碳中和背景下大煉化和煤化工如何發(fā)展氫從哪里來

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(bǔ)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(shì) 11 HYPERLINK l _TOC_250001 投資建議 12 HYPERLINK l _TOC_250000 風(fēng)險(xiǎn)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(guó)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(guó)汽油產(chǎn)量及增速 7圖 7：我國(guó)柴油產(chǎn)量及增速 7圖 8：美國(guó)二次煉油裝置占比 7圖 9：中國(guó)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(duì)比 6表 2：恒力石化和浙石化一期主體裝置對(duì)比 7表 3：固定床和沸騰床對(duì)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(xiàng)目 9表 6：不同制氫方式投資規(guī)模對(duì)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?cè)谔贾泻拖盗袌?bào)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(jìn)，能源相關(guān)排放會(huì)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(chǎng)最擔(dān)心的問題就是碳減排政策會(huì)限制化工行業(yè)的增長(zhǎng)，不僅限制能源的使用，甚至連原料使用都進(jìn)行限制，特別是大煉化和煤化工這兩個(gè)耗氫大戶，如果沒有足量的氫氣支持，生產(chǎn)將會(huì)受到很大影響。但是我們分析認(rèn)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(huì)有一定提升，但在滿足碳排放的同時(shí)，仍能獲得增長(zhǎng)的空間。圖 1：煤氣化反應(yīng)方程式資料來源：環(huán)評(píng)報(bào)告，大煉化和煤化工是用氫大戶2018 年全球氫氣消費(fèi)量高達(dá) 1.15 億噸，大煉化的氫氣消費(fèi)量為 3800 萬噸，占比 33%，煤化工涉及的合成氨和甲醇分別占?xì)錃庑?/p>

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(dá) 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(jià)的成本在我國(guó)占比達(dá) 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(huì)將氫氣劃分為灰氫、藍(lán)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?，煤制氫排放最大，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(guó)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(guó)氫能標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(huì)，主要制氫途徑成本根據(jù)我們的測(cè)算，煤炭?jī)r(jià)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(jià)格在2.5 元/Nm3 時(shí)，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(shí)，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(dú)核算

7、成本，但以 PDH 和乙烷裂解為代表的輕烴裂解項(xiàng)目投資巨大，一套 60 萬噸/年的 PDH 項(xiàng)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(cái)務(wù)費(fèi)燃料動(dòng)力電費(fèi)其他資料來源：測(cè)算不考慮碳稅的情況下，天然氣價(jià)格需降低到 1.65 元/Nm3 時(shí)才可與煤制氫的成本打平（煤價(jià) 500 元/噸），可再生能源發(fā)電的成本需降低至 0.1 元/kWh 時(shí)才可與煤制氫的成本打平。若考慮碳稅成本，參考?xì)W洲 40 歐元/噸的碳稅，約人民幣 300 元/噸，天然氣價(jià)格需降低到 1.92 元/Nm3 時(shí)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(shí)可與煤制氫的成本打平。按 300 元/噸的碳稅計(jì)算，當(dāng)前的可再生能源制氫的成本已與天然氣制氫成本相當(dāng)。我們判斷，越接近 2060年“碳中和”承諾期，碳排放權(quán)會(huì)越稀缺，碳稅的價(jià)格會(huì)越高，可再生能源電解水制氫的成本將越有競(jìng)爭(zhēng)力，天然氣制氫只是權(quán)宜之計(jì)。表 1：煤制氫、天然氣制氫、可再生能源電解水制氫對(duì)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(biāo)方/噸氫4490用電量千瓦時(shí)/噸氫56000煤炭單價(jià)元/噸500天然氣價(jià)格元/標(biāo)方2.5可再生能源發(fā)電成本元/千瓦時(shí)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(cè)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(guó)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(dá)峰后將逐

10、步減少，我國(guó)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(duì)氫氣的需求將會(huì)提升。以美國(guó)為例，美國(guó)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(dá) 12.5%和 89.2%，相比之下，國(guó)內(nèi)的加氫裝置仍有很大的提升空間，國(guó)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(guó)汽油產(chǎn)量及增速圖 7：我國(guó)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(guó)二次煉油裝置占比圖 9：中國(guó)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(guó)石油化工產(chǎn)業(yè)實(shí)力對(duì)比分析，民營(yíng)大煉化中，恒力石化 2000 萬噸/年煉化一體化項(xiàng)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(xiàng)目，需額外制氫 10 萬噸/年，消耗原料煤 200 萬噸/年。我們認(rèn)為，恒力石化的氫氣用量大于浙石化有兩點(diǎn)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(duì)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(rùn)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(biāo)方/時(shí)C5 正異構(gòu)分離裝置150煤制氫聯(lián)產(chǎn)醋酸裝置50 萬標(biāo)方/時(shí)煤制氫氣裝置80 萬標(biāo)方/時(shí)資料來源：環(huán)評(píng)報(bào)告，表 3：固定床和沸騰床對(duì)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(xué)耗氫/m3150200300技術(shù)難度簡(jiǎn)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?dú)錃?。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(huì)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(jìn)料萬噸/年連續(xù)重整加氫裂化 I出料萬噸/年進(jìn)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(jìn)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(píng)報(bào)告，測(cè)算東部煉廠宜配套輕烴裂解裝置我國(guó)規(guī)劃了大連長(zhǎng)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(jì)劃建設(shè)多個(gè)輕烴裂解項(xiàng)目，通過管道運(yùn)輸氫氣，可實(shí)現(xiàn)區(qū)域內(nèi)的氫氣循環(huán)，達(dá)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(duì)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(duì)于東部煉廠來說，港口是其優(yōu)勢(shì)，且國(guó)內(nèi)企業(yè)在進(jìn)口輕烴方面有一定經(jīng)驗(yàn)。例如，萬華化學(xué)在中東 LPG 市場(chǎng)采購(gòu)方面擁有一定的話語權(quán)，擁有 CP 定價(jià)推薦權(quán)，且建有地下洞庫(kù)用于儲(chǔ)存丙烷，平抑 LPG 價(jià)格的季節(jié)性。衛(wèi)星石化租賃超大型乙烷運(yùn)輸船（VLEC）從美國(guó)進(jìn)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(xiàng)目石化基地?zé)捰晚?xiàng)目設(shè)計(jì)產(chǎn)能/年輕烴裂解項(xiàng)目設(shè)計(jì)產(chǎn)能/年中石油煉化一體化項(xiàng)目2500向輝化工營(yíng)口PDH 項(xiàng)目60大連長(zhǎng)興島恒力石化煉化一體化項(xiàng)目2000聚能重工錦州乙烷裂解項(xiàng)目200中國(guó)華陽和福佳集團(tuán)煉化一體化項(xiàng)目2000中石化曹妃甸千萬噸級(jí)煉油項(xiàng)目1200東華能

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

19、PDH 項(xiàng)目66東華能源茂名PDH 項(xiàng)目120福建古雷中石化古雷煉化一體化項(xiàng)目1600美得石化福清PDH 項(xiàng)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(lán)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(bào)。PDH 項(xiàng)目的單噸丙烯投資強(qiáng)度約在 6000 元左右，過去長(zhǎng)期的行業(yè) ROA 基本都維持在 10%以上。國(guó)內(nèi)乙烷裂解項(xiàng)目單噸乙烯投資強(qiáng)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(qiáng)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(qiáng)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(chǔ)能項(xiàng)目的投資規(guī)模高達(dá) 14 億元，單噸投資強(qiáng)度 10 萬元，且沒有其他收益。天然氣制氫的投資強(qiáng)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(rèn)為配套輕烴裂解是未來大煉化補(bǔ)充氫氣、壓減成品油的最佳選項(xiàng)。表 6：不同制氫方式投資規(guī)模對(duì)比項(xiàng)目總投資（億元）氫產(chǎn)量（萬噸/年）年均利潤(rùn)（億元）45 萬噸/年 PDH 項(xiàng)目30.41.94.0250 萬噸/年乙烷裂解項(xiàng)目325.317.278.3年產(chǎn) 8 萬方氫氣項(xiàng)目4.86.00.3太陽能電解水制氫項(xiàng)目141.41.1資料來源：環(huán)評(píng)報(bào)告，西部煤制烯烴宜布局可再生能源電解水額外補(bǔ)

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(huì)產(chǎn)生大量 CO2 排放。如果從外部補(bǔ)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(xiàng)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(dāng) MTO 單耗下降至 2.1 噸煤/噸烯烴時(shí)，50 萬噸/年 MTO 項(xiàng)

22、目耗煤量將下降至 104 萬噸/年，需要額外補(bǔ)充氫氣 16.5 萬噸/年，折合 18.3 億 Nm3/年。國(guó)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(bǔ)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(xiàng)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(bǔ)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(cè)算了在當(dāng)下采用光伏電解水制氫補(bǔ)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(yán)重?cái)D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(dāng)前成本相當(dāng)，仍可保持煤制烯烴的競(jìng)爭(zhēng)力。隨著技術(shù)的進(jìn)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(jià)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(jià)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(bǔ)充 H2噸0.33煤價(jià)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(bǔ)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(jià)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(píng)報(bào)告，測(cè)算正如我們?cè)谔贾泻拖盗袌?bào)告二中指出的，聚乙烯等產(chǎn)品的進(jìn)口依賴度仍舊處于較高水平，煤頭聚烯烴除了經(jīng)濟(jì)價(jià)值外，更多承擔(dān)了戰(zhàn)略意義，我們并不認(rèn)為因?yàn)椤疤贾泻汀蹦繕?biāo)的提出就會(huì)將煤制烯烴一棍子打死，更為實(shí)際的是通過綠氫對(duì)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(shì)根據(jù)年等效利用小時(shí)數(shù)，全國(guó)的太陽能資源區(qū)被劃分為三類，年等效利用小時(shí)數(shù)大于 1600 小時(shí)為 I 類資源區(qū)，年等效利用小時(shí)數(shù)大于 1300 小時(shí)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(shì)。目前 I 類地區(qū)的新建光伏項(xiàng)目的發(fā)電成本已經(jīng)可以達(dá)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(cè)算過，當(dāng)可再生能源發(fā)電的成本下降至 0.1 元/kWh 時(shí)，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(dāng)。如果考慮 30