1、目 錄TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _TOC_250010 大煉化和煤化工需尋找新的制氫途徑 4 HYPERLINK l _TOC_250009 大煉化和煤化工是用氫大戶 4 HYPERLINK l _TOC_250008 主要制氫途徑成本 5 HYPERLINK l _TOC_250007 大煉化宜配套輕烴裂解裝置 6 HYPERLINK l _TOC_250006 煉廠轉(zhuǎn)型將提升氫氣需求 6 HYPERLINK l _TOC_250005 東部煉廠宜配套輕烴裂解裝置 9 HYPERLINK l _TOC_250004 西部煤制烯烴宜布局可再生能源電解水 10 HY

2、PERLINK l _TOC_250003 額外補氫可降低 MTO 單耗 10 HYPERLINK l _TOC_250002 西部地區(qū)利用可再生能源有優(yōu)勢 11 HYPERLINK l _TOC_250001 投資建議 12 HYPERLINK l _TOC_250000 風險提示 13圖表目錄圖 1：煤氣化反應(yīng)方程式 4圖 2：氫氣需求占比 4圖 3：全球制氫途徑結(jié)構(gòu) 5圖 4：國內(nèi)制氫途徑結(jié)構(gòu) 5圖 5：主要制氫途徑成本（元/kg） 5圖 6：我國汽油產(chǎn)量及增速 7圖 7：我國柴油產(chǎn)量及增速 7圖 8：美國二次煉油裝置占比 7圖 9：中國二次煉油裝置占比 7圖 10：航天爐內(nèi)煤氣化和變換

3、過程 11圖 11：各省甲醇產(chǎn)能占比 12圖 12：各省聚丙烯產(chǎn)能占比 12表 1：煤制氫、天然氣制氫、可再生能源電解水制氫對比 6表 2：恒力石化和浙石化一期主體裝置對比 7表 3：固定床和沸騰床對比 8表 4：浙石化一期成品油下降至 10%將產(chǎn)生的額外氫氣需求 8表 5：七大煉化基地及周邊 PDH 項目 9表 6：不同制氫方式投資規(guī)模對比 10表 7：煤制烯烴成本變化情況 11大煉化和煤化工需尋找新的制氫途徑我們在碳中和系列報告二中指出，化工過程的二氧化碳排放可分為能源相關(guān)排放和工業(yè)過程排放，隨著未來可再生能源替代的推進，能源相關(guān)排放會大大縮減，過程排放或?qū)⒊蔀闆Q定產(chǎn)品碳排放壓力的核心因素

4、。產(chǎn)品形成過程中的碳排放主要來自于煤制氫過程。目前市場最擔心的問題就是碳減排政策會限制化工行業(yè)的增長，不僅限制能源的使用，甚至連原料使用都進行限制，特別是大煉化和煤化工這兩個耗氫大戶，如果沒有足量的氫氣支持，生產(chǎn)將會受到很大影響。但是我們分析認為大煉化和煤化工的氫氣需求即使未來不能用煤制氫來支撐，也有較好的可持續(xù)解決方案。雖然生產(chǎn)成本難免會有一定提升，但在滿足碳排放的同時，仍能獲得增長的空間。圖 1：煤氣化反應(yīng)方程式資料來源：環(huán)評報告，大煉化和煤化工是用氫大戶2018 年全球氫氣消費量高達 1.15 億噸，大煉化的氫氣消費量為 3800 萬噸，占比 33%，煤化工涉及的合成氨和甲醇分別占氫氣需

5、求的 27%和 10%。從供給端來看，天然氣制氫在全球的占比最大，達 45%，其次是工業(yè)副產(chǎn)氫，占比 41%，煤炭制氫占比 13.6%。但煤制氫因其極其廉價的成本在我國占比達 62%。圖 2：氫氣需求占比26%33%4%10%27%煉化合成氨甲醇冶鐵其他資料來源：EIA，世界能源理事會將氫氣劃分為灰氫、藍氫和綠氫，分別指化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫和可再生能源電解制氫，只有綠氫才是真正零排放制氫方式?；剂现茪浞绞街校褐茪渑欧抛畲?，生產(chǎn) 1 噸氫氣將排放 11 噸二氧化碳，其次是石油制氫，生產(chǎn) 1 噸氫氣將排放 7 噸二氧化碳，天然氣制氫生產(chǎn) 1 噸氫氣將排放 5.5 噸二氧化碳。因此，在“碳

6、中和”背景下，大煉化和煤化工中常用的煤制氫將受到限制，亟需尋找新的制氫方式。圖 3：全球制氫途徑結(jié)構(gòu)圖 4：國內(nèi)制氫途徑結(jié)構(gòu)1445411811962天然氣制氫工業(yè)副產(chǎn)氫煤制氫煤制氫天然氣制氫電解水制氫其他資料來源：EIA，資料來源：中國氫能標準化技術(shù)委員會，主要制氫途徑成本根據(jù)我們的測算，煤炭價格在 500 元/噸，煤制氫生產(chǎn) 1kg 氫氣的成本約 10.2 元；天然氣價格在2.5 元/Nm3 時，天然氣制氫生產(chǎn) 1kg 氫氣的成本約 15.3 元；可再生能源發(fā)電的成本在 0.23 元/kWh時，可再生能源發(fā)電制氫生產(chǎn) 1kg 氫氣的成本約 17.1 元。工業(yè)副產(chǎn)氫屬于副產(chǎn)物，一般不單獨核算

7、成本，但以 PDH 和乙烷裂解為代表的輕烴裂解項目投資巨大，一套 60 萬噸/年的 PDH 項目總投資約 36 億元。圖 5：主要制氫途徑成本（元/kg）181614121086420煤制氫天然氣制氫可再生能源發(fā)電制氫煤炭氧氣天然氣燃料氣制造及財務(wù)費燃料動力電費其他資料來源：測算不考慮碳稅的情況下，天然氣價格需降低到 1.65 元/Nm3 時才可與煤制氫的成本打平（煤價 500 元/噸），可再生能源發(fā)電的成本需降低至 0.1 元/kWh 時才可與煤制氫的成本打平。若考慮碳稅成本，參考歐洲 40 歐元/噸的碳稅，約人民幣 300 元/噸，天然氣價格需降低到 1.92 元/Nm3 時可與煤制氫的成

8、本打平，可再生能源發(fā)電的成本需降低至 0.16 元/kWh 時可與煤制氫的成本打平。按 300 元/噸的碳稅計算，當前的可再生能源制氫的成本已與天然氣制氫成本相當。我們判斷，越接近 2060年“碳中和”承諾期，碳排放權(quán)會越稀缺，碳稅的價格會越高，可再生能源電解水制氫的成本將越有競爭力，天然氣制氫只是權(quán)宜之計。表 1：煤制氫、天然氣制氫、可再生能源電解水制氫對比煤制氫單位天然氣制氫單位可再生能源電解水單位氫氣噸1氫氣噸1氫氣噸1煤炭噸/噸氫7.5天然氣標方/噸氫4490用電量千瓦時/噸氫56000煤炭單價元/噸500天然氣價格元/標方2.5可再生能源發(fā)電成本元/千瓦時0.23煤炭成本元/噸氫37

9、50天然氣成本元/噸氫11224發(fā)電成本元/噸氫12880原料占成本比例37原料占成本比例73發(fā)電占成本比例75制氫總成本元/噸氫10135制氫總成本元/噸氫15376制氫總成本元/噸氫17173二氧化碳排放量噸11二氧化碳排放量噸5.5二氧化碳排放量噸0碳稅元/噸300碳稅元/噸300碳稅元/噸300碳稅成本元/噸氫3300碳稅成本元/噸氫1650碳稅成本元/噸氫0總成本（含碳稅）元/噸氫13435總成本（含碳稅）元/噸氫17026總成本（含碳稅）元/噸氫17173資料來源：測算大煉化宜配套輕烴裂解裝置煉廠轉(zhuǎn)型將提升氫氣需求許多國家已經(jīng)宣布未來將禁止生產(chǎn)化石燃料汽車，成品油的需求在達峰后將逐

10、步減少，我國汽油產(chǎn)量增速明顯放緩，柴油產(chǎn)量自 2017 年后開始下降，煉廠面臨從燃油型向化工型的轉(zhuǎn)型。分別為渣油和蠟油加氫裂化后可提升乙烯、丙烯和低碳芳烴的產(chǎn)率。因此煉廠轉(zhuǎn)型后對氫氣的需求將會提升。以美國為例，美國煉油廠的二次加工裝置中加氫裂化和加氫精制占比分別達 12.5%和 89.2%，相比之下，國內(nèi)的加氫裝置仍有很大的提升空間，國內(nèi)加氫裂化占比 10.8%，加氫精制占比 44.0%，低于世界平均水平的 55.0%。14%1900012%1850018000175008%170006%165004%16000155002%150000%14500圖 6：我國汽油產(chǎn)量及增速圖 7：我國柴油產(chǎn)

11、量及增速1600014000120001000080006000400020000 產(chǎn)量（萬噸/年）增速（右軸）10%產(chǎn)量（萬噸）增速（右軸）6%4%2%0%-2%-4%-6%資料來源：Wind，資料來源：Wind，圖 8：美國二次煉油裝置占比圖 9：中國二次煉油裝置占比16012010012080806040402000熱裂解催化裂化加氫裂化催化重整加氫精制催化裂化 延遲焦化 催化重整 加氫裂化 加氫精制資料來源：EIA，資料來源：中美兩國石油化工產(chǎn)業(yè)實力對比分析，民營大煉化中，恒力石化 2000 萬噸/年煉化一體化項目需額外制氫 24 萬噸/年，循環(huán)回收純氫 54萬噸，一年煤制氫裝置消耗原

12、料煤 260 萬噸/年。而規(guī)模相等的浙石化 4000 萬噸/年煉化一體化一期項目，需額外制氫 10 萬噸/年，消耗原料煤 200 萬噸/年。我們認為，恒力石化的氫氣用量大于浙石化有兩點原因：1.恒力石化的加氫裝置規(guī)模更大；2.恒力石化的渣油加氫裂化使用的是沸騰床，而浙石化一期使用的是固定床，沸騰床的氫氣用量更大。表 2：恒力石化和浙石化一期主體裝置對比恒力石化浙石化一期主體工程規(guī)模（萬噸/年）主體工程規(guī)模（萬噸/年）常減壓蒸餾裝置2000常減壓蒸餾裝置2000輕烴回收裝置450輕烴回收裝置300煤油加氫精制裝置200延遲焦化300柴油加氫裂化裝置600柴油加氫裂化裝置800蠟油加氫裂化裝置75

13、0蠟油加氫裂化裝置380沸騰床渣油加氫裂化600固定床渣油加氫裂化500溶劑脫瀝青140重油催化裂化420潤滑油異構(gòu)脫蠟裝置60石腦油加氫320芳烴聯(lián)合裝置450芳烴裝置520連續(xù)重整960連續(xù)重整800異構(gòu)化裝置50航煤精制裝置150C3/C4 混合脫氫裝置100C3/C4 分離裝置110聚丙烯裝置43烷基化裝置45MTBE 裝置82MTBE 裝置18PSA 氫氣提濃裝置73 萬標方/時C5 正異構(gòu)分離裝置150煤制氫聯(lián)產(chǎn)醋酸裝置50 萬標方/時煤制氫氣裝置80 萬標方/時資料來源：環(huán)評報告，表 3：固定床和沸騰床對比 固定床沸騰床原料油雜質(zhì)較小的原油可用雜質(zhì)較多的原油反應(yīng)溫度/370420

14、400450反應(yīng)壓力/MPa10201521渣油轉(zhuǎn)化率/20505090單位立方化學耗氫/m3150200300技術(shù)難度簡單復(fù)雜技術(shù)成熟度成熟較成熟裝置投資中等較高資料來源：渣油加氫工藝及工程技術(shù)探討，目前浙石化一期成品油收率為 41.8%，汽油 378.85 萬噸/年（其中催化汽油 185.97 萬噸/年），煤油 284.41 萬噸/年，柴油 172.81 萬噸/年。要提高化工品的產(chǎn)率需提高催化裂化和加氫裂化的裝置規(guī)模，將成品油組分轉(zhuǎn)化為石腦油，其中加氫裂化需要大量氫氣，而催化裂化幾乎不需要氫氣。參考浙石化柴油加氫裝置，柴油的轉(zhuǎn)化率為 57.2%，重石腦油收率 43.7%，而重石腦油可經(jīng)過連

15、續(xù)重整得到芳烴原料和副產(chǎn)氫，一套 400 萬噸/年的連續(xù)重整裝置副產(chǎn) 15 萬噸/年的氫氣。假設(shè)浙石化一期煉廠成品油下降至 10%，意味著需減少 636.1 萬噸/年的成品油，扣除搭配連續(xù)重整產(chǎn)生的副產(chǎn)氫，如果全部通過加氫裂化轉(zhuǎn)化，將額外產(chǎn)生 12.08 萬噸/年的氫氣需求。如果搭配催化裂化（DCC）技術(shù)，則氫氣增量需求會少于 12.08 萬噸/年。表 4：浙石化一期成品油下降至 10%將產(chǎn)生的額外氫氣需求萬噸/年出料萬噸/年進料萬噸/年連續(xù)重整加氫裂化 I出料萬噸/年進料成品油836.07成品油357.84重石腦油521.74氫氣19.57氫氣22.16重石腦油365.36芳烴原料452.6

16、2輕石腦油+其他135.03其他49.55加氫裂化 II進料萬噸/年出料萬噸/年成品油357.84成品油153.16氫氣9.48重石腦油156.38輕石腦油+其他57.79額外氫氣需求12.08資料來源：環(huán)評報告，測算東部煉廠宜配套輕烴裂解裝置我國規(guī)劃了大連長興島、河北曹妃甸、江蘇連云港、浙江寧波、上海漕涇、廣東惠州、福建古雷建設(shè)七大煉化基地，在這七大煉化基地附近建有或計劃建設(shè)多個輕烴裂解項目，通過管道運輸氫氣，可實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)的氫氣循環(huán)，達到減碳目的。一般 60 萬噸/年的 PDH 裝置可副產(chǎn)約 2.3 萬噸氫氣，對于浙江石化這樣的裝置，增加不過 4 套 60 萬噸 PDH 就可以使成品油收率降

17、低至 10%。其次對于東部煉廠來說，港口是其優(yōu)勢，且國內(nèi)企業(yè)在進口輕烴方面有一定經(jīng)驗。例如，萬華化學在中東 LPG 市場采購方面擁有一定的話語權(quán)，擁有 CP 定價推薦權(quán)，且建有地下洞庫用于儲存丙烷，平抑 LPG 價格的季節(jié)性。衛(wèi)星石化租賃超大型乙烷運輸船（VLEC）從美國進口乙烷用于乙烷裂解制乙烯。表 5：七大煉化基地及周邊 PDH 項目石化基地煉油項目設(shè)計產(chǎn)能/年輕烴裂解項目設(shè)計產(chǎn)能/年中石油煉化一體化項目2500向輝化工營口PDH 項目60大連長興島恒力石化煉化一體化項目2000聚能重工錦州乙烷裂解項目200中國華陽和福佳集團煉化一體化項目2000中石化曹妃甸千萬噸級煉油項目1200東華能

18、源 PDH 項目132河北曹妃甸旭陽石化煉化一體化項目新華石化煉化一體化項目15002000東華能源乙烷裂解項目海偉石化衡水PDH 項目20050淺海集團-一泓石化煉化一體化項目1500中石化連云港煉化一體化項目3200斯爾邦PDH 項目70江蘇連云港盛虹石化煉化一體化項目1600新海石化 PDH 項目150衛(wèi)星石化乙烷裂解項目250浙江舟山中石化鎮(zhèn)海煉化一體化項目浙江石化煉化一體化項目15004000東華能源 PDH 項目浙石化PDH 項目120120金發(fā) PDH 項目120上海漕涇中石化高橋石化漕涇煉油化工一體化項目2000中海油惠州煉化項目2200廣東尊鵬 PDH 項目45廣東惠州巨正源

19、PDH 項目66東華能源茂名PDH 項目120福建古雷中石化古雷煉化一體化項目1600美得石化福清PDH 項目 80資料來源：公開資料整理，和其他制氫方式相比，輕烴裂解裝置產(chǎn)生的氫氣屬于藍氫，幾乎不產(chǎn)生碳排放，而且不考慮氫氣收益的情況下本身就有很好的投資回報。PDH 項目的單噸丙烯投資強度約在 6000 元左右，過去長期的行業(yè) ROA 基本都維持在 10%以上。國內(nèi)乙烷裂解項目單噸乙烯投資強度約 1.2 萬元，預(yù)期的 ROA 約 15%。如果按氫氣折算，PDH 和乙烷裂解的單噸氫氣投資強度分別為 16 萬元和 19 萬元。而目前可再生能源電解水制氫的投資強度還很高，西部某 I 類資源區(qū)的年產(chǎn)

20、1.4 萬噸氫氣的太陽能電解水制氫儲能項目的投資規(guī)模高達 14 億元，單噸投資強度 10 萬元，且沒有其他收益。天然氣制氫的投資強度雖然比光伏制氫低，約 8000 元/噸，但也沒有其他收益，還產(chǎn)生二氧化碳排放。所以我們認為配套輕烴裂解是未來大煉化補充氫氣、壓減成品油的最佳選項。表 6：不同制氫方式投資規(guī)模對比項目總投資（億元）氫產(chǎn)量（萬噸/年）年均利潤（億元）45 萬噸/年 PDH 項目30.41.94.0250 萬噸/年乙烷裂解項目325.317.278.3年產(chǎn) 8 萬方氫氣項目4.86.00.3太陽能電解水制氫項目141.41.1資料來源：環(huán)評報告，西部煤制烯烴宜布局可再生能源電解水額外補

21、氫可降低MTO 單耗煤制烯烴反應(yīng)過程中的碳排放主要來自煤制甲醇（MTO）中的合成氣變換反應(yīng)，以常見的航天爐為例，粗煤氣中的 CO：H2 為 2.6，為了滿足生產(chǎn)甲醇的要求，需要通過變換反應(yīng)將 CO：H2 比例調(diào)為 0.45，這一過程中就會產(chǎn)生大量 CO2 排放。如果從外部補充氫氣，來降低 CO：H2 比例，理論上可將 MTO 的煤炭單耗從 5 噸降低至 2.1 噸，且 C 元素將全部轉(zhuǎn)化到甲醇中，不產(chǎn)生碳排放。以 50 萬噸/年 MTO 項目為例，原料煤消耗量為 246 萬噸/年，反應(yīng)過程產(chǎn)生約 300 萬噸/年碳排放。當 MTO 單耗下降至 2.1 噸煤/噸烯烴時，50 萬噸/年 MTO 項

22、目耗煤量將下降至 104 萬噸/年，需要額外補充氫氣 16.5 萬噸/年，折合 18.3 億 Nm3/年。國內(nèi)煤制烯烴產(chǎn)能集中在西北部地區(qū)，很難像上述煉油企業(yè)一樣配套輕烴裂解來補充氫氣，但是西北地區(qū)地廣人稀、日照充足，非常適合布局光伏項目，以光伏發(fā)電電解水產(chǎn)氫與煤氣化配合也可以生產(chǎn)烯烴。在煤炭用量不變的情況下，以光伏發(fā)電補氫可以多生產(chǎn)約 140%的聚烯烴產(chǎn)品。圖 10：航天爐內(nèi)煤氣化和變換過程資料來源：公開資料整理，我們測算了在當下采用光伏電解水制氫補充到粗煤氣制烯烴的成本，按 17173 元/噸氫氣的成本，煤制烯烴的單噸烯烴成本將增加 3514 元，嚴重擠壓煤制烯烴的盈利空間。但若光伏電解水

23、制氫成本下降至 7000 元/噸氫氣的成本，煤制烯烴的單噸成本與當前成本相當，仍可保持煤制烯烴的競爭力。隨著技術(shù)的進步，新能源發(fā)電成本以及電解水能耗下降是大概率事件。表 7：煤制烯烴成本變化情況原工藝單位粗煤氣單位變換氣單位煤炭噸5.0CO噸13.10CO噸5.55煤價元/噸320H2噸0.16H2噸0.40單噸烯烴原料煤炭成本元/噸聚烯烴氧氣噸16002.95氧氣價格元/噸350氧氣成本元/噸聚烯烴1033額外加氫單位粗煤氣單位單位煤炭噸2.1CO噸5.55額外補充 H2噸0.33煤價元/噸320H2噸0.07制氫成本元/噸17173單噸烯烴原料煤炭成本元/噸聚烯烴氧氣噸6721.24補充氫

24、氣成本元/噸聚烯烴原料節(jié)省成本元/噸聚烯烴56511527氧氣價格元/噸350其他節(jié)省成本元/噸聚烯烴610氧氣成本元/噸聚烯烴434總成本變化元/噸聚烯烴3514資料來源：環(huán)評報告，測算正如我們在碳中和系列報告二中指出的，聚乙烯等產(chǎn)品的進口依賴度仍舊處于較高水平，煤頭聚烯烴除了經(jīng)濟價值外，更多承擔了戰(zhàn)略意義，我們并不認為因為“碳中和”目標的提出就會將煤制烯烴一棍子打死，更為實際的是通過綠氫對灰氫的替代，降低煤制烯烴的單耗和碳排放，這也正是寶豐等龍頭企業(yè)正在布局的。西部地區(qū)利用可再生能源有優(yōu)勢根據(jù)年等效利用小時數(shù)，全國的太陽能資源區(qū)被劃分為三類，年等效利用小時數(shù)大于 1600 小時為 I 類資源區(qū)，年等效利用小時數(shù)大于 1300 小時間的為 II 類資源區(qū)，其余為 III 類資源區(qū)。西部省份，如寧夏、青海、甘肅、新疆、內(nèi)蒙古，大部地區(qū)為 I 類資源區(qū)，發(fā)展可再生能源具有先天優(yōu)勢。目前 I 類地區(qū)的新建光伏項目的發(fā)電成本已經(jīng)可以達到 0.23 元/kWh，而且未來還有下降的空間和潛力。在本文的第一部分我們已經(jīng)測算過，當可再生能源發(fā)電的成本下降至 0.1 元/kWh 時，可再生能源電解水制氫的成本與煤制氫（原料煤 500 元/噸）的成本相當。如果考慮 30