固體氧化物水電解技術(shù)(SOEC)目前理論上能量轉(zhuǎn)換效率最高，采用固體氧化物作為電解質(zhì)材料，可在400~1000℃高溫下工作，可以利用熱量進行電氫轉(zhuǎn)換，具有能量轉(zhuǎn)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(shù)的發(fā)展方向，預(yù)計在2030年之后可逐步應(yīng)用于規(guī)?；目稍偕茉粗茪?。

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

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

　　隨著技術(shù)的進步以及自動化生產(chǎn)，設(shè)備成本會逐漸下降;提升設(shè)備使用時長從而提升氫氣產(chǎn)量的方式也可以攤薄設(shè)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(fēng)電等可再生能源的發(fā)展持續(xù)下降。

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

　　目前國內(nèi)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(shù)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(nèi)商業(yè)模式下，PEM槽的技術(shù)優(yōu)勢并不明顯。

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

　　從經(jīng)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(chǎn)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(jīng)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(chǎn)路線生產(chǎn)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(chǎn)過程減碳，又不需要額外的轉(zhuǎn)換工藝，因此有穩(wěn)定的市場需求。而綠氫其它領(lǐng)域的應(yīng)用，目前的經(jīng)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(yīng)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(nèi)堿性電解槽較為理想的應(yīng)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(jié)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(yīng)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(fēng)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(yù)計較低的電價成本可以達到0.25元/kwh，對應(yīng)的成本大約可降到20元/kg以內(nèi)，大約對應(yīng)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。