我國氫基能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢
田澤普 王凡 孟云龍
摘要：氫基能源是以氫氣為核心構(gòu)建的能源體系，包括可再生能源制取綠氫、綠色甲醇、綠氨等，具有清潔零碳、靈活高效、來源豐富的特點，對于推動全球能源轉(zhuǎn)型和減少溫室氣體排放具有重要意義。該文圍繞中國氫基能源產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢進(jìn)行了闡述，分析了電解水制氫、綠色甲醇、綠色合成氨3種氫基能源發(fā)展的政策與市場背景，梳理了當(dāng)前我國氫基能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的規(guī)模、技術(shù)現(xiàn)狀，研判氫基能源發(fā)展階段與未來趨勢，為氫基能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供借鑒和參考。
關(guān)鍵詞：氫基能源；綠氫；綠氨；綠色甲醇；規(guī)模；技術(shù)
氫因其具有的能源、原料、介質(zhì)三重屬性，構(gòu)成了包括氫、甲醇、合成氨等的各類氫基能源。在全球產(chǎn)業(yè)低碳、綠色發(fā)展的大背景下，氫基能源成為了多個行業(yè)綠色轉(zhuǎn)型的重要載體。當(dāng)前，政策指引、技術(shù)進(jìn)步、需求拉動三點成為影響中國氫基能源整體產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要驅(qū)動力。綠色氫氣供應(yīng)、綠醇需求、綠氨需求這“一生產(chǎn)二應(yīng)用”的幾個維度，在短期內(nèi)將構(gòu)成氫基能源的重要支撐。分析其發(fā)展階段和前景可“一葉知秋”，帶來更多對氫基能源發(fā)展的思考。
一、電解水制氫：為規(guī)模應(yīng)用奠定基礎(chǔ)
（一）政策：鼓勵類政策將破除綠色生產(chǎn)障礙
2023年國內(nèi)部分城市和地區(qū)提出了諸多先行先試的政策，支持綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
一是破除優(yōu)化綠氫生產(chǎn)和使用的限制政策。2023年6月發(fā)布的《河北省氫能產(chǎn)業(yè)安全管理辦法》明確提出“化工企業(yè)的氫能生產(chǎn)，應(yīng)取得危險化學(xué)品安全生產(chǎn)許可[1]；綠氫生產(chǎn)不需取得危險化學(xué)品安全生產(chǎn)許可”。這是國內(nèi)首個對可再生能源制氫在?；吩S可方面進(jìn)行放松的政策。該文件中也提到了“允許在化工園區(qū)外建設(shè)電解水制氫（太陽能、風(fēng)能等可再生能源）等綠氫生產(chǎn)項目和制氫加氫一體站?！?023年，廣東省、遼寧大連、安徽六安、新疆阿勒泰地區(qū)布爾津縣等地的氫能相關(guān)政策均提出“允許在非化工園區(qū)建設(shè)制氫加氫一體站”[2]。
二是提供支持綠氫生產(chǎn)的補(bǔ)貼。2023年，多地市針對綠氫生產(chǎn)項目提出補(bǔ)貼政策，以綠氫銷售量直接補(bǔ)貼等的方式為主。如內(nèi)蒙古鄂爾多斯、新疆克拉瑪依提出對當(dāng)?shù)貧錃猱a(chǎn)能大于5000噸/年的風(fēng)光制氫一體化項目主體，按實際售氫量進(jìn)行1500~4000元/噸的退坡補(bǔ)貼[3]；廣東深圳則采取對電解水制氫加氫一體站進(jìn)行電費減免等補(bǔ)貼措施。
（二）規(guī)模：中國電解水制氫產(chǎn)能及電解槽需求量翻倍增長
2023年電解水制氫新增產(chǎn)能（建成項目）約3.7萬噸/年，同比增長約181%；截至2023年底，累計產(chǎn)能達(dá)約7.2萬噸/年。綠氫項目產(chǎn)能的持續(xù)建設(shè)，推動2023年中國電解槽年需求量（在建項目）進(jìn)一步擴(kuò)張。2023年，中國制氫電解槽需求量約1.42GW（不含出口量），同比增長約128%。2021-2025年中國綠氫產(chǎn)能變化情況詳見圖1。
來源：中咨氫能中心，能景研究
注：2021-2023年的產(chǎn)能為統(tǒng)計值，2024、2025年產(chǎn)能為積極情境下的預(yù)測。
圖1 2021-2025年中國綠氫產(chǎn)能變化
到2023年底，中國電解水制氫產(chǎn)能約63%集中在西北地區(qū)新疆、寧夏兩?。煌瑫r約80%采用光伏制氫，主要受中石化庫車光伏制氫等示范項目帶動。電解水制氫項目產(chǎn)能的落地受各地區(qū)可再生能源豐富水平、技術(shù)成熟度、減碳需求、消納潛力等因素影響。
短期來看，三北地區(qū)將成為中國電解水制氫產(chǎn)能主要聚集地，風(fēng)電制氫或風(fēng)光一體化制氫占比將逐漸升高。新疆、寧夏、內(nèi)蒙古等地是光伏資源或風(fēng)能資源最豐富地區(qū)，光伏及風(fēng)電可利用小時數(shù)高，對氫氣綜合成本的快速下降具有重要作用；此外，這些地方分布有油氣加工、甲醇生產(chǎn)等一系列用氫裝置，可對綠氫的大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用進(jìn)行技術(shù)驗證并對綠氫實現(xiàn)有效消納。
長期來看，東部沿?；?qū)⒊蔀橹袊G氫產(chǎn)能主要來源之一，而風(fēng)電制氫為東部主要模式。東部沿海各省陸上及海上風(fēng)電技術(shù)可開發(fā)量超過4000GW[4-5]，占東部可再生能源可開發(fā)量7成左右；在全國煉化、甲醇等用氫場景集中，東部地區(qū)的氫氣需求占總量50%以上；東部沿海港口眾多，其對外的氫基能源貿(mào)易也將率先起步。
（三）技術(shù)：產(chǎn)業(yè)鏈不斷完善，相關(guān)指標(biāo)提升
當(dāng)前中國與綠氫定義相關(guān)的強(qiáng)制性標(biāo)準(zhǔn)等尚未出臺[6]，大型綠氫項目仍以并網(wǎng)、半離網(wǎng)等為主?，F(xiàn)階段市場對電解槽主要更看重制氫能耗等經(jīng)濟(jì)性、示范性的指標(biāo)。
2023年中國堿性電解槽進(jìn)入技術(shù)迭代階段。零部件性能進(jìn)展方面，部分國產(chǎn)化新型合金催化劑、復(fù)合隔膜開始在國內(nèi)電解槽廠家試用。結(jié)合部分廠家研發(fā)進(jìn)展，國產(chǎn)催化劑或隔膜等或可實現(xiàn)批量供應(yīng)，1至2年內(nèi)在性能上迭代更新至國際前沿水平。國內(nèi)主流的中壓柱形堿性電解槽結(jié)構(gòu)進(jìn)展方面，單槽制氫量繼續(xù)增大，2023年有約10款2000Nm3/h單槽制氫量電解槽推出，且推出3000Nm3/h電解槽。低壓方形堿性電解槽路線進(jìn)展方面，2023年中國推出了至少三款低壓方形堿性電解槽，其中單槽制氫量最高達(dá)到3000Nm3/h。
國內(nèi)堿性電解槽的性能指標(biāo)不斷突破。一是額定制氫電耗降低，電流密度升高。制氫電耗、兩者主要與制氫催化劑活性、隔膜電阻等因素有關(guān)。2023年，主要廠家產(chǎn)品的額定制氫電耗平均約為4.3k·Wh/Nm3H2，電流密度約3200A/m2@1.8V。結(jié)合技術(shù)發(fā)展，預(yù)測到2025年，中國堿性電解槽制氫平均電耗有望降至4.1k·Wh/Nm3H2，同時電流密度升至4000A/m2@1.8V。二是負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍更寬。電解槽功率負(fù)載功率范圍主要受隔膜零部件、電解槽結(jié)構(gòu)、工程系統(tǒng)設(shè)計等方面影響。2023年，主要廠家產(chǎn)品的負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍約為25%~110%。受益于國內(nèi)電解槽產(chǎn)品設(shè)計迭代升級與制氫項目工程應(yīng)用經(jīng)驗積累，到2025年中國堿性電解槽負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍有望達(dá)到15%~110%。小型陣列式堿性電解槽方案中，并聯(lián)的子模塊電解槽達(dá)到40臺，系統(tǒng)制氫量達(dá)到4000Nm3/h。2021-2025年中國堿性電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢見圖2。
來源：中咨氫能中心，能景研究
注：基于中國堿性電解槽市場前十企業(yè)披露數(shù)據(jù)平均總結(jié)。
圖2 2021-2025年中國堿性電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢
國內(nèi)PEM電解槽技術(shù)水平也逐步提升。一是零部件供應(yīng)鏈逐漸形成，國產(chǎn)質(zhì)子交換膜、催化劑技術(shù)等逐漸實現(xiàn)量產(chǎn)；同時2023年以來燃料電池零部件企業(yè)逐漸涉足PEM電解槽領(lǐng)域，開始探索燃料電池極板、膜電極等向PEM電解槽的轉(zhuǎn)化應(yīng)用。二是2023年新公開的PEM電解槽產(chǎn)品在制氫電耗、電流密度等方面均有所提升，這主要得益于電解槽設(shè)計經(jīng)驗的積累以及催化劑的逐步優(yōu)化等。三是貴金屬用量逐漸降低。2023年中國PEM電解槽貴金屬用量仍然較高，陽極部分貴金屬銥的負(fù)載量約1mg/cm2。同時實驗室內(nèi)低銥催化劑技術(shù)，如核殼結(jié)構(gòu)、原位制備等新型合成理念逐漸實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)化。到2025年，根據(jù)對技術(shù)轉(zhuǎn)化進(jìn)展的預(yù)判、各廠家披露的新型催化劑量產(chǎn)規(guī)劃等因素，中國貴金屬銥的用量或可降至約0.3mg/cm2。2021-2025年中國PEM電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢詳見圖3。
來源：中咨氫能中心，能景研究
注：基于中國PEM電解槽市場前十企業(yè)披露數(shù)據(jù)平均總結(jié)
圖3 2021-2025年中國PEM電解槽制氫電耗及電流密度發(fā)展趨勢
（四）成本：技術(shù)驅(qū)動，成本不斷降低
電解水制氫成本由電解槽折舊成本、電力成本、人工管理費用、電解液材料成本等主要成本組成。其中電力成本與電解槽折舊成本占主要部分。折舊成本與電解槽系統(tǒng)成本、工作時長等有關(guān)，電力成本與電價和電解槽電耗等相關(guān)。以如下工作場景為例進(jìn)行核算：在一臺5MW堿性電解槽工作6小時/日、電解槽價格700萬、壽命15年、電價（直接連接的光伏、風(fēng)電）為0.2元/kW·h等計算條件下，電解槽設(shè)備折舊成本約占總成本的31%，電力成本約占51%，人力、耗材等成本占18%。
電解制氫的降本路徑逐漸明確。根據(jù)國內(nèi)已建成的中石化新疆庫車綠氫等示范項目經(jīng)驗，現(xiàn)階段國內(nèi)采用光伏直接連接制氫的情況下，綠氫的生產(chǎn)成本在16~25元/kg之間。其重要影響因素主要有電解槽工作時長、電力成本等兩大部分。工程及裝備技術(shù)經(jīng)驗的發(fā)展將進(jìn)一步推動綠氫成本降低，其關(guān)鍵一是整體系統(tǒng)的設(shè)計水平提升，利用儲能、電網(wǎng)等綜合解決方案提高電解槽及整體系統(tǒng)的工作時長和利用水平，降低折舊成本；二是裝備技術(shù)進(jìn)步，制氫電源、電解槽、光伏/風(fēng)電裝備等效率提升，推動發(fā)電成本降低以及制氫綜合電耗降低。
二、 綠氫制甲醇：增量及存量市場均存機(jī)遇
（一）政策：減碳政策推動甲醇生產(chǎn)綠色轉(zhuǎn)型并帶來綠色甲醇需求
國內(nèi)就推動甲醇生產(chǎn)的綠色轉(zhuǎn)型頻繁出臺政策。我國傳統(tǒng)甲醇產(chǎn)能中煤制甲醇占到了80%左右，其余為天然氣與煤焦?fàn)t氣制甲醇。近年來在“雙控”（能耗總量及強(qiáng)度）方針下，甲醇新建產(chǎn)能尤其煤制甲醇受到了中央及地方上嚴(yán)格限制。一是設(shè)置了煤制甲醇新建裝置規(guī)格下限。國家發(fā)展改革委從《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄（2019年本）》開始，明文限制新建100萬噸/年以下煤制甲醇生產(chǎn)裝置，抬高了煤制甲醇新建投資成本。二是嚴(yán)卡煤耗、能耗指標(biāo)，山東等省份規(guī)定，新建煤制甲醇產(chǎn)能必須對本省煤制甲醇已有煤耗等進(jìn)行等量或減量替代（總量只減不增）。三是碳排放指標(biāo)監(jiān)管或?qū)⑹站o。2023年7月中央深改委通過《關(guān)于推動能耗雙控逐步轉(zhuǎn)向碳排放雙控的意見》文件，由以煤耗為指標(biāo)的“能耗雙控”進(jìn)一步拓展到以碳排為指標(biāo)“碳排雙控 ”，對甲醇生產(chǎn)的碳資源利用水準(zhǔn)提出了更高要求。與國家及各地方對傳統(tǒng)甲醇生產(chǎn)多方面限制相對應(yīng)的是，以碳捕集、綠氫、生物質(zhì)等為原料的新甲醇工藝路徑成為鼓勵對象，如《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄（2024年本）》將“電解水制氫和二氧化碳催化合成綠色甲醇”列入鼓勵類條目。
2023年國際航運領(lǐng)域的減碳政策帶動了綠色甲醇的國內(nèi)外市場需求。2023年7月，國際海事組織升級航運業(yè)減碳目標(biāo)：“到2040年全球碳排放較2008年至少降低70%，并正式開始開展船舶碳排放強(qiáng)度評級”[7]。2024年，歐盟也開始正式對歐盟境內(nèi)停泊的船舶征收碳配額[8]。據(jù)此，大規(guī)模近零排氫基能源（綠色甲醇與綠氨）替代傳統(tǒng)燃料成為最具潛力的實現(xiàn)路徑。多重因素驅(qū)動下，國際各大航運龍頭開始訂造甲醇及氨燃料船舶，2023年新訂造船舶中甲醇船舶噸位占比達(dá)到13%、首艘氨燃料船舶下單，這為國際綠氫及氫基能源的消納帶來了明確需求。國際綠色甲醇相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定詳見表1。
表1 國際綠色甲醇相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定
注：1）RED為歐盟推出的可再生能源指令；
2）GHS為國際綠氫組織推出的國際綠氫標(biāo)準(zhǔn)。下同。
2023年甲醇船舶已成為國際航運領(lǐng)域主流替代燃料船舶路線之一。根據(jù)克拉克森數(shù)據(jù)，2023年全球共下單甲醇燃料船130艘，同比增長202.3%。從2023年訂單比例來看，全部燃料船型新增訂單中甲醇船舶約占13%（按船舶噸位，下同）；在替代燃料船型的新增訂單中甲醇船舶約占28%，僅次于LNG燃料船（56%）[9]。
（二）規(guī)模：穩(wěn)步增長
截至2023年底，國內(nèi)已建成及在建的綠色低碳甲醇項目11項，綠色低碳甲醇總產(chǎn)能約為36.6萬噸/年。多數(shù)項目規(guī)模為10萬噸級以下水平，正處于技術(shù)及商業(yè)示范階段。國內(nèi)低碳甲醇呈多技術(shù)路徑并行發(fā)展格局，煤化工耦合綠氫、二氧化碳加氫、生物質(zhì)耦合綠氫、生物質(zhì)直接氣化制甲醇4種技術(shù)路線，其中前3者均需要額外添加綠氫[10-12]。據(jù)能景研究預(yù)測，基于低碳產(chǎn)業(yè)政策、碳達(dá)峰目標(biāo)、市場發(fā)展、技術(shù)進(jìn)步等因素，到2025年中國低碳甲醇預(yù)計總產(chǎn)能或可超過80萬噸/年。2021-2025年中國低碳甲醇產(chǎn)能（不含耦合煤化工制甲醇）詳見圖4。
來源：中咨氫能中心，能景研究
注：本圖未統(tǒng)計綠氫耦合煤化工制甲醇項目及未耦合綠氫的生物質(zhì)制甲醇項目；二氧化碳加氫制甲醇的碳源主要指工業(yè)尾氣碳捕集來源的二氧化碳，包含生物質(zhì)電廠尾氣，氫氣來源包括綠氫及工業(yè)副產(chǎn)氫。
圖4 2021-2025年中國低碳甲醇產(chǎn)能（不含耦合煤化工制甲醇）
（三）技術(shù)：三類綠色低碳甲醇技術(shù)帶來綠氫需求
綠氫的規(guī)?；?yīng)可行性得到驗證，技術(shù)優(yōu)化方向更加明確。制氫環(huán)節(jié)，綠氫規(guī)?；苽涔芾砑夹g(shù)逐步升級。2023年中國首次實現(xiàn)百兆瓦級制氫電解槽項目示范運行；在百兆瓦級項目投運基礎(chǔ)上，如何實現(xiàn)能量管理系統(tǒng)的進(jìn)一步優(yōu)化與整合、搭建更高效的安全控制系統(tǒng)等，以實現(xiàn)制氫電解槽與波動性風(fēng)光電力的高效匹配，做到氧中氫或氫中氧濃度的及時監(jiān)控及制氫系統(tǒng)自動化響應(yīng)，或成為制氫側(cè)技術(shù)要點。氫儲運環(huán)節(jié)，高效供氫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)設(shè)計逐步優(yōu)化。2023年首次實現(xiàn)了“儲氫罐-輸氫管道”相結(jié)合的煉化場景綠氫供應(yīng)技術(shù)模式。擴(kuò)展到甲醇合成場景，在風(fēng)光制氫不穩(wěn)定與甲醇生產(chǎn)連續(xù)性用氫之間存在矛盾的背景下，設(shè)計涵蓋電解槽BOP系統(tǒng)（氫純化、電控等）、儲氫系統(tǒng)、輸氫管道系統(tǒng)等高度集成的一體化、低能耗、自動化控制管理技術(shù)，或是重點核心技術(shù)。
綠色低碳甲醇合成技術(shù)開啟實踐，核心裝備、催化劑等進(jìn)入工業(yè)級應(yīng)用階段。
（1）綠氫耦合煤制甲醇（綠氫+煤）技術(shù)方面，低成本、高效的原有甲醇裝置改造技術(shù)逐步推進(jìn)。一是控制及監(jiān)測系統(tǒng)的改造，對水煤氣變換、綠氫儲罐及管道供應(yīng)等添設(shè)管理系統(tǒng)；二是智能管理策略升級，由原有的煤制氫“氫/碳平衡”監(jiān)測自動控制升級為“煤制氫+綠氫”“ 氫/碳平衡”監(jiān)測及自動控制。
（2）綠氫耦合生物質(zhì)制甲醇（綠氫+生物質(zhì)）技術(shù)方面，新型反應(yīng)路徑、新型氣化爐設(shè)計等即將進(jìn)入示范階段。生物質(zhì)氣化技術(shù)復(fù)雜多樣，不同生物質(zhì)氣化工藝（含氣化劑、溫度、壓力等多維考慮）、綠氫補(bǔ)充比例等條件下，甲醇生產(chǎn)的產(chǎn)量、碳排放量、成本等有著較大差異。2023年開工的中能建松原綠色氫氨醇一體化項目采用的“生物質(zhì)氣化制CO2+綠氫”工藝或是碳排放最低、甲醇產(chǎn)量最高的技術(shù)路線之一。
（3）二氧化碳加氫制甲醇（綠氫或灰氫+CO2）技術(shù)方面，“二氧化碳加氫催化”“碳捕集”兩項核心技術(shù)逐步突破。從2023年中國建成的兩項萬噸級二氧化碳加氫制甲醇項目來看，“碳捕集”技術(shù)已實現(xiàn)國產(chǎn)化，同時國內(nèi)各研究機(jī)構(gòu)將“降本”作為“碳捕集”技術(shù)下一步研發(fā)重心之一；“二氧化碳加氫催化”技術(shù)均源自于冰島CRI公司，國內(nèi)來自大連化物所等的國產(chǎn)“二氧化碳加氫催化”技術(shù)正在規(guī)劃進(jìn)行萬噸級示范。煤制甲醇及氫基低碳甲醇主流技術(shù)路徑示意詳見圖5。
圖5 煤制甲醇及氫基低碳甲醇主流技術(shù)路徑示意
（四）成本：與原料及工藝緊密相關(guān)
使用綠氫制甲醇的成本，一是取決于碳原料的種類來源，二是看具體工藝對碳原料與綠氫的用量要求。
（1）對于綠氫耦合煤制甲醇，煤價、綠氫替代灰氫的比例決定了甲醇成本，據(jù)估算其成本約在1700~3500元/噸之間。
（2）對于綠氫耦合生物質(zhì)制甲醇，生物質(zhì)種類及采收成本、生物質(zhì)加工工藝及綠氫用量對成本均有影響，據(jù)估算其生產(chǎn)成本在3500~5000元/噸之間。在部分生物質(zhì)收儲困難的地點或季節(jié)，成本或超過5000元/噸。
（3）對于二氧化碳加氫制甲醇，工藝及原料需求相對確定，起決定因素的為二氧化碳捕集成本和綠氫成本，據(jù)測算采用工業(yè)尾氣碳捕集并耦合綠氫的生產(chǎn)成本約4000~5000元/噸。
三、綠色合成氨：各類應(yīng)用開始探索
（一）政策：低碳船舶應(yīng)用推進(jìn)合成氨新增市場
合成氨是國內(nèi)能耗、碳排放標(biāo)準(zhǔn)最嚴(yán)格的化工領(lǐng)域之一，綠氨是重點鼓勵方向。合成氨的生產(chǎn)以煤制氨為主，其產(chǎn)能占合成氨總產(chǎn)能的8成左右?！笆濉币詠?，合成氨領(lǐng)域展開了大規(guī)模產(chǎn)能升級與落后產(chǎn)能淘汰。根據(jù)2024年5月27日國家發(fā)展改革委等5部門發(fā)布的《合成氨行業(yè)節(jié)能降碳專項行動計劃》，到2025年底，能效基準(zhǔn)水平以下產(chǎn)能完成技術(shù)改造或淘汰退出，并推動以可再生能源替代煤制氫，提高綠氫利用比例。各地方對于傳統(tǒng)合成氨的生產(chǎn)也有嚴(yán)格限制要求，對綠氨則持積極鼓勵態(tài)度。如內(nèi)蒙古明確規(guī)定不再審批合成氨項目，除確有必要建設(shè)的綠氨以及焦?fàn)t煤氣綜合利用制合成氨項目；《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄（2024年本）》將綠氨列為鼓勵類條目。
2023年國際氨燃料船舶開始進(jìn)入訂造階段，帶動綠氨國內(nèi)外市場需求。中國以及日、韓的多家船舶企業(yè)，如中國船舶、日本造船等均在布局氨燃料船舶技術(shù)，在氨燃料供應(yīng)、氨內(nèi)燃機(jī)等方面的技術(shù)基本打通。2023年比利時海事集團(tuán)向中船集團(tuán)旗下北海造船訂造了8艘氨燃料動力21萬噸散貨船，為全球大型氨燃料動力船舶領(lǐng)域首個訂單，計劃于2025年起陸續(xù)交付。國際綠氨相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定詳見表2。
表2 國際綠氨相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定
（二）規(guī)模：項目開工數(shù)量不斷增多
截至2023年底，國內(nèi)至少已有13項綠氨項目開工，對應(yīng)已披露綠氨產(chǎn)能約79萬噸/年，大多計劃于2024、2025年建成。以中小型項目為主，多在20萬噸/年產(chǎn)能以下，如1.6萬噸/年的中能建張掖綠氫合成氨一體化示范項目?；诘吞籍a(chǎn)業(yè)政策、市場、技術(shù)進(jìn)步等因素預(yù)測，綠氨產(chǎn)能到2025年或可超過110萬噸/年，到2030年或可達(dá)到約1300萬噸/年。不同規(guī)模綠氨項目數(shù)量占比（至2023年底建成、在建及規(guī)劃項目）見圖6。
圖6 不同規(guī)模綠氨項目數(shù)量占比（截至2023年底建成、在建及規(guī)劃項目）
（三）技術(shù)：生產(chǎn)工藝簡單，但新增應(yīng)用場景仍需探索
工業(yè)合成氨生產(chǎn)采用Harber-Bosch工藝，化學(xué)方程式為3H2+N2→2NH3，相對簡單。而氫氣來自天然氣制氫或煤制氫，工藝復(fù)雜；氮氣來自空氣分離，工藝簡單。由于合成氨對氫氣來源無特殊需求，完全可以使用綠氫替代工藝復(fù)雜的煤炭與天然氣制氫，同時近乎實現(xiàn)零碳排放[13]。若采用綠氫替代煤制氫與天然氣制氫步驟，可實現(xiàn)除供熱環(huán)節(jié)外幾乎零碳排放。
綠氨生產(chǎn)碳源依賴低，工藝簡單，可實現(xiàn)規(guī)模上的優(yōu)先匹配。一方面，綠氨生產(chǎn)可以做到擺脫對煤炭產(chǎn)地的依賴，向綠氫產(chǎn)能中心聚集。與綠色甲醇生產(chǎn)依然需要煤炭做碳源不同（現(xiàn)階段空氣捕捉二氧化碳成本過高），綠氨的生產(chǎn)原料只需要綠氫與來自空氣的低成本氮氣，不再需要大量的煤炭。因此綠氨的生產(chǎn)完全可以離開煤炭基地，轉(zhuǎn)而圍繞綠氫產(chǎn)能中心展開。另一方面，綠氨生產(chǎn)的工藝更加簡單，有利于就地消納。除去復(fù)雜的煤制氫與天然氣制氫工藝后，綠氨生產(chǎn)主要包含氮氣空分與氮氫反應(yīng)等環(huán)節(jié)，裝置簡單，占地空間小，可搭配電解水制氫基地建設(shè)，實現(xiàn)分布式制氫制氨，做到綠氫實時消納。而綠色甲醇還需要復(fù)雜的CO2生產(chǎn)或碳捕捉裝置，不利于隨制氫基地分布式建設(shè)。
國內(nèi)綠氨消納場景仍處于探索階段。相對于較易實現(xiàn)的綠氨生產(chǎn)，國內(nèi)對綠氨下游消納場景的探索仍然相對有限，體現(xiàn)在氨能利用技術(shù)不成熟與應(yīng)用面狹窄兩方面。技術(shù)方面，氨燃機(jī)、氨燃料電池等技術(shù)仍不成熟，相關(guān)示范應(yīng)用很少；而且氨燃料直接利用或作為氫能載體的技術(shù)路線不確定，限制綠氨推廣。應(yīng)用方面，盡管國內(nèi)已有中國船舶集團(tuán)研發(fā)氨燃料動力船舶、福大紫金研發(fā)氫氨燃料電池客車等綠氨利用的探索，但是總體上集中在船舶航運領(lǐng)域，汽車、重卡等領(lǐng)域尚未見探索，短期內(nèi)難以形成更加普適化的綠氨能源模式。
（四）成本：取決于風(fēng)光電力成本
綠氨生產(chǎn)工藝簡單，主要成本來自制氫及供熱等過程的電力消耗、電解槽及合成氨系統(tǒng)折舊成本等。其中，電力成本占據(jù)最大部分，在風(fēng)、光直供電場景電價0.1~0.25元/kW·h情況下，據(jù)測算電力成本占綠氨生產(chǎn)成本的60%~80%?，F(xiàn)階段，根據(jù)大安風(fēng)光制綠氫合成氨一體化示范項目等披露的數(shù)據(jù)，國內(nèi)綠氨的生產(chǎn)成本在2600~3500元/噸左右，與各地區(qū)風(fēng)、光資源的豐富程度有直接關(guān)系。
四、結(jié)語
氫基能源在政策的指引和市場需求的拉動下，產(chǎn)業(yè)規(guī)模逐漸增長，技術(shù)體系快速發(fā)展并帶動經(jīng)濟(jì)性不斷提升，良好前景正逐漸顯現(xiàn)。氫基能源作為構(gòu)建未來新型能源體系的重要一環(huán)，在國內(nèi)外節(jié)能政策與減碳政策推動下，利用價值及需求方向逐漸顯現(xiàn)。綠氫、綠氫制甲醇、綠氨作為氫基能源的三個領(lǐng)域，均已成為國內(nèi)重點鼓勵發(fā)展的方向。同時，2023年起，國內(nèi)氫基能源示范項目加快布局，在項目開展數(shù)量、項目規(guī)模上均不斷突破，實現(xiàn)項目經(jīng)驗的逐步積累，也推動制氫裝備、系統(tǒng)設(shè)計等技術(shù)的快速產(chǎn)業(yè)化與迭代升級。目前，國內(nèi)氫基能源產(chǎn)業(yè)已進(jìn)入產(chǎn)業(yè)化初期，示范項目與裝備、工程技術(shù)的相互驗證推動，以及新型核心材料、裝備等技術(shù)的突破，將是現(xiàn)階段發(fā)展的主旋律，推動氫基能源成本經(jīng)濟(jì)性的不斷提升及產(chǎn)業(yè)生態(tài)的逐步構(gòu)建。
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注：原文載自《石油石化綠色低碳》2024年第9卷第4期。文中圖片來源于網(wǎng)絡(luò)，版權(quán)歸原作者所有。
