制氢产业：工艺、规模、成本及产业化程度

网络等公开信息 2025-02-14

作为未来的制氢主流——电解水制氢，都处在规划和建设阶段，截止2023年底，电解水制氢产能约大到8万吨/年，实际产氢量则更低（2万吨左右），占比不足1%。

据统计，从目前氢气的生产原料构成来看我国氢气来源，一是主要以煤制氢为主，产能为 2388万 t/a ，氢源占比为58.9％；二是高温焦化和中低温焦化（兰炭、半焦）副产煤气中的氢，产能为811万t/a，氢源占比为20.0%；三是天然气制氢和炼厂干气制氢，产能为662.5万 t/a ，氢源占比为16.3%；四是甲醇制氢、烧碱电解副产氢、轻质烷烃制烯烃副产尾气含氢等，产能为 195.5 万 t/a ，氢源占比为 4.8%；作为未来的制氢主流——电解水制氢，都处在规划和建设阶段，截止2023年底，电解水制氢产能约大到8万吨/年，实际产氢量则更低（2万吨左右），占比不足1%。

1. 当前制氢方式——化石燃料制氢和工业副产氢

1.1 化石燃料制氢（煤制氢、天然气制氢）
1.1.1 化石燃料制氢包含煤制氢和天然气制氢：化石燃料制氢工艺成熟，广泛应用于工业生产（石油精炼、合成氨等），其中煤制氢初始投资大，适合规模化生产；天然气制氢相对灵活，但受气源和气价波动影响大，规模发展受到约束。

①煤制氢

煤制氢主要采用煤气化、煤液化、煤焦化三种方法，已有一百余年历史，技术成熟。煤气化工作原理是：煤炭通过与氧气高温高压燃烧发生气化反应，生成一氧化碳和氢气的合成气（H2+CO）， CO与水蒸气经变换转变为H2+CO2，后通过脱除酸性气体（CO2+SO2）、氢气提纯等工艺环节，得到不同程度氢气。

煤制氢的核心工艺设备包括煤粉准备、水煤浆制备、煤气化炉、变化单元、吸附装置，其中煤气化炉投入大，一般规模化制备才会投入，煤制氢设备总体投入，一般为1.25万元/Nm³.H—1.77万元/Nm³.H，如需达到高纯氢4N级标准，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投入达到3.3万元/Nm³.H左右。综合而言，煤制氢不适合分布式制氢，适合于中央工厂集中制氢，虽然具有技术成熟、原料成本低等优势，但其装置规模大，配置装置多，投资成本大、设备结构复杂、装置气体分离成本高、产氢效率偏低、CO2 排放量大等劣势，不适合作为未来社会绿色低碳的能源。

②天然气制氢

天然气制氢方法主要有天然气水蒸气重整制氢（SMR）、绝热转化制氢、部分氧化制氢、高温裂解制氢等，其中SMR工艺最为成熟，SMR的工作原理是将脱硫后的天然气与水蒸气在高温环境下发生反应制成主要由O2、CO组成的混合气体，之后再通过水煤气变换反应将置于高温环境下的CO转换为CO2和氢气，最后经分离、提纯得到高纯度氢气，这一套工艺流程一般包含原料气预处理装置(压缩机、脱硫装置）、重整反应炉、变换塔、氢气提纯装置（PSA变压吸附）等设备，其中核心设备为重整反应炉，一般来说，1万吨制氢项目的设备购置费用在13000-5000万元之间‌（合2.7-4.5元/Nm³.H），上述购置费，未含其他辅助装置安装工程费‌。

天然气制氢流程短，投资低，运行稳定，相比于煤制氢，氢气产率更高，且 CO2 排放量更低，但我国“富煤缺油少气”的化石能源禀赋特征，天然气气源供应难以保证，叠加天然气高价带来的成本劣势，目前通过天然气制氢的发展受到约束。

1.1.2化石燃料制氢成本及区域分布——化石燃料制氢成本较稳定，其中煤制氢成本相对最低，是当前燃料电池汽车的主要氢源之一，但化石燃料制氢产地相对集中于煤炭、焦化行业聚集区，暂无法扩展全国

从成本结构来看，煤制氢主要采用煤气化制氢技术，工艺流程长，设备投资大，煤炭和氧气等可变价格占成本的结构比重分别约为44%，和20%，煤制氢成本大约为8-13元/kg，受煤价的影响度大约是煤价每上涨50元/吨，制氢成本上升0.38元/kg；而天然气制氢主要采用水蒸气重整工艺（SMR），制氢流程相对短，初始投入远低于煤制氢，但天然气的损耗大，约占制氢成本的75%左右，所以天然气制氢成本约为13-22元/kg，其中天然气的价格和损耗是最具影响力变量，当天然气价格每上涨0.5元/m³，制氢成本上升2.68元/KG。

化石燃料制氢与我国煤炭、焦化行业高度重合，基本分布在西北、华北地区，距离长三角、大湾区等经济活跃区较远，运氢成本较高，所以只能满足当地用氢需求，无法扩展全国。

1.2工业副产氢

当前我国工业副产氢气主要存在于石化、化工、焦化行业，作为中间原料生产多种化工产品，少量作为工业燃料使用。工业副产氢气是指现有工业在生产目标产品的过程中生成的氢气，目前主要形式有焦炉煤气副产氢（含焦炭生产过程中的焦炉煤气可分离回收氢气、钢铁高炉煤气可分离回收副产氢气）、烧碱（氢氧化钠）行业副产氢气、石化工业中的乙烯和丙烯生产装置可回收氢气等。

1.2.1工业副产氢工艺及产量——工业副产氢主要是化工行业生产过程中的副产品，其中焦炉气副产氢产能规模潜力大，但纯度低，加工给车用的量少；氯碱副产物制氢的氢气纯度高，回收成本低，且有部分氢气放空，适合开发于车用；

① 首先，看看焦炉煤气副产氢。

焦炉煤气是指在炼焦过程中，煤炭在炉中经过高温干馏后，产生焦油和焦炭的同时，伴生的一种可燃性气体。大约1吨焦炭副产400立方米焦炉煤气。焦炉煤气主要成分为氢气（55%）和甲烷（23%~27%），另外还有少量的CO（5%~8%）、CO2（1.5~3%）、C2以上不饱和烃、氧气、氮气，以及微量苯、焦油、萘、H2S和有机硫等杂质。

通常情况下，焦炉气的H2含量为55%，通过压缩工序、预处理工序、变压吸附工序和净化工序后，可制得氢气。具体的工艺方法分两类：一类是小规模的焦炉气制氢，一般仅采用PSA技术，只能提取焦炉气中的 H2 ，解吸气返回回收后做燃料再利用；另一类大规模的焦炉气制氢，通常将深冷分离法和 PSA 法结合使用，先用深冷法分离出LNG，再经过变压吸附提取 H2 。通过 PSA 装置回收的，氢还会含有微量的 O2 ，经过脱氧、脱水处理后才可得到 99.999％的高纯 H2。

我国是焦炭生产大国，所以焦炉煤气资源比较丰富，平均每年生产焦炉煤气900亿Nm3，含氢气约721万吨。

从焦炉煤气的利用现状来看，50%的焦炉煤气回炉助燃，理论上还有另外50%焦炉气可以用来制氢，但实际上大部分焦炭项目副产的焦炉气下游都配套了综合利用装置，将焦炉气深加工制成天然气、合成氨、氢气以及联产甲醇合成氨等产品；目前焦炉气制氢外售给下游应用（如供应给车用场景）的比重非常小。

焦炉气转化制氢方式增加了CH4转化和CO变换单元，并增加了相应投资成本，但产氢量可大幅提升，因此虽然投资成本相对较高，但规模制氢可以降低单位成本。

总体而言，焦炉气直接提氢，比直接使用天然气和煤炭制氢在成本上更具优势（我们比较的是天然气制氢，不是天然气燃料经济性），是大规模、高效、低成本生产廉价氢气的有效途径，同时，焦化产能分布广泛，在山西、河北、内蒙、陕西等省份可以实现近距离点对点氢气供应。

② 其次，是氯碱副产物制氢。

氯碱工业是我国的基础工业，以饱和氯化钠溶液为原料，将其通入电解槽中进行电解，生产烧碱和氯气等基础工业原料，同时可以得到副产品氢气。一般生产1吨烧碱，副产280Nm3氢气。氯碱尾气中氢气浓度较高，气体经过脱氧、脱氯后，进入PSA单元进行提纯，提纯后的氢气就可达到燃料电池用氢标准，因此相比而言，工业副产氢的净化回收成本低、环保性能较好、生产的氢气纯度高，非常适用于汽车用燃料电池所需的氢气原料。

我国烧碱年产量约为3500万吨水平，按照离子膜烧碱装置每生产1吨烧碱可副产280Nm3（0.025吨）氢气，理论上烧碱行业副产氢气量约为90万吨左右。

从氯碱副产氢的利用现状来看，60%的副产氢气被配套的PVC和盐酸装置所回收利用，以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等；理论上可对外供氢约40%，合计约36万吨，但部分已回炉助燃低效利用；部分销售给周边生产人造蓝、红宝石，或者少量充装就近外售，还有部分氯碱副产氢气会直接排空（据统计，我国氯碱副产氢气的放空约为20亿m3/a，放空率约为20%）。

从氯碱工业的产能覆盖面来看，山东、江苏、浙江、河南、河北以及新疆、内蒙古等省份是主要生产地，此外，在山西、陕西、四川、湖北、安徽、天津等地也有分布。氯碱产业主要生产地与氢能潜在负荷中心重叠度更好，是未来低成本氢源的良好选择，尤其是在氢能产业发展导入期，可优先考虑利用周边氯碱企业副产氢气，降低原料成本和运输成本，提高项目竞争力。

③ 再次，是丙烷脱氢副产氢。

丙烷脱氢是一种重要的工业反应，主要用于生产丙烯，副产氢即为反应过程中产生的氢气。在丙烷脱氢（PDH）反应中，丙烷(C3H8)经过催化剂作用，热裂解为丙烯(C3H6)和氢气(H2)。PDH尾气经过PSA提纯后，可满足燃料电池用氢标准。PDH丙烷脱氢的氢气收率大概是4%。

PDH为化工项目，投资巨大，而其副产氢的提纯则主要依靠PSA吸附装置，副产氢纯度高，提纯成本低；经PSA分离提纯后精制氢气成本，较PDH尾气成本增加 0.3~0.4元/Nm3。

“十四五”期间，我国丙烷脱氢项目的丙烯总产能将突破1000万t/a，副产氢气超过40万t/a。

从利用现状来看，已经投产的丙烷脱氢企业中，绝大部分会设置下游配套：多数配套PP（聚丙烯生产）装置，部分配套丙烯酸、丁辛醇、环氧丙烷等化工类下游产品；目前已有产能中，扣除企业自用的氢气部分，剩余可销售的氢气产品有十几万吨。

1.2.2工业副产氢成本与区域分布结构——副产氢一般成本为10-16元/kg，主要由原料成本构成，提纯成本相对较低；从区域分布来看，焦炉煤气副产氢主要分布在西北/华北产煤区，与东南沿海运输距离远，氯碱和丙烷脱氢两类副产氢则在东南沿海地区分布较多，与氢能负荷中心重合度高，是氢能产业发展初期的理想氢源

从制氢成本来看，焦炉煤气副产氢成本更具优势，但其与煤制氢分布相似，主要集中在西北/华北产煤区，短期无法全国拓展；氯碱副产氢和丙烷脱氢副产氢则主要分布在沿海，与未来氢能负荷中心存在很好的重叠，可有效氢气的远距离运输问题；

虽然我国工业副产氢资源丰富，在产业发展起步阶段可以起到助推作用，但氢能行业的长期发展无法完全依赖副产氢。究其原因，一方面是由于副产氢资源分布不均，如副产氢资源最为丰富的焦炭行业与我国煤炭产地高度重合，基本分布在西北地区，而丙烷脱氢项目几乎都在沿海地区，无法覆盖全国；另一方面，随着近年来我国环保和节能要求提高，企业精细管理水平也随之提升，绝大多数企业都上马了副产氢回收装置，很大一部分氢气已经内部消化，如焦化企业利用焦炉煤气生产甲醇、合成氨、LNG或用于煤焦油加氢，氯碱行业使用副产氢气生产盐酸或聚氯乙烯等，所以实际可用的副产氢并不如预计多。因此，副产氢只能作为氢能发展的局部补充，无法全面支撑我国未来的氢能产业。

2. 未来主流制氢方式——电解水制氢

2.1 电力产业供需情况——为建设绿色新型电力系统，中国可再生能源发电装机量大幅增长，但其“间歇性、波动性、随机性”特征，对中国电力系统消纳能力提出挑战，从而出现一方面装机量增长，另一方面供需紧平衡，源荷空间错配问题长期存在

截止2024年7月，中国的发电装机量已达到31.5亿KW，其中火电为14.1亿KW，核电约1.2亿KW，水电4.3亿KW，光伏7.4亿KW，风电4.7亿KW，光伏和风电在过去五年快速发展，目前水、光和风的可再生能源发电装机总量已经达到16.4亿KW，超过火电发电装机量，但是从实际发电量对比，由于水、风、光能源具有“间歇性、波动性、随机性”特征，三者的年利用时间远低于火电，无法持续为电网供应电力，而为了维持电网的稳定性，火电一方面仍是整个社会用电的主要供应者之一，同时正从主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型，肩负在可再生能源发电装置日益增多的情境下，维持电力系统功功率平衡，保证系统频率稳定，调整各类发电机组出力以适应用电负荷的波动，从而促进煤电与新能源的协调发展。

2023年，全社会发电总量约为9万亿KWH，发电量与用电总量之比约为98.5%，全社会电力供需呈现紧平衡的形势，区域供需更是呈现严重的空间错位，西北华北以及西南地区电力供应充沛，但经济总量更大、人口量更稠密，用电负荷更高的华东华南地区，则长期缺电。随着未来可再生能源装机的增多，这一错位将继续存在，且可能加剧。

2.2可再生能源制氢是未能氢能发展方向——未来氢能将应用于新型绿色电力系统的“源、网、荷”各环节，呈现电氢耦合发展态势，用于规模化消纳可再生能源，和调峰调频电网，实现“源侧清洁化、网侧灵活化、荷侧电气化”的电力系统转型，因此，可再生能源制氢将是未来主流制氢方式

基于中国电力供应和电力系统发展的大背景，可再生能源电制氢是未来氢能发展的主要方向，将应用于新型电力系统“源、网、荷”各环节，呈现电氢耦合发展态势。

从“源—网—荷”的视角来看电氢耦合，两者耦合模式为“源侧生产氢能，消纳新能源电力+网侧储能调峰调频+荷侧利用氢能，清洁低碳”。具体表现：一是应用于电源侧，大规模消纳可再生能源。利用可再生能源绿色制氢技术，将风能、太阳能等可再生能源电力清洁高效地转换为氢能，推动氢能在电源侧与可再生能源耦合，促进大规模可再生能源消纳，提高可再生能源利用率。二是应用于电网侧，跨季跨地、长时储能，参与电网调峰调频。利用氢能具有跨季节、长时间的储能特性，发挥氢储能作用，可积极参与电网调峰调频辅助服务，提高电力系统安全性、可靠性、灵活性，实现能源跨地域和跨季节的能源优化配置。三是应用于用户侧，冷-热-电-气多能融合，用能端低碳化。通过氢燃料电池热电联供、区域电网调峰调频及建筑深度脱碳减排的应用，可扩展氢能在终端用能领域的应用范围和综合能源业务发展，推动冷-热-电-气多能融合互补，提升终端能源效率和低碳化水平。

受技术、经济性、标准化等因素的影响，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战。一是缺少电氢耦合的激励政策与电氢协同规划。氢能虽然已被国家作为中长期科学和技术发展的重点研究方向，也出台了诸多氢能产业发展的相关政策，氢能被明确纳入“新型储能”，但还有待进一步明确在新型电力系统中的定位，缺少相应的激励配套政策，氢能与电网规划缺乏跨领域协同；二是氢能装备部分零部件依赖进口和电氢耦合关键技术有待突破，核心材料催化剂、质子交换膜以及储氢材料的开发和生产企业较少，国内厂家的技术水平与国际先进水平有一定差距，需要鼓励国内自主技术的快速迭代和提升，同时氢能与电力系统耦合的关键技术研究较少，在氢能与电网规划、风光耦合的波动性制氢、适用于电力系统的高密度储氢、电氢耦合运行控制、氢能应用安全等方向还需进一步研究；三是绿氢生产成本较高，氢储能的经济性尚未显现。当前可再生能源生产的绿氢价格比灰氢高两到三倍，电制氢与燃料电池效率还有待提升。四是电氢耦合标准体系有待完善。目前，可再生能源制氢、电力系统储氢、电氢耦合运行控制、氢燃料电池发电与热电联供方面标准体系还存在体系不健全甚至空白等问题，制约了氢能产业发展。

2.3 电解水制氢技术路线——四种技术路线，总体而言，碱性电解槽（ALK）技术和产业链成熟，已经商业化，适配稳定电源；PEM 技术目前处于商业化初期，更适配可再生能源；SOEC和AEM技术目前处于实验室阶段，仅少量试点商业化

2.3.1碱性电解水制氢

碱性电解槽制氢，俗称碱水电解制氢，一般以30%质量浓度的KOH水溶液或者26%质量浓度的NaOH溶液为电解质，OH1（氢氧根）为载流子（电载流体），使用电绝缘的多孔材料（如石棉布）作为分隔阴极/阳极的隔膜，在直流电的作用下，在阴极，水分子被分解为氢离子和氢氧根离子，氢离子得到电子生成氢原子，并进一步生成氢分子；氢氧根离子则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多孔的横膈膜，到达阳极，在阳极失去电子生成水分子和氧分子。

碱性电解槽的主要组件包括电堆（膜电极、双极板、结构件等）和BOP系统，前者成本占比约45%，后者占55%，电堆中膜电极成本占其55%，膜电极由电极（阳极/阴极），隔膜构成。

电极主要由阳极、阴极构成，分别采用不同的催化效果以达到增大电流密度、降低运营成本、降低单位能耗等目标，目前国内大型碱性电解槽使用的电极，大多为镍基，如纯镍网、泡沫镍或者以纯镍网/泡沫镍为基底喷涂高活性催化剂，电极（阴/阳极）主要为纯镍的电极材料，以镍网为基底，喷涂以雷尼镍催化剂，是水电解反应的发生场所，影响电解槽制氢效率，原材料镍基电极通常采用外购，喷涂技术为一大壁垒；隔膜一方面隔离阴极产生的氢气与阳极产生的氧气，保证出口气体的纯度，另一方面，隔膜与电解液相容，减少电解槽内阻及能耗，性能好的隔膜需同时具备高气密性（实现氢氧分离）和低内阻性（实现更低电耗）。

碱性电解水的催化剂从科研来说种类繁多，贵金属基的催化剂（Pt,Pd,Au,Ag etc.），非贵金属基的催化剂（Fe,Co,Ni etc.），非金属基的催化剂（碳材料等）。碱性电解槽因其电极不含贵金属，初始投资相对低，且制氢设备国产化水平高，其技术特征更适用于国内电网提供的稳定电流，是当前国内电解水制氢的最主要方式。

碱性电解制氢也有其局限性，表现为①能源效率较低，通常在60%左右；②电解质（如KOH）会与空气中的CO2反应，形成在碱性条件下不溶于水的碳酸盐，这些不溶性的碳酸盐会阻塞多孔的催化层，阻碍产物和反应物的传递，大大降低电解槽的性能；③碱性电解槽难以快速关闭或启动，制氢速度难以快速调节，因为必须时刻保持电解池的阳极和阴极两侧上的压力均衡，防止氢氧气体穿过多孔的石棉膜混合，进而引起爆炸；④运行范围窄，运行下边界处于20%~40%之间，无法匹配0-100%全范围可再生能源的输入功率，导致增加启停次数，影响系统能量综合利用和电解槽寿命；⑤能耗高，增加用电成本；⑥电流密度低，导致电解槽体积大，占地面积大。

2023年电解水制氢招标项目路线占比

碱性电解水制氢设备及主要供应商——中国碱性电解槽采取大标方的策略，具有成本领先优势，但结构设计和效率还有改善空间；产业链来看，碱性电解槽的零部件已基本实现全部国产化，但性能水平还有进一步提升空间。

从产业链来看，我国碱性电解槽已基本实现国产化，具备大规模推广的产业基础，并已在国内外市场占有较大份额。中国碱性电解槽的国产化技术源头为邯郸中船718所，由其人员和技术孵化的企业众多，目前市场的主要企业包括派瑞氢能（原718所），阳光电源、隆基氢能处于领先地位，均与718所有一定渊源。中国碱性电解槽采取大标方的技术路线，所以在规模化电解水制氢领域，具备设备成本领先优势，但是在隔膜材料方面，仍部分依赖进口，如日本东丽等。

2.3.2 PEM电解水制氢

和碱性电解水制氢技术不同，PEM电解水制氢技术使用质子交换膜作为固体电解质替代了碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质（30%的氢氧化钾溶液或26%氢氧化钠溶液），并使用纯水作为电解水制氢的原料，避免了潜在的碱液污染和腐蚀问题，同时PEM电解水制氢具有纯度高，能量转化率高，适配波动电源的特性，是解决新能源氢电耦合，实现绿色氢能的相对更优制氢技术。

PEM电解水制氢的工作原理是，水分子首先在阳极催化剂（如贵金属铱催化剂）的催化作用下分解成氧气和氢正离子（H+），随后H+穿过阴阳极之间的PEM膜，进而在阴极催化剂（如贵金属铂催化剂）的催化下生成氢气。由于在阴极产生的氢气和阳极产生氧气会被PEM膜分隔开来，因此，PEM电解水制氢的产氢纯度高（＞99.99%），并且具有能量转化效率高、响应速度快、占地面积小等优点。

PEM电解槽主要结构类似燃料电池电堆，分为膜电极、极板和气体扩散层，其中膜电极由质子交换膜、催化层与扩散层组成，是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所。作为水电解槽膜电极的核心组件，质子交换膜不仅传导质子，隔离氢气和氧气，而且还为催化剂提供支撑，其性能的好坏直接决定水电解槽的性能和使用寿命，因此在整个设备中至关重要；PEM电解槽的阳极处于强酸性环境（pH≈2）、电解电压为1.4~2.0 V，多数非贵金属会腐蚀并可能与PEM中的磺酸根离子结合，进而降低PEM传导质子的能力。

PEM电解槽关键原材料有待国产化。目前，国内PEM电解槽产业规模较小，主要原因为关键材料质子交换膜生产技术由欧美、日本等巨头垄断，国内电解槽厂商使用的PEM质子交换膜主要向杜邦、陶氏化学、旭硝子株式会社（AGC）、旭化成株式会社等欧美日等国外公司进口，国产 PEM 产品在试用阶段，产品成本和供应链均面临一定压力。此外，PEM电解槽使用的贵金属催化剂也存在进口依赖性。

PEM电解水制氢设备及主要供应商——海外PEM电解水制氢应用较多，技术优于国内企业，代表企业包括挪威NEL，美国康明斯，英国ITM POWER，德国西门子能源，中船（邯郸）派瑞氢能，阳光氢能，江苏国富氢能等。

2.3.3 SOEC和AEM电解水制氢

SOEC和AEM作为新兴技术都有巨大潜力，也是欧美研发的重点，但两者均处于科研阶段，面临不同的产业问题。AEM（阴离子交换膜技术）是最新的电解水技术，（AEM）电解槽的潜力在于将碱性电解槽的低成本与PEM的简单、高效相结合。该技术能使用非贵金属催化剂、无钛部件，并和PEM一样能在压差下运行，但是目前AEM膜存在化学、机械稳定性的问题，影响寿命曲线。此外，AEM膜的传导性低，催化动力学慢和电极结构较差也影响着AEM的性能。

固体氧化物（SOEC）电解槽在高温（700-850℃）下运行，动力学上的优势使其可使用廉价的镍电极。如利用工业生产中高品质的余热（比如能量输入为75%电能+25%水蒸气中的热能），SOEC的系统效率（LHV H2 to AC）近期内有望达到达85%，并在10年内达到欧盟的2030目标90%。SOEC电解槽进料为水蒸气，若添加二氧化碳后，则可生成合成气（Syngas，氢气和一氧化碳的混合物），再进一步生产合成燃料（e-fuels，如柴油、航空燃油），因此SOEC技术有望被广泛应用于二氧化碳回收、燃料生产和化学合成品，这是欧盟近年来的研发重点。但耐久性是SOEC目前的首要问题，热化学循环，特别是系统停、启时，都会加速老化，降低使用寿命。提升固体氧化物的性能、耐久性和降低操作温度是目前欧美研发的重点。

2.4 碱性电解槽与PEM电解槽市场价格对比——碱性电解槽的市场价格约为1400-1800/KW，大约1台1000Nm³/h的电解槽市场价格约600万元上下，PEM电解槽市场价格约是碱性电解槽的5倍左右

我国电解槽价格降幅明显，市场竞争激烈。碱性电解槽成交价格在1.41—1.79百万元/MW，比2022年下降约15%—20%；PEM设备价格为7.07—10.44百万/MW，对比2022年下降约20%—30%。

碱性、PEM电解水制氢耗电量为1标方氢气5度电左右，则单槽产量1000标方电解槽设备1小时耗电量为5000度电，电价成本为电解水制氢成本关键。据珠海市氢能发展规划文件，我们判断现阶段电解槽全套设备价格约800—1000万元。

2.5碱性电解水和PEM电解水制氢成本对比——电解水制氢成本中电费占比超过70%，虽然碱性和PEM制氢在设备投资和运营成本上均较为昂贵，但这些成本在单位制氢成本结构中的占比却相对较小，所以，电解水制氢成本高低取决于电价，未来可再生能源发电平价上网，尤其是对弃风弃光的充分利用，电解水制氢成本将更具竞争力

电解水制氢成本一般包括设备成本、能源成本（电力）、原料费用（水）以及其他运营费用。电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成，其中电费占电解水制氢总成本的70%以上，设备成本占比约为14%。

我们可以做一下测算。假设如下条件：

电价：用电价格为0.35元/kWh。
单位电耗：假设碱性电解为4.8kWh/Nm3；PEM效率较高，假设为3.5kWh/Nm3
设备（含电解槽及配套设备）单价：参考相关文献，分别取2000元和9000元/kW。
运行时长：若每天运行9小时、每年运行330天，则运行总时长约3000小时。
我们估算，上述情形下，碱性和PEM电解水制氢单位成本分别为21.85和24.29元/kg，电耗成本分别占总成本的86%和70%。

以目前的电解水平，当可再生能源电价降至0.2元/kWh时，电解水制氢成本将接近于化石能源制氢成本。同时，随着制氢项目的规模化发展、关键核心技术的国产化突破、电解槽能耗和投资成本的下降以及碳税等政策的引导下，电解制氢技术在降低成本方面极具发展潜力。

2.6风光弃电制氢潜力——随着绿电装机量攀升，弃电量也随之增加，对弃电的充分利用，可以有效解决就近区域的氢能成本问题，但目前对弃电制氢的利用，还存在应对波动电力的制氢技术和电价政策等方面的阻碍

我国绿氢建成产能迅速增长，电解水制氢全球领先。截至2023年12月，全国共建成电解水制氢项目58个，产能7.2万吨/年，预计2024年我国绿氢建成产能将实现三倍增长。与化石能源制氢和工业副产氢相比，碱性和PEM制氢技术在生产运行成本与设备投资成本上均较为昂贵，随着未来可再生能源发电平价上网，尤其是对局部区域弃风弃光的充分利用，可再生能源制氢价格有望持续降低。

中国多个地区在风电和光伏发电领域存在不同程度的弃电现象，即部分发电量未能得到有效利用。弃电现象在内蒙古、新疆和甘肃地区尤为显著，这些地区的弃风和弃光电量占本地发电量的比重较高，并且具有较大的潜在制氢能力。