若要實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模應(yīng)用，面臨的挑戰(zhàn)主要是低成本高效能的燃料電池技術(shù)和安全高效的氫氣儲運技術(shù)。其中氫氣儲運難和安全性差是制約氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要“瓶頸”。要突破氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的瓶頸，亟需結(jié)合中國能源及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)特點，發(fā)展成熟、安全、高效的特色儲運氫的路線及其配套產(chǎn)業(yè)鏈。

 

氨產(chǎn)業(yè)爆發(fā)式發(fā)展

 

氨（NH3）是關(guān)系國計民生的基礎(chǔ)化工原料，廣泛用于化肥、環(huán)保、軍事、制冷等領(lǐng)域。同時，氨作為高效儲氫介質(zhì)，具有以下顯著優(yōu)勢：

 

高能量密度。氨的體積能量密度約為13.6 MJ/L，1L液氨=4.5L高壓氫（35.0MPa）=1200L常溫常壓氫。

 

液化儲運成本低。氨只需加壓至1.0MPa即可以液態(tài)形式儲運，一輛液氨槽罐車載氨量可達(dá)30t（約含5.29t氫），載氫量較長管拖車（載氫量不到400kg）提高1個數(shù)量級，因此運氨成本（約0.001元/kg·km）也較運氫成本（0.02——0.10元/kg·km）呈數(shù)量級降低。

 

無碳儲能。氨成熟的技術(shù)體系、標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范及低成本合成、存儲和運輸，可實現(xiàn)季節(jié)性、遠(yuǎn)距離、“無碳化”的“氨-氫”儲能。有研究表明，在目前主要研究的幾類電制液體燃料技術(shù)（液氫、液氨、液化天然氣、甲醇、有機液態(tài)儲氫）中，電制氨的成本最低，效率僅次于其他電制液體燃料技術(shù)。

 

安全性高。氨的火災(zāi)危險性僅為乙類，爆炸極限（16%——25%）較氫（4%——76%）更窄，因此更安全。其刺激性氣味是可靠的警報信號。

 

因此，發(fā)展以氨為儲氫介質(zhì)，有望解決傳統(tǒng)高壓儲運氫的難題。

 

氨能利用分為傳統(tǒng)行業(yè)和新能源行業(yè)兩種。氨能在化肥、軍工、環(huán)保、制冷等傳統(tǒng)行業(yè)已得到廣泛應(yīng)用，是關(guān)乎國計民生的基礎(chǔ)化工產(chǎn)業(yè)。近年來，在氨制氫、氨燃料電池、氨內(nèi)燃機/燃?xì)廨啓C等新能源領(lǐng)域，氨能利用迅速發(fā)展，用于實現(xiàn)氫能終端、氨能發(fā)電、氨能燃料等產(chǎn)業(yè)應(yīng)用的無碳排放。

 

2021年3月，日本成功實現(xiàn)了70%的液氨在2000千瓦級燃?xì)廨啓C中的穩(wěn)定燃燒，并能同時抑制氮氧化物產(chǎn)生。參與此課題的IHI公司表示，有信心在2025年之前實現(xiàn)氨燃?xì)廨啓C商業(yè)化。2021年10月啟動的JERA公司氨能發(fā)電示范項目，就是IHI公司與JERA公司的合作。三菱重工公司則正開發(fā)4萬千瓦級的100%氨專燒燃?xì)廨啓C，計劃在2025年以后實現(xiàn)商業(yè)化，引入發(fā)電站。

 

韓國也在推動液氨發(fā)電及氨氫混合發(fā)電技術(shù)聯(lián)合研發(fā)與產(chǎn)業(yè)化，一種“雙燃料綠色氨”發(fā)電模式正處于快速開發(fā)階段。中國國家能源研究院與皖能集團聯(lián)合開發(fā)的8.3MW純氨燃燒器，驗證了火電摻氨燃燒發(fā)電項目的可行性。此外，氨動力船舶技術(shù)也在飛速發(fā)展，韓國研發(fā)了以輕質(zhì)柴油與氨為雙燃料的8000t級氨動力加注船，完成了以液化石油氣與氨為雙燃料的超大型液化氣運輸船設(shè)計；日本住友商事與大島造船正在聯(lián)手打造全球首艘8×104t級氨動力散貨船；挪威正在推進氨動力船及海上氨燃料加注技術(shù)研發(fā)，建立氨燃料加注網(wǎng)絡(luò)，實現(xiàn)氨能航運的全產(chǎn)業(yè)鏈無碳化；上海船舶研究設(shè)計院自主研發(fā)設(shè)計的中國首艘氨動力7000車位汽車運輸船獲得挪威船級社頒發(fā)的原則性認(rèn)可證書。

 

氫氨融合發(fā)展的可行性

 

初步估算表明，利用氨作為儲氫介質(zhì)具有顯著經(jīng)濟性。例如：

 

如果采用氨分解制氫現(xiàn)場為加氫站供氫，可將加氫站的加氫成本降至35元/kg以下；

 

若開發(fā)耦合“氨制氫-燃料電池”的間接氨燃料電池技術(shù)，實現(xiàn)用戶終端“氨變電”（NH3-to-power），發(fā)電成本約為1元/kW·h或乘用車燃料成本約為25元/100km，并使現(xiàn)有氫燃料電池系統(tǒng)的續(xù)航能力提升近1倍；

 

若采用氨作為車用燃料加注，加油站僅需稍加改造即可用于加氨，預(yù)計加氨站的改建成本較加氫站的建設(shè)成本可降低1個數(shù)量級。依照2050年中國建成1萬座加氫站的目標(biāo)，可節(jié)約近千億元的基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)投資。

 

合成氨已有一百多年發(fā)展歷史，氨的生產(chǎn)、儲運及使用已形成了完備的產(chǎn)業(yè)鏈、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)及安全規(guī)范。合成氨包括灰氨、藍(lán)氨、綠氨3種合成工藝。灰氨合成工藝指由天然氣蒸汽重整氫氣及空氣分離的氮氣再通過傳統(tǒng)哈伯法合成氨，該工藝已沿用上百年，但其高溫高壓條件造成巨大能耗，且伴隨大量CO2溫室氣體排放。藍(lán)氨合成工藝與灰氨基本相似，但會對工藝流程進行碳捕集與封存。綠氨合成工藝主要指全程以可再生能源為動力開展的電解水制氫及空氣分離制氮再通過哈伯法制氨。

 

按照我國每年5000萬噸的氨產(chǎn)量（其中80%來自煤制合成氨，20%來自天然氣合成氨）來計算，2030年合成氨工業(yè)將排放2.7億噸CO2。我國是可再生能源裝機容量最大的國家，但因光伏、風(fēng)電和水電等可再生能源存在間歇性、波動性和季節(jié)性等缺點，導(dǎo)致存在大量“棄風(fēng)、棄光和棄水”現(xiàn)象。2019年，我國棄風(fēng)、棄水、棄光電力合計約720億kWh，其中棄風(fēng)、棄光電量總和約為215億kWh；2020年，我國棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象主要集中在“三北”地區(qū)，其中甘肅棄風(fēng)率最高為13.8%，西藏棄光率最高為25.4%。發(fā)展可再生能源光解/電解水制氫耦合合成氨技術(shù)，可實現(xiàn)可再生能源電力的“消納和調(diào)峰”，實現(xiàn)低成本、跨地域長距離存儲運輸，并與豐富的氨下游產(chǎn)業(yè)相結(jié)合。

 

因此，發(fā)展氨為儲氫介質(zhì)，通過液氨實現(xiàn)大規(guī)模的氫氣運輸，可貫通可再生能源、氫能和傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)，開發(fā)出一條符合我國能源結(jié)構(gòu)特點的“清潔高效氨合成→安全低成本儲運氨→無碳高效"氫-氨"利用的全鏈條“氫-氨”綠色循環(huán)經(jīng)濟路線，對保障國家能源環(huán)保安全和社會經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。

 

在氫氨融合技術(shù)路徑方面，國家已出臺相關(guān)鼓勵政策。2022年4月，科技部發(fā)布《國家重點研發(fā)計劃“先進結(jié)構(gòu)與復(fù)合材料”等重點專項2022年度項目申報指南》，提出包括分布式氨分解制氫技術(shù)與灌裝母站集成、氨燃料電池到摻氨清潔高效燃燒等與氨有關(guān)的技術(shù)。《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》提出依托可再生能源制氫（氨）的氫（氨）儲能等試點示范，將探索風(fēng)光氫儲等源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補的儲能發(fā)展模式列入“十四五”新型儲能區(qū)域示范。

 

風(fēng)光氫氨一體化實踐

 

可再生能源耦合轉(zhuǎn)換成“綠氨”能源系統(tǒng)由水力發(fā)電系統(tǒng)或風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)或太陽能發(fā)電系統(tǒng)、電解水制氫裝置、氫能儲存、變壓吸附空分氮裝置、合成氨系統(tǒng)和氨裂解制氫組成，這個過程核心是可再生能源耦合發(fā)電制氫技術(shù)。

 

眾多研究表明，在發(fā)電機組容量相同時，風(fēng)、光或水互補發(fā)電制氫儲能系統(tǒng)相較于單一可再生能源可以獲得比較穩(wěn)定的輸出，系統(tǒng)有較高的穩(wěn)定性和可靠性，同時可大大減少儲能蓄電池的容量，很少或基本不用啟動備用電源如柴油發(fā)電機組等，可獲得較好的社會效益和經(jīng)濟效益，符合脫碳減排理念。

 

高陽等，2022年在《浙江沿海地區(qū)可再生能源制氫的成本研究》中，分析了可再生能源制氫方案中風(fēng)電、光伏與制氫設(shè)備的配置方案并測算了制氫成本，成本分別為34.18——36.56元/kg和41.07——42.82 元/kg，并且還分析了光伏結(jié)合谷電制氫的可能性，計算得出制氫成本約為25.56——26.95元/kg，具有較好的經(jīng)濟性。

 

李志軍等，2022年在《可再生能源轉(zhuǎn)化為氨氫能源體系技術(shù)和經(jīng)濟性分析》中，以四川省涼山州可再生能源電解水制氫、空分制氮為原料生產(chǎn)30萬t/a合成氨裝置為例，裝置總投資134935萬元，按液氨生產(chǎn)消耗定額和消耗品的市場價，其中電價按四川上網(wǎng)價0.18元/kWh計，計算“綠氨”單位生產(chǎn)成本為1672元/t，具有很高利潤空間。

 

影響合成氨生產(chǎn)成本主要因素是電價。當(dāng)電價為0.3元/kWh時，“綠氨”生產(chǎn)成本是2829元/t，加上運輸成本（每噸約270元），剛好與液氨市場價3100 元/t持平。如采用可再生能源的“四棄”，電價為0.1元/kWh時，經(jīng)濟效益可達(dá)到近2000元/t的利潤。

 

當(dāng)采用“可再生能源制“綠氨”+氨運輸體系+分布式氨裂解制氫”時，終端用氫成本優(yōu)勢巨大。當(dāng)采用可再生能源電價為0.1元/kWh，每噸“綠氨”成本為900.55元，考慮運輸成本（每噸約270元），終端用每噸液氨成本是1170.55元，采用分布式氨裂解制氫每公斤成本為18.13元，每公斤氫氣利潤約50%，有16元利潤空間，經(jīng)濟效益很明顯。

 

通過“綠氨”運輸體系，建立可再生能源合成氨氫系統(tǒng)。以清潔且資源量豐富的可再生能源為動力進行氨的合成，通過氨的運輸網(wǎng)絡(luò)，采用分布式供氫或點供，能解決氫能社會的氫能源供應(yīng)體系，真正建立可再生能源儲存體系。因此，建立可再生能源-氨氫體系，能降低化工和能源板塊的化石能源消費的比重，助力實現(xiàn)我國碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)，符合我國綠色低碳的能源發(fā)展方向。