从技术原理来看，制氢方式有十多种。目前国内的主流制氢工艺模式有工业副产氢、煤气化、天然气制氢、甲醇制氢、水电解等五种方式。华宝证券近期对各个制氢方式的成本进行了测算。
从制造成本模拟来看，国内煤气化制氢成本最低。4月在内蒙褐煤资源主产地，用当地褐煤进行煤气化制氢，其成本1.08元/m3;而AWE电解水制氢因所处地区电价不同，成本在2.77—4.59元/m3，是煤制氢成本的3-4倍。
焦炉煤气制氢：成本低、潜力大，但面临焦炭供给减少的影响
焦炉煤气制氢采用变压吸附回收焦炉煤气的氢，其主要原理是使用固体吸附剂来选择气体吸附，并且随着气压的下降，气体在吸附剂中的吸附特性会降低。气体混合物的完全分离和吸附的恢复是通过真空和非氢过程完成。
根据云煤能源披露的数据，可以测算1吨焦炭产生约400m3的焦炉煤气。近年来包括中国宝武、鞍钢集团、河钢集团等钢铁企业，以及中国旭阳、美锦能源、山西郑旺等独立焦化企业都在推进焦炉煤气副产制氢项目。不过国内焦炭产量业进入了平台期。焦炉煤气制氢面临原料气减少带来的影响。
焦炉煤气制氢成本测算
投资成本：焦炉煤气投资涉及到煤气压缩、PSA、干燥、充装等主体设备，以及土建施工、公辅装置等；从近两年的部分焦炉煤气制氢的投资项目来看，其投资强度在1.7万元/Nm3.H—2.4万元/Nm3.H。经过测算，2022年4月国内焦炉煤气制氢成本，华北地区为2.60元/m3，华东地区为2.69元/m3，西北地区为2.46元/m3。整体受炼焦煤价格的提升，2022年以来焦炉煤气制氢成本均有55%-84%的同比增幅。
部分上市公司相关焦炉煤气制氢投资情况：
美锦能源：旗下华盛化工拥有焦炉煤气制氢产线，工艺上采用焦炉煤气经PSA-H2单元经变压吸附制取合格氢气产品；其中一期2000Nm3/h工业高纯氢项目，目前已投产；二期10000Nm3/h工业高纯氢项目。按照公司焦炉煤气产量规模测算，可提取潜在氢气产能为6.4万吨/年，可以满足2.4万辆中型卡车或1.8万辆客车一年的用量。
硅烷科技：公司目前工业氢气年设计产能为3.76亿立方，为该区域内最大氢气制备地。公司生产氢气原材料焦炉煤气采购于公司股东首山化工，首山化工具有年300万吨焦炭产能，副产大量焦炉煤气，为公司通过变压吸附技术生产氢气提供了稳定的原材料供应。公司在当地氢气市场中具有较强的区域资源和客户优势，。公司氢气的下游客户集中于平煤神马集团的尼龙业务板块，采用氢气为原材料最终制造涵盖尼龙原材料、中间体到深加工制品的尼龙全产业链产品。公司生产的工业氢，行业标准为3N级，实际生产可以达到接近4N的纯氢标准。
煤气化制氢：拥有成本和资源优势，面临碳排放约束大
煤气化制氢技术工艺路线包括：气化反应、煤气净化、CO变换、变压吸附提纯。煤气化技术的形式多种多样，但按照煤料与气化剂在气化炉内流动过程中的不同接触方式，通常分成固定床气化、流化床气化、气流床气化。
国内从上世纪60年代开展煤气化制氢技术研究。目前形成了以航天炉技术、清华炉水冷壁技术和华理四喷嘴技术为代表的煤气化技术处于世界领先地位，在煤制油、合成氨和煤化工领域，实现了对煤炭的清洁利用，国内煤气化制氢装置最大的规模超过每小时20万立方米。过去十年来茂名、淄博、九江、南京、安庆等地炼厂建设了一系列大规模煤制氢装置，其中中石化茂名煤制氢规模达20万m3/h，装置主要包括水煤浆气化装置、合成气净化装置等，以煤、炼厂副产的高硫石油焦和纯氧为主要原料。
2022年以来，随着地缘冲突的加剧，能源安全保障进一步凸显。围绕鼓励煤炭清洁高效利用的政策不断加码，煤制氢作为煤炭清洁高效化利用的主要方式或将受到鼓励。
煤气化制氢成本分析：
投资成本：煤气化制氢投资涉及到煤粉准备、水煤浆制备、气化炉、变化单元、吸附装置等；从部分以工业氢为主的煤气化制氢的投资项目来看，其投资强度在1.25万元/Nm3.H—1.77万元/Nm3.H。如需要达到高纯氢4N级标准，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到3.3万元/Nm3.H左右。
制造成本：固定成本：按照90000Nm3/h，投资强度3.3万元/Nm3.h，折旧年限20年；其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照10人（每人12万元）考虑。根据《制氢工艺与技术》的数据，以9万m3/h煤气化制氢规模为基准；每生产一吨氢，需要消耗7.5吨褐煤，辅助材料消耗为90元/吨，制造费用2622元/吨，副产物能收回446元/吨，燃料动力3731元/吨。
2021年三季度以来国内褐煤价格大幅上升，截止2022年4月内蒙古赤峰褐煤车板价为508元/吨，锦州港褐煤平仓价为635元/吨。以此测算，2022年4月如在内蒙褐煤资源主产地，用当地褐煤进行煤气化制氢，其成本1.08元/m3；在国内华东地区和华南地区，用褐煤进行煤气化制氢成本为1.20元/m3和1.21元/m3。
煤气化制氢项目及相关上市公司涉及煤气化制氢情况：
2019年日本川崎重工牵头，联合日本的J-Power、岩谷公司、丸红公司、住友公司和澳大利亚的AGL能源有限公司在澳大利亚成立“氢能供应链”简称“HESC”项目，投资3.6亿美元，该项目利用AGL旗下矿场的褐煤，进行煤气化制氢，然后氢气通过卡车运到墨尔本郊区黑斯廷斯，经冷却液化后被冷却到零下253摄氏度，在用运往日本，在日本川崎重工的神户机场岛的液化氢装卸基地“Hytouch神户进行卸装。该项目2021年实现每天提取70公斤的氢气；2022年1月首船液氢运往日本。HESC的合作伙伴最终希望该项目每年生产多达22.5万吨的氢气。
神马股份：2022年4月2日公司发布可转债预案，公司投资建设煤制40万吨/年液氨、40,000万Nm/年氢气、同时副产硫酸的氢氨装置。项目采用先进的水煤浆气化技术，投资总额为230,066.56万元。
航天工程：2022年1月7日公司发布公告，拟与航天氢能沧州气体有限公司签署《煤炭清洁高效综合利用项目EPC总承包（空分、气化、净化装置及其配套工程部分）工程合同》，合同总金额146,600万元。该煤炭清洁高效综合利用项目是公司一直跟踪和接触的大型煤气化项目，公司能够发挥一直以来在煤气化工程领域的专业能力和工程建设能力，为本项目提供空分、气化、净化装置的专业化设计、系统集成、关键设备制造、数字化交付和装置建设和生产运营服务。项目有助于持续推广先进的煤炭清洁高效利用技术，巩固公司煤气化板块的市场份额，推动公司战略转型。
兰石重型装：公司氢能装备主要为制氢、储氢和加氢站装备。围绕煤制氢、渣油POX造气制氢装置、大型高压储氢球形储罐和卧式储罐（45MPa/75MPa）、加氢站相关设备等开展技术研发和制造，公司已完成盘锦浩业20万Nm3/h煤制氢装置、榆林华秦氢能产业园一期项目储氢球罐设计制造及安装，完成加氢站微通道换热器（PCHE）研制并交付客户试用。后续，公司在氢能源装备新兴赛道，将加快推进新技术、新产品研发，尽快完成氢能装备产业链关键环节的卡位布局，掌握关键技术，形成先发优势，重点推广现有的煤制氢、低压储氢容器和微通道换热器等产品，建立细分市场竞争优势。
天然气制氢：国内原料资源进口依赖度高，区域制氢成本差别大
天然气制氢是以天然气为原料,用水蒸气作为氧化剂,来制取富氢混合气。
整体来看，我国天然气进口依赖度高，资源相对不足。且天然气作为一种绿色能源，在国内消费结构中城市用气占比较大，2021年占比38%，可用来制氢的供给比较紧张。
天然气制氢成本分析：
投资成本：天然气制氢投资主要包括设备投资，有原料加氢反应器、氧化锌脱硫反应器、中温变换反应器、提氢吸附塔、PSA吸附塔、转化炉，冷换设备和压缩机充装装置等。以近几年部分天然气制氢项目的投资强度来看，在0.6万元/Nm3.H-1.4万元/Nm3.H。如需要达到高纯氢4N级标准且具备加氢能力，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到2.9万元/Nm3.H左右。
制造成本：固定成本：按照3000m3/h，投资强度为2.9万元/Nm3.H，其中设备按20年折旧，设备年运行时间按照8000h来计算。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照10人（每人12万元）考虑。可变成本：单耗按照0.6m3天然气/m3（H2）来计算；1.3kg去离子水/m3（H2），去离子水价格取0.04元/kg。生产6kg冷却水/m3（H2）。冷却水价格取0.003元/kg，则每生产1m3氢气所耗冷却水的费用为0.018元/m3；0.35kW·h电/m3（H2）。取国内新疆、华东、华南、华北、西南地区的工业天然气价格进行测算测算得出：2022年4月在新疆地区外购天然气制氢成本为1.81元/m3，华东：3.42元/m3，华南为3.20元/m3，华北为2.16元/m3，西南为2.73元/m3。
甲醇制氢：制氢将面临下游其他行业对资源挤占
甲醇制氢的常用方法有:甲醇裂解、甲醇部分氧化重整以及甲醇水蒸气重整。转化催化剂具有裂解和转化两个功能,两步反应可耦合在一起同时在转化器内完成。甲醇裂解属于吸热反应，原料汽化和反应所需要的热量由导热油锅炉提供。反应生成的转化气经冷却、冷凝及净化后送至变压吸附工段除去杂质，合格后送至用户。
甲醇制氢技术在我国发展成熟，主要以石化产业配套为主。甲醇属于二次能源产品，我国甲醇消费需求烯烃等基础化工产品为主，原料成本较高。甲醇作为一种重要的有机化工基本原料，其下游领域应用广泛。其中下游烯烃占据最大份额，根据金联创统计，2021年占烯烃比50.6%，燃料需求占比15.7%，其他需求领域较为分散。根据隆众化工统计，2021年国内甲醇产量7885万吨，2015年以来国内甲醇产量复合增速12.2%。2021年国内甲醇产能10555万吨，2015年以来产能复合增速7.6%；近三年甲醇产能增速趋于平缓。2021年国内甲醇表观消费量8974万吨，2015年以来需求复合增速为12%。整体来看，甲醇作为重要的基础化工原料，下游消费需求广泛，近三年国内进口量均超过千万吨。
甲醇制氢成本测算：
投资成本：甲醇制氢投资主要包括设备投资，有转换器、汽化器、过热器、净化塔、脱碳塔、压缩机、工业炉等；以及公辅、原料储运装置、氢气充装等。以近几年部分甲醇制氢项目的投资强度来看，整体来看，具备外销高纯氢的投资强度在1.8-2.3万元/Nm3.H。
制造成本：固定成本：按照2600m3/h，投资强度为2.3万元/Nm3.H，其中设备按20年折旧，设备年运行时间按照8000h来计算。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照10人（每人12万元）考虑。可变成本：单耗根据《甲醇制氢技术及在燃料电池中的应用》报告数据，甲醇制氢单位能源消耗情况为:甲醇0.58~0.69kg/m3(H2)，取0.64kg/m3。除盐水0.3~0.45kg/m3(H2)，取均值；电0.15~1.25kW·h/m3(H2)，取均值0.7kW·h/m3(H2)。冷却水30~100kg/m3(H2)。取国内新疆、华南、西北、华北、华东地区的甲醇市场价测算：2022年4月在新疆地区外购甲醇制氢成本为1.88元/m3，华南为2.43元/m3，西北为2.25元/m3，华北为2.37元/m3，华东为2.47元/m3。
上市公司华特气体（688268）拥有甲醇水蒸气重整制氢，根据公司招股说明书披露的数据，其产能为180吨，公司产品以高纯氢（6N）为主，根据公司披露2019年1-6月甲醇制氢损耗率为34.63%，公司氢气生产成本包含充装。
电解水制氢：资源优势逐步建立，未来降本幅度可期，产业空间大
水电解制氢是施加外电流使水发生电化学反应分解为氢气与氧气。用可再生能源发电来电解水制氢，能够实现零碳排放；电解水制氢是发展绿氢的重要手段。根据使用电解质的不同，电解水的方式可分为碱性电解水、质子交换膜电解水、固体氧化物高温水蒸气电解。
根据电能来源的不同，可将可再生能源制氢技术分为并网型制氢和离网型制氢两种。并网型制氢是将发电机组接入电网，从电网取电的制氢方式，比如从风光耦合系统电网侧取电，进行电解水制氢，主要应用于大规模风光耦合系统的消纳和储能。离网型制氢是将发电机组所产生的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢，主要应用于分布式制氢或局部燃料电池发电供能。尽管离网式电解水制氢，可以获得较低的电力价格，但也面临投资成本的上升。
碱性电解水（AWE）制氢：技术相对成熟，未来有一定降本空间
碱性(AWE)电解使用铁基或镀镍铁基材料作为阴极催化剂，镍作为阳极催化剂，不需使用贵金属，电解液为KOH水溶液。其原理是，在阴极水分子被分解为H+和OH-，H+得到电子生成氢原子，并进一步生成氢分子（H2）；OH-则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多孔的横隔膜，到达阳极，在阳极失去电子生成一个水分子和氧分子。
AWE电解装置当中最核心的是电解槽，如采用并网制氢，须在电解槽之前需配备变压器和整流柜将高压交流电转换为电解槽所使用的直流电，供电解槽电解水使用。电解槽由多个电解池组成，每个电解池由镀镍的铁电极或镍系金属电极与隔膜构成，根据阴阳极板配置与联接方式的不同分为单极型电解槽和双极型电解槽。双极型电解槽系统结构紧凑，适宜大规模生产，工作温度为70-90摄氏度。
AWE电解制氢技术采用20%-30%氢氧化钾水溶液为电解液，所使用的石棉隔膜常为电解槽运行带来故障，在较高的工作温度下，石棉耐强碱腐蚀性急剧下降，产气纯度99.7%，增加维护成本；且医学研究发现石棉能引发人体癌变，因此其使用逐渐被其他材料替代。AWE电解槽的优势在于技术成熟、规模灵活、投资和生产成本低。
在目前的电解水制氢技术中，碱性液体电解水于20世纪中期就实现了工业化，技术已经非常成熟，最近十年来碱性电解槽在国内各行各业都有着非常多的应用实例。包括中石化新疆库车绿氢项目52台电解槽、宝丰能源绿氢项目10台电解槽均是采用碱性电解槽。
碱水电解系统的制氢规模灵活，目前国内市场在售的碱性电解槽单台设备制氢能力从几十到1000Nm3/h，目前国内扬州吉道能源最大单套电解槽制氢规模达到1500Nm3/h。
投资成本比PEM制氢低。由于碱性电解电堆采用低成本、易获取的催化剂及电极材料可大幅降低折旧，因此生产成本低于PEM电解水制氢。电堆价格从100万～1000余万元不等。
AWE电解水制氢成本测算：投资成本：AWE电解水制氢投资主要包括设备投资，包括电解槽、电源设备、纯水设备、电解质溶液调整设备、气液分离器、碱雾和水分等的去除设备、运输设备、充装单元等。从国内采用AWE电解工艺的项目投资来看，配套建设光伏/风电装置的项目投资强度大，大部分制氢项目采取并网模式。
制造成本：固定成本：按照1000m3/h，投资强度为3.6万元/Nm3.H（参照国投宁夏项目），其中设备按11.25年（90000h）折旧，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧8.9%，设备年运行时间按照8000h来计算，。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照6人（每人12万元）考虑。可变成本：参照国电投宁夏项目经济技术指标：耗新水：12000t/a，氢氧化钾：9.2t/a，钯催化剂：0.3t/a；生产1m3氢气电耗为5.8kWh。其中电价按照全国各省上网基准电价+工业企业（35KV）配电价+政府性基金及附加，以并网制氢外购电力模式测算。暂不考虑离网配套发电制氢模式。成本测算减去附加产品氧气收入。测算2022年4月在国内各省并网外购电力，碱性电解水制氢成本在2.77元/m3—4.59元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力AWE电解制氢成本最低，分别是2.77元/m3、3.07元/m3、3.23元/m3、3.28元/m3、3.08元/m3。
目前AWE电解水制氢成本中82％来自电力的成本，另外18％是其他费用（包含折旧、催化剂、人工、维修、水等），其中电解水制氢装备折旧的费用占比约10%。因而降低电价、电解水装备投资成本、以及部分耗材的消耗是实现绿氢工业化、规模化的两大关键核心。
降低电价可以采用离网模式，同时随着可再生能源发电价格的进一步下降降低成本。根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望》的预测，2035年和2050年光伏电站投资预计将比当前的水平分别下降37%和53%。到2035年和2050年新增光伏发电成本预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh，以此测算目前碱性电解水制氢的平均降本空间在24%和36%。按照目前的AWE电解制氢能源效率，电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降0.58元/Nm3。
随着电解能耗效率提升，AWE电解水制氢降本空间约24%。根据国际再生能源署《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》的研究，目前电极系统能耗在50-78kWh/KgH2，相当于4.5-7.0kWh/m3H2。未来通过学习效率提升、规模化量产、以及隔膜、催化剂材料的突破，能够实现电极能耗达到4.0kWh/m3H2。按照目前的电力价格，如电力能耗达到目标值，则能实现降本26%。
电解槽投资成本降低，相关折旧减少带来的降本幅度1-2%。根据国际再生能源署发布的《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》的研究，AWE电解槽的成本中，电源和膜电极制备各占据22.5%，是最大的部分；到2025年双极板、电极、膜的学习速率达到18%；到2025年电解槽降本空间在10%左右。以目前电解槽投资占AWE电解水固定资产投资的1/3，能够带来固定资产折旧下降幅度约1-2%；整体降幅不大，也反映了目前AWE电解槽技术成熟，未来进一步降低的空间较小。
质子膜（PEM）电解水制氢：与可再生能源发电适配性强，预计未来降本幅度大
质子交换膜（PEM）水电解技术，它是以质子交换膜传导质子并隔断电极两侧的气体，直接电解纯水。在电解槽中，原料水在阳极氧化铱的催化作用下发生分解产生氧气和质子，氧气随着剩余未反应的水从阳极出排出电解槽，而质子以水合质子的形式穿过质子交换膜到达阴极，在阴极铂催化剂的作用下，质子发生还原、复合成氢气，并携带少量水分从阴极出口排出。质子交换膜存在离子通道会导致膜两侧的气体会相互渗透，产品氢气中含有少量氧气和大量水分，同样氧气中也含有少量氢气和水分。为提高氢气的纯度，对产品气进行水气分离，即通过换热降低产品气温度，从而降低水的饱和蒸气压以脱除大部分水分，再经过一个脱氧罐（催化氧化），少量氧气与氢气在催化剂作用下生成水，以达到除氧的目的。最后产品气在经过干燥塔除水，就能够得到纯度高达99.999%的氢气产品。
PEM电解槽主要由阳极端板、阴极端板、阴阳极扩散层、阴阳极催化层以及质子交换膜组成。其中，端板的作用是固定电解池组件，并引导电流递传，分配水、气，扩散层起集流，促进气液传递等作用，催化层的核心是由催化剂、电子传导介质、质子传导介质组成的三相界面，是电化学反应的核心场所。
与AWE电解槽相比，PEM电解池用质子交换膜代替了石棉膜，传导质子，并隔绝电极两侧的气体，避免了碱性电解液所带来的缺点。质子交换膜一般使用全氟磺酸膜，传递质子，隔绝开阴阳极生成的气体，并阻止电子的传递。PEM水电解制氢具有以下优点：电流密度高、结构紧凑，安全性好、气体纯度高，产气压力高，动态响应速度更快，能适应可再生能源发电的波动性，能够满足离网发电要求。
1.电流密度更高（＞1A/cm2），结构紧凑。由于质子交换膜强大的功能，PEM水电解池可采用零间隙结构，电解池结构紧凑，欧姆极化作用降低，电解槽运行电流密度通常至少是碱水电解槽的4倍以上。
2.PEM为固体聚合物电解质膜，膜两侧能够承受较大的压差，只对氢离子有单向导通作用，能够直接将反应物氢气和氧气分隔开避免串气，安全性好、产物气体纯度高。对于碱性电解采用液态电解池，通过浸渍使多孔的石棉布成为隔膜，因此必须设置严格的压差控制系统，以保证阴阳极反应室内不发生串气，避免发生安全事故。
3.PEM电解质膜能够做到200μm以下，电极间距小，能够降低工作电压和能耗，效率能超过80%，高于碱性电解。
4.水既是反应物也是冷却介质，省去了冷却系统，减少了装置的体积和重量。由于PEM电解池采用了纯水作为电解液，从而避免了电解液对槽体的腐蚀，反应产物不含碱雾，气体纯度更高。
5.氢气纯度更高（>99.99%），PEM水电解槽采用PEM传导质子，隔绝电极两侧的气体，避免AWE使用强碱性液体电解质所伴生的缺点，因此氢气纯度更高，不需要进一步提纯，则可用于燃料电池。
6.产气压力更高（3~4MPa）；动态响应速度更快，其负载范围在5%-120%，能适应可再生能源发电的波动性，能够满足离网发电要求。目前PEM水电解制氢技术已在加氢站现场制氢、风电等可再生能源电解水制氢、储能等领域得到示范应用并逐步推广。也是极具发展前景的水电解制氢技术。
PEM电解水制氢成本测算：投资成本：PEM电解水制氢投资主要包括设备投资，有电解槽、公辅装置、压缩机、储运装置等。从国内目前相关PEM制氢的投资强度为5.28万元/Nm3。
制造成本：一般制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。制氢成本=电价*单位电耗+（每年折旧+人工+每年运维）/每年制氢总量+单位水耗*水价。固定成本：按照200m3/h，投资强度为5.28万元/Nm3.H，其中设备按8.13年（65000h）折旧，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧12.3%，设备年运行时间按照8000h来计算，。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2%来计算，工作人员按照6人（每人12万元）考虑。
可变成本：参照燕山石化经济技术指标：耗脱盐水：200kg/h；生产1m3氢气电耗为7.7kWh，其他耗材包括净水树脂产生量为1000L/1年，干燥剂产生量为175kg/5年，脱氧剂产生量为63kg/5年。其中电价按照全国各省上网基准电价+工业企业（35KV）配电价+政府性基金及附加，以并网制氢外购电力模式测算。暂不考虑离网配套发电制氢模式。成本测算减去附加产品氧气收入。测算2022年4月在国内各省并网外购电力，，PEM电解水制氢成本在3.30元/m3—5.15元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力PEM制氢成本最低，分别是3.30元/m3、3.60元/m3、3.76元/m3、3.82元/m3、3.61元/m3。
目前PEM电解水制氢面临的的主要问题是成本高，其中73％来自电力的成本，另外27％是其他费用（包含折旧、耗材、人工、维修、水等），其中电解水制氢装备折旧的费用占比约15%。因而降低电价、电解水装备投资成本、以及部分耗材的消耗是实现绿氢工业化、规模化的两大关键核心。
随着可再生能源发电价格的进一步下降，将带动PEM电解水制氢成本的下降，预计到2035年和2050年可再生能源价格的降低带来PEM电解水制氢的平均降本空间在22%和31%。根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望》的预测，2035年和2050年光伏电站投资预计将比当前的水平分别下降37%和53%。到2035年和2050年新增光伏发电成本预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh，以此测算目前PEM电解水制氢的平均降本空间在22%和31%。随着电力能耗效率提升，PEM电解水制氢降本空间约24%。根据国际再生能源署《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》的研究，目前电极系统能耗在50-83kWh/KgH2，相当于4.5-7.4kWh/m3H2。未来通过技术和材料的突破，能够实现电极能耗达到4.0kWh/m3H2。按照目前的电力价格，如电力能耗达到目标值，则能实现降本24%。
PEM制氢关键设备和材料：双极板：双极板占电解槽成本的比重较大，达到53%，降低双极板成本是控制电解槽成本的关键。按照材料不同，双极板分为石墨双极板、金属双极板以及复合材料双极板。石墨双极板的导电和导热性都比较好，尤其是具有较高的耐腐蚀性和耐久性能，但其加工难度高，成本高，周期长，体积大，目前难以满足大批量生产的要求。金属双极板的优势在于，其阻气性比较高，加工难度比较低，能够做到超薄，因而与石墨双极板相比，金属双极板的体积较小，还能满足批量化的生产需求。但金属双极板也存在耐腐蚀性比较差的缺点。在PEM电解槽阳极严苛的工作环境下，若双极板被腐蚀将会导致金属离子浸出，进而污染PEM，因此常用的双极板保护措施是在表面制备一层防腐涂层。目前金属双极板均需要涂层，提升金属双极板的耐腐蚀性。复合材料双极板集合了石墨双极板和金属双极板的优点，但其面临成本高、工艺复杂，商业化困难较大。
催化剂：电解槽中催化剂成本占比10%。由于PEM电解槽的阳极处于强酸性环境（pH≈2）、电解电压为1.4~2.0V，多数非贵金属会腐蚀并可能与PEM中的磺酸根离子结合，进而降低PEM传导质子的能力。PEM电解槽的电催化剂研究主要是Ir、Ru等贵金属/氧化物及其二元、三元合金/混合氧化物，以钛材料为载体的负载型催化剂。根据中国工程院院士衣宝廉院士的研究：受限于PEM水电解制氢的酸性环境、阳极高电位、良好导电性等要求，非贵金属催化剂或非金属催化剂的研发难度较大，预计一定时期内实际用于大规模电解槽的催化剂仍以Ir为主。未来降低制氢成本、减少贵金属催化剂用量的更好方法是研发超低载量或有序化膜电极。
质子膜：电解槽中质子膜成本占比5%。PEM质子交换膜根据含氟情况进行分类，主要包括全氟磺酸膜、部分氟化聚合物质子交换膜、复合质子交换膜和非氟化聚合物质子交换膜。其中，全氟硫酸型膜以机械强度高，化学稳定性好，在湿度大的条件下导电率高，低温时电流密度大、质子传导电阻小等优点成为当前最为商业化的PEMFC电解质膜。目前，市场上应用最广泛的是由美国杜邦公司研制的Nafion系列全氟硫酸型膜。国内目前东岳集团已建成全国唯一全氟酸质子膜树脂合成生产线，实现量产并批量供货。为进一步提高PEM性能并降低成本，一方面可采用增强复合的方案改善PEM的机械性能，有利于降低膜的厚度；另一方面，可通过提高成膜的离子传导率来降低膜阻和电解能耗，有利于提高电解槽的整体性能。
依托技术进步，关键材料成本下降，预计到2025年电解槽投资减少带来的折旧下降幅度约6-8%。根据国际再生能源署的研究，到2025年PEM电解槽关键部件，双极板、质子膜的学习速率达到18%，催化剂学习速率达8%。未来电解槽降本空间在15%左右。以目前电解槽投资占碱性电解水固定资产投资的1/2，能够带来固定资产折旧下降幅度约6-8%。电堆寿命提升，预计带来折旧成本降低30%-40%。在使用寿命方面，PEM水电解电堆当前的堆寿命5万-8万小时，系统寿命处于10-20年之间，均低于碱性水电解。如到2025年电堆寿命达到10万小时，则折旧成本则能降低30%-40%。更大的降本空间来自于规模效率，目前PEM水电解制氢已迈入10MW级别示范应用阶段，100MW级别的PEM电解槽正在开发，自2017年以来，PEM水电解的项目数量就大幅提升，且额定装机功率的平均值也在2020年得到了大幅提高。
3.高温固体氧化物（SOEC）电解水制氢：技术仍然处于实验阶段
不同于碱性水电解和PEM水电解，高温固体氧化物（SOEC）水电解制氢采用固体氧化物为电解质材料，工作温度800~1000℃，制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。SOEC电解槽电极采用非贵金属催化剂，阴极材料选用多孔金属陶瓷Ni/YSZ，阳极材料选用钙钛矿氧化物，电解质采用YSZ氧离子导体，全陶瓷材料结构避免了材料腐蚀问题。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材料受到限制，也制约SOEC制氢技术应用场景的选择与大规模推广。
制氢格局演变：短期煤气化制氢成本优势还在，长期电解水制氢降本空间大
从资源端、成本竞争力、碳排放约束、产业技术突破等方面来看，煤制氢拥有资源端优势，制氢成本最低，面临碳排放约束也最大。电解水制氢受益风电、光伏装机容量的提升，资源端优势逐步建立，尽管目前制氢成本最高，但未来随着技术进步和材料突破，其降本空间较大；PEM制氢与可再生能源发电的适配性强，未来如在离网模式下，其受益电价下降带来的降本空间更大。如考虑煤气化制氢+CCS模式，未来外购电力价格下降或利用离网可再生能源自发电，电解水制氢成本将与煤气化制氢+CCS成本接近。
从产业链上游资源端来看，煤制氢、电解水制氢受资源端支撑强。焦炉煤气制氢尽管有潜力，但面临焦炭供给下降、原料气减少的影响；国内天然气进口依赖度高，制氢面临原料供给紧张；甲醇作为二次能源产品，制氢将面临下游其他行业对资源挤占。
国内焦炉煤气制氢供给释放潜力大，但也面临国内焦炭供给进入了平台区，焦炉煤气制氢面临原料气减少带来的影响。区域上，华北、西北地区更具备条件利用焦炭副产煤气制氢。
国内煤气化制氢技术成熟、世界领先，单机制氢规模较大，且原料可获得性好。十四五政策上对煤炭清洁化利用的支持，在加上传统煤制氢下游需求的趋弱格局，或将进一步推动煤制氢应用转向新产业领域。区域上，国内各地区均具备条件利用石化产业配套的煤气化制氢拓展新产业应用。
天然气制氢技术生产技术成熟，生产规模的可选择性较大。但我国天然气进口依赖度高，资源相对不足，且以满足城市用气为主，未来可供制氢的资源较紧张。国内天然气区域性价差大，制氢成本相差较大，对部分天然气资源丰富的地区发展天然气制氢或将有利。
甲醇制氢技术在我国发展成熟，主要以石化产业配套为主。甲醇属于二次能源产品，我国甲醇消费需求以烯烃等基础化工产品为主，且目前仍然是净进口为主，未来制氢将面临下游其他行业对资源挤占。
电解水制氢受到国内风电、光伏装机等可再生能源发电装机容量持续增加的支撑，资源优势逐步构建，每年还有近270亿千瓦的弃风和弃光电量，为发展电解水制氢提供了经济空间。
从制造成本模拟来看，国内煤气化制氢成本最低，其他制氢模式上部分拥有资源（天然气、甲醇、工业电价）价格优势的地区制氢成本较低。2022年以来受炼焦煤、天然气、甲醇价格上涨的影响，相关链条制氢成本均有一定程度上涨。从投资强度来看，焦炉煤气副产氢和甲醇制氢最低，天然气制氢次之，电解水制氢最高。
受炼焦煤价格的大幅上升的影响，2022年焦炉煤气制氢成本相比去年年末增加36%-44%，测算4月国内不同地区的焦炉煤气制氢成本：华北地区为2.66元/m3，华东地区为2.75元/m3，西北地区为2.52元/m3。成本优势变小。从近年焦炉煤气制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能的项目，其投资强度达到2.1万元/Nm3.h。
煤气化制氢成本相比2021年年末几乎持平。测算4月在内蒙褐煤资源主产地，用当地褐煤进行煤气化制氢，其成本1.08元/m3；在国内华东地区和华南地区，用外购褐煤进行煤气化制氢成本为1.20元/m3和1.21元/m3。从近年煤气化制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能的项目，投资强度将达到3.3万元/Nm3.H左右。
受天然气价格大幅上涨的影响，国内部分天然气流入地区的制氢成本上涨10%-38%。测算4月在新疆地区外购天然气制氢成本为1.81元/m3，华东：3.42元/m3，华南为3.20元/m3，华北为2.16元/m3，西南为2.73元/m3。从近年天然气制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能的项目，投资强度达到2.9万元/Nm3.H左右。
甲醇制氢受原料价格波动影响大，2022年国内甲醇制氢成本上涨5-15%。测算在新疆地区外购甲醇制氢成本为1.88元/m3，华南为2.43元/m3，西北为2.25元/m3，华北为2.37元/m3，华东为2.47元/m3。从近年甲醇制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能，投资强度达到2.1万元/Nm3.H左右。
受各省工业用电价格差别较大的影响，电解水制氢成本有较大差距。在并网外购电力模式下，拥有工业用电价格优势的西北和蒙西地区制氢成本大幅低于国内其他地区。
从近年国内采用AWE电解工艺的项目投资来看，配套建设光伏/风电装置的项目投资强度在5.7-6.3万元万元/Nm3.H；采取并网购电模式的投资强度在3.6万元万元/Nm3.H。从近年国内采用PEM电解工艺的项目投资来，采取并网购电模式的投资强度为5.28万元/Nm3。
测算2022年在国内各省采用并网外购电力模式制氢，AWE电解水制氢成本在2.77元/m3—4.59元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力碱性电解制氢成本最低，分别是2.77元/m3、3.07元/m3、3.23元/m3、3.28元/m3、3.08元/m3。
测算2022年4月在国内各省采用并网外购电力模式制氢，PEM电解水制氢成本在3.30元/m3—5.15元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力PEM制氢成本最低，分别是3.30元/m3、3.60元/m3、3.76元/m3、3.82元/m3、3.61元/m3。
据统计，2021年中国电解水制氢设备市场规模超过9亿元，出货量超过350MW。其中，考克利尔竞立出货量达到160MW排名第一，主要受益于宝丰能源绿氢项目，其1000标方制氢设备出货量国内领先；传统电解水制氢设备头部企业中船重工718所排名第二，其大标方AWE制氢设备产品成为北京冬奥会用氢的重要保障，一体化PEM制氢设备也成功打入海外市场；赛克赛斯氢能位列第三，作为老牌PEM制氢设备企业，2021年成功开发出国内首台套MW级PEM制氢设备，同时是国内中小型PEM电解槽出货量最多的厂商。
根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》：2025年中国绿氢产量达到10-20万吨/年的基础目标，实现这一目标对应的电解槽装机规模为1400-2800MW（按设备利用率4000h计算）。预计2022-2025年中国电解水制氢设备市场将迎来高速发展期。同时2021年以来国内部分企业陆续进军制氢设备制造领域。
