欧阳明高：中国氢燃料电池商用车正在引领国际潮流

8月26日，在第四届世界新能源汽车大会（WNEVC 2022）“氢能与燃料电池汽车商业化”论坛上，国际氢能燃料电池协会理事长，清华大学教授，中国科学院院士欧阳明高发表专题演讲。

欧阳明高院士对未来绿色氢能全产业链商业化提出三点重要观点：

1、加快燃料电池汽车核心环节的技术创新，攻克关键技术难点，逐步降低成本；

2、从工业副产氢，鼓励可再生能源制氢，到完全可再生能源制氢逐步过渡，实现燃料电池规模化应用；

3、以燃料电池商用车的大规模商业示范为龙头来拉动，挖掘氢能全产业链的商业价值。

以下为现场演讲实录：

今天报告的题目是以燃料电池商用车为先导，带动绿色氢全产业链商业化。报告主要讲三点，一是车用燃料电池发展的机遇与挑战，第二交通应用拉动氢基础设施建设，第三绿氢推动氢能全产业链商业化。

与十年前纯电动轿车类似，正在引领国际潮流。根据IEA 在2021年的统计，全球燃料电池商用车基本都是在中国推广的，巴士和卡车其它国家基本没有，都是在中国。我们回顾一下为什么会取得在全球的引领地位？是得益于中国燃料电池的技术进步和燃料电池汽车的一系列示范。跟2015年相比，2022年燃料电池汽车各项指标都是成倍的改善，比如说寿命，石墨双极板的电堆寿命从3000小时提高到15000小时。

我们从2008年开始进行燃料电池汽车示范，第一次在夏季奥运会，轿车巴士一共十多辆，而刚刚结束的冬季奥运会，有1200辆燃料电池汽车参与示范，而且全部都是绿氢，是由张家口的风电制氢供应的，加氢站有几十座。说明从我们当年的十多辆车，2008年建的全国第一个加氢站，到现在发展到这么大，都是通过示范考核技术承载的。

这些年来典型的研发模式，清华亿华通团队的“剥洋葱”模式，先解决系统，然后解决发动机技术，再解决电堆技术，每走一步都让它实用化，现在到膜电极解决了。

2021年，中国市场典型的燃料电池发动机水平跟丰田和巴拉德是差不多的，但是在寿命方面有些差距，包括金属板的电堆，石墨板的电堆。但几条技术路线都取得突破。典型的示范工程就是这一次冬奥会，我们认为是很成功的。因为担心氢安全的问题，团队专门组织了国际氢安全国际执行委员会给我们把关，总体来看没有出现一例事故，这充分证明氢能是一个安全的，可实用化，可商用化，可规模化的一个技术。

截至到2022年6月份，我们已经达到1万辆FCEV，“以奖代补”的五个城市群总规模也是万辆级。到目前为止已经有一两万辆，今后两三年国家补贴政策下的又是一万辆，所以今后几年是燃料电池汽车发展的最重要的窗口期。

首先是效率问题。大家知道提高了效率可以增加氢瓶的寿命，另外可以减轻热管理的负担，尤其是商用车，因为燃料电池供热温度跟大气温度的温差比较小，对于长途重载的卡车来说热管理尤其重要，因为它要持续运行。如果是300千瓦的燃料电池，基本150、160千瓦的热要散出去，而温差在夏天是很低的。所以效率问题，我认为是当前最需要解决的。鄂尔多斯(17.430, -0.25, -1.41%)因为有30多万辆矿山用的大卡车，他们做了燃料电池重卡、换电重卡、柴油重卡，这个城市是比较有代表性的。因为它的氢价补贴后25块钱一公斤，电价是4毛钱一度电。100公里25块钱，我们现在49吨重卡的氢耗是15公斤，每公里是3.75元。换电重卡每公里在2.75元以下，柴油重卡大概在2.5、2.6元，因为换电重卡可以低到2.3，所以换电重卡经济性可以比柴油重卡更好，但是离燃料电池重卡还有1块钱的差距。怎么办？就要提高效率，降低氢耗。我们下一步目标必须把49吨重卡的百公里氢耗由目前的15公斤降低到10公斤。为了降低氢耗，必须提高燃料电池的效率必须超过50%。

第二个寿命问题。国内的燃料电池寿命跟国际还是有点差距的，我们目前大概是15000到18000小时的寿命，下一步我们要做到多少呢？我们必须做到25000，以前我们把这个作为2030年的目标，目前看来要提前到2025年。因为我们会面临国外产品的竞争，还会面临纯电卡车的竞争，因为纯电卡车很容易超过百万公里。我们必须提高寿命到25000小时，这中间包括材料的改进，电堆的改进，以及系统的改进，所以我们还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。我们现在的电堆跟国际先进企业比还是成本偏高的，所以我们现在平均的电堆成本并不比国外低，当然国外有高的有低的，我们平均下来并不具备优势。我们要逐步降低成本，目前已经降低到5000块钱一个千瓦，降低的速度还是很快的，我们希望到2025年再降低到1000块钱，2030年到500块钱。对于成本的降低我们还是很有信心的，因为现在进入快速降低的通道，我们要通过规模化和国产化来降低成本。

还有一个基础性的问题就是膜电极。应该说中国的膜电极还不是完全自主的，因为有些材料，尤其是膜还是用的国外进口。但总体还要努力，跟国外高性能的膜进行竞争。目前国外的膜成本比较高，膜电极应该说占到我们整个燃料电池系统技术的一半。膜电极是我们下面研发攻关的重中之重，我们的系统做的不错，电堆也正在解决，下面重中之重是膜电极的问题。

膜电极有两点，一个是提高效率，我们要向60%迈进，未来可能要在发电系统中率先实现，车用系统会慢一点。我们要提高催化剂的活性，降低催化剂层的损失，需要在催化剂的结构上想办法，催化剂活性本身其实能做的已经不是很多了。另外就是降低我们质子交换膜的电阻，还有催化层的含水能力，主要是IC比还有反应问题。现在国际的趋势要把温度提升，温度提升之后，水淹的问题也会顺利解决。现在低温质子交换膜的燃料电池也是一个问题。燃料电池客车是很成功的车型，东奥1200多辆有900辆都是客车，在张家口700辆客车完全可以跟柴油车竞争，在北方可以跟纯电动竞争。冷藏车也完全没有问题，现在要攻克的是重卡和长途客车。可以扩展到各种重载交通工具，例如各种火车、船舶、飞机、还有SUV也是我们很好的发展的路径，包括出租车。这是第一个方面。

第二个方面是基础设施的建设。要带动基础设施的发展，现在有260座加氢站。根据现在的实际情况，我们可以把副产氢作为过渡，绿氢逐步成为主流。初期为了把燃料电池的规模拉起来，我们对氢的来源要适当的多元化，如果全部限定绿氢，那么现在价格偏高，但是要很快过渡到绿氢上去。氢有两种性，一种正氢，一种是重氢，两种自旋方向是不一样的，化学性质是相似的，但是热力学性质相差很大，氢的质量能源密度很高，但是体积能量密度是极小的，所以储运是一个瓶颈。目前我们的储氢方式还主要是物理储氢中的气态储氢，只能是气态高压，其它的储存方式目前也不具备技术优势和经济可行性。对于这个，首先看车上的储氢，氢瓶现在是30兆帕，但是体积太大，下面必须往70兆帕发展，但是70兆帕的成本是比较高的。预计今后几年通过国产化可以做到接近2000块钱出一公斤氢，加上还有安全阀等等，争取到3000块钱出一公斤氢，这是我们三年之内追求的目标。

另外就是储运。我们目前的储运压力是20兆帕，储运的成本太高。原料成本11块钱，20兆帕拉100公里到加氢口38块钱，所以我们必须要把这个压力提升到500个大气压，把运输成本降下来，因为这个运输成本是很高的，甚至超过我们的氢原料的成本。

我们也要考虑其它的，比如说存氢管道，规模大的可以研发，但规模小的并不适用。还有一种就是站内制氢，如果运输的成本超过原料成本，那站内制氢是有优越性，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，如鄂尔多斯、四川三毛五分钱一度电。

面向燃料电池汽车的基础设施的发展路线图，从工业副产氢，鼓励可再生能源制氢，到完全可再生能源制氢逐步过渡。希望2025年加氢站到1000座，到2030年，燃料电池汽车到80万辆，预计在2030、2035年应该80到100万辆，届时我们需要5000座加氢站。希望到2030原料成本低于10块钱。

我刚才谈论的是氢能燃料电池汽车，氢能源汽车是先导，不是氢能的全部，只是一个突破口。从未来新能源汽车革命的角度，可再生能源出来就是电，电完了就有氢，氢和电是可再生能源革命的两个主要的能源载体，氢电再互换。既是物质基础又是动力基础，氢又可以做气氨或者甲醇，不增加碳，甲醇不增加碳的前提是要从空气中捕捉再放回去。

我们有两个支柱，储电、储氢，两个循环一个转换。全产业链从可再生能源、电网制氢、转换、储存、运输、转储、应用，氢燃料、氢储能、氢动力，我们每一种都有很多选择，所以技术路线选择是非常重要的，我们必须一步一步的改变我们的选择。看典型的路径分析，我们可以从可再生能源到电网，到检验制氢，高压气氢、灌输车、增压、氢动力，这是目前燃料电池的技术路径。燃料电池还有可能是用副产氢，基础好、产业链基本具备，但现在的问题是制氢的电价，运氢的距离和燃料电池车的效率。

绿氨应用范围更大了。它可以制氢用、合成氨，远洋货轮会继续使用内燃机，因为它效率本身就是50%，并不比燃料电池效率低，所以完全可以用氨内燃机。还有我们的长途飞机可能还会用燃气轮机，但是燃料会换成氢合成的氨，这也是IEA的全球共识。

目前绿氨出口价格是比较高的，也可以可再生能源制氢，制完氢无法消纳，完全可以制成氨出口。现在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法在发展之中，而我们传统的合成法的能耗偏高。

第三个纯水制氢，绿氢是最清洁的路径，也可以用于各种途径。下面要重点讲讲氢储能的事。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，因为氢储能是先把电变成氢，然后再氢变成电发回去，构成循环。目前看，绿氢技术链、产业链正在迅速崛起，氢动力正在商业示范，氢燃料有很多项目在规划之中。最重要的，目前要解决的是绿氢制取，如果绿氢的制取没有经济性，后面就很难有经济性。

三种电解水制氢的比较。目前从效率的角度，碱性电解和质子交换膜效率差距不大，但是固体氧化物可以接近100%。投资的成本是目前只有碱性电解可以大规模商业化，质子交换膜的电解还有一些问题，比如说它要用稀有金属铱做催化剂，还有一些技术难题没有攻克。固体氧化物在国内处于初级阶段。

目前全行业都在投入的就是碱性电解。中国的碱性电解系统是从哪里发源的？是718所为了做潜艇在50年代从苏联引进的。以前由于需求没有太多，所以技术长时间没有大的突破。目前行业的技术水平是偏低的，所以这个行业呼唤技术创新，我们团队刚刚做的一种新的系统，做了一些尝试，主要是在安全、高效、智能三个方面做工作。

首先是安全。制氢系统安全是很大的问题，我们利用在奥运会上那个氢能点火的安全技术，把它移植到制氢系统上来。

第二是堆型以前都是圆的，其实这个堆型并不是最合理的，我们做了一种新的堆型。现在做的模块化的，每一个单品可以在现场直接拿掉的，500方或1000方直接扩展。

第三是智能化，发展数字平台，智能监控，让整个运行过程在监控下。有什么好处呢？我们现在热定点的效率基本上很难有大突破，现在应该是解决全生命周期的效率，而我们如何保证整个效率在全生命周期是不变的？这是目前要解决的主要问题。当然，这里还有很多基础的东西都需要研究，包括隔膜、催化剂都需要创新，创新的空间很大。所以这个行业目前的关键是呼唤技术创新，希望大家都来进行技术创新，靠技术来竞争。

可再生能源电解制氢的成本。碱性电解制氢的成本跟绿氢价格相关，电解槽的成本直接用的现在的价格。如果电力成本低于一毛五分钱，那么就可以跟煤制氢成本相当。

集成化的氢能源系统，因为碳减排的主力还是工业和电力，电力是最重要的，由此我们煤发电的二氧化碳占到总的二氧化碳排放的40%，需要用氢能来解决这部分问题，也就是可再生能源长周期大规模的储能和利用，这就是氢储能的场景。从电力系统来讲，我们有发电侧、电网侧和用户侧。在发电侧的时候，我们用光伏风电制氢，电解水制氢，然后储氢。比如鄂尔多斯有很多煤矿的矿井废弃之后可以用来储氢，这是最便宜的方式，再发电回去，这个可以是替代煤去发电，来调峰。现在的煤电厂都在做灵活性改造，其实氢掺到煤里面对灵活性改造是大有帮助，因为煤的燃烧在30%左右就不稳定了，氢是更优质的燃料。我们也可以制成氨长途运输到一些比较远的发电厂。

发电怎么发？我们可以燃料电池发电，现在正在做燃料电池发电系统。也可以有氢燃气能机。也可以是氨燃气轮机，也可以跟燃煤锅炉燃烧，甚至全部替代成氢或者氨。我们准备在鄂尔多斯做一个示范。

总结来看，氢储能的优势，第一能量利用的充分性，大容量长时间的储能对可再生电力的利用更充分。另外，规模储能的经济性可观。第三，灵活能源可以用于各种动力。制储运的方式也很灵活，可以管道，可以拖车，高压电、长途输电、长途制氢也是可以的。

最后做一个小结。

当前的技术创新核心环节燃料电池、电解装置需要率先突破，降低成本，提高效率，延长寿命都是我们要做的。而且要从系统层次逐步的深入到材料层次，比如说碱性电解的隔膜，我们现在都是700微米的隔膜，很厚，电阻很大，孔也太大，造成氢、氧的互串，一部分运行氢串漏就超标，必须在隔膜上实现突破。储运的技术虽不理想，但革命性突破需要基础研究的发现，当前我们主要还是选择合理的储运技术路线。

第二氢能的价值链，我们已经认识的是战略价值，所以催生了氢能热。我们亟待开发的是商业价值，商业价值的源头在哪里？就是绿氢的经济性。最后就是氢产业链，我们以绿氢制备的商业价值为源头来推动，以燃料电池商用车的大规模商业示范为龙头来拉动，这样就可以带动氢能全产业链的发展。

展望一下，未来中国要实现碳中和，绿氢要到8000万吨以上。国际氢能委员会预测到2050年，全球氢能利用的二氧化碳排放情况累计减少800亿吨，2050年当年减少70亿吨，所以这是非常值得期待的革命性的技术。

来源：清研华科新能源研究院