获悉，近日，中国（西部）氢能大会在陕西榆林举办。在大会上，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。
欧阳明高认为，燃料电池的商业化方面，现在整个燃料电池系统的成本已经在快速下降。去年降到3000元，今年已经降到2500元左右，而且还会持续下降。预计到2025年将至1000元，2030年将至500元，到时候是可以和传统内燃机竞争的。
而且，现在氢燃料电池系统寿命还在2万小时左右。下一步2025年希望到2.5万小时，到2030年希望达到3万小时到3.5万小时，技术上还需要进一步研发。
在绿氢制备电解方面，中国绿氢产业现在已经发展起来的就是制氢，目前在全球很不错的，中国是全球最大的氢气生产和消费市场。未来到2030年，可能会催生100GW级别的电解市场，也就是1亿kW的电解市场。尤其是中国的电解在全球具有成本优势，将来也有可能成为继光伏电池、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。
此外，欧阳明高表示：“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。我们现在订货量（大规模）100GW以上都是碱性电解。”
以下为欧阳明高演讲实录，整理：
尊敬的各位领导、各位院士、各位专家，大家上午好！
我今天汇报的题目是《绿色氢能研发与产业化进展及技术展望》。
首先介绍一下我的团队——清华大学《新能源动力系统》科研团队。
我们的学科是热工-电工-化工三位一体的交叉学科定位；在研发体系上是储能+氢能+智能三位一体的新能源学术体系。
目前有三个板块：
储能板块是锂电池全产业链，包括安全电池、智能电池和全覆盖，以及电池系统、电池储能等等。我们也有电池研究院，以及相应的创业企业群。
氢能板块也是氢能全产业链，包括氢能燃料电池，制氢、氢储能、氢的智慧能源调控电厂等等。
智能动力和智慧能源板块，主要是做车上的各种控制系统、电驱动系统；车下的智慧能源包括车网互动、超级快充、光-储-充-放一体化。其中，智慧能源系统与建筑结合的例子，有低碳智能建筑国家工程中心。
今天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，说一下燃料电池的商业化。
去年中国氢能汽车的销量是3000多辆，今年上半年有所增长，销车最多的地方在陕西，陕汽控股今年上半年卖了400多辆燃料电池的卡车，应该说在全国排名第一。
另外，我们的车型也在全方位扩展，原先主要是客车，现在各种卡车都有。目前，汽车燃料电池发动机企业非常多，市场占有率也在增长，去年亿华通（SH：688339）排在第一位，市占率超过20%。今年可能会有一些新的变化，因为现在市场还不成熟，年年都有新变化。
首先，我想介绍一下清华和亿华通燃料电池体系的研发过程。
我们是从燃料电池车开始，先是做系统。最开始做燃料电池动力系统与控制，20年前，我们发动机、电堆、膜电极、基础材料都是外购的，现在都是国产。经过20年的发展，已经形成全产业体系。我们发动机的系列，从30kW到240kW，零部件国产率是100%，这个也作为清华大学的产业化成果，受到总书记的检阅。
其次，我们也是科技冬奥的一个牵头团队。科技冬奥是全球最大的氢能交通的示范，有1200多辆燃料电池汽车进行商业示范，这是全球最大的，也就是去年冬天，清华牵头亿华通是主要的燃料电池供应商。
欧阳明高认为，现在整个燃料电池系统的成本已经在快速下降。去年降到3000元，今年已经降到2500元左右，而且还会持续下降。预计到2025年将至1000元，2030年将至500元，到时候是可以和传统内燃机竞争的。
下一步的目标，我们除了成本之外就要进一步提高效率。
燃料电池电堆目标额定效率是60%。现在有搞氢内燃机的，都是电动的，大概40%多，加上发电机一般在35%～40%之间，所以燃料电池效力要进一步提升到60%，60%代表着我们的氢耗会大幅下降也就是减少成本，因为耗氢是要成本的。
氢燃料电池系统寿命的延长方面，现在的寿命还在2万小时左右。下一步2025年希望到2.5万小时，到2030年我们希望达到3万小时到3.5万小时，技术上还需要进一步研发。
另外，应用场景要不断扩大。现在主要是重卡，下一步发电的场景也会非常大。
第二部分，是关于绿氢制备电解。
电解也是一个新的行业。中国绿氢产业现在已经发展起来的就是制氢，目前在全球很不错的，中国是全球最大的氢气生产和消费市场。
未来到2030年，可能会催生100GW级别的电解市场，也就是1亿kW的电解市场。尤其是中国的电解在全球具有成本优势，将来也有可能成为继光伏电池、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。
我们认为这个市场很大，所以我们团队也介入了电解制氢，我们有三种技术：固体氧化物电解、质子交换膜电解、碱性电解，这三个技术我们都有研发，也都有公司在进行产业化开发。
但是我们认为目前最具潜力、最现实、成本最低、寿命最长、最有中国优势的还是碱性电解。比如我们现在订货量（大规模）100GW以上都是碱性电解。其它虽然在试用，但还有很多问题（成本、寿命等），我们认为这是最有优势的。
所以，当前针对大规模产业化的制氢主要是碱性电解。
目前国内碱性制氢缺乏体系和标准，现在是50年代从苏联引进的制氧的技术，国内以718所为代表的，这个行业以前因为没有需求，所以就那么一两家。
现在一哄而起很多家，但技术都是从哪里来的，让我们认为这个技术已经过时，已经需要急剧的技术提升和变革，现在有很多问题，包括电极的衰减、镀层的脱落、隔膜的磨损和密封的失效等等，而且效率衰减也比较大，维修很不方便，要拉回厂家进行维修等等。
所以我们首先是做一些基础研究，现在碱性电解水在额定工况电耗比较高，也就是额定效率不高。目前50%左右的效率，主要存在两个问题：隔膜和催化剂。
通过两个改进，可以把额定效率提升到75%以上（低热值），这是完全可以做到的，而且额定的电流可以达到10000安培，现在都是在5000安培以下，这是目前的问题，为此我们在隔膜和催化剂方面做了一些工作，因为隔膜是核心关键，阻抗大小、效率高低核心是隔膜。
催化剂我们不希望用太多的贵金属催化剂，因为用贵金属催化剂成本上升，资源也是问题，碱性电解水最好的地方是可以不用或者非常少的用贵金属，这是我们团队研发之后有企业在产业化的新型电解槽技术，跟国内其他电解槽都是不一样的，国内现在是圆的，我们是方的，这样流程更加均匀、效率更高。
而且我们是插片式的，可以随时取掉，维修也很方便，同时我们也做了数字化云平台和相应的控制算法，来保证系统的安全运行。我们可以在现场更换，不需要拉回企业，12小时就可以检修完毕。另外我们的最低电耗每立方米会低于四度电，这是最低电耗不是额定电耗。
下一步我们认为影响碱性电解槽最关键的还是隔膜，而我们已经进入到第二代隔膜，下一步我们有两种选择，一是银离子膜，一个是离子溶剂膜，我们更看好离子溶剂膜，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，介绍绿氢的储运和加注问题。
前面讲了一是发电，二是制氢，还有一块很复杂的是制-储-运-加的中间过程，储有各种各样的技术，有气态、液态、固态，最近比较火的是固态储氢，固态又有很多种，而液态比方说液氢、甲醇、甲酸、甲苯，我们这里也有很多，比如有机储氢等等，这些我们都做过研究，也都做过跟踪。
关键的选择还是成本，这是平准化储氢成本，也就是全生命周期总投入和储氢循环的总量来算成本，这些都可以算出来，但固态储氢目前还是自研阶段，成本还没有办法计算。到目前为止储氢技术很多，但并没有我们期待的、颠覆性的理想储氢技术。
当然技术创新我们值得鼓励、值得示范、值得对比，现在从三个角度来看，固态、气态、液态，总体来看如果用气态，目前的成本最低还是高压容器，未来最低的是制氢容器盐穴（大规模、百万吨级）。
液氢目前还没有看到特别低成本的，固态目前还没有。液态目前最好的是氨，因为氨的储氢量很大，一个立方米可以储120公斤氢，液氢液化也就是50公斤，但是氨储氢比它要高1倍。重量可以达到17、18公斤，我们的氢瓶现在都是4%、5%，所以大规模、长距离的储运将来都是氨。而且氨基础设施是齐备的，所以从目前看，承压溶剂氨是最好的。
我们还有车上的存储，车上的存储目前都是35MP氢瓶，大家选的都是这个。这个仍然是主流技术，中期看不太可能突破。下一步是提高压力，目前70兆帕氢瓶还非常贵，储1公斤氢需要6000元～7000元元，太贵了。我们必须要材料国产化，关键是高强度碳纤维。所以，车上肯定还是这条路径。这条路径还有很大的改进潜力。
从氢能运输的角度看，如果我们原料氢11元，用拖车如果是20兆帕，100公里也要10元。我们在加氢站自己的费用又要10元，所以原料加10元，到最终加到车上还是30元，所以目前的储运压力必须提高。如果提到50兆帕，单车运氢可接近1吨。等这个提升以后，运输成本会大幅下降。目前短距离还是这个方式。当然，要想取代这个，难度还是蛮大的。这就是我们认为最好的，用50兆帕（500个大气压）可以到28元，同样是11元的原料成本。
如果我们长距离1000公里输出，现在量比较小的时候，输电更加划算。因为超高压输电，1000公里8分钱/度电，还是有优势的。将来肯定是管道，这个毫无疑问。如果大规模、长距离肯定是管道。
以上是运输，如果我们大范围看，国际的船运大规模现在都是氨或者甲醇，如果我们要出口，肯定是氨和甲醇。如果我们是长距离在国内，将来肯定是管道。所以，现在内蒙古也准备建区域管道，像我们榆林这种有大规模制氢、储氢的基地，将来肯定要向全国供氢，就由现在的供应煤变成将来供应氢，这个规模应该是百万吨甚至千万吨量级。因为中国到碳中和，需要大概差不多1亿吨以上。
第四部分，说一下氢系统的集成和氢储能。
刚才都说是各个单向技术，我们最后需要把所有的技术集成起来变成系统。首先，我们要看一下，氢能大系统集成的技术挑战就是产业链、多环节、多元化，我们从可再生能源到最后的应用，包括化工，我们煤化工很多，大量需要氢的。如果氢加入进去，我们就可以大量减少二氧化碳排放。同时，去降低煤的用量，成本上也可以降低的。
另外，氢动力发电上，我们的化工是大规模，我们的电力也是大规模，我们也可以氨发电，我们的煤电厂也可以把氢放进去掺烧。
另外，我们的氢交通有10万辆重卡。我们的风光也很好，中间有电网、制氢、转化、储存、运输、管储，每一个环节都是多元化的。
但是，我们没有一个统一的标准，这跟电动汽车和动力电池完全不一样。动力电池只要把电池做好了，电池就到处用，都是同一个电池。储能现在都是电池，95%都是电池，跟车上用的电池基本上是一样的。
但是，氢不一样，氢的环节太多了。所以，我们必须要选择，怎么选？我们没有统一的模式和标准的解决方案。那我们的出路就是因事制宜、因地制宜，国情决定路线，场景定义产品。所以，我们都要做专门的方案。
下面说左右个基层的关键问题，比如说现在一个电解槽每小时1500方，最大也就2000方。但是，我们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。
我们有控制问题、安全问题、化工问题等一堆问题，需要我们现在来做，因为没有先例。
比如说现在做仿真平台，多槽混联，有实验的、有构型方面、还有控制运行策略的，碱性电解槽的动态特性不太好，一个槽不太好，100个槽在一块儿就好了，因为可以多槽进行控制，可以解决动态问题。
另外，氢安全。搞氢，一定要注意安全，安全是我们很大的一个问题。例如冬奥会的氢能火炬，其中，安全装置就是我的团队提供的。这也是我们安全的一次尝试，冬奥会有11个制氢基地，1200辆车，30多个加氢站，还有200辆运氢车在路上跑，所以当时我们压力非常大，为了氢安全我们下了非常大的力气，因为要万无一失，这是全球最大规模的燃料电池汽车应用示范，我们为此也开发了整个监控系统，总的来看我们是非常成功的，这是第二个关键技术。
第三个就是氢储能，所谓氢储能就是光伏风电在气候很好的时候，电产生多了，电网受不了的时候制成氢储存起来，当电网电不够的时候，我们再发电发回去，形成动力循环。其实跟我们的压缩工具储能，抽水蓄能储能是很像的，抽水蓄能就是两个池子，一个在高坡上，一个在底下，一会儿把这个水抽上去，再把水放下来。我们压缩工具也是如此，现在盐穴里面搞压缩空气储能，先把用电发电搞一个压缩机，把空气压在那里储存好，没电的时候再用压缩工具驱动涡轮发电，把它发回去，其实这都是储能。
但是相比之下氢储能会是今后的主流储能方式，因为它储能的规模周期都是压缩工具和抽水蓄能无法相比的，因为我们的抽水蓄能受限于扩容量，氢可以储百万吨、千万吨都没有问题，榆林我们认为有千万吨储氢的潜力，电是不可能的，电池就更不行了，储一万度电都不得了，这是储左右千万度电，另外周期可以储一年，储多久都没有事，放电周期可以很长，它是干这个的。
另外我们也可以在东部搞氢储能，比方分布式氢储能，就是用燃料电池发电，集中式氢储能还是用燃气轮机和蒸汽轮机，因为功率太大是百万千瓦级的，例如我们这边的发电厂。所以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主要支撑的支柱。
比方说氢储能就是把氢能全链条集成，一个环节都不能落下，这是最复杂的。首先我们全链条无污染，另外我们的瓶颈就在制氢系统的成本，发电的成本，比如分布式和燃料电池发电成本，锅炉掺烧是集中式，如果本身的转化效率低，比方百分之三四十，但如果把废热利用起来，80%左右是可以的，做到90%都可以，这比抽水蓄能、压缩工具储能都要高。
对于发电的选择，我们有各种各样的，我们有燃料电池、氢燃气能机，也有掺烧的锅炉，现在日本主要搞掺氨的锅炉。因为日本自己没有氢，都是从海上运来的。运来的时候，就是氨，所以继续用氨。我们如果在这儿搞，就没有必要变成氨了。你能直接用，干吗要变呢？我们现在一般主张在国内的风电光伏基地旁边有很多调峰煤电厂，完全可以用掺氢燃烧的方式发电。
大家知道，我们中国的煤电厂有12亿千瓦，主体的能源现在60%多的发电，都是煤发电。未来要降到10%以内，怎么解决？不是把这些电厂拆掉，而是把燃料改变，这是我们要做的工作。
现在煤电厂都在搞灵活型改造，到低负荷的时候，煤燃烧是不稳定的。通过掺氢，因为氢的燃料特性非常好，就可以解决这个问题。我们现在正在做一个这样的示范。
这是我们做的一个计算分析。也就是说，我们在风光多的时候制成氢，我们掺进去20%氢，二氧化碳降低40%。现在煤电基地都有一个碳排放强度的问题，这是很好的。
而且，我们能量形成了季节性转移。高的时候，我们在储氢，低的时候我们在放氢，季节性转移，也非常好。因为国际上有一个共识，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。我们中国现在是8、9万亿度，2060年大概是17万度电。我们为了制氢，制1亿吨氢，还要2、3万亿度电，这中间1.5万亿的长时储能，这就是长时储能未来的发展前景很好。
我们算过电化学储能最大规模也就是200亿度电，靠什么主体呢？电动汽车。因为电动汽车车上就可以储200亿度电，所以这是我们要做的很重要的一件事情。我们估计在未来煤发电慢慢减少，绿氢掺氢会上来。
第五部分，我作一个总结。
首先，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，这是一个好消息。
我们整车，燃料电池汽车的问题是储氢系统还很贵。我们储氢系统，如果你要跑500公里，就得装至少60公斤氢。60公斤氢35兆帕的，也得三四十万。反倒是燃料电池成本降的很快，储氢降的偏慢，反而是制约。
现在另外一个特点，我们从氢能交通逐步发展到氢燃料、氢化工、氢冶金、氢发电、氢储能，这是个好形式，氢能交通是氢能的先导，不是主体。氢能交通也就占整个氢能20%，80%应用都是其他的。
另外，我们制氢将成为中国氢能的优势的一个子行业。我们现在正在跟壳牌、BP、道达尔都在合作，准备把中国的制氢装备弄到欧洲市场，这是很有竞争力的。
另外，储运仍然是薄弱环节，现状不理想，但是有很多选择。实际上，储是氢能相比电池最大的优势。所以，它不理想，但又是最大优势，这怎么讲呢？我们储1度电至少1000元，因为我们电池已经很便宜了，但是现在的储能还是1000元一个千瓦时，这已经非常便宜。我们1公斤氢是33度电，这些电如果用电池储，3.3万元。1公斤氢如果用一个10兆帕的高压容器储，最多就百来十元。所以，差1～3个数量级。我们刚才说储氢贵是车上，车下储氢跟电池储电比那是要便宜左右个数量级。
我们全生命周期，我们的可再生能源要看全生命周期成本，不是看一个地方的成本。大家一说燃料电池制氢能量消耗了多少，发电又消耗了多少，一算30%左右。其实，我们可再生能源不算效率。
热能吸收也是80%左右的效力，我们要算全生命周期的成本，这跟化石能源不一样，化石能源要算效率、算排放的。氢能全算到成本上，就看你的成本有没有竞争性。而成本包括运输的成本、储存的成本、应用的成本等，在大规模存储方面，储氢是最便宜的，而且是便宜左右个数量级。
其次，绿氢经济性方面，刚才说氢一切都是成本，也就是经济性。我们现在为什么推广起来还有难度，因为你要补贴，补贴是不可能长久的。为什么电动汽车发展的那么快，氢似乎发展的慢呢？就是在中国，电价很便宜，欧洲3元/度电，日本2元/度电，中国的平均电价5毛钱/度电。当然现在波动幅度在加大，总体看中国的电价最便宜，相对日本和欧洲是便宜的。
所以，日本、欧洲在电价里面加了很多附加的成本，政府加进去，中国政府没有加。那么，我们的绿氢成本是靠什么呢？取决于绿电成本。我们绿电成本跟日本和欧洲的绿电成本其实差不多。
这样一来绿氢的成本跟电的成本相比，在中国的竞争性是最差的。所以，为什么电动汽车发展的这么快，有一个很重要的原因是电价便宜。当然现在充电又开始贵了，但是再过一段时间，电动汽车充电是可以不要钱的，甚至是赚钱的，这也给我们带来挑战，因为车网互动之后，电动汽车作为储能装置和电网互动，电价高的时候可以卖电，电价低的时候充电，可以算出峰谷价差，所以这给氢未来应用也带来很大的竞争压力。
但凡是电池能用的地方，就别用氢，但是电池还有很多地方解决不了的，必须用氢的，这就是氢的场景。
为了解决氢的成本问题，比方说加氢站，未来加氢站上制氢就是低成本的方案，现在相信已经有很多制氢不一定要到化工园区。另外氢储能的电价，跟常规其他储能方式电价一样，不收过网费，现在绿氢一毛五分钱一定可以挣钱那就制氢，但是一加上过网费三毛五就不行，必须低于两毛。
一是氢储能去掉过网费，二是离网制氢，不去网上取电，直接光伏过来离网制氢，氢储能是必须上网的，因为它要对电网进行调节，那就是优惠电价，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，这是可以算过账的。
另外车载储氢瓶很贵怎么办？续航里程越长越贵，要做到800公里100公斤氢，现在如果70兆帕的氢瓶，50万元的价格这受不了，现在一辆柴油车总共不到50万元。怎么办？学习换电卡车的方式，换氢瓶不卖氢瓶，因为氢瓶寿命可以跑1000万公里，我们的卡车一般是一两百公里就不要了，所以现在我们正在探索换氢瓶，这样续航里程加长，换氢站减少。现在加氢站也是很贵的，所以要通过技术创新、商业模式的创新，解决绿氢的经济性问题。
最后，从氢能全产业链看，技术链上我们已经基本具备氢能产业化的条件，现在的问题是价值链，我们在这里开会说明氢能有战略价值，但是现在要的是氢能的商业价值，没有商业价值一个技术搞不下去。商业价值的核心就是性价比，关键是绿氢的成本。
最后就是产业链怎么办？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。
谢谢各位！
