PEMFC热电联供特定应用场景经济性预测分析

彭业红，李锐涛

(1.同济大学 汽车学院，上海 200092；2.中国船舶集团有限公司第七一一研究所，上海 201100)

0 前言

在传统能源向新能源转换的时代背景和全球“碳达峰”与“碳中和”的低碳发展引领下，氢能成为新能源的重要组成部分。分布式质子交换膜(PEMFC)热电联供系统是氢能作为分布式能源应用的重要发展领域，具有广阔的应用前景。PEMFC热电联供系统优点多，如能源利用率高、能量转换过程不受卡诺循环的限制、无污染、稳定可靠性好等，具有很大的应用潜力[1-2]。鉴于氢气将来的大量消费需求，传统的化工、冶金行业可以通过对副产氢气、尾气的转换和回收来制备氢气，实现产业优化升级和节能降耗。PEMFC发电还可以增加光伏、风电等可再生能源对于电力供应系统的渗透性，是未来能源发展的重要途径[3]。

现阶段PEMFC热电联供系统主要分为小型(≤10 kW)热电联供系统和大型(>10 kW)热电联供系统，相关产品已经在国外有多个成功的应用案例，并取得一定的经济效益。但是，在相关文献中，缺乏在具体应用场景中对PEMFC热电联供系统全生命周期内经济性预测分析的阐述[4-8]。因此，以小型(家用)PEMFC热电联供系统和大型(特殊医院)PEMFC热电联供系统的应用场景为例，对其全生命周期中氢气能源制备到终端用户的价格、设备的成本及使用的综合成本进行经济性预测分析，为PEMFC热电联供系统在不同应用场景下的经济性预测分析提供参考。

1 系统组成及工作原理

PEMFC热电联供系统作为清洁、高效的能量转换设备，将通入系统内的氢气的化学能转化为电能和热能并输出。回收PEMFC运行过程中产生的余热加热自来水向用户供热，显著提高了氢燃料的利用效率。

PEMFC热电联供系统的结构和原理如图1所示。PEMFC热电联供系统在燃料电池系统结构的基础上增加了储热水箱和电压逆变模块。其中，燃料电池系统包括燃料电池电堆、水热管理系统、氢气供应系统、空气供应系统、控制系统及电力变换模块等。PEMFC产生的电能先后经过直流/直流变换器(DC/DC)的升压和直流/交流变换器(DC/AC)的交流逆变，输出适合居民及工业使用的220 V/380 V交流电；PEMFC在产生电能的同时，极化损失、欧姆损失和传质损失等电压损耗会以热能的形式损耗，热能由冷却液循环带走，冷却液流经换热器将携带的热能交换至外界水源，以提供热水。

图1 PEMFC热电联供系统结构及原理图

2 系统成本

PEMFC热电联供系统在不考虑政策性补贴的情况下，其主要成本由终端的燃料使用成本和系统的设备成本组成。

2.1 燃料使用成本

不同制氢技术所产生的燃料使用成本见表1[9]。由表1可以看出：煤气化制氢方式和工业副产提纯制氢方式的燃料成本相对较低，而网电电解水制氢方式的燃料成本较高。除此之外，高温堆热化学制氢是目前成本较低的新型制氢方式。

表1 不同制氢技术的燃料成本

当前我国氢能产业发展迅速，到2025年初，珠三角地区制氢价格预计将从当前的15～23元/kg降低到11～16元/kg，价格的下降有利于长期的氢气成本维持与产业推广[10]。

到2030年底，蓝氢成本将下降至18～22元/kg，绿氢成本将下降至20～30元/kg；2040年初后，绿氢成本将低于15元/kg，并且质子交换膜水电解(PEME)制氢的成本将低于碱性水电解(AE)制氢；到2060年底，绿氢成本将下降至12～18元/kg，其中核电+PEME制氢的成本将低于15元/kg，光伏+PEME制氢的成本将接近于12元/kg[11-12]。

至2060年底，氢气在能源终端的应用比例预估在20%左右，中国将可能成为全球最大的氢能源市场，氢气的年需求量将增长至1.3亿t左右。氢气终端供应现阶段及预测价格见表2[13]。

表2 氢气终端供应现阶段及预测价格

传统市政供电和燃气供热(以下简称“传统供能”)的价格变化总体平稳，由于物价上涨，价格会逐年有所上涨[14]，因此，预测电单价和天然气单价折算按每年5%变化率逐步上涨。

2.2 设备成本

PEMFC热电联供系统的设备成本可理解为在整个生命周期内的初期购买成本和维修保养成本之和。降低设备成本的有效途径有：① 降低初期购买成本；② 提高可靠性，降低应用过程中的维修保养成本；③ 提高有效寿命的使用时间。

燃料电池系统及储氢系统关键技术和材料的突破可降低综合成本，对燃料电池技术路径的发展起到关键性作用。燃料电池系统及储氢系统价格下降的重要影响因素取决于技术进步和政策推动规模化应用。随着燃料电池技术性能的提升，以及耐久性与寿命的提高，燃料电池下游应用的全寿命周期成本将得到极大程度的改善。

根据目前国内市场情况测算，小型PEMFC热电联供系统设备价格初步估算为10 000元/kW。而对于功率≥80 kW的商务车，预测2025年燃料电池系统价格约为3 500元/kW，2035年燃料电池系统价格约为1 000元/kW，2050年燃料电池系统价格约为500元/kW。PEMFC热电联供系统比燃料电池系统多出电压逆变模块和余热回收系统，因此预测成本价格时在燃料电池系统基础上应乘以系数1.2。

PEMFC热电联供系统无故障可靠运行时间约为2 000 h，经过设备的技术迭代升级，预计今后与传统供能系统的可靠性能持平。PEMFC热电联供系统设备初步预估生命周期为10 a，后续随着技术的进步，有效寿命可望提高至15 a甚至更长。

综合多种因素影响，预测了燃料终端价格和设备成本的变化趋势，结果见表3。

表3 燃料终端价格和设备成本的变化趋势预测

3 小型PEMFC热电联供系统经济性预测分析

目前小型PEMFC热电联供系统主要应用在家庭、建筑等领域。传统供能系统与热电联供系统的经济性对比主要取决于用户终端燃料使用价格、设备年分摊价格及用能需求量。以5 kW系统为例，通过比较传统供能系统与小型PEMFC热电联供系统的供能年总费用及设备年折旧成本的总额，分析2种供能方式的经济性。

3.1 静态分析

在传统供能系统中，采用市政电网供电和燃气加热自来水的供能方式；而在PEMFC热电联供系统中，能量来源只有氢气。常用的PEMFC热电联供系统的控制策略有2种，即电负荷跟随控制策略和热负荷跟随控制策略。电负荷跟随控制策略可满足用电需求，系统换热量由运行工况决定，多余或不足的热量由辅助设备或储热设备进行补充或存储；热负荷跟随控制策略是指在满足用户需求的前提下，电能根据运行工况决定，不足电量由电网来提供。为了先满足用户的生活用电，本文结合电负荷跟随控制策略进行分析。

以上海地区为例，假设每户居民1 a的用电需求为4 000 kW·h、天然气用量为550 m3(天燃气的热值约为36 MJ/m3)。考虑电网的用电高峰与低谷的价格差异，假设居民用电高峰和低谷时段各占50%。小型PEMFC热电联供系统燃料综合利用率为95%，发电效率为39%，热效率为56%[8]，可测算出氢气的使用热值为143 MJ/kg。现阶段上海居民市政供电和燃气供热计费方式均实行阶梯价，本文计算传统供能系统供能费用参考相关执行文件，即居民每年天然气费用为1 749元，电费用为1 887.6元，传统供能系统的供能年总费用为3 636.6元。根据燃料电池额定工作效率计算，小型PEMFC热电联供系统在额定满负荷工况下能量转化的热电比约为1.435，当产电为4 000 kW·h时，产热对应的电量为5 740 kW·h；550 m3天燃气可产生的热量所对应的电量约为5 500 kW·h。因此，小型PEMFC热电联供系统供能方式可完全覆盖用户的用能需求。小型PEMFC热电联供系统设备费用为5 万元，有效寿命为10 a，折旧成本为5 000元/a。

小型PEMFC热电联供系统的供能年总费用可通过以下公式进行测算：

(1)

式中：Csum为PEMFC热电联供系统的供能年总费用；Ch0为氢气的单价；Qh为年总电量；Qh0为每千克氢气产生的电量；C0为小型PEMFC热电联供系统设备总成本价格；N为设备使用年限。通过计算，小型PEMFC热电联供系统的年供能总费用为19 193.5元。

通过比较可得，小型PEMFC热电联供系统供能年总费用比传统供能系统多15 556.9元，约为传统供能系统供能年总费用的5.28倍。因此，小型PEMFC热电联供系统在短期内与传统供能系统相比不具备经济性。

3.2 动态分析

由于电价、天然气价格，以及终端的氢气燃料使用成本、系统的设备成本随着经济发展、技术进步和规模化应用会逐步调整，因此引入了考虑价格变动的动态变量来分析传统供能系统和小型PEMFC热电联供系统的经济性。

假设居民年用能需求量不变。传统供能系统的电单价每年上涨比例为a，天然气单价每年上涨比例为b；小型PEMFC热电联供系统终端的氢气燃料使用成本每年下降比例为c，设备成本每年下降比例为d。则在某一组变量的组合下，两者经济性将会出现持平的临界点。传统供能系统供能年总费用与小型PEMFC热电联供系统供能总费用的差值为：

(2)

式中：ΔC为传统供能系统供能年总费用与小型PEMFC热电联供系统供能年总费用的差值；Cg为传统供能系统用天然气年总费用；Ce为传统供能系统用电年总费用；Ch为现阶段小型PEMFC热电联供系统终端的氢气燃料使用成本；n为供能年限。

2种供能系统的供能年总费用趋势预测如图2所示。由图2可以看出：传统供能系统的供能总费用将在2050年增加至现阶段(2022年)的4倍左右，并且增长速率逐渐加快；而小型PEMFC热电联供系统的供能总费用将减小为现阶段的四分之一。预计在2035年—2040年，传统供能系统和小型PEMFC热电联供系统的供能总费用将出现持平的临界点。

图2 传统供能系统和小型PEMFC热电联供系统供能年总费用趋势预测

图3为2种供能系统的供能年总费用差值。由图3可以看出：随着制氢成本和设备价格的进一步下降，2种供能系统的供能年总费用差值将大幅缩减，并且随着应用规模的逐步增大，小型PEMFC热电联供系统的供能年总费用降低速率将更加迅速，小型PEMFC热电联供系统的经济性优势将进一步体现。

图3 2种供能系统的供能年总费用差值

4 大型PEMFC热电联供系统经济性预测分析

对于大型PEMFC热电联供系统，现阶段国内还没有成熟的产品推出。参照国内大功率燃料电池系统设备成本和相关性能指标，对大型PEMFC热电联供系统前期示范应用和后续推广应用进行经济性预测分析。

4.1 静态分析

假定大型PEMFC热电联供系统的应用场景是地震救灾临时搭建的医院，其额定功率为100 kW。PEMFC热电联供系统满负荷运行工况下，每小时可提供电能100 kW·h，可提供的热能相当于14.3 m3天然气产生的热量，对应电能为143 kW·h。供能时间按照每年2 500 h计算。

传统供能系统年供能总费用为29.3万元。大型PEMFC热电联供系统年供能总费用为94.7万元。大型PEMFC热电联供系统比传统供能系统年供能总费用多65.4万元，是传统供能系统的3.23倍。因此，大型PEMFC热电联供系统在短期内与传统供能系统相比没有经济性优势。

4.2 动态分析

在与传统供能系统的经济性竞争下，为了提高大型PEMFC热电联供系统供能方式的优势，假设大型PEMFC热电联供系统为满负荷运行，转换出的电能和热能尽可能充分利用。在电单价每年上涨比例为a，天然气单价每年上涨比例为b，而大型PEMFC热电联供系统终端的氢气燃料使用成本每年下降比例为c，设备成本每年下降比例为d的趋势下，由于大功率设备比小功率设备的单位功率成本更少，因此预计其经济性临界点会相对较早出现，如图4、图5所示。

图4 传统供能系统和大型PEMFC热电联供系统供能年总费用趋势预测

图5 2种供能系统的年总费用差值

从图4可以看出：在大功率能量需求场景下，传统供能系统供能年总费用预计将在2050年增长为现在的4倍左右，与小型家用场景类似；而大型PEMFC热电联供系统供能年总费用将减小为现阶段的三分之一。与图3相比，2种供能系统的经济性持平临界点出现在2030年—2035年，大型PEMFC热电联供系统在特定应用场景将更早具备经济性优势。目前大型PEMFC热电联供系统核心零部件的市场竞争日趋激烈，近年来随着国产零部件的发展，系统成本明显降低。随着技术进步和设备耐久性的提高，设备折旧成本会进一步减少，并随着应用规模的推广，大型PEMFC热电联供系统的成本也将进一步降低。

5 结语

现阶段，国内传统供能系统所采用的市政供电和燃气供热的电价和天然气价均相对较低，PEMFC热电联供系统在一段时间内与传统供能系统对比，没有经济性优势。但随着PEMFC核心技术的不断提升、设备造价逐步降低、氢气终端应用价格的大幅下降，以及设备耐久性的提升，成本差距将逐步缩小甚至反超。大型PEMFC热电联供系统将在2030年—2035年间展现出综合成本优势。小型PEMFC热电联供系统的经济性将在2035年—2040年逐步体现，可在重要的特色城镇社区和节能环保社区率先示范。

通过以上分析比较，我国PEMFC热电联供系统的终端氢气燃料使用成本、系统设备成本较高，以及传统供能系统的市政供电和燃气供热价格较低的局面是阻碍我国市场推广PEMFC热电联供系统供能方式的主要原因。因此，建议开展PEMFC热电联供技术攻关，加速推动发展低成本、高效率、高可靠性的热电联供系统设备研发技术，同时推动上游降低制氢成本和安全高效储运方式技术的发展，降低氢气在终端使用成本。我国在固定式发电、燃料电池汽车领域的技术积累和产业链建设基础，可以为PEMFC热电联供系统产业化研发提供足够的支撑。我国具有可再生能源的资源禀赋优势和电网建设先进性优势，通过整合国内优势资源、选择合适的技术路线、建设典型的示范应用场景，我国完全有可能在新一轮住宅用燃料电池综合供能系统研发竞争中，占领产业制高点。