依托《广东省氢能产业发展规划（2023-2030 年）》的政策红利，广东省近两年推动建设 12 座兆瓦级燃料电池电站，形成 “珠三角关键区 + 沿海产业带” 的电站布局。政策明确对 10MW 及以上电站给予 20% 的投资补贴，同时对氢源供应企业提供每吨 1500 元的氢气补贴，大幅降低项目成本。位于佛山的某 20MW 燃料电池电站，正是受益于政策支持，项目建设周期缩短至 5 个月，氢成本控制在 32 元 /kg 以下。该电站服务于佛山新能源汽车产业园区，为园区内电池生产、整车组装企业提供稳定电力，年发电量达 1.75 亿度，带动周边氢能产业链就业岗位 200 余个。氢能产业园区的 “绿氢制 - 用 - 余热回收” 闭环，为电站提供稳定氢源。陕西储能燃料电池电站维护
模块化设计是燃料电池电站灵活适应不同负荷需求的关键，电站可根据用户用电规模，选择不同功率的模块组合，后期还可便捷扩容。某电站采用 500kW 标准模块，用户若需 2MW 电站，可配置 4 个模块；若后期用电负荷增加至 3MW，只需再增加 2 个模块即可，无需对原有系统进行大规模改造。模块化设计不只降低了初期投资（用户可根据需求分期投入），还缩短了建设周期（单个模块安装调试只需 15 天）。此外，模块间采用标准化接口，便于维护与更换，当某个模块出现故障时，只需更换该模块，不影响其他模块运行，提高了电站的整体可靠性。某工业园区通过分期建设，从初期的 1MW 逐步扩容至 5MW，满足了园区企业逐年增长的用电需求。河北节能燃料电池电站优势偏远海岛的 500kW 离网燃料电池电站，采用 “光伏制氢 + 储氢发电” 模式供电。
在电网覆盖薄弱的偏远山区、海岛，离网型燃料电池电站成为解决居民用电难题的重要方案。某海岛乡常住人口 500 余人，过去依赖柴油发电机供电，不只成本高、噪音大，还经常因柴油运输困难导致停电。2024 年，当地相关部门投资 600 万元建设 500kW 离网型燃料电池电站，配备 20 组储氢罐，采用 “光伏制氢 + 储氢发电” 的模式：白天利用海岛丰富的太阳能发电，多余电力通过电解水制氢储存；夜间则用储存的氢气发电，为全乡居民提供稳定电力。电站投运后，居民用电成本从原来的 1.5 元 / 度降至 0.8 元 / 度，且实现 24 小时不间断供电，同时解决了柴油发电机带来的污染问题，海岛空气质量明显改善。
作为上海氢能产业试点重点项目，某 10MW 燃料电池电站于 2024 年落地汽车产业园，项目总投资 1.2 亿元，采用 “化工副产氢 + 管网输送” 的氢源供应模式，大幅降低氢成本至 35 元 /kg。电站不只为园区内 5 家整车厂、20 家零部件企业提供基础电力，还通过余热回收系统为周边厂房供应蒸汽，综合能源利用效率达 82%。投运后，该电站年减排二氧化碳 1.5 万吨，相当于种植 8.3 万棵树，同时保障了园区在电网波动时的供电稳定性，曾在 2024 年夏季用电高峰期间，实现连续 15 天零故障运行，供电可靠率达 99.99%。广东省相关部门推动建设兆瓦级燃料电池电站，对 10MW 以上项目给予投资补贴。
燃料电池电站的氢源供应有四种主要方案，各有优劣：一是工业副产氢，优势是成本低（25-35 元 /kg）、供应稳定，适合靠近化工、钢铁厂的电站，劣势是氢源位置固定，受地域限制；二是电解水制氢（绿氢），优势是零碳排放、环保属性强，适合有可再生能源（光伏 / 风电）的地区，劣势是成本高（35-45 元 /kg）；三是天然气制氢，优势是技术成熟、供应量大，适合天然气资源丰富的地区，劣势是存在一定碳排放；四是车载储氢罐供氢，优势是灵活便捷，适合离网或应急电站，劣势是运输成本高、供应能力有限。企业需根据自身位置、环保要求、成本预算选择合适的氢源方案，例如靠近钢铁厂的电站优先选工业副产氢，注重绿色认证的企业优先选绿氢。燃料电池电站在冷链物流园区的供电保障实践。吉林高效燃料电池电站与锂电池电站区别
商业综合体的 1.5MW 燃料电池电站，安装于地下停车场，运行噪音低于 50 分贝。陕西储能燃料电池电站维护
矿山通常位于偏远地区，电网覆盖差，传统依赖柴油发电机供电，成本高、污染大。某矿山投资 1.5 亿元建设 8MW 离网型燃料电池电站，彻底解决供电难题。电站采用 “煤制氢 + 储氢” 的氢源模式，利用矿山自身的煤炭资源制氢，降低氢成本；配备 10 组大型储氢罐，单次储氢量可支持电站运行 15 小时，同时具备氢源应急补充通道，确保连续供电。电站为矿山的采矿设备、选矿厂、生活区提供全部电力，年发电量 7 亿度，替代柴油消耗 10 万吨，年节省成本 1.2 亿元，同时减排二氧化碳 28 万吨。此外，电站采用防爆设计，适应矿山的复杂环境，运行噪音低于 60 分贝，改善了矿工的工作与生活环境。陕西储能燃料电池电站维护
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