在氢能行业的技术讨论中，关于PEM电解水制氢有两个流传较广的观点：一是“PEM太贵，经济上不划算”，二是“AEM集合了ALK和PEM的优点，是更好的路线”。这两个判断都有一定的事实依据，但也存在需要进一步辨析的层面。
一、PEM的成本问题：设备贵不等于制氢贵
“PEM设备贵”是事实。根据水电水利规划设计总院的数据，2025年碱性电解槽系统约1000元/kW，PEM电解槽系统约4500元/kW[1][2]。但若从“制氢成本”而非“设备价格”的视角看，情况更为复杂。
一方面，PEM设备价格正在快速下降。2025年PEM系统价格同比降幅25%，高于碱性电解槽的16.7%[2]；核心部件膜电极成本下降尤为显著[3]。两条技术路线之间的成本差距正在收窄。
另一方面，全生命周期成本（LCOH）需综合考量。国氢科技表示其PEM制氢系统已实现全生命周期成本与碱性设备相当[11]，关键在于PEM在风光耦合场景中的设备利用率更高——响应速度达毫秒级，可在更宽功率范围内运行[15]。研究对比显示，在500kg/天的光伏-风电并网制氢加氢站中，碱性方案LCOH为7.2美元/kg，PEM方案为8.7美元/kg[5]，差距远小于设备价格差距。此外，ALK/PEM混合系统的LCOH（20.69元/kg）比纯ALK系统低5.78%，比纯PEM系统低10.66%[6]，说明两种技术并非简单的替代关系。
二、风光电耦合场景下的成本逻辑
为什么PEM在风光电耦合场景中能实现与碱性相当甚至更优的LCOH？关键在于电力成本占LCOH的60%以上[7]，综合用电成本才是决定制氢经济性的最大变量。
碱性电解槽在风光电场景中面临结构性问题：启动时间为分钟级，功率调节范围较窄（通常30%~100%），低负荷时效率显著下降[15]。这意味着当风光电力低于最低运行功率时，这部分电力只能弃掉；为维持连续运行，项目还需配置储能平滑电力或接入工业用电作为补充，两者都显著推高了综合用电成本。换言之，碱性方案拿到的电价并非风光电的原始成本，而是经过储能和工业用电“稀释”后的加权成本。
PEM则具备毫秒级启动和5%~130%的宽负荷调节能力[15]，可直接耦合风光电的输出曲线。在电力低谷期，PEM能以低功率持续运行，捕获碱性无法利用的“边角料”电力，实现0弃电；它实时跟随风光波动，无需前端配置大容量储能设备，实现0储能；对波动电力的高耐受性使其可不依赖稳定工业用电，直接以离网或弱并网方式运行，实现0工业用电。
风光电原始成本已很低（风电0.15~0.20元/kWh，光伏0.12~0.18元/kWh）。碱性方案若加装储能或补充工业用电，综合用电成本将显著升高；PEM直接以风光电原始成本作为电力输入，综合电价的优势足以对冲设备溢价。学术研究也印证：在波动性功率输入场景下，随着低功率波动性增加，PEM的LCOH可优于碱性电解槽[7]。
三、技术创新的降本路径：以山海氢为例
PEM设备成本的下降不仅依赖规模效应，也依赖于核心材料与工艺的技术突破。以山海氢为例，其技术创新从四个维度进一步压缩了LCOH：
首先是高电流密度带来的设备投资节约。传统PEM电解槽通常运行在1~2 A/cm²，山海氢的膜电极在3~4 A/cm²下仍能保持低电压[12]。电流密度提升意味着同样面积的膜电极可以产出更多氢气，或者说产出同样的氢气所需的膜电极面积和电解槽体积更小，直接降低了单位功率的设备投资。
其次是低电压带来的电耗节约。电解槽电压每降低一点，单位产氢的电耗就减少一点。山海氢通过高能效催化剂及自研非氟离聚物在多个层面降低槽电压，同等能耗下产氢量显著提升[12]。
第三是宽负荷带来的台套数节约。面对波动性电源，一台宽负荷PEM电解槽可以覆盖从极低功率到超负荷的整个运行范围，而碱性方案可能需要多台设备搭配启停来应对同样的风光波动。台套数的减少意味着更少的电解槽采购、更小的厂房面积和更低的辅助系统配置。
第四是长寿命带来的折旧摊薄。行业平均的PEM电解槽寿命约为5~8年，山海氢通过嵌入式催化剂结构设计，推算寿命超过15年[13]，年度折旧成本被显著摊薄。
四、AEM：理论上集二者之长，实践中仍有距离
阴离子交换膜（AEM）在原理上结合了ALK和PEM的优势：碱性环境可使用非贵金属催化剂，规避铱、铂依赖；固态膜理论上响应更快。其成本已接近ALK（2000~4000元/kW），可调负荷范围5%~120%[15]。
但实践中仍有明显差距：
耐久性是核心瓶颈：传统AEM膜在60~80°C下的寿命通常不足1000小时，这是制约其商业化的首要障碍[9]。近年来AEM的耐久性确实取得了重要进展：2025年有研究团队将纯水进料AEM电解的稳定运行时间延长至2400小时[9]；2026年阳光绿氢宣布其AEM电解槽突破10000小时[8]；工信部揭榜挂帅任务中也要求寿命达5000小时以上[10]。但距离ALK和PEM数万小时的工业级寿命仍有明显差距。从目前的进展来看，AEM的寿命正在从“不足1000小时”向“数千至一万小时”迈进，但要达到工业级应用的可靠性要求，仍需材料体系和工程工艺的进一步突破。
性能差距：AEM的OH⁻电导率低于PEM的H⁺，内阻更高；高离子电导率和高稳定性在当前技术条件下难以同时实现，存在技术权衡[9]。
产业化初期：2025年全球AEM产量仅35兆瓦[3]，5兆瓦级系统刚刚进入调试阶段，距离大规模商业化应用仍有较长的路要走。从千小时级到万小时级、从单台验证到批量生产，AEM还需要经历完整的工程验证周期。
五、三种技术的场景化选型
三种技术路线各有适用场景，并非简单的替代关系：
稳定电力制氢——ALK是成熟选择。 在有稳定工业电网供电的场景中，碱性电解槽凭借成熟的技术、较低的成本和经过充分验证的长寿命，仍是最具经济性的选择。这类场景包括化工园区配套制氢、炼化企业灰氢替代等大规模集中式制氢项目，其核心需求是持续、稳定、低成本地生产氢气，ALK恰好满足这些条件。
波动电力制氢——PEM或ALK+PEM混合配置。 在风电、光伏等波动性电源耦合的场景中，PEM的毫秒级响应和宽负荷范围使其成为必然选择。碱性电解槽提供大规模的基荷转换能力，PEM提供快速调节能力，二者协同可以更好地应对风光电的出力波动，从而实现全系统LCOH的最优化。
纯光伏制氢——AEM值得尝试。 光伏电站的年利用小时数通常在1000~1500小时左右，与当前AEM电解槽的寿命水平在时间尺度上较为匹配。AEM采用非贵金属催化剂、成本接近ALK，同时具备宽负荷范围和快速响应能力，在光伏这种间歇性电源场景中具有原理上的适配性。
六、结语
回到开篇的两个问题。“PEM太贵”在设备层面是事实，在制氢成本层面则需要结合场景具体分析——稳态电网中ALK确有优势，但在风光耦合、离网制氢等场景中，PEM通过0弃电、0储能、0工业用电降低综合电价，通过高电密、宽负荷减少设备投资，通过长寿命摊薄折旧成本，全生命周期成本可与碱性相当甚至更优。随着PEM设备价格持续下降，这一经济性边界还在进一步扩展。
而关于“AEM是否即将替代PEM”的预期，目前来看为时尚早。AEM在材料成本上的理论优势是真实的，但耐久性是必须跨越的门槛。将AEM定位为“中远期潜力路线”和“特定场景的尝试路线”或许更为准确。
说到底，三种技术之间的竞争不是一场“谁更好”的零和博弈。碱性、PEM、AEM各有其适用的场景和阶段。对项目开发者而言，关键在于根据具体的电力条件、用氢需求和经济约束，选择最匹配的方案。在绿氢产业从示范走向规模化的大背景下，技术选型不应被“设备贵不贵”的简单判断所主导，而应回到全生命周期成本的理性分析框架中做出决策。
参考文献
[1] 水电水利规划设计总院.《中国可再生能源工程造价管理报告2024年度》[R]. 2025年5月.
[2] 水电水利规划设计总院.《中国可再生能源工程造价管理报告2025年度》[R]. 2026年6月.
[3] GEP Research. 全球PEM绿色制氢行业深度调查及研究咨询报告（2026）[R]. 2026年5月.
[4] 国金证券研究所. 制氢项目电解槽开标入选价格分布[EB/OL]. 中国招标与采购网, 2025年3月.
[5] Modelling, design and techno-economic comparison of electrolyzer technologies for photovoltaic-wind grid-tied hydrogen refueling infrastructure[J]. Energy, 2026.
[6] Mixed integer linear programming-based optimal capacity configuration of ALK/PEM mixed water electrolysis system[J]. Energy, Volume 333, 1 October 2025, 137419.
[7] Techno-economic assessments of electrolyzers for hydrogen production[J]. International Journal of Hydrogen Energy, 2025.
[8] 浙江阳光绿色氢能科技有限公司. A11、B11系列AEM电解槽耐久性验证报告[R]. 2026年8月.
[9] Life cycle assessment and cost analysis of anion exchange membrane electrolyzers: baseline characterization and a MEA comparison with PEM technology[J]. Springer Professional, 2026.
[10] 工业和信息化部.《关于组织开展2025年未来产业创新任务揭榜挂帅工作的通知》[Z]. 2025年1月17日.
[11] 国氢科技. PEM制氢全生命周期成本分析[R]. 2026年.
[12] 山海氢（上海）新能源科技有限公司. PEM催化剂及膜电极技术指标[EB/OL]. 2025年.
[13] 上海市宝山区人民政府. 宝山山海氢聚焦氢能核心材料，自主研发PEM膜电极处于全球领先水平[EB/OL]. 2025年11月13日.
[14] 中国氯碱工业协会. 2024年中国电解槽招投标需求统计[R]. 2025年.
[15] 落基山研究所（RMI）. 2026绿氢产业技术路线分析报告[R]. 2026年.
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