氫能行業(yè)2023年展望：關鍵之年，期待突破

　　固體氧化物水電解技術(SOEC)目前理論上能量轉換效率最高，采用固體氧化物作為電解質材料，可在400~1000℃高溫下工作，可以利用熱量進行電氫轉換，具有能量轉化效率高且不需要使用貴金屬催化劑等優(yōu)點，也有望成為未來技術的發(fā)展方向，預計在2030年之后可逐步應用于規(guī)?；目稍偕茉粗茪洹?/p>

　　“綠氫”生產降本路徑明確，2030年有望全行業(yè)實現(xiàn)平價

　　現(xiàn)行技術條件下電解水制氫成本較高，其中主要包括電費成本，設備折舊成本、人工費用等。

　　隨著技術的進步以及自動化生產，設備成本會逐漸下降;提升設備使用時長從而提升氫氣產量的方式也可以攤薄設備的折舊成本和其他固定費用。

　　此外，占比電解水成本較高的電價也會隨著光伏、風電等可再生能源的發(fā)展持續(xù)下降。

　　2021年在“雙碳”目標提出之后，國內電解水制氫項目規(guī)劃和推進逐步加快。

　　目前國內的電解水制氫路線以堿性電解槽為主，主要是堿性電解槽技術路線成熟，成本具有顯著優(yōu)勢。

　　PEM電解槽由于成本高，商業(yè)推廣依然需要時間，而且從目前的國內商業(yè)模式下，PEM槽的技術優(yōu)勢并不明顯。

　　從國內項目規(guī)劃而言，綠氫的下游應用主要包括化工、燃料電池車、熱電聯(lián)供等儲能領域。

　　從經濟性和現(xiàn)有市場規(guī)?？?，化工原料是綠氫最主要的利用途徑，這是因為：

　　首先，綠氫制取在大部分還是在化工園區(qū)進行。安全監(jiān)管層面，氫氣歷史上長期作為危險化工品被管理，因此在大部分省份氫氣的生產只能在化工園區(qū)進行，將制取的氫氣直接提供給園區(qū)化工企業(yè)使用，減少了運輸成本，經濟性可以最大化。

　　其次，化工用氫需求大，商業(yè)模式穩(wěn)定。傳統(tǒng)上部分化工生產路線生產需要加氫，之前都是化石能源制取的氫氣作為氫源，替換成綠氫既可以幫助化工生產過程減碳，又不需要額外的轉換工藝，因此有穩(wěn)定的市場需求。而綠氫其它領域的應用，目前的經濟性和商業(yè)模式還在探索過程中。

　　由于新能源發(fā)電的波動性以及電解槽響應時間的缺陷，且電網(wǎng)目前很難為化工園區(qū)的制氫項目接入專線，所以目前國內堿性電解槽較為理想的應用模式還是直接利用網(wǎng)電作為電解槽用電來源，同時利用配套新能源電站的電量對沖網(wǎng)電成本，類似模擬結算的方式確認用電成本。

　　這樣一方面可以保證電解槽運行的持續(xù)性，另一方面通過自身低成本的新能源發(fā)電來降低電解綜合用電成本，有助于降低綠氫的制取成本。

　　在這種模式下，我們測算目前堿性槽平均的電解電價約0.35元/kwh，對應制氫成本在24.07元/kg。

　　如果制氫項目配套的新能源電站發(fā)電小時數(shù)較高，比如風光互補的新能源電站，向電網(wǎng)貢獻的電量更多，電解綜合用電成本也會更低，預計較低的電價成本可以達到0.25元/kwh，對應的成本大約可降到20元/kg以內，大約對應17.07元/kg，基本與化石能源制氫中的高成本路線持平，但目前僅有少部分企業(yè)可以達到這一水平。