推动循环经济的电化学能源转型技术——综述

《JOURNAL OF POWER SOURCES》：Electrochemical energy transition technologies in advancing circular economy - a review

　　

• 现代电化学技术推动循环驱动型清洁能源转型。
• 绿氢、氨和甲醇使高耗能行业脱碳。
• 电化学储能支持可再生能源整合与电网稳定。
• 电化学技术直接支持循环经济短循环：拒绝、重新思考、减少。

## 1. 引言

全球对化石燃料的依赖导致该行业成为气候变化最大的贡献者，原因是温室气体（GHGs）的排放[1]。化石燃料占全球温室气体排放的75%以上[2]。因此，向更清洁、可再生能源转型至关重要，这也将有助于建立能源安全和可持续能源体系[3]。这一范式转变已于2019年底开始，当时可再生能源占全球发电量的约27%[4]。其中，约11%来自非水可再生能源，包括风能、太阳能光伏（PV）、生物能及其他可再生能源技术。然而，可再生能源转型不应被理解为与有限的矿产资源无关[5]。太阳能光伏组件、风力涡轮机、电解槽、电池和电动汽车都需要关键原材料，包括锂、镍、钴、石墨、铜和稀土元素，这些材料主要通过采矿获得。此外，硒（Se）、铟（In）、镉（Cd）和碲（Te）等微量元素通常作为基础金属开采的副产品回收，而非来自其主要经济矿物的矿床[6]。因此，这些材料在人类时间尺度上实际上是不可再生的。因此，尽管阳光和风的能量是可再生的，但用于转换、储存和分配这些能量的设备本身并非可再生的，需要资源效率、耐用性设计、再利用和高质量回收策略。尽管如此，可再生能源部门每年需要至少增长16.4%，才能在2030年将可再生能源使用量增加两倍[7]。然而，这一能源转型对于通过联合国的可持续发展目标（SDGs）实现环境可持续性至关重要，特别关注SDG 7（可负担和清洁能源）和SDG 13（气候行动）[8,9]。

电化学能源转型指的是采用并扩展利用电化学反应进行能源生产、储存和转换的技术，在通过脱碳推进可持续性方面发挥着重要作用[10]。这可以通过多种方式实现，例如使用电池、化学能量载体（如绿氢）[11]。电化学能源转型技术（EETTs）对能源转型至关重要，通过解决太阳能、风能等来源的间歇性问题，提供高效和灵活的储能。EETTs包括电池、燃料电池和电解槽等设备[12]。EETTs通过储能和清洁电力生产促进可持续性。

高级电池，如锂离子电池、液流电池、钠离子电池，可实现可再生能源的高效储存和管理，提高电网可靠性[13]。类似地，燃料电池将H?和O?转化为电力，同时产生H?O作为反应产物，使其成为可持续交通和固定电源应用的重要系统[13]。循环经济（CE）概念作为可持续发展理念，由向可再生能源和可持续材料的转变驱动，通过商业、社会和环境的广泛受益提供了稳健的框架[14]。循环经济的核心在于最小化废物，同时最大化资源效率，而EETTs可以在推动能源领域的这一转型中发挥关键作用[15,16]。

在循环经济的原则中，EETTs主要通过两种方式为减少废物和污染做出贡献：(i) 通过提供储能和转换技术来减少化石燃料依赖，从而降低温室气体排放；(ii) 通过实现更清洁的合成路径，如绿色燃料（如H?、NH?）的生产，避免碳密集型过程。此外，EETTs实现了大规模储能，增强了间歇性可再生能源的可靠性，减少了对开采型能源系统的依赖，从而促进自然生态系统的再生。因此，EETTs具有双重作用：既推动脱碳，又作为循环经济原则的关键推动者。

R层级（或R阶梯）是理解循环经济内资源使用和废物管理的一个实用框架[17]。它概述了十个策略，根据其代表的废物循环长度分为三组，即短循环、中循环和长循环。考虑到EETTs是循环经济的推动者，其最大影响在于R层级的短循环中，即拒绝（Refuse）、重新思考（Rethink）和减少（Reduce）（图1a）。在"拒绝"层面，EETTs作为对化石燃料基、碳密集型过程的替代，避免了开采和污染路径。在"重新思考"层面，EETTs支持从传统集中式电网向包含储能解决方案和绿色燃料生产的去中心化、模块化能源系统转变，使能源系统更具韧性和可持续性。最后，在"减少"层面，EETTs促进使用丰富、低毒性的材料，如Na、Zn、有机电极，这有助于降低对稀缺和关键原材料的依赖，同时保持性能[18]。因此，在图1a中，EETTs与R层级的循环进行了映射。

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**图1.** (a) R阶梯的映射，其十个策略分为短循环（拒绝、重新思考、减少）、中循环（重用、修理、翻新、再制造、再用途）和长循环（回收、再生），以及电化学能源系统（此处"再用途"指将组件用于与原设计不同的功能，如电池二次利用，"再生"指末端循环的能量/材料回收，包括矿物勘探和报废资源再加工），(b) 氢在不同行业中的使用以及绿氢如何促进循环经济，(c) 利用电解槽通过改良Haber-Bosch过程合成绿氨[19]。经参考文献[19]许可转载。版权所有 ? 2022，美国化学学会。（图例中的颜色参考，请参阅本文的网络版本。）

在本综述中，EETTs被呈现为循环经济的关键推动者。这一整合可以通过三个互补维度来理解：(i) 通过跨越R层级的整合实现系统级循环性，从可持续材料采购和技术设计到报废回收和再生；(ii) 通过短R循环从源头消除废物和污染，包括拒绝、重新思考和减少；(iii) 通过资源回收、材料再生和减少环境影响来再生自然系统。

本讨论强调了EETTs如何支持循环经济实践在能源转型系统中的整合，特别关注两个关键领域：绿色燃料生产和电化学储能。在绿色燃料生产的背景下，我们强调电化学生成的燃料，特别是作为可持续原料和工业过程脱碳的绿氢。对于储能，讨论聚焦于电池和超级电容器系统在推进可持续能源转型中的作用。此外，本文提出了一个框架，将R层级的短循环与EETTs联系起来，以推进循环经济原则。

## 2. 绿色燃料生产

绿色燃料作为可再生原料，用于生产化学品和燃料，替代化石基资源，从而促进循环经济。全球化工行业每年生产约1.5 Gt的二氧化碳（GtCO?），约占工业CO?排放量的18%[20]，其中约一半排放来自通过还原反应生产H?、NH?、甲醇、H?O?和其他化学品[21]。氢是有前途的传统化石燃料替代品之一，具有更小的碳足迹和高质量能量密度（143 M J kg?1）[22]。氢能完整产业链包括氢生产、储存、运输和终端使用[23]。众所周知，氢在许多行业中用作还原剂。全球大部分氢生产依赖天然气通过蒸汽甲烷重整（SMR）工艺（占全球氢产量的48%）或煤炭通过气化工艺（占全球氢产量的18%）[24]。然而，通过可再生电力驱动的电解水直接生产氢，为将绿色能源整合到这些行业提供了途径。绿氢主要通过电解槽中的电化学水分解产生，由风能、太阳能或水能等可再生能源驱动，实现净零排放[24]。主要使用三种类型的电解槽，根据电解质的不同分为：质子交换膜水电解（PEMWE）、固体氧化物水电解（SOWE或SOE）和碱性水电解（AWE）。AWE是最常见和商业化程度最高的绿氢生产电解技术，因其高技术就绪水平（TRL 8-9）和低资本支出（CAPEX）。表1比较了三种电解槽的技术特征。

**表1. 质子交换膜水电解（PEMWE）、固体氧化物水电解（SOWE）和碱性水电解（AWE）技术特征的比较**[19]。LHV = 低位热值，YSZ = 氧化钇稳定氧化锆。

| 特征 | PEMWE | SOWE（或SOE） | AWE |
|------|-------|--------------|------|
| 电解质 | 质子交换膜（固体聚合物，如Nafion） | 固体氧化物陶瓷（如YSZ） | 水溶液碱性溶液（KOH/NaOH） |
| 工作温度（°C） | 50-80 | 600-850 | 60-90 |
| 电流密度（A cm?2） | 高（1-2） | 极高（>2） | 中等（0.2-0.6） |
| 系统效率 | 60-70%（LHV） | 80-90%（含热集成） | 55-65%（LHV） |
| 响应时间 | 快，适合可再生能源动态运行 | 慢，负载灵活性有限 | 慢至中等 |
| 电极/材料 | 贵金属（Pt、Ir、Ru） | 陶瓷氧化物（Ni-YSZ、钙钛矿） | 非贵金属（Ni、Fe） |
| 耐久性 | 20,000–40,000 h | <20,000 h（仍在开发中） | 60,000–90,000 h |
| 系统成本 | 高（膜+贵金属） | 极高（陶瓷、高温运行） | 低（成熟、材料成本较低） |
| 成熟度（TRL） | 8 | 5 | 9 |

**表2. 钢铁行业脱碳技术比较**[[25], [26], [27]]。

| 领域 | 主要技术 | CO?减排潜力 | TRL | 成本影响 | 关键挑战 |
|------|---------|------------|-----|---------|---------|
| 煤/焦炭基 | BF-BOF（氢注入）、生物质、Tecnored、HIsmelt、HIsarna、COREX、FINEX、MXCOL | 20-30%（无CCS）；最高80%（有CCS/生物质） | 8-9 | 与BF相当，但CCS/生物质增加OPEX | BF中氢替代有限（<30%）、生物质供应、CCS成本 |
| 气体基含氢 | DRI-EAF（MIDREX、HYL/Energiron、HYBRIT、Circored、FINMET） | 最高90-95%（使用可再生氢和电力时） | 6-8 | 目前比BF高20-30%；随氢价下降可能降低 | 可再生氢供应与成本、钢铁碳平衡、矿石质量 |
| 等离子体与电解 | HPSR（氢等离子体熔炼）、AIE（碱性铁电解）、MOE（熔融氧化物电解） | >95%（使用可再生能源时） | <6 | 极高（能耗大、电解槽/等离子体昂贵） | 可扩展性、高能耗、低TRL、CAPEX |

通过利用可再生能源驱动的电解产生的绿氢作为碳中和原料和还原剂，行业可以大幅降低碳排放。在循环经济框架中，绿氢在脱碳方面发挥重要作用[28]。绿氢的生产和利用以多种方式支持循环经济，如图1b所示[29,30]。

### 2.1. 化学品生产的可持续原料

氨（NH?）是化肥工业中使用的基本化学品，支持全球农业。除化肥外，氨也是硝酸的前体，进而也是火药和炸药的前体。在第一次世界大战之前，智利硝酸钠（"硝石"）矿床是氮的主要来源，英国海军封锁这些供应是弗里茨·哈伯（Fritz Haber）和卡尔·博施（Carl Bosch）在德国扩大工业氨生产的关键战略动力，由此产生了至今仍在使用中的Haber-Bosch过程[31]。氨也是一种潜在燃料，由于其约17.6 wt%的质量氢含量和约10.7 kg H?/100 L的体积氢能量密度，越来越被用作氢载体[32]。传统上，氨通过Haber-Bosch过程生产，该过程使用源自SMR过程的氢，实现约1.8%的全球CO?排放[33]。因此，用可再生能源驱动的电解水替代SMR过程可以帮助NH?生产脱碳。绿氢可以与通过空气分离单元（ASU）从空气中提取的氮结合，在铁基催化剂的作用下生产零直接碳排放的氨（图1c）[34]。合成气被调整为所需的H?/N?比例用于NH?生产。在进入氨转化器之前，其压力和温度通过压缩机和预热器提高。在转化器中，NH?的形成受化学平衡限制，因此未反应的气体被循环以提高总转化率。采用制冷循环将氨从循环流中分离[35]。因此，通过该路线生产的NH?被视为零碳排放的清洁技术。

Lee等人对NH?生产进行了技术经济分析，考察了使用太阳能光伏驱动的PEMWE、SOWE和AWE进行H?生产[19]。进行了生命周期评估（LCA）以评估以CO?排放为衡量的环境影响（图2a）。CO?排放范围为：AWE为每公斤氨0.83-0.93 CO?-eq.，PEMWE为0.82-0.99 CO?-eq.，SOWE为0.69-0.72 CO?-eq.。

平均而言，这些数值分别比传统哈伯-博施法低2.46倍、2.42倍和3.07倍，反映了从最坏情况到最好情况的效率变化（图2b）。排放数据以每千克氨产量为单位报告。各贡献部分分为从空气中分离N?（橙色）、通过水电解制氢且不含发电或蒸汽重整的排放（绿色）、用于哈伯-博施合成回路的电力（紫色），以及水电解的电力消耗（黄色）。制氢的电力需求（千瓦时/千克）随电解系统效率变化而变化。因此，最坏情况（红色点，点A）的CO?排放量高于最好情况（蓝色点，点B）[19]。

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图2. 不同生产路径的氨合成CO?排放分解，(a) 使用碱性水电解（AWE）、质子交换膜水电解（PEMWE）和固体氧化物电解（SOE）的改进哈伯-博施法以及传统哈伯-博施法，(b) AWE、PEMWE和SOE [19]。经许可转载，参考文献[19]。版权所有@2022，美国化学学会。

SOE由于能量需求较低而表现出最低的排放量，其次是AWE和PEMWE。这些结果表明，所有基于电解的绿色氨路线都比传统的蒸汽重整哈伯-博施法（每千克氨排放2.17 CO?当量）更具可持续性。然而，用于绿色氨生产的固体氧化物水电解技术仍处于低技术成熟度阶段。通过使用电解产生的绿色氢生产绿色氨，已被西门子公司、OCP集团、空气化工产品公司、Fertiberia和蒂森克虏伯等多家公司商业化 [36,37]。绿色氢也可通过光电化学水分解生产。Bicer等人对利用光电化学产生氢气在环境熔融盐中结合纳米Fe?O?催化剂进行电化学氨合成进行了生命周期评估，其中氮气由空气分离装置提供 [38]。该研究报告指出，基于集中光光电化学的电化学合成路线每千克氨排放约1.09 kg CO?当量。这些发现表明，太阳能驱动的电化学氨合成可显著降低环境影响，与传统的蒸汽重整工艺相比减排近50%。考虑到商业氨厂通常每千克氨排放2-2.5 kg CO?当量，基于光电化学的电化学生产可将排放降至接近每千克氨1 kg CO?当量 [38]。通过采用绿色氢生产方法，绿色氨生产每年可减少高达8.3亿吨CO?排放 [39,40]。此外，氨的氢含量高（17.6 wt%），使其成为能源存储和运输的高效氢载体 [41]，这支持了绿色氢作为海事和电力行业潜在燃料的应用，推动脱碳能源系统发展。

正如Olah等人以及Bertau等人所提出的，甲醇作为化石燃料在航运和航空运输中的潜在替代品，同时也是化学制造的关键原料 [42,43]。传统甲醇生产涉及使用合成气（费托合成过程）将一氧化碳和氢气合成为甲醇 [44]。全球70-80%的甲醇生产依赖天然气，以煤炭为次要来源 [45]。这些方法能耗高，需要大量能量用于合成气的生产和压缩，并且排放大量CO?，尤其是在基于煤炭的工艺中。Adan等人对不同功率转甲醇合成路径（约1100吨/天）进行了技术经济分析比较（图3a）[46]。

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图3. (a) Adan等人分析的三种新兴功率转甲醇路径以及传统化石基路线示意图，(b) 路线I、(c) 路线II、(d) 路线III和(e) 路线IV在最优化条件下的摇篮到大门生命周期评估 [46]。经许可转载，参考文献[46]。版权所有@2020，Elsevier Ltd.

他们比较了四种甲醇生产路线：(i) 通过天然气重整的传统路线（路线I），(ii) 水电解结合甲醇生产的两步法（路线II），(iii) 包括水电解、CO?电解和甲醇生产的三步法（路线III），以及(iv) 涉及CO?电解用于甲醇生产的一步法（路线IV）。图3b-e展示了所有路线在乐观情景下的摇篮到大门生命周期评估。路线I具有最高的净正CO?排放量，为654 g CO?当量/千克甲醇（图3b），即使使用低碳电力也是如此。路线II（图3c）、路线III（图3d）和路线IV（图3e）在使用风能、核能等低碳电力来源时表现出净负CO?排放。净CO?减排范围为每千克甲醇47至590 g CO?当量。路线II和路线III表现出更高的净CO?减排潜力（分别为195-206千吨/年和186-100千吨/年），而路线I为173-188千吨/年。此外，功率转甲醇方法利用直接空气捕获技术从大气中捕获CO?，并使用水电解产生的H?，在Cu/ZnO/Al?O?催化剂上反应生成甲醇 [47]。这种电化学甲醇（e-甲醇）路径更具水效率，每生产一吨甲醇电解仅需27吨水，而传统生产需要90吨水 [47]。然而，甲醇碳捕集利用厂在财务上尚不可行。2022年10月，一家年产能为11万吨的开创性商业工厂在中国河南省安阳开始生产由大气CO?转化的甲醇，采用碳回收国际公司的排放转化液体技术 [25]。该工厂使用排放转化液体技术，由碳回收国际公司开发，最初在冰岛示范 [48]。2012年，这家冰岛公司成为首家实施功率转甲醇生产的企业。此外，"Project Air"项目以及安特卫普的设施正在开发中，分别目标在2026年和2022年实现运营 [49,50]。使用绿色氢和通过直接空气捕获技术捕获的CO?生产甲醇的技术成熟度低于传统的甲醇合成工艺，后者处于技术成熟度等级7 [46]。

2.2 工业过程的脱碳

钢铁、水泥、玻璃和石化炼油等行业约占全球CO?排放量的30%，这些行业大量依赖化石燃料用于高温加热、化学反应或还原剂 [51]。绿色氢为这些行业提供了可持续原料的替代方案。传统炼钢使用冶金煤，采用高炉-转炉（BF-BOF）技术，这是一种高碳排放技术 [52]。有许多新兴低碳钢铁制造技术，特别关注氢集成工艺。这些技术可分为三大类：基于煤和焦炭的技术选项、含氢的气体基选项，以及等离子体和解电解基炼铁和炼钢路线 [53]。这些类别中的技术在图4a中进行了总结。

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图4. (a) 氢在钢铁行业中的集成技术 [53]，以及(b) 炼钢路线及其在特定能耗和CO?排放方面的比较 [52]。第二列汇集了近期的气体/氢基直接还原路线（例如MIDREX、HYL/Energiron、HYBRIT），第三列汇集了长期、低技术成熟度的等离子体和解电解基路线（例如氢等离子体熔炼还原、熔盐电解）；两者均通过氢实现钢铁脱碳，但在技术成熟度和还原剂路径方面有所不同，详见表2。

主要的煤和焦炭基技术选项旨在改进或替代传统高炉-转炉（BF-BOF）路线。这些替代方案可实现20-30%的减排，但它们仍然严重依赖碳，通常需要碳捕集与封存（CCS）或生物质集成才能实现更高效率 [54]。含氢的气体基选项聚焦于直接还原铁（DRI）结合电弧炉（EAF），使用天然气、合成气或氢作为还原剂。在所有脱碳路径中，基于氢的DRI-EAF是目前最先进的近期解决方案，技术成熟度等级为6-8，并有全球范围内的试点和示范项目支持。新的钢铁制造技术使用直接还原铁（DRI），其中转炉被电弧炉（EAF）替代，后者可部分由可再生能源支持 [26,55]。此外，在二次钢铁生产中，废钢可在电弧炉中回收和重熔，减少对直接还原铁中使用新铁的需求。在直接还原铁中，还原性气体混合物与铁矿石反应，消除氧气并生产金属铁及CO?和H?O等产品。氢具有优异的运动特性，可实现铁矿石的完全氧化，即铁的冶金化率>90% [27]。天然气（NG）通常经重整产生还原性气体H?+CO（合成气），用于直接还原铁（DRI-NG）[56]。然而，从热力学角度看，DRI-NG是吸热反应。另一种使用氢的创新方法是利用电解器生产氢 [57]。从CO?排放角度看，总体排放有所减少，但电力消耗将增加。电解过程中的电力消耗通过使用光伏（PV）等可再生能源可以降低 [58]。所有可能的炼钢技术路线及其特定能耗和CO?排放的比较见图4b。等离子体和解电解基炼铁和炼钢路线代表了长期的创新非碳替代方案 [59]。这些技术有可能颠覆传统钢铁生产，实现超过95%的CO?减排，但它们仍处于低技术成熟度阶段（1-2级），不太可能在2035-2050年前实现商业可行性 [60,61]。表2从CO?减排潜力和技术成熟度方面比较了钢铁脱碳技术 [53]。

水泥行业也是全球CO?排放的重要贡献者（占人为排放总量的7%）[62]。水泥生产涉及三个关键阶段：原料准备、熟料生产和水泥粉磨。这些阶段的CO?排放分为两种类型：直接排放贡献约90%，主要来自化石燃料燃烧和煅烧过程中CaCO?的分解，间接排放贡献约2-10%，主要来自电力消耗 [48]。氢被认为是窑炉中有前景的替代燃料。使用绿色氢作为燃料的氢基集成水泥生产系统，与传统燃煤方法相比可减少44%的CO?排放。此外，利用水电解的副产品——氧气，在氧燃料燃烧系统中结合碳捕集与封存，可大幅降低水泥生产中的直接和间接CO?排放。与使用天然气空气燃烧作为基线的熟料生产设施相比，这种方法可实现高达90%的减排 [63]。Williams等人研究了使用氢作为燃料替代品脱碳水泥生产的技术选项，采用氧燃料燃烧结合碳捕集与封存，并通过Aspen Plus模拟评估能源需求和CO?减排潜力 [64]。他们得出结论，氢替代降低了直接CO?排放，但由于电解增加了能源需求。他们建模了四种基于氢的配置：20%氢用于窑炉+100%氢用于煅烧炉、氧燃料（H?-a）；20%氢用于窑炉+100%氢用于煅烧炉、间接煅烧（将燃烧和煅烧气体分离）（H?-b）；类似H?-a但窑炉和煅烧炉均部分替换为氢、氧燃料（H?-c）；以及窑炉和煅烧炉均100%氢替代、氧燃料（H?-d）。脱碳潜力与天然气+空气并采用胺基CO?捕集（NG）作为参考，以及天然气+氧气（来自空气分离装置）、氧燃料燃烧、CO?分离（Oxy）进行了比较。实现的最大CO?减排约为27.6%，对应H?-d工艺中每顿熟料559 kg CO? [64]。图5a比较了所有工艺在烟气中产生的CO?量。水泥生产的深度脱碳不能仅依靠燃料切换，还需要碳捕集与封存和原料创新（例如替代性胶凝材料，减少石灰石使用）。

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图5. (a) 水泥行业各种脱碳技术烟气中每顿熟料产生的CO?（千克），以及帕累托图展示所有研究配置在(b) 2025年情景和(c) 2050年情景下总年成本（TAC）、CO?排放和特定能耗之间的关系 [65]。? 2025作者。Elsevier Ltd.出版。

玻璃制造业每年排放约9500万吨CO?，主要源于将二氧化硅、纯碱和石灰石等原料在1500-1600°C高温下熔化 [66]。绿色氢通过替代再生热式、蓄热式或氧燃料炉中的化石燃料提供了解决方案。包括熔化和精炼在内的炉窑操作可完全依靠100%氢燃烧运行，或采用30-60%氢与天然气混合的混合动力系统。

此外，在浮法玻璃生产中使用氢气作为还原剂可通过去除杂质来提高玻璃纯度，进而利用高纯度绿氢进一步改善浮法玻璃质量 [66]。Salman 等人研究了玻璃行业脱碳低排放路径的技术经济评估，重点关注平板玻璃生产 [65]。探讨的选项包括天然气（NG）空气吹烧炉（NGfur）、天然气氧燃料炉（NGOfur）、混合炉 - 结合天然气氧燃烧与部分电气化（Hybfur）、全电炉（ELfur）和氢燃料炉（H2fur）。Hybfur 整合了氧燃烧与部分电气化，与常规 NGfur 相比实现了 33% 的排放减少。全电炉（ELfur）和 H2fur 分别通过消除燃烧相关排放提供了更大的减少量，分别为 41% 和 50%。CCS 可实现 50-74% 的排放减少，尽管它增加了 5–22% 的能源需求。尽管 NGfur 目前仍是成本效益最高的选择，但在高碳价和低可再生能源价格的情景下，预计到 2050 年其总年成本（TAC）将上升 57%（图 5b 和 c）[65]。进一步在水泥和玻璃行业中结合使用氧气（氧燃烧系统中水电解的副产品）以及碳捕集与封存（CCS），可以显著降低直接和间接 CO2 排放。

使用灰氢将重原油裂解为轻质燃料的石化炼油部门也是一个碳密集型过程 [67]。绿氢可用于炼油厂的许多工艺，如加氢裂化和加氢处理、脱硫、热产生、氧燃烧以及作为合成燃料的原料 [68]。这一概念已在德国壳牌的莱茵兰炼油厂实施，其中 REFHYNE 项目将绿氢整合到位于 Wesseling 站点的运营中，用于加工和升级产品 [69]。通过整合绿氢，炼油厂可以将其碳足迹减少 20–50%，具体取决于采用程度 [52]。然而，在工业过程脱碳中使用绿氢包括许多挑战，如生产成本高、基础设施改造和扩大可再生能源供应，但政府激励和碳定价正在推动采用。表 3 总结了各部门为利用绿氢而启动的选定项目和技术。

表 3. 各行业绿氢的利用 银蛙项目 [70]；零碳亨伯 [71]；NEOM 绿氢项目 [72]；H2U 艾尔斯半岛门户 [73]；Carbon2Chem [74]；mefCO2 [75]；HYBRIT [76]。工业部门技术与项目（含开发商及地点）特殊特性参考文献。
石化炼油银蛙项目，包括 Hydrogenics Europe（水电解）、Meyer Burger（太阳能组件生产）、Ecosolifer（太阳能组件和电池生产）以及 European Energy（项目开发），生产地点位于意大利。
• 可再生能源制氢高达 80 万吨/年并传输
• 启动日期 2030 年，配备 10 GW 太阳能和 5 GW 风力发电厂，10 GW 水电解槽；
• 旨在每年减少约 800 万吨 CO2 排放并创造 6000 个工作岗位 [70]
零碳亨伯伙伴关系（Drax Humber Cluster）、Drax Group、Equinor、NationalGrid Ventures；英国亨伯郡
• 利用氢气和 CCUS 针对多个难以脱碳部门进行完整的工业生态开发。
• 旨在到 2040 年将亨伯地区转变为全球首个净零碳工业集群，比英国 2050 年净零目标提前十年。每年捕获约 90 万吨 CO2 [71]
氨工业 NEOM 绿氢项目，由 Air Products & Chemicals、ACWA Power 和 NEOM 在沙特阿拉伯 NEOM 合资成立
• 4 GW 可再生能源（300 平方公里内的 560 万块太阳能板和 250 台风力涡轮机）通过电解产生 600 吨/天的绿氢（使用蒂森克虏伯技术），转化为 120 万吨/年的绿氨（使用托普索技术）。[72]
H2U 艾尔斯半岛门户，由 H2U 在澳大利亚运营
• 整合 75 MW 电解厂，产生高达 10,000–15,000 吨/年的绿氢和 40,000 吨/年的绿氨（每天 120 吨氨合成设施）
• 包括 10 MW 氢燃料燃气轮机和 5 MW 氢燃料电池（初始范围）[73]
甲醇工业 Carbon2Chem，由蒂森克虏伯与德国联邦教育和研究部（BMBF）合作
• 从钢铁厂气体（含有 CO2、CO、氢气和氮气）中生产氨、甲醇和高级醇
• 一台 2 MW 碱性水电解槽（Thyssenkrupp Uhde）证明了在波动可再生能源下的稳定性，在第一阶段（2016-2020）达到了高 TRL [74]
mefCO2，由三菱日立电力系统欧洲（MHPSE，现三菱动力欧洲）、STEAG GmbH、CRI 和 Hydrogenics Europe（现康明斯的一部分）领导，并与杜伊斯堡 - 埃森大学、热那亚大学、卡迪夫催化研究所等学术合作伙伴合作
• 旨在从燃煤电厂排放中捕获 CO2 并利用绿氢将其转化为甲醇，展示 CCU 以脱碳能源密集型工业。
• 使用燃烧后捕获（PCC）烟气洗涤器从烟气中提取 CO2，
• 来自 Hydrogenics 的 1 MW 质子交换膜（PEM）电解槽，由间歇性可再生能源（太阳能/风能）供电，通过分解水产生 200 m3 h?1 的氢气和氧气，
• CRI 的 ETL 技术催化将捕获的 CO2 和氢气转化为甲醇。该中试厂每天生产约 1 吨甲醇，利用 1.4 吨否则会排放的 CO2 [75]
钢铁工业 HYBRIT（氢突破炼铁技术）倡议，于 2016 年由 LKAB（铁矿石开采）、SSAB（钢铁制造商）和 Vattenfall（电力公用事业）启动
• 绿氢，通过化石-free 电力（例如水电、风能）电解产生，在直接还原炉中将铁矿石球团还原为海绵铁（DRI）。
• 2045 年目标：将排放从目前的每吨钢材 1.6-1.7 吨降低到每吨 0.025-0.053 吨。[76]

综上所述，第 2.1 节化学生产可持续原料和第 2.2 节工业过程脱碳中回顾的绿色燃料路径揭示了反复出现且未解决的权衡取舍，而不是单一的技术获胜者，这些值得明确的批判性比较，而不是顺序描述。首先，关于电解槽类型，AWE 也具有最低的资本成本和最高的耐用性，然而其动态响应最慢，然而 PEMWE 具有非常快的动态响应时间，但受制于稀缺的 Ir/Pt 催化，而 SOWE 具有最高的效率，但 TRL 和耐用性最低（表 1）[77,78]。没有单一技术占主导地位，最佳选择确实取决于地点和应用，然而 AWE 通常被认为是默认的“成熟”解决方案。其次，在绿氨和绿色甲醇的情况下，进行了生命周期比较（图 2，图 3）。发现电解路线相对于现有 SMR/哈伯 - 博施路线的 CO2 优势非常取决于电力网的碳强度和电解槽的效率，这就是为什么在没有电网脱碳的情况下部署绿色燃料可能只能捕获边际的排放减少。第三，钢铁、水泥和玻璃脱碳中反复出现的瓶颈是，氢气替代一致地降低直接过程排放，但提高了总电力需求，因此净 CE 和气候效益取决于可再生能源电力的可用性，而不仅仅是氢气的部署。这在先前的综述中未得到充分解决，这些综述倾向于报告排放减少而没有突出这种电力权衡。一个主要的剩余知识差距是缺乏整合研究，这些研究在现实的电网混合情景下考虑电解槽类型选择、可再生能源供应和最终使用部门的技术经济和生命周期影响，同时优化最循环的选项；这一领域需要更多研究，我们建议开发循环性标准化指标（例如，每单位绿色燃料的关键材料强度），以便根据共同指标对本节中的不同技术进行基准测试。

3. 电化学储能
储能系统有助于通过捕获和存储能量供日后使用来进行能源管理 [79,80]。电化学储能系统（EESS）在充电过程中将电能转化为化学能，在放电过程中逆转该过程，为能源管理、电网稳定性和可再生能源集成提供高效解决方案。它们通过增强电网可靠性、支持可再生能源集成，从而减少对化石燃料的依赖来促进循环经济发展 [76]。可再生能源，如风能、涡轮机和光伏系统，越来越多地被用来以更清洁的替代方案满足能源需求 [81]。 however, their intermittent nature poses challenges to grid reliability and stability. EESS 提供了一个有效的解决方案，以增强电力系统（发电、传输和分配）的灵活性，如图 6a 所示 [82]。EESS 可以支持广泛的与电网相关的功能 [82]。

此外，EESS 可以解决局部问题，如电能质量扰动和无功功率补偿。平衡服务有助于保持电网稳定，确保电力供需始终平衡（通常在交流系统中为 60 Hz）。储能系统对此非常有用，因为它们可以快速存储多余的能量（充电）并在不足时释放（放电）[82]。EESS 有时可能比传统涡轮系统更有价值。与相同容量的传统涡轮系统相比，EESS 对电力需求或供应变化的响应要快得多 [83]。进一步地，EESS 优化了发电和配电，有助于更有效地利用电力基础设施 [84]。例如，储能允许在发电成本较低时（通常在非高峰时段）存储电力，然后在电价较高的高峰时段使用。这有助于平衡负载并提高系统的整体成本效益（图 6b）[82]。
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图 6. (a) 电力存储应用示意图，涵盖发电、传输、分配和最终用户，突出其集成到未来的智能电网中，该电网通过需求和供应系统之间的双向数字通信连接间歇性可再生能源和插电式混合动力汽车，经许可重印自参考文献 [82]。版权所有 @ 2025 Elsevier B.V.，(b) 通过负载等级化实现发电与需求平衡的示意图，这是负荷转移的常见示例。经许可重印自参考文献 [82]。版权所有 @ 2011，美国化学学会，(c) 电池储能部署在可再生能源集成中的关键作用，以及 (d) 电网级电池储能系统如何建造并集成到电网中。经许可重印自参考文献 [85]。版权所有 @ 2025 Elsevier B.V.
电池、超级电容器和燃料电池是 EESS 技术，每种技术都根据其能量密度、成本、耐用性和可扩展性针对特定用途进行定制，支持电网稳定性和可再生能源的采用 [76]。电化学储能有助于向清洁能源过渡，通过促进可再生能源集成、推动交通电气化、支持削峰和需量管理以及实现分布式和离网能源系统（图 6c）[85]。用于发电的可再生能源不会产生恒定的功率，因此电池存储系统有助于在发电层面处理这些波动。这一发电层面的集成也使输出更加稳定。在传输层面，大规模存储有助于通过调节频率、平衡能量和削峰来保持整个电网平衡。在分配层面，本地存储改善了电压稳定性和电能质量 [85]。基于锂和钠的电池是主要技术，有助于实现可再生能源的可靠、灵活集成 [86]。基于磷酸铁锂（LFP）和镍锰钴（NMC）氧化物正极系统的锂离子电池主导了当前的电网存储应用部署，由于高能量密度（150-300 Wh kg?1）、快速响应（<100 ms）以及经过数千次充放电循环后约 85% 的较高效率 [87]。LFP 和 NMC 提供的其他优势包括热稳定性和能源效率。全钒液流电池、锌 - 溴液流电池、铁 - 铬液流电池和有机氧化还原液流电池等全液流电池适用于长时间存储和可扩展应用，具有超过 12000 次的生命周期稳定性和 70-85% 的往返效率 [[88], [89], [90]]。钠离子电池作为具有中等能量密度（80-240 Wh kg?1）的低成本替代方案正在崭露头角 [91]。除了更低的材料成本外，钠离子化学体系也被认为比锂离子电池具有内在安全性，因为钠不会与铝集流体合金化，并且典型的正极/电解质组合显示出较低的发热反应和降低的热失控倾向。安全性是电网级锂离子电池部署的一个现实担忧。最近关键矿产电池回收和电网存储设施发生的重大火灾，包括 Critical Mineral Recovery 位于密苏里州弗雷德里克敦的工厂（2024 年 8 月 30 日）、Convergent Energy 位于纽约州肖蒙特的场地（2023 年 7 月 27 日）以及 Vistra Energy 位于加利福尼亚州莫斯兰丁的工厂（2025 年 1 月 17 日和 2 月 21 日），强调了锂离子电池电网存储快速扩大规模所带来的安全和火灾风险挑战 [[92], [93], [94]]。这些事件增强了将电网存储化学体系向更安全、更循环的替代品（如钠离子电池和液流电池）多元化的理由。

混合储能系统被用于单一储能技术无法满足电网所有需求的情况[95,96]。电池与超级电容器的配对组合可将功率波动降低超过80%，并将效率提高5-15%，响应时间低于100毫秒[97]。电池-氢系统可实现74-77%的可再生能源利用率，并减少6.57-9.75吨二氧化碳排放，尽管其平准化度电成本（LCOE）仍相对较高，为0.376-0.789美元/千瓦时[98]。类似地，热-电池混合系统已被证明可减少辅助冷却功耗高达48%，使其成为具有成本效益的混合储能系统选项之一[99]。良好的集成框架使电池系统更加可靠、高效且耐久（图6d）[85]。为了更好地集成，应采用精密的架构方法来协调多个关键组件，确保与电网高效互动。第一部分是电力电子接口，它允许电力流入和流出电池，同时保持电网电压和频率稳定。诸如先进电压控制和预测控制等新策略可以帮助管理可再生能源波动并提高安全性[100,101]。第二部分是电池管理系统（BMS），充当控制中心。现代BMS使用高级算法，如双向长短期记忆网络（BiLSTM）、时间序列神经基扩展分析（N-BEATS），甚至人工智能，以极高的精度估算荷电状态（SOC）和健康状态（SOH），帮助延长电池寿命并提高安全性[91,92,102]。第三部分是支持基础设施，包括监控系统、热管理和通信接口。诸如六阶模型等创新可以帮助预测全钒液流电池中钒离子 crossover，误差小于2%[[103],[104],[105]]。另一个例子是使用先进的热模型，帮助将冷却能耗降低48%，同时保持电池在安全限值内[106]。

储能系统的进步对于有效的能源管理、增强电网需求响应以及应对清洁能源和可再生能源采用中的挑战是必要的[76]。例如，将太阳能与可充电电池结合，通过储存白天产生的多余电力并在没有阳光时使用，从而支持太阳能的大规模应用[107]。光催化剂在将太阳能转化并储存在可充电电池中发挥重要作用，帮助将太阳能平滑地整合到能源系统中[108,109]。光充电电池的概念最早由Hodes等人于1976年提出[110]。图7a和b展示了利用太阳能充电电池的不同方式。传统方法（图7b）使用独立装置，其中太阳能电池板和电池通过电线连接。这种装置可能昂贵、庞大且占用大量空间，并在连接中损失部分能量。另一方面，集成设计（图7b）将能量生成和储存结合在一个单元中，帮助解决太阳能电池板的储存限制和电池的低能量容量问题[108]。一个著名的例子由Um等人报告，这是一个单片集成系统，将晶体硅太阳能电池直接与锂离子电池（LIB）结合[111]。在该系统中，太阳能电池板的铝电极也用作锂离子电池的集流体，采用UV固化辅助印刷工艺制造。该装置包含25个串联的硅太阳能电池和一个双极设计的固态LIB。它实现了7.61%的整体效率，而单独的太阳能模块达到15.8%的效率。该装置能够为智能便携设备供电，展示了向实用的集成太阳能板和电池系统迈进的一大步[111]。储能系统也有助于循环经济的再利用原则，例如在静态储能系统中给电池第二次生命，以及回收利用，从而回收锂、钴和镍等宝贵材料。因此，储能系统通过节约资源和能源、更好地利用设备、延长寿命、助力清洁能源转型以及允许以更具本地性和循环性的方式共享能源来支持循环经济。储能系统还有助于减少能源浪费、支持本地能源系统并维持电网稳定。

下载：下载高分辨率图像（494KB）下载：下载全尺寸图像。图7。（a）光伏电池和可充电电池储存能量的过程，（b）纳米结构光催化剂对增强太阳能系统与可充电电池之间集成度的影响。经许可转载自参考文献[108]。版权所有? 2017, Elsevier Ltd.

循环经济的原理不仅限于电池和超级电容器的应用，还延伸到电芯/电池包的设计以及所用材料，以及报废回收和二次利用。从循环经济的角度来看，上述讨论的电池化学体系存在显著差异，涉及真正的权衡取舍，而非明确的层级关系。富镍和富钴锂离子电池化学体系（如NMC）提供最高的能量密度，但对地缘政治集中分布的关键金属依赖性最强，且面向回收的设计实践最不成熟[112]。磷酸铁锂（LFP）化学体系以部分能量密度换取了显著更好的可回收性、更低的成本和更高的安全性，出于循环性考虑，越来越受到静态储能的青睐。钠离子电池通过使用地壳丰富的钠和基于铁的阴极，完全摆脱了对锂、镍和钴的依赖，但目前这种新型化学体系的电芯和电池包回收基础设施尚未大规模建立[113,114]。全钒液流电池解耦了功率和能量尺寸选择，其电解液原则上永不降解且可无限期重复使用，火灾风险相对较低，但其资本成本和系统占地面积仍然较高[115,116]。锌空气电池使用高度丰富、低成本的活性材料，但受循环寿命限制且回收途径不成熟[117]。

4. 挑战、机遇与未来方向

尽管电化学储能技术（EETTs）在作为循环经济促进者方面具有巨大潜力，但它们面临多重挑战和约束。从材料角度来看，锂、钴、镍和铂是电池和燃料电池等技术中使用的一些关键金属。回收过程为获取这些产品提供了一条途径，但目前回收过程能耗高且效率低[[118],[119],[120]]。其他障碍包括性能随时间下降、小规模替代品（包括钠离子电池和锌空气电池），以及将绿色燃料的生产与储存纳入现有基础设施的技术挑战。此外，电化学储能技术的电力消耗在电网结构并非完全可再生时尤其带来可持续性问题。它们在高压和大电流下运行的事实也对工人和周围社区构成安全隐患，除非得到妥善处理。这些困难解释了为什么在技术和经济方面改善电化学储能技术的部署并不是唯一需要改进的方面[121]。安全性是另一个挑战，尤其是在电池方面。最广泛使用的锂离子电池在过热、过充或内部短路时容易发生热失控、火灾和爆炸风险[122,123]。大型电网安装由于互连模块放大了这些风险，使得故障检测和隔离更加复杂。其他担忧包括有毒电解液泄漏、随时间退化导致的行为不可预测，以及搬运、安装和回收过程中对工人的风险。政策和监管缺口往往削弱了采用循环经济实践的激励措施[123]。在社会层面，消费者对二次电池的可接受性和对循环经济益处的认知仍然有限。总之，这些挑战表明，尽管电化学系统能够推动脱碳、韧性和资源循环，但要实现其全部潜力需要协调创新、投资和支助性政策框架。

解决这些挑战需要技术创新、政策支持和社会变革的组合。在材料方面，使用地壳丰富的金属可以帮助减少对关键金属的依赖。例如，在可再生水性银锌电池中，废弃的Cu/Ag纳米线电极在经过18,000次恒流充放电测试后转变为纳米片结构，同时仍保留约20%的原始容量[124]。使用机器学习（ML）和人工智能（AI）可以帮助预测先进催化剂、性能预测、多尺度建模和实验规划[125]。例如，AI可以帮助重塑锂离子电池的性能、耐久性和安全性[126]。Ma等人开发了一个使用长短期记忆网络（LSTM）的预测模型来估算锂离子电池的荷电状态和能量状态。在固定温度条件下，LSTM模型对SOC的均方误差（MAE）达到0.91%，展示了电池性能预测的高精度[127]。

安全问题可以通过技术和运营措施的结合来解决。先进材料（固态电解质、不可燃电解质、更安全的阴极化学体系如LFP）可以增强内在安全性。具有实时监测、早期故障检测和热管理功能的电池管理系统（BMS）对于防止事故至关重要。在系统层面，消防系统、模块化 containment 和严格的安装标准可以减少危害。法规框架、安全认证和工人的适当培训进一步加强了安全实践[128]。最后，多元化储能技术——超越锂离子电池，如液流电池、钠离子或金属-空气系统——可以减少对固有较高风险化学体系的依赖。政策措施，包括更严格的回收标准、碳定价、绿色氢和储能补贴，以及供应链多元化的国际合作，将加速采用进程。例如，生产者延伸责任（EPR）政策，如欧盟电池法规（2023/1542），使制造商负责管理产品生命周期结束时的管理[129]。这鼓励投资能够回收锂和钴等关键材料的电化学回收技术。该法规适用于所有电池类型，包括轻型交通工具（LMT）、电动汽车以及启动、照明和点火电池[130]。

5. 提出的框架

5.1 循环性对比评估与技术权衡

前述例子表明，电化学储能技术可以通过多种方式在循环经济中发挥作用，从替代源自化石燃料的原料到在电网中整合可再生能源、材料回收、延长材料生命周期以及选择替代化学体系[[28],[29],[30],[80],[81],[82],[83],[84],[85],[86],[87],[88],[89],[90],[91],[92],[113],[114],[115],[116],[117],[118]]。然而，这些贡献对所有技术并不平等。一种技术可以提供很高的脱碳潜力，但也可能伴随着关键材料依赖、能源使用、安全问题和技术成熟度问题或报废挑战。因此，电化学储能技术不能仅由效率、排放、成本或技术就绪度来定义，因此不能仅在此基础上进行比较。为了克服这一局限性，建立了一种半定量的对比评估方法，将本综述中讨论的主要技术与循环经济特征进行对比绘制。图S1a评估了与绿色燃料生产和工业脱碳相关的电化学技术，而图S1b评估了电化学储能技术。该评估评价了每种技术对拒绝、重新思考、减少、重用、改造、回收和回收策略的支持能力，以及材料关键性、技术特定瓶颈和进一步研究的优先领域。关于绿色燃料和工业脱碳途径（图S1a），分析显示，近期的循环性贡献潜力主要由拒绝、重新思考和减少环节提供。可再生电解可以拒绝化石衍生的氢生产，而绿色氨和电能制甲醇途径为化石基化学原料提供替代品。将电解与工业集群、炼油厂、港口和可再生能源系统集成是一种系统层面的重新思考策略，它改变了能源和材料在整个系统中的流动方式，而不仅仅是替代单一过程[52,53,[69],[70],[71],[72],[73],[74],[75],[76],[77]]。在电解槽开发的背景下，减少维度很重要，因为对稀有催化剂材料的依赖可能损害绿色燃料生产的环境和供应链优势[5,6,18,78,79]。因此，本文指出了材料最小化（最小化材料使用）和地壳丰富催化剂作为重要的研究方向。对比还突出了技术特定的权衡取舍[79]。PEMWE具有高电流密度和快速动态响应，适合可再生能源整合，但由于贵金属催化剂，也存在巨大的材料循环性限制。AWE受益于相对成熟的技术和较低的材料关键性，但其较低的电流密度和动态响应在高度波动的可再生能源运行下可能成为限制因素[78]。

选择性氧化还原（SOE）在具备适当热集成条件时可提供效率优势，但其高温运行、材料降解以及较低的技术成熟度制约了其更广泛的应用[78,79]。因此，能效最高的技术未必是最具循环性或在特定运行情境下最适用的技术。工业脱碳领域中也存在类似的技术权衡。基于氢气的直接还原铁-电弧炉（DRI-EAF）是从初轧制钢向低排放制钢过渡的规模化路径，而利用废钢电弧炉进行二次炼钢则构成一种循环路径，因为它使既有材料保持在工业流程之中[53,26,27,[55],[56],[57],[58]]。更长远的等离子体与电解制钢路径有望实现更广泛的脱碳，但受限于技术成熟度和电力需求。因此，相关路径的可行性不仅取决于理论上可避免的排放量，还重要地取决于氢气的可获得性、可再生能源电力、原料质量、基础设施兼容性以及二次材料的可获得性。对于电化学储能而言，图S1b表明没有任何单一化学体系能同时在所有循环性维度上实现最大化。尽管三元（NMC）锂离子电池能量密度高，且拥有相对成熟和已知的回收与梯次利用供应链，但其对锂、镍、钴的依赖以及安全隐患降低了整体的循环性优势[113]。磷酸铁锂（LFP）的主要优势在于其较为均衡的综合表现，它在降低对镍和钴依赖的同时，保留了现有锂离子电池制造与回收平台的既有优势。钠离子电池通过减少对锂及其他关键电池材料的依赖，提供了一条根本不同的技术路径，然而其尚在兴起的回收基础设施构成了当前的循环性局限[114,115]。因此，本评估表明，循环性与低碳排放或高技术成熟度之间并不存在直接关联。相反，循环表现是由资源需求、使用寿命、材料回收、安全性、系统集成以及报废路径之间的相互作用所共同决定的。这一区别对于新兴技术而言尤为显著。例如，钠离子电池虽然可以降低对关键材料的依赖，但如果没有相应的回收基础设施支撑，仍不能真正具备循环性。同样，某些高能效电解技术虽然可生产低碳燃料，但其电堆和催化剂在材料与报废阶段也可能带来问题。因此，图S1a和S1b中显示的评分仅应被理解为作者自行撰写的文献综述性序数评级。评分1表示对相应准则的贡献相对较低，评分5表示贡献相对较高。其目的并非对所有技术进行整体排名，而是揭示技术之间的权衡关系并指出所需的进一步技术、基础设施和政策干预。5.2. 将EETTs与10R层级相连接的集成决策矩阵 上述比较性评估表明，EETTs的循环性贡献在很大程度上取决于技术本身及其实施所采用的R策略。为综合这些关系，图S2提出了一个集成决策矩阵，将主要EETT技术群组与循环经济10R层级中的十项策略相连接。与主要基于效率、成本或技术就绪度（TRL）的传统技术比较不同，本矩阵识别出每项技术能够产生价值的具体循环路径及其相对贡献强度。矩阵显示，电化学技术在短回路即拒绝（Refuse）、重构（Rethink）和减量（Reduce）方面具有最强的集体贡献，因为它们能够通过化石原料替代、系统重新设计、可再生能源集成以及材料最小化从源头防止废物与污染[18,19,25-27,132]。电解槽与绿色燃料路径尤其与这些短回路相关：拒绝对应于用可再生电化学路径替代化石衍生的氢气、氨和甲醇；重构涉及集成式能源枢纽与跨部门耦合；减量则强调降低材料强度，以及用地壳丰产元素替代稀缺催化剂材料[5,6,18,24,28,[34],[35],[36],[37],[38],[39],[40],[41],[42],[43],[44],[45],[46],[47],52,53,[69],[70],[71],[72],[73],[74],[75],[76],[77],[78],[79]]。这些关系与本综述所发展的概念框架相一致。电化学储能技术将循环性贡献拓展至中等和较长回路。锂离子电池在再利用、梯次利用、重新利用、回收和回收提取方面提供了机会，尽管这些机会受关键材料依赖、老化、安全性以及报废处理复杂性所制约[87,88,95,113]。钠离子和金属-空气系统提供了降低对关键材料依赖的机会，而液流电池则进一步提供寿命延长和电解液回收的可能[[89],[90],[91],[92],[114],[115],[116],[117],[118]]。混合储能系统通过互补技术分担电力与能量需求，进一步支持减量与再利用策略，并有望降低单体电池组件的应力与降解。矩阵还突出了技术循环性潜力与循环性就绪度之间的重要区别。某项技术可能具备走向某一特定R策略的强理论路径，却缺乏将该策略规模化实施所需的基础设施、经济性、标准或经验证的报废流程。例如，钠离子电池虽可大幅降低关键材料依赖，但目前仍需进一步开发回收路径[114,115]。类似地，新兴的电化学燃料合成路径虽然可提供直接资源转化机会，但仍受生产率、稳定性、过程集成与技术成熟度所制约。因此，向循环电化学的转型需要在技术与相关基础设施上同步开发，以闭合相应的物质与能量回路。图S2因此作为决策支持工具而非简单的分类体系而存在。对于研究者，它指出循环性指标、耐久性数据、回收率、材料强度信息以及报废性能目前仍存在不足、应予以关注的领域；对于产业界与政策制定者，它区分出哪些技术可依托现有循环路径部署，哪些则需要并行投资于回收、梯次利用基础设施、材料回收、安全系统及支撑性政策。这种决策导向的解读拓展了传统的10R层级，将每一项R策略与具体的电化学技术及其技术瓶颈相连接。因此，EETTs是可以大幅推动循环经济的关键技术之一。参考图1a，该图标明了循环经济R层级（即"10R"）的十项策略，其中短回路即拒绝、重构和减量与更智能的产品使用和制造密切相关[17]。此外，电化学技术在短回路中是最强的赋能者，因为它们通过构建清洁的可再生能源体系，从源头上消除废物和污染，主导向再生经济范式转变[131]。因此，将研究重点聚焦于短回路十分重要。我们据此开发了相应的概念框架，整合本研究的各项关键发现。图8展示了所发展的概念框架，以电化学系统的纲要形式呈现。绿色燃料生产和电化学储能技术是循环经济的两大关键赋能者，在框架两端加以突出。短回路位于框架中间，呈典型层级金字塔形状。连接R阶梯短回路与绿色燃料生产、电化学储能的粗箭头路线图，又进一步与能源转型的赋能因素相连接。虚线绿箭头突出显示人工智能与机器学习可以在不同方面催化整体效率提升的领域。聚焦框架左侧，即绿色燃料生产方面，"拒绝"指拒绝使用化石燃料生产氢气、氨和甲醇，而改以可再生能源通过电化学方式生产；"重构"涉及设计与开发集成式能源枢纽，将电解与工业集群、炼油厂、港口等相耦合，从而实现跨部门耦合、废热利用，以减少对进口燃料的依赖并降低总体成本；"减量"强调材料最小化，在绿色燃料合成中以铁、镍等地壳丰产金属基催化剂取代稀缺且昂贵的贵金属。考虑右侧，即电化学储能方面，"拒绝"体现为从传统化石燃料系统向电池、超级电容器和液流电池等转变的范式转型，用于快速响应的电网平衡与频率调节；"重构"要求将传统的集中式电网重新构想为由电化学储能驱动的分布式模块化微电网，具备更好的韧性以及可再生能源的无缝集成，从而实现本地能源自主；"减量"推动向钠离子、锌-空气和有机电池等替代化学体系的转变，从而显著降低对锂、钴、镍等关键矿物的依赖，同时增强资源保护、可回收性和储能系统的持续可持续性。这一整体架构进一步得到近期颠覆性技术双组合即人工智能与机器学习的强化。在绿色燃料生产方面，机器学习与人工智能均可用于预测先进催化剂、性能预测、多尺度建模以及实验规划；而在电化学储能系统方面，人工智能可显著贡献于重塑电池性能、耐久性与安全性，机器学习则可用于电池健康监控与性能预测分析。总体而言，这些措施使EETTs通过实现脱碳（借助基于可再生的燃料与储能以促进可再生能源集成）、提升系统韧性（通过分布式多元化系统）以及构建材料循环性（通过降低对关键原材料的依赖），成为能源转型的推动者。因此，由于它们契合10R层级的短回路，它们从源头避免了废物和污染，促成可持续、安全且闭环的能源转型。下载：下载高分辨率图像（419KB）下载：下载全尺寸图像 图8. 将能源转型赋能因素、绿色燃料生产与电化学储能与10R阶梯短回路（拒绝、减量与重构）相连接的提议框架，并由人工智能/机器学习、优化、预测分析与安全评估提供支持。此处，"地壳丰产催化剂"（减量，绿色燃料侧）指非贵金属、地壳中储量丰富的过渡金属催化剂（如铁基与镍基），用于氢和氨生产，以取代稀缺的贵金属（如Pt、Ir、Ru）；而"人工智能/机器学习"（虚线箭头）则表示其在催化发现加速、过程优化以及跨越整个框架的电池健康预测中的作用。（对于图注中颜色引用的解释，读者请参阅本文的网络版本。）在能源领域，当前的循环经济框架要么是技术中立的（例如泛化的R层级核查表），要么基于单一技术家族（例如针对电池的循环性指南），这意味着它们无法提供各类EETTs之间的比较情况，也无法说明其最适宜关闭何种循环回路。本文提出的框架在两方面具有新意。第一，它明确地将每一项EETT与10R层级的十项策略相连接（图1a），识别出哪些技术运作于短回路（拒绝/重构/减量），哪些运作于中等与长回路（再利用/重新利用/回收/回收提取）。这一区分在以往的单一技术综述中未曾出现。第二，它将这种R层级映射与摘要中提到的两类受众的决策点相连接：对于研究者，它指出循环性指标与数据目前缺失、应予以聚焦的领域，例如循环率、用于电池量化的关键材料强度；对于政治与企业的决策制定者，它识别出哪些技术已具备近期部署的循环经济就绪度，哪些则需要并行投资于回收和梯次利用基础设施方能实际具备循环性。因此，该框架被构想为决策支持工具而非描述性分类法，用以明确在R层级的何处以及何种技术上可实现循环性增益。6. 结论 本文所研究的电化学能源技术（EETTs）代表了迈向循环经济的重要步骤。本综述阐明了通过电化学方法合成的绿色燃料以及电化学储能系统在纳入循环经济后缓解废物与污染的机会。绿氢及其衍生物（包括氨和甲醇）是替代化石基原料并为高耗能工业脱碳的潜在可持续途径。借助可再生电力，包括聚合物电解质膜水电解、固体氧化物水电解和碱水电解在内的电解技术可产生低或零二氧化碳排放的氢气，用于更清洁的化学合成与工业过程。其在氨、甲醇、钢铁、水泥、玻璃和石化工业中的应用展现出绿氢大幅减少二氧化碳排放的潜力，同时也进一步通过碳中性原料与燃料替代发展循环经济的各项原则。尽管面临成本、基础设施与可扩展性方面的障碍，但持续的创新和大规模项目已将绿色燃料确立为可持续产业和向净零能源系统转型的支柱之一。

同样，电化学储能技术（EETTs）通过稳定电网提高了能源管理水平，从而促进可再生能源的整合，并通过充放电的灵活性使成本更具经济性。正如讨论中所述，其中一些技术包括锂离子电池、钠离子电池、液流电池和混合系统，以及电力电子、电池管理和集成太阳能储存系统，这些系统能够增强安全性、性能和效率。此外，电化学储能系统（EESs）还通过二次利用、回收有用材料以及减少对化石燃料的依赖来促进循环经济，因此它们对于可持续且有韧性的能源未来不可或缺。此外，这些技术与本综述中循环经济 10R 层级中的短循环（拒绝、重新思考和减少）相一致。作为此类整合的一个示例，文中提出了一个框架，建议将 10R 的短循环与循环经济赋能工具联系起来，包括绿色燃料生产和电化学储能。然而，需要指出的是，实现这一转型的装置本身——即太阳能电池板、风力涡轮机和锂离子电池——本身就是由大量关键金属制造的。这些金属的主要供应仍然主要依赖开采，而其大规模工业回收仍处于起步阶段。因此，实现这一闭环本身是实现真正循环能源转型的先决条件。总体而言，本综述强调，研究、创新和政策框架必须整合起来，以发展和扩大循环电化学。CRediT 作者贡献声明：Shuchi Sharma：撰写——审阅与编辑，撰写——原稿，形式分析，数据整理，概念化。Biswajit Debnath：撰写——审阅与编辑，形式分析，数据整理。Ashutosh Kumar：撰写——审阅与编辑。Ranga Rao Gangavarapu：撰写——审阅与编辑，监督。Arunachala Nadar Mada Kannan：撰写——审阅与编辑，监督。Shuchi Sharma|Biswajit Debnath|Ashutosh Kumar|Ranga Rao Gangavarapu|Arunachala Nadar Mada Kannan