5月12日，亚化咨询获悉，托普索正在建造全球首座工业化规模的SOEC生产工厂，用以制造电解槽来生产绿氢。

该工厂位于丹麦海宁（Herning），面积约23,000m2。工程建设目前正在顺利进行，主体建筑物已建成。该项目初始制造产能为500MW，可实现125,000吨氢产量。预计2025年该工厂将投产，后续产能还可进一步提高。

该工厂投产后，First Ammonia将成为首位使用托普索SOEC电解槽的用户。2022年9月，First Ammonia公司与托普索签署了一项5GW电解槽容量的公司协议，预定了首批工业规模的固体氧化物电解槽 (SOEC)，用以生产绿氨——用作交通运输、电力存储和发电的燃料，或作为生产化肥的原料。

这是迄今为止世界最大的电解槽协议。每年将取代50亿立方米的天然气，减少1300万吨的CO2排放。该项目首批次500MW电解槽将安装在德国北部及美国西南部的商业规模的绿色合成氨工厂。

Topsoe和First Ammonia表示，双方已签订产能预留协议，以开启全球绿氨市场。在未来几年，Topsoe公司开创性的节能型固体氧化物电解槽SOEC将安装在First Ammonia在世界各地的绿色合成氨工厂中。据协议内容，First Ammonia在初期将购买500MW的SOEC机组，并在协议有效期内拓展至5GW。

为了在2050年全球范围内实现净零排放，预计需要3670GW电解制氢设备产能。电解槽是绿氢生产的关键设备，自“双碳”目标设立以来三年不到的时间，整个电解槽行业都处在日行千里的发展轨道上。即便按照最保守预测，到2030年前，电解槽行业都也将迎来数千亿元的市场空间。

在电解水的技术流派中，碱性水电解制氢（ALK）最为成熟，也是市场份额最大的一支，质子交换膜水电解制氢（PEM）次之，此前市场集中在欧洲等对环保要求更高的地区。固体氧化物水电解（SOEC）和碱性阴离子交换膜制氢（AEM）两类技术路线的发展相对滞后。

此次托普索通过新建SOEC电解槽工厂，有力证实了工业化规模的SOEC技术。托普索的SOEC技术比传统技术效率高出35%，使绿氢生产工艺更高效从而帮助实现全球脱碳目标。

绿氢发展带动电解槽放量

工业和化工领域是未来绿氢消纳的主要场景，也是推动当前电解槽规模化应用和降本的重要场景。随着国家氢能顶层规划和双碳政策体系“N”系列政策的出台，化工领域利用氢能降碳成为当前国央企重点布局的路线之一。为此，国内企业依托合成氨、炼化等化工场景规划了大量的绿氢项目。

随着2022年绿氢项目备案工作的逐步完成，部分项目已陆续进入开工和招标环节，氢云链统计，2023年1-2月已有超8个绿氢项目开工或进入制氢设备招标环节。其中已公开确认的制氢规模达6.77万Nm³/h，合约338.5MW，均采用碱性电解槽路线。

据氢云链统计，2023年1-2月，全国有至少8个绿氢项目开工或进入制氢设备招标环节，而2022年同期则主要只有中石化新疆库车项目。通过对比，今年的制氢项目存在以下特点：

1、电解槽需求预计超730MW，约为去年同期2.8倍。2022年年初，全国主要招标电解槽的项目为中石化新疆库车项目，该项目于2022年3月开标。而今年同期则至少有8个绿氢项目，已公开确认的制氢规模达6.77万Nm³/h，合约338.5MW。其中中石化鄂尔多斯项目制氢量达3万吨/年，在单台电解槽工况和年产氢量与库车项目相近的情况下，该项目电解槽需求将达390MW，8大项目合计需电解槽730MW。2022年新疆库车项目电解槽招标量为260MW。

2、非城市群地区项目数占比50%，制氢规模占比近40%。8个项目分布在全国7个省份，其中4个项目位于非城市群地区，占比50%。非城市群地区项目制氢量超过262.5MW，占比近40%。

3、全国首个海水制氢项目开工。大连清洁能源集团旗下的海水制氢产业一体化示范项目，一期投资约8亿元，建设100兆瓦滩涂光伏，60兆瓦制氢，计划于今年10月1日正式建成投产，形成年发电量1.37亿千瓦时绿电和年产2000吨的新能源绿氢产能。

4、碱性是当前规模化项目的主要路线。8个项目中基本采用碱性电解槽路线，国内千方以上的项目依旧主要采用碱性的路线。

碱性电解水制氢VS PEM 电解水制氢

成本是目前制约绿氢市场空间的最主要因素。我们对煤气化、天然气、碱性电解槽制氢 及 PEM 电解槽制氢进行成本测算后发现，四者制备成本分别为 9.61 元/kg、16.52 元/kg、 25.01 元/kg 及 31.04 元/kg，目前电解水制氢的成本远高于煤气化和天然气制氢，正因此其 优势难以得到体现。 1）煤气化制氢：假设投资强度 3.3 万元/标方，装置产能 9 万标方/h，年工作时间 7200 小时。 2）天然气制氢：假设投资强度 2.8 万元/标方，装置产能 3 千标方/h，年工作时间 7200 小时。 3）碱性电解水制氢：我们假设装置产能 1000Nm³/h，对应 800 万设备投资及 150 万土 建安装，年工作时长 2100 小时。我们测算当用电价格/度电成本为 0.6 元/kWh 时， 电费成本占比总制氢成本约 86%。 4）PEM 电解水制氢：我们假设装置产能 1000Nm³/h，对应 3000 万设备投资及 200 万 土建安装，年工作时长 2100 小时。我们测算当用电价格/度电成本为 0.35 元/kWh 时，电费成本占比总制氢成本约 69%。

电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成。碱性电解水的电费成本占绝大多数，占比 86%，其次是折旧维修占比 10.34%，人工和直接材料各占 3.27%和 0.2%。PEM 电解 水制氢的电费和折旧维修成本占比 69.21%和 27.69%，人工和直接材料各占 2.92%和 0.18%。因此，从成本构成来看，电解水制氢未来的降本主要来自于电费成本和折旧维修成本这两大方面。

通过对制氢成本的拆解可知，电解水制氢成本主要来自电耗成本和折旧成本。从这两方面来看，随着电价的降低，电解制氢成本业随之降低，同时电力成本的占比也同步降低，此 外，随着电解槽每年工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，也将带动制氢成本的 下降。一方面，在光伏电站投资下降、技术进步带动系统效率提升和光衰降低等驱动下，光 伏发电成本也快速下降。根据国家发改委的《中国 2050 年光伏发展展望（2019）》的预测， 到 2025 年光伏发电成本预计将下降至 0.3 元/kWh，到 2035 年和 2050 年光伏发电成本相比 当前预计下降 50%和 70%，达到 0.2 元/kWh 和 0.13 元/kWh。另一方面，随着技术进步，电解槽工作时长也会有所提升至 5000 小时以上。电价下降和技术进步均会带动电解水制氢 成本的下降，基于此，下面我们将分别对碱性电解水制氢和 PEM 电解水制氢进行降本测算。

碱性电解水制氢降本测算：在电价为 0.35 元/kWh 的假设下，测算得出碱性电解水制氢总成本为 25.01 元 /kg，远高于煤气化制氢和燃气化制氢的 9.61 元/kg 和 16.52 元/kg，不具备经济性。其中折 旧维修占比 10.34%，直接材料占比 0.20%，电费占比 86.19%，人工占比 3.27%。通过敏 感性分析，我们得出随着电力成本的下降和电解槽工作时间的延长，制氢成本也随之下降。 假设到 2035 年和 2050 年光伏发电成本相比当前预计下降 50%和 70%，达到 0.2 元/kWh 和 0.13 元/kWh，同时随着技术进步，碱性电解槽工作时间分别提升至 4000h/年、5000h/年， 其他因素保持不变，那么届时对应碱性电解水制氢成本将会下降至 15.00 元/kg、9.05 元/kg， 成本将比煤气化制氢更低，从经济性上来看，碱性电解槽有望在 2035 年实现对天然气制氢 的全面替代，在 2050 年对煤气化制氢实现全面替代。

PEM 电解水制氢降本测算： 在电价为 0.6 元/kWh 的假设下，测算得出 PEM 电解水制氢总成本为 31.04 元/kg。其中折旧维修占比 9.24%，直接材料占比 0.18%，电费占比 87.66%，人工占 比 2.93%。仅电价下降的 PEM 电解制氢仍不具备经济性，在其他条件不变的前提下，即使 电价达到 0.1 元/kWh，PEM 电解制氢的成本仍接近 18.44 元，依然是最不具备经济性的制氢方式。PEM 大规模推广的前提是降低 PEM 设备的生产成本。假设到 2035 年和 2050 年 可再生能源发展带动电价下降至 0.2 元/kWh 和 0.13 元/kWh，假设随着技术进步，碱性电解 槽工作时间分别提升至 4000h/年、6000h/年，其他因素保持不变，那么届时对应碱性电解 水制氢成本将会下降至 18.08 元/kg、11.05 元/kg，从经济性上来看，PEM 电解槽有望在 2050 年对天然气制氢实现全面替代。

未来随着电价下降和技术进步有望带动电解制氢的成本持续下降，不断缩小与灰氢的成 本差距。通过我们的测算，目前在 0.35 元/kWh 电价下，若电解槽工作时长为 2100h，对应 碱性电解槽制氢和 PEM 制氢成本远高于灰氢成本。理想情况下，我们假设到 2025 年，随 着光伏及风电占比的不断提升，电价有望进一步下探到 0.3 元/kWh，到 2035 年电价下降到 0.2 元/kWh，加上技术进步提升电解槽工作时长至 4000h，届时碱性电解槽成本将低于天然 气制氢成本，有望实现对天然气制氢的替代；到 2050 年电价下降到 0.13 元/kWh，电解槽 工作时长至 5000h，届时碱性电解槽成本将低于煤炭制氢成本，有望实现对煤炭制氢的全面 替代，同时 PEM 电解槽成本也大幅降低至低于天然气制氢成本。

小结

2023年电解槽的需求或将远超年初的730MW。同时，氢云链数据库显示，近半年来已有超过10GW的电解槽产能在各地备案立项，并且部分项目将于年内投产。随着电解槽规模化生产的推进，年内电解槽的购置成本有望下降。