氢氨融合能源路线与碳中和的实现.docx

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1、氢能具有绿色、高效、无碳排放和应用范围广等优势，2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）,明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。在碳达峰碳中和目标引领下，国内氢能产业蓬勃发展，制氢、储氢、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺持续提升，全产业链规模以上工业企业超过300家。全国已有30个省市区将氢能产业纳入“十四五”规划，14个地区制订了氢能产业的专项规划和具体量化目标。/1、氢能发展瓶颈政策鼓励、市场火热，但叫好不叫卖却是目前氢能市场的现状。氢能汽车有数十年的研发历史，近年来，氢能相关

2、法规逐渐完善，按照预期将迎来氢能源汽车的大爆发。但实际上，氢能汽车评价体系涉及运输、存储、车载、动力、安全、成本等多方面，热管理、载氢量、加氢标准等复杂的产业链问题无一不影响市场开拓。日本政府2017年提出建设氢能社会，之后推出了氢燃料电池汽车、加氢站、还尝试了利用氢能给居民住宅供应暖气和热水。在工业领域，氢能热值高，适用于有高温热需求的工业部门。但是，氢能源成本高昂，在汽车领域的推广并不顺利。2021年初，日产公司宣布暂停与德国戴姆勒公司及美国福特公司开发燃料电池车的合作计划，将力量集中于发展锂电池电动车。6月，本田公司宣布停产旗下的氢能源车型，主要原因是成本过高导致销量惨淡。丰田公司也从此

3、前大力研发推广氢能源车型，转向锂电池电动车、氢能源电动车共同发展。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”。首先,因氢气体积能量密度低，需3570MPa的高压储运，导致氢气的储运成本高；其次，每座加氢站1500万3000万元的建设成本高；再次，2019年在挪威、韩国等国家20天内连续发生三起因氢气储罐泄露引起的爆炸事故，暴露了氢气易燃易爆、安全性弱的缺点。因此，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。2、氨产业

4、爆发式发展氨（NHD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13.6MJL,IL液氨=4.5L高压氢（35.OMPa）=120OL常温常压氢。液化储运成本低。氨只需加压至1.OMPa即可以液态形式储运，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40Okg）提高1个数量级，因此运氨成本（约0.001元kgkm）也较运氢成本（0.020.10元kgkm）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”

5、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

6、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IHl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

7、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8X1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。3、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

8、终端“氨变电”(NH,-to-power),发电成本约为1元kWh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。92不同储气技术的比较优点较压缰气体能密度大、规模经济强、技术成熟资本成本低.使用灵活、技术成熟安全、气体纯度高健量含度高、安全性较好、储运方便、技术成熟缺点液化说金成本高、为液化大消耗储氢能能度低、高压气疸诲金成本高、规模不经济涉及化学反应、技术操作电力、易素

9、发安全问事复奈、含奈质气体适用范Bl数大、僻存期长、电力成本低或者直接应用液态氧数小.短期.路程较短气体数,小、折中的重/体数大、储存期长、西用东积*(kg)1200100WO1OOO200效率(%)70-8006-90115Vr 乜Adirect use kx energy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，

10、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34.1836.56元kg和4L0742.82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25.5626.95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