绿氢（可再生能源电解水制氢）

绿氢就是用可再生能源发的电把水电解后得到的氢气。整个生产过程不排放 CO2，产出的氢可以在化肥和炼油行业替代用化石能源制取的氢，可以在不用煤的情况下把铁矿石还原成铁，还可以作为合成燃料工厂的原料。其实全世界每年已经在用将近 1 亿吨氢气（据 IEA 统计，2023 年约为 97 Mt），但其中真正算得上低排放的不到 1%。现有的这些氢气几乎全部来自天然气和煤，每年排放的 CO2 在 9 亿吨这个量级，比全球整个航空业的排放还多。所以绿氢要做的头一件事，是把这部分已有的需求变干净；接下来才轮到那些电力没法直接覆盖的行业。

工作原理

电解槽的做法是让直流电流过两个电极之间的水，两个电极之间用电解质或隔膜隔开。通电后，水在阴极一侧分解出氢气，在阳极一侧分解出氧气：

2 H2O + 电能 → 2 H2 + O2

电解水最少需要多少电，由热力学决定：按高位热值算为每千克 39.4 kWh，按燃料通常采用的低位热值（LHV）算为 33.3 kWh/kg（见热值）。实际系统需要的电要多得多。一方面电极上存在过电位，还有欧姆电阻；另一方面还要加上辅助系统的负荷：整流器、各种泵、冷却系统、气体干燥和水净化。如今的商业电解制氢厂，按整个系统计算，每千克氢约耗电 50–55 kWh。

以 52 kWh/kg 的电耗为例，按 LHV 计算的效率约为 64%。成本公式的最后一项清楚地说明了电价为什么起决定作用：电价为 40 美元/MWh 时，光电费一项每 kg 就要约 2.1 美元，这还没算回收设备投资的任何费用。我们的绿氢计算器可以按你选定的电解槽、电源和容量系数，把这笔账完整算出来。

主要电解槽类型

碱性电解槽（AEL）

碱性电解是历史最悠久、成本最低的电解技术，在工业上已经用了整整一百年。它的镍基电极浸在氢氧化钾溶液里，两极之间用多孔隔膜隔开。这种电解堆经久耐用，也不需要用到贵金属，但传统上它对负荷变化的响应比较慢，运行的电流密度也较低。在全球碱性电解槽的总产量中，中国制造商占据主导地位，在市场上报出的售价也最低。

质子交换膜电解槽（PEM）

PEM 电解槽用的是一层固体聚合物膜，在酸性环境下工作。这样一来，电解堆可以做得很紧凑，电流密度高，升降负荷快，还能直接输出压力较高的氢气，这些特点都很适合搭配出力波动的风电和光伏。但它离不开铱（用在阳极）和铂（用在阴极）。全世界的铱每年只产几吨，所以 PEM 要想扩大到数十 GW 的规模，每台设备的铱用量必须先大幅降下来。

固体氧化物电解槽（SOEC）

固体氧化物电解槽的运行温度高达 700–850 °C，它用陶瓷电解质来分解水蒸气。由于一部分能量是以热的形式输入的，如果旁边有工业设施或核电站的余热可用，电耗可以降到约 40 kWh/kg。不过 SOEC 的电解堆衰减得更快，也不太适应频繁的启停和负荷波动。这项技术目前正从示范阶段逐步走向早期商业化。

阴离子交换膜电解槽（AEM）

AEM 的思路是把碱性系统的廉价材料和 PEM 的膜结构结合起来，兼取两者之长。目前已有的单台设备规模还很小（从千瓦级到几兆瓦），长期耐久性也还需要时间来验证。

数据范围依据 IEA (2019) The Future of Hydrogen、IRENA (2020) 和 IEA Global Hydrogen Review 2024。

氢气的颜色

行业里习惯用颜色作简称，按照制取方式给氢气分类：灰氢（蒸汽甲烷重整，不做碳捕集，占目前氢气供应的大部分）、褐氢/黑氢（煤气化制氢，在中国很常见）、蓝氢（天然气重整，再加上碳捕集）、绿氢（用可再生电力电解水）、粉氢（用核电电解）、青氢（甲烷热解，同时副产固体碳）和白氢（地质构造中天然存在的氢气）。不过监管机构正在逐步放弃这种颜色叫法，改用全生命周期排放阈值来界定。按照欧盟关于非生物来源可再生燃料的规则，每 kg H2 的排放必须低于 3.38 kg CO2e（相当于比化石燃料基准低 70%）；美国的 45V 税收抵免则按全生命周期排放强度分档补贴，享受补贴的门槛是低于 4 kg CO2e/kg。

效率和容量系数

衡量电解制氢，有两种效率需要关注。转换效率决定每生产一千克氢要耗多少电，如今的系统按 LHV 计算为 60–67%。利用率，也就是电解槽的容量系数，决定每投入一美元能产出多少千克氢。举例来说，一台只靠光伏电站供电的电解槽，容量系数只有 20–25%，投资只能摊到很少的运行小时上，单位成本自然就高。而在智利、澳大利亚或中东，风光互补的场址可以做到 50–70%，接入电网的电解制氢厂还能更高，但用电网的电，又会带来电价成本和碳排放方面的新问题。

如果先把电转换成氢，再通过燃气轮机或燃料电池把氢变回电，最后只能拿回最初电量的约 30–40%，大部分能量都损失掉了。所以业内通常把氢看作万不得已时才用的季节性储能介质，而不是在每天的充放电循环上和储能电池竞争。

成本

**平准化制氢成本（LCOH）**主要取决于四个因素：电价、电解槽投资、利用率和融资条件。据 IEA《Global Hydrogen Review 2024》：

• 灰氢在正常气价下通常约为每 kg 1–2.5 美元（2022 年天然气危机期间要更高，而在中东等天然气便宜的地方，则低于每 kg 1 美元）。
• 新项目的绿氢一般为每 kg 3–8 美元。价格的低端出现在可再生资源极好、融资成本又低的项目场址；高端则出现在欧洲和日本。
• 电解槽系统的安装成本差别很大，从中国的约 750 美元/kW，到欧洲和北美的 2,000–2,500 美元/kW 甚至更高。由于辅助系统、工程费用和通货膨胀等因素，这些成本没能像早先预测的那样快速下降。

要缩小和灰氢的差距，需要远低于 30 美元/MWh 的电价、很高的利用率和更便宜的电解槽，否则就只能靠碳定价和补贴。美国的生产税收抵免（45V）对最清洁的氢每 kg 最多补贴 3 美元，不过 2025 年通过的立法把它限定在 2028 年前开工的项目上。欧盟氢能银行（Hydrogen Bank）在第一轮拍卖中，出清的溢价约为每 kg 0.4–0.5 欧元。你可以用 LCOE 计算器，按自己计划采用的电源，核算制氢成本中的电费部分。

用途和“氢能阶梯”

从目前的需求结构看，氢气大部分用于炼油（加氢裂化和脱硫，约占需求的 40%）和化肥用合成氨（约占三分之一），排在后面的是甲醇和炼钢用的直接还原铁（DRI）。在这些现有用途里替换灰氢，是绿氢最明显的早期市场，因为相应的基础设施和买家都已经存在，不必从零开始。

Michael Liebreich 提出的**氢能阶梯（Hydrogen Ladder）**在业内引用很广。它按清洁氢和其他替代方案相比的竞争力，给氢的各种新用途排了座次：

• **最有吸引力：**合成氨和化肥、炼油、甲醇、通过 DRI 生产绿色钢铁（比如瑞典的 HYBRIT 和 Stegra 项目）、长时电网储能，以及用于航运和航空的电制燃料，包括用作船用燃料的氨。
• **有争议：**长途重型卡车、高温工业供热、季节性电力储存。
• **最没吸引力：**私人乘用车、家庭供暖和轻型车辆。在这些领域，热泵和纯电动车的能源利用效率，比走氢气路线高出两到四倍。

储存和运输

氢是最轻的元素。按质量算，它携带的能量很多；按体积算，却很少：每标准立方米只有约 3 kWh，大约是天然气的三分之一。目前可供选择的储运方式有：把氢压缩到 350–700 bar，供车辆使用；在 −253 °C 下液化，每千克约耗电 10–13 kWh（约为其 LHV 的 30–40%）；盐穴储氢，在地质条件允许的地方，这是最便宜的大规模储存方式（美国得克萨斯州和英国 Teesside 已经用了几十年）；转化成氨（含氢 17.6 wt%，容易液化）或液态有机储氢载体后再海运；还有管道，可以新建，也可以由天然气管道改造。在陆地上大规模输送氢气，管道是最便宜的方式，比其他办法便宜得多。而以氨的形式海运，会带来很大的转换损失。

土地、水和材料

电解槽本身占地很紧凑：一座 100 MW 的电解制氢厂，几公顷土地就放得下。真正占用大片土地的，是为它供电的可再生能源电站。如果每年要生产 1 Mt 氢气，大约需要 50–55 TWh 电，相当于阳光充足地区 20–25 GW 光伏一年的发电量。再看用水，理论上每 kg H2 约需 9 kg 水，实际约为每 kg 10–15 升，总的用量并不大。在干旱的出口枢纽，即使靠海水淡化供水，给氢气增加的成本也远不到 1%。需要关注的关键材料是 PEM 用的铱和铂、碱性电解槽用的镍，以及 SOEC 用的稀土和氧化锆。

全生命周期 CO2 排放

绿氢的全生命周期排放，大多来自可再生能源电站和电解槽的建设过程。如果风电或光伏电力的排放为 10–40 g CO2e/kWh（IPCC AR5 WGIII Annex III；UNECE 2021），电耗为 52 kWh/kg，算下来，绿氢的全生命周期排放强度约为每 kg H2 0.5–2 kg CO2e。作为对比，其他制氢路线的排放如下：

• 用蒸汽甲烷重整生产的灰氢，算上上游环节的甲烷排放，约为 9–12 kg CO2e/kg。
• 蓝氢从约 1.5 到超过 6 kg CO2e/kg 不等，具体取决于碳捕集率和上游的甲烷泄漏量。
• 如果用平均排放为 400 g CO2e/kWh 的电网电力并网电解，约为 20 kg CO2e/kg，比灰氢还差。正因为如此，欧盟规则要求“额外性”，也就是制氢必须用新增的可再生电力，并要求制氢用电与可再生电力在时间和地点上都相匹配。

氢气泄漏同样是个不能忽视的问题。Sand 等人（2023）的估计是，氢气通过对甲烷、臭氧和平流层水汽产生的间接作用，全球变暖潜势在 100 年尺度上约为 12，在 20 年尺度上约为 37。未来如果整条供应链上泄漏掉百分之几的氢，就会抵消掉一部分气候收益。

安全和环境影响

氢气的可燃浓度范围很宽（在空气中为 4–75%），点燃它所需的能量极低，燃烧时的火焰几乎看不见。在露天环境中，氢气会迅速上升扩散，某些风险因此降低；但在室内，它会聚集在屋顶下面。氢还会让某些钢材变脆，这给由天然气管道改造而来的输氢管道埋下了隐患。用氨作载体，又会带来氨自身的毒性危险，而且燃烧氨的时候还会排放 NOx 和 N2O。如今工业界已经能很好地控制这些风险；难点在于，到了新的、更分散的应用场景里，也要同样做到。

前景

目前各方的雄心远远跑在实际投资前面。据 IEA《Global Hydrogen Review 2024》，到 2030 年，所有已宣布的项目加起来，每年可提供将近 50 Mt 低排放氢，但其中只有百分之几的产量做出了最终投资决定。截至 2023 年底，全球已安装的电解槽装机约为 1.4 GW，IEA 预计到 2024 年底可能达到约 5 GW。已经做出 FID 的电解产能，在一年之内大约翻了一番，达到约 20 GW，其中中国所占的份额最大。代表性的标杆项目包括沙特阿拉伯的 NEOM（约 2 GW 电解产能，生产氨用于出口），以及中国新疆和内蒙古的多个大型碱性电解项目。

未来的增长很可能高度集中：现有的合成氨和炼油需求、绿色钢铁和船用燃料，地点则集中在风电和光伏特别便宜、最好已经有现成管道或港口的地方。接下来值得关注的是电解槽成本、长期购销合同和认证规则。哪些地区光照和风力资源丰富，可以在太阳能资源地图和风能资源地图上查看；技术对比页面则把氢和其他技术选项放在一起比较。