继光伏、锂电、电动车后，中国出口第四驾新马车是……
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中国科学院院士欧阳明高预计，到2030年，中国可能会催生100 GW级别的绿氢电解制备市场。
界面新闻记者 | 侯瑞宁
中国氢燃料电池产业链已经建立，燃料电池成本快速下降。
在9月13-15日举行的中国（西部）氢能大会上，中国科学院院士、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高作出上述表示。
欧阳明高认为，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，将有助于要实现绿氢全产业链的发展。
中国汽车工业协会的数据显示，去年中国燃料电池汽车产销量分别达到3626辆和3367辆，同比增长105.4%和112.8%。
据欧阳明高介绍，去年中国氢燃料电池的系统成本3000元/kw，今年降至2500元/kw，预计到2025年将降到1000元/kw，2030年将降到500元/kw，届时氢燃料电池能够和传统内燃机展开竞争。
除了降低成本之外，进一步提高电池效率，是氢燃料电池今后的另一主要课题。
欧阳明高表示，目前燃料电池的额定效率达到50%左右。未来要进一步提升到60%，这将意味着氢耗会大幅下降。
目前氢燃料电池系统的寿命普遍为2万小时左右。欧阳明高表示，希望2025年达到2.5万小时，到2030年达到3万-3.5万小时。
谈及氢燃料电池的应用场景，欧阳明高认为，交通是氢能的先导，但不是主体。
“交通也就占整个氢能应用的20%，剩下80%应用都是其他场景。”欧阳明高认为，下一步，氢能发电将是一个很大的市场。
中国制氢领域已经走在世界前列。
中国氢能产业联盟数据显示，2022年，中国氢气产能约4882万吨/年，同比增长约1.2%；氢能产量约3533万吨/年，同比增长约1.9%。中国已经成为最大的氢能生产国家。
欧阳明高预测，到2030年，中国可能会催生100 GW级别的绿氢电解制备市场。
彭博新能源财经曾预计，今年中国电解槽出货量约为1 GW。
欧阳明高指出，叠加中国的绿氢电解在全球具有成本优势，绿氢电解设备有可能成为继光伏组件、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。前三者通常被业内称为国内出口增长的“新三驾马车”。
根据电解槽隔膜材料的不同，电解水制氢可分为碱性电解（AWE），质子交换膜（PEM）电解以及固体氧化物（SOEC）电解三种技术路线。
欧阳明高认为，当前最具潜力、最现实、成本最低、寿命最长、最有中国优势的是碱性电解水制氢。但是国内碱性制氢缺乏技术体系和标准，需要大幅进行的技术变革。
谈及碱性电解制氢存在的问题，他指出，包括电极衰减、镀层脱落、隔膜磨损和密封失效等。
未来电池隔膜有两种选择，分别是阴离子膜和离子溶剂膜。欧阳明高更看好后者，认为“这是未来的发展方向”。
储运环节降本是中氢能产业发展的挑战之一。
欧阳明高算了一笔账，从氢能运输的角度看，原料氢的成本是11元/千克；如果用拖车输送20兆帕的氢气瓶，100公里需要10元/千克；加氢站的成本费用也需要10元/千克，最终加氢车辆的费用为30元/千克以上。
欧阳明高表示，提高储运压力是解决上述问题的途径之一。如果氢瓶的压力提高到50兆帕，单车运氢可接近1吨，运输成本会大幅下降。
“目前车用氢瓶压强大多为35兆帕，中期看不太可能突破。”欧阳明高称。
如果是长距离运输氢气，管道被认为是经济的运输方式。
今年4月，中石化宣布，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着中国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。
“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长400多公里，是国内首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。
在此次大会上，亿杰锋源执行董事王海峰表示，管道送氢的优势是运输100公里，每千克氢气运输成本将从10元降到0.5元。
除了做燃料电池之外，欧阳明高认为，氢储能具有很大的应用场景和发展前景。
氢储能是指光伏风电所生产的电有富余时，将其制成氢储存起来，当电网电不够的时候，再进行发电，以形成动力循环。
欧阳明高认为，氢储能是非常重要的长周期大规模储能方式。虽然氢生产成本比电高，但储存成本比电低。
欧阳明高给出的数据显示：1千克氢相当于33度电的能量。电池储1度电需要花费至少1000元，储33度电需要3.3万元。如果用一个10兆帕的高压容器储1千克氢，最多就几百块元。
此外，电池不能长周期储能，因为它有自放电；也不能大规模储能，因为其成本太高。氢储存则不存在储能期限问题，放电周期可以很长。
“未来10%的可再生能源需要通过长时储能解决，主体就要氢储能。”欧阳明高表示，10%的可再生能源意味着到2060年，中国需要1.5万亿度电的长时储能。中国中短期电化学储能需求规模也就200亿度电。
在他看来，除了作为原料和燃料之外，氢储能将是氢能用于化工和钢铁之外的最大用途，也是未来新型电力系统的主要支柱。
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中国科学院院士欧阳明高预计，到2030年，中国可能会催生100 GW级别的绿氢电解制备市场。
界面新闻记者 | 侯瑞宁
中国氢燃料电池产业链已经建立，燃料电池成本快速下降。
在9月13-15日举行的中国（西部）氢能大会上，中国科学院院士、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高作出上述表示。
欧阳明高认为，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，将有助于要实现绿氢全产业链的发展。
中国汽车工业协会的数据显示，去年中国燃料电池汽车产销量分别达到3626辆和3367辆，同比增长105.4%和112.8%。
据欧阳明高介绍，去年中国氢燃料电池的系统成本3000元/kw，今年降至2500元/kw，预计到2025年将降到1000元/kw，2030年将降到500元/kw，届时氢燃料电池能够和传统内燃机展开竞争。
除了降低成本之外，进一步提高电池效率，是氢燃料电池今后的另一主要课题。
欧阳明高表示，目前燃料电池的额定效率达到50%左右。未来要进一步提升到60%，这将意味着氢耗会大幅下降。
目前氢燃料电池系统的寿命普遍为2万小时左右。欧阳明高表示，希望2025年达到2.5万小时，到2030年达到3万-3.5万小时。
谈及氢燃料电池的应用场景，欧阳明高认为，交通是氢能的先导，但不是主体。
“交通也就占整个氢能应用的20%，剩下80%应用都是其他场景。”欧阳明高认为，下一步，氢能发电将是一个很大的市场。
中国制氢领域已经走在世界前列。
中国氢能产业联盟数据显示，2022年，中国氢气产能约4882万吨/年，同比增长约1.2%；氢能产量约3533万吨/年，同比增长约1.9%。中国已经成为最大的氢能生产国家。
欧阳明高预测，到2030年，中国可能会催生100 GW级别的绿氢电解制备市场。
彭博新能源财经曾预计，今年中国电解槽出货量约为1 GW。
欧阳明高指出，叠加中国的绿氢电解在全球具有成本优势，绿氢电解设备有可能成为继光伏组件、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。前三者通常被业内称为国内出口增长的“新三驾马车”。
根据电解槽隔膜材料的不同，电解水制氢可分为碱性电解（AWE），质子交换膜（PEM）电解以及固体氧化物（SOEC）电解三种技术路线。
欧阳明高认为，当前最具潜力、最现实、成本最低、寿命最长、最有中国优势的是碱性电解水制氢。但是国内碱性制氢缺乏技术体系和标准，需要大幅进行的技术变革。
谈及碱性电解制氢存在的问题，他指出，包括电极衰减、镀层脱落、隔膜磨损和密封失效等。
未来电池隔膜有两种选择，分别是阴离子膜和离子溶剂膜。欧阳明高更看好后者，认为“这是未来的发展方向”。
储运环节降本是中氢能产业发展的挑战之一。
欧阳明高算了一笔账，从氢能运输的角度看，原料氢的成本是11元/千克；如果用拖车输送20兆帕的氢气瓶，100公里需要10元/千克；加氢站的成本费用也需要10元/千克，最终加氢车辆的费用为30元/千克以上。
欧阳明高表示，提高储运压力是解决上述问题的途径之一。如果氢瓶的压力提高到50兆帕，单车运氢可接近1吨，运输成本会大幅下降。
“目前车用氢瓶压强大多为35兆帕，中期看不太可能突破。”欧阳明高称。
如果是长距离运输氢气，管道被认为是经济的运输方式。
今年4月，中石化宣布，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着中国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。
“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长400多公里，是国内首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。
在此次大会上，亿杰锋源执行董事王海峰表示，管道送氢的优势是运输100公里，每千克氢气运输成本将从10元降到0.5元。
除了做燃料电池之外，欧阳明高认为，氢储能具有很大的应用场景和发展前景。
氢储能是指光伏风电所生产的电有富余时，将其制成氢储存起来，当电网电不够的时候，再进行发电，以形成动力循环。
欧阳明高认为，氢储能是非常重要的长周期大规模储能方式。虽然氢生产成本比电高，但储存成本比电低。
欧阳明高给出的数据显示：1千克氢相当于33度电的能量。电池储1度电需要花费至少1000元，储33度电需要3.3万元。如果用一个10兆帕的高压容器储1千克氢，最多就几百块元。
此外，电池不能长周期储能，因为它有自放电；也不能大规模储能，因为其成本太高。氢储存则不存在储能期限问题，放电周期可以很长。
“未来10%的可再生能源需要通过长时储能解决，主体就要氢储能。”欧阳明高表示，10%的可再生能源意味着到2060年，中国需要1.5万亿度电的长时储能。中国中短期电化学储能需求规模也就200亿度电。
在他看来，除了作为原料和燃料之外，氢储能将是氢能用于化工和钢铁之外的最大用途，也是未来新型电力系统的主要支柱。