目前国内燃料电池固定式发电发展处在什么阶段？还面临着哪些问题和挑战？未来市场前景如何？本文着重梳理这些问题，以供读者参考。

 

 

“电力和能源市场是万亿级市场，氢燃料电池分布式电站发电前景广阔。”一位燃料电池企业高层给出了这样的判断，目前氢能在发电供能方面已陆续进入建设试点的阶段，预计国内到明后年，氢能发电市场将会有很大甚至是爆发性的增长，给燃料电池提供广阔的发展空间。

 

从风氢扬、清能股份、重塑集团、氢璞创能、清极能源、鲲华科技、高成绿能、国鸿氢能、氢途科技、明天氢能、氢蓝时代、爱德曼等众多知名燃料电池企业的布局动作来看（包括推出新品、项目示范、签约合作、建设产线等），燃料电池固定式发电应用探索正在提速中。

 

风氢扬：12月16日，风氢扬与清能股份签约协议，其中一项协议是力争在5年内兆瓦级固定式发电站装机量实现100MW以上；12月2日，风氢扬与濮阳市政府签约，将建设年产20000台套燃料电池发动机产线及年产200台套固定式发电站产线等。目前风氢扬已形成CHIGMA氢格玛、SINGULAR元极、CHIGMAMINI及固定式发电站四大产品系列。

 

清能股份：近期清能股份总经理张弛接受高工氢电专访时透露，清能股份将以大功率电堆供应商的角色及燃料电池系统解决方案提供商的角色来参与氢储能发电市场。当前，公司为韩国客户设计的1.5MW集装箱式燃料电池热电联供系统即将发货。未来公司会依托已有渠道持续开拓国内外发电市场。

 

重塑集团：12月13日，重塑集团联手正泰氢能共同发布了兆瓦级氢能电站产品（已投入实际运营）。该款产品应用了正泰成熟的电气解决方案及重塑集团最新的燃料电池技术，可并联扩展功率，广泛应用于风光-氢储能发电、厂区削峰填谷、备用电源、热电联供等多类场景，在安全、可靠、经济、智能等方面均有着突出的表现。

 

氢璞创能：在近期举行的2022高工氢电年会上，氢璞创能董事长欧阳洵博士表示，在打磨好上车的产品技术基础之上，发现燃料电池还没有完全满足在例如长途重卡、船舶、轨道交通及大规模储能发电上的应用，必须要能够在功率、效率及寿命上不断地提高。目前氢璞已经打造出适用于重卡/船舶/固定发电的300kW碳板电堆，还会持续努力去打造更大功率、更高功率密度的电堆产品，去完成应用场景的目标。

 

清极能源：在近期举行的2022高工氢电年会上，清极能源董事长钱伟博士透露，针对固定式发电市场，清极能源推出了DE系列分布式能源系统，功率范围覆盖10kW-300kW发电效率大于45%，热电联产效率大于85%，满足工业园区商业体等对热电联供、备用电源、固定式发电的需求。公司正在给氢能社区做分布式能源的方案。

 

鲲华科技：在近期举行的2022高工氢电年会上，鲲华科技总经理王亚波博士介绍，公司已完成500kW-1MW氢储能发电系统的设计与研发，并与能源企业共同开拓氢储能市场，打造风、光、储、氢、充一体化解决方案。

 

高成绿能：在近期举行的2022高工氢电年会上，高成绿能首席技术官侯向理介绍了公司交付的众多氢储能电站应用案例，主要客户有嘉兴恒创电力集团、国网浙江电力、国网湖州供电、浙江巨化集团、浙江正泰新能源等。今年公司还与营创三征签署总功率达10MW的最大化工类氢储能电站项目，该项目分两期进行，第一期将先完成2MW氢储能电站的设计与建造。

 

国鸿氢能：近期国鸿氢能副总经理刘志祥博士在参加嘉兴氢能会议时透露，国鸿氢能最新一代固定式发电系统鸿源M160+系列，具有长寿命、高效率、高安全性等特点，支持模块化扩展和无人值守，可根据客户需求，实现百千瓦至百兆瓦级灵活配置，应用前景广阔。

 

氢途科技：在8月举办的2022（第四届）高工氢电产业峰上，氢途科技董事长周鸿波博士透露，公司策略是发电场景和车用场景并重。将燃料电池作为一个发电产品在氢气富足的地区就近发电，为此氢途科技研发了DP500集装箱式的固定式发电模块，寿命高达4万小时。

 

明天氢能：7月6日，兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安正式投运。该示范站采用国内首台兆瓦级氢燃料电池发电系统，采用明天氢能单堆50千瓦24个电堆集成技术，最高发电功率达1.2兆瓦，应用“高效低铂”膜电极制造技术（铂用量减少15%）、“长寿命”薄层金属双极板制造技术、“高一致性”电堆集成技术以及“高灵活”多堆协同运行控制技术。

 

氢蓝时代：氢蓝时代发布了储能系统产品——H200（200kW）和H1000(1MW)，实现了横向能源多品种之间、纵向“源-网-荷-储-用”能源供应环节之间的协同和互动。在5月，氢蓝时代收到中标通知书，成为广东汕尾绿色氢能综合能源示范项目系统配套商。

 

爱德曼：爱德曼目前已经完成兆瓦级分布式发电系统的两条产线建设，单台模块功率1MW，年产能100MW，成套发电系统可按客户需求定制，最大50MW。目前公司在山东淄博、浙江嘉兴有4套爱德曼1MW分布式发电系统正在运营。

 

 

在企业端传来可喜成绩的同时，也必须认识到，当前我国燃料电池固定式发电整体仍处于示范应用阶段，有三大难点问题有待解决。通过产业端、标准端、政策端的多方推进，有助于这些难题的解决。

 

一是关键技术还有待提升。从产品应用进程来看，国内与国外还有一定的差距，国内产品和工程样机都属于示范验证阶段，没有实现商业化运营，稳定性、可靠性、耐久寿命都需要进一步验证。

 

不过，未来随着交通领域的快速规模化推广，将大幅提升燃料电池的技术成熟度，燃料电池固定式发电也会围绕不同场景的差异化需求进入终端应用。

 

二是发电经济性偏低。与传统发电相比，氢气的制、储、运、用各个环节成本非常高，终端用户一次性投资和使用的成本比较高，投资大、回报周期长，性价比较低，挑战非常大。

 

在2022高工氢电年会上，侯向理以绿电-制氢-发电场景为例：可再生能源电价占绿氢制氢成本的60%-70%，以0.15元/kWh可再生能源发电电价和50kWh/kg制氢电耗计算，可再生能源制氢成本约为10.7-12.5元/kg。按照单位千克氢气发电18kWh和0.6元/kWh售电价格计算，售电收入为10.8元/kg，最多与制氢成本勉强持平，全链条算下来必然亏损。整个链条电-氢-电能量转化效率只有30%多，这导致充放电电价差值至少5倍以内都没有经济性。

 

在此形势下，侯向理给出建议：“要寻找便宜氢源，提高能量利用效率，寻找高电价应用场景，寻求政策支持，挖掘新型应用领域。”

 

三是标准和法规不完善。氢发电相关顶层设计不健全，技术标准和法律法规仍不完善，标准不统一，运营不规范。车用标准大约有100项，而发电领域相对较少。发电领域标准法规的不完善程度，比车用在交通领域的应用还要欠缺，这是行业面临的非常大的一个问题。

 

对此，国内相关机构正在有序推动解决问题。比如今年10月，经嘉兴市长三角氢能产业促进会标准化委员会审批，《固定式燃料电池发电系统》团体标准同意立项。本次立项固定式燃料电池发电系统团体标准制定，有利于规范并推动固定式燃料电池发电业务的发展。

 

业内分析认为，氢能产业已经进入一个新的发展时期，窗口期已经到来，燃料电池固定式发电将会扮演至关重要的角色。只要多方共同努力，一定会加速产业的突破和跨越式大发展。