氫能近年來迎來了風口，主要源于兩個因素，一是隨著技術的進步，制氫成本在不斷下降，二是燃料電池汽車的量產，讓業界看到了交通領域的無限前景。

在制氫環節，存在多種技術路線，從國際經驗來看，煤炭、天然氣均可作為大規模、穩定的內地制氫來源。

與當前全球應用最廣的天然氣制氫相比，煤制氫更符合我國資源條件，我們從經濟性角度對二者進行了比較。

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。

比較而言，天然氣制氫單位投資低，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。

天然氣制氫主要流程包括常減壓蒸餾、催化裂化、催化重整和芳烴生產。

甲烷水蒸氣重整技術自1926年首次應用至今，經過近80多年的工藝改進，是目前工業上天然氣制氫應用最廣的方法。

煤制氫涉及復雜的工藝過程。煤炭通過氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體脫除、氫氣提純等關鍵環節，可以得到不同純度的氫氣。

一般情況下煤氣化需要氧氣，因此煤炭制氫還需要與之配套的空分系統。煤制氫的核心是煤氣化技術。

天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構成，其中天然氣價格占比73%，燃料氣占比14%、制造及財務費占比9%。

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，但原料占比僅37%遠小于天然氣比重。

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26%。

由于煤制氫氣投入大，制造及財務費用也成為重要的成本影響因素，占比達23%。

以9萬m3/h獨立制氫裝置，對兩種工藝路線進行比較，假設條件如下：

(1)天然氣價格2018年沿江地區工業天然氣均價3.25元/立方米，以此作為天然氣制氫原料價格測算基礎;2018年秦皇島動力煤均價約600元/噸，以此作為煤制氫原料價格測算基礎。

(2)氧氣外購成本0.5元/立方米，3.5MPa蒸汽100元/噸，1.0MPa蒸汽70元/立方米，新鮮水4元/立方米;電費0.56元/千瓦時。

(3)煤制氫采用水煤漿技術，建設投資12億元，天然氣制氫建設投資6億元。裝置10年折舊后殘值5%;修理費3%/年，財務費用按建設資金70%貸款，年利率5%。

從制氫成本敏感性圖可以看出，天然氣路線的制氫成本受天然氣價格影響較大，天然氣價格每上漲0.5元/立方米，制氫成本提升約0.2元/立方米。

而煤制氫路線的制氫成本受煤炭價格變化較小，煤炭價格每上升100元/噸，制氫成本提升約0.06元/立方米。

從原料價格的上漲趨勢看，煤炭的價格抗風險能力也要優于天然氣。

在煤炭價格水平約600元/噸情形下，如果天然氣制氫要實現與煤制氫同樣的生產成本，天然氣價格必須維持在2.5元/立方米左右。

目前我國東部沿海地區工業天然氣價格在3-3.5元/立方米，華南地區價格最高約4元/立方米。

煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競爭力，在西北、西南等天然氣資源充足地區企業可考慮選擇以天然氣為原料制氫。

天然氣制氫的特點在于流程短，投資低，運行穩定。

煤制氫的特點在于流程長，投資高，運行相對復雜，因煤炭價格相對較低，制氫成本低。

當制氫規模低于5萬Nm3/h時，煤制氫的氫氣成本中固定資產折舊成本高，與天然氣制氫相比沒有優勢。

當制氫規模大于5萬Nm3/h，煤制氫成本中固定資產折舊成本較低，其氫氣成本具有競爭能力。制氫規模越大，煤制氫路線的成本優勢越明顯。