中科院院士欧阳明高：希望到2025年建成1000座加氢站

在第四届世界新能源汽车大会（WNEVC）“氢能与燃料电池汽车商业化”论坛上，中科院主席国际氢能与燃料电池协会、清华大学教授学院、中国科学院院士欧阳明高发表专题演讲。

　　今天报告的标题是，以燃料电池商用车为先导，推动绿氢全产业链商业化。

报告主要讲了三点。

一是汽车燃料电池发展的机遇与挑战。

其次，交通应用带动氢能基础设施建设。

第三，绿氢推动氢能全产业链商业化。

　　 与十年前的纯电动汽车类似，引领国际潮流。

据IEA 2017年统计，全球燃料电池商用车基本都是在中国推广。

公交车和卡车在其他国家基本没有，都是在中国。

我们来回顾一下它为何能取得世界领先地位？这得益于中国在燃料电池方面的技术进步以及一系列燃料电池汽车的示范。

与2018年相比，燃料电池汽车的各项指标，例如寿命，都得到了指数级的提升，石墨双极板的电堆寿命从1小时提高到0小时。

　　我们从2008年开始就开始进行燃料电池汽车的演示。

夏季奥运会上，总共有十多辆汽车和公共汽车。

刚刚结束的冬奥会，就有燃料电池汽车参加示范，而且全部都是绿色氢能。

张家口市有数十座加氢站，由风电制氢供应。

这表明，从我们当年造的十多辆汽车，到2016年建成的全国第一座加氢站，到现在发展到如此大规模，都是通过示范和评估技术来进行的。

　　历年来的典型研发模式，清华华通团队的“剥洋葱”模式，先解决系统，再解决发动机技术，再解决电堆技术，每一步都做到实用，并且现在到了膜电极上解决了。

　　，中国市场的典型燃料电池发动机水平与丰田、巴拉德相当，但在寿命上存在一些差距，包括金属板堆和石墨板堆。

不过，多项技术路线已经取得突破。

一个典型的示范项目就是这次冬奥会，我们认为它非常成功。

因为我们担心氢安全，团队专门组织了国际氢安全国际执行委员会为我们检查。

总体而言，没有发生一起事故。

这充分证明氢能是安全、实用、可商业化、可规模化的。

一项技术。

　　截至今年6月，我们燃料电池汽车保有量已经达到1万辆，五个城市群“以奖代补”的总规模也达到了万辆的水平。

目前已经有1万至2万辆，未来两三年内还将在国家补贴政策下再投放1万辆。

因此，未来几年将是燃料电池汽车发展最重要的窗口期。

　　首先是效率问题。

大家都知道，提高效率可以增加氢气瓶的寿命，还可以减轻热管理的负担，特别是对于商用车来说，因为燃料电池加热温度与大气温度的温差比较小。

热管理对于长途和重型卡车尤其重要。

重要的是因为它一直在运行。

如果是千瓦级的燃料电池，基本上就要耗散千瓦级的热量，而且夏天温差很低。

所以我认为效率问题是目前最需要解决的。

鄂尔多斯有超过30万辆用于采矿的大型卡车。

他们制造了燃料电池重型卡车、电池替代重型卡车和柴油重型卡车。

这个城市是比较有代表性的。

因为补贴后其氢气价格为每公斤25元，电价为每度电40分钱。

每公里25元。

我们现在的49吨重卡氢耗是15公斤，也就是每公里3.75元。

更换一辆电动重卡每公里费用不到2.75元，柴油重卡费用约为2.5、2.6元。

因为电动重卡的价格可以低至2.3，更换电动重卡的经济性可以比柴油重卡更好，但距离燃料电池重卡还剩下1元钱。

资金缺口。

我们应该做什么？我们需要提高效率并减少氢消耗。

我们下一步的目标是将49吨重卡百公里氢耗从目前的15公斤降低到10公斤。

为了减少氢的消耗，燃料电池的效率必须提高到50%以上。

　　第二个寿命问题。

国内燃料电池寿命与国际燃料电池仍有差距。

我们目前的寿命大约是0到0小时。

下一步我们应该达到多少目标？我们一定要做到0。

过去我们把这个定为今年的目标。

目前看来，要提前到新的一年了。

因为我们会面临国外产品的竞争，同时我们也会面临纯电动卡车的竞争，因为纯电动卡车很容易就能突破百万公里。

我们要把寿命提高到0小时，包括材料、电堆、系统的改进，所以我们需要进行进一步的技术创新来解决寿命问题。

　　第三个成本问题。

我们目前电堆的成本仍然高于国际先进公司，所以我们目前的平均电堆成本并不低于国外。

当然，国外也有高低之分，平均而言我们并不占优势。

我们需要逐步降低成本。

已经降到了每千瓦1000元，而且降的速度还是很快的。

我们希望年底能降到每千瓦1000元。

我们对于降低成本还是非常有信心的，因为现在我们正在进入快速降低的通道，我们必须通过规模化、本土化来降低成本。

　　另一个基本问题是膜电极。

应该说，我国膜电极还没有完全独立，因为一些材料，特别是膜，仍然从国外进口。

但总体来说我们仍需努力与国外高性能膜竞争。

目前国外膜的成本比较高，膜电极应该说占到了我们整个燃料电池系统技术的一半。

膜电极是我们研发的重中之重。

我们的系统做得很好，堆栈也正在解决。

下面首要的是膜电极的问题。

　　膜电极有两个点。

一是提高效率。

我们希望迈向 60%。

未来可能会首先在发电系统中实现，而汽车系统会较慢。

如果我们想要提高催化剂的活性，减少催化剂层的损失，就需要想办法改善催化剂的结构。

催化剂活性本身其实起不了多大作用。

另外就是降低我们质子交换膜的阻力和催化层的持水能力，主要是IC配比和反应问题。

目前国际趋势是气温升高。

气温升高后，水浸问题将顺利解决。

现在低温质子交换膜燃料电池也是一个问题。

燃料电池公交车是非常成功的车型。

奥地利东部的许多公交车都是公共汽车。

在张家口，这些公交车可以与柴油车竞争。

在北方，它们可以与纯电动公交车竞争。

冷藏车完全没有问题。

现在我们需要攻克的是重型卡车和长途客车。

可以延伸到各种重型车辆，比如各种火车、轮船、飞机、SUV，这对我们包括出租车来说也是很好的发展路径。

这是第一个方面。

　　第二个方面是基础设施建设。

为了带动基础设施的发展，现在有了加氢站。

根据目前的实际情况，我们可以利用副产氢作为过渡，绿色氢将逐渐成为主流。

前期为了增加燃料电池的规模，需要适当多元化氢的来源。

如果所有绿氢都受到限制，现在价格会很高，但我们会很快过渡到绿氢。

氢有两种性质，一是正氢，二是氘。

两个旋转方向不同。

化学性质相似，但热力学性质却截然不同。

氢的质量能量密度很高，但体积能量密度极小，因此储存和运输是瓶颈。

目前我们的储氢方式主要是物理储氢中的气态储氢，只能在高压下呈气态。

其他储存方法目前不具备技术优势和经济可行性。

为此，首先看一下汽车上的储氢能力。

氢气瓶目前是30兆帕，但体积太大。

必须发展到70兆帕，但70兆帕的成本比较高。

预计未来几年通过国产化，生产一公斤氢气的价格将接近1元钱。

另外还会有安全阀等，这样1块钱就可以生产1公斤氢气。

这是我们三年内的目标。

　　另外就是储存和运输。

我们现在的储运压力是20兆帕，储运成本太高。

原料成本是11元，20兆公里到加氢港的成本是38元，所以我们必须把压力提高到常压，降低运输成本，因为运输成本非常高，甚至超过我们的。

氢原料的成本。

　　我们还需要考虑其他事情，比如储氢管道。

大规模的可以发展，小规模的就不适合了。

另一种选择是站内制氢。

如果运输成本超过原材料成本，那么站内制氢就有优势。

而且，站内制氢可以提高经济性，因地制宜。

有的地方电费比较便宜，比如鄂尔多斯、四川三毛五。

支付一千瓦时的电费。

　　燃料电池汽车基础设施的发展路线将逐步从工业副产氢、鼓励可再生能源制氢过渡到完全可再生能源制氢。

我们希望到2020年，加氢站能够建成。

到2020年，燃料电池汽车保有量达到80万辆。

预计2019年汽车保有量将达到80万至20万辆，届时我们将需要一个加氢站。

我希望原材料成本低于10元。

　　我刚才讲的是氢燃料电池汽车。

氢能源汽车是前驱，不是氢能源的全部，而只是一个突破。

从未来新能源汽车革命来看，可再生能源出来了就是电，完了就是氢。

氢和电是可再生能源革命的两个主要能源载体，氢和电将实现互换。

它既是物质基础，又是权力基础。

氢气可以作为气态氨或甲醇使用，无需添加碳。

甲醇不添加碳的前提是从空气中捕获碳并放回原处。

　　我们有两大支柱，储电和储氢，两个循环和一个转换。

全产业链包括可再生能源、电网制氢、转化、储存、运输、倾倒、应用、氢燃料、氢能源储存、氢能发电等。

每个我们都有很多选择，所以技术路线的选择非常重要。

，我们必须一步步改变我们的选择。

从典型路径分析，我们可以从可再生能源到电网，到测试制氢、高压气氢、输液车、增压、氢动力。

这就是目前燃料电池的技术路径。

燃料电池还可以使用副产品氢。

基础好，产业链基本到位。

但目前的问题是制氢电价、氢气运输距离以及燃料电池汽车的效率。

　　绿氨的应用范围更广。

可用于生产氢气和合成氨。

远洋货轮将继续使用内燃机，因为其效率为50%，效率不低于燃料电池，因此可以使用氨内燃机。

另外，我们的长途飞机可能仍然使用燃气轮机，但燃料将被氢合成氨取代。

这也是IEA的全球共识。

　　目前，绿氨出口价格较高。

氢也可以用可再生能源生产。

如果氢气生产后无法消耗，可以制成氨出口。

目前的问题是技术还不是很成熟，需要探索。

电合成氨的化学合成方法正在开发中，而我国传统的合成方法能耗较高。

　　纯水制氢的第三种方式，绿氢是最清洁的路线，也可以通过多种方式使用。

接下来我们将重点关注氢能源存储。

应该说，目前的问题是制氢系统的成本和燃料电池发电的效率，因为氢储能首先将电能转化为氢气，然后将氢气转化为电能送回，形成循环。

目前，绿色氢能技术链和产业链正在快速崛起，氢电正在商业示范，众多氢燃料项目正在规划之中。

现在最重要要解决的就是绿色氢的生产。

如果绿色氢的生产不经济，未来也很难经济。

　　三种电解水制氢方式的比较。

目前，从效率角度来看，碱性电解和质子交换膜的效率相差不大，但固体氧化物可以接近%。

投资成本是目前只有碱性电解可以大规模商业化。

质子交换膜电解仍然存在一些问题。

例如，它需要使用稀有金属铱作为催化剂，目前还存在一些技术问题尚未攻克。

固体氧化物在国内还处于起步阶段。

　　目前全行业都在投资碱性电解。

中国的碱性电解系统起源于哪里？它是20世纪50年代从苏联引进的，用于制造潜艇。

过去，因为需求不多，所以技术上很长一段时间没有重大突破。

目前行业技术水平较低，行业亟待技术创新。

我们团队刚刚做了一个新的系统，做了一些尝试，主要集中在三个方面：安全、高效、智能。

　　首先是安全。

制氢系统的安全性是一个大问题。

我们利用奥运会上使用的氢点火安全技术，并将其移植到制氢系统中。

　　第二件事是，以前的绒毛形状是圆形的。

事实上，这个桩形并不是最合理的。

我们做了一个新的桩形状。

我们现在做的事情是模块化的，每一个单品都可以直接在现场拆除，直接从一个方格扩展到另一个方格。

　　第三是智能化，数字化平台的发展和智能监控，让整个操作过程都可以监控。

有什么好处？我们基本上很难在热点定点的效率上有大的突破。

现在我们要解决的是整个生命周期的效率。

如何保证整个生命周期内整体效率保持不变？这就是我们目前需要解决的问题。

主要问题。

当然，这里还有很多基础的东西需要研究，包括需要创新的膜和催化剂。

有很大的创新空间。

因此，当前这个行业的关键是呼唤技术创新。

我们希望大家进行技术创新，依靠技术去竞争。

　　利用可再生能源电解制氢的成本。

碱性电解制氢的成本与绿氢的价格相关，电解槽的成本直接按照目前的价格计算。

如果电力成本低于1.5美分，则可与煤炭制氢成本相当。

　　一体化氢能源系统，因为碳减排的主力军是工业和电力，而电力又是最重要的。

因此，我们煤炭发电的二氧化碳占二氧化碳排放总量的40%，需要通过氢能来解决。

这部分问题就是可再生能源的长期大规模储存和利用。

这就是氢能源储存的场景。

从电力系统的角度来看，我们有发电侧、电网侧和用户侧。

在发电方面，我们利用光伏、风力发电制氢，电解水制取氢气，然后将氢气储存起来。

例如，鄂尔多斯有很多煤矿废弃后可以用来储存氢气。

这是最便宜的方式，然后发电回来。

这可以替代煤炭发电用于调峰。

如今，燃煤电厂正在进行柔性化改造。

事实上，将氢混入煤中对于灵活性转型非常有帮助，因为煤的燃烧在30%左右就变得不稳定，而氢是更好的燃料。

我们还可以制造氨并将其运输到一些遥远的发电厂。

　　如何发电？我们可以用燃料电池来发电，目前我们正在研究燃料电池发电系统。

还可以有氢气发生器。

也可以是氨燃气轮机，也可以用燃煤锅炉燃烧，甚至完全用氢气或氨代替。

我们要去鄂尔多斯做示威。

　　综上所述，氢储能的优势在于一次能源利用充分，大容量、长期储能可以更充分地利用可再生电力。

此外，大规模储能的经济效益也相当可观。

第三，能源灵活，可采用多种电源。

生产、储存和运输方式也非常灵活，包括管道、拖车、高压电、长距离输电、长距离制氢等。

　　最后做个总结。

　　燃料电池和电解装置是当前技术创新的核心领域，需要率先突破。

我们必须降低成本、提高效率、延长寿命。

而且我们需要逐步从制度层面走向物质层面。

例如碱性电解的隔膜。

我们现在都是微米隔膜。

它们很厚，电阻很高，孔隙太大，导致氢和氧相互交叉并部分运行。

氢气泄漏超标，必须在隔膜上取得突破。

尽管储运技术并不理想，但革命性的突破需要基础研究的发现。

目前主要是选择合理的储运技术路线。

　　氢能第二价值链，我们已经认识到了战略价值，所以催生了氢能热潮。

我们迫切需要开发的是商业价值。

商业价值的来源在哪里？这就是绿色氢的经济学。

最后是氢产业链。

我们以绿氢制氢的商业价值为源头推动，以燃料电池商用车规模化商业示范为龙头。

这可以带动整个氢能产业链的发展。

　　展望未来，如果中国未来想要实现碳中和，将需要1万吨以上的绿氢。

国际氢能理事会预测，到2020年，全球氢能利用二氧化碳排放量将减少1亿吨，到2020年将减少70亿吨。

因此，这是一项值得期待的革命性技术。