GCNR研报 | 日本电解水制氢技术发展目标与战略路径——“2025日本NEDO电解水技术开发路线图”分析与解读（上）

 

电解水技术作为制取绿氢（Green Hydrogen）的主要方法之一，因其高度清洁、无碳排放且具有广泛的适用性，已成为全球氢能产业的关键技术领域。尤其是在可再生能源占比日益提高的背景下，电解水装置结合风能、太阳能等间歇性能源，发挥能量储存与电网调节的双重作用，市场前景广阔。日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）自2005年发布《燃料电池与氢能技术开发路线图》以来，已经历过多次修订改版，2025年3月，继完成对《燃料电池汽车及重型车辆燃料电池技术开发路线图》的修订之后，又发布了最新的《电解水技术开发路线图》修订版。新版路线图系统性地梳理了电解水技术的国际发展趋势、关键技术瓶颈以及未来的研发与产业化方向，为日本在全球竞争格局中抢占技术与市场先机提供了指南。本研报详细解析了该路线图，特别针对全球主要经济体的相关举措与趋势、日本面临的挑战与机遇、核心技术发展方向以及未来的产业化路径进行了深入分析。

 

1. 全球电解水技术发展现状和背景

 

氢能的用途非常广泛，可用于长时储能、电力调峰、重型交通燃料，以及钢铁、水泥和化工等高温工业过程的燃料替代。许多国家已将氢能纳入国家战略，日本、欧盟、中国、美国等相继制定了氢能发展规划。电解水制氢技术正逐步成为全球各主要经济体推动氢能发展的重要抓手，各国围绕这一领域展开了激烈的竞争与布局。

 

（1）主要国家和地区氢能战略：

 

发达经济体正竞相推动氢能和电解水产业发展。欧盟在2022年提出了“REPowerEU”计划，设定到2030年欧盟消费2000万吨绿氢的目标，并建立欧洲氢银行以加强氢供应支持。美国于2023年发布《国家清洁氢战略》，目标2030年供应1000万吨清洁氢，同时到2031年实现氢气成本降至1美元/公斤的突破。中国拥有全球最大可再生能源装机和氢气需求，在政府强力支持下，正依托低成本的国产碱性电解槽和规模经济，加速扩大绿氢项目规模。日本则于2017年率先世界各国制定国家氢能战略，2023年又修订战略，强化氢能在能源结构中的地位。

 

（2）关键技术路线对比：

 

电解水制氢主要有四种技术路径，分别是碱性电解水（Alkaline Water Electrolysis, ALK/AWE）、质子交换膜电解（Proton Exchange Membrane, PEM）、阴离子交换膜电解（Anion Exchange Membrane, AEM）和固体氧化物电解（Solid Oxide Electrolysis Cell, SOEC）。各技术的原理与特点不同：

 

• 碱性电解水（ALK）：

​​​​​​​历史最悠久、最成熟的技术，采用氢氧化钾等碱性液体电解质，电极常为镍基材料。其优势是材料廉价且装置寿命长，长期运行稳定，成本相对最低。缺点是工作温度较低（一般60~80℃），电流密度相对较小，产氢装置体积大，动态响应速度较慢，不易随电力波动快速启停。

 

• 质子交换膜电解（PEM）：

​​​​​​​使用固态高分子质子膜作为电解质，电解槽结构紧凑。PEM电解具有高电流密度和输出功率密度，系统可小型化，并且启停灵活，适合波动性可再生能源场景。其主要劣势是需使用铂、铱等贵金属催化剂和钛电极等昂贵材料，导致成本高昂。目前PEM电解槽技术正快速发展，市场渗透率逐步提高。

 

• 阴离子交换膜电解（AEM）：

​​​​​​​这是一种新兴技术，使用固态阴离子交换膜，在弱碱环境下工作。AEM试图结合碱性电解和PEM的优点，可使用非贵金属催化剂，从而大幅降低材料成本。但AEM技术尚处于研发起步阶段，膜材料稳定性和寿命有待提升。

 

• 固体氧化物电解（SOEC）：

高温电解技术，在700~900℃高温下将水蒸气电解制氢。SOEC由于利用热能，电解效率最高，耗电量最低，具有潜在的能效优势。其不足在于需高温条件，材料易老化，寿命较短，目前还仅处于小规模示范测试阶段。

 

总体来看，各类技术各有优劣。SOEC效率突出但耐久性差，ALK寿命和成本方面最具优势。目前实际应用以成熟的ALK和快速发展的PEM为主，SOEC和AEM尚处于示范或研发期。各国在这些技术上均有布局，例如欧洲强调提高PEM电解槽电流密度和效率、延长寿命等关键指标；中国企业则倾向于利用碱性电解槽现有成本优势迅速抢占市场，同时也在攻关PEM/AEM等新技术。

 

（3）市场规模与趋势：

 

近年全球电解水制氢产能进入加速扩张期。到2022年底，全球电解水装置累计装机约0.6-0.7吉瓦，而2023年新增投产约0.7吉瓦，使总装机容量翻倍至约1.3-1.4吉瓦。其中超过80%的新增产能在中国，两座数百兆瓦级的中国项目就占了2023年新增的一半以上。尽管基数仍小（当前绿氢产量仅占全球氢气产量的0.2%），但各国已有大量在建和规划项目。

 

据国际能源署（IEA）统计，如果宣布的所有项目都顺利实施，2030年全球电解水装机有望达到230吉瓦（包括早期设想项目则可能高达520吉瓦）。然而，这些计划中只有约20吉瓦的项目达到了最终投资决策或开工建设阶段。主要障碍在于未来氢需求的不确定性、认证监管的不明确以及下游输配基础设施尚不完善等。IEA的净零排放情景建议2030年需要全球560吉瓦电解槽装机，这意味着各国需大幅提速项目落地才能缩小差距。

 

与装机增长相对应，电解槽制造产能也在迅速扩张。2023年全球电解槽制造能力已达每年约25吉瓦，较2022年翻了一番，其中中国占60%以上，并预计短期内维持这一份额。然而当前产能利用率不高，2023年实际产出估计仅2.5吉瓦左右。各大厂商纷纷规划建设“千兆工厂”，以迎接未来需求。例如高工产研数据显示，多家企业计划在2025年前后建成500MW至数吉瓦级的电解槽产能。据NEDO报告统计，截至2024年底全球公布的制造产能将增至5吉瓦/年，展望2030年则已宣布的年产能累计超过165吉瓦/年。

 

地域分布上，2030年前新增的制造产能主要集中在中国、欧洲、美国三地，占全球的一半以上。从技术构成看，当前全球在建和在运行的制氢项目中约50%采用碱性电解槽，约25%采用PEM电解槽，其他类型所占比例相对较小。

 

总体而言，全球电解水产业正处于从示范走向大规模商业化的拐点。各国政府的政策激励（如欧盟强制绿氢比例、美国《通胀削减法案》氢生产补贴等）正在推动越来越多项目启动FID（最终投资决定）。然而，成本、供电以及需求的不确定性仍导致部分项目延迟或搁置。在这种背景下，占据技术和成本优势的企业和国家将更有可能在未来的氢能市场中获得主导地位。面对国际竞争与能源安全的双重需求，日本希望通过制定清晰的路线图与明确的技术目标，按照政府规划，力争在2040年前实现电解水技术的突破性进展，同时大幅降低成本，以满足国内能源自给率提高与氢气进口双重需求，并在全球氢能市场中占据一席之地。

 

2. 日本电解水技术的发展目标

 

（1）短期目标（至2030年）：

 

日本于2023年修订了《氢能基本战略》，提出了明确的阶段性目标。

 

首先，在氢气供应方面，力争到2030年将国内氢气（含氨）年供给量扩大到300万吨。为支撑这一氢能规模，电解水产业需要大幅提升产能和降低成本。战略提出到2030年“在全球范围内由日本技术设备供应约15吉瓦电解槽产能”的目标。这一数字相当于2030年全球市场约10%的份额。换言之，日本希望在本十年内培育本土电解槽企业成为国际重要供应商。

 

在成本方面，日本政府设定了2030年氢气供给成本降至30日元/Nm³的目标（约合￥330日元/公斤氢，即2~3美元/公斤）。相比当前国内氢气成本，这意味着约三分之一的成本水平。要实现此目标，需依赖电解水技术的进步与规模效应，以降低制氢的电力成本和设备折旧成本。

 

在具体技术指标上，日本短期内重点攻关电解槽的效率提升和耐久性。例如，通过改进电极催化剂和膜材料，提高电解效率，降低每标方氢气耗电量；通过材料改性和优化操作条件，延长电解槽堆栈寿命，减少更换频次。同时，日本强调产业规模化，推动电解槽实现大规模量产和标准化设计，以发挥规模经济降低单位成本。根据NEDO分析，如果日本电解槽企业年产能从当前估计的10MW级提升到1GW级（提升约100倍），仅学习曲线效应就可带来约47%的成本下降。这说明扩大生产规模对降本至关重要。

 

为实现上述目标，政策支持也在加码。日本政府计划未来15年动员公私资金投入氢能供应链超过15万亿日元。其中包括利用“绿色转型（GX）”债券筹措3万亿日元用于氢的生产、储运和利用补贴；通过NEDO“绿色创新基金”等投入约2万亿日元支持氢能相关技术研发。此外，日本正规划建设三个大型氢能示范枢纽。这些举措将在资金、政策和示范应用上为2030年前电解水技术突破提供有力保障。短期内，日本特别强调要打造“实证场所”——即在实际场景中部署大型电解水系统进行示范运行，将其与电力制度设计相结合，通过示范及时将经验反馈到电解槽设计改进中，确立电解槽作为基础设施的可靠性和安全性，为后续量产和规模化提供依据。

 

（2）中长期目标（2030~2040年）：

 

展望2030年以后，日本将继续推动水电解技术迈向更高水平，以支撑2040年氢能产业的进一步发展。日本战略规划到2040年氢气年供应量提升至1200万吨，是2030年的4倍。这将要求更大规模的电解水产能和更低的制氢成本。具体中期目标包括：

 

• 成本进一步降低：

​​​​​​​在2030年30日元/Nm³基础上，继续下降，力争到2050年降至20日元/Nm³（约2美元/kg以下）。据NEDO测算，如果实现一系列技术进步和规模效应，2040年左右有望将氢气制备成本降至约18日元/Nm³。为此，需要电力价格降至低水平（如2.5日元/kWh）、电解系统高运行率以及设备成本的大幅降低等多重条件配合。

 

• 效率与性能提升：

​​​​​​​中长期要求电解槽能效大幅提高，电解电效率目标值超过80%（HHV）以上，以减少制一公斤氢所需电量。通过材料和设计创新，将电流密度提高一倍以上，同时保持甚至提高转化效率。另外，希望通过提高操作温度、加压产氢等手段，进一步提高系统效率和产气纯度。

 

• 寿命与耐久性：

​​​​​​​到2040年前后，电解槽堆栈寿命目标大幅延长，力争运行寿命超过12年以上。日本希望通过研发耐腐蚀更强的膜、电极和催化剂，以及优化运行控制（如减少启停和电负荷剧烈波动），实现堆栈寿命翻倍。长寿命将显著降低单位氢气的折旧和运维成本。

 

• 成本指标：

​​​​​​​电解槽系统的资本成本（总投资）在2040年前至少下降50%以上。目前日本1MW级PEM系统总资本成本约40万日元/kW，10 MW级碱性系统约37万日元/kW（折合每kW约2500美元）。通过量产和技术进步，2030年代中期目标将其降至约20万日元/kW左右，再进一步朝10万日元/kW（≈$700/kW）逼近。作为参考，美国能源部Hydrogen Shot计划2026年的中期目标是总成本$385/kW（约5.7万日元/kW），日本希望最终也能接近这一水平。

 

• 国际竞争力：

​​​​​​​日本到2040年力争保持并扩大在全球电解槽市场的份额。2030年达到15GW的目标（相当于全球10%份额）只是起点，往后日本希望凭借高品质的产品和持续的创新，到2040年在技术上引领，并在高端市场占据重要位置。例如，在大规模海外绿氢项目中优先采用日本供应的电解设备，从而提升日本相关产业的国际地位。日本还重视在标准和专利方面的竞争力，继续保持目前在电解水高价值专利中与欧盟并列领先的地位。

 

总的来看，日本的中长期发展目标是在2030年实现产业化突破的基础上，进一步降低成本、提升性能，让电解水制氢在2040年前后具备与化石制氢竞争的经济性，并确保日本企业在全球产业链中占有一席之地。（待续）

 

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