不同原料制氢成本分析
天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨
天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨王周【摘要】氢气作为无碳绿色新能源是应对日趋严峻环境危机和构建清洁低碳能源体系的重要载体.目前天然气、甲醇、水制氢是最有竞争力的技术手段,但生物能、太阳能、风能等可再生能源制氢是未来的趋势.对天然气制氢、甲醇制氢及水电解制氢进行了对比探讨,分别从技术特点、制氢纯度、场地要求、投资规模、运行费用及制氢成本等方面进行了分析,认为天然气制氢、甲醇制氢及水电解制氢分别适用于大、中、小规模,制氢成本依次为低、中、高,且分别受天然气价格、甲醇价格及电价影响较大.【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2016(010)006【总页数】3页(P47-49)【关键词】天然气制氢;甲醇制氢;水电解制氢;经济性【作者】王周【作者单位】佛山市燃气集团股份有限公司,广东佛山 528000【正文语种】中文氢气作为无碳绿色新能源，具有环保安全、能量密度大、转化效率高、储量丰富和适用范围广等特点，可实现从开发到利用全过程的零排放、零污染，是应对日趋严峻环境危机和构建清洁低碳能源体系的重要载体。
随着石油资源的日益枯竭和能源价格的不断上涨，寻找不依赖化石燃料、储量丰富的廉价可替代能源制氢成为大家共同面临的难题，从长远来看，生物能、太阳能、风能等可再生能源制氢在21世纪将开始逐步具有竞争力，但目前从天然气、甲醇、水等资源中制氢仍然是最有竞争力的技术手段［1］，煤制氢对水和大气污染严重，笔者暂不讨论。
目前国内制氢原料路线的选择，主要取决于原料资源的可得性和原料成本的高低，笔者将以华南某区域的制氢状况来进行分析探讨。
1.1 技术特点天然气制氢工艺复杂，操作条件严格，设备设计制造要求高，技术成熟；甲醇制氢工艺流程简单，相对易操作维护，主体设备为常见化工设备，技术也较为成熟；水电解制氢流程简单，操作简便，甚至可实现无人值守全自动操作。
1.2 制氢纯度天然气制氢与甲醇制氢一般纯度可达到99.999%，而水电解制氢纯度高时可达到99.999 9%。
制氢工程方案
制氢工程方案随着能源危机的逐渐加剧，清洁能源已经成为全球能源发展的重要方向之一。
在众多的清洁能源中，氢能作为一种高效、清洁的能源正在受到越来越多的关注。
制氢工程是将水通过电解等方式进行分解，获取其中的氢气的技术过程。
本文将对制氢工程方案进行详细的分析和阐述，以期为相关领域的研究和实践提供参考。
一、背景分析1. 氢能的优势氢气是一种非常干净的燃料，其燃烧产生的唯一副产品是水蒸气，不会产生对环境造成破坏的尾气。
因此，氢能在环境保护意识逐渐增强的今天，具有很大的发展潜力。
另外，氢气的储存和运输成本相对较低，具有很强的便利性。
此外，氢气在化工、航空航天、电力等多个领域都有着广泛的应用前景。
因此，发展氢能具有重要的战略意义和经济意义，相关的制氢工程必将成为未来发展的重要领域之一。
2. 制氢工程的发展现状目前，全球范围内正在进行着大量的制氢工程的研究和实践，其中最为常见的是水电解制氢和天然气重整制氢。
这两种制氢方式各有其优势和劣势，各国也因地制宜地选择相应的技术路线来进行制氢。
水电解制氢是指通过电解水来释放氢气，这种方法在纯净水条件下产生的氢气是非常纯净的，不会产生任何污染。
但由于电解过程需要耗费大量的电能，造成成本较高。
天然气重整制氢则是以天然气为原料，通过重整反应来产生氢气。
这种方法虽然成本相对较低，但由于天然气本身也是一种有限资源，使用该方法产生氢气并不能实现真正的清洁能源目标。
综上所述，目前制氢工程技术还存在一些局限性和不足之处，需要进一步的研究和发展。
二、制氢工程方案1. 方案目标本制氢工程的目标是研究并开发一种高效、低成本、环保的制氢技术，以满足未来清洁能源的需求，并为相关领域的发展提供技术支持。
2. 技术路线在制氢工程中，技术路线的选择是非常重要的。
目前已经有许多制氢技术被开发出来，针对不同的原料和条件，有不同的适用技术。
本方案将选择水电解制氢技术作为主要技术路线，因为该方法可以使用普通水作为原料，且废气产生量少，符合环保要求。
焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析
焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析
陈毕杨;曹尚峰
【期刊名称】《低温与特气》
【年(卷),期】2017(035)001
【摘要】使用焦炉煤气为原料分离的化工产品主要是氢气和天然气.小规模焦炉煤气制氢一般采用变压吸附法.大规模焦炉煤气可先分离出LNG,再提取氢气.分别对两种制氢方法做了介绍和成本分析.
【总页数】3页(P28-30)
【作者】陈毕杨;曹尚峰
【作者单位】武汉钢铁集团气体有限责任公司,武汉 430083;武汉钢铁集团气体有限责任公司,武汉 430083
【正文语种】中文
【中图分类】TQ116.2+3
【相关文献】
1.煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议 [J], 张彩丽
2.焦炉煤气制氢与车载二甲醚重整制氢的能耗与CO2排放对比 [J], 徐征;宋凌珺
3.焦炉煤气制氢尾气回收——济钢冷轧厂制氢尾气回收改造 [J], 张淑娟;孙建俊
4.焦炉煤气变压吸附制氢装置五塔与六塔工艺方案的比较 [J], 张志刚;张月胜;张天来;穆根来
5.煤制氢与天然气制氢成本分析及发展 [J], 蔡翰超
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
制氢供氢技术及氢管理
1.4 炼化副产氢气
以国内某一大型炼化一体化企业为例，在其全厂氢源的组成中 ，炼化副产氢的比例高达68.52%，且该部分氢源的成本仅为9 000 元/吨左右。具体氢源组成如下表2所示。
表 2 某炼化企业氢源组成
制氢
资源量,Nm3/h 比例,% 45315 30.32
回收
1736 1.16
重整
43298 28.97
制氢供氢技术及氢管理
上海石化
二〇一二年九月
前
言
由于环保的要求越来越高，对燃油中硫、氮、烯烃等含量的控制越
来越严格，炼油厂只能用加氢处理来减少它们的含量，提供更清洁的燃 料；而且，由于轻质原料短缺，炼油厂要把重质原料加氢裂化，变成价 值更高的轻烃类，也需要大量氢气。 炼厂的唯一出路就是必须注重石油资源深加工，提高轻质、优质产
乙烯
59128 39.55
合计
149477 100
1.4 炼化副产氢气
随着炼油轻烃资源利用深度的不断提高，炼厂干气中所含有的 氢气组分也越来越受到人们的重视，在依次回收干气中的液化气和 碳二组分等后，干气中的氢气浓度得到不断的提升，使得回收其中 的氢气成为可能。表3为某炼化企业碳二回收装臵在回收催化干气中 碳二组分后的干气组成。
表 3 某炼化企业碳二回收装置原料及吸附废气组成
物流名称 原料气 吸附废气
氢气,vol% 27.33 38.32
甲烷,vol% 30.83 39.14
碳二,vol% 25.50 5.59
其它,vol% 16.34 16.95
第二部分
氢气提纯工艺
变压吸附（PSA）工艺
膜分离工艺
深冷分离工艺
氢气回收组合工艺
企业的氢网络系统，通常可以分为三个部分：产氢过程、耗氢过 程和净化回收单元。这三要素间的相互作用决定了企业氢分配网络以 及氢需求量。
煤制氢气_当今全加氢型炼油厂的发展方向_赵岩
此方法采用 SMR( 甲烷蒸汽重整) 技术，将精制后 的烃类气体与水蒸气按一定比例混合，进入装有 催化剂的多根转化炉列管内发生转化和变换反 应，生成富含氢气和一氧化碳的转化气，再经过变 换反应得到氢气，变换气经过提纯工序获得高纯 度的氢气。该工艺的优点是技术成熟，原料清洁 环保，设备可靠，投资不高，装置可实现长周期运 行; 缺点是炼油厂烃类气体量受限制( 特别是干 气) ，天然气价格昂贵，氢气成本高。 1． 2 原料部分氧化制氢
煤制氢 1 300 1 270 16． 51
天然气制氢 510 6 500
33． 15
肥厂、南化集团、南京惠生; 中石化下属的齐鲁石 化、茂名石化、九江石化; 大连大化等公司先后从 GE 公司获得了水煤浆气化专利的使用授权，部分 装置已经投产运行，部分装置正在建设中。该气 化技术在设计和工程建设上已经比较成熟，基本 上解决了气化技术影响工业化和稳定生产的核心 问题。
400 8 810 1． 36 2 156 2 116
450 9 205 1． 65 2 254 2 233
500 9 600 1． 74 2 372 2 349
550 9 996 1． 82 2 489 2 465
600 10 390 1． 91 2 607 2 581
700 11 180 2． 08 2 842 2 841
通过对比可以看出，如果用天然气代替煤来 生产氢气，从原料成本看，煤制氢比天然气制氢低 16． 64 × 108 RMB ￥ / a。 3． 2 综合成本分析 3． 2． 1 国外研究机构的测算结果
关于天然气制氢和煤制氢的成本对比，国外 的 Shell Global Solution 机构对全球炼油行业的制
4结论 从技术、经济、环保角度出发，用煤作为制氢
不同原料制氢成本分析
元/吨 9000 11000 13000 15000 17000 19000 21000 23000 25000 27000
中国石化集团公司经济技术研究院
Economics & Development Research Institute (EDRI), SINOPEC
4000
180
6.5 6.0
3500
3000
煤制氢 干气制氢 天然气制氢
5.5 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5
140 120
原煤价格（元/吨）
2500 100 2000 80 1500
2.75元/Nm3
2.0 1.5 1.0
60美元/桶 885元/吨 40美元/桶
60 40 20
1000
1.94元/Nm3
495元/吨
中国石化集团公司经济技术研究院
Economics & Development Research Institute (EDRI), SINOPEC
• 干气制氢成本与天然气制氢成本对比： • 当原油价格为60美元/桶时，干气制氢成本加 回报值约为15609元/吨，相同成本下对应天然气 制氢的天然气价格为2.75元/Nm3。 • 当油价在60美元/桶左右时，天然气制氢与干气制 氢相比成本相当。当原油价格处于高价位 （80~100美元/桶）时，相同成本对应天然气价格 为3.6~4.3元/Nm3，此时天然气制氢与干气制氢相 比具有一定的竞争力。
中国石化集团公司经济技术研究院
Economics & Development Research Institute (EDRI), SINOPEC
• 煤制氢投资强度大大高于干气制氢装置，考虑到 投资的机会成本，比较分析时采用成本加投资回 报（ROI）的方法进行对比，投资回报率按10% 考虑。 • 制氢完全成本+回报每增加1000元/吨时，煤制氢 对应原料煤价增加130元/吨，天然气制氢对应天 然气价格增加0.26元/M3，干气制氢对应原油价格 增加6.8美元/桶，重油制氢对应原油价格增加6.1 美元/桶。
制氢技术比较及分析报告
制氢技术比较及分析报告在反应器中得到有效控制，避免对设备和环境造成污染。
该工艺能耗较低，但对反应器材料要求高，装置投资较大。
对于工业制氢方案的选择，我们重点考虑成本、纯度和生产能力等因素。
其中，天然气制氢、甲醇制氢和水电解制氢是比较常用的方案。
天然气制氢虽然成本较低，但能耗高、装置投资大；甲醇制氢则需要大量的甲醇作为原料，成本较高；而水电解制氢则能够达到较高的纯度要求，但装置投资也较大。
因此，我们需要根据实际情况进行综合考虑，选择最适合自己的制氢方案。
在天然气制氢方案中，水蒸汽重整、部分氧化、自热重整、绝热转化和高温裂解等方法各有优缺点。
水蒸汽重整虽然成本较低，但能耗高、装置投资大；部分氧化能够提高生产能力，但制氧成本较高；自热重整虽然能够合理利用反应热量，但装置投资也较大；绝热转化具有流程短、操作单元简单等优点，但装置投资也较大；高温裂解能耗较低，但对反应器材料要求高，装置投资也较大。
因此，我们需要根据实际情况进行选择，综合考虑成本、生产能力和环保等因素。
总之，选择适合自己的制氢方案需要综合考虑多方面因素，包括成本、纯度、生产能力和环保等。
在具体方案选择时，需要根据实际情况进行综合分析和评估，以达到最优的制氢效果。
制氢技术有多种方法，其中包括电解水制氢、聚合电解质薄膜电解制氢、光电解制氢、生物光解制氢和热化学水解。
电解水制氢技术成熟，设备简单，运行可靠，管理方便，不产生污染，可制得氢气纯度高，杂质含量少，适用于各种应用场合。
聚合电解质薄膜电解制氢技术相对成本高，容量小，效率低，使用期短，目前尚不成熟。
光电解制氢是利用太阳能制氢，而生物光解制氢是一种生物制氢工程。
热化学水解技术目前尚不成熟，需要进一步商业化发展。
在制氢方案对比中，天然气水蒸汽重整制氢、甲醇水蒸汽重整制氢和电解水制氢是主要的三种方案。
大型制氢中，天然气水蒸汽重整制氢占主导地位，因为天然气既是原料气也是燃料气，无需运输，氢能耗低，消耗低，氢气成本最低。
制氢、储运、加注、应用成本测算
制氢、储运、加注、应用成本测算《氢能产业链经济性测算与降本展望》对氢能全产业链的经济性都进行了测算。
在制氢领域，煤制氢在考虑碳捕集后成本约16元/kg；天然气制氢成本约18元/kg；绿氢制氢成本最低可达16元/kg，可与灰氢、与蓝氢平价。
在储运及加注领域，长管拖车气态储运成本约7.79元/kg；35Mpa日加氢量500kg的加氢站满负荷运行，加注成本约11.33元/kg。
假设加氢站承担储运环节，则中游储运+加注环节毛利率约29%。
在应用领域，预计2026年氢燃料重卡与电动重卡平价。
一、我国目前氢能源现状我国氢气年产量超3300万吨，已初步掌握氢能产业链主要技术和工艺。
产能：我国是世界上最大的制氢国，据中国氢能产业联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3342万吨，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额仅 2.7%。
目前国内已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。
企业：全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。
总体来看，我国氢能产业仍处于发展初期，但制氢基础良好，政策目标清晰，未来成长空间大。
规划目标：1）到2025年：初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。
燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。
可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。
2）到2030年：形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用。
3）到2035年：形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。
可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。
降本重点：重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模和应用比重。
氢能技术链条长、难点多，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术，降低氢能应用成本。
电解水制氢成本分析
谢谢观看
电解水制氢作为一种清洁、高效的能源转换方式，具有较为明显的优势和广 阔的发展前景。为了推动电解水制氢技术的发展，需要以下建议：
五、总结及建议
1、加大研发投入：为了降低电解水制氢设备的成本和提高其能效，需要不断 加强技术研发力度，提高技术水平。
五、总结及建议
2、利用政策支持：各国政府为了推动清洁能源技术的发展，均给予了一定的 政策支持。因此，应充分利用政策支持降低电解水制氢的运行成本。
三、电解水制氢技术路线
1、碱性电解水技术：该技术成熟度高、设备成本较低，但能耗较高，且碱液 的消耗量较大。因此，该技术在大型工业领域中具有较好的应用前景。
三、电解水制氢技术路线
2、PEM电解水技术：该技术具有高电流密度、低能耗等优点，且操作简单。 但该技术的设备成本较高，且需要使用贵金属催化剂。因此，该技术在特定领域 具有较好的应用前景。
一、电解水制氢背景与发展前景
一、电解水制氢背景与发展前景
电解水制氢是一种通过电解水分解出氢气和氧气的过程，其作为一种可再生 能源技术，具有以下优点：首先，生产过程中不产生污染物，符合环保要求；其 次，氢气作为高能量密度物质，可用于燃料电池、工业生产等多个领域；最后， 电解水制氢可与可再生能源发电相结合，实现能源的可持续利用。
四、电解水制氢经济效益分析
在与其他制氢技术方案的比较中，电解水制氢具有较为明显的优势。首先， 电解水制氢是一种清洁的能源转换方式，不产生污染物；其次，电解水制氢可与 可再生能源发电相结合，实现能源的可持续利用；最后，电解水制氢的产氢纯度 较高，适用于对氢气品质要求较高的领域。
五、总结及建议
五、总结及建议
一、电解水制氢背景与发展前景
当前，全球各国都在加快电解水制氢技术的研发和推广。根据国际能源署的 报告，电解水制氢技术将成为未来清洁能源解决方案的重要组成部分。随着技术 的不断进步和成本的不断降低，电解水制氢将在能源转型中发挥越来越重要的作 用。
不同原料制氢成本分析
不同原料制氢成本分析制氢是一种常见的氢能应用技术，它可以用于能源存储、电力供应和燃料驱动等领域。
制氢的成本主要由原料成本、能源消耗和设备运营维护成本等因素决定。
不同的原料制氢的成本也会有所差异。
本文将对常见的几种原料制氢的成本进行分析，包括水电解制氢、天然气重整制氢和生物质制氢。
首先，水电解制氢是一种常见的制氢方法。
水电解制氢通常使用电能将水分解成氢气和氧气。
这种方法的成本主要包括电力成本和设备运营维护成本。
根据不同地区的电力价格和设备效率，电力成本可以有所差异。
设备运营维护成本包括设备的维护、检修和更换等费用，这些费用主要与设备的运行时间和频率有关。
总体而言，水电解制氢的成本相对较低，但需要大量的电能，如果使用来自化石燃料的电力，则会产生大量的二氧化碳排放。
其次，天然气重整制氢是一种基于天然气的制氢方法。
这种方法利用天然气中的甲烷通过重整反应产生氢气和二氧化碳。
天然气重整制氢的成本主要包括天然气成本和设备运营维护成本。
天然气成本主要取决于天然气价格，受市场供求关系和供应地区等因素影响。
设备运营维护成本与水电解制氢类似，也与设备的运行时间和频率有关。
天然气重整制氢具有较高的成本，但相对水电解制氢而言，其碳排放要低得多。
最后，生物质制氢是一种利用生物质材料制氢的方法。
生物质制氢通常使用生物质材料通过气化等方式产生氢气。
这种方法的成本主要包括生物质材料成本和设备运营维护成本。
生物质材料成本受生物质的供应、成本和种类等因素影响。
设备运营维护成本与前述方法类似。
生物质制氢的成本较高，但具有较低的碳排放量和更可持续的特点。
综上所述，水电解制氢、天然气重整制氢和生物质制氢都是常见的制氢方法，它们的成本因素主要包括原料成本、能源消耗和设备运营维护成本等。
水电解制氢成本相对较低，但电能消耗较高；天然气重整制氢成本较高，但碳排放较低；生物质制氢成本也较高，但具有较低的碳排放和更可持续的特点。
在实际应用中，可以根据不同地区的资源禀赋和环境要求选择合适的原料制氢方法。
氢能供应链成本分析及建议
氢能供应链成本分析及建议一、本文概述随着全球能源结构的转型和环境保护意识的提升，氢能作为一种清洁、高效的能源形式，正受到越来越多的关注和重视。
氢能供应链作为氢能产业发展的关键环节，其成本构成和控制策略对于氢能产业的可持续发展具有重要影响。
本文旨在对氢能供应链的成本进行深入分析，揭示各环节的成本构成特点，并提出相应的成本控制和优化建议，以期为氢能产业的健康发展提供有益的参考。
本文将首先介绍氢能供应链的基本概念、组成环节及其相互之间的关系。
在此基础上，通过对氢能供应链各环节的成本进行细致剖析，包括原材料成本、生产成本、运输成本、储存成本等，揭示各环节成本的主要影响因素和变动趋势。
本文还将结合国内外氢能供应链的发展现状和趋势，对比分析不同供应链模式下的成本差异和优劣，为氢能企业的供应链管理和成本控制提供借鉴和参考。
本文将提出一系列针对氢能供应链成本控制的建议和措施，包括优化供应链布局、提高生产效率、降低运输和储存成本等，以期帮助氢能企业实现成本的有效控制和产业竞争力的提升。
这些建议将基于实际的市场需求、技术进步和政策环境等因素进行综合考虑，旨在为氢能产业的可持续发展提供有力的支撑和保障。
二、氢能供应链成本构成分析氢能供应链的成本构成相对复杂，涉及从氢气的生产、储存、运输到最终应用的各个环节。
以下是对氢能供应链成本构成的详细分析：氢气生产成本：氢气的生产成本主要取决于生产方法和原料。
目前，主要的氢气生产方法有天然气重整、煤制氢和电解水制氢等。
天然气重整和煤制氢的成本相对较低，但会产生碳排放；而电解水制氢虽然环保，但成本较高。
原料的价格和可获得性也会对氢气生产成本产生影响。
储存成本：氢气的储存成本主要包括储罐建设、维护和操作成本。
氢气需要在高压或低温条件下储存，因此需要特殊的储罐和设备。
氢气的泄漏和安全性问题也需要考虑，这会增加储存成本。
运输成本：氢气的运输成本取决于运输距离和运输方式。
目前，氢气主要通过管道、液化或压缩气体形式进行运输。
【能源2020】天然气制氢工艺及成本分析
随着能源消耗地加剧，寻找新的能源已经成为当前的一个重要任务。
氢作为现今最具有发展潜力的一种能源，来源广泛，几乎不产生污染，转化效率高，应用前景广泛。
利用天然气制取氢气，可以在一定程度上缓解我国能源危机，进一步促进我国能源利用结构的转变。
本文将重点就天然气制氢的原理、天然气制氢工艺和技术、天然气制氢技术的分类天然气制氢的成本核算等几个方面进行详细的研究和探讨。
1天然气制氢的原理和流程1.1天然气制氢原理天然气制氢工艺的原理就是先对天然气进行预处理，然后在转化炉中将甲烷和水蒸汽转化为一氧化碳和氢气等，余热回收后，在变换塔中将一氧化碳变换成二氧化碳和氢气的过程，这一工艺技术的基础是在天然气蒸汽转化技术的基础上实现的。
在变换塔中，在催化剂存在的条件下，控制反应温度，转化气中的一氧化碳和水反应，生成氢气和二氧化碳。
天然气中的烷烃在适当的压力和温度下，就会发生一系列化学反应生成转化气，转化气再经过热换、冷凝等过程，使气体在自动化的控制下通过装有多种吸附剂的PAS 装置后，一氧化碳、二氧化碳等杂质被吸附塔吸附，氢气送往用气单位，吸附了杂质的吸附剂，经解吸后，解析气可送往变换炉作为燃料，吸附剂也完成再生。
其主要反应式如下：天然气和水在800~900℃高温和氧化镍催化剂的条件下反应生成一氧化碳和氢气。
反应式为：CH4+H2O → CO+H2-Q一氧化碳和水在300-400℃条件下和三氧化二铁催化剂的条件下反应生成二氧化碳和氢气。
反应式为：CO+H2O → CO2+H2+Q另外，在制取过程相关的技术指标要求如下：压力一般在 1.5~2.5 MPa，天然气单耗为0.4~0.5 m3/m3氢气；运行时间：>8000h ；工业规模：1000 m3/h~100000 m3/h。
1.2 天然气制氢流程天然气的制取氢流程主要包括四个：原料气预处理、天然气蒸汽转化、一氧化碳变换、氢气提纯。
首先是原料预处理步骤，这里的预处理主要指的就是原料气的脱硫，实际工艺运行当中一般采用天然气钴钼加氢串联氧化锌作为脱硫剂将天然气中的有机硫转化为无机硫再进行去除。
氢气 液化成本
氢气液化成本氢气是一种无色、无味、无毒的气体，是地球上最丰富的元素之一。
它具有高燃烧效率、清洁环保和可再生性的优势，被广泛应用于能源、化工、燃料电池等领域。
然而，由于氢气在常温下是气态，其在储存和运输过程中存在一定的困难，液化成为了一种必要的处理方式。
液化氢气的成本是指将氢气从气态转变为液态所需的费用，本文将对氢气液化成本做一详细的分析。
首先，氢气液化成本的主要组成部分之一是能源成本。
液化氢气的制备过程需要大量的能源，其中包括制冷能源和机械能源。
制冷能源主要用于降低氢气的温度至接近绝对零度的水平，使其液化。
制冷能源常见的来源有液氮和液氧等低温介质，其造价相对较高。
机械能源则是指用于驱动压缩机、循环泵和蒸发器等设备的能源，通常使用电能或燃料能源。
能源成本的大小取决于液化氢气的规模和制备工艺，一般可占据总成本的40%至60%左右。
其次，原料成本也是影响氢气液化成本的重要因素之一。
氢气通常是通过水电解或煤炭气化等方式制备的，其中水电解是较为常见和常用的方法。
水电解的过程是将电能作为驱动力，通过电解水分解产生氢气和氧气。
因此，电力成本是其中的主要组成部分。
水电解制氢工艺的原料成本还包括水的购买和处理费用。
虽然水是地球上最丰富的资源之一，但是水资源的开发和利用也需要一定的成本。
此外，设备成本也是影响氢气液化成本的重要因素之一。
液化氢气的制备过程需要使用多种设备，包括压缩机、蒸发器、冷凝器和分离器等。
这些设备的质量和性能直接影响着制备效率和能源利用率。
因此，设备成本占据了液化氢气的一大比例。
此外，设备的运行和维护也需要一定的费用，包括人力资源和设备维修等。
另外，还有其他一些成本费用需要考虑。
比如，环境保护和安全监控等方面的成本，这些费用通常需要按照国家的相关法律法规进行支付。
此外，物流运输和仓储费用也需要纳入成本计算范围内。
液化氢气的储存和运输都需要特殊的容器和设备，这些设备的购买和运营都需要一定的费用支出。
可再生能源电解制氢成本分析
可再生能源电解制氢成本分析摘要：本文对可再生能源电解制氢成本进行了系统分析，对比了碱性与质子交换膜（PEM）电解制氢的平准化成本（LCOH），并考察了规模效应、氢气压力、压缩与液化及输入功率波动性对碱性与PEM电解制氢成本的影响。
结果表明：规模增加可降低制氢成本，所考察的电解系统在规模由1MW提高至40MW后，装置的固定成本降幅40%以上，由于电费是主要成本，平准化成本（LCOH）降幅小于25%。
在固定成本投入无明显增加的情况下高压电解制氢可明显降低制氢成本，随着电解氢气压力由1atm（1atm=101.325kPa）提高至30atm，进一步压缩至700atm的成本由1$/kg降至0.3$/kg；液化成本受规模影响显著，1MW电解制氢增至40MW 时制氢并液化的平准化成本（LCOH）从8.7$/kg降至5.3$/kg；由于PEM对可再生能源波动具有良好的适应性，在波动性功率输入时，随着低功率（＜20%额定功率）波动性的增加，PEM的LCOH成本可以优于碱性电解。
随着碱性与PEM电解技术的进步，二者优劣仍需针对具体情况进行分析讨论。
大力发展新能源是实现能源结构转型和应对能源环境可持续发展的重大战略举措。
根据《2018年全球可再生能源现状报告》，2018年全球可再生能源装机增至约2378GW，连续四年可再生能源新增装机超过了化石燃料和核能的新装机容量[1]。
其中太阳能光伏（PV）新增装机约100GW，占可再生能源新增装机的55%，其次是风力发电（28%）和水电（11%）。
目前风能和太阳能等可再生能源发电的难点在于发电的波动性，使发电高峰和用电高峰产生错配，造成并网困难[2-4]。
通过电解制氢将可再生能源转化成氢气，可储可转，其应用模式可以抽象为Power to X[5-6]（图1），实现电能到电能、电能到燃气、电能到燃料、电能到化学品的多种转换，能大大促进能源供应端融合，提升能源使用效率[7-8]。
天然气制氢技术及经济性分析
天然气制氢技术及经济性分析随着全球对清洁能源的需求日益增长，氢能作为一种无污染、高效的能源形式，正逐渐受到广泛。
天然气制氢技术作为一种重要的制氢途径，在能源转型和新能源发展过程中具有重要意义。
本文将对天然气制氢技术及其经济性进行分析和探讨。
天然气制氢技术主要是通过化学反应将天然气转化为氢气。
最基本的反应过程包括天然气和水蒸气的催化转化、蒸汽重整和部分氧化等。
这些反应过程均需要催化剂的参与，常用的催化剂包括镍、铂和钯等贵金属催化剂以及一些贱金属催化剂。
在天然气制氢技术中，蒸汽重整是最常用的方法，其反应温度一般在700-1000℃之间，反应压力为1-5bar。
该方法的优点是工艺成熟、产氢量大，但也存在耗能较大、催化剂易中毒等问题。
部分氧化法相对于蒸汽重整法具有较低的能耗和较高的氢气选择性，但反应条件较为苛刻，需要高温高压条件，对设备要求较高。
对于天然气制氢技术的经济性分析，主要考虑原料成本、设备投资、运行成本、氢气售价等因素。
在原料成本方面，天然气价格相对稳定，但在设备投资和运行成本方面，蒸汽重整法由于工艺成熟、设备简单，具有较大优势。
不同地区、不同企业的氢气售价也存在差异，需结合实际情况进行考虑。
在对比不同天然气制氢技术的优缺点时，可以根据具体情况选择最合适的方法。
例如，对于产氢量大、对氢气纯度要求不高的场景，可选用蒸汽重整法；对于耗能低、规模较小的场景，可选用部分氧化法。
同时，对于不同地区和企业，也可以根据自身特点和市场需求进行选择。
经济因素对天然气制氢技术选择的影响主要体现在以下几个方面：原料成本：天然气是制氢的主要原料，其价格波动会对制氢成本产生直接影响。
在选择制氢技术时，需要考虑不同地区的天然气价格差异，以便选择具有竞争力的制氢方案。
设备投资和运行成本：不同制氢技术的设备投资和运行成本存在较大差异。
对于大型制氢项目，需要充分考虑设备投资规模和运行维护成本；对于小型项目，则需要考虑设备机动性和适应性。
我国新能源风光发电制氢成本动态测算
新能源发电制氢技术不断成熟，制氢成本直接影响到氢能产业商业化推广与应用。
针对电解水制氢技术方案投入与运营成本的变化，基于新能源产业风光发电成本视角构建了由碱性（ALK）电解槽+风电、质子交换膜（PEM）电解槽+风电、碱性（ALK）电解槽+光伏发电、质子交换膜（PEM）电解槽+光伏发电四种电解水制氢组合方案的成本动态测算模型，并通过敏感性分析研究了相关因素对制氢成本的影响。
结果表明：四组方案制氢成本在研究期内（2017-2020）成本分别降低了13.95%、29.22%、19.55%和31.03%，2020年制氢成本分别为17.90元/kg、28.27元/kg、21.54元/kg和32.23元/kg，而能耗和发电成本是降低四种方案制氢成本最具备潜力的影响因素。
同时，对比分析了其他电源及传统化石能源制氢等不同制氢技术工艺的经济性，不同制氢情景下，制氢成本由低到高分别为煤制氢、工业副产氢、天然气制氢、煤制氢+碳捕获收集（CCS）、ALK风电制氢、甲醇制氢、ALK光伏制氢、ALK谷电制氢、PEM光伏制氢和PEM谷电制氢。
核心内容鉴于上市企业间发电成本的差异性，本文采用加权平均思想估算行业年度加权发电成本。
电解水制氢具体成本构成如图1所示，单位制氢成本如表1所示。
图1 电解水制氢成本构成表1 单位制氢成本计算公式相关电解水技术参数参考了IRENA发布的数据，根据其2017年历史数据和2025年预测数据，假设ALK和PEM电解装置技术参数按照一定的学习率进行变化，计算ALK电解装置的电耗、电池组使用寿命、电解装置总系统成本、电解装置运维成本、电池组更换成本的学习率，其学习率分别为1.25%、-3.79%、13.13%、13.13%、13.46%，PEM电解装置5个技术参数的学习率分别为3.39%、-7.29%、15.64%、15.64%、19.64%。
PEM电解装置技术参数的学习率要高于ALK，且电池组更换成本、电解装置总系统成本及电解装备运维成本的下降趋势最为显著。
氢能储运的不同形式及相关成本分析,哪种方式未来将成为主流？
1氢储运承上启下，千亿级市场空间1.1氢储运是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁氢能产业链中，氢的存储运输是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁，深刻影响着氢能发展节奏及进度。
由于氢气在常温常压状态下密度极低（仅为空气的1/14）、单位体积储能密度低、易燃易爆等，其特性导致氢能的安全高效输送和储存难度较大。
因此，发展安全、高效、低成本的储运氢技术是氢能大规模商业化发展的前提。
1.2庞大的氢能需求将带来千亿级的储运市场规模氢能资源呈逆向分布，氢能储运供应链建设是实现“氢经济”的保障。
总体来说，我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则恰恰相反。
未来，一方面要积极开发大容量氢气储运技术；另一方面要积极开展就近化工副产氢气资源和沿海可再生能源开发利用。
庞大的氢能需求需依靠完善的氢储运供应链，将带来千亿级设备投资规模。
在氢能行业深度报告系列二中，我们详尽分析了氢能在工业、交通、建筑等领域参与深度脱碳的潜力，即在2060碳中和目标下，据中国氢能联盟预测，到2040年，我国氢气的年需求量将增至5700万吨左右，庞大的氢能需求量需依靠完善的氢储运供应链。
假设按照终端氢气售价30元/kg，储运成本占比30%，设备投资成本占比70%，对应储运设备市场规模将达5200亿元。
1.3由近及远，氢储运技术发展将循序渐进根据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）》关于我国氢能储运技术路线展望：我国氢能储运将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展，由此逐步提高氢气储存和运输的能力。
氢能市场渗入前期，氢气用量及运输半径相对较小，此时高压气态运输的转换成本较低，更具性价比；氢能市场发展到中期，氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全储氢将成为现实，完备的氢能管网也将建成，同时出台固态、有机液态等储运标准及管道输配标准作为配套。
2储运技术丰富多样，由近及远多方向协同发展氢能的存储及运输成为了氢能实现大规模发展的重要影响因素之一，而氢能的储运方式建立在氢的不同存储状态之上，按照氢的不同形态，通常将氢储运技术分为气态储运（高压气态、管道氢）、液态储运（低温液态、有机液态）、固态储运，不同的储运方式具有不同特点及适应性：1）高压气氢储运运营成本低、能耗相对小、氢气充放响应速度快，适用于短距离、用户分散场合，是目前运用最普遍的储运方式，但对设备承压要求高、单位体积储氢密度低、安全性较低；2）管道氢输送运输成本低、能耗小，可实现氢能连续性、规模化、长距离输送，是未来氢能大规模利用的必然发展趋势。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
原料制氢成本分析
现大规模制氢装置原料路线的选择，主要取决于原料的可得性和原料
的成本，归纳多以原料煤、天然气、炼厂干气、石脑油等。
随着石脑油的
资源日趋紧张和价格上涨，目前普遍采用煤、天然气、炼厂干气做制氢原料。
下面仅以三种原料的工艺路线方案有关经济技术指标进行比较。
一、工艺路线
图一：煤制氢工艺流程方框图
图二：天然气制氢工艺流程方框图
二、成本分析
此成本分析数据是摘录中石化集团公司经济技术研究院的成本分析
报告，制氢装置规模以9万Nm3/h(6.49万吨/年) 为基准条件。
1、投资比较：水煤制氢装置建设投资12.4亿元，单位投资13772元/m3.h。
天然气制氢装置建设投资6亿元，单位投资6620元/m3.h。
干气制氢装置建设投资基本与天然气相同。
相比水煤制氢建设投资比较大，约为天然气、干气投资的1.9倍
2、生产成本比较：条件以煤按600元/吨，天然气按3500元/吨，干气按
2850元/吨单价计算其生产成本。
成本项目煤制氢气天然气制氢气干气制氢气
原料 4530元 9103元 9035元氢、原料比 1/7.55吨 1/2.6吨 1/3.1吨
辅助材料 89元 100元 76元
燃料及动力 3731元 2982元 5296元
制氢费用 2600元 1109元 1109元
制造成本合计 10972元 13294元 15516元
扣除副产品 -446元 0元 -969元
单位生产成本 10526元 13294元 14547元
单位生产成本 0.95元/m3 1.20元/m3 1.31元/m3
3、结论：通过从成本计算分析，煤制氢原料成本占生产成本41%，天然气、干气原料成本占生产成本60~68%。
对于当今大型炼化装置，干气基本作为原料或燃料气是没有充足的且用来制氢是不经济的，基本不做考虑。
天然气制氢成本稍高于煤制氢，在天然气充足地域包括运输成本较低的情况下可以考虑选择天然气制氢路线，但对于当前煤价下选择煤制氢生产成本还是较低的。