面向碳中和的新能源汽车与车网互动技术展望*

2022-05-05魏一凡韩雪冰卢兰光王贺武李建秋欧阳明高

汽车工程 2022年4期

魏一凡，韩雪冰，卢兰光，王贺武，李建秋，欧阳明高

（清华大学，汽车安全与节能国家重点实验室，北京 100084）

前言

联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）的《第六次评估报告（AR6）》已确认，工业革命后人类活动产生的碳排放是导致气温升高的主因。由此将导致热浪、极端降水等极端天气的增加；特别是对于城市来说，气候变化将严重影响交通出行和能源供应。将温升控制在1.5℃以内和2050年实现碳中和已经成为国际社会的焦点主题。目前，欧盟、英国、美国、中国等多个国家已经做出了明确的碳中和路线图。与其他国家相比，我国减碳压力更大。例如，美国已于2007年碳达峰，并宣布将于2050年碳中和。而我国仍处于工业化、城镇化进程中，一次能源消费仍呈现增长趋势，碳排放也仍处于增长阶段。因此，根据我国设定的2060年实现碳中和的目标，我国从碳达峰到实现碳中和的时间比美、欧、日更短，如图1所示。

图1 中美欧日碳达峰到碳中和时间

我国始终高度重视应对气候变化，坚持绿色发展、循环发展和低碳发展，一直将其作为促进高质量可持续发展的重要战略举措。2020年9月22日，习近平总书记在第75届联合国大会一般性辩论上郑重宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。这一重要宣示为我国应对气候变化、绿色低碳发展提供了方向指引、擘画了宏伟蓝图。

为如期实现碳达峰、碳中和的目标，须大幅提高可再生能源比例，降低化石能源比重，新能源革命是实现碳中和的必经之路。现阶段，我国可再生能源发电占比快速升高，发电成本不断下降，到“十四五”末（2025年），可再生能源的发电装机占中国电力总装机的比例将超过50%；到2035年，光伏发电成本可降至0.1元/（kW·h），风电成本可降至0.2元/（kW·h）。我国的光伏和风电技术与成本已经完全具备大规模推广条件，到2050年，我国非化石能源比重将提升至78%~80%，其中风电将占到能源消费的38.5%，光伏占到21.5%，水电占到9%（图2）。高比例可再生能源将为传统电力系统带来颠覆性变化。

图2 2050年中国发电量结构预测

然而高比例可再生能源的消纳，将为电力系统的安全稳定运行带来革命性挑战。据测算，在现有电力网络传输能力下，须至少按照可再生能源装机容量的16%配置储能，在碳中和情景下需要配置800 GW储能容量和大约5 h储能周期，带来巨大的社会投资和自然资源投入。在此背景下，储能技术将成为制约高比例可再生能源的新型电力系统发展的瓶颈，而新能源汽车有望成为突破这一瓶颈的重要技术途径。

一方面，新能源汽车本身即是新能源革命的重要组成部分。“十五”以来，我国新能源汽车产业从无到有，2020年我国新能源汽车产销量超过130万辆，占全球50%以上，处于领先地位。中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》预测：2030年，新能源汽车销量将达到汽车总销量的50%左右，保有量约1亿辆。而随着乘用车车队电动化，2050年道路直接二氧化碳排放将从2019年的8亿t降低到0.3亿t，减排潜力巨大。

另一方面，电动汽车电池储能是分布式、小规模、短周期储能的最佳选择。2060年电动汽车的保有量将达到约3.9亿辆，以每辆装载电池60 kW·h测算，电动汽车储能将超过230亿kW·h，可以满足电网日间储能的需求。随着电动汽车数量的增加，智能有序充电与车网互动（vehicle to grid，V2G）将成为碳中和的重要支撑。电动汽车将成为用能和储存能源的终端。

氢能及其载体是可再生能源集中式、大规模、长周期存储的最佳选择：在能源利用充分性、规模储能经济性、与电池放电互补性和制运储方式灵活性等多个角度都具有优势。氢能燃料电池车辆是氢能交通的先驱，氢能交通是氢能利用的先导，其使命是带动氢能的全面发展。

最终，电池和氢能共同构成主流的储能方式。电动汽车分布式储能将与集中式氢能电厂发电耦合，可以分别满足短周期和长周期波动平衡的要求。从该角度看，新能源汽车的规模推广将有力破解新能源革命的瓶颈。交通和能源将会相互融合，实现一体化发展。

1 新能源汽车与分布式储能

1.1 电动汽车技术与市场发展

2011年我国在全球率先确立了“纯电驱动”的新能源汽车发展技术路线，引领了世界新能源汽车发展潮流。10年来，我国新能源汽车产业从无到有，2021年前10个月我国新能源汽车销量已经超过210万辆，预计全年销量将达到260~300万辆，呈现爆发式增长态势。

电动汽车的技术与市场发展受到很多因素的影响和促进，同时电动汽车也会带来新的节能技术与碳减排贡献，动力电池作为电动汽车最核心的部件之一，其市场与发展也是电动汽车发展的重要组成部分。本小节基于《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，结合其市场发展的驱动因素和最新市场动向，尝试给出在“双碳”目标背景下电动汽车市场总量的预测判断。

1.1.1 加速电动汽车市场发展因素

在碳达峰碳中和的政策与新能源革命的促进下，电动汽车除了具有交通功能属性，还将具有智慧能源属性和互联互通属性等。动力的电动化和自动驾驶的发展将为电动汽车的交通出行带来很多创新的场景和途径；随着智能终端和智能网联的发展，智能座舱、车−路−人−云的一体化融合等都将充分展现电动汽车的互通互联功能。

电动汽车加速发展的因素主要包括技术因素、市场因素和政策因素。

技术方面包括：电池材料体系和电芯的改进、电池单体到电池包（cell to pack，CTP）、电池到底盘（cell to chassis，CTC）等电池系统工程创新的技术革命；随着功率半导体器件的发展，电机控制器的功率密度将不断提升；热管理方面，针对电池系统和整车系统的低温加热技术、热泵技术、电池系统冷却等热管理技术不断发展；随着智能化的电控系统、高体积比能量的电池系统、高体积比功率的电驱动系统的应用，电动化将引起底盘平台化和模块化，对汽车设计也带来变革性影响。

市场方面，如图3所示。《2021中国新车购买意向研究（NVIS）》报告显示，95后购车人对新能源轿车和新能源SUV的购买意向很高。电动汽车的消费市场逐渐向年轻、科技感、快消化、高颜值等方向发展。此外，电动汽车的后市场交易活跃度明显增高，汽车租赁共享、售后维保、二手车交易等平台快速发展。

图3 电动汽车发展市场因素

政策方面，如图4所示。在碳达峰碳中和与新能源汽车革命的促进下，我国近年来不断发布促进新能源汽车的利好政策以促进产业发展。如购车补贴、双积分政策、碳税碳交易和绿证政策等。此外，美国计划在2030年之前实现50%的在售车辆为零排放车辆的目标；欧盟计划在2035年之前禁售燃油车等。国内政策和国际形势都在促进电动汽车的进一步发展。

图4 中国新能源政策促进产业发展的历史与未来

1.1.2 电动汽车市场总量预测

在多种激励因素的作用下，新能源汽车总量应符合自然增长曲线（S曲线）或Logistic growth曲线增长规律，其数学表达式为

式中：()为年份中国汽车销量的预测值；为销量的饱和值；Δ为从10%的值增长到90%的值所需的时间；为达到50%的值的年份，也为曲线的转折点。

根据国家统计局和工业和信息化部装备工业发展中心1978年以来的汽车销量数据，结合式（1）可以预测出我国汽车年总销量的饱和值。再基于《节能与新能源汽车技术路线图2.0》的关键年份的新能源汽车销量的渗透比率，则可以预测出新能源汽车的年销量，如表1和图5所示。随着新能源汽车销量的增加，传统燃油汽车销量逐渐降低；2030年左右，新能源汽车销量占比将达50%左右，其中新能源乘用车1 700万辆左右；新能源汽车销量在2040年前增长迅速，到2050年左右逐渐趋于平稳，达到饱和值约3 900万辆。

表1 我国汽车销量预测（万辆）

图5 我国汽车产销量历年变化及预测

假设电动汽车的寿命周期为10年，根据Logistic曲线和《节能与新能源汽车技术路线图2.0》预测数据计算，我国新能源汽车的保有量增长趋势如图6所示，到2030年，我国新能源汽车保有量将达1亿辆；2035年将达到2亿辆；2040年达到3亿辆；2050年达到3.6亿辆左右，新能源汽车市场逐渐趋于饱和。从不同类型的新能源汽车来看，乘用车的增长最迅速，占据主导地位；商用车和专用车将随着时间和技术发展，逐步实现全部电动化。

图6 我国新能源汽车保有量增长及预测（万辆）

1.2 电池可持续发展

电池是新能源汽车的关键部件，其技术的革新与发展也将对新能源汽车与新能源革命产生重大影响。近10年锂离子电池系统成本下降了85%，2020年已经降至0.6~0.9元/（W·h）。《节能与新能源汽车技术路线图2.0》规划了未来电池比能量、寿命和成本的发展目标。其中，动力电池发展路线图如图7所示。由图可见，预计到2025年，三元电池成本将降至0.6元/（W·h），磷酸铁锂电池成本降至0.4元/（W·h）；三元电池循环寿命大于1 500次，磷酸铁锂电池循环寿命大于5 000−10 000次；随着固态电池等技术的发展，下一代锂电池能量密度有望达到或超过500 W·h/kg，进一步支撑电动汽车和储能的发展。

图7 动力电池发展路线图

从长远来看，车用动力电池与储能电池发展趋同。储能电池在寿命方面更好，而动力电池低温性能更佳。在安全性方面，分布式的动力电池比集中式的储能电池更具有优势，主要体现在失效概率低、损害程度小和灭火难度小。总结来看，车载动力电池作为一种低成本、大规模、分布式的储能方式，具有显著优势，也为车网互动奠定了基础。

1.3 充换电模式及其基础设施的发展

新能源车的能源补给方式与传统燃油车有较大的不同，因此新能源车的发展也将推动相应的基础设施迅猛发展。

图8给出了不同类型电动汽车出行特征和能量补给方式的对应关系。对于私家乘用车，平时在家或者单位以慢充为主，超级快充主要发生在高速公路长途旅行期间（一般而言SOC低于50%）。北京城管委2019年对8万辆电动乘用车统计表明：自有充电桩慢充总电量占比已达75%，不足30%的公共充电中，快充占比已达85%，符合发展预期。

图8 电动汽车能量补给方式

对于商用车，货车日均行驶里程约为305 km，公交车日均行驶里程约为165 km，物流车日均行驶里程为90 km。这类车辆如使用公共充电桩等方式补电，将存在缩短车辆运营时间、车辆占用场地大、充电功率利用率低，以及对电网短时冲击大和充电站规划建设难度大、成本高等问题。因此，对于货车而言，由于大功率充电设施稀缺，运营效率要求高，补电方式以换电为主；而公交、物流车到站停车时间较长，补电方式以专用充电桩为主。

基于以上对充换电技术和场景的判断，以及1.1节对各类电动车型总量的预测，可以估计未来充换电总能量与功率的增长，并预测充换电基础设施规模，如图9所示。以私家车为例，现有日均大功率和小功率补电量约为989万kW·h和10 867万kW·h，到2030年将分别增长至约为现在的8倍和5倍，到2040年则将分别增长至约为现在的15倍和16倍。这里慢充基础设施需求的预测值稍高于《节能与新能源汽车技术路线图2.0》的规划。

图9 充换电需求与基础设施规模预测

随着超级快充、充储一体、电池充电检测的规模化应用，充电业务的场景与商业模式还将更加灵活。其中换电具有特殊的商业特点，可以与充电优势互补协同发展，智慧联动，共同为所有消费者提供补电服务，尤其换电提供的可调度电池资源可用于缓解快充的配电压力，助力交通深度电气化。根据充电场景的划分，充电基础设施建设要求和技术方案汇总如图10所示。

图10 充电基础设施建设

未来充电基础设施发展的总体趋势将包括充电服务能力快速提升、充电技术进步与多元化发展、标准化与互联互通趋势、安全保障体系构建和车网互动的低碳智慧能源系统。基础设施建设将会进一步支撑交通与能源融合发展。

1.4 智能充电和车网互动

1.4.1 无序充电的冲击

根据1.1节和1.3节的预估，到十四五末期，将有约3 000万台电动汽车的充电负荷接入电网，最大充电总功率将超过1亿kW。电动汽车充电带来的海量分布式新增负荷，给电网安全运营和经济调度带来巨大挑战。

对197辆电动汽车出行和充电行为进行统计分析，得到电动汽车日出行里程、出行概率，以及充电起始SOC、单次补电量、充电起始时间等统计变量分布，如图11所示。假设上述分布为电动汽车的一般行为特征，结合电动汽车数量和电力负荷增长的预测，采用蒙特卡洛模拟方法对2030年、2035年和2040年电动汽车充电行为进行建模，分别按照8 000万辆、1.8亿辆、2.7亿辆电动乘用车计算，其中单辆车的充电时间的计算公式为

式中：为充电初始 SOC；为电池容量；为充电功率；为充电效率。而单个车辆出行和充电的特征参数由上述统计分布抽样得到，如图11所示。

图11 电动私家车日出行及充电特征统计

电动汽车冲击电网负荷预测如图12所示，在2030年、2035年和2040年预测峰值负荷分别为15、17.8和19.3亿kW的基础上，如果采用统计数据中无序充电的分布模式，由于充电的时间段集中在晚上和白天的用电高峰，电动汽车的充电负荷将使电网最高用电负荷分别增加约9.79%、12.19%和20.11%。采用智能有序充电和车网互动的技术，有助于减小电网增容投资的压力。

图12 电动汽车冲击电网负荷预测

1.4.2 车网互动的作用与潜力

根据1.3节基础设施部分预测，预计2030和2035年慢充桩数量将分别达到7 000万和1.5亿台；到2040年，车桩比能够小于1∶1，即桩比车多。同时，在以私家车慢充为主的场景下，车辆停放时间长、可接入电网数量大，电动汽车具有参与大电网负荷调节的巨大潜力。根据出行期间无法参与车网互动的约束条件，以及车载平均SOC的限制，得到的电动汽车参与V2G的能量和功率潜力分别如图13和图14所示。

图13 2040年日均电动汽车可调度电量测算

图14 2040年日均电动汽车可调度功率测算

从能量的角度看，到2040年，我国电动汽车保有量达到3亿辆，每辆车平均电量大于65 kW·h，则车载储能容量达到和超过200亿kW·h，与我国每天消费总电量基本相当。若进一步考虑出行需求，乘用车每日可灵活参与电网调度的平均电量仍可以达到104亿kW·h。

从功率的角度看，到2040年，我国电动汽车保有量达到3亿辆，乘用车停充补电采用15 kW双向充电桩，根据日出行概率分布，新能源汽车对电网功率支撑的能力达到29~35亿kW，约为当年全国非化石能源装机总量的一半。

以北京为例，目前北京市电动汽车保有量达到50万辆，如果乘用车停充补电采用15 kW双向充电桩，新能源汽车对电网功率支撑的能力约700万kW，达到当前北京市电网最大负荷的1/4。能够满足应急备用和频率与峰谷调节的需求。

采用文献［17］中的方法，考虑电动汽车出行和充电行为边界，对高比例可再生能源场景下有序充电和车网互动的具体场景进行测算。

2035年和2040年电动汽车V2G场景分析如图15所示。由图可见，在风电、光伏等可再生能源装机的场景下（本分析中考虑风、光发电占比分别为42%和56%，煤、气发电占比为27%和12%），一方面有序充电将部分高峰期负荷转移至发电量充足的时间段，另一方面电动汽车V2G分布式储能在日间提供了超过60和100亿kW·h的能量，即便考虑波动较大、工况恶劣的特殊天气，电动汽车分布式储能也可以满足3~5天内的日间电量的调峰转移。

图15 2035年和2040年电动汽车V2G场景分析

再进一步，电动汽车V2G还可扩展为V2X（vehicle to everything），为家庭、楼宇、小区、微电网和大电网提供备用容量、峰谷调节和频率调节等服务，如图16所示。根据美国加州独立系统运营商（CAISO）定义，V1G指“单向管理充电服务”，即智能有序充电，仅改变汽车充电时间或充电速率；而V2X包含反向功率流，具有多种尺度调节潜力。

图16 车辆与电网互动的多种场景

1.4.3 车网互动发展路径展望

车网互动的发展路径要求深度耦合电动汽车保有量和电力系统可再生能源渗透率的发展预期。随着电动汽车按照Logistic型曲线的激增，对电力系统的冲击逐渐增大，有序充电须首先实现快速发展，促进新能源汽车的渗透。根据现有基础设施和协议标准情况，按照从易到难、由点及面、逐层推进的思路，规划出车网互动发展路径展望，如图17所示。

图17 车网互动发展路径展望

2021−2025 年：加快完善智能有序充电相关标准，完善配套政策机制和建设运营模式，实现重点区域应用和参与电力交易的试点；此阶段V2G技术与标准化相关准备工作初步就绪，制定基础设施改造与V2G车型商用化目标，率先在重点区域实现V2G商用试点。

2026−2030 年：智能有序充电成为主流建设运营模式，电网对大功率快充场站和社区充电桩的接入能力显著提升，电动汽车消纳绿电比例大幅提升；V2G率先在重点区域实现商用化，V2G电网基础设施升级改造范围和比例快速提升；充电场站和新能源汽车用户全面参与电力现货、绿电交易和辅助服务市场交易。

2031−2035 年：智能有序充电模式实现对大功率公共快充场站、自建专用场站以及社区和单位充电桩的全面覆盖，实现高比例错峰充电与消纳绿电。V2G实现居民区等规模商用场景覆盖，日储能调节潜力将达到80亿kW·h左右。通过“外部煤电替代效益”，新能源汽车实现整体“净负碳排放”，成为碳中和的重要支撑。

2036−2040 年：电动汽车智能双向互动全面发展，渗透率预期达到100%。

2 氢能交通与氢能多元利用

氢能的产业链长、价值高、覆盖面广，被认为是能源低碳转型过程中理想的能源互联媒介。氢能在能源低碳转型中具有优势，其战略意义在于可再生能源转型中的大规模能量储存与多元化利用需求，也是众多传统产业（化石、煤炭、电力、钢铁等）转型升级的理性选择。

氢能是集中式可再生能源大规模、长周期、低成本储存的最佳途径，并将成为新能源电力系统的核心技术。第一，能源利用充分，大容量、长时间的储能模式能更充分利用季节性波动的可再生能源。第二，规模储能经济，固定式规模化的储氢比电池储电的成本低一个数量级以上。第三，与电池放电互补，二者不仅在储能周期和动态频率上互补，并且氢能及其载体能够用于燃料电池、燃气轮机、内燃机等特殊场景。第四，制运储方式灵活，可以采用长管拖车、管道输氢或掺氢、长途输电至当地制氢等各种方式，还可以转化为甲醇和氨等氢能载体进行储运。

在氢能交通方面，氢能交通是氢能利用的先导，其使命是带动氢能的全面发展。目前，氢动力主要包括氢内燃机和氢燃料电池发动机两个技术路线，其中氢燃料电池发动机发展较快。作为氢能交通的先驱，氢燃料电池轿车将带动氢能在交通领域更广泛应用。

2.1 氢能发展现状

人类认识氢仅有200多年的历史，由于其质量能量密度高，较早地应用于动力和发电领域。目前，氢广泛应用于化工领域，2018年全球各类氢产量为1.15亿t，主要用于精炼、合成氨和合成甲醇，共占总消费量的70.4%，同时陆续开展了天然气掺氢和氢冶金的示范。进入 21世纪后，氢燃料电池汽车带动了氢能的商业化，并拓展到燃料电池机车和船舶等。中国氢能联盟数据显示，2019年我国氢气产量约3 342万t，主要用途是合成氨、合成甲醇等以及炼化与化工。如图18所示，氢能的产业链长，附加值高，行业覆盖面广，本文中重点关注氢能在交通和电力领域的制取和应用。

图18 氢能产业链组成示意图

氢燃料电池作为氢能应用的核心技术和产品，近年来保持较高的增长速率。按功率计，2020年全球交通用燃料电池出货量占全部燃料电池出货总量的75.3%，如图19所示。截至2020年底，全球氢燃料电池汽车保有量为34 804辆，其中亚洲占65%、北美占27%、欧洲占8%。

图19 2016−2020年全球燃料电池出货量

氢的生产按照制氢技术路线主要有化石原料制氢、工业副产氢和水电解制氢。随着能源体系转型，制氢方式将从目前的化石原料制氢为主导逐步过渡到以可再生能源水电解制氢为主导。水电解制氢产业链组成如图20所示。

图20 水电解制氢产业链示意图

当前全球氢气大部分来自于化石燃料。国际能源署（IEA）报告指出，2018年全球纯氢需求量约为7 000万t，含氢合成气约4 500万t，仅有不到0.7%来自可再生能源或者在生产氢的过程中配备碳捕集、利用和封存设施（CCUS）。生产氢气的CO排放量达8.3亿t。而由可再生能源电解制得的氢气不造成额外的碳排放，被认为是真正意义上的“绿氢”。

绿氢应用可有效降低生产过程中的碳排放。生产1 t钢铁、1 t氨和1 t甲醇的CO排放分别为1.4、2.4和 2.1 t，2020 年钢铁、氨和甲醇的生产共排放32.7亿t CO，生产过程共计需要约5 000万t氢气。按照 2018 年生产 1 t氢气排放 11.23 t CO来计算，若上述过程使用绿氢，则可以减少5.6亿t CO排放，对工业领域减排具有显著贡献。同时，氢也可用于民用领域，如合成天然气。我国有大量的焦炉煤气、工业副产氢用于合成天然气，以弥补天然气进口量不足；欧洲也在居民用天然气中掺氢以减少碳排放。

总结来看，氢能的战略意义在于其在可再生能源转型中的大规模能量储存与多元化利用需求，作为弹性能源载体可以连接不同能源行业和输配网络，在能源低碳转型中具有较好的产业优势，如图21所示。第一，氢能是众多传统产业转型升级的理性选择，技术延展性好，而不是完全颠覆原有产业；第二，氢能产业链广、产值高、吸收就业人口多、应用覆盖面广，可广泛用于石油炼制、化肥、集成电路等产业，并带动电解槽、燃料电池和储能装备等的发展；第三，氢能既有能源属性，可用于可再生能源的储存，还具有原料属性，绿氢可以用于发电或者作为绿氨或者绿色碳氢燃料等的合成原料。

图21 氢能战略意义

2.2 绿氢发展技术路线

水电解制氢技术被认为是目前最经济可行的清洁制氢方式。典型的水电解制氢方式包括碱性（Alkaline）电解、质子交换膜（PEM）电解、阴离子交换膜（AEM）电解和固体氧化物（Solid oxide）电解4种，如图22所示。

图22 4种典型的水电解制氢技术原理

作为可再生能源消纳和绿氢制取的重要方式，推广合理的制氢方式对行业发展和政策制定有重要影响。从技术成熟度上来看，碱性电解技术的成熟度最高，阴离子交换膜电解技术的成熟度最低；从与可再生能源耦合难易的角度来看，质子交换膜电解的动态性最佳，负荷范围最广；从大规模储能和利用的角度来看，固体氧化物电解能够实现同一套装置的可逆操作，既可以正向水电解，也可以反向进行发电，且不局限于氢气，最适合用于可再生能源的大规模存储和利用。

除了水电解制氢之外，还有其他的技术路线可供政策制定者参考。碳氢化合物重整制氢、氨分解制氢等技术相对成熟；高温热解水制氢、光电解与光催化水分解制氢和生物质气化制氢等技术也具有一定的应用前景。

2.3 氢能交通发展

目前发展较为迅速的氢能交通，主要是燃料电池汽车，有助于带动氢能的全面利用。截至2021年8月底，根据工信部发布公告显示，燃料电池汽车公告累计384款（不含底盘）。针对目前已经发布的燃料电池车，按照汽车总质量与续驶里程定位，结果如图23所示。目前主要车型的续驶里程集中在200−800 km，仅有少量车型达1 000 km以上。

图23 燃料电池车质量与续驶里程分类

车用燃料电池的整体发展目标是高功率密度、长寿命、低成本，但是乘用车与商用车的侧重点有所不同。据《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，面向乘用车的燃料电池电堆的要求是低成本和高功率密度。商用车日均行驶里程远比乘用车长，使其使用成本占据全寿命周期成本的主导地位。为此，面向商用车的燃料电池电堆要求长寿命和高效率。

对于车用燃料电池，目前主要存在石墨双极板和金属双极板两大技术路线。其中，国际上金属板电堆以丰田公司的MIRAI为典型代表，石墨板电堆以巴拉德为典型代表。总体而言，国内燃料电池产品研发比国外晚，但其功率密度和冷启动能力已经与国外产品相当。目前，国内的金属板和石墨板燃料电池系统在功率等级、功率密度、峰值效率和冷启动能力方面相当。石墨板电堆相比金属板电堆存在寿命方面的优势。国内外典型燃料电池的输出功率和比功率的分布如图24所示，石墨板和金属板两种系统的总功率与比功率皆呈正相关关系。

图24 典型燃料电池产品输出功率和比功率分布

2.4 氢能多元利用

2.4.1 氢储能

氢作为一种能源载体，在未来高比例可再生能源场景下可作为长周期储能的选择。典型储能路径比较如图25所示，在所有储能技术中，氢及其载体（氨、甲醇等）更适用于长周期储能，这主要得益于氢储能容量和功率解耦特性，即成本不会随着储能周期的延长而显著增加，而电化学储能成本则随着放电时长增加有显著增长。

图25 典型储能路径比较［35］

虽然相比于其他储能方式，氢储能更加适用于长周期大规模存储，但目前氢储能还有待在效率、成本等方面进一步突破。随着可再生能源制氢技术和氢或氨热机的技术进步，预计到2040年采用氢或氨储能的度电成本将显著低于采用碳捕捉与封存技术的天然气发电厂。图26展现了氢储能的典型应用场景，在发电侧，可再生能源富余时水电解制氢并存储，可以合成其他氢载体用于长途输运，或者在可再生能源出力不足时向电网送电；在电网侧，可以采用谷电制氢，用作化工原料或火电厂集中发电的燃料。

图26 发电侧与电网侧氢能存储

2.4.2 氢能在集中发电场景中的应用

由2.3节可知，氢储能的方式包括纯氢和氨与甲醇等氢的化合物。其中氢和氨是目前集中发电场景中的两种主流氢能载体。以氢和氨为燃料的发电装置主要包括氢/氨燃料电池、氢/氨内燃机、氢/氨燃气轮机3类。

对于燃料电池，以氢为燃料主要包括质子交换膜燃料电池（PEMFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC），以氨为燃料主要以SOFC为主。PEMFC通常在约80℃温度下工作，能够快速响应荷载变化，因此适合交通运输应用，以及需要快速启动或必须对荷载变化做出反应的固定式、备用或便携式电源中。相比PEMFC，SOFC的工作温度更高（800~1 000℃），效率也更高，但是寿命较短且变载能力差，因而更适合应用于模块化和公用规模的集中发电系统。

将现有的柴油/汽油（或天然气）内燃机和燃气轮机进行改造以适应氢/氨燃料是快捷且开发成本较低的方法。但是，由于氢/氨与柴油、汽油特性的不同，面向氢/氨燃料的内燃机和燃气轮机改造仍面临较多挑战。氢/氨与汽油、柴油等常规燃料的燃料特性对比如表2所示。相比汽油和柴油，氨的点火温度明显较高，而热值明显较低，导致氨燃料点火困难且能效较低，此外氨还存在腐蚀、排放、裂解等问题；氢的体积能量密度明显较低（2.1 MJ/L），仅为汽油的1/15，但火焰速度更快（291 cm/s），约为汽油的4倍，导致氢内燃机易爆燃，因此只能采用较小的压缩比，导致输出功率和能效较低。通过与其他燃料掺混实现燃烧调控是改善氢与氨燃烧特性和能效的重要措施。随着技术的发展，提高氢气占比甚至纯氢燃烧是未来的发展趋势。

表2 氢/氨和常规燃料特性对比［37-41］

再进一步，热电联产（combined heat and power，CHP）和燃气−蒸汽联合循环（gassteam turbine combined cycle，GTCC）是提高氢/氨集中发电系统能效的重要方法。对于氢燃料PEMFC，采用热电联供后能效可提升至80%；对于氨SOFC，能效可达到60%−90%。对于F级重型燃气轮机，采用联合循环后循环热效率由38%提升至57%；对于G/H/J级燃气轮机，循环热效率可由单循环40%−41%提升至联合循环60%−61%。

3 智能化新能源电力系统

3.1 系统框架

从新能源革命的角度看，新能源汽车和储能共同载体是电和氢，基于前面第1和第2大节的论述，新能源汽车作为分布式储能潜力巨大，由氢能交通带动的氢能全产业链也将构成未来大规模、长周期电力系统储能的主要形式，因此新能源汽车的规模推广将有力破解新能源革命过程中的储能瓶颈。

从微观场景看，如图27所示，未来加氢站、超级快充与储能和换电系统耦合，能够适应城市和高速公路快速补电场景，实现了光伏、氢能和电池的互补，是一种重要的发展趋势。

图27 光储充氢一体化系统示意图

从宏观场景看，新能源汽车的车载储能能够和电力系统、能源系统和建筑相互作用，氢能可以与化工产业密切结合，以新能源汽车为核心能量枢纽的未来能源系统具有广阔的应用潜力。当然，为了实现大规模的电动汽车灵活智能互动，还须通过虚拟电厂、多智能体和区块链等技术，把海量小功率灵活用电负荷通过物联网连接到智能聚合平台，形成虚拟的大负荷，从而可以采用能源互联网中诸如人工智能和大数据等技术进行优化调控，如图28所示。

图28 分布式储能调节资源聚合关键技术展望

3.2 计算实例

本实例结合光伏、风电、火电，将车用动力电池、电化学储能、氢能实现电网时变能量平衡进行建模分析。考虑煤电机组爬坡速率（即功率增长速率）和启停最低时长等灵活性约束，计算基础设施投资、运行成本和排放成本协同的混合整数线性规划优化问题（MILP）。

目标函数为

式中：为投资成本，含风电、光伏新增容量投资以及储能系统和氢能系统投资；为系统运行成本，主要含火力发电的燃料成本；为各个子系统的运维成本，简化起见，将年运维成本设定为各个子系统装机成本的3%。

功率平衡约束方程为

储能电池的约束条件为

其他储能系统相关的约束还包括电池容量限制和储氢罐容量限制，以及充放电效率、制氢和燃料电池发电效率。系统相关参数详见表3。火力机组的爬坡速率、启停时间等灵活性约束选取文献［44］中的两种机组设定，详细参数见表4。

表3 案例参数设定

表4 火电机组参数设定

在此节中，以西北地区某省的风电、光伏和负荷出力数据为算例，如图29所示。按照2030年峰值负荷为1.1亿kW，风电装机量不少于10%，光伏装机量不少于10%，火电装机不多于60%来进行系统规划和优化，优化流程如图30所示。

图29 西北某省输入负荷和风电、光伏年度数据

图30 优化流程

表5列出了各类电源与储能装机和发电量的优化结果，图31示出选取的时间段内发电−负荷功率平衡和储能与氢能的充放电情况。从氢气质量变化的曲线来看，由于氢能功率和能量解耦的特性，适用于长周期、大规模的存储，而电池储能在日内的短周期储能中发挥了功率平衡的作用。图32为氢和储能系统调节电力平衡成本比较。将优化结果与其他几种场景设置得到的总费用进行对比，可以看出，在保证电力供需平衡的前提下，氢能的引入也显著降低储能电池投资成本，从而降低了整个电力系统的投资成本。在该地区使用氢+储的方案比单纯使用电化学储能降低67%的成本。