陈学东：必须兼顾技术经济性和对碳减排的贡献

陈学东指出，电和氢都是二次能源。 电能易于运输但难以储存，而氢能易于储存但运输成本较高。 氢能是未来能源体系的重要组成部分，将推动构建氢电互补的现代能源供应体系。 氢电互补是国际发展趋势。 保守估计，2050年氢能占我国终端能源消费体系的比重将达到10%左右，2060年将达到15%左右，氢能产业前景广阔。 发展氢能机遇与挑战并存。 在现有的设计、制造和维护技术条件下，纯氢储能设备的使用安全是可以保证的。 关键是进一步降低成本，提高技术经济性。

陈学东还指出，与发达国家相比，我们还有很多问题需要解决。 我们的总体技术路线是到2025年解决高压气态氢储存和运输的技术问题并实现自主可控； 到2030年解决液氢储存和运输的技术问题。我认为金属材料的常温高压氢脆问题可能被高估了。 只有原子氢才能进入金属材料内部，但分子氢转化为原子氢需要一定的条件。 国内外研究和实践表明，200度以下、35MPa以下的氢气环境不太可能引起金属氢脆，室温基本没有影响。 因此，没有必要“谈氢色”。

以下为部分演讲实录：

陈学东：尊敬的企业家、专家、同事们，大家下午好。 很高兴参加金融论坛。 刚才专家们讲的是高层宏观产业政策以及突破和挑战。 我说的是氢能储运装备的具体技术进展。 随着新能源的快速发展，现在大家都非常重视氢能，而对于氢能也存在很多困惑：氢能安全还是不安全？ 氢能价格能降下来吗？ 氢气扮演什么角色？ 我根据PPT给大家讲一下。

第一部分：为应对能源危机和全球变暖，世界各国正在探索控制碳排放，寻求清洁低碳能源转型。 我国习近平总书记也高度重视。 总书记提出“绿水青山就是金山银山”。 党的二十大报告专门谈到能源转型、污染减排、生物多样性以及积极稳妥实现碳达峰和碳中和目标。 减少污染、减少能源使用碳也是我国的重大战略之一。

氢能是实现碳达峰和碳中和的重要解决方案，是战略性新兴产业和未来产业。 为什么？ 因为无论氢气是通过内燃机还是在燃料电池中工作，它都会与氧气发生反应，只产生水而不会产生二氧化碳。 它是碳达峰和碳减排的重要工具。 但氢不是一次能源，而是二次能源。 如果制氢过程中碳减排工作没做好，虽然后续制氢最终不会产生碳排放，但如果制氢过程中碳排放量较大，则无法实现减排。 碳目的。

世界将氢能视为未来的减碳产业。 美国、日本、韩国、欧盟早在上世纪初就开始布局氢能产业。 他们的氢能乘用车和商用车已于本世纪初实现商业化。 前提是燃料电池技术取得了突破。 美国、日本等发达国家目前已经制定了很多这样的路线图。 一般来说，氢将在2028年左右用于船舶，2035年用于飞机。现在波音和空客都在生产氢燃料发动机。

近年来，氢能源在中国也很受欢迎。 在政策推动和各界共同努力下，我国氢能产业快速发展。 长三角、粤港澳、环渤海地区已形成产业集群。 燃料电池商用车已开始示范应用和推广，在叉车、卡车、客车等领域都有应用。 近年来，我们正准备在内河船舶、调峰应急供电、氢能炼钢、氢能冶金、炼油化工等领域广泛应用。2020年以来，国务院办公厅、国家发改委国家发改委、国家标准局等部门多次发布关于氢能产业的重要文件，要求形成多元化的应用生态系统，开展氢能应用基础研究，实现核心技术突破，支撑产业发展。 平台。

氢能产业链包括氢气生产、储存、运输、加氢和终端利用。 生产氢气通常有两种方法。 一种是直接利用化石能源制氢，另一种是通过电解水制氢。 这两种工艺本身技术难度都不大，而且都比较成熟。 但中下游氢气的储存、运输和使用仍存在许多尚未解决的问题。 关键在于中间储存、运输和氢气消费环节能否保证氢气的安全性和经济性。

低碳、廉价、高纯度的氢气是氢能和燃料电池汽车产业发展的前提。 我在这里列出了一些指标。 目前全球氢工业总量为9813万吨。 目前仍有大量氢气生产与碳捕获、利用和储存技术相关。 中国目前仍主要利用化石能源（煤制氢）生产氢气。 我们实际上利用可再生能源产生的电力来生产氢气——称为“绿色氢气”，约占1%。 氢能在碳减排方面的作用有待进一步加强。

在储运领域，氢能的安全高效储运是产业规模化发展的关键。 目前，常温高压气态氢是氢气储存和运输的主流技术路线。 此外，还有低温常压或低压液氢、低温-高压超临界氢、加压固体储氢等路线。 这些方法正在并行推广。 用于不同储运方式的压力容器、气瓶、管道、压缩机、泵、阀门等机械设备统称为氢能储运设备。 这些设备与氢气储存和运输的安全性和经济性有很大关系。

以下是压力容器的不同结构类型，以及充氢钢瓶。 气缸分为4类。 I型气缸由全金属制成，II型具有带有纤维环的金属内衬，III型具有金属内衬。 胆囊纤维完全缠绕。 IV 型具有完全缠绕的塑料衬里纤维。 IV型瓶在同等储氢量下是最轻的。 无论采用何种储运方式，氢气储运设备一旦出现故障，都可能导致泄漏甚至爆炸。 以下是美国、挪威、韩国、奥地利（包括中国）储氢装置火灾和爆炸的案例。 但氢气的特点是在露天环境下不易爆炸。 只有在密闭空间内泄漏到爆炸极限并遇到氧气或空气时才可能发生爆炸。 因此，有必要在密闭空间安装氢气泄漏监测装置，不断排除泄漏的氢气就没有问题。

加氢站是氢能和燃料电池汽车推广应用的重要基础设施。 截至2023年6月，全球已建成1089座加氢站，其中30%为液氢站。 高压加氢站以70MPa为主。 我国有358座加氢站，主要是35兆帕。 目前仅有28座70MPa站，仅有1座液氢示范站。 与国外还有差距，但近几年增长非常好。 其实加氢站很简单。 无论气态氢还是液态氢的来源，到达加氢站后，都经过压缩机加压，填充到储氢容器中。 将45MPa罐充入35MPa容器中。 如果70MPa的储氢罐必须以90MPa的压力充氢。 在氢的使用过程中，未来我们的应用场景将在交通、储能、工业、建筑等多元化领域得到推广。 首先是在交通运输方面的应用。 目前，全球氢能源汽车保有量为7.9万辆，我国有1.4万辆，主要是客车、卡车和叉车。 小型客车尚未普及，正在测试验证中。 国内外正在研发大功率氢燃料电池和氢内燃机技术，未来将氢应用直接驱动铁路机车、船舶和飞机。

氢能还将在能源储存和发电领域发挥非常重要的作用，因为即使是可再生能源，发电后也不需要立即浪费，而是必须储存起来。 现在储能的方式有很多，包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、电化学储能等。 然而氢气是一种重要的储能方式，而且氢气的储能效率比较高。 因为电和氢都是二次能源，电易运输但不易储存，而氢易储存但不易运输。 我们建议氢和电相辅相成。 我国在西北地区建立了多个光伏发电+氢能存储示范项目。 光伏发电、电解水、储氢等用于可再生能源消纳和电网调峰。 在氢能冶金和炼油示范应用方面，黄庆院士团队正在研究未来氢还原在炼钢和炼铁中的应用。 这项技术国外也正在使用。

刚才，有专家也谈到了氢气作为燃料在城市建筑、供电、供气方面的应用。 氢气直接用作燃料。 如果氢源是绿色的，就不会有碳排放。 这方面的工作在燃料电池冷热联供方面也发挥了作用。 重要角色。 就这里讨论的目的而言，氢能能否经济、高效、安全地推广和应用？ 氢能储存和运输设备至关重要。

以下为氢能储运装备的国内外现状报告。 首先，由于氢能设备具有危险性，因此有必要了解其故障模式和损坏机理，这是我们已经掌握的。 氢气在高温高压、常温低压、常温高压下有不同的失效模式。 金属材料在氢环境中可能会导致材料脆化，导致韧性降低和损坏。 在常温、中低压下氢分子很难转变为氢原子。 只有原子氢才能进入金属内部。 常温下氢脆问题不是很明显，但交变载荷下的疲劳问题确实存在。 我们在储氢设备中使用了许多非金属材料，例如塑料内胆和橡胶密封圈。 如果在高压氢气环境下长期使用，塑料衬里可能会出现氢气渗透和氢老化问题，橡胶密封圈可能会出现吸氢膨胀和开裂的问题，但35兆帕以上风险更大。 由于老化等原因，碳纤维与树脂基体之间也可能出现分层。 塑料内衬的刚性不够，可能会弯曲和变形。 这些情况已基本掌握，并已采取有效措施加以避免。 无需过于担心。

其次，我们来谈谈高压气体和氢气储运设备的设计和制造中存在的问题。 加氢站有很多储氢容器。 美国、欧洲、中国已大量制造此类金属压力容器和非金属压力容器。 一般压力容器不超过100兆帕，因为超过100兆帕的称为超高压容器。 标准规格 不行，成本较高。 氢容量与压力和体积有关。 目前99兆帕一般为一立方米左右，50兆帕为七八立方米。 我们团队正在实验室制作测试容器，我们可以做到140兆帕、1.35立方米。 在这一领域，不少企业已经在中国实现了本土化。 不存在技术问题，但经济性相当。 还有复合材料容器。 国外已实现103.5MPa的IV型瓶组，我国也已制成87.5MPa的III型瓶组并示范应用。 国产储氢压力容器本身并没有什么大的技术问题，只是经济比较的问题。

充氢需要压缩机。 氢气压缩机一般有隔膜式、液体驱动式、离子液体式三种。 国产隔膜压缩机45兆帕以下没有大问题，但90兆帕以上压缩机正在研发中，正在进行可靠性验证。

氢气使用过程中需要配管件和阀门。 35MPa以下可以国产，70MPa以下不行。

氢气公路运输需要长管拖车或管束集装箱。 欧洲和美国的压力为50兆帕，一辆车可以装一吨氢气。 它采用塑料内胆和碳纤维包裹气瓶，单瓶储氢密度达到5.1wt%。 我国仅有纯金属或金属衬里碳纤维包裹气瓶。 我们最多只能达到 20 MPa。 一辆车最多可承载0.6吨。 单瓶储氢密度为2.3wt%。 我们团队最近开发出了大容量的塑料内衬，但整个长管拖车产品还处于试生产过程中。 预计明年底投放市场，产能52兆帕，总储量约1吨。

通过管道输送氢气有两种方式，一种是纯氢气，另一种是天然气管道与氢气混合。 中石化和中石油也有类似的石化纯氢管道。 中石化计划建设内蒙古至北京燕山全长400公里的纯氢输送管道。 压力不会超过10MPa，温度正常，不存在氢脆问题。 加氢管道在天然气中添加15%至30%的氢气，相当于减少了碳排放。 如果氢气被分离出来并用于终端的燃料电池，它仍然会消耗能量。 天然气掺有15%~30%的氢气安全性没有问题，但仍然是经济问题。 由于氢气的热值为3000大卡/立方，天然气的热值为12000大卡/立方，从单位时间输送的热值来看，经济上不可行。 然而，如果在一些炼油厂或煤化工厂中，有多余的原本打算排放到大气中的氢气，那么收集这部分氢气并将其添加到天然气管网中是划算的。

放置在车辆中时，氢气必须装在钢瓶中。 中国有小型储氢瓶，就像油罐一样。 过去我国通常使用35MPa的Ⅲ型瓶。 近期还开发出70MPaⅢ型瓶。 现在我们要制作一个 70 MPa IV 型瓶。 国外为70MPa IV型瓶，储氢密度为7.7wt%，并配有70MPa瓶口阀。 我们和中材科技正在开发70 MPa IV型瓶。 样机已经制作完成，各项测试均达到要求。 应该会在今年年底投放市场。

氢能源使用的钢瓶及其他部件必须在实际工况下经过500次氢循环测试。 现在中国已经建立了这样的试验装置，140兆帕，完全可以满足联合国GTR13的试验要求。 日本丰田和法国的欧洲产品在中国也委托我们进行测试。

氢燃料电池堆需要一定压力的空气才能运行。 目前，空气压缩机可以在3至4个大气压下运行，但我们的产品比国外产品噪音大。 目前我们在降低空压机噪音方面取得了显著成效。 用于回收电堆出口未反应氢气的氢气循环泵目前无法制造，需依赖进口。 这项开发工作正在进行中。

液态氢过去主要用于航空航天领域，尚未商业化。 液氢最大的问题是大规模低能耗氢液化过程。 降低能源消耗非常重要。 美国目前能做到的氢气液化工艺是每天10到18吨，而我们每天只能做到2.5吨。 大规模的氢气液化工艺，包括膨胀机、冷箱等设备，对我们来说仍然是一个难点，还没有完全解决。 中科富海和国富氢能正在研发8.5吨/日氢气液化装置，希望取得突破。

储存液态氢的储罐具有类似于水瓶的双层结构。 它有一个内桶和一个外桶。 中间被疏散。 内部为-253度液态氢，外部为常温。 一旦绝缘失效，将非常危险。 美国已实现储罐容量3500立方米和4700立方米。 我们过去在负163度液化天然气设备的开发上比较成功，包括大容量液化天然气储罐和液化天然气罐车。 国富氢能源正在制造200立方米民用液氢储罐，中国也制造了36立方米液氢罐车。 大容量液氢储罐的真空绝热设计和支撑结构设计有一定难度。

液氢行业有许多泵、阀门和化油器。 这些事情对于我们来说都是非常困难的。 基本上，液氢环境中使用的泵和阀门，包括电机仍然依赖进口。 未来五年重点研究液氢泵阀。 国内一些航天部门也有自己的研制，但非常臃肿，需要预冷。 此外，一些原型机未来还需要进行一些验证工作。

还有一种车载液氢储存装置，相当于放置在车辆上的一个小型液氢罐，使用频繁。 因为小水瓶的杜瓦瓶结构已经比较成熟，但如果用在汽车上，其可靠性还需要验证，技术本身并没有太大难度。

四是低温高压超临界储氢设备。 刚才提到的双层真空法一般可以保冷一周左右。 从新疆到广州旅游御寒怎么办？ 国外已提出超临界储氢。 将氢气冷却至-210度至-240度，并施加约20MPa的压力。 它具有一定的气体和液体性质，具有很好的保冷效果，可保存六至七周。 ，甚至十周也没有任何问题。 该技术已在美国进行示范和应用。 我国目前还没有这个产品，但我们已经开始了前期研究。

还有加压固态储氢设备的设计和制造。 镁合金、锆系合金、钛铁合金等，北京研究院和华南理工大学正在做这方面的工作。 一些研究机构开发了示范性可再生能源发电储能系统和备用电源系统。 广东、辽宁等地也有5兆帕固态储氢公交车在示范应用。 目前，针对整体储氢的合金研究较多，但储氢合金作为可供氢的装备产品的实际应用仍在探索中。 重庆大学潘院士和上海交通大学丁院士主张镁基储氢合金。 合肥研究总院正在研究钒基和钛铁基储氢合金。 加压固态储氢设备主要用于对重量不敏感或需要配重的场合。 国内很多单位都在研究未来可以用在船舶上以及叉车需要配重的场合的产品。

与发达国家相比，我们还有很多问题需要解决。 我们的总体技术路线是到2025年解决高压气态氢储存和运输的技术问题并实现自主可控； 到2030年，解决液氢储存和运输的技术问题。

我认为金属材料常温高压氢脆问题可能被高估了。 只有原子氢才能进入金属材料内部，但分子氢转化为原子氢需要一定的条件。 国内外研究和实践表明，200度以下、35MPa以下的氢气环境不太可能引起金属氢脆，室温基本没有影响。 因此，没有必要“谈氢色”。

氢能机遇与挑战并存。 用煤制氢非常便宜，通常为每立方米50至80美分； 光伏和风电电解水制氢的成本可能为每立方米50美分，甚至每立方米35美分。 如果利用废电电解水制氢，每立方米成本约为50美分。 特高压输电成本仅为0.985元/吉焦/百公里，高压天然气传输成本为0.64元/吉焦/百公里，氢气传输成本超过20元/吉焦/百公里。 显然，储运环节非常重要。 氢的价格影响很大。 电力路线和氢路线是互补的。 它们解决了可再生能源发电的并网传输问题。 将电力连接到电网并将其输送到需要氢气的地方以现场电解水，这是降低成本的最佳方式。 如果可再生能源并网技术解决不了问题怎么办？ 运输氢气是必要的。 目前管道氢气运输成本较高。 另一方面，虽然化石能源制氢成本低廉，但对于碳中和和碳减排作用不大。 虽然绿色电力支持的氢有利于碳中和和碳达峰，但成本太高，除非经济下降，否则老百姓不会使用。 因此，氢气可以产生热量，但用途并不多。 目前仅在上海、山东、佛山等地进行示范使用。 未来，液氢技术发展后，卡车和轮船都可以使用它。 目前，氢能的一些概念正在被炒作，但距离价格能够被普通人接受还有很长的路要走。

氢电互补是国际趋势。 电力易于运输，但不易储存。 氢则恰恰相反。 两者结合形成氢电互补系统。 未来，至少可再生能源发电后，将未使用的电力先转化为氢气并储存起来是没有问题的。 现在储存能量的方式有很多，但我认为氢能储存是一个很好的方式，比压缩空气储能更好。 压缩空气储能、抽水蓄能、飞轮储能、锂电池储能等均可根据实际情况进行选择。 清华大学何院士认为，50年、60年后新能源就能完全满足人类生活和生存的需要。 到那时，如果新能源满足了我们的需求，就不会有化石能源的碳排放问题了。

此外，很多人担心氢气的不安全性、氢脆以及氢气和氮气合成氨等问题。 现在世界上有人直接在汽车、火车的内燃机中燃烧氨。 氨很容易储存，变成液体后储存密度也很高，但它安全吗？ 不必要。 如果氢气不在密封环境中释放并向上运动，就不会爆炸； 如果氨气向下流动，会引起窒息中毒。 氢气的爆炸极限较宽，氨的爆炸极限较窄，但毒性后果比氢气更严重。 我们的氢循环实验室安装了很多传感器，屋顶可以打开。 一旦氢气浓度超标，排气装置打开，很快一切都会好起来。 全国各地因氨泄漏造成人员伤亡的案例多有发生，但涉及氢气的致命事故却很少见。 氨的安全性不如氢。

氨是合成氨。 过去是高温方法。 它必须在 350 度和 320 个大气压下合成，这非常消耗能源。 如果分解成燃料电池用的高纯度氢气，分解会消耗能量。 现在很多国家都在探索氨的低温合成和氨的低温分解，这需要使用很多贵金属作为催化剂，成本也非常高。 如果能够保证纯氢的安全性，可以不使用氨。

其他人提出用二氧化碳合成氢气并将其转化为甲醇或汽油。 本质上，氢气是燃烧的，二氧化碳只是载体。 使用生物质合成甲醇固然很好，但使用氢气和二氧化碳合成甲醇需要额外的能量。 它还消耗能量将终端分解成氢气，那何必呢？ 另外，如果直接燃烧氨并由内燃机直接驱动，还会存在氮氧化物排放的问题，氮氧化物对大气的危害比二氧化碳更大。 我个人认为，如果我们的纯氢路线能够保证安全的话，氨氢路线和甲醇路线是可以避免的。 当然，现在有不同的意见，这个都可以讨论。 关键是经济学，哪种经济应该采用哪种方法。 对于纯氢的储存和运输，无论是气态氢还是液体氢，都可以保证服务安全性。

氢能是未来能源系统的重要组成部分，将促进与氢和电的互补的现代能源供应系统的构建。 到2050年，到2050年，氢能将占我国终端能源消耗系统的10％，到2060年。 机遇和挑战在氢能的发展中共存。 在现有的设计，制造和维护条件下，可以保证纯氢存储和运输设备的安全性。 关键是如何进一步降低成本并改善经济。

谢谢你们！