问题：在全球能源转型与减排承诺持续推进的背景下，利用可再生能源电力驱动的电解水制氢，被视为降低用氢行业碳排放的重要选项。然而，世界银行在梳理50余家设备制造商、项目开发商及多地区项目数据后指出，当前电解槽投运规模仍偏小：截至2025年年中，全球运行容量约2.15吉瓦，折算后仅覆盖全球氢需求的约0.2%。，虽然在建规模约16吉瓦、已作出最终投资决策的规模约3.5吉瓦，但与市场预期的扩张节奏相比仍显不足，“产能扩张快、项目落地慢”的矛盾逐步显现。 原因：一是市场仍以成熟路线为主，不同技术路线的特性差异影响投资取向。碱性电解槽（ALK）因成本相对较低、供应链较完善，占已投运装机约64%，在建项目占比更高；质子交换膜（PEM）电解槽凭借调节灵活、适配可再生能源波动等特点受到关注，但对贵金属催化剂依赖较高，成本压力与供应风险并存。固体氧化物（SOEC）与阴离子交换膜（AEM）等新兴路线仍处于工程化验证阶段，在建项目合计占比约5%，耐久性与规模化能力仍需继续验证。二是供需节奏错配导致产能利用不足。报告显示，全球电解槽年制造产能约61吉瓦，其中ALK约占70%；但项目开发、并网及用氢消纳推进不均衡，使产能释放与订单增长不同步，行业整合趋势加快。三是成本结构中“电价+工程”两端约束明显。电解槽系统总投资不仅包括堆体及各类平衡系统等直接资本支出，也包含工程采购建设、安装等间接支出，后者在一些项目中占总投资的40%至50%，对投资决策影响显著。四是地区成本差异突出，产业链呈现分层。报告显示，中国制造的ALK系统出厂价可低至约270至280美元/千瓦，而欧洲、美国同类产品约800美元/千瓦；此外，电力资源禀赋与融资环境差异进一步拉大项目综合成本。 影响：上述因素叠加，使“绿氢”短期仍面临成本与规模的双重压力。报告指出，氢气平准化成本（LCOH）主要由电力成本驱动，电力费用通常是运营支出的主要部分；目前成本领先项目可接近约3美元/千克，但在电价偏高、负荷波动较大或工程费用较高的地区，成本难以形成竞争力。若项目推进不及预期，电解槽制造环节可能出现阶段性产能过剩并引发价格竞争，促使企业通过技术升级、服务能力提升与资本结构优化来增强抗风险能力。同时，标准、认证与性能保证等配套不足也会抬升融资溢价，拖慢新兴市场和发展中经济体的产业化进程。 对策：报告提出的降本增效更强调系统性推进，而非单点突破。其一，获取低成本、低碳电力并提升用电匹配能力，通过合理配置储能、优化运行策略，提高电解槽年利用小时数，降低单位制氢成本波动。其二，推动标准化与模块化设计，形成5至100兆瓦的标准模块，降低安装与集成复杂度，缩短建设周期并减少运维成本。其三，加快堆体技术创新，提升效率与寿命，降低贵金属用量并强化关键材料供应安全，缓解PEM等路线的成本制约。其四，推广全生命周期数字化管理，提升运行诊断与预测性维护能力，以可量化绩效增强银行与投资机构信心。其五，降低融资成本并完善可融资机制，通过长期服务协议、性能保证及标准化认证体系，减少信息不对称，提高项目可融资性。其六，建设区域氢能枢纽，推动制氢、储运、用氢基础设施共享，形成规模效应，降低单位基础设施成本与交易成本。 前景：综合判断，电解槽产业下一阶段的竞争重点将从“名义产能扩张”转向“可融资、可复制、可规模化”的项目能力。随着更多地区加速可再生能源部署、电力市场机制逐步完善以及工业减排需求上升，电解槽仍有扩容空间。但能否持续降本，关键在于电力端低成本供给、工程端标准化复制与技术端可靠性提升的共同推进。对新兴市场而言，若能在政策框架、认证标准和基础设施层面提前布局，并通过氢能枢纽统筹资源、降低融资门槛，电解水制氢有望从示范走向规模化应用。
氢能产业的发展既关系能源安全，也关乎碳中和目标的实现；世界银行这份报告为全球绿氢推进提供了路径参考。面对机遇与挑战并存的新赛道，各方仍需在技术、标准与融资机制等加强协作，推动关键问题加快落地，让清洁氢能更快成为低碳转型的重要支撑。