当前可再生能源电解水氢气平准化成本在20~40元/kg，高成本制约了清洁氢的产业化。度电成本、运行负荷、制氢效率与设备成本是电解水制氢技术降本的关键因素。降低低碳清洁氢气平准化价格，需要从技术、商业模式创新等多方面协同发力，从而发挥其在能源转型及深度脱碳方面的作用。
随着低碳清洁氢发展成为全球共识，各国制氢技术路线均立足本地氢源潜力和未来氢能产业需求，呈现低碳氢、清洁氢到可再生氢的梯次发展趋势。电解水制氢技术的发展是低碳清洁氢气供给的突破口。

电解水制氢技术主要有碱性水电解（Alkaline Electrolyzer, AE）制氢技术、质子交换膜水电解（Proton Exchange Membrane Electrolyzer, PEME）制氢技术和固体氧化物水电解（Solid Oxide Electrolyzer, SOE）制氢技术。然而尽管越来越多的应用场景将低碳清洁氢气放在首要位置，但建设低碳清洁氢气供应链面临着基础设施匮乏等诸多障碍。其中，经济性首当其冲，尤其是电解水制氢环节的能量损失和耐久性广深受业界关注。

作为未来主流的制氢方式，电解水制氢成本主要取决于电解槽的投资成本、利用负荷及度电成本。其中，度电成本对电解水制氢成本的影响敏感性最高，约占总成本的70%~90%。

我国目前平准化低碳清洁氢成本如图1所示。以2000Nm3/h碱性电解水制氢项目为例，负荷率95%条件下，当采用工业电价0.616元/(kWh)时，制氢成本约为39.06元/kgH2。

当前水电、陆上风电、海上风电、光伏的度电平准化成本分别为0.33元/(kWh)、0.41元/(kWh)、0.63元/(kWh)、0.40元/(kWh)，对应的平准化氢气成本分别为22.89元/kgH2、27.65元/ kgH2、40.05元/ kgH2、26.65元/kgH2。而当前PEM电解水制氢设备比AE设备高出5倍以上，平准化氢气成本将增加40%左右。

技术持续进步和装机规模扩大将持续推动可再生能源发电成本下降。到2035年，光伏与风电的新增装机发电成本预计将低于0.3元/(kWh)。到2050年新增光伏和风电发电成本将降至约0.13元/(kWh)和0.25元/(kWh)，风能和太阳能将成为最廉价和最丰富的电力来源。可再生能源电解水制氢成本将低至11.63元/kgH2，不考虑碳税情况下，已明显低于化石能源+碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage, CCS）制氢成本。

除度电成本外，运行负荷和电解水制氢效率亦是电解水制氢关键降低成本因素。以碱性电解水制氢为例，运行负荷分别为1000h、3500h、6000h和8322h时，平准化氢气成本分别为58.53元/kgH2、42.72元/kgH2、40.08元/kgH2、39.06元/kgH2。

电解水制氢电耗从当前5kWh/(Nm3)降低至4kWh/(Nm3)时，平准化氢气成本可降低约20%。对PEM电解水制氢技术而言，关键降本驱动因素还包括设备成本。随着未来产业规模化和技术进步，PEM电解水制氢设备有望降低50%以上，平准化氢气成本有望降低20%。

降低低碳清洁氢气平准化价格，需要从技术、商业模式创新等多方面协同发力，从而发挥其在能源转型及深度脱碳方面的作用。结合全球低碳清洁氢气标准的推进，政府和产业界可以提出促进低碳清洁氢气在交通、钢铁等领域应用的目标或激励措施，加快低碳清洁氢气市场的建立，为打造低碳清洁氢气供应体系提供可持续的市场需求。

原标题：科研简报：我国绿氢平准化价格研究进展