制氢处于氢能产业链的上游，是推动氢能产业发展的基石。氢能制取主要有三种较 为成熟的技术路线：（1）基于煤炭、天然气等化石燃料重整制氢；（2）以焦炉煤气、氯碱 工业、丙烷脱氢、乙烷裂解为代表的工业副产气制氢；（3）基于新型清洁能源的可再生能 源制氢，可再生能源制氢主要分为可再生能源电解水制氢、生物质制氢、太阳能光解水制 氢三种，主要是采用电解水制氢。可再生能源制氢处于氢能产业链的上游，可再生能源发 电的下游。可再生能源转化的多余电能通过变流器调压后进入电解水制氢装置，在电解槽 中进行水电解制氢，制备的氢气经过提纯进入氢气储存系统。一部分气体通过燃料电池发 电系统实现电网侧调峰；另一部分气体通过长管拖车、液氢槽车或者管网运输等方式进入 用能终端或加氢站，氢气以满足交通运输、发电、化工生产及冶金等行业下游氢能消费需 求，解决可再生能源利用和氢能产业发展的区域协调。
我国氢源结构清洁化程度低于国际水平。现阶段，我国氢源结构以煤为主, 清洁度低 于国际平均水平，与日本等发达国家存在较大差距。我国煤炭资源储量丰富，占全球煤炭 资源的 48%，决定了煤气化制氢在原料的可获得性和成本的经济性上具有很强的竞争力， 2020 年煤制氢量占 62%，是我国最主要的氢气来源。受资源禀赋限制，天然气制氢是我 国第二大氢气来源，占总制氢量的 18%。天然气重整制氢技术较为成熟，是国外主流制氢 方式，但我国天然气储量较少，仅占全球储量的 6.63%，考虑我国能源“富煤，缺油，少 气”的资源禀赋，仅少数地区，如四川等存在天然气资源过剩的省份，具有发展天然气制 氢的优势。
可再生能源制氢是实现氢能低碳制取的有效途径。煤制氢会产生 SO2，粉尘，废渣等 废弃物排放，碳排放约 22.66 kg CO2/kg H2，化石能源低碳制氢需要配合 CCS 技术，可将 煤制氢碳排放降至 10.52 kg CO2/kg H2。煤炭制氢成本约为 6.77-12.14 元/kg H2，CCS 技术 在有效降低煤炭制氢 GHG 排放量的同时，也使制氢成本增加约 5 元/kg H2。按照当前中 国电力的平均碳排放强度核算，使用电网电力进行电解水制氢的碳排放约为 30 kg CO2/kg H2，其二氧化碳排放和成本均远高于使用化石能源直接制氢。可再生电力电解水制氢的单 位碳排放量可降低至灰氢（化石能源重整制氢）的 5%-70%、蓝氢（工业副产氢、化石能 源重整制氢+CCS）的 10%-50%，因此电解水制氢需要配合可再生能源发电才能实现低碳 发展的终极目标。
电解水制氢是可再生能源制氢的主要方式。可再生能源电解水制氢是将弃风、弃光 等可再生能源所发电力接入电解槽电解水，通过电能供给能量，使得电解槽内水分子在电 极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气，进行储存或运输。根据电解质的不同，电解水 制氢技术可分为四类，分别是碱性（AWE）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制 氢、固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制氢、固体氧化物（SOEC）电解水制氢。
AWE 电解水技术最为成熟，但与可再生能源适配性较差。AWE 电解水制氢具有技 术安全可靠、制造成本低、操作简单、运行寿命长等优点。AWE 电解槽中的隔膜为石棉 或以聚苯硫醚（PPS）织物为基底的新型复合隔膜等材料，电极一般采用镍基材料，避免 使用贵金属导致成本增加。AWE 电解水制氢主要存在三点问题：（1）液体电解质和隔膜 上的高欧姆损耗造成了 AWE 电解槽的电解效率较低，一般为 60%~75%，导致碱性电解 水制氢的能耗较高；（2）由于传质的滞后性，以及经分离后的氢气需配合脱附剂以除去其 中的水分和碱雾，不仅影响气体纯度，而且碱性电解槽无法快速启动及变载，与可再生能 源发电的适配性较差；（3）在低负荷下阳极侧氧气产率较低，氢气分压上升可能导致氢氧 混合危险，因此碱性电解槽工作负荷范围较小，对可再生能源波动的调节范围较窄。为克 服 AWE 电解制氢动态特性差、碱液腐蚀、串气安全等问题，阴离子交换膜电解技术采用 具有良好气密性、低电阻性、成本较低的阴离子交换膜替代 AWE 中的隔膜，碱液中的 OH通过阴离子交换膜形成电解槽的电流回路，目前处于实验室研发阶段。
我国 AWE 电解槽技术成熟，已在工业上实现量产。我国可生产出多种不同型号和不 同规格的电解水制氢设备，单台最大产气量为 1500m3 /h，技术指标已达到国际先进水平， 代表性单位包括中船重工第七一八研究所、苏州竞力制氢设备有限公司等。截至 2020 年， 我国 AWE 装置的安装总量为 2000 套左右，多数用于电厂冷却用氢的制备。
质子交换膜电解水制氢技术与可再生能源发电匹配优势明显，是唯一能满足欧盟技 术指标的可再生能源电解水制氢方式。质子交换膜电解水技术与碱性电解水制氢技术原 理不同，区别在于 PEM 技术采用高分子聚合物阳离子交换膜代替了 AWE 技术中的隔膜 和液态电解质，起到隔离气体和离子传导的双重作用。PEM 技术的核心部件仍是电解槽， 由 PEM 膜电极、双极板等部件组成。相比于 AWE 电解水制氢技术，PEM 电解水制氢具 有以下优点：1)安全性和产物纯度较高；2)PEM 电解质膜厚度可小于 200µm，能量损耗 低、传质效率高，提升了电解效率，电解槽的结构也更加紧凑；3)纯水作为 PEM 电解池 的电解液，对槽体几乎无腐蚀，且电解反应产物不含碱雾；4)质子交换膜电解槽负荷范围 宽，对峰电调节更加灵活。根据“十四五”国家重点研发计划重点专项规划，PEM 电解 槽可适应的功率波动性将进一步扩展到 5%-150%；启动时间相较于碱性电解水制氢技术 快 2 倍以上，对可再生能源波动的响应更加迅速，更适用于平抑可再生能源并网的波动 性。欧盟规定了电解槽制氢响应时间小于 5s，目前只有PEM电解水技术可达到这一要求。 固体氧化物电解水制氢距离规模化制氢应用尚需相关材料和催化剂技术进一步攻关， 短期难以大规模投入实际应用。
固体氧化物电解水是一种在高温状态下电解水蒸气制氢 技术，该技术工作温度在 600~1000℃，主要结构包括阴极、阳极和电解质层。阴极通常 使用 Ni/YSZ 多孔金属陶瓷，阳极为含稀土元素的钙钛矿（ABO3）氧化物、电解质层为 氧离子导体（YSZ 或 ScSZ 等）。固体氧化物电解技术氢气转化率高，实验室电解制氢效 率接近 100%；操作灵活且规模可控；SOEC 具有在电池和电解池模式间可逆运行的优势。 然而，从整体能量使用率来看，SOEC 技术的高温条件会造成热能的损失以及水资源的过 量使用，同时增大了对电解池材料的要求，使得该技术目前只能在特定的高温场合下应 用。
全球电解槽装机呈现大功率、PEM 化的发展趋势。目前，世界范围内投入运行的电 解装置不断增多，多数电解水制氢项目位于欧洲，少数位于澳大利亚、中国和美洲。根据 2018 年的全球 Power to Hydrogen 制氢项目统计，项目平均容量由 2000 年 0.1MW 增加到 2019 年的 5MW，呈现大功率的发展趋势；随着质子交换膜技术的不断发展，PEM 电解 水制氢装机规模在新增装机中占比逐渐提升，成为主流的电解制氢发展技术路线。
氢能首次纳入国家能源战略，定位提上新高度。2022 年以来，围绕氢能在可再生能 源消纳、新型储能系统建设、交通运输及工业领域脱碳等方面的作用，国家相关部门密集 出台了支持可再生能源制氢及其上下游产业链发展的政策及规划，将氢能产业纳入战略 性新兴产业和重点发展方向。 国家积极布局可再生能源 PEM 电解水制氢技术攻关。根据国家规划，工业副产氢及 可再生能源制氢在中短期是氢能制取的两条主要技术路线，中长期来看，国家对制氢路线 的布局重点围绕可再生能源电解水制氢及 PEM 电解槽技术攻关，风电、光伏有望成为可 再生能源电解水制氢的两大主要电力来源。提高转化效率及单台制氢规模是可再生能源 制氢装置发展的主要趋势，高弹性、大功率 PEM 电解槽是未来可再生能源制氢装置技术 攻关及应用推广的重点方向，但现阶段仍处于样机研制阶段。
PEM 电解水制氢有望成为“绿电+绿氢”生产模式的主流发展趋势。为匹配可再生能 源制氢应用规模扩大对大规模储能的需要，国家对可再生能源离网制氢技术进行了研发 规划。目前，我国离网条件下风电耦合制氢技术尚处于起步阶段，相对于并网制氢，离网 制氢可有效提高电能利用效率、减少整流、并网等设备投资、避免入网审批、缩短建设周 期的优点，但由于缺少大电网的稳定支撑，对于电解槽兼容可再生能源功率快速波动提出 了更高的要求，这也进一步推动 PEM 电解水制氢成为“绿电+绿氢”生产模式的主流发展 趋势。
同步打通制氢能储输加用全产业链发展堵点，支持氢能供给及时向下游传递。国家 规划通过大规模管网铺设及掺氢天然气等方式进行绿氢的长距离运输，解决氢能产业长 期发展存在的绿氢生产与需求错配问题，为提高绿氢在各应用领域渗透程度提前布局。合 成氨、炼油、烧碱、焦化等化工行业，钢铁、水泥等高耗能行业以及交通运输行业作为氢能产业的重要消费端，通过与绿氢产业耦合释放氢能大规模需求潜力，叠加以可再生能源 为主体的电力系统长周期、大容量储能与调峰对可再生能源制氢产业的电力输出，将成为 未来可再生能源制氢发展的两大主要驱动力。
3. 多行业深度脱碳创造氢能需求增量空间
碳中和背景下我国各行业减碳空间巨大。2020 年，我国的温室气体排放量约 125 亿 吨，其中二氧化碳排放量约 112 亿吨，能源活动二氧化碳排放量约 99 亿吨，其中电力领 域二氧化碳排放量约 40 亿吨，工业领域二氧化碳排放量约 36.1 亿吨（其中，钢铁、水泥 与化工行业的二氧化碳排放量占 61%），建筑与交通领域二氧化碳排放量分别约为 11.5 亿 吨和 11.2 亿吨。2030 年碳达峰情境下，温室气体排放量峰值不超过 130 亿吨，能源活动 二氧化碳排放量峰值不超过 105 亿吨，碳汇约 9 亿吨；2060 年实现碳中和时，我国的温 室气体排放量不超过 15 亿吨，碳汇约 15 亿吨，其中能源活动二氧化碳排放量约 5 亿吨。
能源消费的绿色转型是我国实现双碳目标的关键。《中国氢能源及燃料电池产业白皮 书 2020》提出“脱碳是本轮氢能产业发展的第一驱动力”。根据中国氢能联盟预计，在 2030 年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达 3715 万吨，在终端能源消费中占比约为 5%， 可再生氢产量约 500 万吨/年；在 2060 年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费中占比约为 20%，2020-2060 年氢气需求量 CAGR35%。碳中 和情境下工业领域用氢占比仍然最大，约 7794 万吨，占氢能总需求量 60%；交通运输领 域用氢 4051 万吨，占总需求量的 31%，是氢能消费的最大增量；在氢发电领域，氢能为 高比例可再生能源发电波动性提供消纳途径，预计约 10%可再生氢通过燃料电池以电力 形式回到电网，发电与电网平衡用氢 600 万吨，占氢气总需求的 5%；建筑领域以纯氢替 代 20%天然气供暖需求，并通过一定比例的掺氢实现脱碳，预计 2060 年氢气消费量将达 到 585 万吨，占总需求的 4%。
交通运输领域是氢能需求的最大增量。实现碳中和需要道路交通全面电气化，航空 和船运逐步替换使用零碳燃料。2015 年，中国交通运输部门产生了 8.439 亿吨二氧化碳， 占全国总排放量的 9.3%，其中 6.983 亿吨来自道路交通。交通运输部门的碳排放年均增 速保持在 5%以上，成为温室气体排放增长最快的领域之一，与此同时，中国千人汽车保 有量仍远低于发达国家。因此，交通运输部门能源需求量预计仍会惯性增加。
道路交通的氢能需求在交通运输领域中占比最大。目前我国汽车保有量的电气化率 不足 3%，碳中和目标要求道路交通实现全面电气化。22 年 Q1 新能源车销量渗透率约 20%，新能源商用车渗透率约 5%，电气化仍处于起步阶段。中国氢能联盟预计 2025 年我 国燃料电池汽车保有量约 10 万辆，2035 年约 120 万辆，2060 年增加至 1100 万辆（中重 型燃料电池商用车 750 万辆，在全部中重型商用车中占比接近 65%，燃料电池乘用车约 15%）。结合燃料电池与动力电池技术，道路交通有望在 2050 年前实现净零排放。预计 2060 年道路交通氢气消费量 3570 万吨，占交通运输用氢的 88%。
氢能通过多种技术路线参与船运及航空领域脱碳。通过动力电池和氢燃料电池技术 可实现内河和沿海船运电气化，通过生物燃料或零碳氢气合成氨等新型燃料实现远洋船 运脱碳。预计 2030 年开始推广燃料电池船，到 2050 年约 6%的船运能源消耗将通过氢燃 料电池技术实现，氢气消费量接近 120 万吨，2060 年氢气消费量 280 万吨。航空领域将 以生物燃料、合成燃料为主，以氢能等为辅共同实现脱碳。以氢为燃料的飞机可能成为中 短途航空飞行的一种脱碳路径，目前，全世界已有多种机型正在开发和试验。在长距离航 空领域，仍须依赖航空燃油，可通过生物质转化或零碳氢气与二氧化碳合成制得。预计 2060 年氢气消费量 200 万吨，提供 5%左右航空领域能源需求。
碳中和情境下工业领域用氢占比最大。工业是当前脱碳难度最大的终端部门，化石 能源不仅作为工业燃料，还是重要的工业原料。在氢冶金、合成燃料、工业燃料等行业增 量需求的带动下，中国氢能联盟预计 2060 年工业部门氢需求量将到 7794 万吨，占氢能 总需求的 60%。
传统工业中氢气需求整体呈现先微增后下降的趋势。在传统工业中，氢气是合成氨、 合成甲醇、石油精炼和煤化工行业中的重要原料，小部分副产氢气作为回炉助燃的工业燃 料使用。目前，工业用氢基本全部依赖化石能源制取，未来通过低碳清洁氢替代应用潜力 巨大。随着石油消费量的增长和成品油品质要求的不断提升，石油炼制行业的氢气消费量 有望持续增加，2030 年以后，由于油品标准达到较高水平以及交通部门能源效率和电气 化率持续提升，炼厂氢气消费将大幅下降，带动现有工业氢气需求量将呈现先增后降趋 势，2060 年将降低至 2800 万吨。
新工业领域氢气消费将成为碳中和情境下工业领域氢能消费的主要增量和消费主体。 氢气作为新工业原料，通过氢冶金、合成航空燃料、合成氨作为运输用燃料等方式，在钢 铁、航空、船运等难以脱碳行业中发挥重要作用。2020 年我国粗钢产量首次达到 10.65 亿 吨，占全球产量超过 50%，同时，我国冶金行业的碳排放量在除电力外的全行业居首，绿 色转型下钢铁行业具有巨大清洁氢气需求。预计 2030 年后，氢气作为冶金还原剂的需求 开始释放，到 2060 年电炉钢市场占比有望提升至 60%，超过 30%钢铁产量采用氢冶金工 艺，氢冶金领域氢气需求量超过 1400 万吨。合成燃料方面，氢气与一氧化碳经费托合成 可生成氢基柴油、航空燃料等，与氮气在高温高压和催化剂存在下合成氨燃料，从而对重 型货运、水运及工业领域传统石油及柴油形成替代。2060 年，合成燃料方面氢气需求量 1560 万吨，占船运与航运能源需求总量的 40%。
氢气作为新工业燃料提供高品质热源。氢气通过专用燃烧器提供高品质热源，从而 代替部分天然气和其他化石燃料，弥补电力在该领域的不足。高能耗的水泥、钢铁、炼化 行业中需要大量的高温热量，其中钢铁和水泥热耗中高品质热占比近 87.5%。预计 2060 年氢气在钢铁和水泥高品质能耗中将提供 35%热量需求，需求量将达到 1980 万吨。
大规模制氢是大规模用氢的前提，我国氢能供给结构将从化石能源为主的非低碳氢 向以可再生能源为主的低碳清洁氢过度。随着深度脱碳的需求增加和可再生能源电解水制氢经济性的提升，2040-2050 年，可再生能源制氢在氢能供应中超过 50%，我国的能源 结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将 成为有效供氢主体，煤制氢+CCS 技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为 有效补充，预计 2060 年我国可再生氢产量提升至 1 亿吨，约占氢气年度总需求的 77%。
受规模限制及供给端清洁化转型需求，工业副产氢可支持中短期终端氢气消费量。我 国工业副产氢主要来源包括轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、氯碱行业、焦炉煤气提纯、 合成氨醇弛放气提纯。从我国工业副产氢的放空量现状来看，供应潜力可达到 450 万吨/ 年，能够支持约 97 万辆公客车全年运营，但存在地域分布性差异（PDH 及乙烷裂解主要 分布于华东及沿海地区、较大规模的氯碱厂主要分布在新疆、山东、内蒙古、上海、河北 等省市，焦化厂主要分布在话内积华东地区，合成氨醇企业主要分布在山东、陕西和河南 等省份）。在氢能产业发展初期，由于需求增量有限，工业副产氢接近消费市场、经济性 佳、提纯技术较为成熟，是氢能供应体系的重要补充。2060 年，氢气总需求量将达到 1.3 亿吨，受工业副产氢的产业规模限制，产量提高潜力较小；同时，钢铁、化工等工业领域 需要引入无碳制氢技术替代化石能源实现深度脱碳，将从氢气供给方转变为需求方。因 此，随着氢能全产业链深度脱碳，工业副产氢的产量也将逐渐萎缩。
全社会用电量的 29.8%。其中，风电 6526 亿 kWh，同比增长 40.5%；光伏发电 3259 亿 kWh，同比增长 25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，到 2025 年，我国风电、太阳能 发电总装机及发电量将达 10.87 亿 kW、1.87 万亿 kWh，到 2030 年，我国风电、太阳能 发电总装机容量将达 12 亿 kW 以上（全球能源互联网发展合作组织预估为 18.25 亿 kW）。 到 2050 年，清洁能源成为电源装机的增量主体，90%的电量将由水电、太阳能发电、风 电、核电等清洁能源共同承担。2060 年，在碳中和情境下，风电、太阳能发电总装机有 望达到 63 亿千瓦，2021-2060 年风光装机量增长近十倍。
可再生能源发电成为电力供应的主体，储能需求逐步凸显。随着风光等新能源大规 模接入，平抑新能源出力波动，解决新能源消纳，提升能源利用效率等需求逐渐凸显，储 能技术可以提升电力系统灵活性、经济性、安全性，在以新能源为主体的新型电力系统构 建及改造过程中发挥重要作用。
氢储能是大容量、长周期储能的唯一解决方案。各种储能方式在储能时间和储能时 长上优势互补，目前应用较为广泛的电化学储能、抽水蓄能等技术只能解决电力系统的短 期调节问题，且受成本等因素制约，月度调节和季度调节还存在很大障碍。氢储能的容量 大、周期长，覆盖的储能周期及容量跨度广，在时间周期及储能容量上具有调节的灵活性， 针对电网削峰填谷、集中式可再生能源并网等应用场景需要氢储能作为大容量长周期储 能技术参与可再生能源波动性调节。氢储能目前多采用碱性电解槽技术配合高压气态储 氢技术以及质子交换膜燃料电池完成可再生能源储存及电-电转化，能量转化效率有待提 升。通过改善碱性电堆、电极与隔膜材料，优化质子交换膜电解槽的设计和制造工艺提高 可再生能源储能效率，通过提高储氢压力、开发氢气液化装备及储罐提升储氢效率，预计 2025 年可实现 40-45%的电-电转化效率以及 15-20mol/L 的储氢密度
可再生能源装机的大规模发展，叠加大容量氢储能在可再生能源季节性调峰中的作 用，使可再生能源规模制氢成为可能。2020 年，全国可再生能源发电量达 22148 亿 kWh， 如果按 1%的比例进行电解水制氢，制氢效率按照 5kWh/Nm3 测算，可制取氢气约 40 万 吨/年。根据全球能源互联网发展合作组织预计，2025 年风电、太阳能发电总装机容量将 达到 5.36 亿 kW、5.59 亿 kW；2030 年风电、太阳能发电总装机容量将达到 8 亿 kW、10.5 亿千瓦；2050 年风电、太阳能发电总装机容量将达 22 亿 kW、34.5 亿 kW；2060 年风电、 太阳能发电总装机容量将达 25 亿 kW、38 亿 kW。按照可再生能源装机量 1-15%配置电 解水制氢装置，参与发电量 5%-30%的季节性储能调峰比例接入电解水制氢系统，预计 2025 年、2030 年、2050 年、2060 年电解水制氢效率可达到 5 kWh/Nm3、4.5 kWh/Nm3、 4kWh/Nm3、4kWh/Nm3，可再生能源制氢量将达到 40 万吨、500 万吨、6500 万吨、1 亿 吨氢气，能够满足节能与新能源汽车技术路线图 2.0 及中国氢能联盟对我国氢气需求量的 预计，支撑我国清洁氢供给结构需求。假设 2025 年、2030 年、2050 年、2060 年的电解装置全功率运行时间分别为 2000h、3000h、4500h、5000h，对应电解装置装机规模将达 到 0.12 亿 kW、0.84 亿 kW、6.49 亿 kW、8.99 亿 kW。
氢储能已在国内外开放示范运行，国内在建项目占比较大。截止至 2021 年底，主要 发达国家在运营氢储能设施已有 9 座，电解槽装机量合计 17.33MW。其中，最大的两处 均在德国，电解槽装机量为 6000kW；另有两处氢储能设施在建，电解槽装机量合计 2.8MW。 我国在建和示范运行的氢储能设施共有 7 座。其中，位于张家口在建的“张家口 200MW/800MWh 氢储能发电项目”是目前全球规模最大的氢储能项目，将安装 80 套 5000kW 电解槽，项目建设期为 2 年，预计 2023 年投入运行。
5.1. 电解水制氢成本拆分及核心部件解析
电堆是电解水制氢系统的核心，成本占比最高。电解水制氢系统由电解电堆及辅助系 统组成。电堆是电解反应发生的主要场所，是电解水制氢系统的核心部分，在电解系统成 本中占 45%；辅助系统包括电气系统、去离子水循环系统、氢气处理及纯化系统、气体 冷却系统，在电解系统成本中占 55%。
现阶段国内 AWE 电解系统成本价格接近目标价格。对 AWE 电解系统，电堆成本主 要由电极、膜片等核心部件的成本驱动，占电堆成本的 57%；碱性电解槽的双极板材料使 用镀镍钢，材料便宜，设计及加工简单，占电堆成本的 7%。根据中石化“库车绿电示范项 目”招标价格，2022 年我国碱性电解系统价格已降至 1500 元/kW。根据 IRENA 测算，2050 年的 1MW 碱性电解槽电堆投资成本目标价格将小于 100 美元/kW；10MW 碱性电解水系 统的目标价格将小于 200 美元/kW。根据隆基氢能测算，2030、2050 年，国内 AWE 电解 槽成本将降至 700-900 元/kW、530-650 元/kW。
现阶段 PEM 电解系统投资成本较高，未来降幅空间有望超过 70%。对 PEM 电解制 氢系统，电堆成本主要由双极板等核心部件的成本驱动，占电堆总成本的 53%，主要因为 PEM 双极板通常需要使用 Au 或 Pt 等贵金属涂层达到抗腐蚀的目的，如使用 Ti 等低廉涂 层替代贵金属，可实现双极板成本的大幅下降；稀有金属 Ir 是膜电极中阴极催化剂的重 要组成部分，Ir 在整个 PEM 电解系统中成本占比不到 10%，但存在供需不平衡的问题。 根据 IRENA 测算，对 1MW 碱性电解槽电堆，现阶段投资成本为 400 美元/kW，2050 年 的目标价格将小于 100 美元/kW；对于 10MW 碱性电解水系统，现阶段的投资成本约为 700-1400 美元/kW，2050 年的目标价格将小于 200 美元/kW。
贵金属催化剂用量及资源供给是 PEM 电解槽发展应解决的首要问题。按照 IRENA 统计，现阶段 PEM 电解槽 Ir 用量约为 1.3t/GW，全球 Ir 金属产量约为 7~7.5t/年，只能支 持 5.4~5.7GW/年的全球装机量。根据规划，Ir 的目标含量有望下降至现有水平的 3/10， 在不增加现有 Ir 产量的假设下，仅支持全球每年装机量 17.5~18.8GW/年。因此，降低 Ir 金属载量或开发非 Pt 系（Pt，Ir）催化剂是 PEM 电解槽大规模发展的前提。PEM 电解槽 的关键金属由少数国家主导，南非供应全球 70%以上的 Pt 以及超过全球 85%的 Ir，PEM 电解槽的发展将与上游原材料的主要供给供应国家紧密相关。我国的贵金属资源 Pt、Ir 极 度匮乏，PEM 电解槽大规模发展所需的 Pt 系金属需要依赖进口。
5.2. 电解水制氢的经济性及成本敏感性分析
现阶段大部分地区电解水制氢尚不具备经济性，AWE 制氢成本优势明显。目前 AWE 电解槽和 PEM 电解槽已经工业化，而 AEM 电解水以及 SOEC 电解槽尚处于实验室阶段， 还未商业化，主要针对前 AWE、PEM 制氢进行成本分析。制氢成本分为固定成本和可变 成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。在 现有条件及假设下，AWE、PEM 电解水制氢成本分别为 22.88 元/kg H2、28.01 元/kg H2， 由于较高的电耗成本及折旧成本，使电解水制氢成本远超过煤制氢（含 CCS）、天然气重 整制氢（含 CCS）以及工业副产氢，超过煤制氢成本 1 倍左右，在成本上暂无竞争力。
电耗成本是现阶段电解水制氢降本的关键因素之一。电耗成本在电解水制氢成本中 占比最高，AWE、PEM 电解水分别约为 85.93%、63.18%，其次为折旧成本，AWE、PEM 电解水分别约为 9.77%、26.07%，这两项成本占比均达到总成本的 90%。由于人工运维和 原料属于刚性支出，降本路径主要依赖电解槽电解效率提高和可再生能源制氢电力成本 下降带来的电耗成本降低、电解槽成本下降带来的折旧减少、单台制氢产量增加带来的固 定成本均摊下降。
随着可再生能源发电成本的降低，在其他成本不变的前提下，AWE 电解水制氢有望 具备一定的经济性。根据中国十四五电力发展规划， 2025 年光伏发电成本将降至 0.3 元 /kWh 左右，2035 年、2050 年将降至 0.13 元/kWh、0.1 元/kWh。对于 AWE 制氢，在电耗 成本的降低主要依赖电价的下降。随着电价的降低，AWE 电解制氢成本和电力成本占比 也同步降低。按照光伏电价规划，2025 年光伏制氢成本为 20.07 元/kg，电耗成本降低至 20.1%，2035 年、2050 年光伏制氢成本将达到 10.52 元/kg、8.83 元/kg，相对于天然气制 氢及煤制氢相比已经具备了一定的竞争优势。现阶段，对于部分可再生能源发电成本较低 的地区，AWE 制氢已存在一定的经济性。
可再生能源储能需求增加可带来电解槽运营时间增加，在与电价降低的协同作用下， AWE 电解水制氢有望具备一定的经济性。随着氢能行业的发展，当氢气需求达到一定水 平，并且可再生能源电力储能取得突破，可以通过延长电解槽工作时间以摊薄其固定成 本。在不同电价条件下，随着电解槽工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，制 氢成本随之下降，但成本下降空间随工作时间延长逐渐趋缓。2025 年，当电价为 0.3 元 /kWh，在现有固定成本下 AWE 制氢成本约 18~20 元/kg H2，无法实现与煤制氢+CCS 平 价；当电价下降到 0.2 元/kWh，制氢成本开始下降至与煤制氢+CCS 成本相当或具有一定 竞争优势；2035 年之后，当电价成本降至 0.13 元/kWh 以下时，制氢成本将与煤制氢+CCS 成本相比具有较大竞争优势。
在电价、运营时间、固定成本三重作用下，AWE 电解水制氢有望具备极强的经济性。 按照 IRENA 预计，到 2050 年 10MW 级别的 AWE 制氢电解系统成本将小于 200 美元 /kW，光伏电价将降至 0.1 元/kWh，在 2000-8000h 运营时间下电解水制氢成本将与煤制 氢（不含 CCS）成本相当且具备一定的竞争力。
随着可再生能源发电成本的降低，在其他成本不变的前提下，PEM 电解水制氢有望 具备一定的经济性。按照光伏电价规划，2025 年电价约为 0.3 元/kWh，PEM 制氢制氢成 本为 25.5 元/kg，电耗成本降低至 59.5%，2035 年、2050 年光伏制氢成本将达到 16.9 元 /kg、15.4 元/kg。
在固定成本单一变量降低的前提下，PEM 电解水制氢难以具备一定的经济性。PEM 电解槽的固定成本在未来的降幅较大。但在固定成本单一变量下降的情境下，PEM 制氢 成本无法落至煤制氢+CCS 成本竞争力区间。
可再生能源储能需求增加可带来电解槽运营时间增加，在与电价降低的协同作用下， AWE 电解水制氢有望具备一定的经济性。随着氢能行业的发展，当氢气需求达到一定水 平，并且可再生能源电力储能取得突破，可以通过延长电解槽工作时间以摊薄其固定成 本。在不同电价条件下，随着电解槽工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，制 氢成本随之下降，但成本下降空间随工作时间延长逐渐趋缓。2025 年，当电价为 0.3 元 /kWh，在现有固定成本下 AWE 制氢成本约 18~20 元/kg H2，无法实现与煤制氢+CCS 平 价；当电价下降到 0.2 元/kWh，制氢成本开始下降至与煤制氢+CCS 成本相当或具有一定 竞争优势；2035 年之后，当电价成本降至 0.13 元/kWh 以下时，制氢成本将与煤制氢+CCS 成本相比具有较大竞争优势。
在电价、运营时间、固定成本三重作用下，AWE 电解水制氢有望具备极强的经济性。 按照 IRENA 预计，到 2050 年 10MW 级别的 AWE 制氢电解系统成本将小于 200 美元 /kW，光伏电价将降至 0.1 元/kWh，在 2000-8000h 运营时间下电解水制氢成本将与煤制 氢（不含 CCS）成本相当且具备一定的竞争力。
随着可再生能源发电成本的降低，在其他成本不变的前提下，PEM 电解水制氢有望 具备一定的经济性。按照光伏电价规划，2025 年电价约为 0.3 元/kWh，PEM 制氢制氢成 本为 25.5 元/kg，电耗成本降低至 59.5%，2035 年、2050 年光伏制氢成本将达到 16.9 元 /kg、15.4 元/kg。
在固定成本单一变量降低的前提下，PEM 电解水制氢难以具备一定的经济性。PEM 电解槽的固定成本在未来的降幅较大。但在固定成本单一变量下降的情境下，PEM 制氢 成本无法落至煤制氢+CCS 成本竞争力区间。
在现阶段固定成本下，电价和运营时间双重作用有望使 PEM 电解水制氢具备一定 的经济性。2025 年，当电价为 0.3 元/kWh，在现有固定成本下 PEM 制氢成本约 18~26 元 /kg H2，无法实现与煤制氢+CCS 平价；当电价下降到 0.2 元/kWh，运行时间 4000h 时， 制氢成本开始下降至与煤制氢+CCS 成本相当或具有一定竞争优势；2035 年之后，当电价 成本降至 0.13 元/kWh 以下时，制氢成本将与煤制氢+CCS 成本相比具有较大竞争优势。
在电价、运营时间、固定成本三重作用下，PEM 电解水制氢的经济性相比 AWE 制 氢具有微弱优势。根据 IRENA 估计，到 2050 年，PEM 制氢系统固定成本至少存在 75% 的降本区间，在 0.1 元/kWh 的电价预期下，PEM 制氢成本与化石能源制氢（不含 CCS） 相当或具有具有一定成本优势。由于 PEM 制氢的效率较高，因此，相比于 AWE 电解水 制氢，PEM 制氢成本具有微弱优势。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
