高耐久的膜电极组件，高孔隙率、低电阻集流体，国产质子交换膜性能提升，并在突破核心技术和零部件的基础上，加快相关技术的产业化应用。PEME 设备集成方面，开展质子交换膜电解槽功能组件的建模及流场模拟，开发新型结构的零极距质子交换膜电解槽，开发高一致性质子交换膜电解槽组装技术等。开展MW 级PEME 制氢系统的集成设计，研究高功率密度下制氢设备的气、热管理技术。开发PEME 制氢设备寿命快速评测技术，建立设备寿命数据库。
为实现上述技术目标，需进行以下课题开发：
1）高效、长寿命碱性水电解制氢技术（2025 年）
关键材料与组件方面，开发高活性析氢、析氧催化电极，深入研究材料结构与性能的构效关系，评测工况条件下新电极的寿命，开发易于实现的高效、长寿命催化电极制备技术，并进行产业化应用。
研发功能涂层材料，克服编织结构隔膜经纬线间空隙大的缺点，以及开展聚合物复合隔膜、超细纤维无规堆砌的非织造隔膜等新型结构隔膜的研发工作，开发出高离子传导性、高气阻、低电阻、环保型碱性水电解隔膜。开展高压密封材料研究，开发高压碱性水电解制氢设备。
设备开发方面，开展全系列碱性水电解槽流场模拟，分析高气液比流体在电解小室狭小空间内的流体流动及传热传质特点，优化电解槽流场结构设计。开展新型零极距碱性电解槽设计，降低电解槽材料接触电阻。开发模块化并联的电解制氢设备集成优化、制造技术及负荷耦合控制机制，实现大容量制氢设备线性扩容，满足规模化可再生能源制氢需求。并针对大容量AE 制氢设备开展气液处理等单元设备及工艺系统重构研究，优化单元设备设计，提高系统集成度及自动化控制水平。
可再生能源耦合制氢方面，开发百兆瓦级大规模可再生能源制氢系统，建立通用的系统设计、建设、集成调度与运维控制规范，为推广应用奠定基础。研究可再生能源波动对寿命的影响、开发可再生能源制氢综合能效评价技术。开发大规模可再生能源制氢大数据管理平台。
2）高效低成本MW 级PEME 制氢系统（2025 年）
关键材料及组件方面，开展低担载量贵金属纳米催化剂及其载体研究，开发催化剂宏量制备技术，降低催化剂成本。研究催化剂中毒失活机理及关键影响因素，提高催化剂的寿命。开展低贵金属担载量、高耐久性的膜电极组件研究，评测其性能、寿命等关键指标，掌握膜电极制备关键技术。开发膜电极制备的关键配套设备。开发高孔隙率、低电阻的钛基、碳基等材质的集流体，分析厚度、孔隙率、电阻率、气体扩散速率等参数间的关系，形成最优化结构提高PEME 设备的性能。开发废旧膜电极组件负载贵金属材料的回收及再生利用技术，降低设备全周期的成本。
系统设备方面，开展质子交换膜电解槽极板及集流体功能组件的建模及流场模拟，分析其流体流动及传质传热的特征，优化极板及集流体的设计。基于材料及组件的研究成果，开展新型零极距质子交换膜电解槽设计，降低电解槽材料接触电阻及其制造成本。开展MW 级PEME 制氢系统的集成设计，研究高功率密度下制氢设备的气、热管理技术。开发PEME 制氢设备寿命快速评测技术，建立设备寿命数据库。
3）P2G 场景下高效、长寿命电解水制氢技术（2030 年）
研究PEME 电解槽质子交换膜在输入功率波动工况下的衰减机理，明确影响因素，开发延缓质子膜衰减的电解槽运行控制技术。研究变载工况下PEME 电解槽的功率响应特性，开发变载工况下的高效电解制氢控制技术。研究大功率PEME 电解槽余热回收利用技术。开发系统综合能效评价技术，形成科学可靠的可再生能源制氢评价体系。
4 低碳清洁氢气平准化价格研究
尽管越来越多的应用场景将低碳清洁氢气放在首要位置，但建设低碳清洁氢气供应链面临着基础设施匮乏等诸多障碍。其中，经济性首当其冲，尤其是电解水制氢环节的能量损失和耐久性广深受业界关注[23-27]。
作为未来主流的制氢方式，电解水制氢成本主要取决于电解槽的投资成本、利用负荷及度电成本。其中，度电成本对电解水制氢成本的影响敏感性最高，约占总成本的70%～90%。我国目前平准化低碳清洁氢成本如图8 所示。以2 000N·m3/h 碱性电解水制氢项目为例，负荷率95%条件下，当采用工业电价0.616 元/(kW·h)时，制氢成本约为39.06 元/kgH2。当前水电、陆上风电、海上风电、光伏的度电平准化成本分别为0.33 元/(kW·h)、0.41 元/(kW·h)、0.63 元/(kW·h)、0.40 元/(kW·h)，对应的平准化氢气成本分别为22.89 元/kgH2、27.65 元/ kgH2、40.05 元/ kgH2、26.65 元/kgH2。而当前PEM 电解水制氢设备比AE 设备高出5 倍以上，平准化氢气成本将增加40%左右。
图8 我国目前平准化低碳清洁氢成本
Fig.8 Current levelized cost of hydrogen
技术持续进步和装机规模扩大将持续推动可再生能源发电成本下降。到2035 年，光伏与风电的新增装机发电成本预计将低于0.3 元/(kW·h)。到2050 年新增光伏和风电发电成本将降至约0.13 元/(kW·h)和0.25 元/(kW·h)，风能和太阳能将成为最廉价和最丰富的电力来源。可再生能源电解水制氢成本将低至11.63 元/kgH2，不考虑碳税情况下，已明显低于化石能源+碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage,CCS）制氢成本。
除度电成本外，运行负荷和电解水制氢效率亦是电解水制氢关键降低成本因素。以碱性电解水制氢为例，运行负荷分别为1 000h、3 500h、6 000h和8 322h 时，平准化氢气成本分别为58.53 元/kgH2、42.72 元/kgH2、40.08 元/kgH2、39.06 元/kgH2。电解水制氢电耗从当前5kW·h/(N·m3) 降低至4kW·h/(N·m3)时，平准化氢气成本可降低约20%。对PEM 电解水制氢技术而言，关键降本驱动因素还包括设备成本。随着未来产业规模化和技术进步，PEM 电解水制氢设备有望降低50%以上，平准化氢气成本有望降低20%。
降低低碳清洁氢气平准化价格，需要从技术、商业模式创新等多方面协同发力，从而发挥其在能源转型及深度脱碳方面的作用。结合全球低碳清洁氢气标准的推进，政府和产业界可以提出促进低碳清洁氢气在交通、钢铁等领域应用的目标或激励措施，加快低碳清洁氢气市场的建立，为打造低碳清洁氢气供应体系提供可持续的市场需求。
5 结论
电解水制氢技术已成为全球能源低碳化和低碳清洁氢能产业化的发展趋势，是我国实现碳中和目标的关键抓手。本文通过调研美国、日本和欧洲等主要发达国家的电解水制氢技术路线，分析了我国目前关键技术指标与国产化情况，并与国外技术指标现状进行量化对标，找出了技术差距的原因，并以此制定了我国电解水制氢技术路线路线图。主要结论如下：
1）电解水制氢技术方面，我国碱性电解水制氢技术成熟，市场份额高，核心电解槽已实现国产化，但隔膜和电极国产化零部件技术水平较国外有差距，导致电流密度与电解效率低于国外水平，但国内设备成本优势明显。由于国内质子交换膜电解水制氢技术刚刚起步，性能尤其是寿命尚缺乏市场验证，整体上落后于欧美。核心部件电解槽尚未完全实现国产化，其中质子交换膜依赖进口，国内虽具备膜的生产能力，但膜树脂、膜溶液等原材料多为进口。在可再生能源电解水制氢项目方面，缺少系统性大规模示范及电氢融合技术研究。
2）我国近10 年应着力对AE 和PEME 制氢技术进行攻关，力争2030 年AE 制氢技术电解效率达到75%、电堆电流密度达到0.3A/cm2@1.54V，设备成本降至800 元/kW，寿命达到100 000h；PEME 制氢技术电解效率达到 78%、电堆电流密度达到2.0A/cm2@1.54V，设备成本降至4 000 元/kW，寿命达到100 000h。同时提出了三个主要技术开发课题：高效碱性水电解制氢技术，高效长寿命低成本MW级质子交换膜电解水制氢系统和P2G 场景下高效、长寿命电解水制氢技术课题研究。
3）当前可再生能源电解水氢气平准化成本在20～40 元/kg，高成本制约了清洁氢的产业化。度电成本、运行负荷、制氢效率与设备成本是电解水制氢技术降本的关键因素。
4）电解水制氢技术的规模化需要国家引领、技术攻关、企业合作、产业协同等各方面协同推动。
[1]中国氢能源及燃料电池产业发展报告[R].中国氢能联盟,2020.
[2]Hydrogen energy white paper[R].Japan:NEDO，2015.
[3]The national hydrogen strategy[R].Germany:The Federal Government,2020.
[4]Boretti A.Production of hydrogen for export from wind and solar energy,natural gas,and coal in Australia[J].International Journal of Hydrogen Energy,2020,45(7):3899-3904.
[5]Pivovar B,Rustagi N,Satyapal S.Hydrogen at Scale (H2@Scale):key to a clean,economic,and sustainable energy system[J].The Electrochemical Society Interface,2018,27(1):47-52.
[6]沈小军,聂聪颖,吕洪.计及电热特性的离网型风电制氢碱性电解槽阵列优化控制策略[J].电工技术学报,2021,36(3):463-472.
Shen Xiaojun,Nie Congying,Lü Hong.Coordination control strategy of wind power-hydrogen alkaline electrolyzer bank considering electrothermal characteristics[J].Transactions of China Electrotechnical Society,2021,36(3):463-472.
[7]T/CAB 0078—2020 低碳氢、清洁氢与可再生氢的标准与评价[S].2020.
[8]Hydrogen roadmap Europe[R].Luxembourg:Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking,2019.
[9]International hydrogen strategies[R].Germany:LBST,2020.
[10]The future of hydrogen[R].Japan:IEA,2019.
[11]孔令国，蔡国伟，陈冲，等.基于氢储能的主动型永磁直驱风电机组建模与并网控制[J].电工技术学报,2017,32(18):276-285.
Kong Lingguo,Cai Guowei,Chen Chong,et al.Modeling and grid-connected control of proactive permanent magnet direct-driven wind turbine based on energy storage of hydrogen[J].Transactions of China Electrotechnical Society,2017,32(18):276-285.
[12]Grigoriev S,Fateev V,Bessarabov D,et al.Current status,research trends,and challenges in water electrolysis science and technology[J].International Journal of Hydrogen Energy,2020,45(49):26036-26058.
[13]Technology Roadmap -Hydrogen and Fuel Cells [R].France:IEA,2015.
[14]Trinke P,Haug P,Brauns J,et al.Hydrogen crossover in pem and alkaline water electrolysis:mechanisms,direct comparison and mitigation strategies[J].Journal of the Electrochemical Society,2018,165(7):F502-F513.
[15]Reza A,Brian P,Lin S,et al.A roadmap to low-cost hydrogen with hydroxide exchange membrane electrolyzers[J].Advanced Materials,2019,31(31):1805876-1805889.
[16]Martín D,Carlos O,Ricardo S.Advances in alkaline water electrolyzers:a review[J].Journal of Energy Storage,2019,23(6):392-403.
[17]Brauns J,Turek T.Alkaline water electrolysis powered by renewable energy:a review [J].Processes,2020,8(2):248-248.
[18]Khatib F N，Wilberforce T，IjaodolaO,et al.Material degradation of components in polymer electrolyte membrane (PEM) electrolytic cell and mitigation mechanisms:a review[J].Renewable and Sustainable Energy Reviews,2019,111:1-14.
[19]Li Xiao,Zhao Lili,Yu Jayuan,et al.Water splitting:from electrode to green energy system[J].Nano-Micro Letters,2020,12(1):1-29.
[20]Multi-year research,development,and demonstration plan,planned program activities for 2011-2020[R].United States:EERE,2012.
[21]Hydrogen and fuel cell strategy roadmap[R].Japan:Hydrogen and Fuel Cell Strategy Council,2019.
[22]Multi-Annual Work Plan 2014-2020[R].FCHJU,2019.
[23]蔡国伟,孔令国,徐昂翾,等.基于改进化学反应优化算法的风/氢/燃并网系统功率平滑经济性评估[J].电工技术学报,2017,32(20):251-260.
Cai Guowei,Kong Lingguo,Xu Angxuan,et al.Economical evaluation of wind/hydrogen/fuel cell grid-connected system power smoothing based on improved chemical reaction optimization algorithm[J].Transactions of China Electrotechnical Society,2017,32(20):251-260.
[24]李国军,袁铁江,孙谊媊,等.风电-氢储能与煤化工多能耦合系统全寿命周期经济性评[J].电工技术学报,2017,32(21):132-141.
Li Guojun,Yuan Tiejiang,Sun Yiqian,et al.Full life cycle economic evaluation if wind power-hydrogen energy storage and coal chemical muti-functional coupling system[J].Transactions of China Electrotechnical Society,2017,32(21):132-142.
[25]Schmidt O,Gambhir A,Staffell I,et al.Future cost and performance of water electrolysis:an expert elicitation study[J].International Journal of Hydrogen Energy,2017,42(52):30470-3049.
[26]Grube T,Reul J,Reu M,et al.A techno-economic perspective on solar-to-hydrogen concepts through 2025[J].Sustainable Energy&Fuels,2020,4(11):5818-5834.
[27]Alexander B,Hartmut S.Current status of water electrolysis for energy storage,grid balancing and sector coupling via power-to-gas and power-to-liquids:a review[J].Renewable and Sustainable Energy Reviews,2018,82 (3):2440-2454.