西安交通大学 | 王红霞，徐婉怡，张早校：可再生电力电解制绿色氢能的发展现状与建议

基于化石燃料的传统能源系统是发电的主要方式，对全球能源需求的贡献最大。然而，化石燃料的过度使用也带来了全球环境退化和能源短缺的严重威胁。清洁、安全、经济的能源供应对人们的生活极其重要，是实现“双碳目标”的重要突破点。氢能被认为是21世纪的终极能源，欧洲各国、美国、日本、韩国等正在以前所未有的努力推动氢能的发展。作为世界上最大的氢气生产国，中国也致力于氢气工业的快速发展。

目前，氢能源的大规模开发利用能显著改善当前高污染的能源利用格局，而选择低碳、经济的制氢途径是核心。图1展示了国际能源署（IEA）对低碳氢生产的趋势预测，其中氢能产业在2019年之后保持强劲的增长势头。作为能源，氢具有两个竞争特征：一是能量密度高（单位质量热值约为煤的4倍、汽油的3.1倍、天然气的2.6倍）；二是它可以储存，且无碳（与电力相比，它可以灵活地跨时间和地区使用）。从燃煤、炼油、采气到洁净氢能利用，人们对于低碳能源的认识逐步加深。无论使用哪种化石燃料，制备“灰氢”都会产生大量的二氧化碳。“蓝氢”是指通过碳捕集和储存方法制备的氢气。在这种生产氢气的过程中产生的二氧化碳不会进入大气，从平衡的角度可以认为氢能的生产是碳中性的。“绿氢”是由水电解和生物质制备而成，制氢所需的电力全部来源于可再生能源，因此无论利用何种电解技术制氢都是零碳排放。只有零碳排放可再生能源驱动的水电解制氢和生物质制氢才是未来最理想的能源，化石能源制氢市场份额将逐渐缩减。

据报道，全球氢气需求量已从2013年的2000万吨，增长至2020年的6000万吨。目前，全球有90%以上的氢气来自通过化石燃料生产的“灰氢”，即使成熟的生产方式与价格优势促使其实现了工业化制氢，但由此导致的巨大资源消耗与环境污染不容忽视。康奈尔大学和斯坦福大学的一项新研究显示，利用化石燃料制造但配以碳捕集技术的“蓝氢”全生命周期温室气体排放强度比燃烧天然气取暖还要高20%，比燃烧柴油取暖多 60% 左右，“蓝氢”的二氧化碳当量总排放量仅比“灰氢”少 9%~12%。虽然二氧化碳排放量较低，但“蓝氢”的逸散甲烷排放量高于“灰氢”，因为越来越多地使用天然气来为碳捕集提供动力，颇受追捧的“蓝氢”似乎并没有想象中清洁。同时，据彭博新能源（Bloomberg NEF）估计，到2030年，全球各地“绿氢”制取成本可能都低于“蓝氢”。而“蓝氢”所依赖的碳捕集（CCS）技术多年来推广困难，成本居高不下。国际能源署数据显示，相关投资占比不到全球清洁技术的0.5%，全球目前仅有21个碳捕集、利用和封存（CCUS）项目。而利用光伏发电、风电等可再生能源电解制氢可获得高品位氢能，且该生产技术已得到较大突破。据国家能源局统计，我国清洁可持续能源发电总装机容量占比到2020年达到42.4%，由此产生的2.2万亿千瓦时电量仅占全民电耗的29.5%，这一比例仍不足以推进绿色低碳能源的战略转型发展。主要原因包括我国分散的资源引发清洁能源发展区域化的不均衡现象，清洁可持续能源发电并网存在问题，且需要高效的可再生能源消纳方式。

综上所述，可再生能源发电耦合电解水制氢是革新我国能源布局、助力低碳减排循环经济发展的潜在思路，对于国家能源安全保障大有裨益。因此，本文首先介绍了现阶段可再生能源发电耦合电解水制氢的核心技术问题，说明各种技术目前的挑战和局限性，并讨论可再生能源发电制氢未来发展方向与机遇。本文的目的是让读者对未来“绿氢”的发展有一个宏观的认识，希望为推动我国低碳清洁能源转型、解决弃风弃光弃水消纳问题及加速氢能产业化发展提供参考依据。

风力发电制氢技术主要包括并网型和离网型两类风电制氢方式。风电机组在并网模式下将风电输送到电网，大型风电场主要采用并网机组。而离网风电机组主要应用在分布式制氢模式和燃料电池中，制氢装置直接利用风电机组产生的电能。

风力发电制氢系统的优势主要包括以下几方面：

（1）保障电网持续稳定运行。当电网负荷过大时，风力发电机组可将电能供给电网，起到电网调峰作用。

（2）实现能量可持续存储。风能分布不均、间歇性导致大量弃风，且电能存储较难，风力发电制氢实现了能量的有效存储。

（3）革新能源布局。间歇波动的风电需要经过大容量变压电站才能并入电网利用，这就需要投入大量的传统能源来维持大容量的变电站稳定运行。由此，新能源与传统能源的协同利用优化了能源结构。

1.1.1  风电制氢国内外发展现状

风电制氢技术研发率先开展于国外，但近年来，中国的风电发展速度迅猛。国家中长期发展规划指出，风电总装机总容量预计2050年底超过1000GW。2018年，全球风电总装机容量超过500GW。耦合风力发电的制氢体系为弃风消纳开辟了新路径。2010年底，我国首个电解水制氢无并网示范项目落户江苏省大丰市。主要由风力发电机组、控制系统、无并网协调供电控制器、碱性电解水制氢槽等单元组成。该示范项目分别采用额定功率为30kW和10kW的风力发电机为碱性制氢电解槽供电，日产氢能力为120m ³ 。此外，我国在江苏沿海规划了风电光伏制氢非并网示范工程，并计划在该非并网示范工程的基础上建设沿淮河氢能运输走廊。2014年，中国节能环保集团正式开展研发风能发电直接用于制氢的技术，并建设燃料电池发电系统示范项目，实现了100kW的产氢能力和30kW的燃料电池装置产电量。次年，中国河北与德国McPhy、Encon等企业一同开启了位于沽源的风力发电氢能生产示范项目，该系统由200MW风电和10MW碱性电解槽组成，产能为每小时800m ³ 。

目前，德国、英国、美国、加拿大等都大力支持以风电为代表的可再生能源与氢燃料电池相结合的研究项目和示范项目。德国于2011年10月在柏林建成并启用了“风氢混合电站”，打破了全球氢气储能与利用的零记录，风电装机和电解槽装机的容量分别为6MW和0.6MW。此外，世界上第一个海洋风电制氢试验平台“Q13a-A海上平台”是由荷兰企业于2019年开发的。PosHYdon项目整合了北海海上风能、海上天然气和氢气三种能源形态。欧洲国家为了改善可持续清洁能源的利用现状，开展了Ingrid氢储能项目，进一步保障了国家电网的连续运行。“power to gas”作为德国重要的能源发展规划，其核心目的是利用氢气作为能量载体驱动燃料电池车，希望最终废除核电并开拓清洁能源发展空间。

1.1.2  风氢案例

Nadaleti等介绍了巴西及巴西南部南里奥格兰德州（RS）利用风电场的剩余容量来生产H ₂ 和氢再生电力的可再生能源循环经济的规划研究。氢通过生物燃料存储，在能源短缺时能确保更大的能源安全。该研究的主要目标是展示巴西国家电力多样化的可能性，以及风资源对该国循环经济和氢经济的贡献。

巴西的风电装机容量超过10000MW，作为南美洲的市场领导者和世界排名第八的国家，巴西拥有12763MW的风力发电能力，2017年安装了6491台涡轮机。如图4(a)所示，Nadaleti等的研究表明，在电解装置的能量转换效率为87.5%的基础上，其消耗5.5kWh电来产生1m ³ （标准状态下）的氢气。巴西东北部的风能产氢量最大，这是由于东北部靠近海洋，得益于风力状况和水力能源的互补性。图4(b)中南部地区的南里奥格兰德州（RS）风能制氢潜力最大，这是由于该地区地势平坦、风力资源丰富以及风电厂附近完善的输电线路基础设施。图4(c)和(d)为巴西及南部地区可再生氢转换回电能的潜力，同风能制氢趋势一样，巴西东北部及南部地区的南里奥格兰德州表现出最大潜力，且其碳减排潜力也最大。此外，巴西氢产生的电力可在2019年1~5月的任何月份供应整个北部地区使用。

除了是一种清洁燃料外，氢气的适用性也很广泛。尽管该研究中指出，与风能相比，使用氢气发电的成本更高，氢电经济可行性并不有利，但在循环经济和能源安全的全球情景中看到的制氢仍然具有其优势。政府的投资和研究对于推进氢能制备过程中涉及的技术、降低生产成本、增强开发潜能。综上，因地制宜，丰富的风能资源发电制氢，以氢气形式储存的电能，在低风势时期或电网阻塞停止时转换回电能供给各地用户，为国家的能源安全做出贡献，是保障能源绿色可持续发展的关键措施。

1.1.3  风电制氢的困境及对策

根据前述内容可知，我国风电耦合制氢技术还处于不成熟的发展阶段，大量弃风利用仍需等待攻克风电制氢系统储能与燃料电池发电的技术难题，才能在制氢效率和经济性方面取得突破。

当前，我国采用弃风资源发电制备氢能还存在以下挑战。

（1）关键技术难题

一般，电解制氢设备需要在稳定性高的电流条件下才能连续稳定运行，有利于延长设备的使用寿命并产出高质量氢气，而风力发电的不稳定性和波动性是阻碍风电制氢发展的关键因素之一。其次，氢气易燃易爆及易致金属发生“氢脆”现象，因此，氢气的储运和管道特殊设计增加了制氢成本。

（2）推广应用难题

由于氢气生产、存储和运输的高成本，目前氢气在多领域大规模利用仍不现实，而氢需求较大的化工行业多采用化石燃料等制氢。氢燃料电池行业处于起步阶段，暂不具备大规模应用条件。

针对以上问题，可以从以下方面着手突破。

（1）自主研发核心技术。如能通过技术攻关解决风力发电的间歇不稳定缺陷，并着力研发高效经济的电解槽装置，将跨越式促进风氢的规模化应用。

（2）燃料电池技术未来市场应用前景广阔，这也是推动氢经济向着大工业化发展的有利信号。

（3）国内氢能研发思路可以借鉴德国“power to gas”规划，将氢气和天然气在输送管道中混合后利用，该设计思路可以应用于我国西气东输管道来消纳西北弃风。

（4）推动海上风电制氢项目发展。当前风电制氢仍采用并网型方式，风电厂和氢用户应就近配置来满足输电线路的负荷问题；从区域方面考虑，早期风电机组均建设在内陆，而目前氢气消耗量较大的企业几乎都分布在东南沿海区域，若大量海洋风力发电平台建设于此，风电将可避免远距离输送的弊端，可就近利用。

丰富的太阳能资源比传统能源清洁且安全，光伏太阳能技术的深入挖掘必然获得全球的关注。光伏发电制氢开拓了光伏电能应用的新领域，同时光伏发电的度电成本仍在逐年下降，其低度电成本给电解水制氢带来了曙光。据统计，当前世界各国总的氢气需求在6000万吨/年左右，折算为光伏制氢则要消耗1500GW的光伏，预计三十年间每年要新增2000万吨氢能，即每年要新投入900GW的光伏装机量。

与传统电站相比，光伏发电系统将产生的直流电供应给制氢站，电能不需要通过变压即能便捷使用。区别于间接连接光伏制氢，光伏阵列与电解槽直接耦合连接更具优势。光伏电解氢能源系统如图5所示，其主要部件包括光伏阵列、蓄电池、转换器、电解槽。

光伏制氢系统显著超前于其他制氢方式的发展速度主要原因如下。

（1）不稳定的光伏太阳能发电系统造成了电网调度困难的问题，同时大量光伏电能存储问题也需要考虑，因此把光伏电能通过氢能方式存储起来值得深入研究。

（2）光伏发电制氢技术相对成熟，工艺操作运行简捷，制氢规模不受太阳能资源限制。

（3）太阳能是一种最为干净且安全的可再生能源，每年约有130万亿吨当量煤的太阳能辐照到地表，不受地域局限，利用便捷。

1.2.1  光伏发电制氢国内外进展

2013年我国出台光伏补贴政策，推动光伏电站建设快速发展，企业及各科研院所逐步提出并实施光伏制氢的研究计划。2019年12月，中国科学院李灿院士团队在兰州新区开启了液态燃料示范研究项目。这一项目利用太阳能发电制氢的氢气与CO ₂ 反应生成甲醇，系统配备10MW装机容量的光伏发电模块和两台1000m ³ /h功率的电解槽模块。2020年，宁夏宝丰能源集团开始实施“光伏电站-光伏制氢-加氢站”一体化建设的宏伟蓝图，预计可实现1.6亿标方/年的氢能产量，由此每年节省约25.4万吨的煤炭消耗，约合每年减少44.5万吨CO ₂ 的减碳效果令人瞩目。2020年11月，甘肃省与中国科学院大连化学物理研究所等合作的“光伏制氢+耦合煤制百万吨甲醇”项目，规模化利用清洁的可再生能源发电制氢，并与传统煤制甲醇技术相结合来达到煤制甲醇零碳排放的目的。

在国际市场上，光伏制氢已经开始落地。最著名的当属日本的福岛氢能源研究（FH2R）基地，2020年2月底试运营了全球最大的10MW级光伏制氢装置，电解槽的产氢能力为1200m ³ /h。2019年12月，法国宣布配备太阳能电池板和光伏制氢驱动系统的氢能源公共汽车在法国启用。澳大利亚在产业化发展清洁可持续能源制氢方面取得阶段性突破，其BOC氢能生产案例搭载了220kW电解装置和100kW光伏板。

在全球各国积极发展布局光伏产业的同时，各国研究人员正在从事大量的光伏制氢基础研究来提高产业成熟度。刘金亚等设计的独立光伏制氢系统比传统电解水制氢系统的功率损失小、经济性高，光电的转化率为17.5%，99.18%的电流效率促使电解制氢系统高效运行。

针对东北严重的光伏发电限电现象，出现大量剩余电力的问题，Song等提出了一种利用多余的电能生产氢气的混合能源系统。它将太阳能、制氢系统和冷热电联供（CCHP）系统结合起来，实现制冷、制热、发电和制氢的多重功能。该系统为中国辽宁省大连市的三座公共建筑供能，并通过优化获得单位能源成本最低（0.0615USD/kWh）的系统配置。

Fabielle 等利用一个与光伏电池板耦合的电化学系统，将来自太阳的能量通过装饰石材工业的残余水电解转化为氢气。研究设计了一种以丙烯酸和304不锈钢为电极的圆柱形制氢电解槽，在测试残渣中，常规花岗岩电解液的累积产氢效果较好，实验2h后达到329mL。氢能储存取代了传统电池和光伏电池板的使用，而电池板与电化学系统耦合，使用替代电解质（主要是污染物）可实现环境净化。

Dahbi等在Matlab/Simulink环境下建立了光伏电解系统的完整模型。仿真结果表明，采用具有最大功率点跟踪（MPPT）控制的DC/DC降压变换器，可以使光伏发电机和电解之间有更好的适应性。研究还表明，通过控制电解过程中注入的水流量，可以获得最佳的制氢效果。这两种控制（MPPT和水流）实现了光伏电解系统的最佳性能，从而实现了最大限度地产氢。

1.2.2  光伏制氢案例

地球表面太阳能的辐照强度通常在300~1000W/m ² 范围内，Wang等还模拟了该新型系统在普通辐照强度下的热力学性能，如图8所示。当辐照强度增大时，水蒸汽出口温度升高，导致较大的热损失（主要通过辐射和对流），从而降低第一定律热力学效率。然而，高温蒸汽的热 很大，因此 效率可能有一个最佳值，第一定律热力学效率和 效率分别高达77.05%和55.99%。由于收集的太阳能越多，产生的电量越大太阳能制氢效率（STH效率）越高，电解效率也会随着电解温度的升高而升高，因此STH效率可达到最大值为29.61%。

研究者从多个影响因素角度考察了新型光伏制氢系统的热力学效率，该系统将光伏电池组件和PETE组件的集成首次用于集成太阳能-电力转换，通过余热回收，使光伏电池在相对较低的运行温度下也可以更高效，并且可以产生更多的电力用于制氢。且新系统的第一定律热力学效率、太阳 效率和太阳能制氢效率（STH效率）分别达到77.05%、55.99%和29.61%，该新系统的新颖思路值得从事光伏制氢研究人员的借鉴思考，有望为方便高效的太阳能制氢研究和应用提供理论依据。

1.2.3  光伏发电制氢存在的问题及建议

我国的光伏制氢产业发展速度在全球处于领先地位，但目前仍受到技术的限制，存在以下问题。

（1）光伏发电自身电力不稳定，稳定完善的配套电网是加速产业快速发展的关键，采用间接或直接耦合电解水制氢还需要综合评价。

（2）我国光伏制氢核心技术均来源于国外，对未来光伏产业的发展带来严重挑战。表1为我国商业用电、大工业用电和光伏发电制氢的成本对比，可见光伏发电制氢成本仍不具经济竞争性，中国科学院李灿院士指出通过催化剂可将制氢能耗降至4~4.2kWh/m ³ ，若采用0.25CNY/kWh的光伏电价，则光伏制氢成本为1~1.05CNY/m ³ ，由此可见，光伏度电成本还有很大的降低空间。

（3）我国西北部存在大量弃光，但受区域限电的影响，国内光伏产业主要布局在中部和东部地区，区域分布不均制约氢能产业发展的快速推进。

若能在以下层面实现质的飞跃，光伏制氢规模化应用将触手可及：

（1）光伏电力平价应用是根本，如表1和表2所示，我国光伏发电制氢要想占据优势地位仍有很大的降低成本空间，低成本有助于加速发展光伏发电制氢产业，可从光照资源丰富地区做规模示范。

（2）着重开展光伏制氢关键技术研究，自主研发核心技术，摆脱对国外的依赖。

（3）分析现有示范项目，可从小规模光伏发电制氢项目着手，合理设计布局，考察未来扩大规模以满足氢能需求量增加的可能性。

1.3.1  水电制氢发展现状

我国拥有世界上最大的水电资源蕴藏与可开发量，其中理论蕴藏量为6.76亿千瓦，在当前技术水平条件下，可开发利用的水力资源量为3.78亿千瓦，相当于207亿吨标准煤，且多年平均发电量为1.92万亿千瓦时，占全球可开发水力资源总量的16.7%。

我国第一座水力发电站龙坝水电站于1908年筹建，1912年两台240kW水轮发电机完成安装并开始发电，扩建后于1958年达到600kW装机容量。目前，我国形成了金沙江、大渡河、乌江、黄河上游等大型水电基站，占全国装机容量的60%，这些水电基站汇聚了三峡、葛洲坝、二滩、龙羊峡等一大批国家重点工程项目，有效利用了大量的“弃水”。据报道，2013年云南弃水电达到240亿千瓦时，四川省水电资源富裕期产生的电量达100亿千瓦时以上，粗略统计全国有数百亿千瓦时的水电没有利用。杨阳等进行了四川省沙坪二级水电站弃能利用的研究，结果表明，在500km液体氢气输送长度和3.5CNY/m ³ 氢气价格的条件下，最终获得的制氢系统最佳效果为：70.54%弃电利用率，产氢2.09×10 ⁷ m ³ ，以及1.99亿元的全生命周期净现值。

欧洲已经有一些利用水电进行绿色制氢的项目正在进行。其中一个示范电厂位于哥斯根水电站，其产能为2MW，是瑞士最大的绿色氢气生产厂，用于无排放重型货物运输的商业用途。该工厂每年可生产300t绿色氢气，从而确保每年40~50辆燃料电池电动卡车或1700辆燃料电池乘用车的消耗。瑞士阿劳也有类似的绿色氢气生产设施，绿色氢气计划用作车辆燃料，电解厂提供足够的氢气供大约170辆燃料电池汽车的年消耗。在冰岛，将在Reykjavík附近的16 MW Ljósifoss水电站修建一座绿色制氢设施，该设施用以满足10MW的最大产量。在满负荷情况下，该电站将产生足够的绿色氢气，为雷克雅未克地区的整个公共交通车提供动力。Jovan等在斯洛文尼亚水电站案例研究中估算绿色氢气生产的经济问题及其使用的可能性，清洁制氢生产价格为3.86EUR/kg，目前氢气的价格约为10EUR/kg，任何高于3.86EUR/kg的氢气销售价格都可能为该研究案例带来额外的利润。加拿大、意大利、厄瓜多尔和德国等都进行了水电制氢潜力、经济性和适用性的研究。

1.3.2  水电制氢产业的推进策略

基于可再生能源电解水制绿色氢能的新策略，显示出非常可喜的环境优势与发展前景。与传统的化石燃料制氢技术相比，可再生绿色氢能技术具有许多优势。

首先，每年废弃的风光水力资源可以产出数量庞大的电能，若将这些弃电引入电解制氢系统，既为可再生能源发电运行提供了可行思路，又创新推动了低碳氢能经济的发展。其次，保证电解装置长周期稳定运行的必要条件是低成本的电力，这样才有廉价氢气生产的可能性，而随着风力和光伏发电成本的逐年降低，风电和光伏发电能以低廉的价格与电网电力进行氢能行业用电的竞争。最后，基于成本和环保的角度考虑，低价、工业化应用是氢能领域的美好愿景，同时也是积极响应全球低碳工业发展的重要策略。

新能源产业低碳、经济可行、高效发展需要绿色可持续电力制氢的助力，但在在大规模工业化方面仍然需要解决以下困难。

（1）可再生能源发电长周期稳定运行问题。间歇不稳定的风能、光伏发电主要受到天气因素的影响，大规模稳定并入电网并充分利用是可持续能源电力制氢亟待解决的问题。

（2）可再生能源电力制氢成本较高的问题。通过近几年可再生能源发电制氢技术攻关与规模化示范项目的开展，制氢成本逐年降低，但与化石燃料制氢相比仍不具有优势（表3），经济的制氢过程才能有效扩大氢能产业来消化丰富的可再生能源。

（3）可再生能源电力并网及输送问题。我国西部地区拥有丰富的可再生资源，而经济发达的东南沿海地区消耗大量电力，电网负荷过大，西电东用可有效解决这一矛盾。但大容量的氢气存储与远距离输送在技术与设备安全方面要求极高，是首要解决的问题之一。

由上述计算可知，对于碱性电解制氢，若采用光伏发电，且制氢能耗为53.76 kWh/kg H ₂ ，则计算得到其LCOH为35.18CNY/kg H ₂ ，若电价能降低到商业用电价格，且制氢能耗降低到43.76 kWh/kg H ₂ 时，其LCOH为18.61CNY/kg H ₂ ，降低了47.10%，此时的光伏制氢价格可与化石燃料制氢进行竞争，因此降低光伏制氢的电价和制氢能耗是提高其竞争优势的强有力因素。

同样，采用表4的基本参数，但寿命范围为（8~13年），考察制氢设备的寿命对于采用光伏制氢的LCOH的影响，如图10所示。

全球能源需求正在迅速上升以维持其经济增长和发展，尤其是发展中国家。但能源资源正面临压力，目前能源消耗产生的二氧化碳排放已经威胁到气候。丰富清洁的可再生能源让研究者认识到太阳能、风能等在低碳经济和使地区摆脱能源匮乏方面发挥的至关重要的作用。全球可再生能源的价格在迅速下降，但部署数量还不够，通过加快对可再生能源的投资，建立公共和私营部门之间的更多合作，以及更多数据来识别挑战和机遇，这种新的合作伙伴关系将有助于遏制使地球变暖的碳排放，同时还能刺激经济增长、创造就业机会并降低公众成本。

在国际太阳能联盟（ISA）成员国扩大太阳能发电规模后发现，75个欠发达ISA国家的电力需求预计在未来30年内增加三倍，而公用事业规模太阳能发电的成本预计在未来五年内将下降近20%。这表明太阳能是为全球一半以上人口增加新发电能力的最经济可行的解决方案。但为了利用好太阳能的优势，帮助人们摆脱能源贫困，推动向低碳经济的转型，需要动员数万亿美元的私人投资，并建立正确的政策框架。如图11所示，全球可再生能源投资迅速增长，2020年光伏投入增长占据了能源转型投资的较大份额，在当前发展前景推动下，2021年全球光伏装机容量高达194GW，在全球经济放缓的大背景下，太阳能投资仍出现了同比增长达12%的可观数字。2020年，全世界范围内形成的能源系统减碳新目标促使约5000亿美元的资金投入到可持续清洁能源研发项目计划中。如图12所示，尽管中国和美国成熟的市场在可再生能源投资中占据了最大份额，但德国、英国、法国、荷兰、西班牙等欧洲国家也为2020年能源转型资金的增长贡献了一己之力。欧洲2020年可再生能源投资相比于2019年增长了67%。同时，预计到2050年，清洁电力占减排量的61%。其中，风电占38%，太阳能占21%，采用碳捕集技术的占21%，其他零排放电力，包括水电和常规核能项目，占另外21%。