欧阳明高：绿氢产业，为何能成为“出口新三样”之外第四增长极？

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欧阳明高：绿氢产业，为何能成为“出口新三样”之外第四增长极？

日期：2023-09-18 16:01:56 浏览数： 884 来源：中国能源研究会作者：【字体：大中小】

由陕西省发展和改革委员会、陕西省国有资产监督管理委员会、榆林市人民政府主办，陕西氢能产业发展有限公司、中汽信息科技（天津）有限公司承办的中国（西部）氢能大会于2023年9月13—15日在陕西省榆林市举行。

中国科学院院士、清华大学教授、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高发表了题为“双碳目标下全球能源转型与储能、氢能产业发展政策展望”的演讲。

中国科学院院士、清华大学教授、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高

燃料电池降本快，7年后只要500元/KW

第一部分，说一下燃料电池的商业化。

去年中国氢能汽车的销量是3000多辆。今年上半年有所增长，销售最多的地方是陕西，陕汽控股今年上半年卖了400多辆燃料电池的卡车，应该说在全国排名第一。

另外，车型也在全方位扩展。原先主要是客车，现在各种卡车都有。现在汽车燃料电池发动机企业非常多，市场占有率也在增长。去年，亿华通排在第一位，市占率超过20%。今年可能会有一些新的变化，现在因为市场还不成熟，所以年年都有新变化。

我介绍一下清华和亿华通燃料电池体系的研发过程，是中国氢能产业的一个缩影：

我们从燃料电池车开始，先是做系统，最开始做燃料电池动力系统与控制。在20年前，我们的发动机都是外购的，后来我们开始研发燃料电池发动机，电堆是外购的。再然后，电堆自己研发，膜电极是外购的。现在，我们的膜电极也是国产的，基础材料是外购的。

中国（西部）氢能大会-展会；赶碳号摄

所以，经过20年发展，我国已经形成氢燃料电池的全产业体系。这是我们发动机的系列，从30kW到240kW，零部件国产率是100%。这个也作为清华大学的产业化成果，得到总书记的检阅。

我们也是科技冬奥的一个牵头团队。科技冬奥是全球最大的氢能交通的一次示范。有1200多辆燃料电池汽车进行商业示范，是全球最大的。也正是在去年冬天，清华大学牵头亿华通是主要的燃料电池供应商。

现在，我们整个燃料电池系统的成本，已经在快速下降。到去年降到3000块钱/KW，今年已经降到2500元/KW右。未来，还会持续下降。我估计，到2025年会降到1000元/KW，到2030年会到500元/KW。到那时，氢燃料电池，就可以跟传统内燃机展开竞争了。

中国（西部）氢能大会-展会；赶碳号摄

下一步的目标，我们除了降本之外，就是要进一步提升效率。

现在，燃料电池电堆额定效率是60%，现在也有搞氢内燃机的，现在都是电动的，大概40%多的，加上发电机一般在35%～40%之间，所以燃料电池效力要进一步提升到60%。60%，代表着我们的氢耗会大幅下降，也就是减少成本，因为耗氢是要成本的。这个当然有大量工作要做。

在氢燃料电池系统寿命的延长方面，现在的寿命还在20000小时左右。下一步，到2025年希望能做到25000小时，到2030年我们希望达到30000小时至35000小时，在技术上还需要进一步研发。

另外，应用场景也要不断扩大。现在主要是车，下一步氢能发电的场景也会非常大。另外，我们也会用作水下和空中特种作业用途，当然这个量不大。

现在主要应用在重卡。另外，我们认为发电将是一个很大的市场。

绿氢设备，将成“出口新三样”外第四增长极

中国（西部）氢能大会-展会；赶碳号摄

第二部分，关于绿氢制备电解。

电解也是一个新的行业。中国绿氢产业，现在已经真正发展起来的，就是制氢。我们这个产业目前还在全球的地位很不错——中国是全球最大的氢气生产和消费市场。

我们认为，未来到2030年，可能会催生100GW级别的电解市场，也就是1亿kW的电解市场。这是非常大的。尤其是我们中国的电解在全球来说，具有成本优势。将来，也有可能成为继光伏电池、锂电池、电动汽车这三个新能源产品之后的第四大出口产品。所以，这是很好的一个市场。

那么，我们认为这个市场很大，所以我们团队也介入了电解制氢。

我们有三种技术：固体氧化物电解、质子交换膜电解、碱性电解，这三个技术我们都有研发，也都有公司在进行产业化开发。但是我们现在认为，目前最具潜力、最现实、成本最低、寿命最长、最有中国优势的还是碱性电解。比如，我们现在订货量（大规模）100GW以上的，都是碱性电解。其他虽然在试用，但还有很多问题（成本、寿命等），我们认为这是最有优势的。

所以，当前针对大规模产业化的制氢，主要是碱性电解。目前，国内碱性制氢缺乏体系和标准。现在还是上世纪50年代、从苏联引进的制氧技术，这个就是国内以中船集团718所为代表的企业。

因为这个行业以前没有需求，所以就那么一两家企业。现在大家一拥而上出现很多家，但技术都是从哪里来的呢？我们认为这个技术已经过时，已经需要急剧的技术提升和变革。

现在，碱性电解水制氢有很多问题，包括电极的衰减、镀层的脱落、隔膜的磨损和密封的失效等等。而且，效率衰减也比较大，维修很不方便，要拉回厂家进行维修等等。

针对这些，我们首先是做一些基础研究。现在碱性电解水在额定工况电耗比较高，也就是额定效率不高。目前50%多的效率，主要存在两个问题：隔膜和催化剂。

通过两个改进，可以把额定效率提升到75%以上（低热值），这是完全可以做到的，而且额定的电流可以达到10000安培，现在都是在5000安培以下，这是目前的问题。为此，我们在隔膜和催化剂方面做了一些工作，因为隔膜是核心关键，阻抗大小、效率高低核心是隔膜。

中国（西部）氢能大会-展会；赶碳号摄

关于

催化剂，我们不希望用太多的贵金属催化剂，因为用贵金属催化剂会造成成本上升，资源也是问题。碱性电解水最好的地方，是可以不用或者非常少的贵金属，这是我们团队研发之后有企业在产业化的新型电解槽技术，跟国内其他电解槽都是不一样的。国内现在是圆的，我们是方的，这样流程更加均匀、效率更高。

而且，我们是插片式的，可以随时取掉，维修也很方便，同时我们也做了数字化云平台和相应的控制算法，来保证系统的安全运行。我们可以在现场更换，不需要拉回企业，12小时就可以检修完毕。另外我们的最低电耗，每立方米会低于四度电，这是最低电耗不是额定电耗。

下一步，我们认为影响碱性电解槽最关键的还是隔膜，而我们已经进入到第二代隔膜。接下来我们有两种选择，一是银离子膜，一个是离子溶剂膜。我们更看好离子溶剂膜，这是未来的发展方向，所以碱性电解水路线还有很大的技术研发潜力。

破解储氢难题，成为产业链关键

中国（西部）氢能大会-展会；赶碳号摄

第三部分，介绍绿氢的储运和加注问题。

前面讲了一是发电，二是制氢，还有一块很复杂的是制-储-运-加的中间过程。储，有各种各样的技术，有气态、液态、固态，最近比较火的是固态储氢。固态又有很多种，而液态比方说液氢、甲醇、甲酸、甲苯。我们这里也有很多，比如有机储氢等等，这些我们都做过研究，也都做过跟踪。

关键还是在于成本，就是平准化储氢成本，也就是全生命周期总投入和储氢循环的总量来算成本，这些都可以算出来。固态储氢，目前还是自研阶段，成本还没有办法计算。到目前为止，储氢技术很多，但并没有我们期待的、颠覆性的理想储氢技术。

当然技术创新我们值得鼓励、值得示范、值得对比，现在从三个角度来看，固态、气态、液态，总体来看，如果用气态，目前的成本最低还是高压容器，未来最低的是制氢容器盐穴（大规模、百万吨级）。

液氢，目前还没有看到特别低成本的，固态目前还没有。液态目前最好的是氨，因为氨的储氢量很大，一个立方米可以储120公斤氢。液氢液化也就是50公斤，但是氨储氢比它要高1倍，重量可以达到17、18公斤。我们的氢瓶现在都是4%、5%，所以大规模、长距离的储运，将来都是氨。而且氨的基础设施是齐备的。所以从目前看，承压溶剂氨是最好的。这是关于存储。

我们还有车载存储。车上的存储目前都是35MP氢瓶，大家选的都是这个。这个仍然是主流技术，中期看不太可能突破。下一步是提高压力，目前70兆帕氢瓶还非常贵，储1公斤氢需要6000元～7000元块钱，太贵了。我们必须要材料国产化，关键是高强度碳纤维。所以，车上肯定还是这条路径。这条路径还有很大的改进潜力。

从氢能运输的角度看，如果我们原料氢11块钱，用拖车如果是20兆帕，100公里也要10块钱。我们在加氢站自己的费用又要10块钱，所以原料加10块钱，到最终加到车上，还是30块钱，所以目前的储运压力必须提高。

如果提高到50兆帕，单车运氢可接近1吨。所以，等这个提升以后，运输成本会大幅下降。目前短距离还是这个方式。当然，如果想取代这个，难度还是蛮大的。这就是我们认为最好的，到28块钱，用50兆帕（500个大气压）可以到28块钱，同样是11块钱的原料成本。

如果我们长距离1000公里输出，现在量比较小的时候，输电更加划算。因为超高压输电，1000公里的成本8分钱/度电，还是有优势的。长距离、大规模输氢将来肯定是管道，这个毫无疑问。以上是运输。

如果我们大范围看，国际的船运大规模现在都是氨或者甲醇。如果我们要出口，肯定是氨和甲醇。如果我们是长距离在国内运输，将来肯定是管道。所以，现在内蒙古也准备建设区域管道。像我们陕西榆林这种有大规模制氢、储氢的基地，将来肯定要向全国供氢，就由现在的供应煤，变成将来供应氢。这个规模应该是百万吨甚至千万吨量级。因为我国实现碳中和，需要大概差不多1亿吨以上绿氢。这就是我们氢的运输。

氢储能，将成为新型电力系统重要支撑

中国（西部）氢能大会-展会；赶碳号摄

第四部分，说一下氢系统的集成和氢储能。

刚才都说是各个单向技术，我们最后需要把所有的技术集成起来变成系统。

首先，我们要看一下，氢能大系统集成的技术挑战就是产业链、多环节、多元化。我们从可再生能源到最后的应用，包括化工，我们煤化工很多，大量需要氢的。如果氢加入进去，我们就可以大量减少二氧化碳排放。同时，去降低煤的用量，成本上也可以降低的。

另外，氢动力发电，交通这些都是，我们这儿（陕西榆林）都有。我们的化工大规模，我们的电力也是大规模，我们也可以用氨发电，我们的煤电厂也可以把氢放进去掺烧。

另外，我们的氢交通这儿有大量的10万辆重卡，我们这儿的场景很好。我们的风光也很好，中间有电网、制氢、转化、储存、运输、管储，每一个环节都是多元化的。

但是，我们没有一个统一的标准，这跟电动汽车和动力电池完全不一样。动力电池只要把电池做好了，都是这个东西，电池到处用，都是同一个电池。储能现在都是电池，95%都是电池，跟车上用的电池基本上是一样的。

但是，氢不一样，氢的环节太多了。所以，我们必须要选择，怎么选？我们没有统一的模式和标准的解决方案。那我们的出路就是因事制宜、因地制宜，国情决定路线，场景定义产品。所以，我们都要做专门的方案。

下面说几个基层的关键问题，比如说现在一个电解槽每小时1500方，最大也就2000方。但是，我们现在大的制氢公司往往都要50个、100个电解槽（1000方），这100个怎么集成，全世界都没干过。

那么，这里头我们有控制问题、安全问题、化工问题等一堆问题，这就是我们现在做的工作，因为没有先例。比如说现在做仿真平台，多槽混联，有实验的、有构型方面、还有控制运行策略的，碱性电解槽的动态特性不太好，一个槽不太好，100个槽在一块儿就好了，因为可以多槽进行控制，可以解决动态问题。

另外，氢安全。

做氢能产业，一定要注意安全，安全是我们很大的一个问题。这是我们冬奥会的火炬，这个火炬是氢能的火炬，安全装置就是我的团队提供的。这就是我们安全的一次尝试。冬奥会上我们有多少个呢？有11个制氢基地，1200辆车，30多个加氢站，还有200辆运氢车在路上跑，所以当时我们压力非常大。为了氢安全我们下了非常大的力气，因为要万无一失。这是全球最大规模的燃料电池汽车应用示范，我们为此也开发了整个监控系统，总的来看我们是非常成功的，这是第二个关键技术。

第三个就是氢储能。所谓氢储能就是光伏风电在气候很好的时候，电产生多了，电网受不了的时候制成氢储存起来，当电网电不够的时候，我们再发电发回去，形成动力循环。

其实跟我们的压缩空气储能，抽水蓄能储能是很像的。相比之下，氢储能会是今后的主流储能方式，因为它储能的规模周期都是压缩空气和抽水蓄能无法相比的，因为我们的抽水蓄能受限于扩容量，氢可以储百万吨、千万吨都没有问题。榆林我们认为有千万吨储氢的潜力，电是不可能的，电池就更不行了，储一万度电都不得了，但这是储几千万度电。另外周期可以储一年，储多久都没有事，放电周期可以很长。

另外，我们也可以在东部搞氢储能，比方分布式氢储能，就是用燃料电池发电，集中式氢储能还是用燃气轮机和蒸汽轮机，因为功率太大是百万千瓦级的，就像我们这边的发电厂。所以氢储能是除了氢动力和氢原料，用于化工和钢铁之外的最大用途，也是未来新型电力系统主要支撑的支柱。

比方说氢储能，就是把氢能全链条集成，一个环节都不能落下，这是最复杂的。首先我们全链条无污染，另外我们的瓶颈就在制氢系统的成本，发电的成本，比如分布式和燃料电池发电成本，锅炉掺烧是集中式，如果本身的转化效率低，比方百分之三四十，但如果把废热利用起来，80%几是可以的，做到90%都可以，这比抽水蓄能、压缩空气储能的转化效率都要高。

对于发电的选择，我们有各种各样的。我们有燃料电池、氢燃气能机，也有掺烧的锅炉。现在日本主要搞掺氨的锅炉。因为日本自己没有氢，都是从海上运来的。运来的时候，就是氨，所以继续用氨。我们如果在这儿搞，就没有必要变成氨了。你能直接用，为什么要变呢？我们现在一般主张在国内的风电光伏基地旁边有很多调峰煤电厂，完全可以用掺氢燃烧的方式发电。

大家知道，我们中国的煤电厂有12亿千瓦，主体的能源现在60%多的发电，都是煤发电。未来要降到10%以内，怎么解决？不是把这些电厂拆掉，而是把燃料改变，这是我们要做的工作。

现在煤电厂都在搞灵活型改造，到低负荷的时候，煤燃烧是不稳定的。通过掺氢，因为氢的燃料特性非常好，就可以解决这个问题。我们现在也在做这个，正在做一个示范。

这是我们做的一个计算分析。也就是说，我们在风光多的时候制成氢，图中红色的锅炉还是没发电，我们掺进去20%氢，二氧化碳降低40%。我知道现在我们的煤电基地都有一个碳排放强度的问题，这是很好的。

而且，我们能量形成了季节性转移。高的时候，我们在储氢，低的时候我们在放氢，季节性转移，也非常好。因为国际上有一个共识，未来10%的可再生能源要通过长时储能解决，主体就要氢储能。10%是多少呢？到2060年，中国需要1.5万亿度电的长时储能。我们中国现在是8、9万亿度，2060年大概是17万度电。我们为了制氢，制1亿吨氢，还要2、3万亿度电，这中间1.5万亿的长时储能，这就是长时储能未来的发展前景很好。

我们算过电化学储能最大规模也就是200亿度电，靠什么主体呢？电动汽车。因为电动汽车车上就可以储200亿度电，所以这是我们要做的很重要的一件事情。我们估计在未来煤发电慢慢减少，绿氢掺氢会上来。

总结

最后，我作一个总结。

首先，中国氢能源技术发展的阶段性特征，是燃料电池产业链已经建立，燃料电池系统的成本在快速下降，这是一个好消息。

我们整车，燃料电池汽车的问题是储氢系统还很贵。我们储氢系统，如果你要跑500公里，就得装至少60公斤氢。60公斤氢35兆帕的，也得三四十万。反倒是燃料电池成本降的很快，储氢降的偏慢，这是制约我们的问题。

现在另外一个特点，我们从氢能交通逐步发展到氢燃料、氢化工、氢冶金、氢发电、氢储能，这是个好形式。氢能交通是氢能的先导，不是主体。氢能交通也就占整个氢能20%，80%应用都是其他方面。

另外，我们制氢将成为中国氢能的优势的一个子行业。我们现在正在跟壳牌、BP、道达尔都在合作，准备把中国的制氢装备弄到欧洲市场，很有竞争力的。

另外，储运仍然是薄弱环节，现状不理想，但是有很多选择。但实际上，储氢是氢能相比电池最大的优势。所以，它不理想，但又是最大优势，这怎么讲呢？我们储1度电至少1000块钱，因为我们电池已经很便宜了，但是现在的储能还是1000块钱一个千瓦时，这已经非常便宜。我们1公斤氢是33度电，这些电如果用电池储，3.3万元。1公斤氢如果用一个10兆帕的高压容器储，最多就百来十块钱。

所以，差1～3个数量级。我们刚才说储氢贵是车上，车下储氢跟电池储电比，那是要便宜几个数量级。

我们全生命周期，我们的可再生能源要看全生命周期成本，不是看一个地方的成本。大家一说燃料电池制氢能量消耗了多少，发电又消耗了多少，一算30%多。其实，我们可再生能源不算效率。我们刚刚说了，热能吸收也是80%多的效力，我们要算全生命周期的成本，这跟化石能源不一样，化石能源要算效率、算排放的。氢能全算到成本上，就看你的成本有没有竞争性。而成本包括运输的成本、储存的成本、应用的成本等。在大规模存储方面，储氢是最便宜的，而且是便宜几个数量级。刚才说了，我们榆林在这方面有中国最好的条件。

其次，绿氢经济性方面，刚才说氢一切的一切都是成本，也就是经济性。我们现在为什么推广起来还有难度，因为你要补贴，补贴是不可能长久的。为什么电动汽车发展的那么快，氢似乎发展的慢呢？就是在中国，电价很便宜，欧洲3块钱/度电，日本2块钱/度电，中国的平均电价5毛钱/度电。当然现在波动幅度在加大，总体看中国的电价最便宜，相对日本和欧洲是便宜的。

所以，日本、欧洲在电价里面加了很多附加的成本，政府加进去，中国政府没有加。那么，我们的绿氢成本是靠什么呢？取决于绿电成本。我们绿电成本跟日本和欧洲的绿电成本其实差不多。

那么，这样一来，绿氢的成本跟电的成本相比，在中国的竞争性是最差的。所以，为什么电动汽车发展得这么快，有一个很重要的原因是电价便宜。当然现在充电又开始贵了，但是再过一段时间，电动汽车充电是可以不要钱的，甚至是赚钱的，这也给我们带来挑战，因为车网互动之后，电动汽车作为储能装置和电网互动，电价高的时候可以卖电，电价低的时候充电，可以算出峰谷价差，所以这给氢未来应用也带来很大的竞争压力。

但凡是电池能用的地方，就别用氢，但是电池还有很多地方解决不了的，必须用氢的，这就是氢的场景。

为了解决氢的成本问题，比方说加氢站，未来加氢站站上制氢就是低成本的方案，现在相信已经有很多制氢，不一定要到化工园区。另外氢储能的电价，跟常规其他储能方式电价一样，不收过网费，现在绿氢，每度电一毛五分钱一定可以挣钱，那就来制氢，但是一加上过网费变成了三毛五，就不行了，必须低于两毛。

有两个图，一是氢储能去掉过网费，二是离网制氢，不从网上取电，直接光伏过来离网制氢，氢储能是必须上网的，因为它要对电网进行调节，那就是优惠电价，制氢的时候电价低，放电的时候有容量电价、调峰电价，因此电价很高，这是可以算得过来账的。

另外，车载储氢瓶很贵怎么办？续航里程越长越贵，要做到800公里100公斤氢，现在如果70兆帕的氢瓶，50万元的这个价格受不了，现在一辆柴油车总共还不到50万元。怎么办？学习换电卡车的方式，换氢瓶不卖氢瓶，因为氢瓶寿命可以跑1000万公里，我们的卡车一般是一两百公里就不要了，所以现在我们正在探索换氢瓶。这样续航里程加长，换氢站减少，现在加氢站也是很贵的。所以这就是要通过技术创新、商业模式的创新，解决绿氢的经济性问题。

最后，从氢能全产业链看，技术链上我们已经基本具备氢能产业化的条件，现在的问题是价值链，我们在这里开会说明氢能有战略价值，但是现在要的是氢能的商业价值。没有商业价值一个技术搞不下去。商业价值的核心就是性价比，关键是绿氢的成本。

最后就是产业链怎么办？要以富余绿电资源低成本制氢为源头推动，以多元化场景应用为龙头拉动，这样来带动绿色氢能全产业链发展。

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