◆制氫技術(shù)多元化，因地制宜是關(guān)鍵。隨著燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)寫入國(guó)家戰(zhàn)略，氫能開(kāi)發(fā)受到市場(chǎng)關(guān)注。制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈最前端環(huán)節(jié)，當(dāng)前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，要因地制宜。我國(guó)作為煤炭資源大國(guó)，煤制氫是未來(lái)煤炭清潔利用的重要突破口。

◆儲(chǔ)氫、運(yùn)氫是氫能利用發(fā)展的掣肘。當(dāng)前，氫氣運(yùn)輸瓶頸尚未完全突破、成本較高，且加氫站數(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)展滯后。我們對(duì)目前三大運(yùn)輸方式進(jìn)行理論測(cè)算后認(rèn)為，未來(lái)全國(guó)氫氣儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運(yùn)輸;城市內(nèi)部或區(qū)域之間中短距離可以集裝管束(拖車)運(yùn)輸，液氫槽罐車則能在300公里以上的遠(yuǎn)距離需求中發(fā)揮一定優(yōu)勢(shì)。制氫環(huán)節(jié)未來(lái)沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國(guó)煤炭資源與能源消費(fèi)地呈逆向分布，考慮儲(chǔ)氫、運(yùn)氫成本較高，資源地產(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

◆煤制氫是我國(guó)傳統(tǒng)煤化工轉(zhuǎn)型的突破口。我國(guó)傳統(tǒng)煤化工煤制甲醇項(xiàng)目產(chǎn)能利用率不足60%，重要分布于內(nèi)蒙古、山西等富煤地區(qū)，停產(chǎn)產(chǎn)能中45%采用煤制甲醇工藝。這部分產(chǎn)能具有改造成專門制氫裝置的潛能，其改造成本為新建項(xiàng)目的65%。煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競(jìng)爭(zhēng)力，價(jià)格約0.9元/立方米?？紤]到未來(lái)對(duì)煤化工褐煤的利用可能，成本還存在下降空間。根據(jù)我們敏感性測(cè)算，若改造比例達(dá)10%，全國(guó)單醇裝置可供給124萬(wàn)輛燃料電池車;若煤化工消費(fèi)占比提升1個(gè)百分點(diǎn)，全國(guó)新建煤制氫項(xiàng)目可供給543萬(wàn)輛燃料電池車。

報(bào)告內(nèi)容：

1、運(yùn)輸是氫能利用的核心問(wèn)題

1.1、制氫技術(shù)多元化，核心問(wèn)題鋰離子電池廠家在運(yùn)輸環(huán)節(jié)

氫能作為一種二次能源，具有綠色無(wú)污染、原料豐富、利用方式多樣的優(yōu)勢(shì)。經(jīng)過(guò)工業(yè)領(lǐng)域數(shù)十年的發(fā)展，制氫工藝已經(jīng)較為成熟。根據(jù)國(guó)際可再生能源署測(cè)算，2017年全球氫原料市場(chǎng)規(guī)模為1150億美元，預(yù)計(jì)2022年將達(dá)到1550億美元。

氫能源主產(chǎn)業(yè)鏈包括上游氫氣制備、中游氫氣運(yùn)輸儲(chǔ)存、下游加氫站、氫燃料電池及氫能源燃料電池應(yīng)用等多個(gè)環(huán)節(jié)，由于技術(shù)、基礎(chǔ)設(shè)施不足等問(wèn)題，目前各環(huán)節(jié)存在一定的難點(diǎn):

制備:資源地和消費(fèi)地逆向分布，制氫成本因技術(shù)路線和資源稟賦差異巨大;

儲(chǔ)存:關(guān)鍵材料、部件依賴進(jìn)口，尚不具備產(chǎn)業(yè)化條件;

運(yùn)輸:短時(shí)間重要以氣態(tài)高壓、車載運(yùn)輸方式為主，經(jīng)濟(jì)性受到運(yùn)距限制;

加注:加氫站缺乏統(tǒng)一審批規(guī)范，投資回收期長(zhǎng);

電堆:核心部件和材料國(guó)產(chǎn)化率較低。

2019年氫能源首次寫入《政府工作報(bào)告》，政府工作任務(wù)中明確將推動(dòng)充電、加氫等設(shè)施建設(shè)。其實(shí)，自2011年以來(lái)有關(guān)部門已經(jīng)從戰(zhàn)略、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、科技、財(cái)政等方面相繼公布了一系列政策，引導(dǎo)鼓勵(lì)氫燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。隨著氫能應(yīng)用技術(shù)發(fā)展逐漸成熟，以及全球應(yīng)對(duì)氣候變化壓力持續(xù)增大，氫能產(chǎn)業(yè)關(guān)注度日益提升，氫能及燃料電池技術(shù)作為實(shí)現(xiàn)低碳環(huán)保發(fā)展的重要?jiǎng)?chuàng)新技術(shù)，正在迎接一輪高速發(fā)展窗口。

制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈的最前端環(huán)節(jié)，當(dāng)前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，要因地制宜選擇適合所在地資源稟賦、經(jīng)濟(jì)條件等客觀環(huán)境的制氫手段。制備氫氣的方法已較為成熟，從多種來(lái)源中都可以制備氫氣，每種技術(shù)的成本及環(huán)保屬性都不相同，重要分為四種技術(shù)路線:工業(yè)尾氣副產(chǎn)氫、電解水制氫、化工原料制氫、化石燃料制氫等。

利用化石燃料制氫是目前工業(yè)制氫的重要途徑。在石化、鋼鐵、焦化工業(yè)領(lǐng)域，氫氣一般以副產(chǎn)品的形式出現(xiàn)，在循環(huán)經(jīng)濟(jì)模式下被當(dāng)做這些公司的重要化工原料或燃料。

全球來(lái)看，目前重要的制氫原料95%以上來(lái)源于傳統(tǒng)能源的化學(xué)重整(48%來(lái)自天然氣重整、30%來(lái)自醇類重整，18%來(lái)自焦?fàn)t煤氣)，4%左右來(lái)源于電解水。日本鹽水電解產(chǎn)能占所有制氫產(chǎn)能的63%，此外產(chǎn)能占比較高的還包括天然氣改制(8%)、乙烯制氫(7%)、焦?fàn)t煤氣制氫(6%)和甲醇改質(zhì)(6%)等。

1.2、氫氣屬于1類危險(xiǎn)品，對(duì)運(yùn)輸安全要求較高

氫氣在常溫常壓下為氣態(tài)，密度僅為0.0899千克/立方米。作為易燃?xì)怏w，它屬于1類危險(xiǎn)品，與空氣混合能形成爆炸性混合物，遇熱即發(fā)生爆炸，因此對(duì)運(yùn)輸安全要求較高。

氫氣的儲(chǔ)運(yùn)氫氣儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)可以分為高壓氣態(tài)、液態(tài)、有機(jī)載體(LOHC)及固態(tài)儲(chǔ)氫運(yùn)輸?shù)人念?。其中高壓氣態(tài)運(yùn)輸由于技術(shù)實(shí)現(xiàn)簡(jiǎn)單及成本低等特征，應(yīng)用最為廣泛，而液態(tài)運(yùn)輸次之。有機(jī)載體與固態(tài)運(yùn)輸處于試驗(yàn)階段，成熟度較低。

高壓氣態(tài)運(yùn)輸

(1)集裝格:集裝格是采用鋼結(jié)構(gòu)框架將10-16只容積40L單瓶集裝在一起采用常規(guī)車輛進(jìn)行運(yùn)輸，鋼瓶壓強(qiáng)可以達(dá)到15-20Mpa。由于鋼瓶自重較大，運(yùn)輸氫氣重量?jī)H占鋼瓶重量的0.067%，運(yùn)輸效率低下，成本高。但集裝格操作簡(jiǎn)單，運(yùn)輸方式靈活，適合于短距離、少量需求的供應(yīng)。

(2)集裝管束(拖車):是將多只大容積無(wú)縫高壓鋼瓶通過(guò)瓶身兩端的支撐板固定在框架中構(gòu)成，采用大型拖車運(yùn)輸。集國(guó)內(nèi)重要生產(chǎn)商中集安瑞科生產(chǎn)的集裝管束承受壓力20Mpa，每次可裝載氫氣約4000Nm3，重約460kg。

(3)管道運(yùn)輸:通過(guò)在地下埋設(shè)無(wú)縫鋼管系統(tǒng)進(jìn)行氫氣輸送，管道內(nèi)氫氣壓力一般4Mpa，輸送速度可達(dá)到20m/s。管道運(yùn)輸具有速度快、效率高的優(yōu)點(diǎn)，但初始投資較高。氫氣管道在美國(guó)及歐洲采用較多，我國(guó)則較為少見(jiàn)。

槽罐車液氫運(yùn)輸

液氫運(yùn)輸是將氫氣于零下253攝氏度低溫下轉(zhuǎn)化為液體形態(tài)，采用槽罐車進(jìn)行運(yùn)輸。相關(guān)于高壓氣態(tài)運(yùn)輸，液態(tài)氫具有更高的體積能量密度，因而運(yùn)輸效率大幅度提升。但氫氣液化能耗較高，相當(dāng)于被液化氫氣熱值的33%，同時(shí)在運(yùn)輸過(guò)程中具有極高的保溫要求以防止液氫沸騰，因而成本較高。

1.3、三種氫氣運(yùn)輸方式成本測(cè)算及比較

集裝管束(拖車)、液氫槽罐車、管道氫氣是當(dāng)前最重要、成熟的氫氣運(yùn)輸方式，為了分析其適合的使用場(chǎng)景及經(jīng)濟(jì)性，我們分別對(duì)這三種運(yùn)輸成本進(jìn)行梳理及測(cè)算。

(1)集裝管束(拖車)運(yùn)輸

集裝管束(拖車)運(yùn)輸成本重要包括:拖車折舊費(fèi)、維護(hù)保養(yǎng)費(fèi)、氫氣壓縮耗電、人員工資及運(yùn)輸油耗等。我們基于以下假設(shè)測(cè)算:拖車價(jià)格100萬(wàn)/臺(tái)，分10年折舊，殘值為0;每臺(tái)拖車要2名司機(jī)，人均工資15萬(wàn)/年;載氣量460kg，每百公里耗油25升(柴油價(jià)格按6元/升);速度50km/小時(shí)，兩端裝卸時(shí)間約5小時(shí)，年有效工作時(shí)4500小時(shí)，氫氣壓縮過(guò)程耗電1kwh/kg(電費(fèi)0.6元/度)。

(2)液氫槽罐車運(yùn)輸

與集裝管束車(拖車)運(yùn)輸方式相比，液氫槽罐車運(yùn)輸成本新增了氫氣液化成本及運(yùn)輸途中液氫的沸騰損耗。我們基于以下假設(shè)測(cè)算:槽罐車價(jià)格45萬(wàn)/輛，分10年折舊，殘值為0;每次裝載液氫約4300kg，運(yùn)輸途中由于液氫沸騰平均每小時(shí)損耗0.01%，液化過(guò)程損耗0.5%。液化過(guò)程耗電11kwh/kg，槽罐車充卸一次耗時(shí)6.5小時(shí)。

(3)管道氫氣運(yùn)輸

管道氫氣運(yùn)輸成本重要包括管道建設(shè)費(fèi)用折舊與攤銷、直接運(yùn)行維護(hù)費(fèi)(材料費(fèi)、維修費(fèi)、輸氣損耗、職工薪酬等)、管理費(fèi)及氫氣壓縮成本等。參考國(guó)內(nèi)最近建成運(yùn)營(yíng)的氫氣輸送管道濟(jì)源-洛陽(yáng)項(xiàng)目，我們基于以下假設(shè)測(cè)算:采用φ508mm管道，年輸送能力10.04萬(wàn)噸，建設(shè)成本為616萬(wàn)/公里，管道使用壽命20年;運(yùn)行期間維護(hù)成本及管理費(fèi)用占建設(shè)成本的8%;滿載輸送過(guò)程中每年損耗為1252千克/公里。

通過(guò)比較我們可以發(fā)現(xiàn):1.在滿負(fù)荷運(yùn)營(yíng)狀態(tài)下，管道運(yùn)輸成本明顯優(yōu)于集裝管束(拖車)與液氫槽罐車運(yùn)輸;2.在300公里運(yùn)輸距離之內(nèi)，集裝管束(拖車)運(yùn)輸成本優(yōu)于槽罐車，而運(yùn)距超過(guò)300公里之后，槽罐車運(yùn)輸成本開(kāi)始低于集裝管束(拖車)。

集裝管束(拖車)與槽罐車單車運(yùn)輸量有限，可以根據(jù)市場(chǎng)需求變化調(diào)整運(yùn)輸車數(shù)量規(guī)模以提高利用率。而管道運(yùn)輸?shù)慕?jīng)濟(jì)性必須以高負(fù)荷為前提，單位運(yùn)輸成本受運(yùn)輸量影響顯著。

未來(lái)全國(guó)氫氣儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運(yùn)輸;城市內(nèi)部或區(qū)域之間中短距離以集裝管束(拖車)運(yùn)輸為主，液氫槽罐車則能在300公里以上的遠(yuǎn)距離需求中發(fā)揮優(yōu)勢(shì)。

1.4、考慮儲(chǔ)運(yùn)成本，煤制氫或是內(nèi)陸地區(qū)重要方式

我國(guó)工業(yè)氣體生產(chǎn)領(lǐng)域起步較晚，大多數(shù)煉油公司多自建氫氣制造廠滿足本廠的氫氣要，專門氫氣制造公司數(shù)量不多并且發(fā)展速度較慢，現(xiàn)有氫氣制造業(yè)多分布于東部沿海地區(qū)。其中以廣東省、江蘇省、上海市、山東省、北京市公司最為集中。

從出廠成本來(lái)看，煤制氫，氯堿、丙烷脫氫制丙烯和乙烷裂解制烯烴副產(chǎn)成本遠(yuǎn)低于天然氣、甲醇重整制氫和水電解制氫等路線。但由于煤制氫產(chǎn)能重要集中在內(nèi)蒙古、山西等地區(qū)，距離東部沿海等消費(fèi)中心較遠(yuǎn)，考慮到儲(chǔ)氫和運(yùn)氫后綜合成本，其與氯堿、丙烷脫氫和乙烷裂解制氫相比不占優(yōu)勢(shì)。未來(lái)制氫環(huán)節(jié)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。沿海走化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。

我國(guó)煤炭資源與當(dāng)前階段的制氫公司地域上呈逆向分布。煤炭資源地理分布總格局西多東少、北富南貧。區(qū)域分布上，華北地區(qū)占58%。其中山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆、貴州、寧夏等6省，資源總量占全國(guó)的80%。山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆、貴州等五省煤炭探明儲(chǔ)量占全國(guó)比重達(dá)81%以上。

煤炭資源、煤化工產(chǎn)業(yè)集中于三北地區(qū)，但根據(jù)當(dāng)前加氫站的布局規(guī)劃，氫能需求重要集中在長(zhǎng)三角、珠三角等相對(duì)發(fā)達(dá)地區(qū)。鑒于運(yùn)輸成本在外部供應(yīng)加氫站成本結(jié)構(gòu)中比重較大，必然面對(duì)儲(chǔ)運(yùn)問(wèn)題。不同于已經(jīng)具備大規(guī)模管道運(yùn)輸體系的天然氣，煤制氫現(xiàn)在重要用車輛運(yùn)輸。車輛運(yùn)輸?shù)慕?jīng)濟(jì)運(yùn)輸半徑一般在100千米以內(nèi)。超過(guò)這個(gè)距離后運(yùn)輸成本變高，煤制氫的經(jīng)濟(jì)性將大幅下降。

我國(guó)是煤制氫應(yīng)用最多國(guó)家之一，煤制氫的優(yōu)勢(shì)重要表現(xiàn)在三個(gè)方面:

原料可獲得性。我國(guó)作為煤炭大國(guó)，煤炭在一次能源占比達(dá)60%，資源豐富且易得。

原料成本低。煤炭相比天然氣等能源具有明顯的價(jià)格優(yōu)勢(shì)。天然氣制氫成本約為2元/立方米，而煤炭制氫的成本在0.8元/立方米左右。

煤制氫技術(shù)成熟，可規(guī)模化生產(chǎn)。清潔煤化工過(guò)程第一步產(chǎn)生的就是氫氣，煤制氫技術(shù)可以追溯到上世紀(jì)八九十年代。在此期間，神華、齊魯石化、茂名石化等煤化工行業(yè)龍頭公司爭(zhēng)相布局，推動(dòng)了我國(guó)煤制氫技術(shù)的發(fā)展，一氧化碳轉(zhuǎn)換、氫氣分離提純、大規(guī)?？辗值汝P(guān)鍵技術(shù)上實(shí)現(xiàn)了國(guó)產(chǎn)化?？梢哉f(shuō)，我國(guó)煤制氫技術(shù)已較為成熟，可支持規(guī)?；瘧?yīng)用，這是其他制氫路徑不具備的優(yōu)勢(shì)。

另一方面，不可否認(rèn)煤炭作為傳統(tǒng)化石燃料在制氫過(guò)程中容易產(chǎn)生環(huán)保問(wèn)題:

要通過(guò)CCS技術(shù)處理、封存CO2

煤制氫工藝外排二氧化碳約是天然氣制氫的4倍。我國(guó)在《聯(lián)合國(guó)氣候變化框架公約》的巴黎氣候大會(huì)上承諾到2030年單位GDP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)。煤制氫過(guò)程排放CO2，必須利用CCS技術(shù)才能實(shí)現(xiàn)減排。

要進(jìn)行脫硫處理

合成氣中的硫來(lái)源于氣化用煤，重要以H2S形式存在。氣化用煤中的硫約有80%轉(zhuǎn)化成H2S進(jìn)入煤氣，假如H2S進(jìn)入燃料電池中，會(huì)引起燃料電池陰極催化劑中毒，造成陰極催化劑不可逆轉(zhuǎn)的損傷，從而導(dǎo)致燃料電池性能迅速顯著下降。為了防止重整催化劑的老化，要安裝用于可以去除硫成分的脫硫器。

2018年由國(guó)家能源投資集團(tuán)牽頭，同濟(jì)大學(xué)、我國(guó)一汽、重工鋼研等數(shù)十家公司和科研機(jī)構(gòu)共同發(fā)起的我國(guó)氫能聯(lián)盟在北京正式成立，聯(lián)盟成員單位從發(fā)起的20家新增到54家。國(guó)能投作為我國(guó)氫能聯(lián)盟首屆理事長(zhǎng)單位，煤化工板塊年產(chǎn)超過(guò)400萬(wàn)噸氫氣，已具備供應(yīng)4000萬(wàn)輛燃料電池乘用車的制氫能力，在制氫產(chǎn)業(yè)有著得天獨(dú)厚的優(yōu)勢(shì)。集團(tuán)正在加快布局從制氫到加氫站的氫能利用全產(chǎn)業(yè)鏈，并參與氫燃料電池的研制與開(kāi)發(fā)，正計(jì)劃在江蘇如皋、陜西咸陽(yáng)、內(nèi)蒙古包頭等地投資建設(shè)氫能項(xiàng)目。

2、煤制氫是我國(guó)煤炭清潔利用的突破口

2.1、煤氣化、工業(yè)副產(chǎn)是目前國(guó)內(nèi)最重要?dú)錃鈦?lái)源

我國(guó)煤炭資源儲(chǔ)量豐富，天然氣對(duì)外依存度高達(dá)30%，核能、可再生能源仍處于發(fā)展當(dāng)中。從資源稟賦及能源利用現(xiàn)狀等因素出發(fā)，煤炭氣化制氫、可再生能源制氫前景廣闊。從能源安全、經(jīng)濟(jì)發(fā)展穩(wěn)定等現(xiàn)實(shí)角度考慮，煤制氫是煤炭清潔利用問(wèn)題的極佳突破口。

過(guò)去煤制氫一直活躍在化工領(lǐng)域，不被大眾所熟悉。前幾年由于環(huán)保要求提高，油品質(zhì)量升級(jí)步伐加快，煤制氫開(kāi)始被煉油廠廣泛應(yīng)用。而2019年以來(lái)隨著燃料電池的火熱，煤制氫作為重要制氫路徑之一，也逐漸走進(jìn)公眾的視野。

2010年至今，全國(guó)新建大型煉廠煤、石油焦制氫項(xiàng)目6套，煤制氫的總規(guī)模約為80.5萬(wàn)標(biāo)準(zhǔn)立方米/小時(shí)。煤/石油焦制氫仍然是我國(guó)煉廠制氫的主流工藝路線，根據(jù)亞化咨詢《我國(guó)煤制氫年度報(bào)告2018》統(tǒng)計(jì)，2010年至今，全國(guó)新建大型煉廠煤/石油焦制氫項(xiàng)目6套，煤制氫的總規(guī)模約為80.5萬(wàn)標(biāo)立米/小時(shí)。2017年底全國(guó)擬在建15個(gè)煉化一體項(xiàng)目中，已確定采用煤制氫的項(xiàng)目有11個(gè)，確定采用天然氣制氫的只有1個(gè)。

煤氣化是煤制氫首要環(huán)節(jié)，通過(guò)氣化將固體煤轉(zhuǎn)化為含有CO、氫氣、甲烷等可燃?xì)怏w的合成氣，再進(jìn)一步通過(guò)分離技術(shù)得到氫氣。目前廣泛應(yīng)用的煤氣化技術(shù)有固定床氣化、流化床氣化及氣流床氣化:

固定床氣化:固定床氣化技術(shù)是以蒸汽、氧氣為氣化劑，將固體燃料轉(zhuǎn)化成煤氣的過(guò)程。代表性氣化爐重要是碎煤加壓氣化爐。碎煤加壓氣化爐是國(guó)內(nèi)操作最穩(wěn)定、技術(shù)最成熟的煤氣化技術(shù)之一，具有煤種適應(yīng)性廣泛、合成氣中富含CH4、副產(chǎn)品多、氧耗低、單爐生產(chǎn)能力低、占地面積大及廢水處理費(fèi)用高的特點(diǎn)。

流化床氣化:流化床氣化最重要特點(diǎn)是氣化劑和固體燃料進(jìn)入一個(gè)高溫的顆粒流化床。代表性氣化爐為U-GAS氣化爐，具有氣化強(qiáng)度高、氣化劑與燃料之間的傳熱傳質(zhì)效率高及產(chǎn)品氣體熱值高的特點(diǎn)。

氣流床氣化:氣流床氣化使用極細(xì)的粉煤為原料，在氣化爐內(nèi)細(xì)顆粒粉煤分散懸浮于高速氣流中，按進(jìn)料方式分為干法進(jìn)料(干煤粉)及濕法進(jìn)料(水煤漿)兩種。干煤粉氣化代表性氣化爐為Shell、WHG、SE-東方爐，水煤漿氣化代表性氣化爐為GE氣化爐。氣流床氣化具有有效氣成分高、單爐氣化能力高、氣化反應(yīng)速度極快、廢水量少、處理簡(jiǎn)單、環(huán)境友好的特點(diǎn)。

從有效氣成分的比較可知，固定床及流化床氣化制氫的合成氣有效組分含量較低，但兩者均含有甲烷，關(guān)于以制取甲烷為目標(biāo)產(chǎn)品的項(xiàng)目較有利。氣流床氣化技術(shù)合成氣有效成分較高，均能達(dá)到75%以上。氣流床技術(shù)是當(dāng)前先進(jìn)的潔凈煤氣化技術(shù)，也是煤氣化技術(shù)發(fā)展的主流方向，中石化、國(guó)家能源集團(tuán)等國(guó)內(nèi)能源巨頭的大型煤制氫項(xiàng)目也重要采用這一技術(shù)路線。

已建大型煉廠煤制氫裝置中，多采用水煤漿氣流床氣化技術(shù)。水煤漿氣化的優(yōu)勢(shì)在于:(1)原料適應(yīng)性好，水煤漿氣化可以氣化煙煤、次煙煤和部分石油焦鋰離子電池;(2)制氫壓力高，與煉油氫氣需求壓力匹配性好;(3)產(chǎn)品匹配性好，氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺(tái)爐投資低，設(shè)置備爐可確保氣化持續(xù)供氫。

2.2、傳統(tǒng)煤化工是潛在的煤制氫產(chǎn)能，可為改造基礎(chǔ)

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工產(chǎn)業(yè)的重要組成部分。煤制氫作為煤制甲醇的前置環(huán)節(jié)，其產(chǎn)生的氫氣被用于甲醇合成。當(dāng)前存在較多的煤制甲醇停產(chǎn)產(chǎn)能，這部分設(shè)備具有改造成專門制氫裝置的潛能。同時(shí)內(nèi)蒙古等褐煤儲(chǔ)量豐富的地區(qū)，可以充分發(fā)掘其成本優(yōu)勢(shì)。

(1)傳統(tǒng)煤化工及分布情況，可以成為改造的基礎(chǔ)內(nèi)蒙古是我國(guó)褐煤儲(chǔ)量、產(chǎn)量最豐富地區(qū)。褐煤是一種低階動(dòng)力煤，它熱值低、煤質(zhì)較差，不適宜長(zhǎng)距離運(yùn)輸。目前褐煤消費(fèi)重要方式包括:1)用作坑口電廠和工業(yè)鍋爐燃料，占總消費(fèi)量70%;2)用作煤化工原料，生產(chǎn)深加工產(chǎn)品，占總消費(fèi)量10%;3)用于民用市場(chǎng)，占總消費(fèi)量5-10%。

煤化工以褐煤為原料，經(jīng)濟(jì)價(jià)值相對(duì)較高，但過(guò)去受褐煤開(kāi)發(fā)利用技術(shù)限制，煤化工并未發(fā)展成最大的褐煤消費(fèi)行業(yè)。以褐煤為原料和燃料的煤化工項(xiàng)目重要分布在內(nèi)蒙古、東北三省及云南。其中內(nèi)蒙古褐煤利用率較高的公司有呼倫貝爾金新化工、大唐化肥廠、東能化工、大唐克旗煤制氣等;東北地區(qū)由于運(yùn)距較遠(yuǎn)，較少使用褐煤作為煤化工原料，如遼寧合成氨一般采用焦?fàn)t煤氣作為原材料;云南重要為云南煤化工集團(tuán)的褐煤合成氨和甲醇項(xiàng)目。

目前褐煤重要生產(chǎn)礦井及消費(fèi)公司均集中在國(guó)有大型公司旗下，其中褐煤生產(chǎn)礦井70%以上屬于國(guó)有公司，而褐煤重要消費(fèi)公司也基本為國(guó)有五大發(fā)電集團(tuán)。

神華集團(tuán):集團(tuán)在蒙東地區(qū)獲取了豐富的褐煤資源，勝利一號(hào)露天礦神寶能源公司、大雁公司、寶清公司、神華國(guó)能錫林郭勒公司獲得的探明資源儲(chǔ)量超過(guò)100億，年產(chǎn)量達(dá)8000萬(wàn)噸以上。

國(guó)電集團(tuán):集團(tuán)下屬褐煤礦井重要位于內(nèi)蒙古錫林郭勒盟和赤峰市，年產(chǎn)褐煤近3000萬(wàn)噸，褐煤煤質(zhì)低硫、低灰，發(fā)熱量2800-4800大卡/千克。

國(guó)電投集團(tuán):集團(tuán)所屬煤礦年產(chǎn)褐煤6000萬(wàn)噸，礦井?dāng)?shù)量雖然不多，但單礦產(chǎn)能較大。

華能集團(tuán):集團(tuán)下屬褐煤礦井重要位于扎賁諾爾、伊敏河、寶日希勒礦區(qū)及大雁礦區(qū)，年產(chǎn)量4500萬(wàn)噸左右。

(2)煤化工改造的可能性，改造的技術(shù)路線

煤制氣是傳統(tǒng)煤化工領(lǐng)域的基礎(chǔ)環(huán)節(jié)，屬于煤化工技術(shù)領(lǐng)域的關(guān)鍵性共性技術(shù)。產(chǎn)生物合成氣中氫氣占比較高，例如在焦?fàn)t煤氣制甲醇工藝中氫氣占比高達(dá)60%。

過(guò)去國(guó)內(nèi)通過(guò)煤氣化生產(chǎn)的氫氣重要用作化工合成(如合成氨、甲醇)原料氣，而很少直接用煤為原料制氫。煤制甲醇設(shè)備通過(guò)一定改造即可成為專門制氫設(shè)備:保留該套裝置的煤漿制備、氣化、灰水處理，變換、低溫甲醇洗，硫回收，空分、空壓裝置中部分中控室，去除甲醇裝置和成品罐區(qū)的投資，并新增變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工最重要產(chǎn)業(yè)，目前國(guó)內(nèi)甲醇生產(chǎn)工藝重要有煤制甲醇、天然氣制甲醇、焦?fàn)t煤氣制甲醇三種。受我國(guó)富煤貧油少氣資源現(xiàn)狀制約，煤制甲醇成為國(guó)內(nèi)甲醇生產(chǎn)的重要方式，在三種煤化工制甲醇路線中，煤制甲醇占比75.2%。

根據(jù)工藝不同，甲醇裝置可分為單醇裝置與聯(lián)醇裝置，后者是甲醇、合成氨聯(lián)產(chǎn)工藝。從改造難度及經(jīng)濟(jì)性來(lái)講，單醇裝置更加適合，單醇煤制甲醇產(chǎn)能4011萬(wàn)噸，占比達(dá)60%。

截至2017年末，我國(guó)甲醇總產(chǎn)能合計(jì)約8167萬(wàn)噸，除長(zhǎng)期停車裝置以外，長(zhǎng)期有效產(chǎn)能約7644萬(wàn)噸，同期全國(guó)精甲醇產(chǎn)量4529萬(wàn)噸，產(chǎn)能利用率59.2%，行業(yè)存在產(chǎn)能過(guò)剩的情況。從統(tǒng)計(jì)的停產(chǎn)(持續(xù)兩年停產(chǎn))甲醇生產(chǎn)公司數(shù)據(jù)來(lái)看，煤制甲醇占比達(dá)44.5%。煤炭制氫為產(chǎn)能過(guò)剩的煤制甲醇細(xì)分行業(yè)帶來(lái)了新的需求。

根據(jù)測(cè)算2018年精甲醇產(chǎn)量4707萬(wàn)噸，內(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、陜西、重慶、新疆、海南九省合計(jì)生產(chǎn)甲醇4001萬(wàn)噸，占全國(guó)總產(chǎn)量的85%。

(3)煤制氫投資成本及煤化工改造成本

煤制氫適用于大規(guī)模制氫，通常項(xiàng)目產(chǎn)能在5萬(wàn)m3/h以上，單位產(chǎn)能投資額約1.5億m3/h，其中固定資產(chǎn)占項(xiàng)目總投資的80%以上。重要設(shè)備包括煤氣化、凈化、空分、輔助裝置，投資產(chǎn)比分別為31%/35%/30%/4%。

荊門盈德氣體煤制氫項(xiàng)目:總投資13億元，設(shè)計(jì)規(guī)模為氫產(chǎn)量5.3萬(wàn)m3/h，作為荊門石化1000萬(wàn)噸油品質(zhì)量升級(jí)工程的配套工程，被列為湖北省重點(diǎn)項(xiàng)目。

茂名石化項(xiàng)目:我國(guó)單產(chǎn)能力最大的煤制氫項(xiàng)目茂名石化20萬(wàn)m3/h，總投資30億元。項(xiàng)目采用美國(guó)通用能源公司水煤漿氣化工藝技術(shù)和德國(guó)魯奇公司低溫甲醇洗工藝技術(shù)。

煤制甲醇裝置通過(guò)一定改造即可用于專門制氫去除甲醇裝置和成品罐區(qū)的投資，并新增變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。以25萬(wàn)噸煤制氫為例，項(xiàng)目總投資23.4億元，其中凈化、空分裝置設(shè)備投資合計(jì)12.3億元，加上安裝、建筑工程投資金額，改造總預(yù)算約15億，是新建項(xiàng)目投資的65%。

2.3、改造、新建煤制氫項(xiàng)目可供燃料電池車的敏感性分析

傳統(tǒng)煤制甲醇裝置經(jīng)過(guò)改造可以成為專門制氫設(shè)備，同時(shí)部分煤炭資源豐富地區(qū)也存在新建煤制氫項(xiàng)目可能。我們分別以存量單醇裝置項(xiàng)目改造比例、煤化工消費(fèi)提升率為變量，測(cè)算不同情形下可供燃料電池車的數(shù)量。

改造項(xiàng)目

從技術(shù)改造的角度來(lái)看，單醇裝置改造難度及成本最低。截至2016年末，全國(guó)煤制甲醇單醇裝置總產(chǎn)能4011萬(wàn)噸。我們以2018年各省甲醇產(chǎn)量為基礎(chǔ)，基于以下假設(shè)測(cè)算:

(1)各省甲醇產(chǎn)量占比等于單醇裝置產(chǎn)能產(chǎn)比;

(2)60萬(wàn)噸/年煤制甲醇裝置配套60000Nm3/hPSA制氫裝置;

(3)設(shè)備利用率5000小時(shí)/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗0.14噸氫氣。

內(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、山西合計(jì)單醇產(chǎn)能占比達(dá)74%，改造后理論上每年可以供應(yīng)148.8億立方米氫氣。

由于設(shè)備改造比例具有不確定，改造力度取決于產(chǎn)業(yè)政策、盈利水平、環(huán)保要求等諸多因素，我們通過(guò)敏感性分析來(lái)測(cè)算不同改造比例各地可供給燃料電池車數(shù)量:若改造比例為10%，全國(guó)單醇裝置可供給124萬(wàn)輛燃料電池車;若全部完成改造，可供給1242萬(wàn)輛燃料電池車。

新建項(xiàng)目

2017年煤化工用煤2.8億噸，占煤炭總需求7.2%。長(zhǎng)期來(lái)看，隨著煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展，消費(fèi)占比存在提升空間。煤制氫可以成為煤化工增長(zhǎng)的方向之一。截至2018年上半年，全國(guó)在產(chǎn)煤礦總產(chǎn)能約35億噸。山西、內(nèi)蒙古、陜西、河南、貴州合計(jì)產(chǎn)能24.9億噸，占全國(guó)總產(chǎn)能71.5%。豐富的煤炭產(chǎn)能為煤制氫新建項(xiàng)目供應(yīng)了原料保障。

我們以煤化工消費(fèi)提升比例為自變量，通過(guò)敏感性測(cè)算分析各地新建煤制氫項(xiàng)目可供給燃料電池車數(shù)量，假設(shè)條件包括:(1)每噸甲醇消耗原料煤2噸;(2)60萬(wàn)噸/年煤制甲醇裝置配套60000Nm3/hPSA制氫裝置;(3)設(shè)備利用率5000小時(shí)/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗0.14噸氫氣。

若煤化工消費(fèi)占比提升1個(gè)百分點(diǎn)，全國(guó)新建煤制氫項(xiàng)目可供給543萬(wàn)輛燃料電池車;若占比提升2.8個(gè)百分點(diǎn)，可供給1520萬(wàn)輛燃料電池車。

2.4、煤制氫的成本測(cè)算以及和天然氣制氫的比較

從國(guó)際經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，煤炭、天然氣均可作為大規(guī)模、穩(wěn)定的內(nèi)地制氫來(lái)源。與當(dāng)前全球應(yīng)用最廣的天然氣制氫相比，煤制氫更符合我國(guó)資源條件，我們從經(jīng)濟(jì)性角度對(duì)二者進(jìn)行了比較。

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。比較而言，天然氣制氫單位投資低，煤制氫產(chǎn)量高，價(jià)格低廉，成本優(yōu)勢(shì)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。

天然氣制氫重要流程包括常減壓蒸餾、催化裂化、催化重整和芳烴生產(chǎn)。甲烷水蒸氣重整技術(shù)自1926年首次應(yīng)用至今，經(jīng)過(guò)近80多年的工藝改進(jìn)，是目前工業(yè)上天然氣制氫應(yīng)用最廣的方法。

煤制氫涉及復(fù)雜的工藝過(guò)程。煤炭通過(guò)氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體脫除、氫氣提純等關(guān)鍵環(huán)節(jié)，可以得到不同純度的氫氣。一般情況下煤氣化要氧氣，因此煤炭制氫還要與之配套的空分系統(tǒng)。煤制氫的核心是煤氣化技術(shù)。

天然氣制氫成本重要由天然氣、燃料氣和制造成本構(gòu)成，其中天然氣價(jià)格占比73%，燃料氣占比14%、制造及財(cái)務(wù)費(fèi)占比9%。

煤制氫成本重要由煤炭、氧氣、燃料動(dòng)力能耗和制造成本構(gòu)成，但原料占比僅37%遠(yuǎn)小于天然氣比重。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(cè)算，占?xì)錃馍a(chǎn)的26%。由于煤制氫氣投入大，制造及財(cái)務(wù)費(fèi)用也成為重要的成本影響因素，占比達(dá)23%。

以9萬(wàn)m3/h獨(dú)立制氫裝置，對(duì)兩種工藝路線進(jìn)行比較，假設(shè)條件如下:

(1)天然氣價(jià)格2018年沿江地區(qū)工業(yè)天然氣均價(jià)3.25元/立方米，以此作為天然氣制氫原料價(jià)格測(cè)算基礎(chǔ);2018年秦皇島動(dòng)力煤均價(jià)約600元/噸，以此作為煤制氫原料價(jià)格測(cè)算基礎(chǔ)。

(2)氧氣外購(gòu)成本0.5元/立方米，3.5MPa蒸汽100元/噸，1.0MPa蒸汽70元/立方米，新鮮水4元/立方米;電費(fèi)0.56元/千瓦時(shí)。

(3)煤制氫采用水煤漿技術(shù)，建設(shè)投資12億元，天然氣制氫建設(shè)投資6億元。裝置10年折舊后殘值5%;修理費(fèi)3%/年，財(cái)務(wù)費(fèi)用按建設(shè)資金70%貸款，年利率5%。

從制氫成本敏感性圖可以看出，天然氣路線的制氫成本受天然氣價(jià)格影響較大，天然氣價(jià)格每上漲0.5元/立方米，制氫成本提升約0.2元/立方米。而煤制氫路線的制氫成本受煤炭?jī)r(jià)格變化較小，煤炭?jī)r(jià)格每上升100元/噸，制氫成本提升約0.06元/立方米。從原料價(jià)格的上漲趨勢(shì)看，鋰離子電池煤炭的價(jià)格抗風(fēng)險(xiǎn)能力也要優(yōu)于天然氣。

在煤炭?jī)r(jià)格水平約600元/噸情形下，假如天然氣制氫要實(shí)現(xiàn)與煤制氫同樣的生產(chǎn)成本，天然氣價(jià)格必須維持在2.5元/立方米左右。目前我國(guó)東部沿海地區(qū)工業(yè)天然氣價(jià)格在3-3.5元/立方米，華南地區(qū)價(jià)格最高約4元/立方米。煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競(jìng)爭(zhēng)力，在西北、西南等天然氣資源充足地區(qū)公司可考慮選擇以天然氣為原料制氫。

天然氣制氫的特點(diǎn)在于流程短，投資低，運(yùn)行穩(wěn)定。煤制氫的特點(diǎn)在于流程長(zhǎng)，投資高，運(yùn)行相對(duì)復(fù)雜，因煤炭?jī)r(jià)格相對(duì)較低，制氫成本低。當(dāng)制氫規(guī)模低于5萬(wàn)Nm3/h時(shí)，煤制氫的氫氣成本中固定資產(chǎn)折舊成本高，與天然氣制氫相比沒(méi)有優(yōu)勢(shì)。當(dāng)制氫規(guī)模大于5萬(wàn)Nm3/h，煤制氫成本中固定資產(chǎn)折舊成本較低，其氫氣成本具有競(jìng)爭(zhēng)能力。制氫規(guī)模越大，煤制氫路線的成本優(yōu)勢(shì)越明顯。

3、投資建議

當(dāng)前氫氣運(yùn)輸瓶頸尚未完全突破、成本較高，且加氫站數(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)展滯后。我們對(duì)三大運(yùn)輸方式進(jìn)行理論測(cè)算后認(rèn)為，未來(lái)全國(guó)氫氣儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道運(yùn)輸;城市內(nèi)部或區(qū)域之間中短距離可以集裝管束(拖車)運(yùn)輸，液氫槽罐車則能在300公里以上的遠(yuǎn)距離需求中發(fā)揮一定優(yōu)勢(shì)。制氫環(huán)節(jié)上未來(lái)沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國(guó)煤炭資源與能源消費(fèi)地呈逆向分布，考慮儲(chǔ)氫、運(yùn)氫成本較高，資源地產(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

未來(lái)我國(guó)制氫產(chǎn)業(yè)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。(1)沿海地區(qū):沿海地區(qū)加氫站與煤炭資源呈逆向分布。由于尚未建立完善的氫氣疏運(yùn)系統(tǒng)，運(yùn)輸成本是限制沿海地區(qū)煤制氫的重要因素。氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產(chǎn)供氫是燃料電池車氫源的有效途徑。(2)非沿海地區(qū):東北、華北、西北等三北地區(qū)光伏、風(fēng)能等分布式可再生資源豐富，過(guò)剩電力可用于電解制氫。以河北張家口為例，為了解決棄風(fēng)問(wèn)題，地方政府大力發(fā)展風(fēng)電制氫項(xiàng)目，計(jì)劃在2020年完成21座加氫站建設(shè)項(xiàng)目。三西地區(qū)煤炭資源豐富，煤制氫潛力巨大。以山西為例，大同市已提出氫能之都的建設(shè)目標(biāo)，2018年雄韜氫能大同產(chǎn)業(yè)園項(xiàng)目的開(kāi)工，該項(xiàng)目將建成年產(chǎn)能5萬(wàn)套的燃料電池發(fā)動(dòng)機(jī)生產(chǎn)基地與年產(chǎn)能5萬(wàn)套的燃料電池電堆生產(chǎn)基地，年產(chǎn)值超過(guò)200億元。

整體產(chǎn)業(yè)的發(fā)展仍然是一個(gè)長(zhǎng)期過(guò)程，短時(shí)間推進(jìn)應(yīng)以試點(diǎn)方式，二級(jí)市場(chǎng)的投資機(jī)會(huì)也多以主題性為主。建議關(guān)注具有煤氣化資源優(yōu)勢(shì)，積極布局加氫站、燃料電池整車制造的美錦能源。此外建議關(guān)注在制氫領(lǐng)域積極布局的神華集團(tuán)、兗礦集團(tuán)等大型煤炭公司，其上市平臺(tái)分別是我國(guó)神華、兗州煤業(yè)?！糁茪浼夹g(shù)多元化，因地制宜是關(guān)鍵。隨著燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)寫入國(guó)家戰(zhàn)略，氫能開(kāi)發(fā)受到市場(chǎng)關(guān)注。制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈最前端環(huán)節(jié)，當(dāng)前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，要因地制宜。我國(guó)作為煤炭資源大國(guó)，煤制氫是未來(lái)煤炭清潔利用的重要突破口。

◆儲(chǔ)氫、運(yùn)氫是氫能利用發(fā)展的掣肘。當(dāng)前，氫氣運(yùn)輸瓶頸尚未完全突破、成本較高，且加氫站數(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)展滯后。我們對(duì)目前三大運(yùn)輸方式進(jìn)行理論測(cè)算后認(rèn)為，未來(lái)全國(guó)氫氣儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運(yùn)輸;城市內(nèi)部或區(qū)域之間中短距離可以集裝管束(拖車)運(yùn)輸，液氫槽罐車則能在300公里以上的遠(yuǎn)距離需求中發(fā)揮一定優(yōu)勢(shì)。制氫環(huán)節(jié)未來(lái)沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國(guó)煤炭資源與能源消費(fèi)地呈逆向分布，考慮儲(chǔ)氫、運(yùn)氫成本較高，資源地產(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

◆煤制氫是我國(guó)傳統(tǒng)煤化工轉(zhuǎn)型的突破口。我國(guó)傳統(tǒng)煤化工煤制甲醇項(xiàng)目產(chǎn)能利用率不足60%，重要分布于內(nèi)蒙古、山西等富煤地區(qū)，停產(chǎn)產(chǎn)能中45%采用煤制甲醇工藝。這部分產(chǎn)能具有改造成專門制氫裝置的潛能，其改造成本為新建項(xiàng)目的65%。煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競(jìng)爭(zhēng)力，價(jià)格約0.9元/立方米。考慮到未來(lái)對(duì)煤化工褐煤的利用可能，成本還存在下降空間。根據(jù)我們敏感性測(cè)算，若改造比例達(dá)10%，全國(guó)單醇裝置可供給124萬(wàn)輛燃料電池車;若煤化工消費(fèi)占比提升1個(gè)百分點(diǎn)，全國(guó)新建煤制氫項(xiàng)目可供給543萬(wàn)輛燃料電池車。

報(bào)告內(nèi)容：

1、運(yùn)輸是氫能利用的核心問(wèn)題

1.1、制氫技術(shù)多元化，核心問(wèn)題在運(yùn)輸環(huán)節(jié)

氫能作為一種二次能源，具有綠色無(wú)污染、原料豐富、利用方式多樣的優(yōu)勢(shì)。經(jīng)過(guò)工業(yè)領(lǐng)域數(shù)十年的發(fā)展，制氫工藝已經(jīng)較為成熟。根據(jù)國(guó)際可再生能源署測(cè)算，2017年全球氫原料市場(chǎng)規(guī)模為1150億美元，預(yù)計(jì)2022年將達(dá)到1550億美元。

氫能源主產(chǎn)業(yè)鏈包括上游氫氣制備、中游氫氣運(yùn)輸儲(chǔ)存、下游加氫站、氫燃料電池及氫能源燃料電池應(yīng)用等多個(gè)環(huán)節(jié)，由于技術(shù)、基礎(chǔ)設(shè)施不足等問(wèn)題，目前各環(huán)節(jié)存在一定的難點(diǎn):

制備:資源地和消費(fèi)地逆向分布，制氫成本因技術(shù)路線和資源稟賦差異巨大;

儲(chǔ)存:關(guān)鍵材料、部件依賴進(jìn)口，尚不具備產(chǎn)業(yè)化條件;

運(yùn)輸:短時(shí)間重要以氣態(tài)高壓、車載運(yùn)輸方式為主，經(jīng)濟(jì)性受到運(yùn)距限制;

加注:加氫站缺乏統(tǒng)一審批規(guī)范，投資回收期長(zhǎng);

電堆:核心部件和材料國(guó)產(chǎn)化率較低。

2019年氫能源首次寫入《政府工作報(bào)告》，政府工作任務(wù)中明確將推動(dòng)充電、加氫等設(shè)施建設(shè)。其實(shí)，自2011年以來(lái)有關(guān)部門已經(jīng)從戰(zhàn)略、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、科技、財(cái)政等方面相繼公布了一系列政策，引導(dǎo)鼓勵(lì)氫燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。隨著氫能應(yīng)用技術(shù)發(fā)展逐漸成熟，以及全球應(yīng)對(duì)氣候變化壓力持續(xù)增大，氫能產(chǎn)業(yè)關(guān)注度日益提升，氫能及燃料電池技術(shù)作為實(shí)現(xiàn)低碳環(huán)保發(fā)展的重要?jiǎng)?chuàng)新技術(shù)，正在迎接一輪高速發(fā)展窗口。

制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈的最前端環(huán)節(jié)，當(dāng)前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，要因地制宜選擇適合所在地資源稟賦、經(jīng)濟(jì)條件等客觀環(huán)境的制氫手段。制備氫氣的方法已較為成熟，從多種來(lái)源中都可以制備氫氣，每種技術(shù)的成本及環(huán)保屬性都不相同，重要分為四種技術(shù)路線:工業(yè)尾氣副產(chǎn)氫、電解水制氫、化工原料制氫、化石燃料制氫等。

利用化石燃料制氫是目前工業(yè)制氫的重要途徑。在石化、鋼鐵、焦化工業(yè)領(lǐng)域，氫氣一般以副產(chǎn)品的形式出現(xiàn)，在循環(huán)經(jīng)濟(jì)模式下被當(dāng)做這些公司的重要化工原料或燃料。

全球來(lái)看，目前重要的制氫原料95%以上來(lái)源于傳統(tǒng)能源的化學(xué)重整(48%來(lái)自天然氣重整、30%來(lái)自醇類重整，18%來(lái)自焦?fàn)t煤氣)，4%左右來(lái)源于電解水。日本鹽水電解產(chǎn)能占所有制氫產(chǎn)能的63%，此外產(chǎn)能占比較高的還包括天然氣改制(8%)、乙烯制氫(7%)、焦?fàn)t煤氣制氫(6%)和甲醇改質(zhì)(6%)等。

1.2、氫氣屬于1類危險(xiǎn)品，對(duì)運(yùn)輸安全要求較高

氫氣在常溫常壓下為氣態(tài)，密度僅為0.0899千克/立方米。作為易燃?xì)怏w，它屬于1類危險(xiǎn)品，與空氣混合能形成爆炸性混合物，遇熱即發(fā)生爆炸，因此對(duì)運(yùn)輸安全要求較高。

氫氣的儲(chǔ)運(yùn)氫氣儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)可以分為高壓氣態(tài)、液態(tài)、有機(jī)載體(LOHC)及固態(tài)儲(chǔ)氫運(yùn)輸?shù)人念?。其中高壓氣態(tài)運(yùn)輸由于技術(shù)實(shí)現(xiàn)簡(jiǎn)單及成本低等特征，應(yīng)用最為廣泛，而液態(tài)運(yùn)輸次之。有機(jī)載體與固態(tài)運(yùn)輸處于試驗(yàn)階段，成熟度較低。

高壓氣態(tài)運(yùn)輸

(1)集裝格:集裝格是采用鋼結(jié)構(gòu)框架將10-16只容積40L單瓶集裝在一起采用常規(guī)車輛進(jìn)行運(yùn)輸，鋼瓶壓強(qiáng)可以達(dá)到15-20Mpa。由于鋼瓶自重較大，運(yùn)輸氫氣重量?jī)H占鋼瓶重量的0.067%，運(yùn)輸效率低下，成本高。但集裝格操作簡(jiǎn)單，運(yùn)輸方式靈活，適合于短距離、少量需求的供應(yīng)。

(2)集裝管束(拖車):是將多只大容積無(wú)縫高壓鋼瓶通過(guò)瓶身兩端的支撐板固定在框架中構(gòu)成，采用大型拖車運(yùn)輸。集國(guó)內(nèi)重要生產(chǎn)商中集安瑞科生產(chǎn)的集裝管束承受壓力20Mpa，每次可裝載氫氣約4000Nm3，重約460kg。

(3)管道運(yùn)輸:通過(guò)在地下埋設(shè)無(wú)縫鋼管系統(tǒng)進(jìn)行氫氣輸送，管道內(nèi)氫氣壓力一般4Mpa，輸送速鉅大鋰電度可達(dá)到20m/s。管道運(yùn)輸具有速度快、效率高的優(yōu)點(diǎn)，但初始投資較高。氫氣管道在美國(guó)及歐洲采用較多，我國(guó)則較為少見(jiàn)。

槽罐車液氫運(yùn)輸

液氫運(yùn)輸是將氫氣于零下253攝氏度低溫下轉(zhuǎn)化為液體形態(tài)，采用槽罐車進(jìn)行運(yùn)輸。相關(guān)于高壓氣態(tài)運(yùn)輸，液態(tài)氫具有更高的體積能量密度，因而運(yùn)輸效率大幅度提升。但氫氣液化能耗較高，相當(dāng)于被液化氫氣熱值的33%，同時(shí)在運(yùn)輸過(guò)程中具有極高的保溫要求以防止液氫沸騰，因而成本較高。

1.3、三種氫氣運(yùn)輸方式成本測(cè)算及比較

集裝管束(拖車)、液氫槽罐車、管道氫氣是當(dāng)前最重要、成熟的氫氣運(yùn)輸方式，為了分析其適合的使用場(chǎng)景及經(jīng)濟(jì)性，我們分別對(duì)這三種運(yùn)輸成本進(jìn)行梳理及測(cè)算。

(1)集裝管束(拖車)運(yùn)輸

集裝管束(拖車)運(yùn)輸成本重要包括:拖車折舊費(fèi)、維護(hù)保養(yǎng)費(fèi)、氫氣壓縮耗電、人員工資及運(yùn)輸油耗等。我們基于以下假設(shè)測(cè)算:拖車價(jià)格100萬(wàn)/臺(tái)，分10年折舊，殘值為0;每臺(tái)拖車要2名司機(jī)，人均工資15萬(wàn)/年;載氣量460kg，每百公里耗油25升(柴油價(jià)格按6元/升);速度50km/小時(shí)，兩端裝卸時(shí)間約5小時(shí)，年有效工作時(shí)4500小時(shí)，氫氣壓縮過(guò)程耗電1kwh/kg(電費(fèi)0.6元/度)。

(2)液氫槽罐車運(yùn)輸

與集裝管束車(拖車)運(yùn)輸方式相比，液氫槽罐車運(yùn)輸成本新增了氫氣液化成本及運(yùn)輸途中液氫的沸騰損耗。我們基于以下假設(shè)測(cè)算:槽罐車價(jià)格45萬(wàn)/輛，分10年折舊，殘值為0;每次裝載液氫約4300kg，運(yùn)輸途中由于液氫沸騰平均每小時(shí)損耗0.01%，液化過(guò)程損耗0.5%。液化過(guò)程耗電11kwh/kg，槽罐車充卸一次耗時(shí)6.5小時(shí)。

(3)管道氫氣運(yùn)輸

管道氫氣運(yùn)輸成本重要包括管道建設(shè)費(fèi)用折舊與攤銷、直接運(yùn)行維護(hù)費(fèi)(材料費(fèi)、維修費(fèi)、輸氣損耗、職工薪酬等)、管理費(fèi)及氫氣壓縮成本等。參考國(guó)內(nèi)最近建成運(yùn)營(yíng)的氫氣輸送管道濟(jì)源-洛陽(yáng)項(xiàng)目，我們基于以下假設(shè)測(cè)算:采用φ508mm管道，年輸送能力10.04萬(wàn)噸，建設(shè)成本為616萬(wàn)/公里，管道使用壽命20年;運(yùn)行期間維護(hù)成本及管理費(fèi)用占建設(shè)成本的8%;滿載輸送過(guò)程中每年損耗為1252千克/公里。

通過(guò)比較我們可以發(fā)現(xiàn):1.在滿負(fù)荷運(yùn)營(yíng)狀態(tài)下，管道運(yùn)輸成本明顯優(yōu)于集裝管束(拖車)與液氫槽罐車運(yùn)輸;2.在300公里運(yùn)輸距離之內(nèi)，集裝管束(拖車)運(yùn)輸成本優(yōu)于槽罐車，而運(yùn)距超過(guò)300公里之后，槽罐車運(yùn)輸成本開(kāi)始低于集裝管束(拖車)。

集裝管束(拖車)與槽罐車單車運(yùn)輸量有限，可以根據(jù)市場(chǎng)需求變化調(diào)整運(yùn)輸車數(shù)量規(guī)模以提高利用率。而管道運(yùn)輸?shù)慕?jīng)濟(jì)性必須以高負(fù)荷為前提，單位運(yùn)輸成本受運(yùn)輸量影響顯著。

未來(lái)全國(guó)氫氣儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運(yùn)輸;城市內(nèi)部或區(qū)域之間中短距離以集裝管束(拖車)運(yùn)輸為主，液氫槽罐車則能在300公里以上的遠(yuǎn)距離需求中發(fā)揮優(yōu)勢(shì)。

1.4、考慮儲(chǔ)運(yùn)成本，煤制氫或是內(nèi)陸地區(qū)重要方式

我國(guó)工業(yè)氣體生產(chǎn)領(lǐng)域起步較晚，大多數(shù)煉油公司多自建氫氣制造廠滿足本廠的氫氣要，專門氫氣制造公司數(shù)量不多并且發(fā)展速度較慢，現(xiàn)有氫氣制造業(yè)多分布于東部沿海地區(qū)。其中以廣東省、江蘇省、上海市、山東省、北京市公司最為集中。

從出廠成本來(lái)看，煤制氫，氯堿、丙烷脫氫制丙烯和乙烷裂解制烯烴副產(chǎn)成本遠(yuǎn)低于天然氣、甲醇重整制氫和水電解制氫等路線。但由于煤制氫產(chǎn)能重要集中在內(nèi)蒙古、山西等地區(qū)，距離東部沿海等消費(fèi)中心較遠(yuǎn)，考慮到儲(chǔ)氫和運(yùn)氫后綜合成本，其與氯堿、丙烷脫氫和乙烷裂解制氫相比不占優(yōu)勢(shì)。未來(lái)制氫環(huán)節(jié)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。沿海走化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。

我國(guó)煤炭資源與當(dāng)前階段的制氫公司地域上呈逆向分布。煤炭資源地理分布總格局西多東少、北富南貧。區(qū)域分布上，華北地區(qū)占58%。其中山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆、貴州、寧夏等6省，資源總量占全國(guó)的80%。山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆、貴州等五省煤炭探明儲(chǔ)量占全國(guó)比重達(dá)81%以上。

煤炭資源、煤化工產(chǎn)業(yè)集中于三北地區(qū)，但根據(jù)當(dāng)前加氫站的布局規(guī)劃，氫能需求重要集中在長(zhǎng)三角、珠三角等相對(duì)發(fā)達(dá)地區(qū)。鑒于運(yùn)輸成本在外部供應(yīng)加氫站成本結(jié)構(gòu)中比重較大，必然面對(duì)儲(chǔ)運(yùn)問(wèn)題。不同于已經(jīng)具備大規(guī)模管道運(yùn)輸體系的天然氣，煤制氫現(xiàn)在重要用車輛運(yùn)輸。車輛運(yùn)輸?shù)慕?jīng)濟(jì)運(yùn)輸半徑一般在100千米以內(nèi)。超過(guò)這個(gè)距離后運(yùn)輸成本變高，煤制氫的經(jīng)濟(jì)性將大幅下降。

我國(guó)是煤制氫應(yīng)用最多國(guó)家之一，煤制氫的優(yōu)勢(shì)重要表現(xiàn)在三個(gè)方面:

原料可獲得性。我國(guó)作為煤炭大國(guó)，煤炭在一次能源占比達(dá)60%，資源豐富且易得。

原料成本低。煤炭相比天然氣等能源具有明顯的價(jià)格優(yōu)勢(shì)。天然氣制氫成本約為2元/立方米，而煤炭制氫的成本在0.8元/立方米左右。

煤制氫技術(shù)成熟，可規(guī)?；a(chǎn)。清潔煤化工過(guò)程第一步產(chǎn)生的就是氫氣，煤制氫技術(shù)可以追溯到上世紀(jì)八九十年代。在此期間，神華、齊魯石化、茂名石化等煤化工行業(yè)龍頭公司爭(zhēng)相布局，推動(dòng)了我國(guó)煤制氫技術(shù)的發(fā)展，一氧化碳轉(zhuǎn)換、氫氣分離提純、大規(guī)?？辗值汝P(guān)鍵技術(shù)上實(shí)現(xiàn)了國(guó)產(chǎn)化?？梢哉f(shuō)，我國(guó)煤制氫技術(shù)已較為成熟，可支持規(guī)?；瘧?yīng)用，這是其他制氫路徑不具備的優(yōu)勢(shì)。

另一方面，不可否認(rèn)煤炭作為傳統(tǒng)化石燃料在制氫過(guò)程中容易產(chǎn)生環(huán)保問(wèn)題:

要通過(guò)CCS技術(shù)處理、封存CO2

煤制氫工藝外排二氧化碳約是天然氣制氫的4倍。我國(guó)在《聯(lián)合國(guó)氣候變化框架公約》的巴黎氣候大會(huì)上承諾到2030年單位GDP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)。煤制氫過(guò)程排放CO2，必須利用CCS技術(shù)才能實(shí)現(xiàn)減排。

要進(jìn)行脫硫處理

合成氣中的硫來(lái)源于氣化用煤，重要以H2S形式存在。氣化用煤中的硫約有80%轉(zhuǎn)化成H2S進(jìn)入煤氣，假如H2S進(jìn)入燃料電池中，會(huì)引起燃料電池陰極催化劑中毒，造成陰極催化劑不可逆轉(zhuǎn)的損傷，從而導(dǎo)致燃料電池性能迅速顯著下降。為了防止重整催化劑的老化，要安裝用于可以去除硫成分的脫硫器。

2018年由國(guó)家能源投資集團(tuán)牽頭，同濟(jì)大學(xué)、我國(guó)一汽、重工鋼研等數(shù)十家公司和科研機(jī)構(gòu)共同發(fā)起的我國(guó)氫能聯(lián)盟在北京正式成立，聯(lián)盟成員單位從發(fā)起的20家新增到54家。國(guó)能投作為我國(guó)氫能聯(lián)盟首屆理事長(zhǎng)單位，煤化工板塊年產(chǎn)超過(guò)400萬(wàn)噸氫氣，已具備供應(yīng)4000萬(wàn)輛燃料電池乘用車的制氫能力，在制氫產(chǎn)業(yè)有著得天獨(dú)厚的優(yōu)勢(shì)。集團(tuán)正在加快布局從制氫到加氫站的氫能利用全產(chǎn)業(yè)鏈，并參與氫燃料電池的研制與開(kāi)發(fā)，正計(jì)劃在江蘇如皋、陜西咸陽(yáng)、內(nèi)蒙古包頭等地投資建設(shè)氫能項(xiàng)目。

2、煤制氫是我國(guó)煤炭清潔利用的突破口

2.1、煤氣化、工業(yè)副產(chǎn)是目前國(guó)內(nèi)最重要?dú)錃鈦?lái)源

我國(guó)煤炭資源儲(chǔ)量豐富，天然氣對(duì)外依存度高達(dá)30%，核能、可再生能源仍處于發(fā)展當(dāng)中。從資源稟賦及能源利用現(xiàn)狀等因素出發(fā)，煤炭氣化制氫、可再生能源制氫前景廣闊。從能源安全、經(jīng)濟(jì)發(fā)展穩(wěn)定等現(xiàn)實(shí)角度考慮，煤制氫是煤炭清潔利用問(wèn)題的極佳突破口。

過(guò)去煤制氫一直活躍在化工領(lǐng)域，不被大眾所熟悉。前幾年由于環(huán)保要求提高，油品質(zhì)量升級(jí)步伐加快，煤制氫開(kāi)始被煉油廠廣泛應(yīng)用。而2019年以來(lái)隨著燃料電池的火熱，煤制氫作為重要制氫路徑之一，也逐漸走進(jìn)公眾的視野。

2010年至今，全國(guó)新建大型煉廠煤、石油焦制氫項(xiàng)目6套，煤制氫的總規(guī)模約為80.5萬(wàn)標(biāo)準(zhǔn)立方米/小時(shí)。煤/石油焦制氫仍然是我國(guó)煉廠制氫的主流工藝路線，根據(jù)亞化咨詢《我國(guó)煤制氫年度報(bào)告2018》統(tǒng)計(jì)，2010年至今，全國(guó)新建大型煉廠煤/石油焦制氫項(xiàng)目6套，煤制氫的總規(guī)模約為80.5萬(wàn)標(biāo)立米/小時(shí)。2017年底全國(guó)擬在建15個(gè)煉化一體項(xiàng)目中，已確定采用煤制氫的項(xiàng)目有11個(gè)，確定采用天然氣制氫的只有1個(gè)。

煤氣化是煤制氫首要環(huán)節(jié)，通過(guò)氣化將固體煤轉(zhuǎn)化為含有CO、氫氣、甲烷等可燃?xì)怏w的合成氣，再進(jìn)一步通過(guò)分離技術(shù)得到氫氣。目前廣泛應(yīng)用的煤氣化技術(shù)有固定床氣化、流化床氣化及氣流床氣化:

固定床氣化:固定床氣化技術(shù)是以蒸汽、氧氣為氣化劑，將固體燃料轉(zhuǎn)化成煤氣的過(guò)程。代表性氣化爐重要是碎煤加壓氣化爐。碎煤加壓氣化爐是國(guó)內(nèi)操作最穩(wěn)定、技術(shù)最成熟的煤氣化技術(shù)之一，具有煤種適應(yīng)性廣泛、合成氣中富含CH4、副產(chǎn)品多、氧耗低、單爐生產(chǎn)能力低、占地面積大及廢水處理費(fèi)用高的特點(diǎn)。

流化床氣化:流化床氣化最重要特點(diǎn)是氣化劑和固體燃料進(jìn)入一個(gè)高溫的顆粒流化床。代表性氣化爐為U-GAS氣化爐，具有氣化強(qiáng)度高、氣化劑與燃料之間的傳熱傳質(zhì)效率高及產(chǎn)品氣體熱值高的特點(diǎn)。

氣流床氣化:氣流床氣化使用極細(xì)的粉煤為原料，在氣化爐內(nèi)細(xì)顆粒粉煤分散懸浮于高速氣流中，按進(jìn)料方式分為干法進(jìn)料(干煤粉)及濕法進(jìn)料(水煤漿)兩種。干煤粉氣化代表性氣化爐為Shell、WHG、SE-東方爐，水煤漿氣化代表性氣化爐為GE氣化爐。氣流床氣化具有有效氣成分高、單爐氣化能力高、氣化反應(yīng)速度極快、廢水量少、處理簡(jiǎn)單、環(huán)境友好的特點(diǎn)。

從有效氣成分的比較可知，固定床及流化床氣化制氫的合成氣有效組分含量較低，但兩者均含有甲烷，關(guān)于以制取甲烷為目標(biāo)產(chǎn)品的項(xiàng)目較有利。氣流床氣化技術(shù)合成氣有效成分較高，均能達(dá)到75%以上。氣流床技術(shù)是當(dāng)前先進(jìn)的潔凈煤氣化技術(shù)，也是煤氣化技術(shù)發(fā)展的主流方向，中石化、國(guó)家能源集團(tuán)等國(guó)內(nèi)能源巨頭的大型煤制氫項(xiàng)目也重要采用這一技術(shù)路線。

已建大型煉廠煤制氫裝置中，多采用水煤漿氣流床氣化技術(shù)。水煤漿氣化的優(yōu)勢(shì)在于:(1)原料適應(yīng)性好，水煤漿氣化可以氣化煙煤、次煙煤和部分石油焦;(2)制氫壓力高，與煉油氫氣需求壓力匹配性好;(3)產(chǎn)品匹配性好，氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺(tái)爐投資低，設(shè)置備爐可確保氣化持續(xù)供氫。

2.2、傳統(tǒng)煤化工是潛在的煤制氫產(chǎn)能，可為改造基礎(chǔ)

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工產(chǎn)業(yè)的重要組成部分。煤制氫作為煤制甲醇的前置環(huán)節(jié)，其產(chǎn)生的氫氣被用于甲醇合成。當(dāng)前存在較多的煤制甲醇停產(chǎn)產(chǎn)能，這部分設(shè)備具有改造成專門制氫裝置的潛能。同時(shí)內(nèi)蒙古等褐煤儲(chǔ)量豐富的地區(qū)，可以充分發(fā)掘其成本優(yōu)勢(shì)。

(1)傳統(tǒng)煤化工及分布情況，可以成為改造的基礎(chǔ)內(nèi)蒙古是我國(guó)褐煤儲(chǔ)量、產(chǎn)量最豐富地區(qū)。褐煤是一種低階動(dòng)力煤，它熱值低、煤質(zhì)較差，不適宜長(zhǎng)距離運(yùn)輸。目前褐煤消費(fèi)重要方式包括:1)用作坑口電廠和工業(yè)鍋爐燃料，占總消費(fèi)量70%;2)用作煤化工原料，生產(chǎn)深加工產(chǎn)品，占總消費(fèi)量10%;3)用于民用市場(chǎng)，占總消費(fèi)量5-10%。

煤化工以褐煤為原料，經(jīng)濟(jì)價(jià)值相對(duì)較高，但過(guò)去受褐煤開(kāi)發(fā)利用技術(shù)限制，煤化工并未發(fā)展成最大的褐煤消費(fèi)行業(yè)。以褐煤為原料和燃料的煤化工項(xiàng)目重要分布在內(nèi)蒙古、東北三省及云南。其中內(nèi)蒙古褐煤利用率較高的公司有呼倫貝爾金新化工、大唐化肥廠、東能化工、大唐克旗煤制氣等;東北地區(qū)由于運(yùn)距較遠(yuǎn)，較少使用褐煤作為煤化工原料，如遼寧合成氨一般采用焦?fàn)t煤氣作為原材料;云南重要為云南煤化工集團(tuán)的褐煤合成氨和甲醇項(xiàng)目。

目前褐煤重要生產(chǎn)礦井及消費(fèi)公司均集中在國(guó)有大型公司旗下，其中褐煤生產(chǎn)礦井70%以上屬于國(guó)有公司，而褐煤重要消費(fèi)公司也基本為國(guó)有五大發(fā)電集團(tuán)。

神華集團(tuán):集團(tuán)在蒙東地區(qū)獲取了豐富的褐煤資源，勝利一號(hào)露天礦神寶能源公司、大雁公司、寶清公司、神華國(guó)能錫林郭勒公司獲得的探明資源儲(chǔ)量超過(guò)100億，年產(chǎn)量達(dá)8000萬(wàn)噸以上。

國(guó)電集團(tuán):集團(tuán)下屬褐煤礦井重要位于內(nèi)蒙古錫林郭勒盟和赤峰市，年產(chǎn)褐煤近3000萬(wàn)噸，褐煤煤質(zhì)低硫、低灰，發(fā)熱量2800-4800大卡/千克。

國(guó)電投集團(tuán):集團(tuán)所屬煤礦年產(chǎn)褐煤6000萬(wàn)噸，礦井?dāng)?shù)量雖然不多，但單礦產(chǎn)能較大。

華能集團(tuán):集團(tuán)下屬褐煤礦井重要位于扎賁諾爾、伊敏河、寶日希勒礦區(qū)及大雁礦區(qū)，年產(chǎn)量4500萬(wàn)噸左右。

(2)煤化工改造的可能性，改造的技術(shù)路線

煤制氣是傳統(tǒng)煤化工領(lǐng)域的基礎(chǔ)環(huán)節(jié)，屬于煤化工技術(shù)領(lǐng)域的關(guān)鍵性共性技術(shù)。產(chǎn)生物合成氣中氫氣占比較高，例如在焦?fàn)t煤氣制甲醇工藝中氫氣占比高達(dá)60%。

過(guò)去國(guó)內(nèi)通過(guò)煤氣化生產(chǎn)的氫氣重要用作化工合成(如合成氨、甲醇)原料氣，而很少直接用煤為原料制氫。煤制甲醇設(shè)備通過(guò)一定改造即可成為專門制氫設(shè)備:保留該套裝置的煤漿制備、氣化、灰水處理，變換、低溫甲醇洗，硫回收，空分、空壓裝置中部分中控室，去除甲醇裝置和成品罐區(qū)的投資，并新增變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工最重要產(chǎn)業(yè)，目前國(guó)內(nèi)甲醇生產(chǎn)工藝重要有煤制甲醇、天然氣制甲醇、焦?fàn)t煤氣制甲醇三種。受我國(guó)富煤貧油少氣資源現(xiàn)狀制約，煤制甲醇成為國(guó)內(nèi)甲醇生產(chǎn)的重要方式，在三種煤化工制甲醇路線中，煤制甲醇占比75.2%。

根據(jù)工藝不同，甲醇裝置可分為單醇裝置與聯(lián)醇裝置，后者是甲醇、合成氨聯(lián)產(chǎn)工藝。從改造難度及經(jīng)濟(jì)性來(lái)講，單醇裝置更加適合，單醇煤制甲醇產(chǎn)能4011萬(wàn)噸，占比達(dá)60%。

截至2017年末，我國(guó)甲醇總產(chǎn)能合計(jì)約8167萬(wàn)噸，除長(zhǎng)期停車裝置以外，長(zhǎng)期有效產(chǎn)能約7644萬(wàn)噸，同期全國(guó)精甲醇產(chǎn)量4529萬(wàn)噸，產(chǎn)能利用率59.2%，行業(yè)存在產(chǎn)能過(guò)剩的情況。從統(tǒng)計(jì)的停產(chǎn)(持續(xù)兩年停產(chǎn))甲醇生產(chǎn)公司數(shù)據(jù)來(lái)看，煤制甲醇占比達(dá)44.5%。煤炭制氫為產(chǎn)能過(guò)剩的煤制甲醇細(xì)分行業(yè)帶來(lái)了新的需求。

根據(jù)測(cè)算2018年精甲醇產(chǎn)量4707萬(wàn)噸，內(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、陜西、重慶、新疆、海南九省合計(jì)生產(chǎn)甲醇4001萬(wàn)噸，占全國(guó)總產(chǎn)量的85%。

(3)煤制氫投資成本及煤化工改造成本

煤制氫適用于大規(guī)模制氫，通常項(xiàng)目產(chǎn)能在5萬(wàn)m3/h以上，單位產(chǎn)能投資額約1.5億m3/h，其中固定資產(chǎn)占項(xiàng)目總投資的80%以上。重要設(shè)備包括煤氣化、凈化、空分、輔助裝置，投資產(chǎn)比分別為31%/35%/30%/4%。

荊門盈德氣體煤制氫項(xiàng)目:總投資13億元，設(shè)計(jì)規(guī)模為氫產(chǎn)量5.3萬(wàn)m3/h，作為荊門石化1000萬(wàn)噸油品質(zhì)量升級(jí)工程的配套工程，被列為湖北省重點(diǎn)項(xiàng)目。

茂名石化項(xiàng)目:我國(guó)單產(chǎn)能力最大的煤制氫項(xiàng)目茂名石化20萬(wàn)m3/h，總投資30億元。項(xiàng)目采用美國(guó)通用能源公司水煤漿氣化工藝技術(shù)和德國(guó)魯奇公司低溫甲醇洗工藝技術(shù)。

煤制甲醇裝置通過(guò)一定改造即可用于專門制氫去除甲醇裝置和成品罐區(qū)的投資，并新增變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。以25萬(wàn)噸煤制氫為例，項(xiàng)目總投資23.4億元，其中凈化、空分裝置設(shè)備投資合計(jì)12.3億元，加上安裝、建筑工程投資金額，改造總預(yù)算約15億，是新建項(xiàng)目投資的65%。

2.3、改造、新建煤制氫項(xiàng)目可供燃料電池車的敏感性分析

傳統(tǒng)煤制甲醇裝置經(jīng)過(guò)改造可以成為專門制氫設(shè)備，同時(shí)部分煤炭資源豐富地區(qū)也存在新建煤制氫項(xiàng)目可能。我們分別以存量單醇裝置項(xiàng)目改造比例、煤化工消費(fèi)提升率為變量，測(cè)算不同情形下可供燃料電池車的數(shù)量。

改造項(xiàng)目

從技術(shù)改造的角度來(lái)看，單醇裝置改造難度及成本最低。截至2016年末，全國(guó)煤制甲醇單醇裝置總產(chǎn)能4011萬(wàn)噸。我們以2018年各省甲醇產(chǎn)量為基礎(chǔ)，基于以下假設(shè)測(cè)算:

(1)各省甲醇產(chǎn)量占比等于單醇裝置產(chǎn)能產(chǎn)比;

(2)60萬(wàn)噸/年煤制甲醇裝置配套60000Nm3/hPSA制氫裝置;

(3)設(shè)備利用率5000小時(shí)/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗0.14噸氫氣。

內(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、山西合計(jì)單醇產(chǎn)能占比達(dá)74%，改造后理論上每年可以供應(yīng)148.8億立方米氫氣。

由于設(shè)備改造比例具有不確定，改造力度取決于產(chǎn)業(yè)政策、盈利水平、環(huán)保要求等諸多因素，我們通過(guò)敏感性分析來(lái)測(cè)算不同改造比例各地可供給燃料電池車數(shù)量:若改造比例為10%，全國(guó)單醇裝置可供給124萬(wàn)輛燃料電池車;若全部完成改造，可供給1242萬(wàn)輛燃料電池車。

新建項(xiàng)目

2017年煤化工用煤2.8億噸，占煤炭總需求7.2%。長(zhǎng)期來(lái)看，隨著煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展，消費(fèi)占比存在提升空間。煤制氫可以成為煤化工增長(zhǎng)的方向之一。截至2018年上半年，全國(guó)在產(chǎn)煤礦總產(chǎn)能約35億噸。山西、內(nèi)蒙古、陜西、河南、貴州合計(jì)產(chǎn)能24.9億噸，占全國(guó)總產(chǎn)能71.5%。豐富的煤炭產(chǎn)能為煤制氫新建項(xiàng)目供應(yīng)了原料保障。

我們以煤化工消費(fèi)提升比例為自變量，通過(guò)敏感性測(cè)算分析各地新建煤制氫項(xiàng)目可供給燃料電池車數(shù)量，假設(shè)條件包括:(1)每噸甲醇消耗原料煤2噸;(2)60萬(wàn)噸/年煤制甲醇裝置配套60000Nm3/hPSA制氫裝置;(3)設(shè)備利用率5000小時(shí)/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗0.14噸氫氣。

若煤化工消費(fèi)占比提升1個(gè)百分點(diǎn)，全國(guó)新建煤制氫項(xiàng)目可供給543萬(wàn)輛燃料電池車;若占比提升2.8個(gè)百分點(diǎn)，可供給1520萬(wàn)輛燃料電池車。

2.4、煤制氫的成本測(cè)算以及和天然氣制氫的比較

從國(guó)際經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，煤炭、天然氣均可作為大規(guī)模、穩(wěn)定的內(nèi)地制氫來(lái)源。與當(dāng)前全球應(yīng)用最廣的天然氣制氫相比，煤制氫更符合我國(guó)資源條件，我們從經(jīng)濟(jì)性角度對(duì)二者進(jìn)行了比較。

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。比較而言，天然氣制氫單位投資低，煤制氫產(chǎn)量高，價(jià)格低廉，成本優(yōu)勢(shì)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。

天然氣制氫重要流程包括常減壓蒸餾、催化裂化、催化重整和芳烴生產(chǎn)。甲烷水蒸氣重整技術(shù)自1926年首次應(yīng)用至今，經(jīng)過(guò)近80多年的工藝改進(jìn)，是目前工業(yè)上天然氣制氫應(yīng)用最廣的方法。

煤制氫涉及復(fù)雜的工藝過(guò)程。煤炭通過(guò)氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體脫除、氫氣提純等關(guān)鍵環(huán)節(jié)，可以得到不同純度的氫氣。一般情況下煤氣化要氧氣，因此煤炭制氫還要與之配套的空分系統(tǒng)。煤制氫的核心是煤氣化技術(shù)。

天然氣制氫成本重要由天然氣、燃料氣和制造成本構(gòu)成，其中天然氣價(jià)格占比73%，燃料氣占比14%、制造及財(cái)務(wù)費(fèi)占比9%。

煤制氫成本重要由煤炭、氧氣、燃料動(dòng)力能耗和制造成本構(gòu)成，但原料占比僅37%遠(yuǎn)小于天然氣比重。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(cè)算，占?xì)錃馍a(chǎn)的26%。由于煤制氫氣投入大，制造及財(cái)務(wù)費(fèi)用也成為重要的成本影響因素，占比達(dá)23%。

以9萬(wàn)m3/h獨(dú)立制氫裝置，對(duì)兩種工藝路線進(jìn)行比較，假設(shè)條件如下:

(1)天然氣價(jià)格2018年沿江地區(qū)工業(yè)天然氣均價(jià)3.25元/立方米，以此作為天然氣制氫原料價(jià)格測(cè)算基礎(chǔ);2018年秦皇島動(dòng)力煤均價(jià)約600元/噸，以此作為煤制氫原料價(jià)格測(cè)算基礎(chǔ)。

(2)氧氣外購(gòu)成本0.5元/立方米，3.5MPa蒸汽100元/噸，1.0MPa蒸汽70元/立方米，新鮮水4元/立方米;電費(fèi)0.56元/千瓦時(shí)。

(3)煤制氫采用水煤漿技術(shù)，建設(shè)投資12億元，天然氣制氫建設(shè)投資6億元。裝置10年折舊后殘值5%;修理費(fèi)3%/年，財(cái)務(wù)費(fèi)用按建設(shè)資金70%貸款，年利率5%。

從制氫成本敏感性圖可以看出，天然氣路線的制氫成本受天然氣價(jià)格影響較大，天然氣價(jià)格每上漲0.5元/立方米，制氫成本提升約0.2元/立方米。而煤制氫路線的制氫成本受煤炭?jī)r(jià)格變化較小，煤炭?jī)r(jià)格每上升100元/噸，制氫成本提升約0.06元/立方米。從原料價(jià)格的上漲趨勢(shì)看，煤炭的價(jià)格抗風(fēng)險(xiǎn)能力也要優(yōu)于天然氣。

在煤炭?jī)r(jià)格水平約600元/噸情形下，假如天然氣制氫要實(shí)現(xiàn)與煤制氫同樣的生產(chǎn)成本，天然氣價(jià)格必須維持在2.5元/立方米左右。目前我國(guó)東部沿海地區(qū)工業(yè)天然氣價(jià)格在3-3.5元/立方米，華南地區(qū)價(jià)格最高約4元/立方米。煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競(jìng)爭(zhēng)力，在西北、西南等天然氣資源充足地區(qū)公司可考慮選擇以天然氣為原料制氫。

天然氣制氫的特點(diǎn)在于流程短，投資低，運(yùn)行穩(wěn)定。煤制氫的特點(diǎn)在于流程長(zhǎng)，投資高，運(yùn)行相對(duì)復(fù)雜，因煤炭?jī)r(jià)格相對(duì)較低，制氫成本低。當(dāng)制氫規(guī)模低于5萬(wàn)Nm3/h時(shí)，煤制氫的氫氣成本中固定資產(chǎn)折舊成本高，與天然氣制氫相比沒(méi)有優(yōu)勢(shì)。當(dāng)制氫規(guī)模大于5萬(wàn)Nm3/h，煤制氫成本中固定資產(chǎn)折舊成本較低，其氫氣成本具有競(jìng)爭(zhēng)能力。制氫規(guī)模越大，煤制氫路線的成本優(yōu)勢(shì)越明顯。

3、投資建議

當(dāng)前氫氣運(yùn)輸瓶頸尚未完全突破、成本較高，且加氫站數(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)展滯后。我們對(duì)三大運(yùn)輸方式進(jìn)行理論測(cè)算后認(rèn)為，未來(lái)全國(guó)氫氣儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道運(yùn)輸;城市內(nèi)部或區(qū)域之間中短距離可以集裝管束(拖車)運(yùn)輸，液氫槽罐車則能在300公里以上的遠(yuǎn)距離需求中發(fā)揮一定優(yōu)勢(shì)。制氫環(huán)節(jié)上未來(lái)沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國(guó)煤炭資源與能源消費(fèi)地呈逆向分布，考慮儲(chǔ)氫、運(yùn)氫成本較高，資源地產(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

未來(lái)我國(guó)制氫產(chǎn)業(yè)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。(1)沿海地區(qū):沿海地區(qū)加氫站與煤炭資源呈逆向分布。由于尚未建立完善的氫氣疏運(yùn)系統(tǒng)，運(yùn)輸成本是限制沿海地區(qū)煤制氫的重要因素。氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產(chǎn)供氫是燃料電池車氫源的有效途徑。(2)非沿海地區(qū):東北、華北、西北等三北地區(qū)光伏、風(fēng)能等分布式可再生資源豐富，過(guò)剩電力可用于電解制氫。以河北張家口為例，為了解決棄風(fēng)問(wèn)題，地方政府大力發(fā)展風(fēng)電制氫項(xiàng)目，計(jì)劃在2020年完成21座加氫站建設(shè)項(xiàng)目。三西地區(qū)煤炭資源豐富，煤制氫潛力巨大。以山西為例，大同市已提出氫能之都的建設(shè)目標(biāo)，2018年雄韜氫能大同產(chǎn)業(yè)園項(xiàng)目的開(kāi)工，該項(xiàng)目將建成年產(chǎn)能5萬(wàn)套的燃料電池發(fā)動(dòng)機(jī)生產(chǎn)基地與年產(chǎn)能5萬(wàn)套的燃料電池電堆生產(chǎn)基地，年產(chǎn)值超過(guò)200億元。

整體產(chǎn)業(yè)的發(fā)展仍然是一個(gè)長(zhǎng)期過(guò)程，短時(shí)間推進(jìn)應(yīng)以試點(diǎn)方式，二級(jí)市場(chǎng)的投資機(jī)會(huì)也多以主題性為主。建議關(guān)注具有煤氣化資源優(yōu)勢(shì)，積極布局加氫站、燃料電池整車制造的美錦能源。此外建議關(guān)注在制氫領(lǐng)域積極布局的神華集團(tuán)、兗礦集團(tuán)等大型煤炭公司，其上市平臺(tái)分別是我國(guó)神華、兗州煤業(yè)。