The conventional route to green hydrogen from seawater involves two steps: desalination first, electrolysis second. The desalination step adds capital cost (reverse osmosis membranes, high-pressure pumps), operating cost (2–4 kWh per cubic meter of freshwater), and geographical constraints (the electrolyzer must be co-located with a desalination plant). For coastal communities and offshore wind farms, this two-step process feels like an engineering detour. If you could split seawater directly—converting it to hydrogen and oxygen without first purifying it—the entire value chain simplifies.

The challenge is that seawater is not water. It is a corrosive, ion-rich solution containing roughly 3.5% dissolved salts, dominated by sodium chloride. These chloride ions poison catalysts, corrode metal components, and trigger a competing electrochemical reaction—chlorine evolution—that produces toxic Cl₂ gas instead of useful oxygen. Overcoming these challenges requires advances in catalyst design, membrane engineering, and cell architecture that are now beginning to converge.

The Landscape: A Field Coming of Age

Yu et al. (2025) provide a timely review of direct seawater electrolysis (DSE) in Nature Reviews Materials, accumulating . Their framing is useful: DSE faces three coupled challenges that must be solved simultaneously, not sequentially.

Challenge 1: The chlorine evolution reaction (ClER). In seawater, chloride oxidation to chlorine gas (2Cl⁻ → Cl₂ + 2e⁻) competes with the desired oxygen evolution reaction (OER, 2H₂O → O₂ + 4H⁺ + 4e⁻). The thermodynamic overpotential difference between OER and ClER is only ~480 mV in acidic media—a gap that narrows further at high current densities. Selective OER catalysts must accelerate water oxidation kinetics enough to kinetically suppress chlorine evolution, even when chloride concentration is 0.5 M.

Challenge 2: Chloride-induced corrosion. Cl⁻ ions attack metal oxide surfaces through a well-characterized mechanism: chloride adsorption → metal-chloride complex formation → dissolution. This process destroys catalyst activity over time and is accelerated at the elevated temperatures and potentials used in industrial electrolysis.

Challenge 3: Membrane fouling. Seawater contains Ca²⁺, Mg²⁺, and SO₄²⁻ ions that precipitate as insoluble scale (CaCO₃, Mg(OH)₂) on membrane surfaces and within pores, blocking ion transport and increasing cell resistance.

Yu et al. identify three architectural strategies to address these challenges: (1) selective catalysts that preferentially drive OER over ClER; (2) membrane-based separation to prevent chloride from reaching the anode; and (3) phase-transition approaches that use vapor-pressure differences to generate pure water from seawater within the cell itself, avoiding direct contact between seawater and the electrochemical interfaces.

9,000 Hours at Industrial Current Density

Du et al. (2025) deliver what may be the field's strongest durability result to date: an NiFe layered double hydroxide anode (designated CAPist-S1) that operates at 1.0 A/cm² in natural seawater for 9,000 hours with reported minimal voltage degradation. Published in Advanced Science this work sets a new benchmark for DSE stability—and, critically, demonstrates it at a current density relevant to industrial proton exchange membrane (PEM) and anion exchange membrane (AEM) electrolyzers.

The design strategy is layered:

• Corrosion resistance: A chloride-repelling surface layer enriched in hydroxyl groups creates an electrostatic barrier against Cl⁻ adsorption.
• Selective OER activity: NiFe LDH is intrinsically more active for OER than for ClER, with the Fe³⁺/Fe⁴⁺ redox couple providing low-overpotential oxygen evolution.
• Structural stability: The three-dimensional porous architecture of the Ni foam substrate provides mechanical support and facilitates gas bubble release, preventing local concentration buildup.

The 9,000-hour result is notable not just for its duration but for the conditions: natural seawater (not synthetic NaCl solution), ambient temperature, and industrially relevant current density. Many previous DSE demonstrations used either low current densities (< 0.1 A/cm²) or synthetic electrolytes that lack the complex ion matrix of real seawater. Du et al.'s decision to test under realistic conditions lends credibility to their stability claims—though extrapolation to the 50,000+ hours required for commercial operation remains speculative.

Single-Atom Catalysts: Precision Engineering at the Atomic Scale

Zhang et al. (2025) take a fundamentally different approach to the corrosion problem. Their single-atom catalysts (SACs) for DSE, published in National Science Review embed isolated metal atoms (Ir, Ru, Pt) into corrosion-resistant oxide supports (TiO₂, CeO₂). The rationale: if every catalytic atom is coordinated by oxygen rather than exposed to chloride, corrosion is suppressed at the atomic level.

The approach works—SACs show remarkable chloride tolerance in accelerated corrosion tests. But it introduces a new trade-off: single-atom catalysts are inherently limited in active site density. Each catalytic atom sits in isolation, with no neighboring metal atoms to participate in the multi-electron OER mechanism. This limits the achievable current density per unit area of catalyst—a constraint that may be acceptable for low-rate applications but becomes a bottleneck at the >1 A/cm² current densities required for industrial hydrogen production.

Solar Integration: Over 12% Efficiency from Sunlight to Hydrogen

Wang et al. (2025) demonstrate an integrated solar-to-hydrogen system achieving over 12% solar-to-hydrogen (STH) efficiency (reported as approximately 12.6%) from seawater, published in Energy & Environmental Science with . The system couples high-efficiency perovskite-silicon tandem solar cells directly with a PEM electrolyzer using desalinated seawater, achieving what the authors describe as a practical pathway to solar-powered hydrogen production at coastal sites.

The 12.6% STH efficiency is meaningful in context: the U.S. DOE ultimate target for photoelectrochemical hydrogen production is 25% STH (with 20% as an intermediate milestone), but this target assumes direct photoelectrochemical water splitting (where the semiconductor is immersed in the electrolyte)—a fundamentally different architecture from the PV-electrolyzer coupling that Wang et al. employ. For coupled PV-electrolyzer systems, 12% represents a competitive result, particularly given that the system uses seawater rather than purified water as the input.

The key limitation, which Wang et al. acknowledge, is that their system still requires a desalination pre-treatment step. It is "seawater to hydrogen" in an integrated-system sense, but not direct seawater electrolysis at the electrochemical level. The gap between integrated-system approaches (which include desalination as a subsystem) and true direct seawater electrolysis (which eliminates desalination entirely) remains one of the field's important definitional and practical distinctions.

Critical Analysis: Claims and Evidence

<

Claim	Evidence	Verdict
NiFe LDH survives 9,000 hours at 1.0 A/cm² in seawater	Demonstrated with natural seawater (Du et al.)	✅ Supported
Single-atom catalysts eliminate chloride corrosion	Accelerated tests show resistance; long-term data sparse	⚠️ Uncertain
12% STH efficiency from seawater is commercially viable	Competitive for PV-electrolyzer; still requires desalination	⚠️ Uncertain
Direct seawater electrolysis can replace desalination + electrolysis	Cost-benefit analysis shows DSE cheaper only if catalyst lifetime >20,000 h	⚠️ Uncertain
Phase-transition DSE eliminates all seawater contact issues	Vapor-phase approach demonstrated at lab scale only	⚠️ Uncertain

The Cost Question Nobody Has Answered

Despite the field's rapid technical progress, a rigorous techno-economic comparison between direct seawater electrolysis and the conventional desalination-then-electrolysis pathway has not been published. The cost of desalination ($0.50–1.00 per cubic meter of freshwater) adds approximately $0.05–0.10 per kilogram of hydrogen—a relatively small fraction of the total production cost ($4–6/kg for green hydrogen). If the specialized catalysts and membranes required for DSE cost significantly more than standard electrolyzer components, the "desalination tax" that DSE seeks to eliminate may be smaller than the "complexity tax" it introduces.

This is not an argument against DSE research. It is an argument for accompanying the impressive catalyst development with equally rigorous economic analysis.

Open Questions and Future Directions

Can vapor-phase DSE scale? The phase-transition approach—where seawater evaporates across a hydrophobic membrane and condenses as pure water at the electrode—elegantly avoids all chloride contact. But the water transport rate through the membrane limits achievable current density. Can membrane engineering overcome this constraint?

What is the upper limit of NiFe LDH stability? Du et al. demonstrate 9,000 hours. Is degradation linear (suggesting 50,000+ hours may be feasible) or does it accelerate beyond a threshold (suggesting a hard ceiling)?

How do biological contaminants affect performance? Seawater contains microorganisms, organic matter, and colloidal particles that are absent from laboratory tests. Biofouling of membranes and catalyst surfaces in real marine environments is a known problem in desalination but barely studied in DSE.

Can DSE be integrated with offshore wind? Offshore wind farms face high costs for submarine power cables to shore. Producing hydrogen at the wind turbine platform—using seawater directly—and transporting it as compressed gas or ammonia could fundamentally change the economics of offshore wind.

What role will regulation play? Chlorine gas is a regulated pollutant. Even trace Cl₂ production during DSE could trigger environmental compliance requirements that add cost and complexity. Regulatory frameworks for seawater electrolysis do not yet exist.

Implications for the Hydrogen Economy

Direct seawater electrolysis occupies an appealing niche in the green hydrogen landscape: it promises to simplify the production chain at sites where seawater is abundant and freshwater is scarce—coastal deserts, island nations, offshore platforms. The technical progress is real: 9,000-hour anode stability, 12.6% solar-to-hydrogen efficiency, and single-atom corrosion resistance all represent substantive advances over the state of the art five years ago.

But the field must guard against a pattern common in energy technology development: celebrating laboratory performance while ignoring the systems-engineering challenges that determine real-world viability. The path from a corrosion-resistant catalyst pellet to a multi-megawatt seawater electrolyzer involves membrane integration, cell stack design, balance-of-plant engineering, and compliance with marine environmental regulations—none of which are addressed by the catalyst papers alone.

The catalysts are improving rapidly. The systems engineering has barely begun. Both must advance in parallel for direct seawater electrolysis to fulfill its considerable promise.

면책 조항: 이 게시물은 정보 제공을 목적으로 한 연구 동향 개요이다. 인용된 특정 연구 결과, 통계 및 주장은 학술 연구에서 인용하기 전에 원본 논문을 통해 검증해야 한다.

직접 해수 전기분해: 담수화 비용 없이 구현하는 그린 수소

해수로부터 그린 수소를 생산하는 기존 방식은 두 단계로 이루어진다. 먼저 담수화를 수행한 후, 전기분해를 진행하는 방식이다. 담수화 단계는 자본 비용(역삼투압 멤브레인, 고압 펌프), 운영 비용(담수 1세제곱미터당 2–4 kWh), 그리고 지리적 제약(전기분해 장치를 담수화 플랜트와 같은 위치에 설치해야 함)을 추가적으로 발생시킨다. 해안 지역 사회와 해상 풍력 발전 단지에서는 이 두 단계 공정이 불필요한 공학적 우회로처럼 느껴진다. 해수를 먼저 정수하지 않고 직접 분해하여 수소와 산소로 변환할 수 있다면, 전체 가치 사슬이 단순해진다.

문제는 해수가 단순한 물이 아니라는 점이다. 해수는 약 3.5%의 용존 염류를 함유하는 부식성 이온 풍부 용액으로, 주성분은 염화나트륨이다. 이 염화 이온은 촉매를 오염시키고, 금속 부품을 부식시키며, 유용한 산소 대신 독성 Cl₂ 가스를 생성하는 경쟁 전기화학 반응인 염소 발생 반응을 유발한다. 이러한 과제들을 극복하기 위해서는 현재 수렴되기 시작한 촉매 설계, 멤브레인 공학, 셀 구조 분야의 진보가 필요하다.

연구 현황: 성숙 단계에 접어드는 분야

Yu et al. (2025)은 Nature Reviews Materials에 직접 해수 전기분해(DSE)에 관한 시의적절한 리뷰를 게재하였다. 그들의 연구 틀은 유용한 시사점을 제공한다. DSE는 순차적이 아닌 동시에 해결해야 하는 세 가지 상호 연계된 과제에 직면해 있다.

과제 1: 염소 발생 반응(ClER). 해수에서 염화물이 염소 가스로 산화되는 반응(2Cl⁻ → Cl₂ + 2e⁻)은 목표 반응인 산소 발생 반응(OER, 2H₂O → O₂ + 4H⁺ + 4e⁻)과 경쟁한다. OER과 ClER 사이의 열역학적 과전위 차이는 산성 매질에서 약 480 mV에 불과하며, 이 간격은 높은 전류 밀도에서 더욱 좁아진다. 선택적 OER 촉매는 염화물 농도가 0.5 M인 환경에서도 염소 발생을 동역학적으로 억제할 수 있을 만큼 충분히 물 산화 반응 속도를 가속해야 한다.

과제 2: 염화물로 인한 부식. Cl⁻ 이온은 잘 규명된 메커니즘을 통해 금속 산화물 표면을 공격한다. 그 과정은 염화물 흡착 → 금속-염화물 복합체 형성 → 용해로 이어진다. 이 과정은 시간이 지남에 따라 촉매 활성을 저하시키며, 산업용 전기분해에 사용되는 고온 및 고전위 조건에서 더욱 가속화된다.

과제 3: 멤브레인 오염. 해수에는 Ca²⁺, Mg²⁺, SO₄²⁻ 이온이 포함되어 있어 멤브레인 표면과 기공 내부에 불용성 스케일(CaCO₃, Mg(OH)₂)로 침전되고, 이로 인해 이온 수송이 차단되고 셀 저항이 증가한다.

Yu et al.은 이러한 과제를 해결하기 위한 세 가지 구조적 전략을 제시한다. (1) OER을 ClER보다 우선적으로 구동하는 선택적 촉매, (2) 염화물이 양극에 도달하는 것을 방지하는 멤브레인 기반 분리, (3) 셀 내부에서 증기압 차이를 이용하여 해수로부터 순수한 물을 생성함으로써 해수와 전기화학적 계면 간의 직접 접촉을 방지하는 상전이 방식이다.

산업용 전류 밀도에서 9,000시간 운전

Du et al. (2025)은 현재까지 이 분야에서 가장 강력한 내구성 결과를 제시한다. NiFe 층상 이중 수산화물 양극(CAPist-S1로 명명)이 자연 해수에서 1.0 A/cm²의 전류 밀도로 9,000시간 동안 보고된 최소한의 전압 저하로 운전된다는 것이다. Advanced Science에 게재된 이 연구는 DSE 안정성의 새로운 기준을 제시하며, 결정적으로 산업용 양성자 교환 멤브레인(PEM) 및 음이온 교환 멤브레인(AEM) 전기분해 장치와 관련된 전류 밀도에서 이를 입증한다.

설계 전략은 다층적으로 구성된다.

• 부식 저항성: 수산기가 풍부한 염화물 반발 표면층이 Cl⁻ 흡착에 대한 정전기적 장벽을 형성한다.
• 선택적 OER 활성: NiFe LDH는 본질적으로 ClER보다 OER에 더 높은 활성을 지니며, Fe³⁺/Fe⁴⁺ 산화환원 쌍이 낮은 과전압에서의 산소 발생을 가능하게 한다.
• 구조적 안정성: Ni 폼 기재의 3차원 다공성 구조는 기계적 지지대 역할을 하는 동시에 기포 방출을 촉진하여 국소적 농도 축적을 방지한다.

9,000시간이라는 결과는 그 지속 시간뿐만 아니라 실험 조건 측면에서도 주목할 만하다: 천연 해수(합성 NaCl 용액이 아닌), 상온, 그리고 산업적으로 유의미한 전류 밀도가 적용되었다. 기존의 많은 DSE 시연 연구들은 낮은 전류 밀도(< 0.1 A/cm²)를 사용하거나, 실제 해수의 복잡한 이온 매트릭스가 결여된 합성 전해질을 사용하였다. Du 등이 현실적인 조건에서 실험을 수행하기로 한 결정은 안정성 주장의 신뢰성을 높인다—다만 상업적 운전에 요구되는 50,000시간 이상으로의 외삽은 여전히 추측의 영역으로 남는다.

단원자 촉매: 원자 수준의 정밀 공학

Zhang 등(2025)은 부식 문제에 근본적으로 다른 방식으로 접근한다. National Science Review에 발표된 이들의 DSE용 단원자 촉매(SAC)는 고립된 금속 원자(Ir, Ru, Pt)를 부식 저항성 산화물 지지체(TiO₂, CeO₂)에 내포시킨다. 그 근거는 다음과 같다: 모든 촉매 원자가 염화물에 노출되지 않고 산소에 의해 배위된다면, 부식이 원자 수준에서 억제된다는 것이다.

이 접근법은 효과가 있다—SAC는 가속 부식 테스트에서 뛰어난 염화물 내성을 보인다. 그러나 이는 새로운 상충관계를 초래한다: 단원자 촉매는 본질적으로 활성 부위 밀도에 한계가 있다. 각 촉매 원자는 고립된 상태로 존재하며, 다중 전자 OER 메커니즘에 참여할 수 있는 인접 금속 원자가 없다. 이로 인해 촉매 단위 면적당 달성 가능한 전류 밀도가 제한된다—이러한 제약은 저속 응용에서는 허용될 수 있지만, 산업적 수소 생산에 요구되는 >1 A/cm²의 전류 밀도에서는 병목 요인이 된다.

태양광 통합: 태양광으로부터 12% 이상의 효율 달성

Wang 등(2025)은 Energy & Environmental Science에 발표한 연구에서 해수로부터 12% 이상의 태양광-수소 전환(STH) 효율(약 12.6%로 보고됨)을 달성한 통합 태양광-수소 시스템을 시연한다. 이 시스템은 고효율 페로브스카이트-실리콘 탠덤 태양전지를 탈염된 해수를 사용하는 PEM 전해조와 직접 결합하여, 저자들이 연안 지역에서의 태양광 수소 생산에 대한 실용적 경로로 묘사하는 결과를 달성하였다.

12.6%의 STH 효율은 맥락 안에서 의미 있는 수치이다: 미국 DOE의 광전기화학적 수소 생산 궁극적 목표는 25% STH(중간 목표로 20%)이지만, 이 목표는 직접 광전기화학적 물 분해(반도체가 전해질에 침지되는 방식)를 전제로 한다—이는 Wang 등이 채택한 PV-전해조 결합 방식과는 근본적으로 다른 구조이다. 결합형 PV-전해조 시스템의 경우, 특히 순수한 물이 아닌 해수를 입력으로 사용한다는 점을 고려하면 12%는 경쟁력 있는 결과이다.

Wang 등이 인정하는 핵심적인 한계는, 그들의 시스템이 여전히 탈염 전처리 단계를 필요로 한다는 점이다. 이는 통합 시스템 측면에서는 "해수로부터 수소를 생산"하는 것이지만, 전기화학적 수준에서의 직접 해수 전기분해는 아니다. 탈염을 서브시스템으로 포함하는 통합 시스템 접근법과 탈염을 완전히 제거하는 진정한 직접 해수 전기분해 사이의 간극은, 해당 분야의 중요한 정의적·실용적 구분으로 남아 있다.

비판적 분석: 주장과 근거

<

주장	근거	판정
NiFe LDH가 해수 중 1.0 A/cm²에서 9,000시간 동안 생존	천연 해수로 시연됨 (Du 등)	✅ 지지됨
단원자 촉매가 염화물 부식을 제거	가속 테스트에서 내성 확인; 장기 데이터 부족	⚠️ 불확실
해수로부터 12% STH 효율은 상업적으로 실현 가능하다	PV-전해조 방식과 경쟁력 있음; 여전히 담수화 필요	⚠️ 불확실
직접 해수 전기분해가 담수화 + 전기분해를 대체할 수 있다	비용-편익 분석에 따르면 촉매 수명 >20,000시간인 경우에만 DSE가 더 저렴	⚠️ 불확실
상전이 DSE는 해수 접촉 문제를 모두 제거한다	기체상 접근법은 실험실 규모에서만 실증됨	⚠️ 불확실

아무도 답하지 않은 비용 문제

이 분야의 빠른 기술적 진전에도 불구하고, 직접 해수 전기분해와 기존의 담수화 후 전기분해 방식 사이의 엄밀한 기술경제적 비교 연구는 아직 발표되지 않았다. 담수화 비용(담수 1세제곱미터당 $0.50–1.00)은 수소 1킬로그램당 약 $0.05–0.10을 추가하는데, 이는 총 생산 비용(그린 수소 기준 $4–6/kg) 중 비교적 작은 비중이다. DSE에 필요한 특수 촉매와 막의 비용이 표준 전해조 부품보다 훨씬 높다면, DSE가 없애고자 하는 "담수화 세금"이 DSE가 도입하는 "복잡성 세금"보다 오히려 작을 수도 있다.

이는 DSE 연구에 반대하는 주장이 아니다. 인상적인 촉매 개발과 함께 동등하게 엄밀한 경제성 분석이 병행되어야 한다는 주장이다.

미해결 과제와 향후 방향

기체상 DSE는 규모 확대가 가능한가? 상전이 접근법—해수가 소수성 막을 통해 증발하고 전극에서 순수한 물로 응결되는 방식—은 모든 염화물 접촉을 우아하게 회피한다. 그러나 막을 통한 물 수송 속도가 달성 가능한 전류 밀도를 제한한다. 막 공학이 이 제약을 극복할 수 있을까?

NiFe LDH 안정성의 상한은 어디인가? Du 등은 9,000시간을 실증하였다. 열화가 선형적인가(50,000시간 이상도 가능함을 시사), 아니면 특정 임계점 이후 가속되는가(명확한 상한이 존재함을 시사)?

생물학적 오염물질이 성능에 어떤 영향을 미치는가? 해수에는 실험실 시험에는 존재하지 않는 미생물, 유기물, 콜로이드 입자가 포함되어 있다. 실제 해양 환경에서 막과 촉매 표면의 생물 오염(biofouling)은 담수화 분야에서 잘 알려진 문제이지만 DSE에서는 거의 연구되지 않았다.

DSE를 해상 풍력과 통합할 수 있는가? 해상 풍력 발전단지는 육상으로의 해저 송전 케이블 비용이 높다. 해수를 직접 활용하여 풍력 터빈 플랫폼에서 수소를 생산하고 이를 압축 가스 또는 암모니아 형태로 운송하는 방식은 해상 풍력의 경제성을 근본적으로 바꿀 수 있다.

규제는 어떤 역할을 하게 될까? 염소 가스는 규제 대상 오염물질이다. DSE 과정에서 미량의 Cl₂가 발생하더라도 비용과 복잡성을 증가시키는 환경 규정 준수 요건이 발생할 수 있다. 해수 전기분해에 관한 규제 체계는 아직 존재하지 않는다.

수소 경제에 대한 시사점

직접 해수 전기분해는 그린 수소 분야에서 매력적인 틈새를 차지하고 있다. 해수가 풍부하고 담수가 부족한 지역—해안 사막, 도서 국가, 해상 플랫폼—에서 생산 공정을 단순화할 것을 약속한다. 기술적 진전은 실질적이다. 9,000시간의 양극 안정성, 12.6%의 태양광-수소 효율, 단일 원자 내부식성은 모두 5년 전 기술 수준 대비 실질적인 진보를 나타낸다.

그러나 이 분야는 에너지 기술 개발에서 흔히 나타나는 패턴을 경계해야 한다. 실험실 성능을 축하하면서 실제 실현 가능성을 결정하는 시스템 공학적 과제를 외면하는 것이다. 내부식성 촉매 펠릿에서 수 메가와트급 해수 전해조에 이르는 경로에는 막 통합, 셀 스택 설계, 주변 설비(balance-of-plant) 공학, 해양 환경 규정 준수가 수반되며, 이 중 어느 것도 촉매 논문만으로는 다루어지지 않는다.

촉매는 빠르게 발전하고 있다. 시스템 공학은 이제 막 시작되었다. 직접 해수 전기분해가 그 상당한 잠재력을 실현하려면 두 가지 모두 병행하여 발전해야 한다.