12.32元/kg：第三代PEM能否打破ALK成本优势？

近日，基于香橙会研究院与某知名电力设计院高级工程师张秀岩联合构建的制氢经济性模型测算（测算模型见文末,点击「阅读原文」即可使用）：

在风光直连制氢场景下，采用第三代50微米质子膜PEM电解槽（价格约120万元/MW），其20年生命周期制氢成本（LCOH）达到12.32元/kg，低于ALK电解槽的12.88元/kg。

进一步测算： 从设备价格平衡点看 ， 当 PEM电解槽价格达到约147万元/MW时 （ 约为 ALK设备价格的2.1倍） ，即可实现与 ALK相同的生命周期制氢成本 。

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制氢经济性模型核心假设

模型以一个自发自用、余电上网的大型风光直连制氢项目为研究框架。

电解槽的年运行水平以「等效满负荷小时」表示，即年电量除以额定功率。基于1分钟级光伏出力序列仿真数据，本模型取PEM电解槽等效满负荷小时为 4,500小时（数值可随项目所在地的风光资源与超配比例由人工设置）；ALK因30%最低负荷限制及冷启动损失降低约5.1%，取值4269小时。

本文选取ALK 70万元/MW、第二代80微米PEM（指使用80微米质子膜方案的PEM电解槽） 230万元/MW以及第三代50微米PEM（指使用50微米质子膜方案的PEM电解槽） 120万元/MW作为三条技术路线的成本假设，分别对应当前市场成熟路线、商业化PEM主流水平以及下一代PEM降本方向。

其中，ALK经过多年规模化应用，产业链成熟，当前大型项目中标价格已进入较低区间，本文以企业保持合理利润水平下的70万元/MW作为测算基础。PEM方面，当前市场主流仍以80微米质子膜方案为代表，设备成本明显高于ALK，根据行业调研及公开项目价格水平，当前商业化PEM电解槽系统价格仍处于200万元/MW以上区间。因此，本文选取230万元/MW作为第二代80微米PEM电解槽价格假设，用于代表当前市场主流PEM技术路线的成本水平。

随着质子膜减薄、贵金属用量降低以及电流密度提升，第三代PEM具备进一步降本空间。从成本端看，2024年10月，枡水科技发布采用50微米质子膜方案的测试型PEM电解槽，综合成本为117.7万元/兆瓦，已接近上述价格区间。从产业化进展来看，2026年6月，东方氢能中标国家能源集团500标方PEM电解槽项目，投标报价630万元（对应约2.5MW，含土建和系统，折合约252万元/MW），业内推测其采用了第三代50微米质子膜技术路线；从性能验证看，同月，兰石集团宣布其1000Nm³/h PEM电解水制氢系统完成72小时连续工业性试验，电流密度达3A/cm²，直流电耗≤4.2kWh/Nm³，具备5%-120%超宽负荷调节范围和10%/s极速变载响应能力，进一步验证了第三代50微米电解槽的技术可行性。

综合来看，本文选取120万元/MW作为第三代PEM技术路线的降本情景，是基于50微米膜方案成本案例、产业化应用进展以及技术性能验证，可用于评估其在风光直连制氢场景下的长期经济竞争力。

表1：制氢经济性模型电解槽核心假设

数据来源：香橙会氢能数据库

将以上数据代入模型后，三条路线的LCOH对比如下：

数据来源：香橙会氢能数据库

关键发现：模型结果显示，第三代PEM电解槽制氢LCOH已经低于ALK电解槽。

第三代50微米PEM电解槽的制氢LCOH达到12.32元/kg，低于ALK电解槽的12.88元/kg，生命周期制氢成本下降0.56元/kg；采用当前市场主流的第二代80微米PEM方案时，由于设备投资较高，LCOH仍达到14.62元/kg，较ALK高出1.74元/kg。

从设备价格平衡点看，在本文设定的风光直连制氢场景下，当PEM电解槽价格降低至约147万元/MW时，其生命周期制氢成本可与ALK持平。换言之，PEM只需将设备价格控制在ALK设备价格2.1倍以内，即具备经济竞争力。

而第三代50微米PEM电解槽价格约为120万元/MW，约为ALK的1.71倍，已进入经济平衡区间。

以下是更为详细的模型测算:

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模型关键参数一览

模型的核心逻辑：用 20年全生命周期的LCOH作为最终衡量标准，将所有初始投资、运营成本、大修更换、残值回收全部纳入折现计算。三条路线接入同一光伏电站，年可用电量相同，全部差异由电解槽自身特性推导得出。

三条路线共同前提：电解槽超配比例10%；年启停365次；项目周期20年，WACC 6%，电价0.14元/kWh，绿氢售价20元/kg。

数据来源：香橙会氢能数据库

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电耗：法拉第效率决定单位产氢电耗差异

在本文模型中，三条技术路线均按照额定运行电压1.80 V进行测算。其中，第二代80微米PEM通过较低电流密度达到该电压，第三代50微米PEM通过提升电流密度实现同等电压运行，ALK亦按照1.80 V设计。

在额定电压一致的情况下，电解槽理论能耗差异主要来自法拉第效率。PEM采用固体质子交换膜，气体交叉渗透较低，模型取法拉第效率95%；ALK采用液态碱液体系，氢氧气体互串影响更明显，模型取法拉第效率90%。

根据：

系统电耗= 额定电压 × 2.3930 ÷ 法拉第效率 + 辅机电耗

在两条路线辅机电耗均取0.40 kWh/Nm³的条件下，模型计算得到：

·PEM系统电耗：4.534 kWh/Nm³；

·ALK系统电耗：5.186 kWh/Nm³。

两者相差约5.1%。在本文参数设定下，该差异主要来源于法拉第效率差异。

电价是绿氢生产成本中最重要的变量之一，通常占生命周期制氢成本（ LCOH）的60%-80%。由于PEM单位电量产氢效率更高，随着电价提升，其电耗优势会被进一步放大。不同电价水平下，三条路线LCOH变化如下：

数据来源：香橙会氢能数据库

可以看到，随着电价上升，PEM的单位能耗优势逐渐体现。对于高比例新能源直供、绿电价格较高或电力波动较大的项目，降低单位电耗带来的经济价值更加明显。

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可利用电解时长：多跑几百小时，能多产多少氢

两条路线接入同一座光伏电站，可用电量相同。差别在于电解槽能把其中多少真正吃下去——这体现为「等效满负荷小时」的不同。

ALK需维持30%最低负荷，光伏出力跌破该值即须停机，且冷启动本身还要耗电而不产氢；而PEM可低至5%，冷启动耗电也很小。按项目1分钟级光伏出力序列仿真，PEM可取4,500等效满负荷小时，ALK只能拿到4,269小时，少231小时。

数据来源：香橙会氢能数据库

电解槽等效满负荷小时运行落到产氢量上：

数据来源：香橙会氢能数据库

PEM每兆瓦每年多产4,151公斤氢，高出5.4%。这部分额外的产氢量，直接分摊了固定投资和运维成本，是PEM实现LCOH反超的核心驱动因素。

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其他CAPEX因子：土建、配储、残值的“三笔账”

除电解槽本体之外，土建安装、配储配套、残值回收三个因子构成影响系统CAPEX的“三笔账”，三条路线表现截然不同：

数据来源：香橙会氢能数据库

ALK在三项因子中全面承压，三项加总94.3万元/MW，是全系统最重的负担。原因分别是：

土建：ALK体积庞大、碱液系统复杂、防腐要求高，单兆瓦土建投资多出11万元。

配储：两条路线均按年启停365次比较。ALK若不配储，30%的最低负荷将使年启停升至543次；要压回365次，储能必须在光伏出力跌破最低负荷时补足缺口，因此配储功率的下限即为最低负荷本身——ALK 30%、PEM 5%（取10%留裕度），单兆瓦相差32万元。

残值：PEM膜电极含铂、铱等贵金属，核心部件残值比例约40%；ALK电极以镍基材料为主，约10%。残值发生在大修与项目末期，上表已按6%折现。

三项合计，第三代50微米PEM比ALK少花70.44万元/MW，已然抵消了电解槽本体50万元/MW的溢价（ALK 70万元/MW,第三代PEM 120万元/MW)。

备注：上述配储推导针对并网项目。完全离网的微电网中，储能还需承担构网职责（维持电压与频率），该部分容量与电解槽技术路线无关，两条路线均需配置且量级更大——参照大唐多伦离网项目，其储能功率达到新能源装机的35%。模型中配储比例为开放输入，可按项目实际情况调整。

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投资回报：更贵的设备，更快的回本

LCOH回答的是“每公斤氢的成本是多少”，但投资方真正关心的是“这个项目能赚多少、多久回本”。这两个问题的答案并不总是一致——LCOH是一个单位成本指标，产量在分母上，因而看不出产量本身带来的收益。

接同一座光伏电站，以第三代50微米PEM电解槽和ALK电解槽为例：PEM的项目投资比ALK高7万元/MW（+2.9%），年产氢量却高4,151 kg/MW（+5.4%），而年运营成本反而低1万元/MW。

数据来源：香橙会氢能数据库

以绿氢售价20元/kg计，产氢多5.4%，现金流多10.2%——每一层都在放大。原因是多产的氢是纯增量收入，而PEM电耗更低、配储更少，运营成本不升反降。反映到投资回报上：

数据来源：香橙会氢能数据库

在测算的全部售价区间内，PEM第三代的回收期都比ALK短、IRR都比ALK高。并且绿氢售价越低、项目越接近盈亏边缘，这个差距在投资决策上的分量越重——此时多产的5.4%的氢，可能正是项目能否成立的关键。

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综合结论：第三代PEM已经进入ALK经济竞争区间

行业对PEM“不经济”的印象，很大程度上建立在第二代技术的价格上。但第三代技术已经把PEM电解槽价格（120万/MW)拉到ALK(70万/MW）的1.71倍。而根据本文测算，同一场景下的盈亏平衡点在2.1倍——PEM从来不需要把价格降到和ALK一样，只需要降到平衡点（2.1倍）以内，这一步已经迈过去了。

在风光直连、离网等出力剧烈波动场景下，PEM 的价值空间会进一步放大；而在绿电出力平稳的项目中，ALK 最低负荷高的短板影响有限，PEM 的优势空间相应收窄。所以 “PEM 到底贵不贵” 这个问题提得并不准确，该问的是：在我这个项目上，贵多少才算贵。

对于正在布局风光制氢项目的投资方来说，这带来一个值得关注的思路：技术路线的选择，不能只着眼于设备报价。同一座风光电站，若方案可以消纳更多绿电并转化为氢气，往往能带来更可观的项目收益。而这部分收益测算，其实可以在投资决策阶段提前开展。

模型随文附上，扫描下面二维码或点击文末阅读原文即可跳转。欢迎大家按项目的实际参数复核。

测算模型链接：https://www.xch3.com/#/DefaultReport?name=nine

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