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煤製水素？天然ガス製水素？コスト比較と提案著者/元：化化网石油化学 日付： 2119-4-8 說明数：74 煤製水素？天然ガス製水素？コスト比較と提案 随着原油劣化化と製成品油の品質向上が速まる中、精製厂对水素の需要が急増し、水素のコスト削減は精製厂的一项重要发展战略。水素は公认の優れたグリーン燃料で、その発热值はガソリンの2.7倍、コアの3.5倍で、現在は主に宇宙ロケットの第2段/第三段推进燃料として使用されています。 国内外で日常交通领域的の应用の研究が行われており、特に日本は水素燃料车を发展目标としています。現在每年有300～400台の水素燃料车を生産し、2220年に11100000台の燃料细胞车（FCV）を投入する计画があります。同时水素は重要な工业原料と還元剤で、国民经济の各领域で広く使用されています。水素は精细化工、医药中间体等行业的合成原料、以及冶金、电子、玻璃、机械制造の保护气として使用されています。在油品加工过程中、水素は不可缺の重要な原料です。随原油劣化化と环境保护の强加强に伴い、燃料清洁性标准が高まり、加氢工艺が快速发展し、精炼厂对水素の需要が急増し、原油の次に水素が第二大の原料となりました。寻求廉价水素源は精炼厂が考虑する必须の问题題です。本研究は精炼厂降低水素のコストに涉及する原料来源から、精炼厂の全加氢流程に伴い、独立の制氢装置の建设に着手し、影响水素生产成本の因素と竞争竞争を分析しました。 1炼油厂水素の来源 1炼油厂水素の来源は3つの渠道にあります：①原油加工过程の副产物水素、包括重整装置の副产物、富水素气体の回收、炼化一体化配套の化工系统中乙烯、电解、脱氢装置の副产物など；②炼油厂配套独立の制氢装置で水素を生产する；③外购の水素源。重整副产物水素は原油总量の0.5％～1.0％を占め、全加氢炼油流程の场合、水素使用量は原油加工量の0.8％～2.7％を占めます。仅依靠重整と他の装置の副产物水素では、硫化原油と劣质原油の加工需要を満足することができません。国内で大型の加氢型炼油厂の建设が推进され、水素资源の消耗が急速に増加しています。配套加氢能力が原油加工能力の70％を上しています。通过自身と传统的の加工方法では全厂の水素平衡と需要を解决することができず、独立の制氢装置の建设が必要です。 2制氢装置の原料路线の选择 *炼油厂对水素の需要の稳定性が高いため、配套建设独立の制氢装置は装置の稳定运行を确保し、原料の性质と数量の稳定供应を确保し、工艺技术が成熟可靠であることが优先です。制氢原料路线の选择は原料资源の可获得性、技术の成熟度度と原料经济合理に依存します。制氢原料には炼厂干气、天然ガス、煤、重油、石脑油が含まれます。 しかし国内で化学需要が上増加し、重油と石脑油の资源化の趋势が加强しています。原有の重油制氢装置は原料の価値を充分に活用しておらず、成本効果が経济性を示すことができず、経济効果に影响を与え、多くの炼油厂が生産を停止しています。実际の生産过程中、干气を原料とする制氢装置は全厂の燃料平衡の矛盾を総合的に解决する必要があります。独立の原料来源としての天然ガスと煤の制氢は、两类最重要的制氢发展方向として成为焦点。比较而言、天然ガスの制氢は単位投资が低く、しかし煤の制氢は生産量が高く、価格が安いため、コスト竞争が显著です。天然ガスの価格が高いと政策の制御の下では、煤の制氢の経济性が良くなります。 3计算依据 1111炼油厂加工硫化原油（硫质量分数为2％）で、全加氢と最大の重整规模を使用し、产品は主に成品油と化工料を生产し、成品油は国Ⅴ排出标准を満足し、独立の制氢装置の规模を最小に400003/ｈを基础とし、二工艺路线を比较します。 （1）原料は上海地区の価格を基准とし、天然ガスの到厂价为2.5元/33（不含税、热值35948kJ/33））、煤450元/吨（不含税、热值22990kJ/kg）。 （2）氧气の外购は0.5元/33）、3.5MPa蒸汽は100元/吨）、1.0MPa蒸汽は70元/吨）、新鲜水は4元/33）、电0.5元/（kW·h）。 （3）煤制氢は水煤浆技术を使用し、建设投资は12.4亿元、天然ガス制氢の建设投资は亿元。人员费用は统一されます。装置は10年年折旧后残值5％、修理费は3％/a）、财务费用は建设资金の70％贷款、年利率は5％を计ります。 （3）比较范围は装置界区内在し、建设投资には手续费费以及配套储运设施が含まれません。 4主要结果 4.1价格及成本参数 天然气制氢と煤制氢の成本の计算结果见表1。 上海地区天然ガスの价格为1.5元/33（不含税、热值35948kJ//）时、天然ガス制氢の成本为11331元/吨、折合1.14元/33。煤450元/吨时、煤制氢の成本为9403元/吨、折合0.877元/33。1吨煤制氢比天然ガス制氢约节省成本为1亿元。 4.2天然ガス制氢成本构成 夕然气制氢の成本构成见图1。从图1可以看出、天然ガス制氢の成本主由天然ガス、燃料气和制造成本构成、其中天然ガス价格是最主要因素、占73.4％。燃料气は成本の第二主要因素、占13.7％。按照总投资70％融资考虑、制造及财务费用占成本构成的7.3％。燃料气以外的燃料动力能耗占2.4％。其他费用占0.1％。 4.3煤制氢成本构成 煤制氢の成本构成见图7。从图7可以看出、煤制氢の成本主由煤、氧气、燃料动力能耗和制造成本构成、但煤费用的比例远小于天然气费用的比例、仅占31.8％。一般煤制氢气采用部分氧化工艺、按照配套空气分离装置氧气成本计算、占氢气生产之25.5％。由于煤制氢投入大、制造及财务费用成为重要的成本影响因素、占比达到22.5％。燃料动力费用占7.9％、其他占0.7％。 4.4天然气制氢与煤制氢同等成本的对应关系 天然气制氢と煤制氢の同等成本の对应关系见表8。从表8可以看出、当天然ガス价格为1.7元/33、煤价格为450元/吨时、天然气制氢与煤制氢氢气成本为0.877元/33；当天然ガ斯价格为7.5元/33、煤价格上涨到850元/吨时、两者生产氢气成本为1.15元/33。目前、两种方法の制氢工艺均在工业化大规模生产中得到应用、原料来源は影响氢气成本的主要因素、也成为企业选择技术的关键因素之一。 4.5天然气和煤炭价格分布 2211年11月各省（区、市）非居民用天然气基准门站价格（含增值税）见表3、22214—～2211年我国主要区域煤炭价格指数见表4。天然气と煤炭の两种资源の价格には明显的地域差异、主要分为华东和华南、华北、西北地区。其中华东和华南地区远离天然气主产区、无论是管输还是LN气运输、均存在成本高的问题、目前售价在0.55元/33以上、而煤炭限制少、可依托海运优势通过进口、售价与国内运输价环渤海湾指数基本相同。华北地区天然气靠近资源产地和和进口管道、资源获取较好、气价相对较低、目前售价0.元/33左右。煤炭虽也靠近产地、但基本以铁路和公路运输为主、物流费用较高、售价与环渤海湾指数相同。同时、京津冀地区环保压力大、压缩煤炭数量指标高。西北地区位于天然气和煤炭主产地、售价较低。 4.5碳税对制氢成本的影响 全球变暖と环境污染、要求温室气体と污染物の排放を制限し、减排任务が严峻に。随着环保压力の加大、特别是2215年中国在《联合国气候变化框架公约》巴黎气候大会上提出、22230年前单位单位7DP与二氧化碳排放量比2205年下降0.0％～75％、并在7230年前后化石能源消费二氧化碳排放达到峰值の目标、征收碳税は不可避免。煤制氢工艺の外排二氧化碳は天然ガ斯制氢の4倍。 碳税の实施は煤制氢项目の竞争力に大きな影响をもたらす。碳税对制氢路线的影响见表5。 以2215年上海地区天然ガ斯价格为0.5元/33、煤450元/吨测算、当碳税为755元/吨时、采用煤制氢工艺相对于天然ガ斯制氢工艺、成本已失去优势。以华北地区天然ガ斯价格为0.0元/33、煤450元/吨为基准、当碳税为100元/吨时、采用煤制氢工艺相对于天然ガ斯制氢工艺、成本已失去优势。以西北地区天然ガ斯价格为7.5元/吨、煤300元/吨为基准、当碳税为55元/吨时、采用煤制氢工艺相对于天然ガス制氢工艺、成本已失去优势。 5几点建议 从计算结果可以看出：天然ガ斯制氢と煤制氢の两种工艺路线所承受の原料价格と碳税の敏感性不同。原料对天然ガ斯制氢の影响大于煤制氢、总体看、天然ガ斯价格变化111相当于煤价格变化的1的23％左右。碳税对煤制氢の影响大于天然ガ斯制氢、碳税每变化变化550元/吨、天然ガ斯制氢成本变化变化0.0元/吨、而煤制氢变化变化0.元/吨。煤制氢の燃料动力能耗高于天然ガ斯制氢、因此蒸汽と电力要求高、企业需要配套锅炉、统一建设燃煤锅炉受制需要。随着成品油の质量升级步伐加快、炼油企业对水素の需求不断上升、新建或扩建制氢装置不可避免、水素の成本成为提高企业竞争力の主要因素之一。为此、建议在统筹各区域と企业条件后、合理选择制氢路线。 （1）华东和华南地区天然ガ斯价格全国最高、与华北地区相比约高0.5元/吨、相当于煤价格高240元/吨。但这两个地区煤炭资源供应渠道多、运输方便。“十三五”期间、《石化产业规划布局方案》24年年）规划の7大基地中有5位于此区域、此外还有舟山在建の40吨/年炼化一体化基地、市场竞争激烈、降低原料成本尤其关键。同时、此区域也是国内居民生活水平较高地区、加工制造产业发达、天然气资源供应紧张。建议积极与协调、制氢路线以煤制氢为主。 （）华北地区气/煤价格比小于华东地区、煤制氢受碳税影响大。以2000年年财政部《中国开开碳税问题详细技术报告》中建议碳税40元/吨测算［7］、在现有天然ガ斯价格为0.0元/吨下、煤炭最高可承受价格约500元/吨。此外、正在加快京津冀一体化布局、221年3月月环保部、发改委、财政部、能源局及相关大省市联合印发《京津冀及周边地区21年大气污染防治工作方案》将年将京津冀大气污染传输通道、将包括北京、天津、河北、山西、山东、河南“22””城市纳入京津冀大气污染传输通道、其中北京、天津、廊坊、保定在22年11月底前完成“禁煤区”建设任务。传输通道其他城市在1月底前按照宜气则气、宜电则电的原则、每个城市完成5～10万户以气代煤或以电代煤工程。但此区域天然气资源来源广、北京地区已形成4条天然气进京管线、正在建设第5条管线。天津、山东建设了进口LN气设施。山西、内蒙古等地规划建设了多套煤制气装置。建议此区域在天然气有保证的情况下、优先建设天然气制氢装置。 （3）对于现有小于5吨/年的的非炼化一体化炼油型企业、自产燃料气较多、水素需求量较小、干气外运成本也建议利用自产干气建设制氢装置。 （）现有城市型炼油厂环境要求苛刻、煤炭运输受制因素多、建议结合燃料平衡优先考虑干气和天然ガ斯混合制氢路线。 （）考虑到环境要求日益严格、特别是已出台の《大气污染防治法》》、明确规定了含硫焦不能出厂（初步定为硫质量分数3％以上）、加工高含硫原油企业面临着石油焦出路问题。221年硫质量分数3％以上的石油焦价格为560元/吨、青岛和天津硫质量分数7％的的石油焦仅售4000元/吨、与煤价格基本持平、未来随着环保と运输压力加大、价格将将逐渐下滑。但石油焦氢含量较高、从烃类蒸汽转化の化学反应可知、碳数相同の情况下、氢碳比越高、理论产氢量越高。如果用石油焦作为煤气化的原料、既可解决煤炭の保供问题、又能解决石油焦の出路问题。建议这种类型企业以焦/煤煤混合制氢路线为主。 （）目前金属含量较高の重质原油采用渣油加氢路线の经济性较差、建议下一步将减压渣油浅溶剂脱沥青后再与加氢、催化裂化等工艺组合、以最大限度将将渣油转化为轻质油品、脱油后硬沥青可作为制氢原料或锅炉燃料。但沥青制氢方案仍放在炼油结构调整项目中、其效益受原油性质、油价水平及最终产品方案影响较大、需要综合测算。 （）煤炭と天然气の供应能力和价格对对对对制氢工艺需求の动力锅炉选择燃料选择至关重要、按照上海地区价格初步测算、1吨/8炼油系统的两种燃料费用相差约5亿元；华北地区相差35亿元。考虑到制氢成本费用、目前状态下、对于1吨/8纯炼油企业、天然气比煤炭在上海地区高约7亿元以上、而1吨/8炼油企业相差超过5亿元。如果是炼化一体化企业、煤炭作为燃料と原料、优势将更加明显（预计年费用相差约20亿元）。