碳中和趋势下大炼化和煤化工制氢途径可行性分析(2021年)课件.pptx

1、目 录1.大炼化和煤化工需寻找新的制氢途径 411.2.大炼化和煤化工是用氢大户 4主要制氢途径成本 52.大炼化宜配套轻烃裂解装置 62.1.2.2.炼厂转型将提升氢气需求 6东部炼厂宜配套轻烃裂解装置 93.西部煤制烯烃宜布局可再生能源电解水 103.1.3.2.额外补氢可降低 MTO 单耗 10西部地区利用可再生能源有优势114.投资建议 122图表目录图 1：煤气化反应方程式 4图 2：氢气需求占比 4 图 3：全球制氢途径结构 5 图 4：国内制氢途径结构 5 图 5：主要制氢途径成本（元/kg）5 图 6：我国汽油产量及增速 7 图 7：我国柴油产量及增速 7 图 8：美国二次炼油

2、装置占比 7 图 9：中国二次炼油装置占比 7 图 10：航天炉内煤气化和变换过程 11 图 11：各省甲醇产能占比 12 图 12：各省聚丙烯产能占比 12表 1：煤制氢、天然气制氢、可再生能源电解水制氢对比 6 表 2：恒力石化和浙石化一期主体装置对比 7 表 3：固定床和沸腾床对比 8 表 4：浙石化一期成品油下降至 10%将产生的额外氢气需求 8 表 5：七大炼化基地及周边 PDH 项目 9 表 6：不同制氢方式投资规模对比 10 表 7：煤制烯烃成本变化情况 111.大炼化和煤化大炼化和煤化工工需寻找新的制需寻找新的制氢氢途途径径我们在碳中和系列报告二中指出，化工过程的二氧化碳排放可

3、分为能源相关排放和工业过程排放，随着未来可再生能源替代的推进，能源相关排放会大大缩减，过程排放或将成为决定产品碳排放压 力的核心因素。产品形成过程中的碳排放主要来自于煤制氢过程。目前市场最担心的问题就是碳减 排政策会限制化工行业的增长，不仅限制能源的使用，甚至连原料使用都进行限制，特别是大炼化 和煤化工这两个耗氢大户，如果没有足量的氢气支持，生产将会受到很大影响。但是我们分析认为 大炼化和煤化工的氢气需求即使未来不能用煤制氢来支撑，也有较好的可持续解决方案。虽然生产 成本难免会有一定提升，但在满足碳排放的同时，仍能获得增长的空间。图 1：煤气化反应方程式1.1 大炼化和煤化工是用氢大户2018

4、 年全球氢气消费量高达 1.15 亿吨，大炼化的氢气消费量为 3800 万吨，占比 33%，煤化工涉 及的合成氨和甲醇分别占氢气需求的 27%和 10%。从供给端来看，天然气制氢在全球的占比最大，达 45%，其次是工业副产氢，占比 41%，煤炭制氢占比 13.6%。但煤制氢因其极其廉价的成本在 我国占比达 62%。图 2：氢气需求占比世界能源理事会将氢气划分为灰氢、蓝氢和绿氢，分别指化石燃料制氢、工业副产氢和可再生能源 电解制氢，只有绿氢才是真正零排放制氢方式。化石燃料制氢方式中，煤制氢排放最大，生产 1 吨33%4%10%27%26%炼化合成氨甲醇冶铁其他3氢气将排放 11 吨二氧化碳，其次

5、是石油制氢，生产 1 吨氢气将排放 7 吨二氧化碳，天然气制氢生产 1 吨氢气将排放 5.5 吨二氧化碳。因此，在“碳 中 和”背景下，大炼化和煤化工中常用的煤制氢 将受到限制，亟需寻找新的制氢方式。图 3：全球制氢途径结构图 4：国内制氢途径结构1.2 主要制氢途径成本根据我们的测算，煤炭价格在 500 元/吨，煤制氢生产 1kg 氢气的成本约 10.2 元；天然气价格在2.5 元/Nm3 时，天然气制氢生产 1kg 氢气的成本约 15.3 元；可再生能源发电的成本在 0.23 元/kWh 时，可再生能源发电制氢生产 1kg 氢气的成本约 17.1 元。工业副产氢属于副产物，一般不单独核 算

6、成本，但以 PDH 和乙烷裂解为代表的轻烃裂解项目投资巨大，一套 60 万吨/年的 PDH 项目总 投资约 36 亿元。图 5：主要制氢途径成本（元/kg）45%41%14%天然气制氢工业副产氢煤制氢62%19%1%18%煤制氢天然气制氢电解水制氢其他181614121086420煤制氢天然气制氢煤炭氧气天然气燃料气制造及财务费可再生能源发电制氢 燃料动力电费其他4不考虑碳税的情况下，天然气价格需降低到 1.65 元/Nm3 时才可与煤制氢的成本打平（煤价 500 元/吨），可再生能源发电的成本需降低至 0.1 元/kWh 时才可与煤制氢的成本打平。若考虑碳税成本，参考欧洲 40 欧元/吨的碳

7、税，约人民币 300 元/吨，天然气价格需降低到 1.92 元/Nm3 时可与煤制氢的成本打平，可再生能源发电的成本需降低至 0.16 元/kWh 时可与煤制氢的成本打平。按 300 元/吨的碳税计算，当前的可再生能源制氢的成本已与天然气制氢成本相当。我们判断，越接近 2060 年“碳 中 和”承诺期，碳排放权会越稀缺，碳税的价格会越高，可再生能源电解水制氢的成本将越 有竞争力，天然气制氢只是权宜之计。表 1：煤制氢、天然气制氢、可再生能源电解水制氢对比煤制氢单位天然气制氢单位可再生能源电解水单位氢气吨1氢气吨1氢气吨1煤炭吨/吨氢7.5天然气标方/吨氢4490用电量千瓦时/吨氢56000煤炭

8、单价元/吨500天然气价格元/标方2.5可再生能源发电成本元/千瓦时0.23煤炭成本元/吨氢3750天然气成本元/吨氢11224发电成本元/吨氢12880原料占成本比例%37原料占成本比例%73发电占成本比例%75制氢总成本元/吨氢10135制氢总成本元/吨氢15376制氢总成本元/吨氢17173二氧化碳排放量吨11二氧化碳排放量吨5.5二氧化碳排放量吨0碳税元/吨300碳税元/吨300碳税元/吨300碳税成本元/吨氢3300碳税成本元/吨氢1650碳税成本元/吨氢0总成本（含碳税）元/吨氢13435总成本（含碳税）元/吨氢17026总成本（含碳税）元/吨氢1717352.大炼化宜配套大炼化宜

9、配套轻轻烃裂解装烃裂解装置置2.1.炼厂转型将提升氢气需求许多国家已经宣布未来将禁止生产化石燃料汽车，成品油的需求在达峰后将逐步减少，我国汽油产 量增速明显放缓，柴油产量自 2017 年后开始下降，炼厂面临从燃油型向化工型的转型。分别为渣油和蜡油加氢裂化后可提升乙烯、丙烯和低碳芳烃的产率。因此炼厂转型后对氢气的需求将会提升。以美国为例，美国炼油厂的二次加工装置中加氢裂化和加氢精制占比分别达 12.5%和 89.2%，相 比之下，国内的加氢装置仍有很大的提升空间，国内加氢裂化占比 10.8%，加氢精制占比 44.0%，低于世界平均水平的 55.0%。图 6：我国汽油产量及增速图 7：我国柴油产量

10、及增速图 8：美国二次炼油装置占比图 9：中国二次炼油装置占比民营大炼化中，恒力石化 2000 万吨/年炼化一体化项目需额外制氢 24 万吨/年，循环回收纯氢 54万吨，一年煤制氢装置消耗原料煤 260 万吨/年。而规模相等的浙石化 4000 万吨/年炼化一体化一期项目，需额外制氢 10 万吨/年，消耗原料煤 200 万吨/年。我们认为，恒力石化的氢气用量大于 浙石化有两点原因：1.恒力石化的加氢装置规模更大；2.恒力石化的渣油加氢裂化使用的是沸腾床，而浙石化一期使用的是固定床，沸腾床的氢气用量更大。表 2：恒力石化和浙石化一期主体装置对比恒力石化浙石化一期主体工程常减压蒸馏装置规模（万吨/年

11、）2000主体工程常减压蒸馏装置规模（万吨/年）2000轻烃回收装置 煤油加氢精制装置450200轻烃回收装置 延迟焦化30030014%12%10%8%6%4%2%0%1600014000120001000080006000400020000产量（万吨/年）增速（右轴）6%4%2%0%-2%-4%-6%19000185001800017500170001650016000155001500014500产量（万吨）增速（右轴）0%40%80%160%热裂解催化裂化加氢裂化催化重整加氢精制0%20%40%60%100%120%80%120%催化裂化 延迟焦化 催化重整加氢裂化 加氢精制6柴油加氢

12、裂化装置600柴油加氢裂化装置800蜡油加氢裂化装置750蜡油加氢裂化装置380沸腾床渣油加氢裂化600固定床渣油加氢裂化500溶剂脱沥青140重油催化裂化420润滑油异构脱蜡装置60石脑油加氢320芳烃联合装置450芳烃装置520连续重整960连续重整800异构化装置50航煤精制装置150C3/C4 混合脱氢装置100C3/C4 分离装置110聚丙烯装置43烷基化装置45MTBE 装置82MTBE 装置18PSA 氢气提浓装置73 万标方/时C5 正异构分离装置150煤制氢联产醋酸装置50 万标方/时煤制氢气装置80 万标方/时表 3：固定床和沸腾床对比固定床沸腾床原料油杂质较小的原油可用杂

13、质较多的原油反应温度/370420400450反应压力/MPa10201521渣油转化率/%20505090单位立方化学耗氢/m3150200300技术难度简单复杂技术成熟度成熟较成熟装置投资中等较高目前浙石化一期成品油收率为 41.8%，汽油 378.85 万吨/年（其中催化汽油 185.97 万吨/年），煤油 284.41 万吨/年，柴油 172.81 万吨/年。要提高化工品的产率需提高催化裂化和加氢裂化的装置 规模，将成品油组分转化为石脑油，其中加氢裂化需要大量氢气，而催化裂化几乎不需要氢气。参 考浙石化柴油加氢装置，柴油的转化率为 57.2%，重石脑油收率 43.7%，而重石脑油可经过

14、连续 重整得到芳烃原料和副产氢，一套 400 万吨/年的连续重整装置副产 15 万吨/年的氢气。假设浙石 化一期炼厂成品油下降至 10%，意味着需减少 636.1 万吨/年的成品油，扣除搭配连续重整产生的 副产氢，如果全部通过加氢裂化转化，将额外产生 12.08 万吨/年的氢气需求。如果搭配催化裂化（DCC）技术，则氢气增量需求会少于 12.08 万吨/年。表 4：浙石化一期成品油下降至 10%将产生的额外氢气需求连续重整进料万吨/年加氢裂化 I出料万吨/年进料万吨/年出料万吨/年7成品油836.07成品油357.84重石脑油521.74氢气19.57氢气22.16重石脑油365.36芳烃原料

15、452.62轻石脑油+其他135.03其他49.55加氢裂化 II进料万吨/年出料万吨/年成品油357.84成品油153.16氢气9.48重石脑油156.38轻石脑油+其他57.79额外氢气需求12.082.2.东部炼厂宜配套轻烃裂解装置我国规划了大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港、浙江宁波、上海漕泾、广东惠州、福建古雷建 设七大炼化基地，在这七大炼化基地附近建有或计划建设多个轻烃裂解项目，通过管道运输氢气，可实现区域内的氢气循环，达到减碳目的。一般 60 万吨/年的 PDH 装置可副产约 2.3 万吨氢气，对于浙江石化这样的装置，增加不过 4 套 60 万吨 PDH 就可以使成品油收率降低至

16、 10%。其次对于东部炼厂来说，港口是其优势，且国内企业在进口轻烃方面有一定经验。例如，万华化学 在中东 LPG 市场采购方面拥有一定的话语权，拥有 CP 定价推荐权，且建有地下洞库用于储存丙 烷，平抑 LPG 价格的季节性。卫星石化租赁超大型乙烷运输船（VLEC）从美国进口乙烷用于乙烷 裂解制乙烯。表 5：七大炼化基地及周边 PDH 项目石化基地炼油项目设计产能/年轻烃裂解项目设计产能/年中石油炼化一体化项目2500向辉化工营口 PDH 项目60大连长兴岛恒力石化炼化一体化项目2000聚能重工锦州乙烷裂解项目200中国华阳和福佳集团炼化一体化项目2000中石化曹妃甸千万吨级炼油项目1200东

17、华能源 PDH 项目132河北曹妃甸旭阳石化炼化一体化项目新华石化炼化一体化项目15002000东华能源乙烷裂解项目海伟石化衡水 PDH 项目20050浅海集团-一泓石化炼化一体化项目1500中石化连云港炼化一体化项目3200斯尔邦 PDH 项目70江苏连云港盛虹石化炼化一体化项目1600新海石化 PDH 项目150卫星石化乙烷裂解项目250浙江舟山中石化镇海炼化一体化项目浙江石化炼化一体化项目15004000东华能源 PDH 项目浙石化 PDH 项目120120金发 PDH 项目120上海漕泾中石化高桥石化漕泾炼油化工一体化项目2000中海油惠州炼化项目2200广东尊鹏 PDH 项目45广东

18、惠州巨正源 PDH 项目66东华能源茂名 PDH 项目1208福建古雷中石化古雷炼化一体化项目1600美得石化福清 PDH 项目80和其他制氢方式相比，轻烃裂解装置产生的氢气属于蓝氢，几乎不产生碳排放，而且不考虑氢气收 益的情况下本身就有很好的投资回报。PDH 项目的单吨丙烯投资强度约在 6000 元左右，过去长 期的行业 ROA 基本都维持在 10%以上。国内乙烷裂解项目单吨乙烯投资强度约 1.2 万元，预期的ROA 约 15%。如果按氢气折算，PDH 和乙烷裂解的单吨氢气投资强度分别为 16 万元和 19 万元。而目前可再生能源电解水制氢的投资强度还很高，西部某 I 类资源区的年产 1.4

19、 万吨氢气的太阳能 电解水制氢储能项目的投资规模高达 14 亿元，单吨投资强度 10 万元，且没有其他收益。天然气制氢的投资强度虽然比光伏制氢低，约 8000 元/吨，但也没有其他收益，还产生二氧化碳排放。所 以我们认为配套轻烃裂解是未来大炼化补充氢气、压减成品油的最佳选项。表 6：不同制氢方式投资规模对比项目总投资（亿元）氢产量（万吨/年）年均利润（亿元）45 万吨/年 PDH 项目30.41.94.0250 万吨/年乙烷裂解项目325.317.278.3年产 8 万方氢气项目4.86.00.3太阳能电解水制氢项目141.41.193.西部煤制烯烃西部煤制烯烃宜宜布局可再生能布局可再生能源源

20、电解电解水水3.1.额外补氢可降低 MTO 单耗煤制烯烃反应过程中的碳排放主要来自煤制甲醇（MTO）中的合成气变换反应，以常见的航天炉为 例，粗煤气中的 CO：H2 为 2.6，为了满足生产甲醇的要求，需要通过变换反应将 CO：H2 比例 调为 0.45，这一过程中就会产生大量 CO2 排放。如果从外部补充氢气，来降低 CO：H2 比例，理 论上可将 MTO 的煤炭单耗从 5 吨降低至 2.1 吨，且 C 元素将全部转化到甲醇中，不产生碳排放。以 50 万吨/年 MTO 项目为例，原料煤消耗量为 246 万吨/年，反应过程产生约 300 万吨/年碳排放。当 MTO 单耗下降至 2.1 吨煤/吨

21、烯烃时，50 万吨/年 MTO 项目耗煤量将下降至 104 万吨/年，需要 额外补充氢气 16.5 万吨/年，折合 18.3 亿 Nm3/年。国内煤制烯烃产能集中在西北部地区，很难像上述炼油企业一样配套轻烃裂解来补充氢气，但是西 北地区地广人稀、日照充足，非常适合布局光伏项目，以光伏发电电解水产氢与煤气化配合也可以 生产烯烃。在煤炭用量不变的情况下，以光伏发电补氢可以多生产约 140%的聚烯烃产品。图 10：航天炉内煤气化和变换过程我们测算了在当下采用光伏电解水制氢补充到粗煤气制烯烃的成本，按 17173 元/吨氢气的成本，煤制烯烃的单吨烯烃成本将增加 3514 元，严重挤压煤制烯烃的盈利空间

22、。但若光伏电解水制氢成本下降至 7000 元/吨氢气的成本，煤制烯烃的单吨成本与当前成本相当，仍可保持煤制烯烃的竞争 力。随着技术的进步，新能源发电成本以及电解水能耗下降是大概率事件。表 7：煤制烯烃成本变化情况原工艺单位粗煤气单位变换气单位煤炭吨5.0CO吨13.10CO吨5.55煤价元/吨320H2吨0.16H2吨0.40煤炭成本单吨烯烃原料氧气元/吨聚烯烃吨16002.95氧气价格元/吨350氧气成本元/吨聚烯烃1033额外加氢单位粗煤气单位单位煤炭吨2.1CO吨5.55额外补充 H2吨0.33煤价元/吨320H2吨0.07制氢成本元/吨17173煤炭成本单吨烯烃原料氧气元/吨聚烯烃吨6

23、721.24补充氢气成本元/吨聚烯烃原料节省成本元/吨聚烯烃56511527氧气价格元/吨350其他节省成本元/吨聚烯烃610氧气成本元/吨聚烯烃434总成本变化元/吨聚烯烃3514正如我们在碳中和系列报告二中指出的，聚乙烯等产品的进口依赖度仍旧处于较高水平，煤头聚烯 烃除了经济价值外，更多承担了战略意义，我们并不认为因为“碳中和”目标的提出就会将煤制烯 烃一棍子打死，更为实际的是通过绿氢对灰氢的替代，降低煤制烯烃的单耗和碳排放，这也正是宝 丰等龙头企业正在布局的。3.2.西部地区利用可再生能源有优势10根据年等效利用小时数，全国的太阳能资源区被划分为三类，年等效利用小时数大于 1600 小时

24、为I 类资源区，年等效利用小时数大于 1300 小时间的为 II 类资源区，其余为 III 类资源区。西部省份，如宁夏、青海、甘肃、新疆、内蒙古，大部地区为 I 类资源区，发展可再生能源具有先天优势。目 前 I 类地区的新建光伏项目的发电成本已经可以达到 0.23 元/kWh，而且未来还有下降的空间和潜 力。在本文的第一部分我们已经测算过，当可再生能源发电的成本下降至 0.1 元/kWh 时，可再生 能源电解水制氢的成本与煤制氢（原料煤 500 元/吨）的成本相当。如果考虑 300 元/吨的碳税，那 光伏发电成本降至 0.16 元/kWh 就可以与煤制氢成本打平。西部煤化工的甲醇和聚烯烃产能在

25、全国占比很高，煤制甲醇占全国甲醇产能的 82%。而且西部地 区由于自身用电规模有限，新能源甚至还存在消纳问题，电解水可以有效解决西部地区风电、光伏 就地消纳问题。因此，我们认为可再生能源电解水搭配煤化工是西部煤化工企业未来应对碳中和的 较好转型方向。图 11：各省甲醇产能占比图 12：各省聚丙烯产能占比4.投资建议投资建议“碳 中 和”提出后，大炼化和煤化工企业的碳排放权将会变得稀缺，企业必将针对减碳排放进行资 本开支。龙头企业因为实力雄厚，可选择合适的减排措施，而小企业大概率只能选择用天然气制氢 工艺去替代煤制氢以减少碳排放。我们认为，大炼化龙头企业宜选择轻烃裂解配套炼化，利用副产 氢达到“

26、减 碳”目的，同时轻烃裂解项目还可为大炼化企业带来新的利润。西部煤化工企业通过可 再生能源电解水搭配煤化工可解决当地可再生能源就地消纳问题，同时额外的氢可降低煤化工的 煤炭单耗，相互协同。长期看可再生能源发电成本仍有较大下降空间，若发电成本降至0.1 元/kWh，则电解水制氢成本将与煤制氢相当。当碳税为 300 元/吨二氧化碳时，若发电成本降至 0.16 元/kWh，则电解水制氢成本将与煤制氢相当。建议关注恒力石化(600346，买入)、荣盛石化(002493，买入)、宝丰能源(600989，买入)的投资机会。14%12%11%4%6%53%陕西内蒙宁夏山东山西其他12%11%10%9%8%8%42%广东浙江辽宁陕西宁夏内蒙其他11125.风险提示风险提示1“碳中和”政策执行力度不及预期：对后进企业的限制小于预期，龙头企业的资本开支将成为 资金浪费。2可再生能源发电成本下降不及预期：若可再生能源发电的成本不继续下降，煤制氢在成本上的 优势将继续存在。3化学品需求下滑：需求下滑对整条产业链将产生重大影响，导致行业利润下滑，企业主观上将 减少资本开支。