绿色氢脱碳行业面临的挑战与机遇：综合综述
《Challenges and Opportunities in Green Hydrogen Adoption for Decarbonizing Hard - to - Abate Industries: A Comprehensive Review》是一篇发表于IEEE Access的综述文章，对绿色氢能在难减排行业脱碳中的应用所面临的挑战和机遇进行了全面分析。以下是文章的详细总结：
绿色氢能的重要性：绿色氢能在实现气候中立、满足全球温控目标以及能源密集型行业脱碳方面具有潜力，可作为能源载体、化学原料、热源和跨季节储能介质。
相关领域研究现状：可再生氢能技术如Power - to - power、Power - to - gas等有发展前景，但绿色氢能的商业化面临诸多挑战，包括基础设施差距、生产成本高、价值链不完善和缺乏国际标准等。
文献综述：涵盖文章、研究论文和出版物，包括绿色氢能生产、存储、运输、分配和终端应用等方面。
专利分析：分析了2014年至2022年电解器和燃料电池技术相关的专利趋势，中国在水电解专利申请方面领先，美国在燃料电池技术方面领先。
出版物分析：跟踪了1996年至2023年燃料电池和氢生产领域的研究趋势，PEM技术相关的出版物数量显著增加。
战略研究与创新：绿色氢能生产技术的研发重点包括降低成本、扩大规模、提高能源使用效率、开发新催化剂、减少环境影响和延长技术寿命等。不同的电解技术如AEL、AEMEL、PEMEL、SOEL、PCCEL和PEC等各有优缺点，且都在不断发展和改进。
能量损失：电解、发酵和蒸汽重整等绿色氢生产过程中存在能量损失，如电解过程中各阶段能量损失达30 - 35%，氢衍生物转化时能量损失13 - 25%，运输中氢损失约10 - 12%，燃料电池中能量损失40 - 50%等。发酵技术存在产氢率低、微生物电解池系统扩产困难和整体效率有限等挑战，蒸汽重整则具有复杂性高、整体效率低和需要对各种复合材料进行重整器适配等问题。
降低绿色氢能成本的技术障碍：通过水电解生产可再生氢面临挑战，包括对可再生电力的高需求（电力成本占总成本的80%）、电解器成本高（膜电极单元占总成本的60% - 70%，且使用贵金属）、实现理想氢气纯度的成本高、氢气运输和存储的挑战（如需要在 - 253°C液化，运输成本高等）以及终端用户层面燃料电池车辆、合成燃料和氢储罐成本高等。为实现商业可行性，需要降低建设和采购成本、提高电解器性能和耐久性并扩大规模，长期目标包括成本低于200美元/千瓦、耐久性超过50000小时和效率接近80%。通过技术突破、优化操作条件、改进电解器结构、开发新材料和探索新的生产方法等可以降低成本，如避免在PEM电解器中使用铱和铂等稀缺材料、采用去中心化生产、提高电解器效率等，有望将绿色氢生产成本降低至1美元/千克以下。
促进水电解创新以降低电解器成本：实现高效且成本效益高的绿色氢生产需要考虑电解器设计和操作的多个因素，如使用更薄的膜、更活跃的催化剂和减少原材料需求可提高效率，但可能影响电解器堆耐久性；不同电解技术面临的挑战包括PEMEL需控制温度和压力以确保效率和膜性能、AEL需提高电流密度和改进催化剂、SOEL需解决高温下材料稳定性和耐久性问题、AEMEL需提高膜和离子聚合物的性能等。此外，通过改进电极/电池设计、优化催化剂材料、发展光电解技术等也可降低电解器成本。
储存挑战：氢能储存面临诸多挑战，包括压缩过程能源密集、固体氢储存温度和压力要求严格、设计复杂、社会和法律问题、安全问题、成本高、材料耐久性有限以及净化需求等。此外，在地质构造中如废弃矿井或盐穴进行大量储存存在物流挑战，且对燃料细胞堆、组件和氢储存材料的进口依赖增加了储存难度。
技术障碍：氢能可以固体、液体和气体等形式储存，各有优缺点。气态氢通常被压缩至高压并存储在不同类型的储罐中，液氢储存需要在低温和近环境压力下进行且存在蒸发和长期储存挑战，但被认为是最有效的储存方法之一，氢化物储存具有高重量储氢能力但氨合成和分解过程能量需求大。具体技术障碍包括氢气液化过程中的能量损失（约20 - 40%的燃料能量）、液体有机氢载体储存中维持极低温度所需的大量能量输入、化学氢储存中氨气裂解的技术和经济挑战、地下氢气储存设施中微孔金属 - 有机吸收剂的成本和性能问题以及压缩、净化和分离过程中对高纯度氢气的需求和相关技术挑战等。
相关技术进展：超级绝缘的低温储罐用于液氢输送，正在开发先进的冷却材料和低温容器以提高氢气液化的能源效率和降低成本；液体有机氢载体的有效存储和释放依赖于新型金属基催化剂、减少昂贵原材料、改进反应器技术和优化CO₂加氢/甲酸脱氢设施；通过开发新催化剂可将氨气作为潜在的替代燃料；地下气体储存设施用于氢气的季节性储存，微孔金属 - 有机吸收剂可提供缓冲功能；在未来的氢能储存研究中，应优先考虑具有高重量容量的纳米多孔材料或金属 - 有机框架、用于氢气储存的石墨烯和复合材料、用于汽车应用的高压和轻质氢气储存气缸、金属氢化物的表征以及用于热管理应用的复合氢化物。
困难：氢气的运输主要通过气态管拖车、管道和液氢罐车进行，但当前的氢气传输管道基础设施不足，难以满足未来需求，且液氢运输在船舶中因液化导致能量损失和高成本。此外，氢气运输还面临成本、能源效率、氢气纯度、蒸发、泄漏、安全和环境等多方面的挑战，包括基础设施短缺、技术要求严格（如纯度标准、传感器和阀门适配等）、标准缺乏（安全和压力限制、加注程序等）以及运营挑战（氢气的挥发性和爆炸性、价值链协调不足、加氢站可用性低等）。
技术挑战：高容量氢气加注站面临技术挑战，包括需要创新的接口技术组件以提高效率和降低成本，可通过开发灵活的操作策略、减少电解器的占地面积和部署高通量加注站来解决。在氢气运输和存储的各种选项中，氢化液态有机氢化合物具有成本效益，但在维持极低温度方面存在挑战，需要进一步展示其在不同环境中的大规模储存。
商业化障碍：绿色氢能在交通、工业、发热、电力等部门以及燃料电池应用中面临诸多挑战，包括燃料电池效率、耐久性、尺寸、稳健性、健康状态、电流密度、功率、系统性能监测方法、热和水管理、体积和成本控制、净化和加湿等问题。例如，电动汽车氢燃料电池系统成本高（约100 - 200美元/千瓦），使燃料电池电动汽车生产成本比内燃机车辆高2 - 3倍；氢加注站有限且成本高（每个约1 - 500万美元）；燃料电池技术在耐久性、可靠性、冷启动能力、功率密度等方面存在不足；在联合供热和发电应用中，氢的能量密度低导致流量高、火焰速度快和氮氧化物排放增加等。
创新：通过改进陶瓷燃料电池中高温退火电解质的表面处理、优化阴离子交换膜和离子聚合物的性能、使用复合电极提高固体氧化物燃料电池的性能、开发新型催化剂和材料等方法可提高燃料电池的效率和耐久性。此外，研究新型燃料细胞概念、提高燃料细胞组件的耐久性和可用性、发展先进的氢气净化技术等对于燃料电池技术的发展至关重要。
商业规模商业模式：绿色氢能生产和交付的商业模型包括现场生产、异地生产和区域分布式分散发电。现场生产适用于大规模绿色氢生产，但存在生产能力有限的挑战；异地生产可实现更广泛的消费者分布，但需要大规模电解器和运输基础设施；分散式发电和区域分布可降低生产成本，但需要达成增加当地消费量的共识。绿色氢能生产和交付的成本因项目规模、技术和基础设施要求而异，降低成本、提高效率和实现可持续发展是关键因素。
关键研究领域：绿色氢能价值链涵盖电解技术、可再生能源整合、储存和运输、燃料电池和应用、材料和催化剂、技术经济分析、生命周期分析和可持续性、政策和法规、安全和标准以及教育和推广等关键研究领域。
未来研究方向：未来研究应包括扩大PEMEL和AEL的规模、改善SOEL的热连通性、开发高效的AEMEL自旋极化催化剂、探索无铂族金属催化剂和电极、
摘要：将难以减排行业脱碳对于将全球变暖控制在 2℃以下至关重要。通过水电解合成的绿色或可再生氢，已成为铝、水泥、化工、钢铁和运输等能源密集型行业中化石燃料的可持续替代品。然而，绿色氢生产的可扩展性面临着一系列挑战，包括基础设施差距、能源损失、过度的电力消耗以及整个价值链的高成本。因此，本研究分析了绿色氢价值链中的挑战，重点关注新兴技术的发展。本研究对当代知识进行了全面综合，评估了绿色氢对难以减排部门的潜在影响，强调了清洁能源基础设施的扩展。通过对新兴可再生氢技术的探索，研究调查了经济可行性、可持续性评估以及实现碳中和等方面。此外，还考虑到大规模可再生电力存储的潜力和净零目标的实现。本研究结果表明，新兴技术有可能显著增加绿色氢的产量，为脱碳提供经济实惠的解决方案。研究确认，到 2050 年，全球规模的绿色氢生产可满足全球高达 24%的能源需求，从而减少 600 亿吨温室气体（GHG）排放 - 相当于累计二氧化碳减排总量的 6%。为全面评估氢经济对生态系统脱碳的影响，本文分析了三种强调绿色氢生产和交付选择的商业模式的可行性。最后，该研究为未来关于氢谷的研究提出了潜在的方向，旨在培育相互关联的氢生态系统。
绿色氢能的技术进步对于最难且成本最高的工业部门脱碳以及满足对可再生能源不断增长的需求至关重要。
此外，绿色氢能在交通领域的整合可以提供显著的可持续性效益，补充电动汽车的使用并支持充电基础设施的发展。同时，建筑部门面临着向 100%可再生热源过渡的迫切需求[5]、[6]。值得注意的是，高效的农业实践在减少农业排放方面发挥着至关重要的作用，特别是在最具挑战性的农业部门[7]。
在实现 100%可再生的未来中，可再生氢能可以促进工业、供暖和交通领域的无排放运营。此外，氢能再次成为解决可再生能源间歇性挑战的一个有希望的解决方案[10]、[11]。B. 文献综述与贡献氢能在各种应用中发挥着关键作用，包括甲醇和氨的生产、炼油、金属加工、燃料电池汽车和合成天然气的生产[12]。可再生氢能技术，如电力转电力、电力转气体、电力转燃料和电力转原料，有望实现氢气、甲烷、甲醇和氨的生产，这些是低碳未来的关键组成部分[13]、[14]、[15]。将氢能整合到不同的能源部门，包括生产、储存和再电气化，是一个研究领域[16]。值得注意的是，来自可再生电力的氢能生产具有可忽略的负面环境影响，并为实现雄心勃勃的净零排放目标提供了机会[17]、[18]。
。氢能的储存、运输和交付需要大量空间，可以选择将氢能以液态形式储存，以最小化空间需求，同时将其保持在-253℃的冰点以下。尽管如此，由于缺乏基础设施和相关成本等因素，氢能在经济上仍然不可行[20]。开发经济实惠的脱碳解决方案对于长期实现可持续和绿色能源转型至关重要。
。氢能的储存和交付是推进氢能和燃料电池技术的关键组成部分，适用于固定电源、便携式电源和移动应用等各种领域[22]、[23]。建立足够的基础设施对于促进消费者广泛采用氢能作为能源载体至关重要。这种基础设施通常包括液化厂、管道、储罐、卡车、压缩机和加油站的分配器，共同实现将氢能燃料输送到消费点[24]。
。在燃料电池电动汽车（FCEVs）中采用绿色氢能作为燃料源，与氢内燃机相比，里程或效率可提高一倍[26]。重型运输和重工业最近的技术和经济进步表明，氢动力 FCEVs 可能成为未来运输的理想选择[27]。氨也已成为一种潜在的环保替代燃料，能够实现无碳经济，特别是在交通运输行业[28]。虽然利用成熟和早期采用的技术可以显著减少排放，但正在进行的研究创新和工业规模扩大努力可能会导致电动汽车（EVs）和电解槽的价格进一步降低[29]。
表 1 全面概述了包括氢在内的各种燃料特性，突出了其独特特征。
这些风险源于其高可燃性范围、低点火能量、低粘度和低密度。氢的这些固有特性可能会导致爆炸。因此，从安全角度来看，氢的储存和交付带来了重大挑战[30]、[31]。绿色氢能有可能显著减少碳排放，但要实现其广泛商业化，还有几个挑战需要解决。这些挑战包括可持续生产、成本效益、基础设施开发、全球市场扩张以及作为向氢基能源系统过渡的综合解决方案的认可[37]。缺乏全面的综述来解决与绿色氢能生态系统相关的知识空白。
表1 氢气与其他化石燃料的性质比较
因此，本次综述旨在全面审视可再生氢能从生产到交付的可持续性和可行性，同时考虑到现代技术进步的初始阶段。综述文章讨论了与相互关联的氢能生态系统相关的障碍、机会和进展，包括绿色氢能的生产、储存、运输、分配和最终使用水平。
克服大规模采用绿色氢能的挑战涉及解决关键方面。具有成本竞争力的生产是一个关键障碍，需要扩大电解和光电解等过程的规模，同时提高难以减排行业的效率。氢能生产和燃料电池中的催化剂需要不断创新以提高成本效益并减轻中毒问题。运输、分配和安全优化至关重要，涉及基础设施适应性和材料兼容性。降低组件成本、平衡氢和含碳燃料以及解决储存挑战对于强大的供应链至关重要。经济可行性、支持性政策和监管框架对于广泛采用至关重要，有助于减少碳密集型实践并促进低碳经济。
第二节概述了综述方法，解释了用于收集和分析绿色氢能技术信息的系统方法。
第三节提供了绿色氢能生产的技术概述，突出了水电解器在降低成本和扩大规模方面的重大障碍。
第四节研究了与氢能储存相关的技术问题，并强调了阻碍氢能经济发展路径的挑战。第五节调查了氢能运输和交付的现有障碍，重点关注现代技术解决方案。
第六节分析了绿色氢能在终端应用中的商业化方面。
第七节解决了在建立相互关联的氢能生态系统方面未来发展中未解决的科学问题，随后是结论性观察。图 1 展示了本研究的研究流程图。
本综述所采用的方法涉及一种系统的途径来收集和分析关于绿色氢能技术的信息。进行了全面的文献综述，涵盖了来自可靠来源的文章、研究论文和出版物，涉及绿色氢能生产、储存、运输、分配和终端使用应用的各个方面。此外，还对 2014 年至 2022 年的专利进行了分析，以确定与水电解相关的电解器和燃料电池技术的趋势。
通过出版物分析追踪了 1996 年至 2023 年燃料电池和氢能生产的研究趋势。这种方法学途径确保了对绿色氢能领域的挑战、进步和机会进行全面探索。利用专利信息，进行了一项研究，分析 2014 年至 2022 年与水电解相关的电解器和燃料电池技术的趋势和模式，如图 2 所示。
结果显示了国际水电解专利家族的前 20 个司法管辖区的专利申请摘要。
然而
这些发现为这些技术的创新和研究活动的地理分布以及某些司法管辖区在电解器和燃料电池进步的不同方面的主导地位提供了有价值的见解。
图2 2014年至2022年，基于水电解的制氢和燃料电池的专利总数。
图3 从1996年至2023年，与燃料电池和水电解技术有关的出版物总数
图 3 展示了 1996 年至 2023 年燃料电池和氢能生产领域的出版物数量，
出版趋势显示与 PEM 技术相关的出版物数量显著增加，表明该领域的快速进步。然而，关于绿色氢能商业化的文献中近期战略研究评估稀缺。因此，本研究旨在对与可持续氢能相关的系统研究提供全面的文献综述，重点是加速清洁能源基础设施向碳中和的扩展。本研究的主要目标是确定与绿色氢能对难以减排部门实现气候中和的影响有关的知识空白。此外，该研究解决了与商业规模绿色氢能生产和交付相关的挑战和机会，并提出了潜在的商业模式。
三、基于可再生能源的绿色氢能生产通过可再生能源驱动的水电解生产氢气目前成本较高，但对可再生氢能生产路线的效率提高和成本竞争力的需求日益增长。这需要电解器技术的重大发展，包括那些通过光催化、集中太阳能和生物质/沼气过程对水进行热分解支持的技术[38]。水电解是一种成熟的制氢技术，已在全球各行业以兆瓦（MW）规模实施。不同类型的电解技术，如碱性电解（AEL）、阴离子交换膜电解（AEMEL）、质子交换膜电解（PEMEL）、质子传导陶瓷电解（PCCEL）和固体氧化物电解（SOEL），正在积极研究和开发，以提高其在制氢方面的性能和成本效益。
表2产氢的各种途径和相关的开发研究行动
在绿色氢能的生产中，电解、发酵和蒸汽重整是常用的工艺。然而，电解这种电解方法面临着若干挑战。这些挑战包括在价值链的
此外，在诸如氨等氢衍生物的转换过程中，可能会出现 13 - 25%的能量损失。另外，在运输过程中约有 10 - 12%的氢会损失，而在燃料电池中利用氢可能会导致额外 40 - 50%的能量损失[70]。
另一方面，用
[71]。此外，蒸汽重整作为另一种常见工艺，面临着复杂性高、整体效率低以及需要对各种复合材料进行重整器适配等挑战[72]。为了提高绿色氢能生产工艺的效率和可持续性，并使其作为清洁能源得到广泛采用，这些挑战需要得到解决[73]。
水电解领域的研究应侧重于各个方面，以提高该技术的商业可行性。这包括设计大面积和高压的堆，开发电解器的监测和控制方法，探索可逆氢化，改进设备平衡设计，将兆瓦级电解器集成到可再生能源发电和工业生产工厂中，利用副产品，以及探索使用可再生氢生产氨、甲醇和合成石化产品[55]、[76]、[77]。
此外，电解器技术需要不断改进，包括通过改进表面催化和增强太阳能吸收来提高效率，
在大规模且具有竞争力的价格下生产后，绿色氢可能会进一步转化为包括氨、甲烷、甲醇和液态烃在内的能量载体变体[78]、[79]、[80]。对于特定的电解技术，研究工作针对各个方面。对于 AEL，将多孔传输层（PTLs）集成到电极和隔膜中可以节省成本。当前的研究包括提高电流密度和操作温度限制，减小隔膜厚度，重新设计催化剂成分，设计高比表面积电极，以及开发新的 PTL/电极概念。对于 PEMEL，双极板和 PTLs 在降低成本方面起着关键作用。
正在进行的研究重点是减少膜厚度和催化剂用量，消除 PTLs 上昂贵的涂层，重新设计催化剂涂层膜，开发新的复合催化剂概念，以及探索新的 PTL/电极概念。SOEL 研究旨在实现电极的高效率和耐久性。这包括提高电解质导电性，为两个电极配备匹配的热膨胀系数，最小化反应物交叉，以及优化机械和化学稳定性。
对于 AEMEL，研究工作集中在实现理想的膜性能和离聚物，包括高机械和热稳定性、离子导电性、减少聚合物降解以及提高膜和离聚物的导电性。包括每种电解技术的长期目标在内的关键性能指标已在表 3 中总结。
扩大电解器规模通过使用太阳能或风能的水电解生产可再生氢作为在长途航空、货运航运、长途卡车运输、炼油、氨生产和钢铁制造等各种工业应用中替代化石燃料的有前途的解决方案，正在获得发展势头。然而，要实现商业可行性，仍然存在重大挑战。
[81]。电解器作为最昂贵的组件，需要具有成本效益的解决方案来降低绿色氢生产的总成本。
。此外，以可承受的成本实现所需的氢气纯度是一个关键问题，因为向更稳定的形式（如氨）的转换过程可能很昂贵。此外，氢气运输和储存方面的挑战，例如需要在-253°C 下液化，增加了绿色氢生产的总成本。在终端用户层面，燃料电池车辆、航空合成燃料和氢气罐的成本都比化石燃料对应产品更昂贵[1]。为了使绿色氢生产在经济上可行，必须降低建设和采购成本，提高电解器性能和耐久性，并从兆瓦规模扩大到吉瓦规模。
从大规模绿色氢生产的潜力转变为现实，将需要通过材料科学、电化学和可再生能源系统的跨学科合作和创新来解决这些挑战。如图 4 所示，与水电解成本降低相关的挑战有可能通过涉及新材料的技术突破、制造能力的提高以及通过研究实现的规模经济来克服[90]。这些挑战分为几个类别，包括优化操作条件和电解器结构、解决材料稀缺问题、提高技术性能和耐久性、探索具有膜的电解器的可堆叠性、开发太阳能驱动水分解的新方法以及管理工厂需求。
每种水电解技术的堆配置的优化设计，结合将工厂容量从兆瓦规模扩大到吉瓦规模，有可能将成本降低多达 50%[91]。这可以通过避免在 PEM 电解器中使用诸如铱和铂等稀有材料来实现，这将节省成本并允许大规模部署多达 100 吉瓦[91]。此外，由紧凑的电解器模块、离网可再生能源以及每单位电解器容量的低资本支出（CAPEX）投资和最小的物流费用促成的分散式氢生产已成为一种可行的解决方案[62]。较低的电解器单位资本成本（估计为 130 美元/千瓦）、20 美元/兆瓦时的降低电价、20 年的增加使用寿命、76%的提高效率以及具有 4200 小时全负荷小时的优化电解器操作的组合，有可能减轻绿色氢高达 80%的生产成本。因此，可以实现低于 1 美元/千克的有竞争力的绿色氢生产成本，使其成为化石燃料基氢的具有成本效益的替代品[92]。这些发现突出了通过堆设计的进步、工厂容量的扩大、避免稀有材料、分散式生产方法和关键操作参数的优化来降低绿色氢生产成本的潜力。
表3 关键性能指标，包括2050年四种电解技术的长期目标
为了通过电解实现高效且具有成本效益的绿色氢生产，必须考虑与电解器设计和操作相关的各种因素。例如，使用更薄的膜、更具活性的催化剂和减少原材料需求可以提高效率，但也可能影响电解器堆的耐久性，导致资本支出（CAPEX）年金增加。采用更大的堆、优化制造工艺和实施质量控制措施等策略可以进一步提高效率并降低 CAPEX。然而，诸如水质差、高压操作和有限的维护等挑战可能导致更高的运营支出（OPEX）和降低的耐久性。因此，在提高效率和最小化成本之间找到平衡仍然是绿色氢生产电解领域的关键挑战[90]。
电解器成本估算因所使用的技术而异，碱性电解器的价格约为每千瓦 700 - 900 美元，而 PEM 电解器更昂贵，为每千瓦 1300 - 1500 美元。在操作 PEM 电解器时，将温度保持在 80°C 以下对于防止膜降解并确保最佳效率至关重要。此外，约 30 巴的操作压力在效率和氢气生产之间取得平衡。提高 PEM 电解器中的电流密度可以通过提高效率和降低材料成本来节省成本，但需要先进的冷却系统来管理增加的热量产生。扩大电池面积和堆高度也可以提高效率并降低每千瓦电解容量的总成本，但需要考虑实际限制。这些因素共同影响电解系统的设计、操作和成本效益，这在氢气生产技术的开发和实施中至关重要。优化电池操作条件和结构，例如在更高的压力和温度下操作，可以提高电解器的效率，而不会影响膜的性能和耐久性，从而降低绿色氢生产的成本[93]。
为了提高堆性能，必须重新设计具有更高电流密度、效率、寿命和耐久性的堆，同时减少对贵金属的依赖。这种改进可以通过增强堆组件，如多孔传输层、双极板、电极和膜，以及最小化昂贵的保护涂层来实现。最大化电池面积和增加堆内的电池数量可以显著提高氢气产量。此外，延长堆的寿命和降低材料成本对于通过电解提高氢气生产的经济可行性至关重要。扩大模块尺寸可以进一步提高生产率和整体效率。然而，存在挑战，包括当前和预期的电解器堆的稀缺，以及供应链中缺乏千兆瓦级的堆生产，必须解决这些问题以促进通过电解广泛采用氢气生产。双极板、电极和多孔传输层的进步可能导致电解器堆的资本成本降低。在千兆瓦（GW）级制造厂从手动向自动堆生产的转变也可能导致显著的成本节约[90]。
修改电解器中质子交换膜（PEM）和隔膜的厚度既有优点也有挑战。对于 PEM，将其厚度从 50 微米减少到 25 微米可以使电池电阻降低 40％，电流密度增加 10％，提高整体效率。然而，这伴随着潜在的权衡，因为更薄的聚合物/陶瓷膜可能面临耐久性和机械稳定性问题。用催化涂层重新设计膜或隔膜，例如向阴离子交换膜（AEM）添加铂层，可以在给定电流密度下将氢析出过电位显著降低 75％，并将电池电压提高 40％，从而提高性能。同样，将多孔隔膜的厚度从 1.5 毫米减少到 0.5 毫米可以将能耗降低 40％，并将氢气生产率提高 20％。尽管如此，更薄的隔膜可能更容易结垢或堵塞，可能影响性能和耐久性。平衡这些因素对于优化电解器系统的设计和操作至关重要。实施有效的质量传输策略，例如使用更薄的膜，如陶瓷和聚合物电解质膜，可以提高电解器的效率并降低电耗[94]。
PEM 电解器中贵金属（PGM）负载的当前基准约为 0.5 毫克/平方厘米，确保稳定和高效的性能。使用具有薄 PGM 催化剂层的多孔碳载体可以在保持性能的同时显著降低 PGM 负载，有助于提高成本效益。扩大生产规模和探索铂和铱等稀缺材料的替代品对于满足不断增长的需求和减少对有限资源的依赖至关重要。基于钴、镍和铁等元素探索丰富的催化剂具有前景，但它们的长期稳定性和可扩展性需要进一步研究。此外，对非金属催化剂的研究，如碳基纳米材料、金属有机框架和二维材料如石墨烯和二硫化钼，对于开发成本效益高、高性能的催化剂并推动氢生产技术的可持续性至关重要。某些材料的稀缺性对电解器的成本和规模扩大构成了重大障碍。开发替代材料，如非贵金属合金和陶瓷，可以提供解决方案来缓解这一挑战，并实现更具成本效益的电解过程[95]。
通过电解提高氢气生产效率涉及多方面的方法。这包括将整流器效率提高到 98％以上以最小化功率损耗，优化水处理以提高能源效率和减少用水量（少于 0.5 千瓦时/立方米的去离子水循环），将氢气压缩能耗降低到少于 5 千瓦时/千克氢气，并优化缓冲存储以匹配氢气生产和需求（目标至少 24 小时的存储容量）。此外，它需要将压缩和存储过程中的能耗最小化（少于 10 千瓦时/千克氢气），优化冷却系统以提高能源效率（目标少于 1 千瓦时/千克生产的氢气），并设计电解器系统以最大限度地利用可再生能源，目标至少纳入 50％的可再生能源。为了提高氢气生产系统的整体效率和可持续性，采取了全面的方法，涵盖了设备平衡的各个方面[96]。
用于太阳能驱动水分解的光电催化系统的开发和实施面临若干挑战。这些包括低的光电催化剂效率，报告的效率范围从低于 1％到约 15％。催化剂寿命有限，通常从数百到数千小时不等，并且光催化剂的高成本（可占总系统成本的 90％）构成了重大挑战。为了解决这些问题，将具有不同吸收特性的光催化剂组合可以扩展适用的波长范围，并且需要专门的设备，如光反应器和光电化学电池，增加了复杂性和成本。
此外，光催化剂的稳定性是一个问题，可能随着时间的推移降低 PV - 电解系统的效率。
尽管存在技术成熟度和路线效率的当前挑战，光电解在长期内有可能在单个过程中整合电力和氢气生产，从而节省成本[97]。与基于化石的能源源相比，电解器在与光电解比较时可能更具成本竞争力。为了实现电解器更实惠的价格，对阳极和阴极催化剂的持续研究至关重要，因为这些催化剂通过增加表面积（超过 50 平方米/克）和利用率（超过 80％）对堆的成本有显著贡献。对用于现场氢气站水电解的酸性和碱性电解器的阳极和阴极催化剂的进一步研究可以实现具有成本效益的加油[98]。
开发不含贵金属的催化剂，特别是那些不含铱和钛的催化剂，在较低温度下具有与电极相当的活性和改进的耐久性非常重要[99]。有针对性的研究进展应侧重于降低催化剂层的界面电阻和机械降解，最小化与来自堆的二氧化硫（SO2）溶解相关的污染问题，解决由电极和电解质不匹配引起的热不稳定性，并扩大堆单元[100]。
还需要进一步改进以减轻诸如阴极上的氢化镍（NiH）形成、催化剂的严重降解、阳极上催化剂的氧化态控制以及贵金属对膜的中毒/失活等问题。设计复合催化剂的创新和用镍基合金增强氧和氢析出的动力学对于保持长期稳定性是必要的[101]。
总之，图 4 全面解决了与推进用于氢气生产的水电解相关的技术挑战和子技术。这六个类别涵盖了从电池操作条件和可堆叠性到隔板、电催化剂材料、设备平衡和光电解的不同方面。这些考虑因素涵盖了效率优化、材料使用、成本降低和可持续性增强。概述的挑战和潜在解决方案突出了水电解的复杂情况，强调了氢气生产技术的发展和成本效益所需关注的关键领域。
氢气是一种用于储存可再生能源和减少温室气体排放的有前途的方法，氢动力汽车是一个突出的应用。然而，实现氢经济的主要挑战是开发经济高效、紧凑、顺应性好且安全的氢气储存系统。对于固定和移动解决方案，氢气储存和燃料电池汽车需要不同的标准。氢气储存系统必须满足严格的标准，包括安全性、轻量化设计、紧凑性、成本效益、耐久性、长期性能和高效的加油能力[102]。
氢气储存是氢经济的关键方面，压缩、冷却或混合方法是主要采用的方法。然而，有几个重大障碍阻碍了氢气的有效储存。这些挑战包括能源密集型的压缩过程、固体氢储存的严格温度和压力要求、复杂的设计考虑、社会和法律问题、安全问题、高成本、材料（金属、纤维、聚合物等）的有限耐久性，以及在最终使用前需要净化过程。此外，在地质构造（如废弃矿井或盐穴）中的大量储存带来了物流挑战，并且对燃料电池堆、组件和氢气储存材料的进口依赖进一步使储存情况复杂化[103]。与氢气储存相关的多方面挑战在图 5 中突出显示。
休眠问题涉及高压要求、重型容器、用于低温压缩储存的超级绝缘、蒸发率和能源密集型液化。安全考虑围绕氢气的爆炸潜力，需要与推进和加油系统安全集成，有效的绝缘，并解决与 LH2 储存相关的问题，包括蒸发损失和脆化。危险包括由于高温导致的高压储存容器的潜在破裂、与较大储罐相关的风险、钢的脆化以及车载气态氢储存的挑战。充电和放电速率各不相同，需要热管理、更快的加油系统和不同的响应。材料选择必须考虑渗透、容量、操作温度、可逆性和新材料的开发。
系统重量和体积需要重型储存、高压下更厚的壁、轻量化解决方案、增加的储存容量和设备平衡的考虑。能源效率因系统类型而异，并且可能随时间而降低。耐久性问题集中在材料脆化、开裂和降解上。标准和法规的统一采用至关重要，包括燃料质量标准和泄压装置代码。系统成本，包括昂贵的车载氢气储存，突出了对经济高效储存技术、可回收材料和可持续性的需求。燃料成本和在环境条件下储存大量氢气的挑战强调了效率的重要性。燃料质量挑战涉及诸如硫化合物等杂质，需要监管框架来减轻安全风险
氢气作为一种多用途的能源载体，可以以固体、液体和气体等多种形式储存，每种形式都有其独特的优势和挑战。气态氢通常被压缩至高压，通常高达 700 巴，并存储在不同类型的储罐中，包括 I 型（金属）、II 型（金属容器用碳纤维环绕）、III 型（金属衬里完全用碳纤维包裹）、IV 型（聚合物衬里完全用碳纤维包裹）和 V 型（无衬里的全复合材料容器），以实现高体积密度。
通过将氢气冷却至低温实现的低温压缩氢气储存，也提供了高体积和重量效率[104]、[105]。液化，即把氢气压缩至高压并冷却至低温（-253°C），是另一种储存选择，但由于液化过程的高能耗，会导致能量损失，估计约为燃料能量的 20 - 40%。
在低温和接近环境压力（0.6 兆帕）下储存液氢需要适当的储罐隔热，以防止蒸发气体泄漏。此外，还存在与长期储存以及液化过程中潜在的氢气损失相关的挑战。然而，它被认为是目前最有效的储存方法[81]。
氢化物，包括金属氢化物、化学氢化物和复合氢化物，以固体形式提供了高重量的氢储存容量[106]。尽管它们的整体能源效率较高，但氨的合成和分解过程需要大量的能量输入。由于燃料电池通常需要纯氢，所以氨的裂解是必要的，并且在这个阶段的技术和经济挑战已经得到研究。可再生氨供应链的可靠性，包括安全生产、储存和运输，也已经得到研究[107]、[108]、[109]。
液氨储存在冷却至-33°C 的低温罐中，由于其每体积的能量密度高于液氢，因此对于在适度压力下储存氢气是另一种可行的选择。液态有机氢载体（LOHCs）是氢气长期储存和长途运输的潜在候选者，因为它们可以分别在加氢和脱氢过程中在环境压力下通过饱和和不饱和来储存氢气。此外，在合适的地质构造（如盐穴或废弃矿井）中储存，称为郊区储存，对于压缩气态氢储存可能是一种具有成本效益的选择[110]。
尽管在储存期间会有蒸发损失，但仍使用超级绝缘的低温储罐来输送液氢。这些储罐具有高的体积表面积比，设计用于为工业应用储存低温液氢，温度低至 200K，压力高达 500 巴。为了限制运输过程中的蒸发损失，采用了集成的制冷和储存系统。正在开发用于氢气液化的先进冷却材料和低温容器，以提高能源效率和降低成本。预计用于长途液体可再生运输系统的压缩和液化氢气在未来将在经济上可持续[81]。
作为能源载体的氢的有效储存和释放是其利用的关键要求。富含氢的芳香族和脂环族成分因其通过加氢过程吸收和释放氢能的能力而得到研究。从液态有机氢载体储存技术向加氢站分配氢的可行性引起了大量研究兴趣。在这种情况下，为了提高往返效率和降低成本，重点在于开发新型金属基催化剂、减少昂贵的原材料、改进反应器技术以及优化高容量的二氧化碳加氢/甲酸脱氢设施[111]。此外，在备用电源应用中，金属有机框架吸附剂与燃料电池和电解器相结合，已被证明在价格上与现代储能技术具有竞争力[112]。
由于氢气能够在能源稀缺时期被收集、压缩、储存和使用，其作为燃料的利用受到了关注。氨目前被认为是碳基燃料的潜在替代品，为全球提供可再生能源提供了一种手段[107]。在这种情况下，用于重整和裂解过程的新型催化剂的开发已被探索，以替代传统的基于哈伯 - 博施法的氨生产厂。电化学锂介导的氮还原反应显示出了有希望的结果，实现了 150 纳摩尔/秒·平方厘米的高氨输出速率和近 100%的电流 - 氨效率[113]。
地下气体储存设施广泛用于大量季节性储存氢气，在盐或多孔洞穴中保存大量氢气。已经探索了使用目标资本成本为每千克 30 美元的微孔金属 - 有机吸收剂，作为在这种储存系统中提供缓冲功能的潜在解决方案[114]。
高压储罐的加油以及在加氢站（HRS）管理启停负荷可以通过各种方法实现，包括化学、热、氢化物、电化学和涡轮压缩技术。特别是，在电化学和热化学净化/分离过程中开发用于质子交换膜的无铂族金属（PGM）催化剂对于实现 99.99%的高氢纯度水平至关重要[115]。高压氢气储存由于其经济和技术优势，广泛用于氢气输送、车载氢气储存（如 III 型或 IV 型储罐）以及加氢站的氢气储存。低温液氢储存对于长距离和大容量的氢气储存、输送和加氢站是非常理想的，因为它提供了高的氢气储存密度。对于小规模和短距离的氢气储存和运输，操作简单且安全，金属氢化物储存是一个有前途的选择。
未来在氢气储存方面的研究应优先考虑具有高重量容量的纳米多孔材料或金属 - 有机框架、用于氢气储存的石墨烯和复合材料、用于汽车应用的高压和轻质氢气储存气缸、金属氢化物的表征以及用于热管理应用的复合氢化物[103]、[116]、[117]、[118]、[119]、[120]、[121]。
总之，图 5 全面概述了与氢气储存相关的多方面挑战。这些包括休眠、安全、危险、充电速率、材料、燃料成本、能源效率、耐久性、标准、燃料质量和系统重量/体积。高压容器、低温压缩储存、液化能量需求和安全问题增加了储存情况的复杂性。诸如破裂风险和钢的脆化、不同的充电速率以及材料相容性等危险进一步增加了复杂性。此外，标准、燃料质量和系统重量/体积的考虑在氢气储存领域提出了挑战。
解决这些问题需要在各种氢气储存技术方面进行全面的研究和创新的解决方案，以促进有效、安全和标准化系统的发展，这对于实现氢动力的未来至关重要。
管道已被广泛认为是每年运输 10 - 100 千吨大量氢气、距离长达 1500 公里的最具成本效益的运输方式[122]。然而，对于向加油站长途运输多达 4000 千克的氢气，卡车中的液氢被认为是最经济的选择[123]、[124]。尽管具有成本效益，但船舶中的液氢运输由于液化而导致大量的能量损失，这导致其费用高昂[125]。相比之下，
氨可能成为长途海运的首选[126]。氢气管道和储罐被确定为压缩气态氢价值链中最昂贵的组件。加压管式拖车（200 - 500 巴）被发现是短距离运输适量压缩氢气的理想选择[127]。然而，要使氢气作为全球能源载体得到广泛使用，考虑到其低体积密度和高能量含量，氢气运输和配送需要革命性的进步[128]。氢气生产的一个潜在解决方案包括使用完全暴露的钯金属簇催化剂将氮杂环转化为氢气。这种不需要任何观察者的催化反应，提高了氢气运输和利用中的反应性和原子效率[129]。
图6 从基础设施、操作、技术和标准的角度来看，氢气输送的困难
建立强大的氢气基础设施面临若干挑战，包括氢气输送基础设施的显著短缺、对新管道的大量投资需求以及加氢站的开发。氢气管道运输成本可能差异很大，每千克氢气约为 1 至 10 美元，取决于运输距离、管道直径和压力等因素。为了应对这些挑战并为氢气创建高效的运输网络，到 2050 年，可能需要高达 2000 亿美元的重大投资来开发全面的氢气管道网络。该网络旨在提供可靠和高效的氢气运输，包括利用沿海和海上可再生能源的综合概念用于各种应用、港口基础设施的发展以支持水路船只和沿海航运向氢推进的过渡，以及创建机场氢枢纽以满足当地非航空消费者和液氢（LH2）加油站。这些举措对于在各个部门推进氢气作为能源载体的采用和利用至关重要[132]。
满足安全高效利用氢气和基础设施发展的技术要求至关重要。这些包括严格的纯度标准，在氢气运输过程中要求至少 99.999%的纯度，杂质少于 10 ppm。传感器、压缩机和阀门的适配对于处理高压、低氢粘度和防止泄漏是必要的。碳纳米管的进步可以显著提高氢的流速和寿命，而复合材料的进步对于构建更轻更安全的容器罐至关重要。技术标准的短缺阻碍了氢气就绪电网的发展和现有天然气电网的重新利用。必须为氢气基础设施建立安全、操作和维护要求，以及为传输系统运营商（TSOs）和分配系统运营商（DSOs）级别的氢气系统开发能量平衡控制机制。满足这些技术需求对于成功部署和整合氢气作为能源载体至关重要[133]、[134]。
氢气运输和安全的标准化对于确保氢气作为能源载体的广泛和安全采用至关重要。这包括为氢气运输建立标准化的安全和压力限制，通常在 80 至 345 巴的范围内运行。解决海上使用的船用压缩氢加注、管道氢气质量、船舶罐压力、罐拓扑和氨作为船舶燃料的标准缺乏至关重要。开发处理和运输压缩氢的标准化协议和程序对于确保安全、质量控制和与现有基础设施的兼容性是必要的。对于液氢，应要求处理的标准操作程序，包括填充喷嘴和体积扣除，以及通过隧道的运输。此外，创建一个用于氢气安全后续分配的监管框架以及为所有移动应用实施标准化的加氢基础设施是实现安全可靠的氢生态系统的重要步骤[135]。
氢气运输和运营挑战是氢气作为能源载体广泛采用的重大障碍。这些挑战源于氢气的挥发性和爆炸性，爆炸极限范围广，需要严格的安全措施。管道和运输的不协调和整合不足进一步使安全高效的氢气运输复杂化。整个价值链的协调对于控制气体质量和数量以及保持氢气纯度至关重要。在传输系统运营商（TSO）级别缺乏处理氢气质量的框架是采用氢气的主要障碍。长途氢气运输面临与降低成本、提高能源效率、保持氢气纯度和防止氢气泄漏风险相关的挑战。此外，加氢站的可用性不足是一个关键挑战，可以通过确定最佳的加氢站位置、开发标准化的安装协议以及确保用户能够获得氢燃料来解决。克服这些挑战对于成功向氢气作为清洁能源的过渡至关重要[136]。
纤维增强聚合物（FRP）管道越来越多地用于氢气的运输。然而，由于燃料消耗和加注操作期间产生的压力梯度和热瞬变，在车辆燃料系统中使用聚合物材料带来了重大挑战。聚合物和聚合物复合材料已用于液氢环境中的密封和轴承应用，满足了氢气运输的独特要求[137]。
B. 与加氢站（HR，包括需要创新的接口技术组件以提高效率并降低资本支出和运营支出。这些挑战可以通过开发灵活的操作策略来解决，以适应可变的可再生能源（RES），实现低入口压力，并实施重型喷嘴、挠性管和冷却器。此外，应努力减少 HRS 的总体占地面积，并部署每天多吨容量的高通量 HRS。可靠和安全的重型 HRS 设备的标准化和工业化对于氢气基础设施的推进也至关重要[81]。在各种氢气运输和储存选项中，使用氢化液态有机氢化合物被认为具有成本效益。然而，在保持约 -253°C 的极低温度方面存在挑战，这需要大量的能量输入用于储存。在包括城市地区、仓库、加油站和独立系统在内的各种环境中，需要进一步展示大量氢气储存，以推进该技术的采用[110]。
总之，图 6 全面概述了与氢气输送相关的困难，涵盖基础设施、运营、技术和标准角度。挑战包括氢气输送基础设施不足、氢气管道运输成本高、大量投资的必要性以及全面氢气管道网络的迫切发展。技术挑战包括严格的纯度标准、传感器和阀门的适配以及氢气就绪电网技术标准的短缺。标准化问题，如压力限制和加注程序，增加了氢气运输的复杂性。运营挑战源于氢气的爆炸性、价值链的不协调以及加氢站的可用性不足。克服这些挑战对于成功部署和整合氢气作为能源载体至关重要。解决加氢站的技术挑战，包括接口技术组件、操作灵活性和占地面积减少，对于推进氢气基础设施至关重要。此外，使用氢化液态有机化合物进行成本效益运输面临极低温度储存的能量输入挑战。为了促进氢气技术的广泛采用，必须投资于基础设施开发、标准化和创新解决方案，以提高氢气运输和分配系统的效率、安全性和可靠性。
燃料电池技术燃料电池有多种应用，如大型发电厂、数据中心备用电源以及轻型和重型车辆。使用薄膜（8 - 10 微米厚）的质子交换膜燃料电池在约 36 巴的低压下运行。为了进一步提高质子交换膜燃料电池的可靠性和可负担性，开发新材料和催化剂至关重要。具有可逆操作能力的固体氧化物燃料电池有可能延长运行时间并保持系统温度稳定。为了成功实现燃料电池的商业化，用于氧还原反应的电催化剂必须满足严格的性能标准，包括高耐久性、容错性和大规模生产的可扩展性，且质量一致[138]、[139]、[140]、[141]。
尽管氢燃料电池在可持续交通方面比电池系统具有优势，但绿色氢在各种终端应用的广泛商业化受到若干挑战的阻碍。这些挑战包括与燃料电池效率、耐久性、尺寸、稳健性、健康状态、电流密度、功率、系统性能监测方法、热和水管理、体积和成本控制、净化和加湿有关的问题[142]、[143]、[144]。在运输、工业、发热和电力部门以及燃料电池应用中观察到在终端使用水平上利用绿色氢的主要挑战，如图 7 所示[142]、[143]、[144]。
一个关键障碍是电动汽车的氢燃料电池系统成本，目前约为每千瓦 100 - 200 美元，使得燃料电池电动汽车（FCEVs）的生产成本比内燃机（ICE）车辆高 2 - 3 倍。然而，必须考虑长期成本节约和环境效益。需要技术进步来降低这些成本。
另一个挑战是加氢站（HRS）的有限可用性，每个 HRS 成本约为 100 - 500 万美元，而电池电动汽车充电站的成本较低。建立 HRS 需要大量投资，合作、试点项目和技术进步对于促进绿色氢的更广泛采用和确保成本竞争力至关重要。
还需要举措、政府政策、激励措施以及汽车制造商和能源公司之间的合作来应对 FCEVs 的挑战。此外，解决安全问题对于确保在移动和热电联产应用中安全使用氢气至关重要，特别是在机场。克服这些挑战对于绿色氢在运输部门的成功商业化至关重要[145]。在联合供热和发电（CHP）应用中，氢利用水平存在特定挑战，包括由于氢的能量密度较低导致的更高流量、更快的火焰速度以及更高火焰温度下增加的氮氧化物排放。
这些挑战可以通过适当的基础设施、设备和排放控制技术来缓解。此外，为了广泛采用基于氢的 CHP 系统，开发能够使用氢的原动机和强大的氢基础设施至关重要，使得所有 CHP 原动机都必须设计为 100％能够使用氢，从而为可持续和高效的基于氢的能源系统铺平道路[146]。
对于氢作为具有竞争力的长期可再生能源存储解决方案，目前氢燃料电池的平准化成本在每千瓦时 0.12 - 0.68 美元之间，必须与锂离子存储（每千瓦时 0.05 - 0.40 美元）相比更具成本竞争力。在燃气发电厂共烧氢气面临与燃料电池效率、技术成本、生产、基础设施、安全和燃烧系统开发有关的技术障碍。此外，开发用于天然气和高达 100％氢气混合物的燃烧系统需要解决燃烧稳定性、排放控制、燃料输送、材料相容性和系统性能方面的挑战，突显了氢整合的多面性及其经济可行性[147]、[148]。
通过电解生产绿色氢的成本目前约为每千克 3.5 - 7 美元，而天然气约为每千克 1.5 - 2 美元。用可再生氢生产工艺替代工业需求的蒸汽 - 甲烷重整面临技术障碍，包括电解效率、扩大氢生产、储存、运输、监管框架、合作伙伴关系、系统集成、基础设施投资以及绿色氢生产、储存和运输中的成本竞争力[21]。采用氢燃料电池的成本挑战显著，目前成本根据应用的不同在每千瓦 40 至 400 美元之间。为了促进广泛使用，必须解决成本降低、提高系统组件生产和改进组装方法的问题。此外，提高燃料电池的性能方面，包括可靠性、冷启动能力、耐久性、效率、控制、功率以及尺寸和重量考虑至关重要，特别是对于提高功率密度。操作考虑，如安装、测试、系统集成和维护，对于确保燃料电池系统的安全可靠运行是必要的。此外，评估氢燃料电池的潜在利弊应考虑其环境影响、排放、氢安全、能源安全和能源独立性。
这些因素在氢燃料电池技术的更广泛采用和成功中起着关键作用[16]。用于住宅用途的小型电解系统成本范围为每千瓦 2000 至 7000 美元，这取决于系统的大小和容量。然而，在安全标准方面存在挑战；目前的氢储存和处理的规范和标准需要改进和更新，以解决氢的独特性质。
此外，氢基础设施的缺乏是在住宅环境中广泛采用氢的重大障碍。为了克服这一挑战，需要新的基础设施投资来支持在住宅区部署小型电解系统和氢储罐，促进氢作为家庭能源的整合[149]。高初始成本可能是一个障碍，因为燃料电池和电解器所需的前期投资可能令企业望而却步。包括生产、储存和分配在内的基础设施开发需要大量投资和规划，减缓了采用过程。监管框架和标准的开发和实施至关重要，但往往复杂且耗时。绿色氢技术面临着成熟替代品的竞争，阻碍了其市场渗透。
与更便宜、成熟的替代品相比确保经济可行性是一个持续的挑战。可扩展性、可再生能源的间歇性、公众认知、研发、供应链复杂性以及高效的储存和运输方法都导致了将绿色氢整合到各种应用和行业中的多方面挑战。克服这些挑战对于实现绿色氢在能源部门脱碳中的潜力至关重要[150]。
陶瓷燃料电池中电极和电解质之间的不充分相互作用常常导致性能下降。为了解决这个问题，可以用简单的酸处理高温退火电解质的表面，以提高在解耦电化学水分解过程中的稳定性和效率[151]、[152]。同样，阴离子交换离聚物和膜的性能不理想在阴离子交换膜燃料电池中构成障碍。然而，基于芴基芳基哌啶的膜和离聚物在碱性燃料电池中表现出高性能[153]。热机械不稳定性仍然是固体氧化物燃料电池商业化的一个挑战。一种潜在的解决方案是使用由钴基钙钛矿和负热膨胀材料组成的复合电极，当与电解质配对时表现出高活性和稳定性[154]。另一种方法涉及使用具有高初始离子和电子电导率、低活化能且在相同温度范围内性能与 SOFC 中性能最佳的电解质相当的钙钛矿镍酸盐电解质[155]。
质子陶瓷燃料电池在直接使用氢和碳氢化合物燃料发电方面显示出潜力，具有商业应用的高潜在效率。
PCFCs 在各种燃料类型的长期测试中表现出良好的性能和耐久性，无需改变成分或结构，显示出对结焦、硫中毒和温度波动等问题的抗性[156]。基于纳米材料的下一代质子交换膜燃料电池技术有望改善膜电极组件、热管理和功率密度[157]。最近的研究表明，
PEMFC 中碳氢聚合物膜中的含水量可以通过作为纳米级阀门的“纳米裂缝”来控制，防止水解吸并在除湿过程中保持离子导电性。这种具有表面纳米裂纹涂层的碳氢燃料电池膜表现出降低的体电阻和改进的离子选择性，导致卓越的电化学反应性能[158]。燃料电池开发中的一个主要挑战是以经济高效和省时的方式生产具有高且持久的电催化活性的电极。电极架构上的金属纳米粒子在燃料电池和电解器中都表现出优异的性能，新兴纳米材料有可能将燃料电池和电解器集成到单个设备中[159]。
了解与其生产和交付相关的商业规模商业模式对于评估其作为替代能源的可行性至关重要。本节分析了绿色氢生产和交付的三种不同商业模式的可行性和可持续性，即现场生产、异地生产和区域分布式分散发电。对于大规模绿色氢生产，“现场生产”是一种商业上可行的解决方案，其中电解器安装在终端用户现场，并由太阳能或风能系统供电。这种方法消除了对运输基础设施和相关成本的需求。然而，挑战包括生产能力有限以及在所需产量和生产能力之间找到最佳平衡。
中长期解决方案涉及“异地生产”和绿色氢的分配。在这种模式下，大规模电解器安装在可再生能源附近，氢气通过管道或卡车运输到终端用户。这种方法允许更广泛的消费者分布，并由于规模经济可能降低生产成本。绿色氢生产的短期解决方案是“分散式发电和区域分布”。在这种混合模式下，电解器位于靠近终端用户消费点，并连接到当地电网，使用可再生能源运行。好处包括由于规模经济降低生产成本和氢电网的开发时间更短。然而，在获得增加当地消费量的共识方面存在挑战[92]、[160]。此评估将考虑关键因素，如资本投资、运营成本、收入生成、监管框架和市场需求。绿色氢生产和交付所需的资本投资可能因项目规模、使用的技术和基础设施要求而有很大差异。例如，使用 AEL 的大规模绿色氢生产厂的资本成本估计为每千克氢气 500 至 1400 美元，PEMEL 约为每千克氢气 1100 至 1800 美元，SOEL 为每千克氢气 2800 至 5600 美元。运营成本也因能源价格、劳动力费率和维护要求等因素而有所不同。例如，PEMEL 的运营成本可以在每千克氢气 2 至 6 美元的范围内，而对于 AEL，它可以在每千克氢气 1 至 3 美元的范围内[161]、[162]。本研究的结果将为这些商业模式的可行性和可持续性提供有价值的见解，有助于为在向可持续和低碳能源未来的过渡中采用和实施绿色氢技术的决策过程提供信息。
总之，图 7 全面概述了阻碍绿色氢利用商业化方面的障碍，特别是在燃料电池技术方面。这些挑战跨越各个部门，包括运输、发热、发电、工业应用、燃料电池开发和住宅使用。燃料电池系统成本、加氢站有限和安全考虑等问题阻碍了绿色氢在运输部门的广泛采用。在发热方面，基于氢的联合供热和发电系统在处理更高流量和排放方面存在挑战。电力部门面临可再生能源存储和燃烧系统开发的障碍。工业部门在实现成本竞争力和管理过渡方面遇到挑战。燃料电池技术面临成本、性能方面、操作挑战和环境问题。此外，住宅部门在成本范围、安全标准和基础设施障碍方面面临障碍。克服这些多方面的挑战对于在各种应用和行业中实现绿色氢的全部...
在氢技术领域，推进燃料电池技术至关重要。研究必须优先考虑电解和燃料电池的关键材料和堆技术，重点是改进堆设计和材料以提高整体系统性能和成本效益。需要为重型车辆量身定制创新的燃料电池概念，以解决该领域的独特挑战，如功率输出和耐久性。提高燃料电池组件的耐久性和可用性，以及开发先进的氢气净化技术，对于长期可行性至关重要[140]、[183]、[184]。
研究还必须探索用于海事应用的再生燃料电池，并解决 Power-to-X 系统中的集成挑战，如车载燃料电池存储和动力系统集成、用于航空推进的专用固体氧化物（SO）和质子交换膜（PEM）燃料电池系统、薄膜可逆固体氧化物燃料电池作为储能系统。此外，将氨用作固体氧化物燃料电池的燃料源在各种应用中具有前景[14]、[78]、[185]、[186]、[187]、[188]。这些研究重点和挑战有助于加速氢技术的部署，特别是在难以减排的部门[189]。
在绿色氢经济的动态格局中，要在吉瓦规模实现每千克 1 美元的平准化氢成本（LCOH）生产，需要有针对性的努力。强调提高能源转换效率、降低资本支出/运营支出以及增强电解器系统的耐久性至关重要。研究、技术和商业模式创新方面的合作举措是塑造可持续能源未来的关键要素。政府支持对于整个氢生产价值链至关重要，特别是在难以减排的部门，技术进步和市场激励的和谐融合至关重要。尽管取得了显著进展，但关键部件的持续经济规模挑战仍需要立即关注。克服这些挑战对于技术准备、绿色氢的成功商业化以及对碳中和的重大贡献至关重要。提出未来的研究方向，有几个关键领域需要探索。关键方向包括探索使用新型材料的大规模可持续能源转换过程、优先考虑用于储氢的高密度固态材料、开发高效功率转换器、建立监管框架以及通过氢创新探索部门耦合。这种综合方法旨在推动氢和燃料电池技术进入主流应用，促进不同行业的可持续和低碳未来。
