欧阳明高院士：氢储将成主流电化学储能难比！

鼓狮 • • 碳规划

2023年9月13日至15日，备受瞩目的中国（西部）氢能大会（WCHC）在陕西省榆林市隆重举行。本次大会汇聚了氢能领域的顶尖专家与行业领袖，共同探讨氢能产业的发展前景与政策方向。中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高在会上发表了题为《双碳目标下全球能源转型与储能、氢能产业发展政策展望》的精彩演讲，为与会者带来了深刻的洞见。

欧阳明高院士在演讲中强调，氢储能作为实现能量季节性转移的关键技术，将在未来十年内扮演重要角色。他指出，未来10%的可再生能源需要通过长时储能技术来解决，而氢储能将成为这一目标的主要解决方案。具体而言，到2060年，中国将需要1.5万亿度电的长时储能，占全社会用电量的9%。这一数据凸显了氢储能在未来能源体系中的核心地位。

氢储能之所以成为未来的主流储能方式，主要在于其规模和周期的优势。相较于压缩空气储能、抽水蓄能以及电化学储能，氢储能的表现更为出色。在制氢领域，中国具备显著的成本优势，但氢储运仍存在挑战。尽管如此，储氢技术相比电池储电具有巨大的成本优势。以1kg氢为例，若采用电池储存，成本高达3.3万元，而使用10MPa高压容器储存，成本仅需100多元，相差达数十倍。这一优势在车下储氢领域尤为明显，车端储氢成本远低于电池储电。

以下为欧阳明高院士演讲的主要内容，经香橙会研究院精心编辑整理：

尊敬的各位领导、各位院士、各位专家，大家上午好！我今天分享的主题是《绿色氢能研发与产业化进展及技术展望》，重点介绍我们在氢能领域的研究成果及相关行业进展。

第一部分：燃料电池的商业化

2022年，中国氢能汽车销量突破3000辆，今年上半年呈现显著增长趋势。陕西省成为氢能汽车销量最多的省份，陕汽控股上半年燃料电池卡车销量达400辆，位居全国首位。氢能车型正从客车向各类卡车全面拓展，燃料电池发动机企业数量不断增加，市场占有率持续提升。亿华通市占率超过20%，位居行业第一。

在清华大学和亿华通的合作中，燃料电池体系的研发始于汽车领域。最初，我们以外购发动机和电堆为主，后来逐步实现自主研发。目前，膜电极已实现国产化，整个燃料电池产业链已形成完整的产业体系。

成本方面，燃料电池系统成本正快速下降。去年降至3000元/kW，今年已降至2500元/kW左右，预计到2025年将降至1000元/kW，2030年进一步降至500元/kW。效率方面，燃料电池电堆额定效率达60%，氢内燃机效率约40%，加上发电机效率一般在35%-40%之间。未来，若能将燃料电池整体效率提升至60%，氢耗将大幅降低，成本也将显著下降。寿命方面，氢燃料电池系统寿命目前约为20000小时，预计到2025年可达25000小时，2030年将提升至30000-35000小时。

第二部分：绿氢的制备

到2030年，电解水制氢市场规模预计将达100GW。中国作为全球最大的氢气生产和消费市场，在全球电解水制氢领域具有成本优势，未来可能成为继光伏、锂电池、电动汽车之后的第四大出口产品。

我们团队已进入电解制氢环节，目前研发三种技术路线：固体氧化物电解、质子交换膜电解和碱性电解。这三种技术路线均处于产业化开发阶段，其中碱性电解最具潜力、最现实、成本最低、寿命最长，且最具中国优势。目前，大规模订单（100GW以上）均采用碱性电解技术，其他技术路线虽在试用，但仍有诸多问题（如成本、寿命等）待解决。

当前大规模产业化制氢主要采用碱性电解水制氢。国内碱性制氢缺乏体系和标准，目前主要采用上世纪50年代从苏联引进的技术。氢能行业需求曾长期低迷，因此技术提升和变革相对滞后。行业快速发展也面临诸多挑战，包括电极衰减、镀层脱落、隔膜磨损、密封失效、效率衰减大以及维修不便等问题。

碱性电解水额定效率不高，目前仅为50%多，主要问题在于隔膜和催化剂。通过改进隔膜和催化剂，额定效率可提升至75%以上（低热值），额定电流可达10000安培。此外，最好能减少或避免使用贵金属。隔膜是核心材料，决定阻抗大小和效率高低。隔膜研发有两种路径：阴离子膜和离子溶剂膜。我们更看好离子溶剂膜，认为这是未来发展方向，因此碱性电解水路线仍有巨大的技术研发潜力。

第三部分：绿氢储运和加注

氢气储存技术路线多样，包括气态、液态和固态。近期固态储氢技术备受关注，其中液态储氢包括液氢、甲醇、甲酸、甲苯等。储氢的关键在于成本，即平准化储氢成本，即全生命周期总投入和储氢循环的总量来计算成本。目前固态储氢仍处于自研阶段，成本尚无法计算。

目前高压容器储氢成本最低。液氨储氢发展最为成熟，氨的储氢量大，1立方米可储存120公斤氢气，液氢液化可储存50公斤，液氨储氢量是液氢的1倍多，且氨的基础设施完备，因此大规模、长距离储运未来将以氨为主。

车端储氢目前主要采用35MPa氢瓶，这一技术仍是主流，中期突破可能性较小。下一步是提高氢瓶压力，目前70MPa氢瓶成本较高，储氢价格在6000-7000元/公斤。降低氢瓶成本的核心材料是高强度碳纤维，需要实现材料国产化才能有效降低价格。

从运氢角度看，若氢气价格为11元/kg，拖车采用20MPa，100km运输成本为10元，加氢站费用10元，最终加到车上约30元。若储运压力提升至50MPa，单车运氢量可接近1吨，运输成本将大幅下降。对于长距离（1000公里）运输，当氢气量较小时，输电更为划算，1000公里成本仅为8分钱/度电，超高压输电更具优势，未来大规模、长距离输氢管道将更具优势。

第四部分：氢系统集成和氢储能

氢能系统集成的技术挑战在于产业链多环节和多元化，从可再生能源到终端应用，包括制氢、转化、储存、运输、加氢和应用，每个环节都是多元化的。与电动汽车和动力电池不同，氢能缺乏统一标准，环节较多，因此必须因地制宜，选择合适的解决方案。国情决定路线，场景定义产品。

氢系统集成方面，大型制氢公司往往需要50个、100个电解槽（1000方），如何集成这些设备是全世界面临的难题。这其中涉及控制问题、安全问题、化工问题等一系列挑战，也是我们目前的研究重点。例如，我们正在开发仿真平台、多槽混联技术，涵盖实验、构型以及控制运行策略等方面。

氢储能是利用富余、非高峰或低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存，再在电力不足时通过燃料电池或其他方式转换为电能输送上网，发挥电力调节作用。氢储能将是未来的主流储能方式，因为其规模和周期优势远超压缩空气储能、抽水蓄能以及电化学储能。

氢储能可在东部地区发展分布式氢储能，即利用燃料电池发电。氢储能是除氢动力和氢原料（用于化工和钢铁）之外的最大用途，也是未来新型电力系统的重要支撑。

氢储能需要集成氢能全产业链，任何一个环节都不能落下，这是最具挑战性的部分。首先，瓶颈在于制氢系统成本和发电成本。对于发电，有多种选择：燃料电池、氢内燃机以及掺烧锅炉。目前主张在光伏风电基地旁的调峰煤电厂采用掺氢燃烧方式发电。

现在煤电厂都在进行灵活改造，低负荷时煤燃烧不稳定，通过掺氢可以解决这一问题。我们进行的一项计算分析显示，在风光富足时制氢，图中红色锅炉尚未发电，掺入20%氢气，二氧化碳排放将降低40%。

氢储能可以实现能量季节性转移，未来10%的可再生能源需要通过长时储能解决，主体将是氢储能。具体而言，到2060年，中国将需要1.5万亿度电的长时储能，占全社会用电量的9%。

第五部分：总结

中国氢能源技术发展的阶段性特征是燃料电池产业链已建立，燃料电池系统成本正快速下降。

燃料电池汽车面临的主要问题是储氢系统成本较高。60kg氢35MPa的储氢系统，成本约30-40万元。燃料电池成本下降迅速，但储氢系统成本下降较慢，这是制约氢车发展的主要障碍。

氢能交通逐步发展到氢燃料、氢化工、氢冶金、氢发电、氢储能，氢能交通是氢能产业的先导，而非主体。氢能交通占整个氢能产业的20%，80%应用在其他领域。

制氢将成为中国氢能的优势，氢储运仍是薄弱环节，但选择多样。储氢相比电池储电具有巨大成本优势。当下，电池储电成本至少1000元/度，1kg氢需33度电，用电池储存成本达3.3万元。1kg氢若用10MPa高压容器储存，成本仅需100多元，相差数十倍。储氢贵主要指车端，车下储氢成本远低于电池储电。

氢能的一切都关乎成本问题，即经济性问题。为解决氢的成本问题，例如加氢站，未来站内制氢可能是低成本方案之一。目前已有许多氢气制取未在化工园区进行。当电价低于0.15元/度时，绿氢具备经济性，但加上过网费后（0.35元/度）就不具备经济性，总体而言电价需低于0.2元/度。

氢储能可通过去掉过网费或离网制氢实现，即直接光伏发电离网制氢。氢储能可调节电网，因此制氢时电价低，放电时享受容量电价、调峰电价，电价高，可赚取差价。

车载储氢瓶成本较高怎么办？70MPa氢瓶约需50万元，而一辆柴油车成本不到50万元。可借鉴换电卡车模式，不卖氢瓶，氢瓶寿命可达1000万公里，我们也在探索换氢瓶模式。因此，需要通过技术创新和商业模式创新来解决绿氢的经济性问题。

从氢能全产业链看，已基本具备产业化条件。氢能具有战略价值，但目前需发挥其商业价值，没有商业价值，技术难以持续，而商业价值的核心是性价比，关键是绿氢成本。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，带动绿色氢能全产业链发展。

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