弃风弃电怎么利用

弃风现象在风电大国普遍存在，表明出现限电弃风有其具有普遍性的客观原因。从全球范围来看，共同的原因主要有三个。

一是由于近年风电发展速度过快，许多地区电网投资建设跟不上风电发展的步伐。近十年，世界风电装机年均增长31.8%，成为全球最具吸引力的新能源技术，电网作为传统产业，投资吸引力远不敌风电。

二是建设工期不匹配。风电项目建设周期短，通常首台机组建设周期仅为6个月，全部建成需要1年左右；电网工程建设周期长，输电线路需要跨地区，协调工作难度大。在我国220千伏输电工程合理工期需要1年左右，750千伏输电工程合理工期需要2年左右，在国外，由于管理体制的差异，建设周期更长。

三是风电出力特性不同于常规电源，一方面风电出力随机性、波动性的特点，造成风功率预测精度较低，风电达到一定规模后，如果不提高系统备用水平，调度运行很难做到不弃风；另一方面风电多具有反调峰特性。

其中：

全风场理论上网电量=∑样板风机发电量÷（样板风机容量/风电场运行容量）-风场内部输电线损-厂用电

全风场实际发电量=风电场接入电网关口计量表读数。限电时段由电力调度机构认定。

风电场样板机选取数量原则不超过全场风电机组数量的10%。风电场样板机的确定，原则上由电力调度机构指定，按照地理位置和地势，并考虑微观风况，进行均匀分布，充分考虑不同型号、不同容量的机组，按照穷举法、遗传算法等确定标杆风机组合，力求准确反映该风电场总体实际发电能力。

请问你说的是不是新能源生产主要分布在哪些地域？ 目前新能源领域开发比较多的领域有风能，太阳能，生物质能以及最近比较火的页岩气等，页岩气属于非常规能源，严格讲不属于新能源领域，包括核能（核裂变）也不是新能源，但和核聚变属于，目前包括我国在内的多国科学正一起进行着实验研究，但目前还没有太多可用于实践的进展（废话）。

风能是目前国内开发最成熟的可再生能源，装机量已是世界之最，由于我国风能资源的分布，目前最大的风能电站主要集中在内蒙和甘肃地区，发电量也相当可观，但由于两地都不是用电大户，导致产能过剩，又加上智能电网的不完善，超高压输电建设缓慢，产的电输不出去，所以弃风弃电现象很严重。为了适应东部用电需求，缓解资源中心与消费中心不在一处的矛盾，国家和很多相关企业已把目光更多的投入到了沿海，海上风力发电最近发展很快，特别是江苏，山东沿海地区。

太阳能目前主要有两种利用方式，一种是最常见的利用方式：热利用，比方说很多家庭屋顶上的热水器，这个就没必要讨论分布地域了；例外一种就是谈论得最多的光伏了，由于近些年光伏市场的不合理发展和欧美的反倾销，现在的光伏遇到了发展瓶颈，很多光伏企业面临着极其严重的财政危机，例如前不久国内最大的多晶硅生产企业无锡尚德就发生了债务违约。受自身的特点限制，国家已不提倡像风能那样建立大的发电场了，未来分布式光伏将变得越来越主流，所以地域上将分布的更广泛了。

这里再说说页岩气吧，因为最近看的多一点，但了解的也不是很全面。目前已进入试验性开采的地方是四川，中石油已经在这打了二十几口 井，但页岩气分布范围较广，且又刚刚起步，受美国商业开采的影响，最近炒得有点热，不过这是很值得期待的一个新突破口

前几天笔者所在单位分公司的一个机房停电了，因为停电比较久，UPS无法支撑那么长时间，所以只能先关机，指导完工程师关机程序后他突然冒出一句：“这UPS能把电存起来用，这电网中的电没人用的时候到哪去了？也能存起来吗？”

当然各位肯定要笑话物理是体育老师教的了，但各位扪心自问，一下子能想明白不？

根据能量守恒，电网中没有多余的电

这电网中既然没有多余的电，我们又是怎么用的电呢？事实上理解起来似乎有那么点困难，但其实非常简单，发电机的原理是导线在磁场中切割磁力线产生感应电动势，这个感应电动势的方向可以用右手定则来判断方向，但请注意，此时只有感应电动势，却没有感应电流！

因为导线两端并不是闭合回路，所以此时导线尽管在切割磁力线运动，但却没有任何电能发出来，这台“发电机”也就不存在发出“多余”的电能，但当导线的两端接上用电器后，感应电动势才能通过闭合回路形成电流，此时发电机做工了，而且是用多少做多少！

当负载功率超过发电机功率后，输出电压下降，发电机过载发热容易烧毁发电机，但此时发电机仍然没有亏欠负载，仍然是发多少电用多少电！

所以在发电机-用电器组成的“电网”中，不存在多余的电，也不存在不用电的时候电去哪里的问题。

既然没有多余电能，发电机检修或者电站检修怎么办？

那么问题来了，既然发电机用多少电发多少电，那么发电机故障的时候怎么办，不是没电用了吗？所以此时电网的作用就体现出来了，一般的发电站都有备用机组，当发电机检修或者电网过载时就会启动这些机组，然后加入供电行列！

发电站检修

当然电网功能远不至此，当一个区域供电不足时，比如用电高峰期，或者整个发电站因为故障下线时就会调配周边电网的电来补充，不会因为某台发电机的故障或者某个电站的故障造成区域性停电事故！当然也可能因为用电缺口实在太大，周围没有任何电网能补充，那么可能会过载跳闸就会造成大停电。

电网简易图示

发电机是怎么把电输送到户的？

一般我们停电的时候会用汽油发电机，那种手一拉就能启动了，输出的就是我们用的220V电压，但很明显发电站可不会用这种发电机，比如水力发电就是用水轮机带动的，火电和核电就是蒸汽轮机带动的，风力发电是风车带动的，太阳能发电用的是光电效应！

这些发电机输出的少说也有几千伏比如6.3KV，高的有数万伏，这种类型的电压显然是不能直接使用的，需要变压并网，大型发电机发出的，除非特殊用途都是标准50HZ三相交流电，它可以通过变压器改变初级次级匝数来改变电压，但发电机并网的却不是降压，而是升压！

因为发电站到用户这边少则几十公里，多则上千公里，因此不提升下电压，路上的损耗太大，毕竟线损的是电流的平方乘以电阻，那么提高电压即可降低电流，线损也就降低了！

到达目的地后还要变电站降压，然后配电到各小区再降压成380V三相电压，其实就是单相220V，因为相线间的电压就是380V！当然变电站也会根据区域分成多级变电。

特高压输电

我国的水力资源是西边丰富而东边匮乏，这和我国的地势西高东低是有关系的，因此在西部水力资源丰富的区域输送到东部发达地区，那么数千公里的距离，必须要提高到很高的电压才可以，因此我们发展出了特高压输电！

一般1000千伏（直流正负800千伏及以上）其实特高压输电并非中国首创，俄罗斯和美国早就有了，只是他们没有迫切的需求，所以迟迟得不到发展，反观中国，虽然晚了点，但我们经济发展需要啊，特高压技术频频突破，现在成了国际首首屈一指的特高压技术的领跑者。

据估计1条1150千伏输电线路的输电能力可代替5～6条500千伏线路，或者3条750千伏线路；节省了铁塔用材30%以上，节约导线50%！

当电网断电真的是瞬间停电吗？

其实这要看这断电是在哪个位置，如果是在最后一个变压器后，那么还真是这样，断电后立即停电，但要是在变压器之前，其实从理论上来看，还有在铁芯中储存的电能（其实像电脑类设备都有开关电源，也存在储能的铁氧体芯），但时间极短了，而后备式UPS就是利用这个原理来做切换的！

UPS的电池组

大部分后备式UPS是用快速继电器作切换元件，时间是2~4ms，要求比较高的会用可控硅，这个导通时间就是微秒级了，一般都小于1微秒！

所以啊，大部分时候都有半个周期的交流电！

能把电存起来用吗？

一般情况下，交流电都是无法存储的，比如铅酸电池、锂电池、液流电池等存下的都是直流电，转换成化学能在电池中，因此电网中要设置个存储的储能电站成本是极高的，因为现代电池的能量密度太低，要储备一个家庭一天的用电量的电池得大几万，一般人还真用不起，而且还要用逆变设备转换成交流电，一来一去转换效率就剩下60%左右了！

那么如何将电能用成本最低的方式存起来呢？

方法倒不少，因为现代风力或者太阳能等这些不稳定的来源弃风弃光太浪费了，怎么办？有蓄能水电站，可以将“多余”的电能用抽水蓄能的方式，利用重力势能将这些能量“存”起来，然后在用电高峰期放水发电补充电网！

或者可以飞轮储能，电解水储能，压缩空气储能.......都是储能的方式，但大规模低成本的选择，唯有抽水蓄能，这个到现在为止仍然是最普遍的。

延伸阅读：地球一小时有意义吗？

这是一个全球性的节能活动，提倡在每年三月的最后一个/倒数第二个星期六当地时间晚上20:30-21:30，用户关上不必要的电灯及耗电产品一小时！

听上去似乎很好的一项活动，但其实这就是一个坑爹的运动，因为电网最怕这种大规模的波动，一条直线的用电最招人喜欢，忽大忽小都没人待见！所以平时节电就可以了，不要去跟风搞什么地球一小时活动。

能源就是向自然界提供能量转化的物质（矿物质能源，核物理能源，大气环流能源，地理性能源）。能源是人类活动的物质基础。在某种意义上讲，人类社会的发展离不开优质能源的出现和先进能源技术的使用。在当今世界，能源的发展，能源和环境，是全世界、全人类共同关心的问题。

“弃风弃光“的意思就是受限于某种原因被迫放弃风水光能，停止相应发电机组或减少其发电量，也可以说是光伏电站的发电量大于电力系统最大传输电量+负荷消纳电量。

“弃风弃光”原因分析主要集中在电源、电网、负荷等三个系统要素上：

1、电源方面。目前风力和光伏装机主要集中在“三北”地区(东北、西北、华北)，占全国的比重为77%和68%，且以大规模集中开发为主。“三北”地区电源结构以煤电为主，燃煤热电机组比重高达56%，采暖期供热机组“以热定电”运行，导致系统调峰能力严重不足，不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。

2、电网方面。“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电，输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥，对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实际作用十分有限。

3、负荷方面。电力需求侧管理成效不明显，峰谷差进一步加大影响了风力和光伏发电的消纳。

扩展资料：

2017年1月，国家能源局发布了《2016年风电并网运行情况》，全年“弃风”电量497亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半，全国平均“弃风”率达到17%，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%，今年一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时，全国平均“弃风”率16%，业内震惊，业外惊诧。

其实严重“弃风”并非偶发事件，2011年全国“弃风”电量就已达到123亿千瓦时，“弃风”率约为16%，此后愈演愈烈，“弃风”成为能源和电力行业的心腹之疾。7年间，全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时，直接经济损失800亿元以上。

参考资料来源：中国储能网-西部弃光限电严重，如何解决？

弃光率=光伏电站的发电量-（电力系统最大传输电量+负荷消纳电量）/光伏电站的发电量

问题二：弃光弃风是什么意思 放弃使用太阳能和风能

问题三：能源领域存在的弃风，弃水，弃光，问题指的是什么 就是受限于某种原因被迫放弃风水光能,停止相应发电机组或减少其发电量。

能源就是向自然界提供能量转化的物质（矿物质能源，核物理能源，大气环流能源，地理性能源）。能源是人类活动的物质基础。在某种意义上讲，人类社会的发展离不开优质能源的出现和先进能源技术的使用。在当今世界，能源的发展，能源和环境，是全世界、全人类共同关心的问题。

问题四：目前国家规定弃风弃光率控制在多少以内 井工煤矿采区回采率标准：煤层厚度考核指标≤1.3m≥85%1.3-3.5m≥80%≥3.5m≥75%露天煤矿采区回采率标准：煤层厚度考核指标≤1.3m≥70%1.3-3.5m≥80%3.5-6.0m≥85%≥6.0m≥95%

问题五：储能是不是解决弃风弃光的最现实选择 是

问题六：为啥关停那些风机和太阳能光伏电站 现在很多地方出现弃风弃光的现象

因为不管是风力发电还是光伏发电都是具有时间性的，不能稳定的发电。只能作为辅助。

大规模的建设使得很多地区无法消耗掉这么多的电能，高压输送的成本又过高。

所以现在根据地方规划会限制

问题七：光伏电价下调对光伏行业是利好还是利空 降低陆上风电光伏发电上网标杆电价，对于光伏企业的影响是不可回避的。我国发布的《能源发展战略行动计划（2014―2020年）》曾明确提出，到2020年风力发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当。逐年下调电价，一定会有所行动。

收益的不确定性可能会降低这样一类企业对于可再生能源发电的投资热情，这时传统能源一种“逆替代”可再生能源的情况有可能会出现，这种效应不利于我国能源消费结构调整、能源利用效率提高和环境污染治理。“调价会拉近传统能源与可再生能源之间的电价差距，但这种调整给可再生能源发电带来的正向收益是长期的、缓慢的。

电价下调的前提是保障发电项目的基本回报率，否则只会导致可再生能源发电项目投资减少，就是要保证电站的使用时间，这就意味着必须解决弃风弃光的问题。解决这一问题，按时、按量发放可再生能源补贴，对于企业而言更显得尤为必要。

长期来看，上网电价的下调将促使发电企业的战略从规模扩张转移到降低成本上来，实现新能源从规模扩张型向质量效益型发展、从高补贴政策依赖模式向低补贴竞争力提高模式的两个转变。

问题八：发改委一周召开两场煤炭会议 传递哪些信号 一是更加注重运用市场化法治化办法去产能。会议指出，要遵循市场规律，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，通过优胜劣汰退出落后产能。同时，要更好发挥 *** 作用，进一步强化市场监管，继续加大环保、国土、质量、安全、能耗等监管执法力度，始终保持高压态势，对发现的违法违规行为坚决严肃查处，倒逼落后产能加快退出。

二是坚持在确保安全和减量置换的前提下有效释放先进产能。安全生产是红线底线，减量置换是“十三五”期间新增产能的基本要求，任何释放产能的措施，都必须以安全生产和减量置换为前提。会议要求，有关部门和地方 *** 要按照相关文件要求，加快推动符合条件的优质产能煤矿生产能力核定，加快已核准项目建设和联合试运转，加快推动国发〔2016〕7号文件之前已实施且具备条件的项目核准。

三是采取综合措施促进煤炭价格回归合理区间。国家发展改革委近期印发《关于加快签订和严格履行煤炭中长期合同的通知》，明确要求产运需各方加快签订中长期合同，签订的年度中产期合同数量占供应量或采购量的比例达到75%以上，合同履约率不低于90%，并要求各地建立合同履行考核评价措施，对合同签订和履约不力的企业实施必要的制裁。本次会议提出，要组织开展好煤炭中长期合同签约履约情况调研督导，对达不到要求的企业实施必要惩戒，督促产运需各方更大范围、更高比例签约履约。各地要按照抑制煤炭价格异常波动备忘录有关要求，积极引导煤炭及相关企业建立长期稳定、互惠互利的合作关系，促进煤炭价格回归合理区间，特别是动力煤价格进入绿 *** 间。

四是科学把握去产能力度和节奏。会议强调，各地要根据本地区供需实际，科学把握去产能的时序和节奏。去产能任务在时序安排上要注重与接续资源有效衔接。要重点去长期停工停产的“僵尸企业”，违法违规和不达标的煤矿，安全保障程度低、风险大的煤矿，以及其他落后产能煤矿。去产能力度大、煤炭供应压力大的地区，要提前考虑产能退出后的资源、运力接续工作，并制定相应的保供方案。要根据资源、运力情况，利用淡季提前把电厂存煤提高到合理水平。

五是大力促进清洁能源多发满发。要进一步优化电网调度，建立跨省跨区调峰和备用资源共享机制，切实保障清洁能源优先上网，在更大范围开展清洁能源调峰电厂试点，缓解弃风弃光弃水，有效减少火电出力，降低电煤消耗。要按照“谁调峰、谁受益”的原则，建立调峰机组激励机制。会议要求，抓紧启动清洁能源现货交易试点，逐步增加交易规模，扩大试点范围，完善辅助服务交易规则。同时，要推动重点用煤企业包括电厂内部挖潜，通过节能降耗进一步减少电煤需求。

六是以更大力度和更配套的措施促进煤炭企业兼并重组转型升级。鼓励发展煤电联营，深入推进煤电一体化、煤焦一体化、煤化一体化等产业融合发展；大力推动不同煤种、不同规模、不同区域、不同所有制的煤炭企业实施兼并重组，形成若干特大型煤炭企业集团；鼓励不同所有制的企业相互参股，发展混合所有制，实现提质增效、转型升级。会议强调，各主要产煤地区要利用当前重要的战略机遇期，研究实施方案和具体措施，在推进煤炭上下游联营、兼并重组等方面做出成功案例。

七是进一步严格安全生产要求。督促煤炭企业严格落实安全生产责任制，坚决禁止不具备安全生产条件的煤矿复工复产，坚决禁止增加安全风险的超能力生产，坚决禁止增加安全隐患的超层越界生产。引导煤炭企业加大安全投入，弥补安全欠账，进一步提升安全保障水平，坚决遏制重特大事故发生。同时，要督促企业更加科学地对待安全检查，除已发现存在安全隐患的煤矿外，不能以集中停产的方式来应对安全“体检”，要在正常生产状态下查找安全隐患，要以确保安全的方式治理安全隐患。

......>>

问题九：国家光伏产业最新优惠政策 2015年12月28日，国家能源局印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(征求意见稿)。《办法》发布并实施后，将成为解决弃风弃光问题，促进风电、光伏等可再生能源行业有效发展的主要推动力。

2015年12月24日，国家发改委发布《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》发改价格[2015]3044号文件。根据新政策2016年1月1日起新备案的光伏项目电站将执行一类0.8元，二类0.88元，三类0.98元上网标杆电价。

2015年12月20日，国家能源局下发《关于完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》(征求意见稿)。意见稿中指出屋顶分布式光伏和地面完全自发自用的分布式光伏电站依旧执行之前标准，不受年度规模限制。

2015年12月15日，国家能源局相关机构印发了《关于征求太阳能利用“十三五”发展规划意见的函》。根据规划，到2020年底，太阳能发电装机容量达到160GW，年发电量达到1700亿千瓦时。年度总投资额约2000亿元。

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电

“戴姆勒放弃氢燃料电池，你怎么看？”有人这样问我。

可是问我的人，一上来就把最基本的事实弄错了，戴姆勒并没有放弃燃料电池（FC），更没有放弃燃料电池车（FCV），只是“暂时搁置了燃料电池乘用车的开发计划”。

这只是一家车企在某个时间段，基于对市场环境的研判，结合公司的经营状况，做出的阶段性战术调整。

这再正常不过了，企业经营当然要时刻因应外部环境的变化而做相应的战术调整，一成不变的按既定方针办，那是傻瓜。

或许因为奔驰的明星效应太强吧，戴姆勒的这次战术调整，被过度解读了，有些则是故意的误读，希望误导大家得出这样的结论——氢燃料电池作为“新能源车的终极解决方案”被彻底否定了。

对于戴姆勒暂时搁置燃料电池乘用车研发，网络上充斥了各种误读和误导。

01，FCV“商用车先行”是行业共识

事实当然并不如此。

戴姆勒仅仅是暂停了乘用FCV的开发计划，仍将继续研发燃料电池商用车。现阶段，燃料电池在商用车领域显然更容易推动，一方面商用车的燃料电池系统平均吨公里的运行成本更低，另一方面商用车（比如公交）行驶路线和运行时间相对固定，建设配套的加氢站比较容易。

所以，商用车先行，也是目前许多国家都采取的氢能发展策略：通过发展商用FCV，提高燃料电池的产业规模，降低成本，同时逐步带动加氢站配套设施建设，再逐步拓展到私人乘用车领域。我国就是如此，2019年全国FCV产销分别完成2833辆和2737辆，比上年同期分别增长85.5%和79.2%，其中绝大多数都是商用车。

“商用车先行”是当前行业对FCV发展路线的共识，丰田现有的FCV，除了一款MIRAI，其余的都是商用车。

之前，戴姆勒对乘用FCV商业化进程的判断有点过于乐观了——没错，戴姆勒之前一直都是FCV的激进派。更激进的则是金融危机爆发前的通用，通用汽车在2001年的时候信心十足地宣布“2011年FCV就可以实现商业化”。现在所有人都知道乘用FCV的大规模商业化还有很长的路要走，今年的国际油价跌到现在这个熊样，也是事先任何人都没有料到的，FCV普及的时间节点当然也会相应推迟。

FCV概念当年如火如荼的一个重要原因，就是大家普遍认为油价将持续走高，谁能想到国际油价会跌到如今这样？

另外，不要觉得戴姆勒作为奔驰的母公司就多么有钱，当前的戴姆勒集团降成本压力巨大，2019年该集团息税前利润下滑逾6成仅为43亿欧元，净利润仅为27亿欧元（约合人民币205亿元），同比下滑64.5%，营业利润率不到2.5%，离亏损也就一步之遥。作为对比，丰田集团2019财年净利润18828亿日元（约合人民币1155亿元），营业利润率为8.2%。

今年受全球疫情冲击，经营情况肯定会更加恶劣，戴姆勒必须不惜一切降成本，暂时搁置起码10年内不太会真正有机会的乘用FCV开发计划，可以说也是不得已而为之。

戴姆勒集团近五年息税前利润变化曲线，这家世界最大的豪华汽车制造商离亏损只有一步之遥。

总之，戴姆勒暂时搁置FCV乘用车开发计划，只是一时的权宜之计，长远来看，FCV作为新能源汽车终极解决方案的地位，并没有因此发生任何改变。戴姆勒的研发人员马库斯?谢弗就表示：“燃料电池车表现出色，现在只是成本问题，而这取决于量产规模。”

02，宝马、现代坚定看好FCV未来

几乎与此同时，宝马集团日前首次公布了BMW i Hydrogen NEXT氢燃料电池技术细节，并强调将“持续研发氢燃料电池技术”。宝马集团负责研发的董事傅乐希表示：“从长期来看，氢燃料电池技术有可能成为宝马集团动力系统组合的第四大支柱。”

i Hydrogen NEXT的燃料电池系统可产生125千瓦电能。一对700巴压力罐可容纳6千克的氢，加氢只需3-4分钟。

宝马集团表示，虽然目前并不具备足够的外部条件应用氢燃料电池，比如必要的基础设施，但宝马集团对于燃料电池动力系统的长期潜力坚信不疑，并已经在大力推进氢燃料电池的研发工作，不断将氢燃料电池动力系统的制造成本降低到可以支持量产的水平，待基础设施和氢能源供应到位便可立即投向市场。

1997年宝马首次研发出自己的燃料电池；2022年宝马计划将基于X5车型对氢燃料电池系统实验性地小规模量产。

当前，在FCV领域最激进的则是韩国的现代汽车集团。该集团近期发布的一个主题为“Next Awaits”（下一个期待）的品牌宣传短片，一开头就是一辆氢燃料电池车NEXO。

现代汽车集团最近发布的“Next Awaits”宣传片，开头就是一辆氢燃料电池车。

NEXO搭载的是现代汽车第四代燃料电池技术，系统效率高达60%，储氢量达6.33kg，加氢仅需5分钟，续航里程达到800公里以上（NEDC工况）。2019年，现代汽车也以4818辆的销量超越丰田成为FCV世界销量冠军。

现代汽车纪念今年“地球日”的另一部宣传片的主角也是NEXO。这款FCV俨然已经成了现代汽车的第一代言人。

03，FCV真正的普及可能还要20年

当然，无论是MIRAI的两千多台，还是NEXO的不到五千台的年销量，对于一款乘用车而言，都还是太少了，但是大家不要忘了，这只是个开头。

1997年丰田的第一款混合动力车（HEV）普锐斯刚推出的时候销量比这还低，只有区区300台。丰田混动实现第一个累计销量100万台，用了10年时间，但是第二个100万辆只用了3年。

丰田混合动力车全球累计销量走势。

2019年，丰田混合动力车全球销量约为160万辆，大约相当于全球所有厂家纯电动车（BEV）销量的总和。10多年前，欧美许多主流厂家对丰田的混合动力技术是多么不屑一顾啊，可是现在，混合动力已经成为丰田巨大的竞争优势。

FCV的发展当然要比HEV更难、更曲折，也需要一个更长期的过程。

虽然丰田坚定地看好FCV的未来，但是丰田从来不认为FCV可以很快普及。下图是丰田的“电动化发展路线”，在丰田的规划里，到2030年，丰田的FCV和BEV加起来占比也才刚刚超过10%，到2050年，FCV的占比仍然小于10%。

下图是国际能源署（IEA）2016年对全球汽车市场做出的预测，他们同样认为到2030年FCV的商业化才能起步，到2050年FCV的全球销量占比将达到大约20%。

也就是说，10年内FCV在商业上基本没什么太大机会，真正的普及可能要到2040年甚至2050年以后。但是，从人类社会可持续移动性的角度去看，FCV作为新能源车终极解决方案的地位不可替代，BEV只能以短距离移动工具的形式作为市场的一个重要补充而存在。

未来，不同类别的电动化汽车有各自不同的定位。纯电动（BEV）由于先天的局限，只适合于短距离移动。

对此，各个国家其实是心知肚明的，都制定了非常明确的氢能发展规划。到2030年，中国和美国的规划一样，都是燃料电池车累计产销100万辆，加氢站1000座；日本的规划是燃料电池车累计81万辆，加氢站900座。韩国最激进，规划到2040年燃料电池车累计达到290万辆，加氢站1200座，基本上全面进入“氢能时代”。

各国规划中的“氢能竞赛”。

04，氢能是人类社会实现“零排放”的最佳选择

现在一些厂家，或者因为自己的短视，在氢燃料电池领域毫无技术储备，或者因为根本就是投机份子，只能做纯电动（因为纯电动没什么技术门槛），当然会竭力否定纯电动之外的所有技术路径。为了否定FCV，他们说了许多误导公众的话，这些话听起来似乎有道理，但实际上全是忽悠外行的，比如说FCV的能量转化效率没有纯电动高。

这是事实，但从根本上讲，人类是不缺能源的，太阳每秒钟照射到地球上的能量，就相当于500万吨煤燃烧产生的热量，地球一天所接受到的太阳能就足够全人类用上40年！人类能源危机的本质，是“一次能源”和“终端能源需求”之间的能量供给体系的危机。

大家都知道，风电、光电，这种清洁能源发电量在中国总发电量中的占比很小，2019年前7个月，全国风力发电占比仅为5.23%，太阳能光伏发电占比仅为1.68%。这种情况下，全国“弃风”、“弃电”的现象却非常严重，2015年，中国平均“弃风”率为15%，“弃光”率也高达12%。

2017年1月，国家能源局发布了《2016年风电并网运行情况》，全国平均“弃风”率达到17%，全年“弃风”电量497亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半。

为什么会这样？

因为电不能像石油或煤炭、天然气那样储存起来，这边需要多少电，那边就发多少电，多发的电没有用。电池当然可以储能，但是成本太高、效率太低（电池的能量密度太低，充电时间太长），这样做，还不如把一部分不能及时用掉的电放弃掉。

如果我们建成了一个以氢为核心的能源供给体系，这个问题就会得到彻底的解决。

用这白白被放弃掉的497亿千瓦时的风电来电解水制氢，按照目前80%的行业最高效率，可以制氢大约11亿公斤。以每年行驶2万公里计算，这些氢可以供大约600万台丰田MIRAI行驶一年。

丰田MIRAI的美国EPA能效是每公斤氢能行驶66英里，约合106公里。

这仅仅是2016年我们的“弃风”电量啊！如果氢能体系一旦全面建成，整个交通的能源供给都可以轻松实现可再生化，再进一步，整个社会全面摆脱对化石能源的依赖也就指日可待。

所以，以氢燃料电池为核心的能源供给体系，其本质是未来人类社会“一次能源”和终端市场能源需求之间的中间环节，目前来看，氢能体系是人类社会实现彻底的“零排放”和可持续发展的最佳选择，没有之一！

05，FCV成本5年内有望达到普通燃油车水平

过程当然会很漫长，横亘在我们和最终的氢能社会之间的，还有很多巨大的挑战，比如说加氢站网络的建设，但并不包括FCV的成本问题。

戴姆勒这次暂时搁置乘用FCV开发计划，最主要的公开理由是“FCV的制造成本至少是同等BEV的两倍”，但实际上，阻碍一项新技术得到推广和普及的从来都不是成本，因为通过大规模的产业化，成本一般最终都会降下来。

大家可能不知道，过去20年里，FCV成本的下降幅度要远远大于BEV。

2014年底，丰田MIRAI问世，被称为“MIRAI之父”的田中义和后来告诉青主，和丰田在2008年推出的燃料电池系统相比，MIRAI的燃料电池系统成本降低了95%！虽然MIRAI当时的产量规模很小，但是在日本市场补贴后的售价也已经和燃油版的丰田皇冠相当。

MIRAI燃料电池系统的功率密度是丰田2008年推出的燃料电池系统的2.2倍。

随着产量规模的扩大，FCV的成本还有巨大的下降空间。韩国的《氢能经济发展路线图》就明确提到，当FCV年产达到3.5万辆时，成本将降至5000万韩元，年产10万辆时，成本就能降至传统燃油车的水平——约3000万韩元（约合人民币18万元）。而这——根据韩国的氢能发展规划，不过是5年后的事。

2030年，日本市场燃料电池系统价格有望降至2018年的20%。

事实上，即使是现款的丰田MIRAI，青主认为已经是一个很有竞争力的价格，它比特斯拉MODEL S便宜多了，只要广州有5个加氢站，东南西北中各一个，青主就很愿意买一台这样的车；而虽然广州现在号称已经有5万个充电桩，但我还是不会考虑买一台BEV，因为加一次氢只需要3~5分钟，而充一次电你却需要2~4个小时。

大家不要期待未来超级充电桩能普及，那是不现实的，能够普及的只能是普通的快充电桩，基本上充一个小时的电也就够你开一个小时。我们开车出趟远门，每开一个小时要停下来充一小时的电，这种出行模式会被广泛接受吗？

这是一台BEV在高速服务区快充电桩的充电数据，1个小时充了26度多的电。这些电只够这台车在高速上跑1个小时。

大家喜欢算纯电动如何省钱，可是年纪越大就越明白，时间才是最宝贵的！将两三个小时干耗在充电站里，我是无论如何不能接受的。

大家不要总是期待某一天有一个什么技术突破，然后纯电动车就可以续航1000公里，充电只需几分钟，现实中这是绝对做不到的。欧阳明高院士也已经劝大家放弃这种幻想，他说，电动车更主要的还是应该用慢充，快充只能偶尔为之，经常快充电池的性能和寿命都会很快衰减。

FCV普及的真正瓶颈在于加氢网络的基础设施建设，这当然不可能一蹴而就，但这并非因为加氢站网络建设本身多么困难，这涉及到从石油社会向氢能社会的全面转型，这个过程能在三五十年内完成就已经非常迅速了。

06，建设氢能体系 中国最具优势

说这么多，就是想强调，戴姆勒暂停乘用FCV的开发，不应成为我们放弃燃料电池技术路线的理由，恰恰相反，这正是我们应该抓住的机会。我们花了巨大代价鼓励纯电动，光是补贴就发了大约3000亿元，但是结果我们在BEV领域还是竞争不过别人，特斯拉一家就打得中国品牌纯电动满地找牙，按照目前的趋势，欧洲纯电动车产业规模也有可能很快超越中国，这没有办法，因为BEV确实更适用于欧洲的市场环境。

但在推动发展氢能经济方面，中国则有巨大的比较优势：

首先，FCV比BEV更适用于中国和美国这样幅员辽阔的国家，欧洲人的“长途旅行”在我们看来连“中途”都算不上；

其次，中国发展高度不平衡，用电需求集中在东部，而发电资源集中在西部，造成大量弃风、弃电，我们本来就存在着建设一个高效氢能供给体系的内在需求；

将部分加油站改造成加氢站，比遍地建充电桩更可行。

第三，也是最重要的一点，在这次全球疫情抗击过程中，大家必须承认，当面对全社会重大挑战的时候，中国的制度确实有天然优势。在短时间内建立一个完善的加氢网络，对任何资本主义国家都是一个巨大挑战，因为前十年可能都是纯粹的投入期，难以获得回报，这样的事，自由资本是不愿意干的。但是，对国家资本来讲，只要看准了大势所在，政府下定决心，将中石油、中石化的一部分加油站改造成加氢站，或者加油加氢两用站，我们的氢能社会基础设施，一年即可小成，三年就能完善，这个道理和高铁建设是一样的，而投入远比高铁要小。

文 | 青主

本文来源于汽车之家车家号作者，不代表汽车之家的观点立场。