近年来，随着可再生能源成本的下降和氢能应用需求的增加，电解水制氢行业快速发展。在业内人士看来，尽管电解水制氢产业发展前景乐观，但成本控制仍是其能否快速发展的关键。

 

或成主流

 

中国华能集团清洁能源技术研究院氢能部主任王金意指出，目前，我国总体氢能需求量为3300万吨。根据2030年100GW储能需求的预测，大约需要接近2万台1000标方碱性电解槽。目前，绿氢从装备制造到产能整体发展前景看好，预计未来绿氢直接产值将达到千亿级别，产业辐射能力将达到万亿级别。

 

“碱性电解水制氢技术的主要优势在于容易大型化；质子交换膜（PEM）电解水制氢技术则主要面向动态运行特性，特别是冷启动和热响应特性更为优越，主要问题是成本偏高；固体氧化物（SOEC）电解水制氢技术效率较高，但目前仍处于技术验证和迭代过程中。”王金意说。

 

在中国电力科学研究院技术战略研究中心室主任康建东看来，随着技术进步等因素推动，可再生能源度电成本及制氢设备成本呈下降趋势。综合考虑环境、碳排放等因素，电制氢经济性优势将逐渐显现。氢能为电力系统灵活性资源提供了更多技术选项，同时，氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点，能够实现电能跨季节长周期大规模存储。据全球长时储能理事会预计，当可再生能源发电量占比超过60%—70%时，包括氢储能在内的长时储能的作用和优势将会进一步凸显。

 

成本偏高

 

不过，在业内人士看来，电解水制氢成本偏高。电解水制氢过程需要大量电能，而电能生产成本较高，使用太阳能和风能可以降低部分电能成本。此外，电解水制氢设备，包括电解槽、输氢管道、储氢设施等初始投资和维护费用相对较高。

 

氢辉能源董事长李辉对《中国能源报》记者表示，目前来看，电解水制氢成本高于传统化石燃料制氢、工业副产制氢。“假设煤价为800元/吨，煤制氢成本约为11元/千克、焦炉气制氢成本约为10元/千克—15元/千克；假设电价为0.6元/千瓦时，电解水制氢目前成本仍大于35元/千克。目前，电解水制氢电价成本占比约为60%—70%，不同技术路线制氢成本构成稍有浮动。”

 

“核心材料及设备降本将直接影响电解水制氢的推广应用。”李辉直言，“以煤制氢为例，煤炭材料成本超过50%，与电解水制氢中60%的电价成本占比相差并不大，但传统灰氢、蓝氢发展时间长、供应链成熟，占据成本优势，所以，目前我国以传统制氢为主。随着‘双碳’目标推进，电解水制氢应用将会提速。”

 

在王金意看来，针对隔膜技术，第三代有极无极负荷隔膜有助于降低综合电耗，每标方可少用0.1度至0.3度电。

 

康建东也认为，随着电制氢参与电力市场的推进，绿氢制取成本有望进一步下降。

 

“随着全球绿氢认证的不断推进，可再生能源电力制氢的应用规模和范围将逐步增加。”康建东建议，“氢能布局需要与新型电力系统建设规划相衔接，明确氢能在新型电力系统应用发展的路线图，开展激励政策设计，进行应用引导和优化补贴。”

 

降本成关键

 

为降低电解水制氢的成本，行业内正在采取多种措施，包括改进电解技术、优化降解机制、电解槽能量密度分布、推动规模化生产等。

 

李辉建议，在行业层面，相关部门、协会应制定行业规范性标准，让氢能产业链更加规范成熟；在企业层面，要持续聚焦创新，坚持研发投入，靠产品打天下。

 

谈及如何降本，李辉表示：“以PEM电解水制氢为例，可通过自主研发的双增强质子交换膜替换进口产品、提高膜电极、电解槽等核心产品的性能、建设自动化、批量化产线等方式降本。未来，随着产品成本的降低、上下游供应链的成熟，PEM电解水制氢在对可再生能源的消纳、绿色脱碳、多能互补、经济性等方面的综合性价值将进一步提升。”

 

另外，《中国能源报》记者采访发现，电解水制氢装备方面，主流厂家以2000标方、3000标方大规模制氢装备为主，电耗基本可达到每标方4.5度电。不过，中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司总经理张玉广直言：“虽然市场上已有单槽达到3000标方制氢规模的设备，但设备过大可能带来生产、运输、维护等问题。因此，未来制氢设备不是越大越好。”