7月26日，鄂尔多斯市伊金霍洛旗圣圆能源风光制氢加氢一体化项目50MW光伏及14000Nm/h制氢项目(二期)燃料电池发电系统标段中标候选人公示，捷氢科技、风氢扬、海卓动力分别以775万元、770万元、798万元入围中标候选人，经过三天公示期后，捷氢科技被公示成为中标单位。这也是今年以来首次有燃料电池企业获得公开绿氢项目的订单。 当前国内绿氢项目正呈爆发式增长态势，其中蕴含的燃料电池机会究竟有多大？这些绿氢项目对燃料电池又有哪些不同的要求？ 绿氢项目蕴含的燃料电池机会 事实上，在捷氢中标之前，部分燃料电池企业早就意识到绿氢项目中蕴含的燃料电池机会，为此进行提前布局。 2022年8月，东方电气向三峡集团批量交付了氢燃料电池热电联供系列产品。该系列产品集成了发电与供热技术的功能，氢能的综合能源利用效率超过90%，产品用于三峡研究院乌兰察布“源网荷储”技术研发试验基地的“制储运加”氢能综合示范项目，作为绿氢规模化生产和应用的全产业链技术研发验证平台。 同年8月，国鸿氢能固定式燃料电池发电系统在榆林科创新城零碳分布式智慧能源中心成功运行，该系统额定输出功率为640kw，该项目实现了零碳多能源供需系统的实用化和规模化示范应用，光电氢协作，能源综合利用率超过90%，为实现碳达峰、碳中和目标提供了新的技术路径。 当然，也有人怀疑，当前从经济性的角度分析，用绿氢发电并不划算，但是可再生资源丰富的地区并非如此，便宜可用的光伏能源能有效降低成本。 以榆林科创新城零碳分布式智慧能源中心为例，该项目榆林富余的光伏电制备氢气储存起来，需要用电的时候再通过氢燃料电池系统的化学反应，将氢能转化为电能和热能。示范项目设计寿命内的当量供能成本约为0.36元/千瓦时，相比传统的电网供电，总成本降低36%以上。 “电力和能源市场是万亿级市场，绿氢发电是将不能很好利用的可再生资源用氢气串联起来了。”风氢扬董事长刘军瑞表示，结合国内存在大量的弃风弃光等情况来看，绿氢发电前景广阔，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。 燃料电池发电面临的挑战 绿氢项目的崛起的确给燃料电池企业带来了机会，不容忽视的是，现阶段燃料电池发电也面临着诸多挑战。 第一个层面，涉及到燃料电池发电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。 第二个层面，燃料电池发电的经济性偏低。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。 “经济性还是燃料电池固定式发电项目落地的一个大障碍。现阶段大部分绿氢项目制取的氢气是采取就地消纳，就是为了提升氢气利用率降低成本。用氢发电的话，首先需要储存起来，还要投建专门的发电项目，在成本上有很大的压力。”一家燃料电池企业的市场总监表示，落地一个MW纯发电的项目至少要500万，而且在具备光伏等可再生资源的地方，又缺乏相应的燃料电池发电应用场景。 第三个层面，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。2022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；2023年4月，中国电工技术学会团体标准T/CES 176-2022《固定式质子交换膜燃料电池堆使用寿命测试评价方法》由中国电工技术学会提出，武汉理工大学等单位起草编制完成。以上两项标准还在进一步完善的过程中，距离成为行业标准还有距离。 总体而言，利用“弃光”和“弃风”电量制氢，将低效能源转化为高效能源的氢气储存并发电，实现电的时空转移，是氢能的独特价值所在。随着绿氢项目的增多，央企国企的重资下场，氢能产业已经进入一个新的发展时期，窗口期已经到来，绿氢发电未来将会扮演至关重要的角色。