2023年9月13-15日，中国(西部)氢能大会(简称“WCHC”)在陕西省榆林市召开。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”的演讲。
欧阳明高院士在演讲中指出：
氢储能可以实现能量季节性转移，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， 2060年中国全社会用电量大概是17万亿度，占比9%。
氢储能会是今后的主流储能方式，因为储能的规模和周期都是压缩空气和抽水蓄能无法相比的，电化学储能就更不行了。
制氢将成为中国氢能的优势，氢储运仍是薄弱环节，但是有很多选择。实际上，储氢是氢能相比电池最大的优势。当下，电池储电至少需要1000元/度，1kg氢需要33度电，这些电用电池储存需要3.3万元。1kg氢如果用一个10MPa的高压容器储存，最多需要100多块钱，差1～3个数量级。储氢贵是指车端，车下储氢跟电池储电相比要便宜几个数量级。
以下是演讲内容，香橙会研究院做了编辑处理。
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
我今天汇报的题目是《
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做的一些工作，以及相关行业进展。
第一部分：燃料电池的商业化
2022年中国氢能汽车的销量是3000多辆，今年上半年有所增长，销量最多的省份是陕西省，陕汽控股今年上半年燃料电池卡车销量是400多辆，全国排名第一。
另外氢车车型也在全方位扩展，原先主要是客车，现在各种卡车都有。而且燃料电池发动机企业非常多，市场占有率也在不断增长，去年亿华通市占率超过20%，排名第一。
在清华和亿华通燃料电池体系的研发，是从燃料电池汽车开始的。最开始做燃料电池动力系统与控制，发动机是外购的，后来自主研发燃料电池发动机;电堆是外购的，后来开始研发电堆;膜电极是外购的，现在膜电极都是国产化。
现在来看，经过20年的发展，氢能已经形成全产业发展体系。
成本：现在整个燃料电池系统成本，已经在快速下降。去年降到3000元/kW，今年已经降到2500元/kW左右，还会持续下降。到2025年估计会降到1000元/kW，2030年会降到500元/kW。
效率：燃料电池电堆额定效率是60%，氢内燃机的效率大概40%多，加上发电机效率一般在35%～40%之间，燃料电池整体效率要进一步提升到60%，60%的效率也意味着氢耗会大幅下降也就是成本大幅降低，但这还有一段路需要走。
寿命：氢燃料电池系统寿命方面，现在是20000小时左右，2025年预计能做到25000小时，到2030年我们预计达到30000-35000小时。
第二部分：绿氢的制备
到2030年，电解水制氢市场估计能到100GW。中国是全球最大的氢气生产和消费市场，中国的电解水制氢在全球具有成本优势，将来有可能成为继光伏、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。
我们团队也进入电解制氢环节，目前有三种技术路线：固体氧化物电解、质子交换膜电解、碱性电解，这三种技术都有研发，也都在进行产业化开发，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。现在订货量(大规模)100GW以上都是碱性电解，其他技术路线虽然在试用，但还有很多问题(成本、寿命等)。
当前大规模、产业化制氢主要是碱性电解水制氢。目前国内碱性制氢缺乏体系和标准，现在国内使用的是以718研究所为代表的，上个世纪50年代从苏联引进的制氢的技术。氢能行业以前需求小，所以就一两家企业在做，现在行业起来了，需要急剧的技术提升和变革。
行业快速发展的同时也面临很多问题，包括电极的衰减、镀层脱落、隔膜磨损、密封失效、效率衰减大以及维修不便等等。
碱性电解水额定效率不高，目前效率只有50%多，主要存在两个问题：隔膜和催化剂。通过改进隔膜和催化剂，可以把额定效率提升到75%以上(低热值)，额定电流可以达到10000安培。
最好是可以不用或者少用贵金属。隔膜是核心材料，决定阻抗大小、效率高低。对于隔膜研发，有两种选择路径，一是阴离子膜，一个是离子溶剂膜。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。
第三部分：绿氢储运和加注
氢气的储存有多种技术路线：气态、液态和固态，近期比较火的是固态储氢，固态又分很多种，液态储氢有液氢、甲醇、甲酸、甲苯等。储氢的关键是成本，这里指平准化储氢成本，也就是全生命周期总投入和储氢循环的总量来算成本，但固态储氢目前还在自研阶段，成本无法计算。
目前高压容器储氢成本最低。液态储氢发展最好的是液氨储氢，氨的储氢量大，1立方米能储120公斤氢气，液氢液化可以储存50公斤，液氨储氢比液氢高出1倍多，而且氨基础设施完备，所以大规模、长距离的储运将来都是氨。
车端储氢目前都是35MPa氢瓶，这个仍然是主流技术，中期突破的可能较小。下一步是提高氢瓶压力，目前70MPa氢瓶较贵，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，需要材料国产化才能把
价格降下来。
从运氢的角度看，如果氢气价格是11元/kg，拖车是20MPa，100km需要10元,加氢站费用10元，到最终加到车上大概30元。如果储运压力提到50MPa，单车运氢可接近1吨，运输成本会大幅下降。如果长距离(1000公里)运输，量比较小的时候，输电更加划算，1000公里8分钱/度电，超高压输电更有优势，将来如果大规模、长距离输氢管道更具优势。
第四部分：氢系统集成和氢储能
氢能系统集成的技术挑战是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，每一个环节都是多元化的。和电动汽车和动力电池不一样，氢能没有统一的标准，环节又比较多，所以必须要选择，没有统一的模式和标准的解决方案，就只能因事制宜、因地制宜，国情决定路线，场景定义产品。
氢系统集成：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。这里面有控制问题、安全问题、化工问题等一系列问题，这也是我们现在做的工作，比如现在在做仿真
平台，多槽混联，有实验的、有构型方面、还有控制运行策略的等。
氢储能：就是利用富余的、非高峰的或低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，然后再在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能输送上网，发挥电力调节的作用。氢储能会是今后的主流储能方式，因为储能的规模和周期都是压缩空气和抽水蓄能无法相比的，电化学储能就更不行了。
可以在东部发展氢储能，比方分布式氢储能，就是用燃料电池发电。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重要支撑。
氢储能需要把氢能全产业链集成，一个环节都不能落下，这是最难的。首先瓶颈在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，现在主张在国内光伏风电基地旁边调峰煤电厂用掺氢燃烧的方式发电。
现在煤电厂都在发展灵活改造，在低负荷的时候，煤燃烧是不稳定的，通过掺氢的方式可以解决这个问题。
这是我们做的一个计算分析。在风光富足的时候制氢，图中红色的锅炉还没发电，掺入20%氢，二氧化碳会降低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， 2060年中国全社会用电量大概是17万亿度，占比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经建立，燃料电池系统的成本在快速下降。
燃料电池汽车的问题是储氢系统较贵。60kg氢35MPa的储氢系统，大概30-40万元。燃料电池成本下降的快，储氢系统成本降的偏慢，是制约氢车发展的一大障碍。
氢能交通逐步发展到氢燃料、氢化工、氢冶金、氢发电、氢储能，氢能交通是氢能的先导，不是主体。氢能交通占整个氢能产业的20%，80%应用是在其他领域。
制氢将成为中国氢能的优势，氢储运仍是薄弱环节，但是有很多选择。实际上，储氢是氢能相比电池最大的优势。当下，电池储电至少需要1000元/度，1kg氢需要33度电，这些电用电池储存需要3.3万元。1kg氢如果用一个10MPa的高压容器储存，最多需要100多块钱，差1～3个数量级。储氢贵是指车端，车下储氢跟电池储电相比要便宜几个数量级。
氢的一切都是成本问题，也就是经济性问题。为了解决氢的成本问题，比方说加氢站，未来加氢站站内制氢就是低成本的方案之一，现在已经有很多氢气制取没有在化工园区进行。当电价是0.15元/度时，绿氢具备经济性，但是加上过网费后(0.35元/度)就不具备经济性，总的来说电价要低于0.2元/度。
氢储能可以通过去掉过网费或者离网制氢，不去网上取电，直接光伏发电离网制氢。氢储能对电网进行调节，所以制氢的时候电价低，放电的时候有容量电价、调峰电价，因此电价很高，可以赚取差价。
车载储氢瓶很贵怎么办?70MPa的氢瓶大概需要50万元，而一辆柴油车总共不到50万元。学习换电卡车的方式，换氢瓶不卖氢瓶，氢瓶寿命可达1000万公里，我们也在探索换氢瓶模式。所以需要通过技术创新、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，已经基本具备产业化的条件。氢能有战略价值，但是现在要发挥它的商业价值，没有商业价值，技术会很难进行下去，而商业价值的核心就是性价比，关键是绿氢的成本。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，这样来带动绿色氢能全产业链发展。
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