来源：清洁能源基地

可再生能源制氢是唯一能实现全周期零碳排放的制氢方式，“绿电+绿氢”被视为 是实现碳中和的有力武器，可有效克服可再生能源间歇性、储存性问题。可再生 能源制氢当前主流技术是采用电解水制氢，即将弃风、弃光能源所发电力接入电 解槽电解制氢，并通过储氢罐等设备存储为后续氢燃料电池发电做备用，有助于 解决新能源消纳问题，保障电力系统的安全稳定运行。

电解槽根据电解质的不同可以分为碱性电解槽、质子交换膜电解槽、固体氧化物 电解槽 3 种。目前，碱性电解水制氢（ALK）技术发展最为成熟，制氢成本也相 对较低，已基本实现工业大规模应用，但是能源效率较低，且无法快速调节制氢 速率，与可再生能源发电适配性较差；PEM 制氢技术具有更宽泛的运行功率范围 及更短的启动时间，可实现高电流密度电解、功耗低、体积小、生成气体纯度高、 容易实现高压化，能够很好适应可再生能源的波动性，国外发展较为成熟，在我 国尚处于实验研发阶段；SOEC 制氢技术能耗最低且能量转换效率最高，有望成 为主流可再生能源规模化制氢技术，目前国内外均处于实验研发阶段。

目前国内可再生能源电解制氢以碱性电解水制氢（ALK）技术为主,国外质子交换 膜电解制氢（PEM）技术应用实例较多。ALK 制氢技术方面，国内设备成本仅为 国外设备成本的 60%，目前国内电流密度低于国外，从未来技术升级的角度来说， ALK 的关键在于提高电流密度，同时国内缺乏波动工况性能研究；PEM 制氢的核 心部件电解槽尚未完全实现国产化，尤其是质子交换膜，国内电流密度低于国外， 且国外 Power-to-X（P2X）示范项目多，积累了大量运行数据和技术优化经验。

电费成本占电解水制氢总成本近 80%。影响电解水制氢成本的因素包括电价、固 定成本、运维成本，电费成本占比达到 70%-80%，固定资产折旧、生产运维等其 他因素则可随着技术进步、管理水平提升而降低，整体占比较小。从长远来看， 随着可再生能源电价的降低，采用电解水制取氢气的理论成本较低。

可再生能源电解水制取绿氢或将实现与灰氢平价。用电成本决定了电解水制氢成 本，依靠传统发电模式制氢则成本较高，而可再生能源发电（光伏、风电等）制 氢则具有明显的成本优势。可再生能源 ALK 电解水制氢平准化成本为 22.9-27.7 元/kg（不包括海上风电）；采用 PEM 电解水制氢技术成本将高出 40%左右。采 用 CCS 技术的低碳氢（灰氢）平准化成本在 15-27 元/kg，现阶段略低于可再生 氢（绿氢）成本，未来随着可再生能源发电成本的下降，绿氢将实现与灰氢平价。

可再生能源制氢发展潜力巨大，是实现“双碳”目标的重要路径。内蒙古、山西、 甘肃、吉林等地区为光伏制氢示范项目主要建设地，其中内蒙古自治区能源局在 2021 年 8 月优选了 7 个风光制氢示范项目，其中鄂尔多斯市 5 个，包头市 2 个， 规划光伏发电建设总规模 185 万千瓦，电解水制氢 6.69 万吨/年。中国石化、隆 基股份、阳光电源、宝丰能源、金风科技等光伏、风电、石化巨头企业积极布局 电解水制氢市场。

中国石化：正在布局新疆库车太阳能发电制氢和内蒙古太阳能发电加风电制 氢项目,两个项目年产绿氢规模都超过现有世界上的同类项目。首套质子交换 膜（PEM）制氢示范站于 2021 年 11 月投用，并有兆瓦级电解水制氢示范项 目在中原油田启动建设，预计 2022 年下半年建成，每天生产 1.12 吨超纯氢。

宝丰能源：2019 年开始建设的太阳能电解水制氢项目，是已知全球单厂规模 最大、单台产能最大的电解水制氢项目。2021 年 4 月首批装置下线，宝丰能 源“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”在宁夏宁东能源化工基地正式投 产，项目达产后可年产 2.4 亿标方绿氢。

隆基股份：成立西安隆基氢能科技有限公司作为电解水制氢设备项目总部， 项目规划面积约 1.5 万平方米，初期达到年产 500MW，100 台 1000Nm3 /h 碱式电解设备的能力，通过 5-10 年产能扩大到 1 万台。2021 年 10 月首台 碱性水电解槽已下线，单台电解槽的氢气制备能力达 1000Nm3 /h 及以上水平。

阳光电源：2019 年 7 月和 9 月，分别与山西晋中榆社县和山西屯留区签订 了 300MW 光伏和 50MW 制氢综合示范项目、500MW 光伏制氢项目。2020 年 3 月成立氢能事业部，并与中国科学院大连化学物理研究所，以大功率 PEM 电解制氢装备的研究开发为核心，2021 年 3 月对外发布了国内首款、 最大功率 SEP50PEM 制氢电解槽。

金风科技：公司在大连参与风能制氢项目开发，参与吉林省白城市风能制氢 一体化项目，并在盐城开展海上风电制氢进行研究。