近日，大连化物所燃料电池系统科学与工程研究中心研制的兆瓦级质子交换膜水电解制氢（以下简称“PEM水电解制氢”）系统，在国网安徽公司氢综合利用站实现满功率运行。经专家现场测试，该系统额定产氢220 标准立方米/小时，峰值产氢达到275 标准立方米/小时。

大连化物所方面告诉记者，这是PEM水电解制氢系统首次突破兆瓦级。随着技术进步，成本进一步下降，PEM水电解制氢将与碱性水电解制氢成为主要制氢技术。业内分析认为，国产大型PEM水电解制氢装置取得重大突破，将进一步为大规模可再生能源制氢示范奠定技术基础。

重要技术路线

目前，制氢方式分为化石能源制氢、工业副产制氢以及可再生能源制氢三大类，化石能源制氢和工业副产氢仍是主要应用方向，可再生能源制氢则是未来趋势。

根据电解槽隔膜材料的不同，理论上通常将水电解制氢分为碱性水电解（AE）、质子交换膜（PEM）水电解以及高温固体氧化物水电解（SOEC）。据专家介绍，高温固体氧化物水电解制氢，对设备要求高，技术难度更大，且工作环境苛刻，目前技术成熟度不高，未走向工业应用。

中船重工集团718研究所工作人员介绍称，目前工业化应用的电解槽主要分两种技术路线，第一种是碱性电解槽、第二种是PEM电解槽。“我国目前最成熟的电解水制氢技术是碱性电解水技术，在上世纪八九十年代就已开始研发应用，不过随着 PEM 电解制氢的逐渐成熟， 渗透率有望快速提升，预计未来两种制氢方式二分天下。”

今年以来，国内水电解制氢设备需求迎来大幅上涨，PEM水电解制氢技术进展迅速。目前，国内有中科院大连化物研究所、中船重工集团718研究所等单位开展PEM水电解制氢技术研究，其设备订单同比都有明显增长，但当前国内交付应用的设备大多是小型电解槽。

具备独特优势

中科院大连化物所一位水电解制氢技术研究员告诉记者，碱性水电解制氢综合成本低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题，适应波动性较差，与风光结合时需要配备储能。与之相比，PEM水电解制氢技术的运行电流密度高、能耗低、产氢压力高，适应可再生能源发电的波动性特征，易于与可再生能源消纳相结合。

质子交换膜制备曾长期被杜邦、戈尔等美国和日本少数厂家垄断，目前，国内东岳、科润等企业正积极布局，东岳150万平米质子交换膜生产线一期工程已投产，科润100万平米质子交换膜项目也已开工。随着国内技术的不断突破，国产质子交换膜实现进口替代的空间巨大。

在投资成本方面，目前PEM电解的投资体量是碱性电解的5-10倍，PEM电解成本投入也比碱性电解水至少多一倍。上述研究员认为，可再生能源快速发展的背景下，PEM水电解制氢具有独特优势，值得发展，目前需要攻克贵金属催化剂成本过高、质子交换膜国产化等问题。

“碱性水电解设备单位造价低但开机速度长，PEM水电解设备单位造价高，但开机速度快，因此对于可再生能源发电制氢而言，需要寻求功率稳定和波动较小。事实上，这两种水电解制氢技术并不矛盾，考虑到经济性、适应性，未来应用方向应以碱性设备结合PEM设备为主。”中船重工集团718研究所工作人员告诉记者。

市场空间广阔

国际能源署（IEA）统计数据显示，近年来全球电解水年新增装机容量快速增长。2014年，全球电解水新增装机仅9100千瓦，到2019年，全球电解水装置当年新增规模达25400千瓦。同时，IEA预测，2020-2023年，电解水年新增装机容量将呈现高速增长，到2023将达143.31万千瓦，较2014年相比，年均复合增速将高达75.44%。

PEM电解制氢技术因可以快速启停，能匹配可再生能源发电的波动性，提高电力系统灵活性，正逐渐成为可再生能源发展和应用的重要方向。中国氢能联盟的数据显示，2020年，我国氢气年需求量为3342万吨，主要供应来源于化石能源制氢和成本较低的工业副产制氢，可再生能源电解制氢仅占总供应量的1.52%左右，约51万吨。

在碳达峰、碳中和目标下，我国氢气年均需求将达3715万吨，煤制氢结合碳捕捉和封存(CCS)技术和可再生能源电解制氢将成为有效的供氢主体，可再生能源电解制氢占整体的比例将提升至15%。申万宏源证券的报告显示，届时，水电解制氢设备需求量将持续提升，市场巨大。