我国电解水制氢行业现状：实现3060目标必由之路 降用电成本为有效途径

一、概述

目前，市面上最主流的制氢方式有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢，其中化石能源制氢是我国规模最大的制氢方式。具体来看，化石能源制氢包括煤制氢、石油制氢和天然气制氢，工业副产氢主要是氯碱、甲醇、合成氨企业生产过程副产氢，可再生能源电解水制氢则包括碱性、PEM、SOEC等多种方式。根据数据，煤制氢规模占我国制氢总量的40%，工业副产氢规模占制氢总量的32%，而电解水制氢规模仅占制氢总量的4%，未来提升空间大。

数据来源：观研天下整理

根据观研报告网发布的《中国电解水制氢市场现状深度调研与投资趋势预测报告（2022-2029年）》显示，软件服务行业从技术路径及优缺点分析，化石能源制氢和工业副产氢的制氢技术相对成熟、制氢成本相对较低，但化石能源制氢碳排放问题较为严峻且粗气中杂质气较多，原材料石油资源属于不可再生能源，工业副产制氢则无法实现大规模制作，而电解水制氢制作工艺简单且无碳排放，是市场看好的发展方向。

目前主要制氢路径及其优缺点

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电解水制氢与化石能源制氢的碳排放强度对比

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二、发展现状及前景分析

1、绿氢开启万亿氢能赛道，电解水制氢是实现3060目标的必由之路

氢能“去碳化”目标只能通过无碳能源生产“绿色的氢”才能实现，而电解水制氢是现阶段工业化应用制氢技术中最接近零碳排放的。目前，我国已经部分省市出台了相关政策来禁止煤制氢或者要求发展绿氢，如2022年5月浙江省印发的《浙江省能源发展“十四五”规划》明确提出，全面推进舟山绿色石化基地能效诊断，禁止煤制氢。

目前我国部分省市支持绿氢产业发展相关支持情况

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此外，从电力结构来看，我国电力行业中火电装机占比由2012年的71.49%下降到2021年的54.58%，光伏、风电装机占比持续上升，由2012年的5.65%提升至2021年的26.73%。同时，截止2021年我国单位火电发电量二氧化碳排放约为828克/千瓦时，与2005年相比降低21.0%。由此可见，随着可再生能源占比不断提高，电力产业碳排放水平将随之降低，这为电解水制氢行业发展提供契机，进而实现绿电制绿氢。

根据相关资料预测，2035年、2060年我国非化石能源占一次能源消费比重分别有望达40%、81%，并且在2035年左右总规模超过煤炭，风能、太阳能则在2030年后有望成为主要的非化石能源品种，2060年占一次能源需求总量比重分别为31%和21%。

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2、大规模应用电解水制氢为最终目标，降低用电成本为有效途径

电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。目前，我国电解水制氢的主要技术有碱性水电解（AWE）、PEM（质子交换膜）电解和和固体氧化物电解技术（SOEC）。

其中，AEC主要性能指标均接近国际进水平，设备成本较低，易适用于电网电解制氢，已实现大规模工业应用；PEMEC在技术、装置规模、经济性等方面与国际水平相比差距较大，但运行灵活性和反应效率较高，与风电和光伏的匹配性良好；SOEC的电耗低于AEC和PEMEC，但仅在国内实验室里完成验证示范，尚未实现大规模应用。

我国电解水制氢主要技术路线的性能特点对比

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电解水制氢的成本分析，假设1000Nm3/h碱性电解槽成本850万元，土建和设备安装成本150万元，1000Nm3/h质子交换膜电解槽成本3000万元，土建和设备安装成本200万元，每1m3氢气消耗原料水0.001t，冷却水0.001t，水价5元/t，年运行时长2000h，年制氢200万Nm3等，可测算出碱性电解槽制氢成本和质子交换膜电解槽制氢成本分别为31.91元/kg、42.50元/kg，两者用电成本分别占比74.8%、50.6%。由此可见，降低用电成本是目前节省电解水制氢成本的最有效途径，假设可再生能源供电的电价下降到0.15元/kWh，则对应碱性电解槽和质子交换膜电解槽的制氢成本将分别下降到约17元/kg、29元/kg，跟煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS的成本基本相接近。

电解水制氢成本测算

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数据来源：观研天下整理（WYD）