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，2023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（2023-2035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。2023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（NHJ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13.6MJ1,I1液氨二4.51高压氢（35.OMPa）=120O1常温常压氢。液化储运成本低。氨只需加压至1OMPa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。2023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。参与此课题的公司表示，有信心在2025年之前实现氨燃气轮机商业化。2023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。止匕外，氨动力船舶技术也在飞速发展

7、，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8X10%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”(NH3-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。表2不同储氢技术的比较项目低温液态储，压缩气态储固态储氢优点较压缩气体能量密度大、规模经济资本成本低、使用灵活、技术储氢密度高、安全性较好、强、技术成熟成熟女主、一不及反1储运方便、技术成熟缺点液化资金成本高、为液化大量消耗电力、易蒸发储氢能量密度低、高压气瓶安

9、全问题资金成本高、规模不经济涉及化学反应、技术操作复杂、含杂质气体适用范围数量大、储存期长、电力成本低或者直接应用液态氢数小,短期、路程较短气体数量最小、折中的重量/体数量大、储存期长、西氢东积输容量(kg)12000010010010200效率()70-8086-9015MPa400自产品氨3HN72NH3SIEMENSFtrU代App1ications电力侧电解水制氢工段压缩缓冲工段1.63.2MPa6090PowergenerationConversioneMethae会MeEhano1e-Fiscer-Tropschproductse-Hydrogene-AmmoniaPower-to

10、-Hydrogenasabasisforsectorcoup1ing-Converte1ectricityinchemica1formasenergycarrierandfeedstock1arge1ycarbon-neutra1fue1s Chemica1feedstock E1ectricity Directuseformobi1ity E1ectricity Chemica1feedstk Heat Chemica1feedstock Ferti1izer AsacarrierforH2ordirectuseforenergyE1ectricity-basedmo1ecu1arhydro

11、gen,methano1andhydrocarbonsaswe11asammoniaSource:SiemensRestrictedSiemensAG2019Pwer-to-X-GPPSForumPage22023-01-15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，2023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34.1836.56元kg和41.0742.8