成本偏高，商业化困难！氢能热电联供“大降温”！

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》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”。

氢能热电联供是氢能在供热领域的一大应用，但近两年颇有“降温”之势，在燃料电池市场裹足不前的寒冬之下，热电联供系统更是难上加难。

在了解热电联供之前，需要先了解分布式能源系统。不同于传统的集中式供电、供热系统，分布式能源系统是分布在用户侧的综合能源系统，规模通常以几千瓦到几十兆瓦不等的小型模块式为主，可独立输出电能、热能、冷能，也可并网运行，满足用户侧的多级用能需求，包括分布式冷热电联供系统、分布式发电站、固定式发电站、备用电源等。

热电联供，也可称为热电联产，是指利用锅炉产生的蒸汽对外供热，同时在供热过程中利用汽轮发电机产生电能的生产方式。与热电分产相比，热电联产可以显著提高燃料利用率，是全球公认的节约能源、改善环境、增强城市基础设施功能的重要措施。按照不同的技术路线，热电联供可分为内燃机、微型燃气轮机、燃料电池等不同方向。

燃料电池热电联供是将氢能通过燃料电池技术同时向用户侧供给电能和热能的生产方式，通常使用燃料电池运行过程中产生的余热供热，发电效率可达40%，能源综合利用率超过80%，与传统的火力发电输电相比，总效率可提高2倍左右。目前燃料电池热电联供系统以质子交换膜燃料电池（PEMFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）为主。

此外，氢燃料电池热电联供系统具有能量转化效率高、噪音低、体积小、清洁环保、功率配置灵活等优势。具体来看，一是能够适用于灵活的用户侧需求，燃料电池系统可实现较宽范围的功率输出，可适配于靠近用户侧的千瓦至兆瓦级分布式能源系统。二是氢能来源广泛，太阳能、生物质能、地热能等通常受到地域限制和季节限制，来源有限，供应不稳定，氢能可实现跨季节、跨区域储存，能源供应更加平稳。三是能源利用效率高，燃料电池热电联供系统的综合效率超过80%，而太阳能热水系统效率为33%左右。四是能够实现零排放，氢燃料电池在运行过程中产生的排放主要为水蒸气，可极大减少污染物排放。

目前，国内已有部分企业布局氢能热电联供，并开发出相关产品，且已有项目在建。

2025年12月，由东方锅炉所属东方氢能自主研发的200kW氢燃料电池热电联供系统在三峡内蒙古乌兰察布源网荷储技术研发试验基地顺利完成168小时连续稳定运行试验，顺利投运。测试周期内，系统始终保持平稳运行，关键性能指标均达设计预期，标志着该系统在长时运行下的可靠性、稳定性、技术可行性及综合能效得到全面验证，为其在综合能源系统规模化应用奠定了坚实基础。

试运行期间，该系统尽显硬核实力与绿色效能。氢能向清洁电力转化高效顺畅，平均发电效率稳定在50%以上；综合能源利用率突破90%大关，通过回收燃料电池发电伴生热能，实现能源梯级高效利用。系统功率输出平稳可控，热电供应协同联动，面对负荷波动展现出敏捷的动态响应能力与可靠的控制逻辑，充分体现了其技术硬实力。

整体来看，氢能热电联供系统在国内项目投运数量较少，多数项目仍处于在建状态。这凸显了氢能在应用端的尴尬境地：尽管各方都想积极尝试发展氢能，但缺少商业化机会，大规模试点示范并没有比较成功的案例。

当大众接受程度较低时，新兴产业发展便会在一定程度上受限。此外，目前国内燃料电池应用以交通领域为主，缺少热电联供系统开发与应用经验，目前仍存在技术、经济性等方面问题。尤其是热电联供系统成本问题，与传统方式相比，国内燃料电池热电联供的购置和运营成本偏高，据测算，燃料电池热电联供系统的安装成本约为5000-6500美元/kWh，约为传统燃气轮机的2-4倍，尚不具备竞争力。

除了建议在政策上应加强引领，提升标准制度体系建设外，国内正在积极建设输氢管道，这对于氢能热电联供发展而言是极大好消息，加快推进输氢管道、天然气管道掺氢等氢能源供应网络建设，降低用氢成本，扩大氢能供应规模，为燃料电池热电联供推广应用提供便利、经济、稳定、安全的氢能来源。