电解水制氢气的缺点是什么.

2019年，风电和光伏全面平价后，为了解决消纳难的问题，风电和光伏产业先是提出储能，后又提出制氢，以实现产业链利益的最大化。

其实，无论是储能还是制氢，无不凸显风电和光伏电量消纳的尴尬。对于风电和光伏未来的规划，我们要基于现实科学规划。

一张图，看懂风电和光伏为何是垃圾电

由图中我们可以看出核电装机、发电比效率最高，其次是火电，水电和生物质持平，而风电和光伏最低。

风电装机规模占比10%，发电占比才5%；光伏装机占10%，发电占比才3%。也就是说投资一块钱给风电和光伏，才能生产出5毛和3毛的产量。

这张2019年的图很能说明问题。很显然我们在大肆投资风电和光伏的同时，也是在过度消耗 社会 资源制造能源浪费。

发电效率低，实际消纳更低

风电和光伏投资与产出不成比例，其实其发出的电消纳比更低。受制自然条件的制约，风电和光伏发电不稳定，对电网冲击比较大。

电网对风、光上网的要求很高，不但要有风功率预测系统，将来还要具备参与调峰的条件，具备功率控bai系统；还要求电能质量合格等。

要实现以上的并网条件，当前技术条件下风电和光伏很难做到。因此我国弃风、弃光非常严重，有近30%的电没有被实际消纳。

储能和制氢，不过是无奈之举

既然电网排斥风电和光伏，那么如何解决弃风、弃光问题呢，于是业内人士提出了储能，通过储能然后再释放。

除了储能，大家还想到了用风电和光伏通过电解水来制氢。储能解决了电浪费的问题，而制氢则解决了消纳的问题。

不过无论是储能还是制氢投资成本都非常大，而且电能转化效率非常低。储能和制氢是风电和光伏的遮羞布，也是产业的无奈之举。

无视短板，沦为资本无底线扩张

风电和光伏产业一个意思的现象是，产业投资只论装机、发电规模，却很少谈到实际消纳，因为消纳依然是无法解决的短板。

不过对于资本来说，风电和光伏已然构成了一个庞大的利益链，蛋糕做得越大，可分享的利益就越高。资本要的是概念、是市值，才不管发出的电能不能消纳。

近日风电和光伏产业在猛炒“碳中和”概念，并提出“3060”规划目标，企图打破当前的电力平衡。对于风电和光伏的疯狂，当引起决策机构的重视。

1、车载电源是汽车发动机带动发电机发电以后充进去的，再用来电解水，经过几次反复肯定损失不少能量，经济上不合理。不如直接利用发动机。

2、电解产生氢气提供给发动机，那么你就要增加一个氢能源的发动机，增加成本很大，而因为产生的氢气很少而不值得。

3、电解水在现在来说，还是耗能很大的，你的车载电源能力有限，无法满足需要。

再说点别的，目前的氢能源汽车，主要还是利用其他工厂的副产氢气。如果专门制取还是没有经济价值的。还需要研究出新型高效催化剂，再利用我们目前无法直接利用的能源（如荒无人烟的沙漠、海洋等地方的太阳能）电解水，才可能比较实际。

制氢的常见方式包括：

这是五种常见的制氢方式，第一种的常规燃料指的是天然气，均为不可再生的化石燃料；很显然这种方式不能普及，投入巨大的人力物力和财力去研发电动 汽车 ，初衷正是为了减少对常规能源的依赖，同时去减少二氧化碳排放，可是通过这种方式会产生大量的二氧化碳，会加剧温室效应；且国内天然气的储能比较有限，满足CNG车辆使用都有压力，更别提去制氢了。

甲醇重整制氢也标记哦常见，上世纪应用的很广泛，理论上用甲醇制氢确实能做到无排放，但是甲醇可不像江河水一样随处可取；制备甲醇主要是以一氧化碳、二氧化碳加压催化氢化法合成，使用的原料主要是天然气、石脑油、重油、煤炭和焦炭等，燃料是否清洁不能只看燃料本身，还要看获取或制造燃料是否存在污染，那么用甲醇制氢就不是理想选项了，车辆燃烧甲醇也没有什么意义。

工业副产品制氢主要是从焦炉煤气变压吸附工艺制氢，作为副产物仍旧要去看主体，主体本身不够清洁也就不用讨论氢气的规模化生产与应用了。水铝制氢技术近几年热度较高，但这种制氢的方式同样存在污染的问题，以目前的技术似乎就没有“清洁制氢”的理想方式，至此似乎决定了氢燃料普及无望，唯一的希望就是“电解水制氢”，然而看起来还是不靠谱。

2021年出现过“拉闸限电”，初衷不论是为了去垃圾产能还是对虚拟币行业进行打击，实际上也确实有用电紧张的问题；那么电解水制氢也就行不通了，电解水可以获得氢气，这是个很成熟的制氢方式，但是损耗也特别大。

氢燃料 汽车 不是“用氢气替代天然气”，以燃烧氢气产生热能的“燃气车”，本质实际是电动 汽车 。

氢气加注到氢燃料 汽车 的储氢罐里，增程模式中为消耗氢气发电，电流输入到电池组和电机以实现充电和驱动车辆行驶；这是典型的“增程式电动 汽车 ”，一公斤的氢在车辆上通过燃料电池发电，能转化出大约20kwh左右的电能。普通代步车高速巡航驾驶的电耗都在20kwh/100km以上，中大型车可以达到30kwh左右，也就是说“百公里氢耗可以达到1.0-2.0kg”。

但是用电解水制备一公斤的氢所消耗的电大约为60kwh左右，那么跳过“电制氢、氢转电”的流程，是不是等于这种氢燃料增程电车的实际耗电量达到了60-120kwh/100km左右了呢？实际上就是这样，这是在浪费有限的电能。

有些说法认为光伏发电、电解水制氢、氢燃料增程的方式可行，这看起来也有些天方夜谭；光伏发电的效率不高，按照 计算的话，1 的发电功率能有200瓦左右就算不错。假设一台车要加注5kg的氢，制氢需要耗电300kwh左右，想要在一小时内获得300kwh的电能，需要的是大约1500 的光伏发电板，发电板的成本是相当高的哦。

所以用这种方式制氢的成本也会非常之高，其次储氢罐的成本也非常高，目前每公斤高压储氢的成本在6000元上下，实制造成本极高、储备和运输成本极高，这样车即便量产也用不起，所以氢燃料 汽车 目前看来没有什么前景可言。

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我们单位就有负责制造氢气的车间，很危险！特爱容易爆炸，有一次爆炸，两百多公斤的阀门飞出好几公里！给附近老百姓的房子都震裂了。我们的技术就是烧煤然后产生一氧化碳在通过反应得到氢气，成本很高。氢气不易储存和运输，还爱爆炸！如果装到 汽车 上，稍微泄露一点，遇到一点打火就容易爆炸！

2022年，即将到来的北京冬奥会刮起了一阵氢能源的旋风。冬奥会的火炬传递，全部采用氢能源。在核心赛区，延庆和张家口投入了700余辆氢燃料大巴车，用于日常的交通运输。

这股“氢旋风”还刮到了A股市场上，氢能源概念红到发紫，刺激个股频频涨停——主营气体运输装备的京城股份，在去年12月份实现了14个涨停板，股价单月飙涨300%；主营高压容器的石重装实现了六连板；开发氢能电源产品的动力源，也在上月下旬连续三个涨停板。

这是氢能源在当下火热的缩影。与其他新能源相比，氢能源不仅储量大、无污染，还兼具零碳排的特性。每单位质量所蕴含的能量更是石油的3倍、煤炭的4-5倍。除此之外，氢能源应用场景广泛，氢燃料电池可以供给重载卡车、有轨电车、船舶、无人机、分布式发电等行业；绿色制氢还可消纳太阳能和风能发电间歇式、状态高低起伏不定的问题。

根据中国氢能联盟的预测，到2025和2035年，我国氢产业产值将分别达到1万亿和5万亿规模。

氢能前景固然广阔，但落地的困境却不容忽视。

在国外，日美的氢能源能占到各自能源总量的10%以上。日本拥有世界上数量最多加氢站，美国则拥有最低廉的氢能源价格，两国燃料电池应用均已经投入商业销售。

反观国内，当前氢能源的占比只有4%。据未来智库测算，2020年我国氢能总成本约为60-80元/kg，距离30元/kg的可商用价格相距甚远。

氢能源价格居高不下，还要追溯到制氢、储氢和运氢三大环节，它们使我国氢能发展面临着开局不利、技术瓶颈与规模化约束等重重难题，令“降成本”困难重重。

那么，氢能降成本难题究竟如何拆解？又如何破解？

01 点歪“ 科技 树”的制氢

中国的能源结构可以归纳为“富煤、贫油、少气”。这种特殊的结构令中国成了名副其实的“煤炭大国”——大量的化工产业平均每天要消耗掉95万吨的煤炭资源，同时产生巨量的化工副产物。

这些副产物中，焦炉气和氯碱等是极其便利的制氢原料。我国氢能源产业发展的初期，就依托化工生产中的副产物作为主供氢源的原材料，以节省制氢投资，降低成本。

借助原生资源的优势，短短几年间，我国就成为世界第一大产氢国。2020年中国氢气产量突破2500万吨，已连续多年位列世界第一。

但成也萧何，败也萧何。

依托化工副产物生产的氢能源，有个致命的问题——不能算作真正的“绿色能源”。

事实上按照制氢工艺的不同，氢能源大体分为 “灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。其中，借由对工业副产物进行提纯获取氢气，俗称“灰氢”。通过裂解煤炭或者天然气所得的氢气，便是“蓝氢”。“绿氢”则是通过可再生能源、电解水等方法，实现全程百分之百零碳排、零污染。

“灰氢”和“蓝氢”本质上仍然是用化石燃料提供能量，会产生大量的碳排放。相关研究表明，制造“蓝氢”所产生的碳足迹，比直接使用天然气或煤炭取暖高出20%，比使用柴油取暖高出约60%。而“灰氢”的污染还要高出18%-25%。纵使有碳捕捉与封存技术（CCS）降低碳排放，依旧是杯水车薪。

也就是说，要符合氢能源产业零碳排的核心理念，产业界只能期望于绿氢。

但中国的绿氢产能着实少得可怜。由于我国氢能源产业相较欧美日发展较晚，为了在短期内快速发展，我国优先选择了依托于优势资源煤炭发展氢产业，其代价便是，“绿氢”制备所需的基础建设的投资和相关技术迟迟未有发展。2020年，我国灰氢的占比超过60%，绿氢尚且不足1%。

一笔经济账可以看出绿氢与灰氢的成本差距：

在我国，电解水制氢的平均成本是38元/kg，其中电力成本要占到总成本的50%以上，而使用工业副产物制氢，平均成本仅仅只8-14元/kg。这意味着，工业电价要从当前的0.6kW·h对半折到0.3kW·h以下，绿氢才能在市场上具有竞争性。

但对标欧美日等国家，欧盟的绿氢的成本价低于14元/kg；美国的绿氢在12元/kg左右，而日本的绿氢成本固定在13.2元/kg。

如何让绿氢从奢侈品行列变成经济适用型，成为困扰中国氢能产业的一大难题。

而进一步拆分成本，造成绿氢高成本的两大因素分别是电力消耗量和架设电解槽费用。欧美给出的解答是政府引导+技术革新。

在欧盟，从2020起由政府牵头投资相继安装了6千兆瓦的可再生氢能电解槽，降低企业制造绿氢时电解槽的费用。

在技术上，欧盟摒弃采取工业用电电解水的模式，而使用PEM技术电解制氢。PEM技术的电解池结构紧凑、体积小，这使得其电解槽运行电流密度通常是碱性水电解槽的4倍以上，效率极高，平均每生产1立方米氢气可节省1千瓦时的电力。

想要让这个棵歪掉的“ 科技 树”回到正轨，就需要投入很高的时间成本和资金成本。

去年11月，中石化建成首座PEM氢气提纯设施，其阴极和阳极催化剂、双极板以及集电器等关键核心材料部件均实现国产化，制氢效率达85%以上。而这笔投资的门槛是数十亿，研发周期在两年以上。

宝丰能源也在斥巨资投入绿氢项目。其在互动平台上表示，2021年4月，耗时两年后，公司首批电解水制氢项目全部投产，预计年产2.4亿标方“绿氢”和1.2亿标方“绿氧”。据其公开披露数据，近两年来，宝丰能源在绿氢项目上已投入超过20亿元。

除了两家代表性头部企业以外，绝大多数中下游的企业，仍在生产灰氢。如何将点歪的灰氢 科技 树扭转回绿氢产业，必将需要长时间的产业引导。

02 被“氢脆”卡脖子的储氢

作为一种化学性质活泼的气体，氢气生产之后，需要用一种既安全又经济的方式储存起来。储氢不仅是令我国头疼的难题，而且在全世界，都没有很好的解决办法。

国内的主流方法是采取高压气态储氢。目前，我国储氢瓶的成本造价在27000元左右，同时配套设施的价格在15万元，对标美国，储氢瓶的价格也在22000元左右，略低于中国，但同样高昂。

高成本源于氢顽皮的特性，学术上称作“氢脆现象”。

所谓“氢脆”是指，氢气会在金属晶粒附近聚集起来，破坏金属的结构，让金属胀气变脆。氢气会在金属内累积成18.7兆帕的高压，这是地表气压187倍。更糟糕的是，氢脆一经产生，就消除不了。

氢脆在 历史 上引发过严重的事故。

1943年1月16日的晚上，俄勒冈州造船厂发出巨响，尚未交付的自由轮一下子断成了两半，这在当时引起了巨大的恐慌，众人都以为是纳粹的黑 科技 。

无独有偶，2013年，世界上最宽的桥，旧金山-奥克兰海湾大桥为即将到来的通车进行测试。然而仅仅2周，负责把桥面固定在水泥柱上的保险螺栓就出现了裂痕，96个保险螺栓里有30个坏掉了，使得这座大桥几乎成了废品。

为了缓解“氢脆”的困扰，全球想出了一种特殊的解决方法——低温液态储氢。将氢气压缩成液体，能大幅避开气态氢造成的安全隐患。

学界普遍认为，液氢储运技术是储氢技术发展的重要方向。

但目前，我国液氢储运技术相对落后，缺少大容量、低蒸发率的液氢存储设备的开发。仅有的一些研究，多聚焦在高压气态储氢方面。

例如，2020年，中科院宁波材料所使用高强高模碳纤维作为储氢瓶的内胆，大幅提升了储氢瓶性能。企业方面，京城股份投建了全亚洲最大的高压储氢瓶设计测试中心及生产线。

储氢成本的大山，路漫漫其修远兮。

03 “爹不疼妈不爱”的运氢

作为氢气“出厂”前的最后一步，运氢在整个氢能产业链中地位举足轻重。

然而长期以来，我国的氢气运输产业处于“爹不疼妈不爱”的境地，没有系统性的规划——几乎所有中央和地方层面的战略规划中，都提到了制氢和终端应用环节。

理论上，氢气运输产业分为短途和中长途两种。短途的运输可依赖长管拖车，中长距离的运输对成本敏感许多。其中一种经济的方式，是先将氢气转为高密度的液氢状态再进行运输。

液氢能适应陆运和海运的模式。在陆运上，液氢储罐最大容积可达到200立方米，是长管拖车模式的2倍。海运的液氢储罐最大容积可达到1000立方米，在欧洲和加拿大氢气运输中，就均采用液氢海运的模式。

如此重要的液氢在中国却产能极低。目前，液氢工厂仅有陕西兴平、海南文昌、中国航天 科技 集团有限公司第六研究院第101研究所和西昌卫星发射中心等，主要服务于航天发射， 总产能仅有4t/d， 最大的海南文昌液氢工厂产能也仅2t/d。目前， 中国民用液氢市场基本空白。

而对标欧美，美国是全球最大、最成熟的液氢生产和应用地域，拥有15座以上的液氢工厂， 全部是5t/d以上的中大规模，总产能达到375t/d。此外，亚洲有16座液氢工厂， 日本占了2/3。

另外一种是借由管道运输，但现实是，我国氢气管网严重不足，全国累计仅有100km输氢管道，且主要分布在环渤海湾、长江三角洲等地。在2016年的统计数据，全球共有4542km的氢气管道，其中美国有2608km的输氢管道， 欧洲有1598km的输氢管道。

目前，我国仅仅在《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》提到，期望在2030年建成1000m长的氢气运输管道。而对比国外，管道运输已经开始全面与上下游形成联动。

例如，德国在北莱茵至威斯特法伦州铺设的240km的氢气管道，在给用户供氢的同时这些氢气管道也为工业所用。德国Frankfurt的氢气管道直连加氢站与氯碱电解工厂，可以免去压缩机直接供氢。

总结来说，由于上层规划的缺失，我国氢能运输仍处于“地方割据”的局面，还未形成规模经济。

04 破题关键词：液氢

氢能源产业的相关的难题是多方面的，但抽丝剥茧，氢能源产业迫切需要解决的问题集中在存储和运输之上。

原理很简单，“绿氢”的生产技术可以逐步迭代，但氢气如果不能长期低成本地存储，生产再多的“绿氢”都是徒增消耗。

此外，氢气如果不能便捷运输，氢能的广泛应用就是无从谈起。对照电力行业，正是高压输电技术的成熟，电力才能在全国范围内大规模应用。

而储氢与运氢问题的源头，在于液氢。

无论是存储端的低温业态储氢技术，还是中长距离的液氢运输，都少不了大规模液氢的身影。因此，如何提升液氢产量、开发相关储运设备，是氢能应用降成本的关键。

欧美日氢能产业的发展也能佐证这一点。欧盟早《未来氢能和燃料电池展望总结报告》就提到液氢重要性，同时在液氢方面的投资也从不吝啬。2021年在法国，一个液氢厂的投资就超过1.5亿美元。

美国垄断了全球85%的液氢生产和应用，根据美国氢能分析中心的统计，在液氢的帮助下，美国的氢能源被大量用于石油化工行业和电子、冶金等行业，两大行业平均每年要消耗掉82000吨的液氢。

日本则在液氢加氢站方面走在了前列。液氢加氢站具有占地小，储量大的优势，甚至能完成制氢就发生在加氢站里。

目前，日本有建成142座，占全球加氢站总数的25%，依托于加氢站，日本燃料 汽车 投放使用全球领先，燃料 汽车 的商业化也是全球最好的。

所以，中国的液氢亟需从当前军用、航天领域，走向大规模民用环节。

思考欧美日液氢的发展历程，我们有许多借鉴之处，概括而言，包括三点：

一、政策引导，为相关工作提前铺好路。2021年5月，国家相关部门陆续出台了《氢能 汽车 用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输技术要求》三个文件，制定了三项国家标准，这将对液氢发展起到关键性引领作用。

二、龙头企业牵头，建成大规模氢液化系统。液氢生产工厂的建设成本高，必须由龙头企业率先投产，提高生产规模，才能有效降低单位成本。

三、系统整合相关资源，发挥产学研机制作用。例如，建立政府、研究机构和企业的氢能源产学研合作平台，将科研产品第一时间应用到实际生产当中。

05 结语

世界已进入双碳时代。国际氢能委员会预计，2050 年氢能源将占全球能源消耗总量的18%，催生年产值2.5万亿美元的产业。

世界各国对氢能源越发重视，欧美日各国氢能源产业的规划已经做到了2050年后，并且还在迭代更新；而在我国，自2021年氢能被列为“十四五”规划重点发展产业后，国家和各地政府迅速出台了400多项政策，规划了2025年之前的产业发展目标。

一场事关产业政策、技术竞技的产业争霸赛已经打响。

氢能和光伏有关系，氢能与光伏的最大关系是光伏制氢，即利用光伏发电，再电解水制氢。

平抑光伏发电的不稳定性。光伏发电在昼夜、日间的变化都比较大，发电量曲线不够稳定，如直接接入电网，会加重电网调节负担、严重的会造成电网失稳，对电力安全造成影响。利用光伏制氢，将不稳定的能量转化为氢能储存，需要时再通过氢能发电，稳定输出，实现发电曲线平抑。

简介

储能效用。利用氢能的储能效用，将光伏发电转换为氢能，以低于化学储能的成本，实现跨天、跨周甚至跨月跨季度的储能，或者将氢压缩或液化实现远距离运输，匹配发电端和用户端。

不过目前光伏制氢需要考虑一些问题，包括能量转换的经济性、氢气的利用量、系统安全性等，缺水地区还需要考虑电解制氢的水源问题，是一项需综合考虑谋划的系统工程。

比如，通常电解槽需要高纯度的淡水资源，直接用海水会导致电极腐蚀和效率降低，而电解海水的氯碱工业需要更高的电压来实现氢气的制备，如何实现电解海水将极大地推动电解水工业化的步伐。

现有的工业化电解制氢方法主要有两种：碱性电解水制氢，聚合物电解质电解水制氢。前者通常使用较廉价的电极材料，但工作电流较低，镍钴铁复合材料作为阳极，镍基材料作为阴极，高浓度的氢氧化钠或氢氧化钾溶液作为电解液，工作温度为60-80度，工作电流为0.2-0.4 A/cm2，氢气产生量为<760 N m3/h。后者由于酸性环境通常使用贵金属作为催化剂，但工作电流较高，氧化铱作为阳极，铂作为阴极，工作温度为50-80度，工作电流为0.6-2.0 A/cm2，氢气产生量大约为30 N m3/h。

典型的光电化学分解太阳池由光阳极和阴极构成。光阳极通常为光半导体材料，受光激发可以产生电子空穴对，光阳极和对极(阴极)组成光电化学池，在电解质存在下光阳极吸光后在半导体带上产生的电子通过外电路流向阴极，水中的氢离子从阴极上接受电子产生氢气。 半导体光阳极是影响制氢效率最关键的因素。应该使半导体光吸收限尽可能地移向可见光部分，减少光生载流子之间的复合，以及提高载流子的寿命。光阳极材料研究得最多的是TiO2。TiO2作为光阳极，耐光腐蚀，化学稳定性好。而它禁带宽度大，只能吸收波长小于387nm的光子。目前主要的解决途径就是掺杂与表面修饰。掺杂有非金属离子掺杂、金属离子掺杂、稀土元素掺杂等。要使分解水的反应发生，最少需要1．23V的能量，现在最常用的电极材料是TiO2，其禁带宽度为3eV，把它用作太阳能光电化学制氢系统的阳极，能够产生0．7～0．9V的电压，因此要使水裂解必须施加一定的偏压。由于太阳能制氢中常用的施加偏压方法有：利用太阳电池施加外部偏压和利用太阳电池在内部施加偏压，所以太阳能光电化学分解水制氢可分为一步法和两步法。 一步法就是不将电能引出太阳电池，而是在太阳电池的两个电极板上制备催化电极，通过太阳电池产生的电压降直接将水分解成氢气与氧气。该方法是近年来在多结叠层太阳电池(如三结叠层非晶硅太阳电池)研究方面取得进展的情况下逐渐被重视起来的。由于叠层太阳电池的开路电压可以超过电解水所需要的电压，而电解液又可以是透光的，所以将这种高开路电压的太阳电池置人电解液中，电解水的反应就会在光照下自发进行。这种方法的优点是免去了外电路，降低了能量损耗，但是光电极的光化学腐蚀问题比较突出，故研究的重点是电池之间的能隙匹配、电池表面防腐层的选择和制备器件结构的设计，对催化电极的要求是有较低的过电势、有好的脱附作用、对可见光透明、防腐、廉价。 两步法光伏电解水是将太阳能光电转换和电化学转换在两个独立的过程中进行 这样可以通过将几个太阳电池串连起来，以满足电解水所需要的电压条件。两步法制氢有以下优点：在系统中可以分别选用转化效率高的太阳电池和较好的电化学电极材料以提高光电化学转换效率；可以有效避免因使用半导体电极而带来的光化学腐蚀问题。但两步法要将电流引出电池，这要损耗很大的电能，因为电解水只需要低电压，如若得到大功率的电能就需要很大的电流，使得导线耗材和功率损耗都很大，而且在电流密度很大时也加大了电极的过电势。

如果能够找到稳定的配方，那肯定是非常有市场的，唯一的问题是，如果不使用大量资金或大量能源投资，我们还没有找到一种经济上可行的生产绿色氢的方法，但现在我们正接近这一门槛。十年前，国内光伏产业开始正式的萌芽，然后像雨后的竹笋一样遍布各个地区。十年后，氢气行业点燃了整个世界，尤其是在中国。

在相关政策和社会资本的指导下，它呈现出不可阻挡的趋势。目前，这两个具有代表性的新能源产业，光伏制氢的结合已被认为是未来新能源最具潜力的发展方向之一，北极星太阳能光伏网络新闻， 氢作为传统化石燃料的可行绿色替代品，甚至作为商业整合的潜在解决方案，受到了广泛关注，通常被称为清洁能源的圣杯。

然而，尽管它引起了很多轰动，但并不是所有种类的氢都是真正的绿色选择。光伏制氢实际上是太阳能制氢。其基本原理是先利用太阳能光伏发电，再利用电解水获得氢气和氧气。在我国，目前的氢能源产业主要集中在与燃料电池相关的氢能源工业应用，促进新能源汽车、分布式能源供应和其他新兴产业的发展。

2019年，随着十个城市和 1，000 辆汽车的推广计划，风逐渐升起来，包括北京，上海，成都，苏州，张家口等十个城市将率先推广氢燃料电池汽车。以氢燃料电池汽车为切入点，我国有四个氢之都，2020 年，国家能源局将氢气引入能源系统。

关于以上的问题今天就讲解到这里，如果各位朋友们有其他不同的想法跟看法，可以在下面的评论区分享你们个人看法，喜欢我的话可以关注一下，最后祝你们事事顺心。