可再生能源電解水制備綠氫研究進展

孛衍君，何舟磊，楊競擇，林子若，姚洪

(華中科技大學煤燃燒與低碳利用全國重點實驗室，湖北 武漢 430074)

0 引言

清潔、高效和安全的能源供應對社會的可持續(xù)發(fā)展和高質(zhì)量生活起到了關鍵的保障作用。經(jīng)濟和人口的快速增長推動了能源需求的大幅增加，廣泛使用化石燃料可能導致氣候變化和資源枯竭。盡管傳統(tǒng)化石能源的儲量尚未明顯短缺，當前世界各國仍在探尋向可再生能源逐漸過渡的方法。最新數(shù)據(jù)顯示，截至2021年，世界范圍內(nèi)可再生能源裝機容量再創(chuàng)新高，將能夠供應10%的電力負荷[1]；光伏和風力發(fā)電在國內(nèi)經(jīng)歷了快速增長，分別達到了中國總發(fā)電量的9.2%和8.2%，新能源裝機容量首次超過火電[2]。

可再生能源具有間歇性和地域分布不均的特點，因此需要配套儲能以消除這種不平衡。氫能作為一種清潔能源，不僅可以用作清潔燃料，還可以作為儲能介質(zhì)。氫能同時也在各工業(yè)部門的脫碳進程中發(fā)揮重要作用，以實現(xiàn)二氧化碳凈零排放的愿景。綠色制氫系統(tǒng)將可再生能源與電解水設備進行耦合[3-4]，是一種消耗過余電力來制取氫氣的可行方案[5]。

1 氫能領域發(fā)展概況

氫氣作為一種清潔的無碳燃料，引起了工業(yè)界和學術界的廣泛關注。氫能產(chǎn)業(yè)可以劃分為4個環(huán)節(jié)：生產(chǎn)[6-7]、儲存[8]、運輸和應用[9]，如圖1所示。生產(chǎn)環(huán)節(jié)主要包括通過熱化學方式(如催化重整等)和電化學方式(如電解等)產(chǎn)氫，目前絕大部分氫氣來源于化石燃料，僅約4%來源于電解。儲存環(huán)節(jié)中氫氣經(jīng)壓縮后通常以高壓氣態(tài)或液態(tài)的形式存儲在容器內(nèi)，或者與儲氫材料結合以固態(tài)的形式存儲。而后，經(jīng)由管道、卡車或船舶進行運輸。氫氣可以廣泛應用于發(fā)電及各工業(yè)部門，目前超過80%的氫能用于氨、甲醇等的生產(chǎn)，用于發(fā)電的不足8%[10]。

圖1 氫能產(chǎn)業(yè)的分布

學術界對氫能產(chǎn)業(yè)的研究也得到了長足的發(fā)展，以氫能為關鍵詞的學術論文的年度發(fā)文量能夠較好地反映這一研究領域的發(fā)展趨勢。圖2為2013—2022年我國以“氫能”為主題檢索的年度文獻發(fā)布數(shù)量和有效文獻發(fā)布數(shù)量[11]。2017年以來，我國學者對氫能主題的研究進入了快速發(fā)展階段。

圖2 2013—2022年我國氫能主題研究論文發(fā)文量的年度變化趨勢

目前，已有許多針對不同可再生能源來源制備綠氫的系統(tǒng)的研究，研究內(nèi)容包括系統(tǒng)組成結構、性能指標及環(huán)境效應等方面。本文根據(jù)可再生能源電力的來源，分別對基于太陽能、風能、水能、地熱能及混合可再生能源制備綠氫的系統(tǒng)進行綜述，分別討論其系統(tǒng)構建、性能指標、示范或在建項目，以及潛在的發(fā)展機遇與挑戰(zhàn)。

2 電解水制氫設備

氫氣具有多種獲取途徑，既可以通過化石能源重整、熱裂解等方式制取，也可以來自氯堿、冶金等工業(yè)過程的副產(chǎn)品氣體，還可以利用電解水制備。通常，根據(jù)生產(chǎn)過程中的碳排放情況將氫能分為灰氫、藍氫和綠氫三種類型。

1)灰氫：通過化石燃料產(chǎn)生的氫氣，生產(chǎn)成本低，技術簡單，但碳排放量最高。

2)藍氫：將天然氣通過蒸汽甲烷重整或自熱蒸汽重整制成的氫氣，同時使用碳捕集、利用與封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)等先進技術捕獲二氧化碳，實現(xiàn)了較低碳排放。

3)綠氫：通過使用可再生能源生產(chǎn)的氫氣，綠氫的生產(chǎn)過程中基本沒有碳排放，因此也被稱為“零碳氫氣”。

電解槽在通電的條件下將水分解為氫氣和氧氣，是技術最成熟的綠氫制備方法。常見的電解槽裝置有以下3種：堿性水電解槽(alkaline water electrolyzer，AWE)、質(zhì)子交換膜電解槽(proton exchange membrane electrolyzer，PEM)和固體氧化物電解槽(solid oxide electrolyzer，SOE)[12-13]。

堿性水電解槽技術最為成熟，結構如圖3(a)所示[14]。該電解槽由浸沒在液體電解質(zhì)水溶液中的兩個電極組成，通常為質(zhì)量分數(shù)20%～40%的氫氧化鈉(NaOH)或氫氧化鉀(KOH)。隔膜將電極在溶液中隔開，允許水分子和氫氧根離子通過，并分離H2和O2以確保安全性和純度。因此，產(chǎn)生氫氣的純度為99.5%至99.9%，并且可以通過催化氣體凈化工藝提高到99.999%[15]。

質(zhì)子交換膜電解槽的結構如圖3(b)所示，陽極和陰極最常見的材料是鉑、銥、釕等金屬。質(zhì)子交換膜電解槽具備秒級快速響應的顯著優(yōu)點，可以完美地應對負載波動，且產(chǎn)生的氫氣純度高達99.999%[16]。截至目前，相較于其他方案，其主要缺點是使用了貴金屬材料而導致成本高[17]。

固體氧化物電解槽由D?NITZ和ERDLE[18]在20世紀80年代首次提出，結構如圖3(c)所示。固體氧化物電解槽以更高的效率和產(chǎn)氫純度而引起了廣泛的關注[19-20]，這種電解槽在500～850℃的高壓和高溫下運行，利用的原料為水蒸氣。固體氧化物電解槽技術的主要特點是操作溫度較高，與低溫電解相比具有高效和不需要貴金屬催化劑的優(yōu)勢。但是，固體氧化物電解槽仍存在缺乏穩(wěn)定性和性能退化等問題，這些問題在大規(guī)模商業(yè)化之前亟待解決[21]。

(a)堿性水電解槽 (b)質(zhì)子交換膜電解槽

(c)固體氧化物電解槽

3 基于風能的綠氫系統(tǒng)

我國具有豐富的風能資源，離地高度70 m的陸上風資源總量約為50億kW。風能具有隨機性和波動性，若無法合理、充分利用則會出現(xiàn)棄風現(xiàn)象，造成清潔能源的大量浪費[22]。風機可以布設在陸地或海面上，陸上風電系統(tǒng)的結構簡單，風機發(fā)出的電力經(jīng)變流器后直接通入電解槽；海上風電系統(tǒng)的制氫站有位于陸上和海上兩類。不同風電綠氫系統(tǒng)的結構如圖4所示。

3.1 陸上風電綠氫系統(tǒng)

近年來，許多學者分析驗證了基于陸上風電制氫的經(jīng)濟性和可行性[23]。CHEN[24]等人將電解槽引入風電系統(tǒng)，以滿足熱、電的需求，結果表明引入制氫設備后總成本降低了5.24%，棄風率降低了3.581%，碳排放量減少1.453%，在經(jīng)濟性和CO2減排方面體現(xiàn)出明顯優(yōu)勢。SUPERCHI[25]等人對一家由風電場供電的鋼鐵廠進行了技術經(jīng)濟分析，結果顯示，引入電解制氫設備后，煉鋼過程的碳排放比傳統(tǒng)路線減少了88%，平準化制氫成本約為6.5歐元/kg。

為提升陸上風電綠氫系統(tǒng)的性能并降低成本，學者們進一步優(yōu)化計算模型和算法。ZHAO[26]等人提出了一種新型的風力發(fā)電功率預測模型，針對河北張家口風電制氫示范項目進行了驗證，實現(xiàn)了冬季和夏季數(shù)據(jù)的較高精度預測，提升了該地區(qū)的風能利用率。LU[27]等人提出了一種考慮退化條件的多堆質(zhì)子交換膜電解槽的功率分配優(yōu)化方案，并基于浙江慈溪風電場站的配置和實驗數(shù)據(jù)進行了模擬研究。結果表明，運行一年后能量效率為61.65%，電解槽單堆電壓衰減為7.5 V，單堆最大效率降低6.29%。

3.2 海上風電綠氫系統(tǒng)

針對海上風電站，電解制氫站布置在海上的系統(tǒng)，電力通過海底電纜依次經(jīng)過升壓站、變電站后通入海上制氫站；對于電解制氫站布置在陸上的系統(tǒng)，在海上升壓后的交流電經(jīng)陸上變電站輸送到陸上制氫站。

并網(wǎng)運行的海上風電綠氫系統(tǒng)可將過剩電力發(fā)送至電網(wǎng)，亦可從電網(wǎng)中獲取電力。HOU[28]等人根據(jù)丹麥電力市場的交易數(shù)據(jù)研究海上風電和制氫設施的結合潛力，發(fā)現(xiàn)當電價低時從電網(wǎng)獲取電力補充制氫，并將其直接出售給氫氣用戶的模式最具經(jīng)濟和環(huán)境效益。DURAKOVIC[29]等人對大量部署離岸風電系統(tǒng)的北大西洋地區(qū)展開分析，結果顯示制氫系統(tǒng)的部署會引起電力需求增加，從而導致電價上漲，但由于氫可以用于發(fā)電，全年平均電價反而降低。

離網(wǎng)運行的海上風電綠氫系統(tǒng)不與電網(wǎng)發(fā)生交互。DINH[30]等人提出了一種離網(wǎng)離岸風電綠氫系統(tǒng)，通過對愛爾蘭東海岸的案例研究發(fā)現(xiàn)，在氫氣價格高于5歐元/kg時，地下儲存時間為2～45天具有較好的經(jīng)濟效益。CHENG[31]等人提出了一種帶有蓄電池的離網(wǎng)離岸風電綠氫系統(tǒng)，并針對多個運行參數(shù)進行優(yōu)化。結果表明，當前平準化制氫成本較高，當風電成本和電解槽成本大幅降低時，平準化制氫成本最低可達2澳元/kg。

謝和平院士團隊原創(chuàng)性地提出了一種海上風電無淡化海水原位直接電解制氫技術，顛覆了電解水制氫必須以純水作為原料的傳統(tǒng)模式[32]。其中試驗平臺“東福一號”已在真實海水環(huán)境下連續(xù)穩(wěn)定運行10天。該技術測算平準化制氫成本為11.2～16.8元/kg，略高于煤制灰氫，明顯低于天然氣制藍氫。

3.3 小結

陸上風電綠氫系統(tǒng)結構較為簡單，可行性已得到充分論證，河北沽源風電制氫綜合利用示范項目一期容量4 MW制氫設備已投入生產(chǎn)，二期6 MW設備正在調(diào)試中；海上風電綠氫系統(tǒng)結構復雜，但容量更大，適用于大規(guī)模制氫場景。此外，海水原位直接電解制氫技術有望形成我國原創(chuàng)的海洋綠氫產(chǎn)業(yè)。

4 基于太陽能的綠氫系統(tǒng)

太陽能是重要的可再生能源來源之一，在電力部門的能源轉型和供熱行業(yè)的電氣化中均起到了重要的作用[33-34]。如圖5所示，基于太陽能生產(chǎn)氫主要有三種技術路徑：首先，太陽輻射可以通過光化學轉換過程產(chǎn)生氫氣[35]；其次，輻射能也可以通過光電效應轉化為電能并通過電解水產(chǎn)生氫氣[36]；最后，輻射能先轉化為熱能，再驅動熱功轉化設備發(fā)電并制氫，例如聚光太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)耦合電解水制氫[37]。此外，還有一些技術結合了產(chǎn)熱和發(fā)電技術，包括聚光光伏技術和聚光太陽能發(fā)電技術等[38]。

圖5 基于太陽能生產(chǎn)氫氣的典型方法

4.1 光伏綠氫系統(tǒng)

光伏發(fā)電是目前太陽能發(fā)電技術中最為主流的方式，光伏綠氫系統(tǒng)的發(fā)展最為成熟。ZHANG[39]等人提出了一種光伏綠氫混合系統(tǒng)并分析容量配置、運營策略和經(jīng)濟效益，以最大限度地提高年利潤。結果表明，系統(tǒng)的平準化制氫成本為2.9美元/kg，投資回收期11年，經(jīng)濟回報可接受。NASSER[40]等人提出了一種獨立路燈的光伏綠氫系統(tǒng)，并與傳統(tǒng)的光伏/電池系統(tǒng)性能進行了對比。結果表明，該系統(tǒng)整體效率8.5%，略低于傳統(tǒng)系統(tǒng)，但平準化度電成本為1.06美元/kg，投資回收期6.44年，均低于傳統(tǒng)光伏/電池系統(tǒng)。LU[41]等人提出了一套包括光伏、燃料電池和聯(lián)產(chǎn)機組在內(nèi)的綜合氫能系統(tǒng)，并建立了優(yōu)化調(diào)度模型。結果顯示該系統(tǒng)可以很大程度上解耦電和熱的輸出，調(diào)整燃料電池的電熱比，可以提高能源效率和降低天然氣消耗成本。

4.2 光熱綠氫系統(tǒng)

光熱電站的工作溫度與高溫電解制氫技術匹配，可以得到更高的能量轉換效率。MIRBAGHERI[42]等人提出了一個耦合聚光太陽能熱發(fā)電和固態(tài)氧化物電解槽的能源系統(tǒng)，集成系統(tǒng)的能量效率為12.73%，？冮效率為13.39%，太陽能集熱塔和固態(tài)氧化物燃料電池在？冮損失中占比最大。NEZHAD[43]等人提出了一個基于CSP的電力、氫氣和淡水聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，在穩(wěn)態(tài)條件下進行了熱經(jīng)濟性分析。結果顯示該系統(tǒng)的能量效率和？冮效率分別為45.81%和4.63%，其中太陽能集熱塔是可用能損失最高的部分。

4.3 光伏-光熱混合綠氫系統(tǒng)

光伏電站和光熱電站相結合，可提高對太陽能的利用率。YANG[44]等人提出了一種包括聚光光伏、光熱發(fā)電和高溫電解制氫的綜合能源系統(tǒng)，并評估了整體運行性能。結果顯示引入制氫設備后，機組利用率提高10%，收入增加14.25%，碳排放減少24.55%，顯著提高運行收益。CAI[45]等人提出了分別基于聚光光熱、光伏的綠氫系統(tǒng)并與風機集成的綜合能源系統(tǒng)進行了比較。結果表明兩個系統(tǒng)均適合多聯(lián)產(chǎn)和制氫，聚光光伏系統(tǒng)的熱力性能優(yōu)于聚光光熱系統(tǒng)，且通用性更優(yōu)。

4.4 光解水綠氫系統(tǒng)

為實現(xiàn)太陽能的全光譜利用，光熱協(xié)同催化制氫也提供了一條有效途徑。ZHOU[46]等人提出了一種光催化分解水的太陽能制氫策略，實現(xiàn)了最高9.2%的太陽能-氫能轉化效率，但仍然低于10%的商業(yè)化運行要求。

4.5 小結

光伏綠氫技術發(fā)展較為成熟，我國首個萬噸級光伏綠氫項目中國石化新疆庫車綠氫示范項目已順利投產(chǎn)；光熱綠氫系統(tǒng)運行溫度較高，具有與固態(tài)氧化物電解槽適配的潛力，但經(jīng)濟可行路徑有待探索，尚未得到實際應用；光解水制氫技術目前仍處于理論研究階段，其技術路線尚未明確，有待后續(xù)研究。

5 基于水電的綠氫系統(tǒng)

水力資源十分依賴當?shù)氐牡孛蔡卣鳎▋湓趦?nèi)的能量儲存技術可以優(yōu)化水能的利用，并為電網(wǎng)和用戶提供電力，盡可能地實現(xiàn)能量自給[47]。水力發(fā)電站發(fā)出的電能經(jīng)整流后通入電解槽中，將水電解產(chǎn)生氫氣，再進行儲存或運輸至用戶，基于水電的綠氫系統(tǒng)結構如圖6所示。

圖6 基于水力發(fā)電的綠氫系統(tǒng)

5.1 大型水電綠氫系統(tǒng)

大規(guī)模水電站在豐水期時發(fā)電成本低，此時電解水制氫的成本接近于傳統(tǒng)化石能源制氫。ANDRUS[48]等人研究了美國哥倫比亞河過剩電力生產(chǎn)綠氫的潛力，結果表明，將春夏季過剩的潛在水電資源用于電解水制氫，可以生產(chǎn)1.98×107kg氫氣，相當于減排二氧化碳1.8×105t，從經(jīng)濟性方面論證了可行性。HUANG[49]等人研究了基于已裝機大型水電站的綠氫系統(tǒng)，通過考慮長期投資決策和運行策略以最大化利潤。結果顯示，初始投資成本對利潤的影響最大，當設備數(shù)量減少、氫價格上漲時，利潤總額將增加。

5.2 小型水電綠氫系統(tǒng)

小型水電站通常分布在遠離電網(wǎng)的山區(qū)或農(nóng)村，作為大電網(wǎng)的補充。ISLAM[50]提出了一個集成微型水力發(fā)電廠和微生物電解槽的制氫系統(tǒng)，并針對不同的工況進行評估。結果表明，最大發(fā)電量為1.4 GW，投資回收期為2年，需與其他主流工藝集成，該技術具有作為廢水能源利用方案的潛力。JIN[51]等人研究了包括氫儲能在內(nèi)的各種儲能系統(tǒng)與離網(wǎng)運行的小型水力發(fā)電站的集成。結果表明，氫儲能系統(tǒng)的自放電損耗最小，且當儲能容量和儲能周期增加時，氫儲能的成本優(yōu)勢更加明顯。

5.3 小結

由于水力資源具有季節(jié)性特點，將水電用于氫氣生產(chǎn)可以提升系統(tǒng)的靈活性，并減少水電站啟停、維修和調(diào)峰帶來的損耗。目前水能綠氫系統(tǒng)的研究論證較多，但國內(nèi)尚無落地的示范項目，水電大省四川已出臺多項政策支持省內(nèi)企業(yè)利用水電開展制氫工作。

6 基于地熱能的綠氫系統(tǒng)

地熱能儲量巨大且輸出穩(wěn)定，因而具備大規(guī)模、持續(xù)供應的潛力。然而，地熱資源大多處于中低溫范圍，嚴重限制其發(fā)電效率，因此許多研究探索將地熱能與其他可再生能源結合的技術方案[52]。圖7為基于地熱能的綠氫系統(tǒng)的原理圖，生產(chǎn)井和回注井之間的溫差用于提供電力和熱力，可以供給電解槽和預熱電解水，也可以通過熱化學過程制取氫氣。

圖7 基于地熱能的綠氫系統(tǒng)

6.1 地熱綠氫系統(tǒng)

地熱能可以用于發(fā)電、加熱和冷卻等。TEKKANAT[53]等人提出了一種基于地熱的電、氫、熱和淡水多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，并對系統(tǒng)性能進行了3E評估。結果顯示電廠總發(fā)電量約1 951 kW，氫產(chǎn)率0.001 5 kg/s，總效率和可用能效率分別為59.53%和53.17%。SANGESARAKI[54]等人提出了一種基于地熱的發(fā)電和液氫生產(chǎn)系統(tǒng)，利用地熱發(fā)電的廢熱驅動制冷循環(huán)預冷氫氣，并研究了4E性能。結果表明，最優(yōu)工況下單位時間總成本、液氫產(chǎn)率、可用能效率、凈發(fā)電量和單位時間減排量分別為181.71 美元/h、59.92 kg/h、25.27%、4.03 MW和1 421.2 kg/h。

6.2 混合綠氫系統(tǒng)

將太陽能引入地熱系統(tǒng)可以提高地熱流體的溫度，有助于氫氣的高效生產(chǎn)，提升混合系統(tǒng)性能。ZHANG[55]等人提出了一種太陽能輔助地熱生產(chǎn)氫氣和電力的系統(tǒng)，并進行了熱經(jīng)濟性分析。太陽能的引入提高了地熱的利用率和能源品位，最終優(yōu)化結果為凈功率11.1 MW，氫產(chǎn)率6.34 kg/h，可用能效率30.02%，投資回收期4.82年。LIU[56]等人提出了一種基于有機朗肯循環(huán)的地熱-太陽能系統(tǒng)，并與氫能生產(chǎn)及利用設施耦合，研究了兩個典型社區(qū)案例。結果表明，該系統(tǒng)針對不同電力波動特征的社區(qū)均體現(xiàn)出良好的匹配性，驗證了系統(tǒng)的可行性和適用性。

6.3 小結

地熱能的發(fā)電效率較低，為了提升地熱能綠氫系統(tǒng)的綜合能源效率，可將其應用于冷熱電氫聯(lián)供場景。將地熱能與其他可再生能源，如太陽能等結合，可進一步提高制氫能效及經(jīng)濟性能。但地熱能提取過程中不可避免地會產(chǎn)生硫化氫，污染土壤和水源等，未來可將硫化氫回收并作為氫氣的部分來源。

7 綠氫綜合能源系統(tǒng)實例

由于可再生能源資源分布也具有不均勻性，為了滿足電力負荷需求，通常將不同來源的可再生能源集成，并配套制氫、儲氫和用氫模塊，形成一套綜合能源系統(tǒng)，為一定范圍內(nèi)的用戶提供電力、熱力等資源。

HOSEINZADEH[57]等人以意大利西西里島地中海氣候區(qū)的一座城鎮(zhèn)為案例，提出了一套離網(wǎng)運行的基于光伏和風力的綠氫系統(tǒng)，并集成了電解槽、燃料電池和儲氫罐，系統(tǒng)的結構如圖8所示。風光電站發(fā)出的過剩電力通入電解槽制氫并儲存在罐內(nèi)，當電力負荷較大出現(xiàn)缺口時再通過燃料電池發(fā)電。根據(jù)當?shù)貧夂颉⑷丝谇闆r選取年平均太陽輻射量、年平均風速、全市日平均用電，研究當負荷發(fā)生波動時系統(tǒng)的運行情況。研究結果表明，當該城市區(qū)域日平均電力消耗量為2 MW·h時，該系統(tǒng)可以實現(xiàn)全天的發(fā)電平衡，其中產(chǎn)生電力比例最高的是光伏，其次是風機和燃料電池，全年二氧化碳排放量僅13 kg。

圖8 西西里島案例綠氫系統(tǒng)結構

單一來源可再生能源供能在經(jīng)濟上可行，但這種供應方式受氣候變化的影響非常大，因此最好通過多種來源獲取電力。該項目的建設成本高達485萬歐元，經(jīng)過25年的生命周期后，其中259萬歐元的成本以殘值的形式回收。該混合綠氫系統(tǒng)的平準化度電成本為0.721歐元/(kW·h)。研究表明，該混合綠氫系統(tǒng)可以在研究的氣候條件下滿足電力負荷和高效生產(chǎn)氫氣。

8 結語

8.1 總結

氫兼具燃料與儲能的雙重屬性，引起了廣泛的關注。本文綜述不同來源的可再生能源的綠氫系統(tǒng)，包括風能、太陽能、水能、地熱能及混合來源。其中，基于光伏、風電的綠氫系統(tǒng)發(fā)展較為成熟，國內(nèi)已有示范項目落地；基于水能和地熱能的綠氫系統(tǒng)已論證技術、經(jīng)濟可行性，處于產(chǎn)業(yè)培育階段。

平準化制氫成本主要與可再生電力的生產(chǎn)成本、電解槽成本等因素相關，不同來源的綠氫系統(tǒng)平準化制氫成本見表1。相較于傳統(tǒng)的化石燃料制氫，當前的可再生能源發(fā)電成本和電解設備成本仍處于高位，因此綠氫不具備價格優(yōu)勢。隨著可再生能源在我國能源結構中占比的不斷提升，平準化制氫成本有望進一步下降，以提升綠氫的商業(yè)競爭力。

表1 不同來源的綠氫系統(tǒng)的平準化制氫成本 美元/kg

8.2 未來研究展望

1)混合可再生能源系統(tǒng)優(yōu)化

隨著電力行業(yè)脫碳化轉型的不斷推進，對可再生能源的綠氫系統(tǒng)的研究也在不斷深入。恰當?shù)匾肴斯ぶ悄芎蜋C器學習等新理論、新技術，提高對系統(tǒng)運行過程的分析精度，對可再生能源的類型、結構和負載等參數(shù)進行優(yōu)化，分析、預測用戶的用電、用熱和用氫等負荷，進行多聯(lián)產(chǎn)能源管理，進一步降本增效，將是今后研究的重要趨勢。

2)氫能產(chǎn)業(yè)基礎設施開發(fā)

目前，許多文獻聚焦于氫氣的生產(chǎn)和利用環(huán)節(jié)，對氫氣的儲存、運輸環(huán)節(jié)關注不夠。在氫氣的儲運環(huán)節(jié)，例如壓縮和液化過程中存在的高能量損失和高成本等問題，是限制氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要因素。因此開發(fā)經(jīng)濟可靠的儲存、運輸設施，可以有效降低氫在流通環(huán)節(jié)中的成本，節(jié)省氫燃料總體成本，促進產(chǎn)業(yè)的積極發(fā)展。