展望2019年，中国的车用燃料电池技术要在国际上具有竞争力

前我国政府非常重视新能源汽车的发展，燃料电池汽车具有动力性能高、加氢快、充电快、续航里程长、接近零排放等优点，成为新能源汽车的有力竞争者，也迎来了难得的发展机遇。2018年被称为氢燃料电池汽车产业化快速发展年，展望2019年，中国的车用燃料电池技术要在国际上具有竞争力，重要的是要降低成本、提升电堆的工作电流密度和比功率、电池系统的可靠性和耐久性，需要科研院所与企业界联合攻关，大力完善发展燃料电池产业链，加快促进我国燃料电池汽车商业化。

步入产业导入期

过去十多年间，在国家科技计划和产业技术创新工程的支持下，我国开展了氢能燃料电池汽车的研究、开发、示范、运营工作，初步形成了从燃料电池电堆、电池系统，到整车研发体系和制造的能力，开展了系统的示范运行。

2014年12月15日，日本丰田公司开始销售MIRAI汽车，同时宣布专利可以无偿使用，这对燃料电池汽车发展具有重大意义。从国际上看，燃料电池汽车已经渡过技术开发阶段，进入市场导入阶段。从国内来看，燃料电池关键材料的研究已达国际先进水平，全国政协副主席万钢在长春科协年会上指出，氢燃料电池在寿命、可靠性、适用性上基本达到了车辆使用要求，中国初步掌握了相关的核心技术，基本建立了具有自主知识产权的燃料电池动力系统技术平台，未来主要是加强协同创新，加快推进燃料电池产业的全面发展。

具体来看，在技术层面，氢燃料电池发动机功率得到大幅度提升，用70兆帕气瓶已经可以跑500千米以上，基本上满足零下30摄氏度启停工况要求。在电堆方面，国际上燃料电池发动机已经达到了四缸内燃机的体积水平，去年本田宣布已经达到了六缸内燃机的水平，功率密度达到每立升3千瓦以上。目前，国内装车的电堆仅达到每立升2.0千瓦左右，比国外低了1/3左右。

在安全层面，燃料电池安全性比较高，但系统比锂电池复杂，同时燃料电池的动态响应比较慢。应对这一问题，最有效的解决办法就是采用电电混合动力——燃料电池+二次电池（超级电容器）的方案。二次电池具有削峰填谷的作用，这样就减少了燃料电池功率的变化速度和变化的幅度，在一定程度上弥补了燃料电池响应较慢的缺点，同时提高了燃料电池的寿命。因此，我国最先研发的氢燃料电池技术路线——电电混合技术，也成为目前世界上的主流。

未来，我国将大力推进燃料电池在特殊领域的应用，增强相关领域的实力；同时，在民用领域将集中解决寿命与成本兼顾问题，从材料、部件、系统等三个层次进行技术改进与创新，尽快推进燃料电池商业化步伐，提供高能效、环境友好的燃料电池发电技术，为建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系做出贡献。

规模渐成 短板犹存

在具体应用方面，由于燃料电池发电原理是电化学，车用效率比较高，可以达到60%左右，因此与纯电动汽车和插电式混合动力汽车相比，更适合于大功率、长程的运输，应用在公交车和重载车方面有明显的优势。这也是燃料电池车代替柴油车的一个重点领域，早在2015年，由于燃料电池乘用车受加氢站的限制，日本丰田和日野合作开发燃料电池大巴，准备作为奥运会的通勤车。最近日本丰田公司又开始和美国肯沃斯合作开发重载汽车，准备在美国加州投运10辆氢燃料电池卡车，加州空气委员会为此提供了4500万美元的资助。

2018年，国内在示范运行层面已经行动起来，比如上海方面表示，准备投入400～500辆商用车示范运行，还要建立动力系统及零部件研发平台、氢能产业公共服务平台、燃料电池车运营保养中心三个平台。在河北省张家口，有74辆燃料电池车开始示范运行，其运行的意义在于证明寒冷条件下运行的燃料电池车只要解决了启动问题，会比锂电池车更具优越性，可以避免像锂离子电池受温度影响比较大的短板。

在企业层面，截至2018年，共有57家企业86个车型入选工信部销售目录，其中亿华通有23款、广东国鸿有20款，亿华通与神力合作研制了3种类型的燃料电池发动机，功率从30千瓦到60千瓦，都已实现装车示范运行。宇通客车已经开发了三代燃料电池车，在郑州开始示范运行。国鸿氢能引进巴拉德技术后，已经能够推出30～80千瓦的燃料电池电堆，在广东省云浮市装载了70辆燃料电池大巴车投入运行。

截至2018年底，我国共有2400多辆燃料电池车在运行，但运营加氢设施与国外差距较大。从世界范围来看，截至2017年底，全球运行的加氢站有328座，亚洲119座，欧洲139座，北美68座，南美1座，澳洲1座。其中，日本第一，91座；德国第二，45座；美国第三，40座。到2018年7月，我国共建成加氢站12座并投入运营，在建的加氢站有33座，距离2020年目标建成100座还相差较大。

电堆、系统需两手抓

2018年12月初，科技部发布《2019氢能等9大重点专项申报指南征求意见稿》明确提出，将对氢能与燃料电池关键零部件进行攻关。

目前，虽然燃料电池汽车整体应用性能，包括续驶里程、舒适性、加氢时间、低温适应性，基本都达到了燃油汽车的水平，但面临的问题是没有大批量的生产线，成本比较高，还要受加氢站的制约。这就需要尽快提高燃料电池体积、重量比功率，为燃料电池商用车应用降低成本，为燃料电池乘用车应用打好基础。

要想降低燃料电池发动机的成本，特别是电堆成本，首先要研究提高单体电池的比功率，降低化学极化、欧姆极化和传质极化。同时，燃料电池的寿命是电堆和系统双方配合的结果，所以同时加强电堆部分、系统部分关键部件的研发是今后努力的方向。具体措施包括：

首先，完善燃料电池发动机产业链，尽快实现电池关键材料如电催化剂，质子交换膜、MEA、双极板等批量生产，为降低电堆成本和提高电堆一致性奠定基础。例如，建立扩散层碳纸、催化剂、质子交换膜、电极、MEA生产线等，研发生产空压机、氢气循环泵等。

其次，提高燃料电池电堆的体积、重量比功率，为开发乘用车奠定基础。开拓燃料电池商用车市场也需要研发高体积、重量比功率的燃料电池电堆。这不仅是为了实现产品体积小的需求，更是为了降低产品成本。要想提高燃料电池电堆体积、重量比功率，核心是要提高电堆工作电流密度。目前，国内燃料电池电堆单池额定工况的工作电流密度已从每平方厘米0.5～1安培提高到了2～3安培，已经有很大的进步。但要改进燃料电池电堆，电堆的工作电力密度要提高，包括制备零部件的一致性和组装工艺的一致性，否则单片电压提再高也没有用。

再次，深入研发电堆的衰减机理，开发抗腐蚀、稳定的新材料，大幅度提高燃料电池发动机的可靠性和耐久性。可靠性和耐久性是靠系统和电堆共同来决定的，电堆进步了能促进系统的简化，所以电堆和系统要相互配合，通过关键材料的进步来简化电池系统。

此外，开展超低铂、非铂电催化剂理论与应用研究，从而进一步将燃料电池铂用量降低到小于0.1克/每千瓦，这是国际上燃料电池的基本要求。目前，从铂用量来看，国际上在每千瓦0.2克，国内0.4克左右，因此还需要做大量的工作。

最后，建立关键部件，包括电堆和电池系统的测试与耐久性快速评价方法。同时尽快建立中立性的检测机构，这样对推进我国燃料电池技术进步赶上世界先进水平会有重大作用。

从商业化路线图来看，在2020年前后，随着技术进步与规模效益的发展，燃料电池的成本将不断下降，竞争力会逐渐提升，燃料电池潜在市场也会逐步壮大。在国家大力支持下，通过加强与先进国家合作，在2020～2025年，我们应该能突破关键技术，使燃料电池汽车能进入S型曲线的起始阶段，大幅度的产业化推广估计要在2025～2030年间。

（作者系中国工程院院士、大连化学物理研究所研究员）

我国储能产业与国际发展水平相差不远

在国家对新能源产业的大力支持下，我国新能源汽车、光伏等产业已逐步跑入世界前列，作为同样属于新兴产业的储能来说，也正处于不断赶超国际先进水平的征途上。3月16日，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在“首届全国储能技术与综合能源服务高层研讨会”现场说：“我国储能产业与国际发展水平已相差不远。”

不同技术路线储能电池应用情况如何?

刘勇：受产业规模、系统成本、能量及功率特性、服役特性等综合影响，目前锂离子电池(磷酸铁锂和三元锂电池)优势突出，铅炭电池、全钒液流电池及梯次利用电池特定场景下具备竞争力。铅酸电池在寿命方面、钛酸锂电池一次性投资成本方面、钠硫电池在安全与技术方面、超级电容器在能量成本方面市场竞争力有待进一步提升。

此外，水系钠离子电池、水系锌空气电池等新型电化学储能技术也陆续进入市场。同时，锂浆料电池、全固态电池、半固态电池以及氢储能也正在加快研究推进和示范应用。

产业目前面临的主要难题有哪些?

刘勇：一是政策体系和价格机制有待完善。现阶段我国出台的产业化相关的政策体系和价格机制仍不健全，储能价值主要体现在给予其他系统的服务上(如调峰调频、紧急电源等)，其独立性应用价值难以发挥。

二是项目投资成本偏高，储能项目融资渠道有限。  

三是商业模式亟待创新。很多项目只能依靠短期调峰调频及峰谷电价套利，调峰调频的补偿机制不健全，峰谷电价套利依赖于电价水平，具有不确定性，是一种非可持续发展模式。

四是储能系统集成技术有待进一步突破。调研中发现，电池企业与系统集成商难以在制造成本、工艺水平、安全环保等方面统一协调推进。储能电池的电芯仅从动力电池延用而已。

五是在政策研究机制、系统集成、电池热管理技术、电池寿命和效率与发达国家有一定差距，在安全性和回收技术上和发达国家面临共同瓶颈。

六是标准体系建设有待加速。需加快储能技术在电源侧、电网侧、用户侧的具体应用标准建设，结合储能项目开展安全性和环保性标准建设，结合不同应用场景研究储能技术并网、施工规范等标准;需规范储能电池生产与回收环节环保标准建设;探索储能系统模块化、标准化产品标准建设。

七是产业规划中应重视顶层设计。政策制定要保持可操作性和持续性，建立产业规划、配置结构、技术规范、管理规则等细则。

您如何看待我国储能产业发展趋势?

刘勇：我国电化学储能应用在去年已进入发展提速期。电力系统各环节对储能技术应用需求不断增大。国家及地方层面也制定出台了一系列涉及储能应用发展的支持性政策和方案，涵盖了战略规划、技术创新和示范应用等方面。发电侧、电网侧、用户侧、5G、物联网以及应急电源等应用场景中的储能商业模式在探索中不断清晰。

当前，我国储能产业与国际发展水平已相差不远。在新型储能技术研发、成本控制、产品结构、标准体系、安全控制等方面与国际基本处于同一发展水平。

但同时也应该看到国外在推动储能技术应用虽然做了很多政策性研究与法律法规建设，但依然没有形成可大规模复制的商业应用模式。

据预测，我国电化学储能累计装机规模在2025年将达到24吉瓦，以现有磷酸铁锂平均功率成本1200~2600元/千瓦计算，到2025年中国电化学储能市场份额将迈入千亿级别。