張 彩 麗

(中國(guó)石油化工集團(tuán)公司發(fā)展計(jì)劃部，北京 100728)

隨著原油劣質(zhì)化和成品油質(zhì)量升級(jí)加快，煉油廠對(duì)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(jí)/三級(jí)推進(jìn)燃料。國(guó)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(dòng)力汽車產(chǎn)出，計(jì)劃到2020年，建成160個(gè)氫燃料加注站、投入使用4萬(wàn)輛燃料電池汽車(FCV)[1]。同時(shí)，氫氣也是重要的工業(yè)原料和還原劑,在國(guó)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(guò)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(duì)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(wèn)題。本研究從煉油廠降低氫氣成本涉及的原料來(lái)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(jìng)爭(zhēng)性。

1 煉油廠氫氣來(lái)源

煉油廠氫氣來(lái)源主要有3種渠道：①原油加工過(guò)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(gòu)氫源。重整副產(chǎn)氫氣約占原油總量的0.5%～1.0%，對(duì)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%[2]，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(guó)內(nèi)正在加快建設(shè)大型的加氫型煉油廠，對(duì)氫氣資源的消耗趨勢(shì)迅猛增加，配套加氫能力占原油加工能力已經(jīng)超過(guò)70%[3-4]，通過(guò)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(duì)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(guó)內(nèi)化工需求上升，重油和石腦油資源化趨勢(shì)加強(qiáng)，原有重油制氫裝置因沒(méi)有充分利用原料價(jià)值，在成本效益上越來(lái)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)[5]。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(lái)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(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。

3 測(cè)算依據(jù)

10 Mt/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(guó)Ⅴ排放標(biāo)準(zhǔn)，以所需獨(dú)立制氫裝置規(guī)模最小90 000 m3/h為基礎(chǔ)[6]，對(duì)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35 948 kJ/m3)，煤炭450元/t(不含稅、熱值22 990 kJ/kg)。

(2)氧氣外購(gòu)0.5元/m3；3.5 MPa蒸汽100元/t，1.0 MPa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(chǔ)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(cè)算結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 天然氣制氫和煤制氫成本測(cè)算結(jié)果

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12 831元/t，折1.14元/m3。煤炭450元/t時(shí)，煤制氫成本9 903元/t，折0.869元/m3。90 000 m3/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(jiàn)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(dòng)力能耗占2.4%。其它費(fèi)用占1.2%。

圖1 天然氣制氫成本構(gòu)成

4.3 煤制氫成本構(gòu)成

煤制氫成本構(gòu)成見(jiàn)圖2。從圖2可以看出，煤制氫成本主要由煤炭、氧氣、燃料動(dòng)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(cè)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(dòng)力費(fèi)用占7.9%，其它占6.7%。

圖2 煤制氫成本構(gòu)成

4.4 天然氣制氫與煤制氫同等成本的對(duì)應(yīng)關(guān)系

天然氣制氫與煤制氫同等成本的對(duì)應(yīng)關(guān)系見(jiàn)表2。從表2可以看出，當(dāng)天然氣價(jià)格為1.67元/m3、煤炭?jī)r(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?jī)r(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(lái)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。

表2 天然氣制氫與煤制氫同等成本的對(duì)應(yīng)關(guān)系

4.5 天然氣和煤炭?jī)r(jià)格分布

2016年12月各省(區(qū)、市)非居民用天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)格(含增值稅)見(jiàn)表3，2014—2016年我國(guó)主要區(qū)域煤炭?jī)r(jià)格指數(shù)見(jiàn)表4。天然氣和煤炭?jī)煞N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(wú)論是管輸還是LNG運(yùn)輸，均存在成本高的問(wèn)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(shì)實(shí)施進(jìn)口，售價(jià)與國(guó)運(yùn)輸家環(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(guó)家主進(jìn)口管道，資源可獲得性較好，氣價(jià)相對(duì)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(guó)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。

表3 2016年12月各省(區(qū)、市)非居民天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)格(含增值稅) 元/m3

注：山東交氣點(diǎn)為山東省界。

表4 2014—2016年我國(guó)主要區(qū)域煤炭?jī)r(jià)格指數(shù) 元/t

4.6 碳稅對(duì)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(guó)在《聯(lián)合國(guó)氣候變化框架公約》的巴黎氣候大會(huì)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)[5]，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(duì)煤制氫項(xiàng)目的競(jìng)爭(zhēng)力影響遠(yuǎn)大于天然氣制氫。碳稅對(duì)制氫路線的影響見(jiàn)表5。

以2015年上海地區(qū)天然氣價(jià)格2.5元/m3、煤炭?jī)r(jià)格450元/t測(cè)算，當(dāng)碳稅為175元/t時(shí)，采取煤制氫工藝相對(duì)于天然氣制氫工藝，在成本上失去優(yōu)勢(shì)。以華北地區(qū)天然氣價(jià)格2.0元/m3、煤炭?jī)r(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(duì)于天然氣制氫工藝，在成本上失去優(yōu)勢(shì)。以西北地區(qū)天然氣價(jià)格1.5元/m3、煤炭?jī)r(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(duì)于天然氣制氫工藝，在成本上失去優(yōu)勢(shì)。

表5 碳稅對(duì)制氫路線的影響

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(duì)碳稅敏感性不同。原料對(duì)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?jī)r(jià)格變化23%左右。碳稅對(duì)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(dòng)力能耗高于天然氣制氫，對(duì)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(jí)步伐加快，煉油企業(yè)對(duì)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(jìng)爭(zhēng)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(guó)最高，與華北地區(qū)相比約高0.5元/m3，相當(dāng)于煤炭?jī)r(jià)格高250元/t。但這兩個(gè)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(gè)位于此區(qū)域，此外還有舟山在建的40 Mt/a煉化一體化基地，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)激烈，降低原料成本尤為關(guān)鍵。同時(shí)，此區(qū)域也是國(guó)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(guó)家財(cái)政部《中國(guó)開(kāi)征碳稅問(wèn)題研究詳細(xì)技術(shù)報(bào)告》中建議碳稅40元/t測(cè)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(guó)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(gè)城市完成5 ～10 萬(wàn)戶以氣代煤或以電代煤工程。但此區(qū)域天然氣資源來(lái)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(duì)于現(xiàn)有小于5.0 Mt/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(guó)家環(huán)保要求日益嚴(yán)格，尤其是已出臺(tái)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[8]，與煤炭?jī)r(jià)格基本持平，未來(lái)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(wèn)題，又能解決石油焦的出路問(wèn)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(cè)算。

(7)煤炭和天然氣供應(yīng)能力和價(jià)格對(duì)制氫工藝需求的動(dòng)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(cè)算，10 Mt/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(duì)于10 Mt/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15 Mt/a煉油企業(yè)相差超過(guò)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(shì)將更加明顯(預(yù)計(jì)年費(fèi)用相差約20億元)。

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