氢能行业2023年展望：关键之年，期待突破

　　固体氧化物水电解技术(SOEC)目前理论上能量转换效率最高，采用固体氧化物作为电解质材料，可在400~1000℃高温下工作，可以利用热量进行电氢转换，具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，也有望成为未来技术的发展方向，预计在2030年之后可逐步应用于规模化的可再生能源制氢。

　　“绿氢”生产降本路径明确，2030年有望全行业实现平价

　　现行技术条件下电解水制氢成本较高，其中主要包括电费成本，设备折旧成本、人工费用等。

　　随着技术的进步以及自动化生产，设备成本会逐渐下降;提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用。

　　此外，占比电解水成本较高的电价也会随着光伏、风电等可再生能源的发展持续下降。

　　2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。

　　目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。

　　PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且从目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。

　　从国内项目规划而言，绿氢的下游应用主要包括化工、燃料电池车、热电联供等储能领域。

　　从经济性和现有市场规模看，化工原料是绿氢最主要的利用途径，这是因为：

　　首先，绿氢制取在大部分还是在化工园区进行。安全监管层面，氢气历史上长期作为危险化工品被管理，因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行，将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用，减少了运输成本，经济性可以最大化。

　　其次，化工用氢需求大，商业模式稳定。传统上部分化工生产路线生产需要加氢，之前都是化石能源制取的氢气作为氢源，替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减碳，又不需要额外的转换工艺，因此有稳定的市场需求。而绿氢其它领域的应用，目前的经济性和商业模式还在探索过程中。

　　由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷，且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线，所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源，同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本，类似模拟结算的方式确认用电成本。

　　这样一方面可以保证电解槽运行的持续性，另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本，有助于降低绿氢的制取成本。

　　在这种模式下，我们测算目前碱性槽平均的电解电价约0.35元/kwh，对应制氢成本在24.07元/kg。

　　如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高，比如风光互补的新能源电站，向电网贡献的电量更多，电解综合用电成本也会更低，预计较低的电价成本可以达到0.25元/kwh，对应的成本大约可降到20元/kg以内，大约对应17.07元/kg，基本与化石能源制氢中的高成本路线持平，但目前仅有少部分企业可以达到这一水平。