电解水制氢是未来最有发展潜力的绿色氢能供应方式，在“双碳”背景下，电解水制氢项目已经成为市场关注的热点话题。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020）》预测，2030年中国氢气需求量达3715万吨，2050年达9690万吨。有分析认为，电解水制氢将逐步作为中国氢能供应的主体，在氢能供给结构的占比将在2040、2050年分别达到45%、70%。按照IRENA的预测，到2030年，全球可再生能源制氢装机量将达到100GW，仅仅欧洲就将达到40GW的装机量。

从产业链分布看，制氢、燃料电池、储氢等氢能装备齐头并进，是产业投资最活跃领域，投资占比超过 80%。其中，制氢环节在项目数量、投资规模上均占比最高，也是上市公司参与较多的环节。A股上市公司中除了宝丰能源（600989），A股中还有部分上市公司也在布局电解水制氢项目，例如“硅片龙头”隆基股份（601012.SH）、阳光电源（300274.SZ）、先导智能（300450.SZ）等。

目前，氢气的制取主要有三种主流的技术路线：以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢（灰氢），以焦炉煤气、 氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产物提纯制氢（蓝氢）；以电解水制氢为代表的可再生能源制氢（绿氢）。

电解水制氢技术主要有四种：碱性水电解（Alkaline, ALK）、质子交换膜水电解（PEM）、阴离子交换膜电解(AEM)和固体氧化物水电解（SOE），国内目前成熟商业化应用的技术是碱性水电解制氢（ALK), 处于示范应用的是质子交换膜电解（PEM), SOE电解水技术和阴离子交换膜电解(AEM)更多处于实验室研发阶段。

一、碱性电解槽(AWE)制氢成本分析

AWE制氢技术发展的最为成熟，具有槽体结构简单、安全可靠、运行寿命长、操作简便、售价低廉等优点，是市场上主要的电解制氢方式。一般而言，碱性电解槽的成本与其制氢能力成正比关系：制氢能力越大，成本越高。目前国内市场在售的碱性电解槽单台设备制氢能力从几十到1000Nm3/h不等，价格从100万～1000余万元也不等。图表1列示了MW碱性电解槽的成本组成。

图表1 MW碱性电解槽的成本组成

来源：“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展

《电解水制氢成本分析》一文中，根据制氢过程的固定成本和变动成本结构，给出制氢成本公式如下：

制氢成本=电价×单位电耗+(每年折旧+每年运维)/每年制氢总量+单位水耗×水价

为方便计算电解水制氢的具体成本，做出如下假设:

（1）1000Nm3/h碱性电解槽成850万元，不含土地费用、土建和设备安装150万元;

（2）每1m3氢气消耗原料水0.001t，冷却水0.001t水费5元/t;

（3）设备折旧期 10a，土建及安装折旧期20a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧10%，土建和安装每年折旧5%

（4）工业用电价格0.4元/kWh，每1m3氢气耗电5kWh;

（5）每年工作2000h，每年制氢200万Nm3;

（6）人工成本和维护成本每年40万元。测算结果见图表2。

从图表2可知，现有条件下的电解水制氢成本接近30元/kg，远远高于天然气制氢或煤制氢10～15元/kg的制氢成本。

图表2 碱性电解槽制氢成本分析元/Nm3

数据来源：电解水制氢成本分析

从成本构成分析，电耗成本最高，占到74%;折旧成本占到18%，这两项占到了总成本的90%以上。由于人工运维和原料属于刚性支出，所以降低其制氢成本还需要从降低电耗和降低折旧这两方面入手。

根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望(2019)》的预测，2035年和2050年光伏发电成本预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降0.5元/Nm3。如果对光伏上网电价的预测准确，则到2035年和2050年，电费占比分别为60%和49%，制氢成本将会为1.67元/Nm3和1.32元/Nm3，相比目前分别降低了37%和50%，分别接近和超过了目前制氢成本最低的煤制氢。如果加上政策补贴，则电解制氢的成本将有可能等于乃至低于化石能源制氢。

增加设备利用率是降低成本的第二条路径。考虑未来氢气需求放量，可再生能源电力储能取得突破情况下，也可以通过延长电解槽工作时间，生产更多“绿氢”以摊薄其固定成本。

图表3 不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系

1—0.13元/kWh;2—0.2元/kWh;3—0.3元/kWh;4—0.4元/kWh

来源：电解水制氢成本分析

从图表3可知，在不同电价条件下，随着电解槽每年工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，制氢成本随之下降，从2000h提升至8000h后，单位氢气成本平均降低30%以上。

如果到2030年和2050年电费分别为0.2元/kWh和0.13元/kWh，工作时间分别为4000h/a和8000h/a，则对应的制氢成本分别为1.34元/Nm3和0.83元/Nm3，那么在不依赖补贴的条件下，使“绿氢”的生产成本接近和低于“灰氢”。

降低电解槽采购成本和提升电解槽效率也是降成本方向。由于碱性电解槽工艺技术已经十分成熟，很难通过技术革新降低成本，根据预测未来10年通过技术改进和规模扩张，可以降本40%，1000Nm3/h电解槽成本会降至500万元，届时制氢成本将下降5%～10%。此外，通过开发先进性能的电极和隔膜材料，进一步优化槽体结构，可以进一步提高其转化效率，降低成本和能耗。

二、质子交换膜电解槽(PEM)制氢成本分析

碱性电解槽电解效率低，需要使用强腐蚀性碱液，氢气需要脱除水和碱，难快速启动和变载，同时无法快速调节制氢的速度，因而与可再生能源发电的适配性较差，在碱性电解槽的技术方向，以上缺点难以克服，所以近年来质子交换膜电解槽(PEM)日益受到人们的重视。

图表4 PEM电解槽的截面示意图

1-质子交换膜，2/2’-催化层，3/3’-多孔传递层，

4/4’-隔板和流道，5/5’-端板

质子交换膜电解槽采用高分子聚合物质子交换膜替代了碱性电解槽中的隔膜和液态电解质，具有离子传导和隔离气体的双重作用。PEM电解槽结构与燃料电池类似，由膜电极、双极板等部件组成。膜电极提供反应场所，由质子交换膜和阴阳极催化剂组成。

图表5 PEM电解槽的成本组成

来源：“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展

相比于碱性电解槽，PEM电解槽具有反应无污染、氢气无需分离碱液、转化效率高、能耗低、槽体结构紧凑、运行更加灵活(负荷范围0～150%)、更适合可再生能源的波动性等优点，很多新建电解制氢项目开始选择PEM电解槽技术。但由于PEM电解技术商业化时间不长，质子交换膜和铂电极催化剂等关键组件成本较高，导致 PEM电解槽制造成本较高，为相同规模碱性电解槽的3～5倍。

为计算PEM电解槽制氢成本，做出如下假设:

（1）1000Nm3/h的PEM电解槽成本3000万元，不含土地费用，土建和设备安装200万元;

（2）每1m3氢气消耗原料水0.001t，冷却水0.001t，水费5元/t;

（3）设备折旧期10a，土建及安装折旧期20a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧10%，土建和安装每年折旧5%;

（4）工业用电价格0.4元/kWh，每1m3氢气耗电4.5kWh;

（5）每年工作2000h，每年制氢200万m3;

（6）人工成本和维护成本每年40万元。

图表6 PEM电解槽的制氢成本分析元/Nm3

数据来源：电解水制氢成本分析

从图表6可知，按照相同的计算原则，PEM电解槽制氢成本高于碱性电解槽，主要是 PEM电解槽采购成本太高，每年的折旧成本太高。设备折旧成本占到总成本的 44%，电耗成本占到50%，所以降低成本还是要从这两方面入手。

随着电费的下降，电力成本在总成本中的比重逐渐下降，氢气成本也逐渐降低。当电费分别为0.13元/kWh和0.2元/kWh时，氢气成本分别为2.4元/Nm3和2.71元/Nm3，成本占比分别为24%和33%。与碱性电解槽制氢成本相比，仍有一定差距，主要在于PEM电解槽价格太贵，折旧成本太高。

通过对过去几十年PEM电解槽的成本分析，PEM电解槽的平均学习率为13%，至 2030年1000Nm3/h的PEM电解槽价格预计为1500万元，至2050年约为500万元。随着电解槽成本的下降，氢气成本和折旧在成本的占比也同步下降，如果其他条件不变，至2030年和2050年，PEM电解槽设备成本为1600万元和500万元，氢气成本分别为2.86元/Nm3和2.31元/Nm3，设备折旧在成本中的占比分别为30%和13%。虽然相比目前价格基准大幅降低，但与碱性电解槽相比仍不具有价格优势。

在不同电价和不同电解槽成本的组合条件下，即电价0.4元/kWh、电解槽成本3000 万元，电价0.3元/kWh、电解槽成本2000万元，电价0.2元/kWh、电解槽成本1500万元，电价0.13元/kWh、电解槽成本500万元，运行时间对制氢成本的影响，详见图7。

图表7不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系

1—0.13元/kWh－500万;2—0.2元/kWh－1500万

3—0.3元/kWh－2000万;4—0.4元/kWh－3000万

来源：电解水制氢成本分析

从图表7可以看出，随着电解槽工作时间的延长，氢气产量的增加，氢气成本逐渐下降。其中，电力成本和固定成本越高，下降趋势越明显。到2030年和2050年，预计电费分别为0.2元/kWh和0.13元/kWh，工作时间分别为4000h/a和8000h/a，对应PEM电解槽成本分别为1500万元和500万元，则对应的制氢成本分别为1.41元/Nm3和0.72元/Nm3，对比目前制氢成本大大降低。

相比碱性电解槽PEM电解的氢气成本仍然偏高，但随着PEM电解槽采购成本的降低，预计会在2030年后逐渐低于碱性电解槽的制氢成本，并在2040年后低于化石燃料制氢。

通过上述分析可知，相比于碱性电解槽，PEM电解槽由于设备成本过高，制氢成本相对较高，但随着氢气需求增加，以及技术的进步会带来PEM电解槽成本的下降，叠加可再生能源电力成本的下降和产氢数量的增加，最终PEM电解槽制氢成本会低于碱性电解槽。

如果考虑用地面积，即土地成本，PEM电解槽更加紧凑，同等规模下PEM占地面积几乎为碱性装置的一半，在土地昂贵的地区PEM电解槽优势更加明显，结合其效率高、能耗少、响应快、负载高等优势，PEM电解槽有望成为未来电解制氢的主流方向。

三、制氢成本分析结论和发展方向

PEM水电解制氢已步入商业化早期，制约技术大规模发展的瓶颈在于膜电极选用被少数厂家垄断的质子交换膜，阴、阳极催化剂材料需采用贵金属以及电解能耗仍然偏高。解决上述难题是PEM水电解制氢技术进一步发展与推广的关键。

但是从投资成本和运行成本来看，与传统化石能源制氢（灰氢、蓝氢）相比，无论是碱性电解槽还是PEM电解槽仍然有很大的成本下降空间。PEM电解槽更是比碱性电解槽贵超过50-60%以上，给这些非化石能源制氢技术的市场渗透造成了很大的障碍。当考虑到经济规模，自动化，零部件供应商增加，大规模市场需求，能源存储的大量部署应用等这些因素，碱性电解槽和PEM电解槽都被认为还有很大的成本下降空间。其中，电解槽的设备折旧和电费两部分合计达到成本的 90% 以上。但从产品和运营层面讨论，未来降本空间在于降低电价，增加电解槽的工作时间，降低设备采购成本，以摊薄折旧和其他固定支出成本；通过技术进步和规模化生产，也可以降低电解槽的投资成本( 尤其对于PEM 电解槽) 等。

根据业内反馈，在研发方向方面，未来，随着材料和部件制备、系统集成等技术的突破，绿氢制备技术将朝着延长运行寿命、提升单体功率、降低安全风险和成本等方向发展。例如，实现关键部件材料实现国产化，制氢单体功率将提升至10 MW级，系统单位能耗不高于4 kWh/m3等目标。此外，业内认为，实现氢能的规模化应用，还需在以下方面进行深入研究：1）研究新能源输入对电解槽及制氢系统影响，解决可再生能源高比例并网问题；2）提高电解槽和系统可靠性与耐久性；3）提升电解槽关键材料与核心部件自主化研发水平。

参考文献

赵雪莹等，“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展、［J］．全球能源互联网，2021，4(5)．

张轩，王凯，电解水制氢成本分析［J］．现代化工，2021，41(12)

苗军，郭卫军．氢能的生产工艺及经济性分析［J］．能源化工，2020，41(6)

文章内容来源氢云链，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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