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因此，采用该路径制备的氢能被称为 “灰色氢能” 。如果能够将上述氢能生产方法中所产生的二氧化碳进行补集、利用和封存（Carbon Capture and Utilization or Storage, CCUS），则能够间接达成 “碳中和” 的目标，从而获得 “蓝色氢能” 。
然而，“蓝色氢能” 不可再生，生产成本与 “灰色氢能” 相比仍然较高，制备系统成熟度较低，距大规模应用还有一定的距离 。从环境与资源利用效率的角度来看，以上制氢方法均不是清洁高效的选择 。
因此，通过零污染、低成本、可持续的方式制取 “绿色氢能” 是未来能源发展的重点 [6] 。
制取 “绿色氢能” 的方法主要有生物质制氢、光催化分解水制氢、电催化分解水制氢等 [7] 。其中，电解水制氢技术具有悠久的历史，是相对成熟的制氢方法 。
近年来，新能源发电技术（如太阳能发电、风力发电、水力发电等）得到了快速地发展，促使可再生电能的成本不断下降，这使得利用可再生电能进行大规模电解水生产氢能成为可能 [8] 。
可再生电能解水过程基本不会耗费化石能源或产生温室气体，能够满足 “碳中和” 系统的要求 。
另一方面，可再生电能解水制氢技术能够克服光电、风电等可再生电能由于昼夜、气候、区域等因素带来的间歇性、随机性、不均衡性的缺点，可有效利用难以并网的可再生电能，分布式地生产 “绿色氢能”[9] 。
伴随技术的发展，世界上可再生电能解水制氢示范项目的数量和电解槽容量不断增加，电解槽总容量从 2010 年的不足 1 兆瓦增加到 2019 年的 25 兆瓦以上 。
同时，项目规模也逐步加大，在 2010 年前后，多数项目的容量均低于 0.5 兆瓦，而在 2017—2019 年间，项目规模可达 6 兆瓦 [10] 。
可再生电能解水制氢技术在近年来更是得到了长足的发展 。2020 年 3 月，日本福岛的 FH2R 项目正式投入运行，该项目将 20 兆瓦的太阳能发电站与 10 兆瓦的电解水装置耦合，每小时可生产 1 200 标方氢气 [11] 。
加拿大法液空公司也正在建造容量高达 20 兆瓦的 “绿色氢能” 工厂 。除此之外，多国也宣布将在十年内建成数百兆瓦的可再生电能解水制氢项目 [12] 。
中国一直致力于推动传统能源向低碳清洁能源的转型，在太阳能发电与风能发电领域的年增长量与装机量均已跃升至世界第一，在新能源领域具有丰富的研发与产业基础 。
习总书记庄严承诺中国将在 2060 年前实现 “碳中和”，国家相关部委也相继出台氢能相关政策及发展纲要，大力推动氢能产业的发展，促进了 “绿色氢能” 项目的落地 。
2019 年 7 月，山西省榆社县政府与合肥阳光新能源科技有限公司共同计划建设 300 兆瓦的光伏发电站与 50 兆瓦的制氢综合示范项目 [13] 。
2020 年 4 月，宁夏宝丰能源集团的太阳能电解制氢储能及综合应用示范项目开工建设，预计建成后合计年产氢气 1.6 亿标方，每年可减少煤炭资源消耗 25.4 万吨，减少二氧化碳排放约 44.5 万吨 [14] 。
中国在 “绿色氢能” 应用领域也走在世界的前沿 。基于李灿院士团队技术的 “液态太阳燃料合成示范项目” 采用总功率为 10 兆瓦的光伏发电站配套电解水制氢工艺，所生产的 “绿色氢能” 用于二氧化碳加氢合成甲醇，实现了 “液态太阳燃料” 的生产 [15] 。
“绿色氢能” 技术为解决能源与环境问题勾画出了美好蓝图，但其未来发展仍面临诸多挑战 。学界与业界可以从 “绿色氢能” 的制取、储运、使用以及配套基础建设等方面出发，为实现 “绿色氢能” 技术的大规模应用打下理论与应用基础 。
首先，应开发高性能制氢系统，降低制氢成本 。以可再生电能解水制氢系统为例，可以基于对催化活性中心作用机制与调控规律的认识，在进一步提升催化剂性能的同时，降低催化剂中贵金属用量或其价格，使得 “绿色氢能” 的成本更具有竞争力 。
与此同时，可以通过强化可再生能源转化系统与产氢系统之间的耦合与匹配，达到提高能源综合利用效率的目的 。其次，应研发高效储氢新材料和储氢新技术 。一方面，从理论的角度进一步明确化学储氢机理，并以此为基础设计高效储氢材料；另一方面，提升液化储氢技术，以终端使用为导向开发物理储氢新技术 。
再次，应继续发展以燃料电池技术为代表的氢能使用方法 。以较为成熟的质子交换膜燃料电池为例，应基于对应用场景（如交通运输、固定式发电等）特定需求的理解，优化电池结构和催化剂设计，以满足对功率密度和耐久度的要求 。

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