刘 安

（中国石化销售股份有限公司，北京 100728）

氢能分布式发电作为氢能多元化应用中的重要一环，具有跨周期储能、快速启动、兼具发电和供热等独特优势，在电力调峰、数据中心、零碳园区（建筑）等领域具有广阔的发展前景。目前，用于分布式发电及热电联供的燃料电池主要有质子交换膜燃料电池（PEMFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC）两类[1]。针对加氢站应用场景缺乏、应用模式单一、普遍难以盈利的现状，创新地提出在加氢站内引入分布式燃料电池发电系统的破局思路，通过燃料电池冷热电联产与汽车充换电、站内用电及供热制冷等应用进行耦合，为构建“加氢站供氢—分布式氢能发电—能源综合利用”的一体化能源示范微网奠定基础，助力打造加氢站氢能多元化应用的新场景。

1 加氢站分布式发电趋势分析

1.1 政策大力支持

2022 年3 月，国家发展改革委、国家能源局共同发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035 年）》，这是我国氢能产业的顶层设计文件，明确了氢能的能源属性和战略意义。其中，针对氢能多元化应用进一步提出，因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施，推动在社区、园区、矿区、港口等区域内开展氢能源综合利用示范。自此，氢能在分布式发电领域的示范应用得到了国家战略层面的政策支持。随着国家级氢能产业规划的出台，各地纷纷发布了一系列氢能规划和支持政策。据统计，“十四五”期间，北京、天津、山东、河北、内蒙古等14 个省市、自治区，鄂尔多斯、苏州、常熟、宁波、潍坊等40个市发布相关专项政策积极推进氢能热电联供研究及示范应用。

1.2 市场应用广泛

日本通过启动家用燃料电池热电联供（Ene–Farm）计划，在2005—2009 年推广了3 300 套Ene–Farm 示范装置，2019 年Ene–Farm 系统已实现平价销售[2]。截至2020 年，日本Ene–Farm 项目已部署了超过40 万套，并提出将在2030 年推广530 万套，占日本家庭10%。欧洲与日本的发展思路相似，欧盟通过启动Ene.field 示范项目在2012—2017年累计推广了1 046套300～5 000 W的PEMFC及SOFC家用微型热电联供系统。美国和韩国则专注于开发兆瓦级大型燃料电池分布式发电站系统[3]，作为数据中心或者办公大楼主体或备用电源，主要企业包括Bloom Energy、FuelCell Energy、LG、斗山等。

2022 年中国新能源汽车销量688.7 万辆，渗透率达到25.6%，新能源汽车对传统能源市场的冲击不断加剧，企业能源转型发展需求迫切。中国分布式燃料电池热电联供技术起步较晚，但近年来取得了较大的进步，目前处于小规模示范应用阶段，主要应用在工业园区[4]。2021 年5月，东方氢能公司向华电四川交付100 kW级商用PEMFC冷热电联供系统；2022年8月，潮州三环联合广东能源集团投用了105 kW分布式SOFC热电联供系统，由3台35 kW的SOFC组成，交流发电净效率64.1%，热电联供效率高达91.2%，连续并网发电超过1 000 h。现阶段，氢能分布式发电在住宅社区、工业园区逐步得到应用（见表1）。

表1 2022 年我国氢能分布式发电项目应用

1.3 技术愈发成熟

当前，氢能分布式发电技术的推广应用高度依赖于制氢技术的进步和制氢成本的下降。制氢技术路线主要有煤制氢、天然气制氢和工业副产氢，前2种制氢方式纯度不佳、单位碳排放较高，且成本受原料价格的波动影响较大[5]；而工业副产氢（氯碱尾气、焦炉尾气、乙烷裂解、丙烷脱氢等）纯度较高、碳排放小、成本最低。此外，利用风力、光伏等可再生能源制绿氢有望成为未来主流，仅内蒙古地区已备案的绿氢项目规模就超过13万吨/年，预计到2025年大量低成本的绿氢将得到应用，开展燃料电池分布式发电具有廉价的氢源保障。不同制氢方式的成本如图1所示。

图1 不同制氢方式的成本对比

美国能源部（DOE）对美国氢燃料电池成本的预测及国内主流燃料电池系统生产企业预测结果均显示，随着贵金属节约技术、新型膜材料、膜电极成型等技术进步和规模化效应，燃料电池成本将大幅降低（见图2）。

图2 我国氢燃料电池成本下降趋势预测

预计到“十四五”末期，我国燃料电池装机量将超过10 万台，对应的系统成本将下降至1 000 元/kW，用于分布式发电领域的PEMFC 及SOFC成本也将大幅下降。

2 PEMFC 分布式能源综合利用系统

2.1 PEMFC 与SOFC 技术与成本对比

在加氢站内开展燃料电池分布式发电及能源综合利用，需重点关注发电功率、发电效率、热电效率、运行条件（温度、占地面积等）、启停时间、使用寿命、设备成本等因素。根据对国内外主流产品指标的调研，对比PEMFC与SOFC技术路线（见表2）。

表2 PEMFC 与SOFC 技术路线对比

综合对比来看，PEMFC单套系统发电功率大（200 kW 以上）、热电综合效率高（90%～95%）、运行温度低、启停时间短、设备成本低（不足SOFC的1/6）、无污染物排放，且国内产品技术成熟度高、可靠性好。

2.2 分布式发电及热电联供的燃料电池分析

应用PEMFC和SOFC的代表性企业为日本松下和爱信精机，其Ene–Farm 项目燃料电池性能对比如表3所示。

表3 日本Ene-Farm 项目燃料电池性能对比

可以看出，PEMFC 技术相对更加成熟，综合性能较强，因此PEMFC 系统更适合作为加氢站分布式发电的技术方案。采用石墨板的PEMFC系统输出功率高（可达700 W 以上）、运行温度低（70～90℃）、运行寿命更长（10年以上），适合追求大输出功率的分布式发电使用。与之对应，SOFC余热品位好、燃料范围广（氢气、天然气、生物质气等），且不需要贵金属催化剂，但设备成本较高，需要较高的热源匹配。

2.3 PEMFC 分布式能源综合利用系统工作原理

以纯氢作为原料的PEMFC冷热电联供系统主要由核心的PEMFC燃料电池单元、电力电子单元[直流变换电源模块（DC/DC）、直流／交流变换电源模块（DC/AC）整流器等]及余热利用单元（热泵等）组成（见图3）。

图3 基于PEMFC 的分布式能源综合利用系统

PEMFC分布式能源综合利用系统的工作原理包含以下3个步骤：

1）高纯氢气来源于站外输氢管道（2～3 MPa）或长管拖车（20 MPa），经减压阀降低压力（0.1～0.3 MPa）后，供给PEMFC电堆系统，并与空气中的氧气发生电化学反应，产生直流电、低品位热和纯水。发电效率为50%～60%，余热温度为50～100℃。

2）电堆所发的直流电经DC/DC 整流后可直接供大功率直流充电桩，优先用于电动汽车快速充电。在无充电需求的用电高峰期内，也可以经DC/AC整流变成交流电供站内设备设施使用。

3）低品位余热既可用于加热水，也可通过热泵转化为高品位热，在冬季代替空调为整站供暖，或通过热泵制冷后在夏季高峰期代替空调供冷，或用于直流充电桩快充过程的降温。

3 能源综合利用项目投资测算及敏感性分析

3.1 基本假设

1）系统配置：PEMFC发电功率240 kW，额定发电效率55%（即1 kg 氢气可发电18 kWh），热电联供总效率90%，热泵额定功率30 kW，2台120 kW直流充电桩。

2）运行设计：燃料电池发电优先供充电桩为电动车充电，假设单台充电桩每天服务电动汽车10次，单次充电60 kWh，用时0.5 h；在加油加氢站用电高峰期，且无车辆充电需求时，调整燃料电池发电供站内设备设施使用，假设平均每天高峰期发电1 h；在燃料电池发电运行期间，通过热泵对余热回收利用，假设每年制热/制冷时间6个月，制热/制冷时长与燃料电池工作时长一致；燃料电池每消耗1 kg氢气可产生9 kg纯水，代替外购生活用水。

3）成本价格：由于整个微网系统成本基本为PEMFC 系统成本，因此按照0.5 万元/kW 成本来估算设备总投资为120万元，折旧期8年；参考各地调研结果，氢气成本取管道输氢到站价25.0元/kg，商业电价0.8元/kWh，用电高峰期电价1.2元/kWh，电动车快充收费标准为2.0 元/kWh，生活用水4.5元/t；不考虑人工，每年设备维护费取初始投资的3%，项目初始投资为自有资金，不考虑利息费。

3.2 投资测算

项目投资收益测算结果为：项目主要投入成本为设备投资120 万元，运营期内每年消耗氢气28.8 t；年发电量51.8万kWh，其中供直流充电桩为电动汽车充电量43.2万kWh，其余供高峰期站内设备设施用电，年制热/制冷量可节约用电5.4万kWh，年产生纯水259 t；该项目每年氢气及运营等总成本75.6 万元，发电（充电、自用）、制热/制冷、节水等各项总收入101.2万元，净利润19.2万元；项目内部收益率（IRR）23.1%，投资回收期3.5年，经济效益较好。

3.3 敏感性分析

1）PEMFC系统成本

当PEMFC系统单位成本从5 000元/kW下降时，项目IRR 增长较快，表明通过设备降本可以带来较高的投资收益（见图4）。

图4 PEMFC 系统成本对IRR 的影响

2）氢气成本

当氢气成本提高至34 元/kg 时，项目IRR 下降为0，意味着当氢气成本超过34元/kg时，项目无法在运营期收回成本，氢气成本对项目投资收益影响较大（见图5）。

图5 氢气成本对IRR 的影响

3）充电价格

当充电收费标准降至1.4 元/kWh（接近市场调研的下限）时，项目IRR降为0，即充电费用低于1.4 元/kWh 则无法在运营期收回成本，充电价格对项目投资收益影响较大（见图6）。

图6 充电价格对IRR 的影响

4）充电频次

当单桩单日充电次数从10次降至2次时，IRR为1%，因此单桩单日充电次数不低于2次时项目才能收回投资（见图7）。

图7 充电频次对IRR 的影响

4 宏观经济效益分析

4.1 经济效益

加氢站通过氢燃料电池发电后对外售电＋自发自用的商业模式以及余热、纯水回收利用等节能手段，能够产生经济效益，盘活难以正常运营的加氢站资源，为销售企业发展新能源业务降本增效。以240 kW燃料电池热电联供系统及2台120 kW 直流快充桩规模为例，在氢气成本25 元/kg、充电价格2 元/kWh、单桩单日充电10 次情景下，结合余热利用，项目内部收益率23.1%，回收期3.5年，具有良好的经济效益。

4.2 生态效益

利用工业副产氢通过燃料电池发电，并供加氢站设备和电动车充电使用，具有能源转化效率高、清洁低碳等优点，远期使用绿氢后将实现全环节“零碳”排放。以单日80 kg氢气发电及余热节电量计算，每年可代替使用煤电57.2 万kWh，相当于减少二氧化碳排放1 530 t，具有较高的生态效益。

4.3 社会效益

建设国内加氢站燃料电池分布式发电及能源综合利用示范项目，助力企业在氢能多元化应用领域实现适度超前和引领，产生影响力并带动行业发展，进一步丰富和外延综合能源服务商的品牌内涵，为企业树立绿色低碳发展的良好形象。

4.4 管理效益

研究和实施燃料电池分布式供能项目，可打通站内储供氢、燃料电池发电及供热、对外快速充电等一系列现场设备及安全管理环节，积累综合能源站的完整性管理经验，完善相关管理制度和规范，提升企业和员工的氢能安全利用的管理水平。

5 结论与展望

加氢站分布式发电技术的应用已成为落实国家级氢能产业规划的必由之路，本文深入分析了加氢站应用PEMFC分布式能源综合利用系统，结合经济分析与效益分析验证了加氢站项目实施的可行性。在产业创新技术迭代和地区氢能政策支持的双轮驱动下，加氢站分布式发电及能源综合利用的应用价值可在以下方面进一步深入挖掘：

1）以氢能源产业为引领，创新加氢站商业模式。以加氢站分布式发电技术为基础，将燃料电池所发电力优先直供汽车充电桩对外快充或超充，在用电高峰期优先供给加氢站内用电设备，通过节能降本、充电收入及政策补贴等获得投资回报，积极探索以氢发电、以电补氢的新型商业模式。

2）发挥地区先导优势，形成能源网络化效应。在京津冀、长三角、珠三角等地区，选取氢源丰富、氢气成本低、快充有市场的加氢站作为试点，建立标准化综合能源利用系统方案，在加氢站内引入燃料电池冷热电联供系统，实现氢能热电联供与站内用能需求的耦合。通过跨地区建设具有示范效应的加氢站，有利于构建“氢电融合”能源综合利用微网，丰富氢能多元化的应用场景。