With accelerating crude oil quality deterioration and refined product quality upgrades, refineries face surging hydrogen demand, making cost reduction a critical strategic priority. As a widely recognized highly efficient green fuel, hydrogen boasts a combustion heat value 2.7 times that of gasoline and 3.5 times that of coal. Currently, its primary application lies in propelling secondary/tertiary stages of aerospace rockets.
Hydrogen Applications in Transportation and Industry: Comparative Analysis of Refinery Supply StrategiesWhile global research focuses on hydrogen applications in daily transportation, Japan has positioned hydrogen fuel cell vehicles (FCVs) as a strategic development priority. The country currently produces 300-400 hydrogen-powered vehicles annually, with ambitious national targets to deploy 160 hydrogen refueling stations and 40,000 FCVs by 2020 .Concurrently, hydrogen serves as a critical industrial raw material and reducing agent across multiple sectors. It is essential for synthesizing fine chemicals and pharmaceutical intermediates, acting as a protective gas in metallurgy, electronics, glass manufacturing, and machinery production. In oil refining, hydrogen is indispensable for upgrading fuel quality. With the trend toward processing heavier crude oils and increasingly stringent environmental standards, hydrotreating processes have accelerated, leading to surging hydrogen demand in refineries. Hydrogen has become the second-largest raw material after crude oil, making the search for cost-effective hydrogen sources a strategic imperative for refineries .This study examines hydrogen supply strategies for refinery cost reduction, analyzing feedstock sourcing options for standalone hydrogen production units integrated with full-hydroprocessing refinery workflows. It further evaluates factors influencing hydrogen production costs and their competitive implications.
１煉油廠氫氣來源
煉油廠氫氣來源主要有３種渠道：①原油加工過程副產氫氣，包括重整裝置副產、富氫氣體回收、煉化一體化配套的化工系統中乙烯、電解、脫氫裝置副產等；②煉油廠配套獨立制氫裝置產氫；③外購氫源。重整副產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氫氣難以滿足含硫原油和劣質原油加工比例日益增大的需求，且國內正在加快建設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超過７０％，通過自身和傳統的加工方式已難以解決全廠的氫氣平衡和需求，必須建設獨立的制氫裝置生產氫氣。
２制氫裝置原料路線的選擇
煉油廠對氫氣需求的穩定性要求高，配套建設獨立制氫裝置優先要確保裝置穩定運行，確保原料性質和數量的穩定供應，工藝技術要成熟可靠。制氫原料路線的選擇取決于原料資源的可獲得性、技術成熟度和原料經濟合理，制氫原料主要有煉廠干氣、天然氣、煤、輕石腦油和重油等。
但隨著國內化工需求上升，重油和石腦油資源化趨勢加強，原有重油制氫裝置因沒有充分利用原料價值，在成本效益上越來越難以體現經濟性，影響了煉油廠的經濟效益，因此紛紛停產。在實際生產中，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展方向。比較而言，天然氣制氫單位投資低，但煤制氫產量高，價格低廉，成本優勢顯著。在天然氣價格較高和政策管控的情況下，煤制氫經濟性好。
３測算依據
１０Ｍｔ／ａ規模煉油廠加工含硫原油（硫質量分數為２％），采用全加氫和最大化重整規模，產品以生產成品油和化工料為主的煉油工藝流程，成品油滿足國Ⅴ排放標準，以所需獨立制氫裝置規模最小９００００ｍ３／ｈ為基礎，對兩種工藝路線進行比較。
（１）原料以上海地區價格為基準，天然氣到廠價為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，建設投資１２．４億元、天然氣制氫建設投資６億元。人員費用統一。裝置１０年折舊后殘值５％；修理費３％／ａ，財務費用按建設資金７０％貸款，年利率按５％計。
（４）比較范圍為裝置界區內，建設投資不含征地費以及配套儲運設施。
４主要結果
上海地區天然氣價格２．５元／m3時（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，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約成本約２億元。
４．２天然氣制氫成本構成
天然氣制氫成本構成見圖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成，其中天然氣價格是最主要因素，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，制造及財務費將占成本構成的９．３％。除燃料氣外的燃料動力能耗占２．４％。其它費用占１．２％。
４．３煤制氫成本構成
煤制氫成本構成見圖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成，但煤炭費用的比例遠小于天然氣費用的比例，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，占氫氣生產的２５．９％。由于煤制氫氣投入大，制造及財務費用成為重要的成本影響因素，占比達到２２．５％。燃料動力費用占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關系
天然氣制氫與煤制氫同等成本的對應關系見表２。從表２可以看出，當天然氣價格為１．６７元／m3、煤炭價格為４５０元／ｔ時，天然氣制氫與煤制氫氫氣成本為０．８７元／m3；天然氣價格為２．５２元／m3、煤炭價格上升到８５０元／ｔ時，二者生產的氫氣成本為１．１５元／m3。目前，兩種方法的制氫工藝均在工業化大規模生產中得到應用，原料來源是影響氫氣成本的主要因素，也成為企業選擇技術的關鍵因素之一。
４．５天然氣和煤炭價格分布
２０１６年１２月各省（區、市）非居民用天然氣基準門站價格（含增值稅）見表３，２０１４—２０１６年我國主要區域煤炭價格指數見表４。天然氣和煤炭兩種資源價格有明顯的地域性，主要分為華東和華南、華北、西北地區。其中華東和華南地區遠離天然氣主產區，無論是管輸還是ＬＮＧ運輸，均存在成本高的問題，目前售價在２．５元／m3以上，而煤炭限制少，可依托海運優勢實施進口，售價與國內運輸價環渤海灣指數基本相同。華北地區天然氣靠近資源產地和國家主進口管道，資源可獲得性較好，氣價相對較低，目前售價２元／m3左右。煤炭雖也靠近產地，但基本以鐵路和公路運輸為主，物流費用較高，售價與國家環渤海灣指數相同。同時，京津冀地區環保壓力大，壓縮煤炭數量指標高。西北地區位于天然氣和煤炭主產地，售價較低。
４．６碳稅對制氫成本的影響
全球變暖和環境污染，要求控制溫室氣體和污染物排放，減排任務日益嚴峻。隨著環保壓力的加大，尤其是２０１５年中國在《聯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的二氧化碳排放達到峰值的目標，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。
碳稅的實施對煤制氫項目的競爭力影響遠大于天然氣制氫。碳稅對制氫路線的影響見表５。
以２０１５年上海地區天然氣價格２．５元／m3、煤炭價格４５０元／ｔ測算，當碳稅為１７５元／ｔ時，采取煤制氫工藝相對于天然氣制氫工藝，在成本上失去優勢。以華北地區天然氣價格２．０元／m3、煤炭價格４５０元／ｔ為基準，當碳稅為１００元／ｔ時，采取煤制氫工藝相對于天然氣制氫工藝，在成本上失去優勢。以西北地區天然氣價格１．５元／m3、煤炭價格３００元／ｔ為基準，當碳稅為５０元／ｔ時，采取煤制氫工藝相對于天然氣制氫工藝，在成本上失去優勢。
５幾點建議
從計算結果可以看成：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，天然氣價格變化１０％相當于煤炭價格變化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，對系統蒸汽和電力要求高，企業需要配套鍋爐，統一建設燃煤鍋爐受制于政府要求。隨著成品油質量升級步伐加快，煉油企業對氫氣的需求不斷上升，新建或擴建制氫裝置不可避免，氫氣成本成為提高企業競爭力的主要因素之一。為此，建議在統籌各區域和企業的條件后，合理選擇制氫路線。
（１）華東和華南地區天然氣價全國最高，與華北地區相比約高０．５元／m3，相當于煤炭價格高２５０元／ｔ。但這兩個地區煤炭資源供應渠道多，運輸方便。“十三五”期間，在《石化產業規劃布局方案》（２０１４年）規劃的７大基地中有５個位于此區域，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鍵。同時，此區域也是國內居民生活水平較高地區，加工制造產業發達，天然氣資源供應緊張。建議積極與政府協調，制氫路線以煤制氫為主。
（２）華北地區氣／煤價格比小于華東地區，煤制氫受碳稅影響大。以２００９年國家財政部《中國開征碳稅問題研究詳細技術報告》中建議碳稅４０元／ｔ測算［６－７］，在現有天然氣價格（２．０元／m3）下，煤炭最高可承受價格約５００元／ｔ。此外，國家正在加快京津冀一體化布局，２０１７年３月，環保部、發改委、財政部、能源局及相關６大省市政府聯合印發《京津冀及周邊地區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”建設任務。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。但此區域天然氣資源來源廣，北京地區已形成４條天然氣進京管線，正在建設第５條管線。天津、山東建設了進口ＬＮＧ設施。山西、內蒙古等地規劃建設了多套煤制氣裝置。建議此區域在天然氣有保證的情況下，優先建設天然氣制氫裝置。
（３）對于現有小于５．０Ｍｔ／ａ的非煉化一體化煉油型企業，自產燃料氣較多，氫氣需求量較小，干氣外運成本高，建議利用自產干氣建設制氫裝置。
（４）現有城市型煉油廠環境要求苛刻，煤炭運輸受制因素多，建議結合燃料平衡優先考慮干氣和天然氣混合制氫路線。
（５）考慮到國家環保要求日益嚴格，尤其是已出臺的“大氣污染防治法”明確規定了高硫焦不能出廠（初步定為硫質量分數３％以上），加工高含硫原油企業將面臨著石油焦出路難題。２０１５年硫質量分數３％以上的石油焦價格為６８０元／ｔ，青島和天津硫質量分數７％的石油焦僅售４６０元／ｔ，與煤炭價格基本持平，未來隨著環保和運輸壓力加大，價格將逐漸下滑。但石油焦氫含量較高，從烴類蒸汽轉化的化學反應可知，在碳數相同的情況下，氫碳比越高，理論產氫量越高。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。建議這種類型企業以焦／煤混合制氫路線為主。
（６）目前金屬含量高的重質原油采用渣油加氫路線的經濟性較差，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化為輕質油品，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構調整項目中，其效益受原油性質、油價水平及最終產品方案影響較大，需要綜合測算。
（７）煤炭和天然氣供應能力和價格對制氫工藝需求的動力鍋爐采用的燃料選擇至關重要，按照上海地區價格初步測算，１０Ｍｔ／ａ煉油系統的兩種燃料費用相差約５億元；華北地區相差３．５億元。考慮到制氫成本費用，目前狀態下，對于１０Ｍｔ／ａ純煉油企業，天然氣比煤炭在上海地區高約７億元以上，而１５Ｍｔ／ａ煉油企業相差超過１０億元。如果是煉化一體化企業，煤炭作為燃料和原料，優勢將更加明顯（預計年費用相差約２０億元）。（轉自化化網煤化工）
