绿氢成本瓶颈凸显，SOEC有望成为破解之匙，soec

绿色可再生氢气凭借其零排放的特质，将成为未来构筑低碳社会的重要载体。和使用煤或天然气等化石原料生产的灰氢相比，绿氢的生产过程是零碳的。2022年3月国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》明确提出，2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。

伴随着众多可再生能源电解水制氢项目规划与落地，2025年绿色可再生氢气的需求量将达到约120万吨，2023-2025年的电解水制氢设备累计出货量预计达到约15GW。目前，制约绿氢产业发展的最大因素主要还是在于成本，而SOEC有望成为破解绿氢成本之困的答案。

更高效率 ，SOEC是降LCOH成本最佳方式

根据工作原理和电解质的不同，电解水制氢技术可分为4种，分别为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、固体氧化物电解水制氢（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜电解水（AEM）。其中，SOEC正被越来越多的企业/院校所关注。

上海翌晶氢能科技有限公司总经理刘青介绍，电解水制氢的成本主要由电力成本、电解槽成本及运行和维护成本三个关键因素驱动，其中电力成本约占整体成本的80%-95%。而SOEC技术之所以被看好，恰因为其更低的单位制氢成本。

未来电解水制氢在电力成本上将主要体现在两方面，即更低的用电费用和更少的耗电。在用电费用方面，随着可再生能源装机量的大幅提升，可再生能源发电的度电成本将大幅度降低，因此更低的用电费用是一大趋势。

在更少的耗电方面，SOEC技术表现突出。据了解，在高温下，总电力需求下降明显，而热需求上升。在与钢铁冶金、化工、核电等低品位余热相结合的情况下，SOEC技术的电耗水平相较于AWE和PEM可节约用电30%以上。即使考虑全部采用电加热及电解的模式下，SOEC系统的电解效率仍然超过84%，单位系统能耗低于4kWh/inkMacSystemFont, "Helvetica Neue", "PingFang SC", "Hiragino Sans GB", "Microsoft YaHei UI", "Microsoft YaHei", Arial, sans-serif; letter-spacing: 0.544px; text-align: justify; background-color: rgb(255, 255, 255);">Nm³，远远低于传统碱性和PEM电解槽5kWh/inkMacSystemFont, "Helvetica Neue", "PingFang SC", "Hiragino Sans GB", "Microsoft YaHei UI", "Microsoft YaHei", Arial, sans-serif; letter-spacing: 0.544px; text-align: justify; background-color: rgb(255, 255, 255);">Nm³的系统能耗。

SOEC电解系统六大优势

（图片来源：翌晶氢能）

同时，SOEC系统原材料无贵金属，电流密度大、模块化设计，可批量化生产，这些决定了SOEC系统拥有巨大的成本下降空间，未来成本可以实现低于碱性和PEM制氢。

从运维层面看，SOEC拥有两方面独特优势——其一，SOEC系统采用模块化设计，在组装时只需连接上系统预留的接口即可，安装简单，且可根据需求灵活调整产氢规模；其二，SOEC系统可逆运行，不仅可用于制氢也可用于发电，可大幅提升系统使用效率。

SOEC技术的高效率、有效利用废热、设备降价空间大、运维成本低四大优势明显，行业人士将其评价为降低LCOH成本最佳解决方案。

翌晶氢能表示，SOEC在降低LCOH方面具备较大优势，与传统电解技术相比，SOEC电解技术具有接近100%的电解效率，同样输入的电力可多生产30%以上的清洁氢气，节约电费超过30%，降低LCOH成本24%。就整个电解水制氢行业来说，降本是必然的趋势，预计到2030年，绿氢LCOH将下降约60%，在合适的SOEC应用场景下，LCOH将实现额外的约20%以上的下降。

问题待解，但SOEC前景看好

当然，SOEC技术在被看好的同时，亦有质疑，例如——

SOEC技术虽然本身有独特领先优势，不过目前还处于实验室状态，离商业化应用还有一段距离；

电解槽层面，SOEC技术设计开发成本目前相对较高；

目前国内电堆及系统零部件供应链不完备，大多数部件都需要SOEC企业向外定制，导致成本居高不下；

产业化进程缓慢，企业不敢投入，缺少大型示范项目；

……

对此，翌晶氢能研发总监李双滨博士表示，SOEC现今已经不是完全处于实验室状态，而是已经可以实现商业化。国外已经有多家企业实现了SOEC技术的量产，比如美国的Bloom Energy公司、丹麦Topsoe、德国Sunfire等公司。翌晶氢能目前已经具备从材料、电池到电堆到系统三位一体的研发和生产能力，并可以对外提供商业化的SOEC系统。

SOC Stack E1000/3000/SE12

（图片来源：翌晶氢能）

对于SOEC技术投资成本高的问题，刘青强调：“翌晶氢能已经实现商业化SOEC电堆电解槽的量产，且系统成本已经可以达到1万元/kW，虽然目前系统成本仍然要比传统的碱性电解槽价格高出5-10倍，但是在终端单位制氢成本上仍然能体现出优越的经济性，尤其是高电价地区。之所以目前市场未向SOEC技术路线转变，一是因为市场对SOEC技术还没有足够的信心；二是目前市场上大多数绿氢项目的实际开工率比较低，项目投资方更关注初始投资成本，而非终端氢气的单位生产成本。未来，随着整个绿氢行业的发展，大家对LCOH的关注度越来越高，市场一定是向SOEC技术路线转变。”

关于产业链的不完善以及产业化进程缓慢等问题，伴随着国家及地方政府有关氢能产业政策的相继落地，其必将促进我国氢能产业的快速发展，给予多方面信心，而产业链也将更为完善——

2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确提出，合理布局制氢设施，推进固体氧化物电解池制氢、光解水制氢、海水制氢、核能高温制氢等技术研发；

2022年5月，科技部“氢能技术”重点专项2022年度项目申报指南提出，固体氧化物电解水蒸汽制氢系统与电解堆技术（共性关键技术类）是支持项目之一；

此外，全国包括北京、上海、广东、河北、河南、四川、江苏、山东、福建等多个省份也相继出台氢能产业相关政策。国家政策与地方政策双重促进下，无疑会给整个行业更多信心，进而促进行业快速发展。

在这一方面，证券公司同样看好2023年我国氢能的发展和相关环节国产化的突破。中信证券认为，2023年或是氢能产业化的关键之年，在政策有效落地、产业链降本以及需求进一步释放的背景下，看好氢能产业的高速发展，氢能交通领域的应用边界有望不断拓展，绿氢项目及产业链“出海”有望初具规模，预计关键材料的国产化和降本也会有新的突破。

现阶段，SOEC已从“实验室”阶段逐步走向规模化发展，降本路径清晰，是未来单位制氢成本最低的技术解决方案。在国家相关政策的加持下，未来SOEC将成为绿氢成本难题的“破解之匙”。