付贤智院士：“氨-氢”路线-打通零碳循环经济万亿级蓝海！

付贤智院士长期从事光催化领域的基础与应用研究。他在《Engineering》杂志发表的一篇文章探讨了氢氨结合路径对氢能源发展的巨大扶持作用：发展以氨为储氢介质，不仅有望解决传统高压储运氢的难题，还将贯通可再生能源、氢能和传统产业，开发出一条符合我国能源结构特点的“氢-氨”绿色循环经济路线，这对保障国家能源环保安全和社会经济可持续发展具有重要意义。

若要实现氢能产业的大规模应用，面临的挑战主要是低成本高效能的燃料电池技术和安全高效的氢气储运技术。其中氢气储运难和安全性差是制约氢能产业发展的主要“瓶颈”。要突破氢能产业发展的瓶颈，亟需结合中国能源及产业结构特点，发展成熟、安全、高效的特色储运氢的路线及其配套产业链。

氨产业爆发式发展

氨（NH3）是关系国计民生的基础化工原料，广泛用于化肥、环保、军事、制冷等领域。同时，氨作为高效储氢介质，具有以下显著优势：

高能量密度。氨的体积能量密度约为13.6 MJ/L，1L液氨=4.5L高压氢（35.0MPa）=1200L常温常压氢。

液化储运成本低。氨只需加压至1.0MPa即可以液态形式储运，一辆液氨槽罐车载氨量可达30t（约含5.29t氢），载氢量较长管拖车（载氢量不到400kg）提高1个数量级，因此运氨成本（约0.001元/kg·km）也较运氢成本（0.02~0.10元/kg·km）呈数量级降低。

无碳储能。氨成熟的技术体系、标准规范及低成本合成、存储和运输，可实现季节性、远距离、“无碳化”的“氨-氢”储能。有研究表明，在目前主要研究的几类电制液体燃料技术（液氢、液氨、液化天然气、甲醇、有机液态储氢）中，电制氨的成本最低，效率仅次于其他电制液体燃料技术。

安全性高。氨的火灾危险性仅为乙类，爆炸极限（16%~25%）较氢（4%~76%）更窄，因此更安全。其刺激性气味是可靠的警报信号。

因此，发展以氨为储氢介质，有望解决传统高压储运氢的难题。

氨能利用分为传统行业和新能源行业两种。氨能在化肥、军工、环保、制冷等传统行业已得到广泛应用，是关乎国计民生的基础化工产业。近年来，在氨制氢、氨燃料电池、氨内燃机/燃气轮机等新能源领域，氨能利用迅速发展，用于实现氢能终端、氨能发电、氨能燃料等产业应用的无碳排放。

2021年3月，日本成功实现了70%的液氨在2000千瓦级燃气轮机中的稳定燃烧，并能同时抑制氮氧化物产生。参与此课题的IHI公司表示，有信心在2025年之前实现氨燃气轮机商业化。2021年10月启动的JERA公司氨能发电示范项目，就是IHI公司与JERA公司的合作。三菱重工公司则正开发4万千瓦级的100%氨专烧燃气轮机，计划在2025年以后实现商业化，引入发电站。

韩国也在推动液氨发电及氨氢混合发电技术联合研发与产业化，一种“双燃料绿色氨”发电模式正处于快速开发阶段。中国国家能源研究院与皖能集团联合开发的8.3MW纯氨燃烧器，验证了火电掺氨燃烧发电项目的可行性。此外，氨动力船舶技术也在飞速发展，韩国研发了以轻质柴油与氨为双燃料的8000t级氨动力加注船，完成了以液化石油气与氨为双燃料的超大型液化气运输船设计；日本住友商事与大岛造船正在联手打造全球首艘8×104t级氨动力散货船；挪威正在推进氨动力船及海上氨燃料加注技术研发，建立氨燃料加注网络，实现氨能航运的全产业链无碳化；上海船舶研究设计院自主研发设计的中国首艘氨动力7000车位汽车运输船获得挪威船级社颁发的原则性认可证书。

氢氨融合发展的可行性

初步估算表明，利用氨作为储氢介质具有显著经济性。例如：

如果采用氨分解制氢现场为加氢站供氢，可将加氢站的加氢成本降至35元/kg以下；

若开发耦合“氨制氢-燃料电池”的间接氨燃料电池技术，实现用户终端“氨变电”（NH3-to-power），发电成本约为1元/kW·h或乘用车燃料成本约为25元/100km，并使现有氢燃料电池系统的续航能力提升近1倍；

若采用氨作为车用燃料加注，加油站仅需稍加改造即可用于加氨，预计加氨站的改建成本较加氢站的建设成本可降低1个数量级。依照2050年中国建成1万座加氢站的目标，可节约近千亿元的基础设施建设投资。

合成氨已有一百多年发展历史，氨的生产、储运及使用已形成了完备的产业链、行业标准及安全规范。合成氨包括灰氨、蓝氨、绿氨3种合成工艺。灰氨合成工艺指由天然气蒸汽重整氢气及空气分离的氮气再通过传统哈伯法合成氨，该工艺已沿用上百年，但其高温高压条件造成巨大能耗，且伴随大量CO2温室气体排放。蓝氨合成工艺与灰氨基本相似，但会对工艺流程进行碳捕集与封存。绿氨合成工艺主要指全程以可再生能源为动力开展的电解水制氢及空气分离制氮再通过哈伯法制氨。

按照我国每年5000万吨的氨产量（其中80%来自煤制合成氨，20%来自天然气合成氨）来计算，2030年合成氨工业将排放2.7亿吨CO2。我国是可再生能源装机容量最大的国家，但因光伏、风电和水电等可再生能源存在间歇性、波动性和季节性等缺点，导致存在大量“弃风、弃光和弃水”现象。2019年，我国弃风、弃水、弃光电力合计约720亿kWh，其中弃风、弃光电量总和约为215亿kWh；2020年，我国弃风、弃光现象主要集中在“三北”地区，其中甘肃弃风率最高为13.8%，西藏弃光率最高为25.4%。发展可再生能源光解/电解水制氢耦合合成氨技术，可实现可再生能源电力的“消纳和调峰”，实现低成本、跨地域长距离存储运输，并与丰富的氨下游产业相结合。

因此，发展氨为储氢介质，通过液氨实现大规模的氢气运输，可贯通可再生能源、氢能和传统产业，开发出一条符合我国能源结构特点的“清洁高效氨合成→安全低成本储运氨→无碳高效"氢-氨"利用的全链条“氢-氨”绿色循环经济路线，对保障国家能源环保安全和社会经济可持续发展具有重要意义。

在氢氨融合技术路径方面，国家已出台相关鼓励政策。2022年4月，科技部发布《国家重点研发计划“先进结构与复合材料”等重点专项2022年度项目申报指南》，提出包括分布式氨分解制氢技术与灌装母站集成、氨燃料电池到掺氨清洁高效燃烧等与氨有关的技术。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能等试点示范，将探索风光氢储等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式列入“十四五”新型储能区域示范。

风光氢氨一体化实践

可再生能源耦合转换成“绿氨”能源系统由水力发电系统或风力发电系统或太阳能发电系统、电解水制氢装置、氢能储存、变压吸附空分氮装置、合成氨系统和氨裂解制氢组成，这个过程核心是可再生能源耦合发电制氢技术。

众多研究表明，在发电机组容量相同时，风、光或水互补发电制氢储能系统相较于单一可再生能源可以获得比较稳定的输出，系统有较高的稳定性和可靠性，同时可大大减少储能蓄电池的容量，很少或基本不用启动备用电源如柴油发电机组等，可获得较好的社会效益和经济效益，符合脱碳减排理念。

高阳等，2022年在《浙江沿海地区可再生能源制氢的成本研究》中，分析了可再生能源制氢方案中风电、光伏与制氢设备的配置方案并测算了制氢成本，成本分别为34.18～36.56元/kg和41.07～42.82 元/kg，并且还分析了光伏结合谷电制氢的可能性，计算得出制氢成本约为25.56～26.95元/kg，具有较好的经济性。

李志军等，2022年在《可再生能源转化为氨氢能源体系技术和经济性分析》中，以四川省凉山州可再生能源电解水制氢、空分制氮为原料生产30万t/a合成氨装置为例，装置总投资134935万元，按液氨生产消耗定额和消耗品的市场价，其中电价按四川上网价0.18元/kWh计，计算“绿氨”单位生产成本为1672元/t，具有很高利润空间。

影响合成氨生产成本主要因素是电价。当电价为0.3元/kWh时，“绿氨”生产成本是2829元/t，加上运输成本（每吨约270元），刚好与液氨市场价3100 元/t持平。如采用可再生能源的“四弃”，电价为0.1元/kWh时，经济效益可达到近2000元/t的利润。

当采用“可再生能源制“绿氨”+氨运输体系+分布式氨裂解制氢”时，终端用氢成本优势巨大。当采用可再生能源电价为0.1元/kWh，每吨“绿氨”成本为900.55元，考虑运输成本（每吨约270元），终端用每吨液氨成本是1170.55元，采用分布式氨裂解制氢每公斤成本为18.13元，每公斤氢气利润约50%，有16元利润空间，经济效益很明显。

通过“绿氨”运输体系，建立可再生能源合成氨氢系统。以清洁且资源量丰富的可再生能源为动力进行氨的合成，通过氨的运输网络，采用分布式供氢或点供，能解决氢能社会的氢能源供应体系，真正建立可再生能源储存体系。因此，建立可再生能源-氨氢体系，能降低化工和能源板块的化石能源消费的比重，助力实现我国碳达峰、碳中和目标，符合我国绿色低碳的能源发展方向。