中國儲能網(wǎng)訊：隨著原油劣質(zhì)化和成品油質(zhì)量升級加快，煉油廠對氫氣的需求劇增，降低氫氣成本成為煉油廠一項(xiàng)重要發(fā)展戰(zhàn)略。氫氣是公認(rèn)的優(yōu)良綠色燃料，其燃燒熱值是汽油的２．７倍、煤炭的３．５倍，目前主要用作航天火箭二級／三級推進(jìn)燃料。
國內(nèi)外正在研究日常交通領(lǐng)域的應(yīng)用，尤其是日本以氫燃料汽車為發(fā)展方向，目前每年有３００～４００輛的氫燃料動力汽車產(chǎn)出，計(jì)劃到２０２０年，建成１６０個氫燃料加注站、投入使用４萬輛燃料電池汽車（ＦＣＶ）。同時(shí)，氫氣也是重要的工業(yè)原料和還原劑，在國民經(jīng)濟(jì)各領(lǐng)域廣泛應(yīng)用，是精細(xì)化工、醫(yī)藥中間體等行業(yè)的合成原料以及冶金、電子、玻璃、機(jī)械制造的保護(hù)氣。在油品加工過程中，氫氣是不可缺少的一種重要原料。隨著原油劣質(zhì)化和環(huán)境保護(hù)的日益加強(qiáng)，燃料清潔性標(biāo)準(zhǔn)不斷提高，加氫工藝快速發(fā)展，煉油廠對氫氣的需求劇增，已成為僅次于原油的第二大原料，尋求廉價(jià)氫源，是煉油廠必須考慮的問題。本研究從煉油廠降低氫氣成本涉及的原料來源出發(fā)，按照煉油廠全加氫流程，配套建設(shè)獨(dú)立的制氫裝置原料，分析了影響氫氣生產(chǎn)成本的因素以及競爭性。
１煉油廠氫氣來源
煉油廠氫氣來源主要有３種渠道：①原油加工過程副產(chǎn)氫氣，包括重整裝置副產(chǎn)、富氫氣體回收、煉化一體化配套的化工系統(tǒng)中乙烯、電解、脫氫裝置副產(chǎn)等；②煉油廠配套獨(dú)立制氫裝置產(chǎn)氫；③外購氫源。重整副產(chǎn)氫氣約占原油總量的０．５％～１．０％，對于全加氫煉油流程，氫氣用量一般占原油加工量的０．８％～２．７％，僅依靠重整和其它裝置副產(chǎn)氫氣難以滿足含硫原油和劣質(zhì)原油加工比例日益增大的需求，且國內(nèi)正在加快建設(shè)大型的加氫型煉油廠，對氫氣資源的消耗趨勢迅猛增加，配套加氫能力占原油加工能力已經(jīng)超過７０％，通過自身和傳統(tǒng)的加工方式已難以解決全廠的氫氣平衡和需求，必須建設(shè)獨(dú)立的制氫裝置生產(chǎn)氫氣。
２制氫裝置原料路線的選擇
煉油廠對氫氣需求的穩(wěn)定性要求高，配套建設(shè)獨(dú)立制氫裝置優(yōu)先要確保裝置穩(wěn)定運(yùn)行，確保原料性質(zhì)和數(shù)量的穩(wěn)定供應(yīng)，工藝技術(shù)要成熟可靠。制氫原料路線的選擇取決于原料資源的可獲得性、技術(shù)成熟度和原料經(jīng)濟(jì)合理，制氫原料主要有煉廠干氣、天然氣、煤、輕石腦油和重油等。
但隨著國內(nèi)化工需求上升，重油和石腦油資源化趨勢加強(qiáng)，原有重油制氫裝置因沒有充分利用原料價(jià)值，在成本效益上越來越難以體現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性，影響了煉油廠的經(jīng)濟(jì)效益，因此紛紛停產(chǎn)。在實(shí)際生產(chǎn)中，利用干氣為原料的制氫裝置需要綜合解決全廠燃料平衡之間的矛盾。作為獨(dú)立原料來源的天然氣制氫和煤制氫正在成為兩類最重要的制氫發(fā)展方向。比較而言，天然氣制氫單位投資低，但煤制氫產(chǎn)量高，價(jià)格低廉，成本優(yōu)勢顯著。在天然氣價(jià)格較高和政策管控的情況下，煤制氫經(jīng)濟(jì)性好。
３測算依據(jù)
１０Ｍｔ／ａ規(guī)模煉油廠加工含硫原油（硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為２％），采用全加氫和最大化重整規(guī)模，產(chǎn)品以生產(chǎn)成品油和化工料為主的煉油工藝流程，成品油滿足國Ⅴ排放標(biāo)準(zhǔn)，以所需獨(dú)立制氫裝置規(guī)模最?。梗埃埃埃埃恚常铻榛A(chǔ)，對兩種工藝路線進(jìn)行比較。
（１）原料以上海地區(qū)價(jià)格為基準(zhǔn)，天然氣到廠價(jià)為２．５元／ｍ３（不含稅、熱值３５９４８ｋＪ／ｍ３），煤炭４５０元／ｔ（不含稅、熱值２２９９０ｋＪ／ｋｇ）。
（２）氧氣外購０．５元／ｍ３；３．５ＭＰａ蒸汽１００元／ｔ，１．０ＭＰａ蒸汽７０元／ｔ；新鮮水４元／ｍ３；電０．５６元／（ｋＷ·ｈ）。
（３）煤制氫采用水煤漿技術(shù)，建設(shè)投資１２．４億元、天然氣制氫建設(shè)投資６億元。人員費(fèi)用統(tǒng)一。裝置１０年折舊后殘值５％；修理費(fèi)３％／ａ，財(cái)務(wù)費(fèi)用按建設(shè)資金７０％貸款，年利率按５％計(jì)。
（４）比較范圍為裝置界區(qū)內(nèi)，建設(shè)投資不含征地費(fèi)以及配套儲運(yùn)設(shè)施。
４主要結(jié)果
４．１價(jià)格及成本參數(shù)
天然氣制氫和煤制氫成本測算結(jié)果見表１。
上海地區(qū)天然氣價(jià)格２．５元／ｍ３時(shí)（不含稅，下同），天然氣制氫成本１２８３１元／ｔ，折１．１４元／ｍ３。煤炭４５０元／ｔ時(shí)，煤制氫成本９９０３元／ｔ，折０．８６９元／ｍ３。９００００ｍ３／ｈ煤制氫比天然氣制氫年節(jié)約成本約２億元。
４．２天然氣制氫成本構(gòu)成
天然氣制氫成本構(gòu)成見圖１。從圖１可以看出，天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構(gòu)成，其中天然氣價(jià)格是最主要因素，占７３．４％。燃料氣是成本的第二因素，占１３．７％。按照總投資７０％融資考慮，制造及財(cái)務(wù)費(fèi)將占成本構(gòu)成的９．３％。除燃料氣外的燃料動力能耗占２．４％。其它費(fèi)用占１．２％。
４．３煤制氫成本構(gòu)成
煤制氫成本構(gòu)成見圖２。從圖２可以看出，煤制氫成本主要由煤炭、氧氣、燃料動力能耗和制造成本構(gòu)成，但煤炭費(fèi)用的比例遠(yuǎn)小于天然氣費(fèi)用的比例，僅占３６．９％。一般煤制氫氣采用部分氧化工藝，按照配套空氣分離裝置氧氣成本測算，占?xì)錃馍a(chǎn)的２５．９％。由于煤制氫氣投入大，制造及財(cái)務(wù)費(fèi)用成為重要的成本影響因素，占比達(dá)到２２．５％。燃料動力費(fèi)用占７．９％，其它占６．７％。
４．４天然氣制氫與煤制氫同等成本的對應(yīng)關(guān)系
天然氣制氫與煤制氫同等成本的對應(yīng)關(guān)系見表２。從表２可以看出，當(dāng)天然氣價(jià)格為１．６７元／ｍ３、煤炭價(jià)格為４５０元／ｔ時(shí)，天然氣制氫與煤制氫氫氣成本為０．８７元／ｍ３；天然氣價(jià)格為２．５２元／ｍ３、煤炭價(jià)格上升到８５０元／ｔ時(shí)，二者生產(chǎn)的氫氣成本為１．１５元／ｍ３。目前，兩種方法的制氫工藝均在工業(yè)化大規(guī)模生產(chǎn)中得到應(yīng)用，原料來源是影響氫氣成本的主要因素，也成為企業(yè)選擇技術(shù)的關(guān)鍵因素之一。
４．５天然氣和煤炭價(jià)格分布
２０１６年１２月各?。▍^(qū)、市）非居民用天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)格（含增值稅）見表３，２０１４—２０１６年我國主要區(qū)域煤炭價(jià)格指數(shù)見表４。天然氣和煤炭兩種資源價(jià)格有明顯的地域性，主要分為華東和華南、華北、西北地區(qū)。其中華東和華南地區(qū)遠(yuǎn)離天然氣主產(chǎn)區(qū)，無論是管輸還是ＬＮＧ運(yùn)輸，均存在成本高的問題，目前售價(jià)在２．５元／ｍ３以上，而煤炭限制少，可依托海運(yùn)優(yōu)勢實(shí)施進(jìn)口，售價(jià)與國內(nèi)運(yùn)輸價(jià)環(huán)渤海灣指數(shù)基本相同。華北地區(qū)天然氣靠近資源產(chǎn)地和國家主進(jìn)口管道，資源可獲得性較好，氣價(jià)相對較低，目前售價(jià)２元／ｍ３左右。煤炭雖也靠近產(chǎn)地，但基本以鐵路和公路運(yùn)輸為主，物流費(fèi)用較高，售價(jià)與國家環(huán)渤海灣指數(shù)相同。同時(shí)，京津冀地區(qū)環(huán)保壓力大，壓縮煤炭數(shù)量指標(biāo)高。西北地區(qū)位于天然氣和煤炭主產(chǎn)地，售價(jià)較低。
４．６碳稅對制氫成本的影響
全球變暖和環(huán)境污染，要求控制溫室氣體和污染物排放，減排任務(wù)日益嚴(yán)峻。隨著環(huán)保壓力的加大，尤其是２０１５年中國在《聯(lián)合國氣候變化框架公約》的巴黎氣候大會上提出到２０３０年單位ＧＤＰ的二氧化碳排放量比２００５年下降６０％～６５％，并在２０３０年前后化石能源消費(fèi)的二氧化碳排放達(dá)到峰值的目標(biāo)，征收碳稅將不可避免，煤制氫工藝外排二氧化碳約是天然氣制氫的４倍。
碳稅的實(shí)施對煤制氫項(xiàng)目的競爭力影響遠(yuǎn)大于天然氣制氫。碳稅對制氫路線的影響見表５。
以２０１５年上海地區(qū)天然氣價(jià)格２．５元／ｍ３、煤炭價(jià)格４５０元／ｔ測算，當(dāng)碳稅為１７５元／ｔ時(shí)，采取煤制氫工藝相對于天然氣制氫工藝，在成本上失去優(yōu)勢。以華北地區(qū)天然氣價(jià)格２．０元／ｍ３、煤炭價(jià)格４５０元／ｔ為基準(zhǔn)，當(dāng)碳稅為１００元／ｔ時(shí)，采取煤制氫工藝相對于天然氣制氫工藝，在成本上失去優(yōu)勢。以西北地區(qū)天然氣價(jià)格１．５元／ｍ３、煤炭價(jià)格３００元／ｔ為基準(zhǔn)，當(dāng)碳稅為５０元／ｔ時(shí)，采取煤制氫工藝相對于天然氣制氫工藝，在成本上失去優(yōu)勢。
５幾點(diǎn)建議
從計(jì)算結(jié)果可以看成：天然氣制氫與煤制氫兩種工藝路線所承受的原料價(jià)格和對碳稅敏感性不同。原料對天然氣制氫的影響大于煤制氫，總體看，天然氣價(jià)格變化１０％相當(dāng)于煤炭價(jià)格變化２３％左右。碳稅對煤制氫的影響大于天然氣制氫，碳稅每變化２５元／ｔ，天然氣制氫成本變化０．０１元／ｍ３，而煤制氫變化０．０５元／ｍ３。煤制氫燃料動力能耗高于天然氣制氫，對系統(tǒng)蒸汽和電力要求高，企業(yè)需要配套鍋爐，統(tǒng)一建設(shè)燃煤鍋爐受制于政府要求。隨著成品油質(zhì)量升級步伐加快，煉油企業(yè)對氫氣的需求不斷上升，新建或擴(kuò)建制氫裝置不可避免，氫氣成本成為提高企業(yè)競爭力的主要因素之一。為此，建議在統(tǒng)籌各區(qū)域和企業(yè)的條件后，合理選擇制氫路線。
（１）華東和華南地區(qū)天然氣價(jià)全國最高，與華北地區(qū)相比約高０．５元／ｍ３，相當(dāng)于煤炭價(jià)格高２５０元／ｔ。但這兩個地區(qū)煤炭資源供應(yīng)渠道多，運(yùn)輸方便?！笆濉逼陂g，在《石化產(chǎn)業(yè)規(guī)劃布局方案》（２０１４年）規(guī)劃的７大基地中有５個位于此區(qū)域，此外還有舟山在建的４０Ｍｔ／ａ煉化一體化基地，市場競爭激烈，降低原料成本尤為關(guān)鍵。同時(shí)，此區(qū)域也是國內(nèi)居民生活水平較高地區(qū)，加工制造產(chǎn)業(yè)發(fā)達(dá)，天然氣資源供應(yīng)緊張。建議積極與政府協(xié)調(diào)，制氫路線以煤制氫為主。
（２）華北地區(qū)氣／煤價(jià)格比小于華東地區(qū)，煤制氫受碳稅影響大。以２００９年國家財(cái)政部《中國開征碳稅問題研究詳細(xì)技術(shù)報(bào)告》中建議碳稅４０元／ｔ測算［６－７］，在現(xiàn)有天然氣價(jià)格（２．０元／ｍ３）下，煤炭最高可承受價(jià)格約５００元／ｔ。此外，國家正在加快京津冀一體化布局，２０１７年３月，環(huán)保部、發(fā)改委、財(cái)政部、能源局及相關(guān)６大省市政府聯(lián)合印發(fā)《京津冀及周邊地區(qū)２０１７年大氣污染防治工作方案》將北京、天津、河北、山西、山東、河南“２＋２６”城市納入京津冀大氣污染傳輸通道，其中北京、天津、廊坊、保定２０１７年１０月底前完成“禁煤區(qū)”建設(shè)任務(wù)。傳輸通道其它城市于１０月底前按照宜氣則氣、宜電則電的原則，每個城市完成５～１０萬戶以氣代煤或以電代煤工程。但此區(qū)域天然氣資源來源廣，北京地區(qū)已形成４條天然氣進(jìn)京管線，正在建設(shè)第５條管線。天津、山東建設(shè)了進(jìn)口ＬＮＧ設(shè)施。山西、內(nèi)蒙古等地規(guī)劃建設(shè)了多套煤制氣裝置。建議此區(qū)域在天然氣有保證的情況下，優(yōu)先建設(shè)天然氣制氫裝置。
（３）對于現(xiàn)有小于５．０Ｍｔ／ａ的非煉化一體化煉油型企業(yè)，自產(chǎn)燃料氣較多，氫氣需求量較小，干氣外運(yùn)成本高，建議利用自產(chǎn)干氣建設(shè)制氫裝置。
（４）現(xiàn)有城市型煉油廠環(huán)境要求苛刻，煤炭運(yùn)輸受制因素多，建議結(jié)合燃料平衡優(yōu)先考慮干氣和天然氣混合制氫路線。
（５）考慮到國家環(huán)保要求日益嚴(yán)格，尤其是已出臺的“大氣污染防治法”明確規(guī)定了高硫焦不能出廠（初步定為硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)３％以上），加工高含硫原油企業(yè)將面臨著石油焦出路難題。２０１５年硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)３％以上的石油焦價(jià)格為６８０元／ｔ，青島和天津硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)７％的石油焦僅售４６０元／ｔ，與煤炭價(jià)格基本持平，未來隨著環(huán)保和運(yùn)輸壓力加大，價(jià)格將逐漸下滑。但石油焦氫含量較高，從烴類蒸汽轉(zhuǎn)化的化學(xué)反應(yīng)可知，在碳數(shù)相同的情況下，氫碳比越高，理論產(chǎn)氫量越高。如果用石油焦作為煤氣化的原料，既可解決煤炭的保供問題，又能解決石油焦的出路問題。建議這種類型企業(yè)以焦／煤混合制氫路線為主。
（６）目前金屬含量高的重質(zhì)原油采用渣油加氫路線的經(jīng)濟(jì)性較差，建議下一步將此減壓渣油淺度溶劑脫瀝青后再與加氫、催化裂化等工藝組合，以最大限度地將渣油轉(zhuǎn)化為輕質(zhì)油品，脫油后硬瀝青可作為制氫原料或鍋爐燃料。但瀝青制氫方案如放在煉油結(jié)構(gòu)調(diào)整項(xiàng)目中，其效益受原油性質(zhì)、油價(jià)水平及最終產(chǎn)品方案影響較大，需要綜合測算。
（７）煤炭和天然氣供應(yīng)能力和價(jià)格對制氫工藝需求的動力鍋爐采用的燃料選擇至關(guān)重要，按照上海地區(qū)價(jià)格初步測算，１０Ｍｔ／ａ煉油系統(tǒng)的兩種燃料費(fèi)用相差約５億元；華北地區(qū)相差３．５億元?？紤]到制氫成本費(fèi)用，目前狀態(tài)下，對于１０Ｍｔ／ａ純煉油企業(yè)，天然氣比煤炭在上海地區(qū)高約７億元以上，而１５Ｍｔ／ａ煉油企業(yè)相差超過１０億元。如果是煉化一體化企業(yè)，煤炭作為燃料和原料，優(yōu)勢將更加明顯（預(yù)計(jì)年費(fèi)用相差約２０億元）。
