中国对绿色氢能的明确承诺，通过直接补贴和多项支持政策得以体现，引发了国内企业之间的激烈竞争。自2020年以来，这场激烈的市场竞争导致中国绿氢行业碱性电解槽成本急剧下降，但这并未从根本上改变全球清洁能源格局。
请注意范围：中西电解槽的成本无法直接比较
现在常见的说法是，中国的电解槽成本比欧洲或美国生产的低75%。虽然这一数字经常被提及，但值得更深入的审视。不同市场的报价范围通常涵盖截然不同的范围和交付阶段，缺乏上下文的直接比较容易产生误导。
中国的招标价，如中国能源工程公司（CEEC）发布的，通常代表该组合本身——核心电化学单元。这些投标不包括设备或安装的电气和机械平衡。相比之下，西方数字通常描述完整的电解槽系统或完全安装的项目。
根据CEEC的招标记录，1000 Nm³/h碱性电解槽（例如~5.4兆瓦，年产660 tH2）占招标量的主导地位，占投标量的95%。在CEEC招标中，烟囱通常与相关的气液分离和净化装置一同采购。在大多数情况下，一个分离/净化装置服务于两到四个堆栈。排除这些辅助设备的成本后，下表仅聚焦于纯堆叠成本。
如上图所示，取自 Sustainability and Emissions Service）， 随着国内制造能力扩张和竞争加剧，中国碱性堆栈投标在过去几年确实大幅下降。2021年至2022年间，平均投标价格从 ~0.35百万美元/兆瓦降至 ~0.20百万美元/兆瓦，反映出规模经济和供应链本地化的改善。然而，自2023年以来，下降速度明显放缓，近期报价徘徊在约0.15亿美元/兆瓦以下。 根据制造商反馈，在最极端的情况下，2025年单组价格可能降至 ~0.13百万美元/兆瓦，但这一价格水平本质上是现金成本——即生产该机组的最低成本。
但这些成本如何转化为整个系统成本？与西方的安装相比如何？
中国的绿色氢电厂成本似乎远低于全球竞争对手
为了更清晰地理解中国与西方电厂之间的成本差异，下图概述了使用碱性电解槽技术的氢电厂全交钥匙系统成本各主要组成部分的资本成本构成。数据取自CRU氢气成本模型，作为 可持续与排放服务的一部分。
因此，电解槽（即将水分解为氢和氧的电化学核心） 通常占电解槽系统级成本的~40%。 隔膜是堆栈中的关键部件，占堆栈成本的~50%。通过整流器、变压器和直流柜将交流电转换为直流电的电力电子设备，通常占电解槽系统总成本的10%至15%。与此同时，负责气体净化、冷却和干燥的气体调节和电解槽工艺BOP又增加了10%至15%。电解槽系统级BOP，通过管道、控制系统和仪表集成堆栈和辅助设备，占电解系统资本支出的30%至40%。
工厂级BOP涵盖了在运行环境中部署电解槽所需的所有外部基础设施——土木工程、地基、水处理、压缩、冷却系统、储存和电气互联。在西方市场，EPC交付为标准，其总安装成本约占总安装成本的60%以上。在中国，这部分通常由不同承包商单独采购，导致报告的"电解槽"价格较低。然而，在这两种情况下，堆叠成本都占总资本支出的~15%–20%。为一体化、现成可运行的氢气工厂。
实证项目数据证实碱性电解器成本
中国政府一直积极推动氢能产业的发展，将其定位为国家长期能源转型的战略支柱。近年来，多个大型风能和太阳能氢能生产项目已在内蒙古、新疆和甘肃等地启动。这些项目通常属于更广泛的绿色氢-氨-甲醇工业集群，在这些集群中，可再生能源的发电、氢气生产和下游化学转化并行开发。
为更好地理解此类开发的资本密集度，我们利用绿色氢气及衍生项目数据库的成本数据，作为 "，可持续与排放服务 局，成功筛选出八个具有公开信息的代表性氢能电厂项目。虽然项目间的直接比较仍具挑战性（因为成本结构取决于范围定义、本地基础设施和融资安排），但这一子集为评估中国快速扩展的绿色氢生态系统中的工厂级成本提供了宝贵参考点。
自2024年以来，中国碱性电解槽的资本成本徘徊在约100万美元/兆瓦，反映出相较于西方市场已具显著的成本优势。随着国内制造产能的扩大和供应链日益本地化，这些成本稳步下降，根据报告的项目数据，2026年可能达到约80万美元/兆瓦（注：我们需等待这些项目的最终建造成本确认）。
正如基于我们电解槽项目数据集的 前一篇 Insight 所述 ，2025 年中国以外国家碱性电解槽全系统成本略高于 ~200 百万美元/兆瓦。我们估计2025年中国碱性电解槽的成本比西方国家低~50–60%，约为每兆瓦约100万美元或略低。然而，在我们看来，这种低成本水平既不反映可行的成本结构，也不具备可比的技术。
中国的等效成本约为西方 的60%
中国的绿色氢能行业由政策推动并获得补贴支持。这促进了规模化，推动技术进步和全面的供应链国化。事实上，激烈的市场竞争和广阔市场前景的诱惑不仅压缩了成本，也降低了利润率，因为公司努力争取订单和抢占市场份额，导致竞标价格急剧下跌。
然而，现场实地考察显示，许多电解槽制造商处于亏损状态，依赖公司内其他业务部门的补贴或利润（或两者兼有）来维持电解槽运营。
中国建设绿色氢能产业的国家战略正通过多样化的地方补贴计划落实，这些补贴通常覆盖氢气生产中确认投资或新设备成本的10%至20%。补贴上限是分级的，通常在约0.15万美元至150万美元之间，具体取决于地区和项目重要性。
此外，全球电解槽市场存在战略分歧。中国制造商偏好保守的运行参数，最低负载阈值约为30%至40%，这使系统架构更简洁且材料成本更低，但灵活性较差。这与西方制造商追求更高电流密度以实现~20%最小负载形成对比，虽然提供了更大的灵活性，但需要先进材料并承担更高的成本。鉴于电解槽的灵活性是实现最低氢气成本的关键（即电解槽能更接近可再生能源产出，间歇性碳化成本越低），中国正积极测试实际适应策略。
例如，有报道显示，中石化库卡项目的运行能力低于其产能的三分之一。该项目采用一体化系统，部分电解槽全负载运行，而非所有单元低负载运行。虽然这代表了一种务实的可变可再生能源平衡方案，但一个关键问题仍未解决——这究竟是真正的系统优化，还是仅仅用一个工程挑战替代另一个？
频繁的启停作带来的热和机械循环增加，可能加速劣化并损害烟囱的耐久性。这种生产层面的不确定性构成了上游的关键挑战。其解决与中下游组成部分（包括运输、储存和加注基础设施）的并行发展同样关键，所有这些都需要进一步协调，以实现一个完全一体化的可再生能源生态系统。
综合上述因素，我们估计中国碱性电解槽全系统成本（相当于西方）对于技术相当且商业可行的作，成本将接近约130万美元或更高。这一数字代表了无补贴成本，比典型西方同等成本低约30%至40%，这得益于成熟的中国供应链和系统整合。
对于中国PEM电解槽（因为贵金属仍是不可或缺的组成部分），竞标数据和制造商反馈都表明，与西方同行的价格差异并不显著。
总之，中国在碱性电解槽中的成本优势确实存在，但细节复杂，这由政策、规模化的供应链和战略性设计权衡所驱动。然而，这也导致市场商业上脆弱，低价在补贴支撑下往往牺牲了运营灵活性和潜在的长期耐用性。中国工业和信息化部（MIIT）在2025年11月发布的一份通知中，强调了这种脆弱的平衡，该通告在推动清洁低碳氢气的全链"生产-储存-运输-应用"试点服务的同时，也明确警告不要出现"群体式发展"和激烈的内部竞争。实现碱性电解槽行业真正的无补贴可行性，需要以与降低前期成本同等的强度解决这些关键运营挑战。
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