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与化石能源制氢相比，PEM和AWE制氢技术在生产运行成本与设备投资成本上仍然是相对昂贵的。但考虑到技术快速进步、相应零部件供应增加、巨大氢能市场需求和能源战略部署等因素，这两项电解制氢技术在降低成本方面极具发展潜力。
而对于固体氧化物以及阴离子交换膜电解技术而言，成本降低相对困难，因为只有少数几家公司在其商业化方面努力。此外，其许多组件仍停留于实验室规模的水平，没有原始制造商开展生产和商业化。与AWE或PEM电解制氢相比，固体氧化物以及阴离子交换膜电解技术发展任重道远。
电解水制氢成本一般包括：
①设备成本；②能源成本（电力）；③其他运营费用；④原料费用（水）。其 中，能源成本即电力成本占比最大，一般为
40%~60%（AWE/PEM），甚至可达80%
，该部分主要由能源转化效率（即电解制氢效率）因素驱动，设
备成本占比次之。如图5所示，依据国际可再生能源署IRENA（2020）的测算结果，相比于电价65美元/MWh（0.42元/kWh）时，当电价为20美元/MWh（0.13元/kWh）时制氢成本大幅下降，且下降幅度明显高于由于电解槽设备成本降低（由
1000美元/kW降至650美元/kW
）带来的成本下降幅度，即设备成本的降低不能弥补高电价带来的影响。
对于中国市场而言，当制氢成本降至
20元/kg
以下时，相比于化石能源制氢，电解制氢才具有一定的竞争优势，此时可再生能源电价需降低至
0.3元/kWh以下
。
据IRENA与Hydrogen Council预测，
到2050年可再生能源制氢成本将降
至
1美元/kg（6.5元/kg）
，如图4和图5所示。
计算假设：2020年产氢能耗51.2 kWh/kg，2050年产氢能耗43.8 kWh/ kg，折旧率8%，电解槽寿命80 000 h，2020年电解槽设备成本为650~1000美 元/kW，2050年成本为130~307美元/kW，且部署容量为1~5 TW。
计算假设：天然气价格2.5~6.4美元/GJ，平准化电力成本25~73美元/ MWh（2020年）、13~37美元/MWh（2030年）、7~25美元/MWh（2050年）
如图6所示，对于碱性电解槽而言，设备成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动。在碱性电解槽电解电堆的成本组成中，超过50%的成本与电极和膜片有关，相比之下，PEM电解槽电解电堆中膜电极成本占比为24%。在碱性电解槽中双极板只占电解电堆成本的一小部分，而PEM电解电堆中的成本占比则超过50%，这是由于碱性电解槽的双极板设计
更简单，制造更简单，材料更便宜（镀镍钢），重新设计电极和膜片可降低成本。碱性电解制氢系统的辅机部分，碱液循环以及氢气后处理对成本降低较为重要。
图 6 1MW碱性电解槽的成本组成
如图7所示，对于PEM电解槽而言，电解电堆设备成本主要由双极板等核心部件的成本驱动。在PEM电解槽电解电堆中双极板成本占比约53%，主要因为其通常需要使用Au或Pt涂层。技术创新在双极板的性能和耐久性增强以及成本降低方面发挥重要作用。目前正在研究价格更低廉的替代材料，如使用Ti涂层来保持其功能特性不受影响，同时降低成本。稀有金属Ir是膜电极材料的重要组成部分，在实际应用中，虽然Ir在整个PEM电解系统中成本占比不到10%，但由于供应严重不足，可能成为后期PEM电解槽生产的瓶颈。PEM电解制氢系统辅机组成中的水循环和氢气后处理也是降低成本的重要领域。
降低绿氢成本不仅需要政府在可再生能源电力上的政策倾斜与激励，还需要科研人员在关键材料研制上的进步与突破，以扩大生产规模，从而降低设备成本。
电解制氢设备成本可从两个方面减少。
一是从电解槽设计与单电池材料入手，使用较少的关键材料，尤其是Pt、Ir等成本较高的贵金属材料，或用非贵金属材料（Ni、Fe等）取代。
重新设计电解槽以实现更高的效率（更低的电力成本）、更高的耐久性（更长的寿命）以及更高的电流密度，可通过优化膜厚度来降低欧姆电阻（同时还需兼顾气体渗透问题），以提升电解效率，对多孔层传输层（PTL）、双极板流道等关键部件的结构优化，如优化孔隙率、孔径、厚度等PTL结构参数，采用三维网格结构流场等，以提升电解槽性能与寿命。
二是从增加单槽和工厂生产的规模来提升应用经济性，通过执行高通量、自动化的制造工艺，降低每个组件的成本。
提升单槽规模可以带来规模经济效益，尽管由于泄漏、大型组件制造限制、大型组件机械不稳定、电池最大面积限制等问题，单槽规模的提升范围有限，但仍旧可产生强大的经济效应。
德国PlanDelyKad的研究发现，
100MW碱性电解槽（成本520欧元/kW）比5MW电解槽（成本1070欧元/kW）的成本降低了约50%
。但是，当超过10~20MW时，增加容量带来的成本降低幅度将大大减弱，如图8所示。
图 8 电解槽投资成本与模块容量的关系
中国已成为世界第一产氢大国，工业氢气产量领跑全球。根据相关测算，预计中国2060年部署电解制氢装机容量约500GW。中国在未来的氢能源市场中不仅是产氢大国，更是用氢大国。预计到2060年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，中国的氢需求量由目前3000多万t提升至约1.3亿t，提升300%以上。
未来氢能有望打通可再生能源电力在交通、工业和建筑领域终端应用的渗透路径，逐步降低化石能源在这些终端领域的消费比重。
随着材料和部件制备、系统集成等技术的突破，氢能绿色制取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，关键部件材料实现国产化，制氢单体功率将提升至10MW级，系统单位能耗不高于4kWh/m3。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。
在新能源随机性、波动性输入下，制氢系统变工况及频繁启停运行特性引起的氢氧浓度、压力变化，对设备安全、稳定运行提出新要求。目前国际上对以上方面研究较少，新能源输入对电解槽及制氢系统影响的微观分析和实验研究数据尚且不足，电解设备与波动电源之间的匹配性与兼容性有待提高。因此，近期需要对新能源输入对电解槽及制氢系统（以AWE和PEM为主）的影响进行深入研究，以推动可再生能源电解制氢的大型示范应用。
目前，中国电解槽和系统在全工况下的可靠性与耐久性等与国际先进水平仍存在差距。电解槽系统可靠性与寿命不仅与电解电堆相关，还依赖于配套的辅机设备。因此，需进一步加强电解槽产品的可靠性与耐久性研究，促进电解制氢技术参与电网调峰调频，增加与电网互动。
由绿氢成本分析可知，电极、膜片、双极板等成本占比较高，但目前中国在关键材料、核心部件上的研发水平与国外差距较大，且严重依赖国外进口，不具备批量生产的能力，这严重制约了中国电解制氢产业的规模化发展。因此，亟待加强关键材料核心部件的自主化研发水平，加快形成具有完全自主知识产权的批量制备方法，全面实现关键材料与核心部件的国
产化。
氢能作为实现“碳中和”战略的重要组成部分，备受全球主要国家和地区的青睐，虽然可再生能源制氢现阶段只占全球氢气产量的4%左右，但潜力巨大，将引领制氢行业未来方向。2021年初，国际氢能委员会（Hydrogen Council）与麦肯锡联合发布《氢能洞察》报告，从全球视角观察氢能产业的发展趋势。氢能促进会根据此报告相关内容进行分析研判，并结合国内外情况，带来全新氢能产业视角，形成全球氢能观察2021系列研报。本篇为系列研报的第二篇，全球绿氢供应趋势观察，让我们一起开启氢能新视野。
三大因素促绿氢成本快速下降
可再生能源制氢的生产成本正以超预期的速度快速下降。进入2021年，全球氢能产业发展速度的提升，也使得我们对绿氢生产成本有了更低的预期。
目前主要有三个因素正在推动绿氢成本的加速下降。一是可再生能源平准化度电成本（LCOE）正在下降。电费成本是制氢成本构成的主要部分，占比达到60-70%。由于全球范围内可再生能源的大规模应用，可再生能源的成本将持续降低，到2030年，
光伏发电成本预计将下降25%至0.1元/kWh，陆上风电成本下降50%至0.2元/kWh，海上风电成本有望下降33%
。全球来看，预计资源最佳的地区度电成本下降幅度最大，包括西班牙、智利和中东等地。
二是电解槽成本正在加速下降。预计到2030年，电解槽成本将显著下降——系统级（包括电解槽、电源和整流器、干燥/净化、压缩设备）约
下降至200-250美元/千瓦
。由于电解槽供应链规模的加速发展，对比去年成本的预测大幅降低了30-50%，近期多家电解槽制造商已宣布产能扩大计划，总计将新增超过3GW的电解槽生产产能。同时，大型综合可再生能源制氢项目的电解槽利用率水平正逐步提高。这种表现主要受生产集中化、可再生能源（例如陆上风能和太阳能光伏）耦合和系统集成优化（例如，为了优化利用而扩大可再生能源装机量与电解槽产能）的推动。
三是技术进步带来成本下降。
当前电解水制氢效率约为
55kWh/kg氢气
（即生产
1立方氢需要约4.5度电
）
；随着制氢项目更大规模化、更优秀的制造工艺、以及更好的质量品控，辅以在其他环节技术和材料的优化（如更薄的隔膜、更高效的催化剂、减少稀有金属的使用等），未来电解槽的效率
有望降低至
40kWh/kg
氢气（即生产1立方氢需要约
3.7度电
）
，同时由于材料及催化剂的优化，设备折旧、其他原材料成本也有望降低50%以上，从而推动绿氢生产成本持续下降。（见图1）
图1：各类技术路线制氢成本趋势预测
全球绿氢规模效应逐渐显现
全球已有约
70个在建中
的绿氢项目，其中吉瓦级项目22个，主要分布在欧洲（11个）和澳大利亚（7个），中东和南美也有巨大潜力。从绿氢产能来看，全球规划中的吉瓦级绿氢项目
产能合计144.1GW
，其中欧洲和澳大利亚占了接近93%，处于绝对领先。按照之前欧盟提出的2024年电解槽规模达6GW、2030年达40GW的目标来看，现有规划中的绿氢项目如能顺利投产则将大幅超额达标。
随着全球绿氢项目的快速扩张，产业规模化效应将逐渐显现。到2030年，可再生能源制氢项目中电解槽、电源和整流器、干燥/净化（99.9%纯度）、压缩设备（压缩至30巴）等核心设备的投资成本预计将
从目前的1120美元/kW下降至230美元/kW
。同时设备运输、安装和装配（电网连接）、建筑成本（用于室内安装）以及项目开发、现场服务和试运行等间接成本也将随着行业规模化发展而有所下降。绿氢项目投资的总成本中还包括融资成本，符合项目加权平均资本成本(WACC)要求的边际收益应与其他资本支出要素成比例，例如，将WACC从7%降低到5%将使项目的总体投资成本减少近20%。
当前国内电解水制氢总产能约为
70万吨
，市场投资总额约
38.5亿元
。预计2025-2030年，制氢技术将以碱水制氢、PEM制氢技术为主，电解槽综合成本在技术创新、规模化发展下
逐渐降至
5000元/kW
，2025年国内电解水制氢总产量将达到
300万吨
，市场投资额约为1022亿元；到2030年，国内电解槽总容量将达到
75GW
，投资额增长至
3750亿元
。
2030年前绿氢将实现与灰氢同价
灰氢和蓝氢的碳排成本，是加速绿氢与灰氢同价的重要因素之一。如引入碳排成本，绿氢或将在2028年实现与灰氢同价。
假设到2030年碳排成本增长至为50美元/吨（二氧化碳当量），2040年150美元/吨，2050年300美元/吨，可将绿氢与灰氢实现同价的时间提前至2028年至2034年
。确切的时间将取决于各地资源禀赋和政策要求。
在拥有最佳可再生资源但天然气成本较高的国家（例如智利），绿氢最早将在2028年实现与灰氢同价。在可再生能源和天然气资源都一般的地区（例如，德国），可能会在2032年实现绿氢与灰氢同价。到2034年，可再生能源和天然气资源均丰富的地区（例如，美国部分地区）可实现绿氢与灰氢同价。（见图2）。
图2：各类技术路线制氢成本（包含碳排成本）趋势预测
综上所述，对比2020年国际氢能委员会的预测，以上这些因素将共同推动绿氢成本预测曲线在平均成本区间降低20%，在最佳成本区间降低30%。
例如中欧的海上风电制氢项目（或同类普通资源的绿氢项目），制氢成本将从
2020年的5.4美元/公斤下降到2030年的2.3美元/公斤
，其中LCOE的下降对绿氢成本的影响最大。由于电力成本的相关性更高，拥有低成本可再生能源的地区，绿氢降本趋势也将更快。而例如中东的光伏制氢项目（或同类低成本可再生能源制绿氢项目）
，到2030年，制氢成本将下降到
1.5美元/公斤
。在这种情况下，与海上风电制氢项目相比，电解槽投资成本的下降对推动绿氢成本下降的影响更大。
同时，两类项目也可以应用风光耦合或通过集成设计来优化制氢系统，在可再生能源产能过剩导致的电量损失和电力减少导致的制氢系统低利用率之间取得平衡。如澳大利亚、智利或沙特阿拉伯等风光资源充足的国家将从这种综合资源优势中受益（见图3）。
图3：各类绿氢项目细分生产成本预测
