韩国国立研究财团16日宣布，由仁川国立大学Jaeha Myung教授领导的研究团队利用金属纳米催化剂技术开发出下一代固体氧化物燃料电池SOFC，其性能是现有燃料电池中最高效的固体氧化物燃料电池的两倍多。

Jaeha Myung教授的团队开发了一种智能催化剂，可以在氧化物表面均匀地洗脱纳米尺寸的金属颗粒。该催化剂利用自生长技术，即使用少量金属也能实现均匀生长和最大化反应活性面积，通过分析洗脱材料的内部结构，他们确定了限制纳米粒子生长的因素，并开发了一个可以定量控制催化剂生长的模型。基于所提出的模型和实验结果，研究团队开发了一种优化的燃料电池电极材料，并将其应用于固体氧化物燃料电池。

研究团队生产的燃料电池显示出最大功率密度是非催化燃料电池的两倍多，在超过200小时的长期耐久性评价中，性能稳定，没有明显劣化。

潍柴大力发展商业化SOFC

2023年2月18日，潍柴发布全球首款大功率金属支撑商业化SOFC（固体氧化物燃料电池）产品。该产品的热电联产效率高达92.55%，创下了大功率SOFC热电联产系统效率全球最高纪录。这已经不是潍柴第一次在技术上实现颠覆，过去三年里，潍柴柴油机机本体热效率不断突破，目前已经达到52.28%，并刷新了全球纪录。

潍柴SOFC产品并不是局限于实验室的成果，其具备广阔的应用空间。该产品具有热电联产效率高、可靠性好、燃料适应性广、电力能源输出稳定等优势，适用于工业园区、楼宇、数据中心等多个场景，可为分布式能源和微电网提供绿色低碳的解决方案，是未来会得到广泛应用的颠覆性新能源技术路线。

潍柴SOFC产品已经在潍柴燃料电池产业园和潍坊市能源集团开展示范，累计运行超过30000小时，商业化运营实现了阶段性突破。潍坊市能源集团滨投分布式能源有限公司副总经理尹波表示：在实际使用中，潍柴SOFC产品运行稳定，净发电效率超过60%，一方天然气可以发6度电，并可根据峰谷电价进行调整、削峰填谷，具有良好的经济效益。

据测算，潍柴SOFC产品作为分布式能源装机容量达到1GW时，相比从电网取电每年可减碳约200万吨，如果使用生物质气、绿氢作为燃料，可实现零碳排放。值得一提的是，中国在“双碳”战略和“十四五”规划中均明确提出，要加快可再生能源发展，推进分布式发电和微电网建设，显而易见潍柴SOFC正踩在了碳中和以及国家政策的节点上。

而其应用场景也将进一步得到扩充，据潍柴工作人员介绍，该产品目前仍处于商业化初级阶段，仍有很大的发展空间，其中充电站的布局对于这款产品来说也是个机会。数据显示，在新能源汽车的快速发展之下，2022年我国充电基础设施数量达到520万台，同比增长近100％，其中，公共充电基础设施增长约65万台，累计数量达到180万台。

而这其中当然有国家电网的助力，但在电网无法延伸到的偏远地区建设充电基础设施却需要分布式新能源提供电力来源，而发电效率极高，且作为能够作为分布式发电设施的潍柴SOFC产品岂不生逢当时？

氢气储能正当时

氢能是一种理想的能量储存介质，主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案。通过PTG（Power to Gas）技术，可在一定程度上解决可再生能源消纳及并网稳定性问题。

在风力条件好或者光照时间长的季节，如夏季，将多余的电量电解水制氢，在电力供应不足的季节，则使用储存的氢通过燃料电池发电，提供电能。

此外，氢气也可直接作为燃料，混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃。

作为储能的中间载体，氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式：燃料电池发电、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量。

但各种转化方式对应的效率不同，也造成了储能经济性的差别。

我们认为，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下，通过固体氧化物燃料电池（SOFC）发电或是储能转化的理想途径。

SOFC与其他技术相比具有四大优势：

原材料成本低：SOFC电池材料无需使用铂、铱等贵金属催化剂，对氢气的纯度要求也不高，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低；发电效率高，SOFC的能量转换效率高，目前国内研发的电池产品，效率可达到60%以上，高于质子交换膜；余热可利用，SOFC发电产生大量余热，可用于热电联供，整体效率可达到80%以上；安全可靠，SOFC使用全固态组件，不存在漏液、腐蚀等问题，因此电池的工作表现更加稳定可靠。

目前SOFC还处于商业化初期，国外领先厂商主要包括美国的Bloom Energy公司、日本三菱日立电力系统公司、日本京瓷、德国博世等。

国内厂商中，最早开始研发生产SOFC的是潮州三环（集团）股份有限公司，公司于2004年开始开发生产SOFC隔膜，2012年开始批量生产SOFC单电池，2017年推出SOFC电堆产品，其领先产品2022年6月已通过第三方认证机构SGS检验，交流发电效率达到64.1%，热电联供效率达到91.2%，主要技术指标已达到国际先进水平。

如果按照上述SOFC的发电效率，以“电—氢—电”的转化过程计算，整个流程的效率约为45%。

假设新能源发电成本为0.35元/kwh，经过电解水制氢，度电的成本变为0.78元/kwh(考虑电解水制氢70%的转化效率及SOFC64%的发电效率)，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担0.07元/Kwh，度电分摊的压缩储存成本约为0.006元/Kwh，氢气储存成本对应为度电0.05元/Kwh；此外假设发电用燃料电池功率为250kw，利用小时数为2000小时，最低成本预期对应的利用小时数在3000小时。

由此测算，目前技术下，氢气储能的成本在1.48元kwh左右；如果度电成本降至0.2元/kwh，氢能储能的成本可以降至0.88元/Kwh。

如果使用弃风、弃光的电量，并考虑SOFC发电过程中的余热回收，氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化。

我们预计2023年在政策的推动下，绿氢项目将从示范项目逐步向商用拓展。在“双碳”目标的减碳场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用，另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。

工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。我们预计随着绿氢成本的不断降低和供给的不断增加，2023年绿氢需求将有显著扩张，主要增量来自于化工企业和工业领域大型国企减碳的示范项目。

绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求，我们预测2023年电解槽需求量有望达到3GW的规模，对应市场空间在50～60亿元，有望成为除FCEV之外的氢能第二大子行业。