文 / 杨倩
头图来源 / CEEC
来源 / 储能严究院
3月26日，为期三天的2024中国国际氢能及燃料电池产业展览会（中国氢能展）在北京开幕，中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高发表主旨演讲，介绍了中国氢能产业的最新发展趋势。
他透露，中国在氢能核心关键技术如燃料电池和电解槽方面已经取得了重大的技术突破。他所在的清华团队在燃料电池方面已进行了20年研究，分别在张家口建有氢能全产业链，上海部署了电堆、膜电极，在鄂尔多斯设有氢能研究院，以及制氢厂、膜电极、电堆工厂等。其中鄂尔多斯的风光条件和氢能应用场景是全国无所比拟的，因此成为团队重镇所在。
制氢系统目前有三种技术路径，分别为碱性、支架膜和固体氧化物，其团队全方位布局了上述三种制氢路线。
欧阳明高预测称，未来集中式氢储能的路线图是非常广阔的，按照国际能源署的预测，10%的可再生能源必须通过长周期储能来解决。在2060年，中国需要1.5万亿千瓦时电由氢储存，预计未来燃煤发电会逐步变成燃氢发电。
据悉，在这一氢能行业顶级盛会上，欧阳明高院士团队、国家能源集团氢能事业部主任刘玮携手鄂尔多斯人民政府，共同签订了世界级绿氢创新生态区“氢洲”项目合作框架协议。
此举旨在将氢能技术从示范阶段引领至成熟商业化，致力于在制氢成本降低、应用场景拓展、科技创新融合及产业生态完善四方面实现突破。凭借国家能源集团的资源优势、欧阳明高院士团队的技术力量以及中国氢能联盟的支持，共同推动鄂尔多斯成为绿氢生态创新区的典范。
借助鄂尔多斯的政策优势、风光氢资源、土地资源和多元应用场景，项目将实施规模化、一体化、生态化、市场化的“四化”策略，实现绿氢产业全链条发展。
△鄂尔多斯市伊金霍洛旗氢能源产业链
在蓝氢先导、储运创新、多元应用、产融结合、国际联动的思路下，项目将打造全球领先的可再生能源制氢大基地，实现绿氢成本降低、制造规模扩大、储运系统优化和多场景应用，计划将绿氢生产成本从目前的20-25元/公斤降低至16元/公斤，提升其商业竞争力，建立一个成熟的氢能生态系统。
至2027年，项目目标日产绿氢700吨，日减碳量超过600吨。同时，将加强公共服务能力建设，包括在鄂尔多斯空港物流园区建立全球最大绿色氢能装备检测基地，并启动5兆瓦碱水制氢电解槽测试平台，预计6月份完工。
以下为演讲全文：
尊敬的黄总，鄂尔多斯市长，各位领导，各位嘉宾，
大家下午好，我做一个简短的报告，我这个报告是依据我们研发的体会来介绍中国氢能产业的发展趋势。
我这个团队有三大板块，氢能是我们其中一大板块，目前我们在张家口建有氢能全产业链，包括风光制氢、制氢厂、氢储能、燃料电池工厂和500辆燃料电池大客车。我们现在正在开展的是一个更大的以氢能为主体的氢能研究院就在鄂尔多斯，这是即将要开工的。鄂尔多斯和风光条件和氢能应用场景是全国无所比拟的，所以我们会把氢能发展的重心全部转移到鄂尔多斯。
下面我想就氢能发展简单讲几点。首先关于燃料电池，我们团队经过20年的发展，从燃料电池汽车到燃料动力系统大燃料电池发动机、电堆全链条打通，经过了20年的发展。现在我们是在摩电机、电堆方面取得了重大的进展，我们的电堆是在上海，膜电极是在上海，还有一个电堆工厂是在鄂尔多斯，我们在鄂尔多斯会有制氢厂，膜电极、电堆工厂等等。
这个系列的燃料电池发动机也接受到了总书记的检阅，目前我们发动机占中国车用燃料电池发动机的市场份额排在第一名。我们在刚刚过去的冬奥会上一共有1200辆燃料电池汽车的全球最大的示范，其中750台发动机都是由清华团队提供的。
制氢系统现在有三种类型，碱性的、支架膜的和固体氧化物的。清华团队是全方位布局三种制氢。最理想的是固体氧化物，但是现在还处于初级阶段，目前能够大规模生产大规模应用的就是碱性电解，这是我们海上氢能的碱性电解的一个产品，是采用插片式，跟中国传统的不一样的。
一个方面提高效率，另外一方面我们可以方便的检修。同时我们是全自动化的，并且增加了安全的功能。当然了这中间最核心的还有一个部件就是膜电极，这是另外一家创新企业专门做膜电极的，通过膜电极的改进我们可以使现在的碱性电解的效率大幅提升，我们现在是第二代膜电极，还正在研发第三代膜电极和第四代膜电极，而且是采用人工智能的方法来设计和开发膜电极，所以这就是关于电解槽方面的。
氢能除了燃料电池和电解槽之外更重要的是系统集成，我们现在在内蒙古地区的很多大型的制氢厂都是要几十台电解槽，甚至上百台电解槽，这么多的电解槽如何集成？
这也是当前面临的一个非常重大的技术挑战。所以在这个方面，我们已经在研究多槽混联构型和多槽运行策略控制，碱性电解槽单槽的特性不太好，但是几十台放在一起通过控制可以得到很好的动态特性的。
另外一个系统集成就是安全性，我们已经经过了冬奥会的检验，1000多辆车，30多个加氢站，十几个制氢厂。这是全球最大规模的氢能全链条示范，我们整个做了氢安全的监管平台，整个冬奥会安全完全没有问题，也考验了我们的技术。
最后一个氢集成技术就是氢储能，这个应用范围很广。我们未来新型电力系统最核心的就是储能，随着可再生能源的不断的增长，储能的需求越来越大，而储能又分为发电侧、电网侧和用户侧，时间周期分成长周期、中周期、短周期，按照规模又分为大规模、中规模、小规模。
我们在长周期大规模的储能方面主要靠氢储能，包括集中式氢储能，比如说现在内蒙古有大量的风电光伏基地都配有煤电调峰厂，未来是要把煤一步一步减下去，主要考虑氢。另外有大量的零碳园区，是必须要加氢储能，如果没有长周期的氢储能零碳是不可能实现的。
所以首先我们看集中式氢储能现在有各种各样的方式，比如说燃气能机的、锅炉的，中国主要是锅炉的掺烧，发改委已经发布政策鼓励煤电厂掺氢燃料就是为了实现大规模长周期的储能，我们不是要把发电厂去掉，只是改造成为燃氢的火电厂。
这就是我们对鄂尔多斯的一个火电厂做的方案，我们只需要掺氢20%就可以降低碳排放40%，而且实现氢能四个季节循环利用。另外一个就是小规模分布式园区的氢储能，主要就是靠燃料电池发电，热泵供暖形成电解槽制氢一体化行动，这个我们已经形成产品，即将上市。
最后我想展望一下，集中式氢储能未来的路线图是非常广阔的，因为按照国际能源署的预测，10%的可再生能源必须通过长周期储能来解决，在2060年，中国需要1.5万亿千瓦/时电由氢储存，这是非常广阔的前景，我们预计未来燃煤发电会逐步变成燃氢发电。
总结一下，中国在氢能核心关键技术方面主要是燃料电池和电解槽方面已经取得重大的技术突破，还要继续优化升级，尤其是燃料电池的耐久性现在成本已经降得很低了，一千瓦一千块钱水平，5年之前是两万块钱一千瓦。
现在氢能很热，但是目前还是战略价值的热，我们需要把战略价值变成商业价值，这中间核心是氢能的性价比，绿氢成本，靠什么降？
首先是富裕的绿电已经到达0.15元/度电，这可以和煤制氢的成本相比了。我们预计2030年有可能绿氢的规模到达500万到1000万吨，我们力争要达到这个目标。
总之，我们要以绿氢低成本为源头，以多元化大规模商业化应用为拉动，带动绿氢全产业链发展。
谢谢各位关注氢能事业发展的同仁们，谢谢大家。
