撰文：陈克宇 徐金鑫 吴桂波 杨哲 陈家宏 陈永利 中海油石化分公司 海洋石油富岛公司 化工进展
氨（NH3）是一种无色气体，有强烈的刺激性气味，常温下加压可液化，极易溶于水。合成氨是化学工业史上最伟大的发明之一，促进了氮肥的大规模工业化生产，从而提高了粮食产量和农作物品质，大大提高了人类的生活水平。同时，氨还是一种重要的无机化工产品，是制造纤维素、塑料、炸药、染料等产品的关键原料，在国民经济中占有重要地位。
氨工业为人类粮食安全和经济社会发展做出了突出贡献，但在生产过程中也造成了大量的二氧化碳排放。绿色氨利用风电、光伏等可再生能源电解水生产绿色氢气，再利用空气中的氮气制备合成氨。由于燃烧后生成的是氮气和水，不产生二氧化碳，因此绿色氨被认为是一种“零碳”燃料，是未来重要的清洁能源之一，也是未来全球交通运输行业实现碳中和的主要手段之一。同时，全球合成氨、氨制氢工业技术非常成熟，液氨的储运也比较完善，作为储氢载体，在大规模、长距离氢气运输中具有成熟、安全、高效等优势。
1、合成氨行业发展现状
合成氨工业经过一百多年的发展历史，出现了多种工艺技术，其中具有代表性的大型合成氨工艺有美国凯洛格法、英国ICI-AMV法、美国布劳努法、丹麦托普索法等。合成氨工业的不断进步，离不开合成氨催化剂的不断发展和完善。传统的Fe3O4基熔铁催化剂由于具有原料价格便宜、制造工艺简单、制品机械强度高等优势，成为目前国际上研究最透彻的催化剂之一。浙江工业大学的宋晓芳等人突破了以Fe3O4为基体的熔铁催化剂传统思路，发现具有维氏体结构的Fe1-xO基催化剂比传统催化剂具有更好的催化活性和更低的反应温度，在国内外许多大型合成氨装置中得到了很好的应用。
2022年全球合成氨产能将达到2.25亿吨/年，产量1.82亿吨，工厂平均产能利用率为80.9%。全球合成氨产能主要集中在中国、俄罗斯、美国、印度和欧洲，占总产能的三分之二以上。其中，中国合成氨产能为6760万吨/年，产量为6101万吨，工厂平均产能利用率为90.3%。
全球合成氨约90%在国内消费，2022年合成氨国际贸易量将达到1805万吨[1]。未来随着各国对粮食安全的重视和行业低碳转型的加快，下游农业对氨的需求将稳步增长，环保、脱硝等工业领域的需求也将稳步增长。在海外，合成氨主要以天然气生产，天然气氨生产比例约为90%。我国合成氨原料以煤炭为主，碳排放量较大，约占76.7%，天然气约占20.8%，其他原料占2.5%。2022年，我国合成氨行业碳排放量为2.2亿吨，约占我国化工行业碳排放量的1/7，其碳排放量居化工行业之首。
“双碳”背景下，探索合成氨绿色低碳发展道路刻不容缓。
2.绿色氨产业发展分析
绿色氨生产主要包括绿色氢气制备、氮气制备和合成氨三个单元。通过对整个绿色氨产业链分析，空分氮气制备和氨合成工艺技术成熟，完全可以采用现有的工业技术；绿氢产业目前正处于快速增长期，技术也在不断迭代更新，但可再生能源发电水平波动较大、电网系统技术规模化接纳难度大、氢能长期时空储运技术、大容量低成本电能储能技术有待突破等制约着绿氢产业的发展，总体成本距离大规模工业应用还有一定的下降空间，这也是制约绿色氨产业发展的主要因素。
2.1 绿色合成氨产业政策背景
2018年12月，欧盟发布《可再生能源指令》（REDⅡ），规定到2030年，可再生燃料在交通运输领域最终能源消费中的占比要由2020年的10%提高到14%。2021年7月20日，新的提案提出，到2030年该占比要由既定的14%提高到26%。
2023年5月17日，欧盟碳边境调整机制（CBAM）实施细则生效。欧盟将于2026年正式征收“碳关税”，水泥、电力、化肥、钢铁、铝和氢能行业将成为首批被纳入征税范围的行业。自2023年10月1日起至2025年底政策过渡期，所有欧盟进口商须报告上述六个行业产品的温室气体排放量，但无需纳税。其中，CBAM税额=CBAM税率×碳排放量=（EUETS碳价-出口国碳价）×（产品碳排放量-同类产品欧盟企业获得的免费排放配额）。公式中，EUETS碳价指前一周欧盟碳排放权拍卖的周平均结算价；碳排放量包括的温室气体有二氧化碳（CO2）、一氧化二氮（N2O）和全氟碳化物（PFCs）； 出口国碳价格是指欧盟进口商品在其生产国（即出口国）已支付的碳排放配额的价格；生产同类产品的欧盟企业所获得的免费排放配额自2026年开始逐年减少，至2034年降至0。
目前，我国碳税及碳交易体系尚处于探索阶段，相关政策及产品标准仍在制定中，绿色氨的低碳效益优势尚未体现，绿色产品价格高、市场供给不足制约了国内绿色氨市场的发展。我国是欧盟主要进口国之一，随着欧盟REDⅡ、CBAM等一系列可再生能源及碳关税政策的实施，快速与欧盟接轨将对我国碳税政策产生深远影响。绿色氨作为全球产业界公认的极具发展潜力的可再生燃料之一，在相关低碳产业政策的支持下将迎来快速发展机遇。
2.2 绿色氨发展现状
截至2023年9月，全球已部署绿色氨项目60余个，总规划产能超过3500万吨/年。海外绿色氨项目主要分布在澳洲、南美、欧洲和中东地区，见表1。
从项目规划来看，绿色氨项目主要依托陆上风电、太阳能资源，且大部分在东道国当地消费用于生产肥料，少部分绿色氨项目将用于出口，新的下游应用领域尚处于起步阶段。
我国绿色氨项目主要分布在可再生资源丰富的西北、东北地区，目前规划总产能为800万吨/年，如表2所示。其中约80%的产能集中在内蒙古，主要依托陆上风电、太阳能资源，绿电转绿氢及绿色氨一体化发展，预计2024年装置建成投产。
由于绿色氨在车船燃料、储氢载体、燃料发电等下游新兴应用领域面临政策、技术、标准等因素的制约，存在使用成本高、安全风险等问题，市场需要长期培育。
目前，我国目前规划或在建的绿色氨项目所生产的绿色氨产品主要应用于氮肥原料、脱硝剂生产等化工场景，市场成熟、产能较大，但由于国内绿色肥料产品标准和政策缺失，导致绿色氨与传统合成氨同台竞争，产品尚未获得绿色低碳溢价，这也是当前国内绿色氨项目发展遇到的挑战。
目前全球绿色氨生产尚处于探索和起步阶段，产业规模化还需要一段时间。随着民众减碳意识的进一步提升以及政府对碳排放、防治大气污染立法的进一步完善，绿色氨产业发展将加速，预计到2030年全球绿色氨产能将超过1000万吨。
2.3绿色氨产业竞争力分析
绿色氨下游应用主要包括车船燃料、储氢载体、燃料发电及化工原料等。在“双碳”背景下，绿色氨作为“零碳”能源优势明显，为构建多元化清洁能源供应体系提供了新的解决方案，发展潜力广阔。
首先，绿色氨的制氢和空分装置均采用可再生能源作为动力，工艺过程几乎为零碳排放。与以煤等化石能源为原料的合成氨工艺相比，绿色氨在碳减排方面具有很强的优势，如表3所示。
其次，氨是“零碳燃料”，燃烧过程中不排放CO2。与其他传统燃料相比，氨燃料对减少CO2排放的效果非常显著。即使以5%左右的点火油计算，燃烧氨与重质燃料油相比，CO2减排效果可达95%以上。如果采用可再生能源生产的绿色氨，从燃料生产、储运到燃烧的全过程，都可以实现近零碳排放，未来作为绿色燃料的潜力巨大。
三是氨化工产业成熟度高，储运标准完善，可作为跨长时间空的零碳燃料和储能形式。氨作为主要化工产品，在非海洋市场应用广泛。全球液氨供应链体系成熟，现有液氨储运基础设施完善，可为未来绿色氨直接提供物流服务。
2.3.1 绿色氨作为车船燃料竞争力分析
交通运输领域产生的CO2排放约占全球CO2排放的25%，绿色氨作为“零碳燃料”，可以从根本上减少CO2排放。同时，氨燃料不含硫，燃烧时不会产生硫氧化物，是未来最有前景的清洁车船燃料之一。
船用燃料方面，全球各大船舶发动机技术公司和船舶制造商都在开发氨燃料发动机和氨动力船舶。德国MAN公司研发的氨燃料船舶发动机于2023年7月首次试航，预计2024年交付首台氨燃料船舶低速发动机样机，2026年首次交付并在商船上运行。芬兰瓦锡兰公司和挪威航运集团正在合作，计划2024年前推出氨燃料动力油轮。
韩国三星重工正在开发氨燃料发动机和船舶设计，计划在2024年实现商业化。韩国船舶海洋工程公司预计2025年实现氨动力船舶商业化。韩国大宇造船与德国MAN公司联合开发的大型氨燃料集装箱船有望在2025年实现商业化。日本三菱公司开发的40MW氨直燃大型燃气轮机预计在2025年实现产业化。日本计划在2025年前完成纯氨燃料船舶的示范，并在2025年后推广应用。
中船温特图尔发动机有限公司2022年12月成功完成氨燃料发动机燃烧试验，首批双燃料氨发动机将于2025年交付，首艘氨动力船将于2026年投入运营。2023年4月，中国船舶建造的全球首艘氨燃料动力储备级集装箱船首舰交付，氨燃料发动机将于2025年下水。据中国船舶工业行业协会统计，截至2023年8月，包括氨双燃料动力储备船在内的全球氨燃料船订单量超过200艘。
在车用燃料方面，氨燃料尚未投入实用，但我国已实现氨燃料发动机相关技术的突破，为商用车动力可持续发展、零碳动力转型提供解决方案，推动商用车行业加速“脱碳”，促进汽车产业转型升级和产业结构优化。
2022年3月，东风汽车与清华大学联合研发的国内首台车用氨柴油重载发动机点火成功。该发动机采用双燃料工作模式，以柴油点火助燃，具有燃料燃烧稳定高效、排放控制更低的优势。2023年6月，一汽解放氨氢融合直喷零碳内燃机在长春点火成功。2023年7月，广汽集团发布全球首款乘用车氨发动机，主要以液氨为燃料，整机功率120kW，碳减排率达90%。
绿色氨车船燃料的全球推广主要受到可再生能源发电成本及各国碳税政策的影响，在目前绿电成本条件下，即使考虑碳税，绿色氨在市场上的竞争力仍然不强，需要相当长的一段时间的市场培育。
除了绿电/绿氢成本较高，缺乏大规模推广的成本竞争力外，绿色氨燃料在推进其产业化过程中还面临着体积能量密度低、氮氧化物排放、毒性和腐蚀性强等挑战。
首先，氨的体积能量密度较低，与车船用柴油相比，为达到船车相同的续航里程，氨燃料所需燃料箱容积约为传统燃料箱的3倍。
第二，氨的着火温度高，不易燃烧，需要其他燃料才能点燃。氨燃烧产生的温室效应强的氮氧化物（NOx）需要安装NOx选择性催化还原处理装置。2023年5月，NYK完成了全球首次四冲程氨发动机燃料稳定燃烧的陆上试验。试验中，氨燃料占混合燃料的80%。试验证实，一氧化二氮（N2O）和未燃烧的氨的排放量几乎为零。三菱在日本小型燃气轮机上进行的直接氨燃烧试验结果表明，氮氧化物排放量可满足尾气排放要求。
第三，氨具有毒性。直接接触人体会刺激和灼伤皮肤，吸入会造成呼吸道损伤，高浓度的氨会引起氨中毒，导致昏迷甚至危及生命。在设计车辆和船舶时应考虑避免氨燃料泄漏等安全措施。
第四，氨具有腐蚀性。接触氨蒸气与空气混合气体将引起船舶货舱及船体钢架的腐蚀，导致船舶结构材料应力腐蚀开裂。因此，需要有针对性地选择合适的氨燃料箱材料。
随着全球碳税政策的不断优化和推进，氨燃料发动机可以实现绿色、安全、稳定运行。当绿色电价随着新能源技术的进步下降到0.20元/千瓦时左右，车船燃料碳关税价格超过/吨时，全球绿色氨车船燃料将迎来大发展。绿色氨作为零碳燃料在重卡、远洋船舶行业将越来越具有成本竞争力，如表4所示。
2.3.2 绿色氨作为储氢载体的竞争力分析
氢能储能是一种新型的储能方式，包括氢气直接储存或转化为氨等衍生物储存。以氨作为储氢载体，需要经过氨的合成、液化、运输和气态氢的再提取等工序。氨-氢转化的全过程已经成熟。
《“十四五”新能源储能发展规划》提出拓展氨储能应用领域，开展基于可再生能源制氨等较长时期储能技术试点示范，制定氨储能技术标准，满足多时间尺度储能应用需求。氨合成能耗与氢气液化能耗相当，但同等体积的液氨含氢量更高，同等体积液氨比液氢含氢量高出60%。氨现已实现更安全的运输、储存和更便捷的应用，未来作为储氢能源载体将具有相当的竞争力。
目前氢气储运主要有6种方式：高压气瓶储运、管道气态加压运输、低温液氢储运、液态有机物储运、液氨储运、金属固体氢储运，见表5。
其中管道气态加压运输成本最低，适合氢气大批量、长距离陆上运输。但氢气管道投资大、安全性要求高、审批难度大，目前国内加氢站尚未普及，氢气管道大批量、长距离运输的成本优势无法发挥。随着氢能产业的逐步发展，管网最终将成为氢气低成本运输的最佳选择。
高压气瓶储运是将氢气压缩在高压容器内，是各类储氢方式中工业化条件最为成熟的一种，适用于400km以内的中短距离氢气储运。目前储氢气瓶有20MPa、35MPa、70MPa三个压力等级，气瓶压力越高，单位储运成本越低。
金属固态储氢运输是将氢以金属氢化物形式吸附后再加热氢化物释放出氢气，适合氢气的长距离储运，但由于单位质量储氢密度低，技术还不成熟，产业化还需要一段时间。
低温液氢储运是指在-253℃或10~15MPa条件下对氢气进行液化储运。液化成本较高，占储运成本的80%以上，适合大规模长距离氢气储运。目前，由于液氢存储环境恶劣，国内仅在航空航天领域应用液氢，相关民用标准也陆续出台。
液态有机氢载体的储运是通过加氢生成饱和环状化合物，储运完毕后再进行脱氢提取氢气，适合氢气大规模长距离储运，安全性较高。但为了降低氢气储运整个周期的成本，避免回运，需要将芳环载体进行场外消耗。
液氨储运是通过氨合成、液化、运输、再气化提取氢气，氨在-33℃或1MPa下液化，加氢/脱氢成本占85%以上，对运输距离不敏感，适合大宗氢气中长距离储运，特别是远洋运输，是未来最有前景的氢气储运方式之一。
2.3.3 绿色氨作为发电燃料的竞争力分析
我国燃煤发电产生的CO2排放量约占总排放量的三分之一，由于氨燃烧不产生CO2，因此混氨燃烧可以利用现有的燃煤电厂设施，不需要对主锅炉进行大的改造，是燃煤电厂减少二氧化碳排放的有效措施。
2021年，中国国家能源集团完成了燃煤锅炉氨煤混燃试验，当氨混燃比例达到35%时，燃烧稳定性和燃尽率良好，氮氧化物排放可控。采用氨分级燃烧，可提高燃烧效率，显著降低NOx。同时，提高锅炉燃烧室压力、加入少量水、在烟气循环气流中加入少量还原剂NH3，可有效降低锅炉氨燃烧排放的NOx。
目前，可再生能源有限、火电发电比重较高的国家是氨掺烧发电的主要推动者，主要以日本为代表。日本三菱发电公司正在开发以氨为燃料发电的40MW燃气轮机，计划于2025年后投入商业化使用。
未来随着绿色氨成本下降至0.20元/千瓦时左右，预计国内碳税在120-160元/吨之间，氨燃料电厂将能够平价取代LNG或燃煤电厂，见表6。
以氨作为燃料，以燃料电池的形式发电，比直接氨燃烧具有更高的热效率和更低的噪音，是未来具有产业化潜力的技术路线。根据氨供应方式的不同，可分为直接氨燃料电池和间接氨燃料电池，目前均处于研发和产业化的早期阶段。
2022年年初，我国首座自主研发的3kW级氨燃料电池电站成功发电并平稳运行。该发电装置采用低温氨分解催化剂在线产氢供给氢燃料电池发电，属于间接式氨燃料电池。
2.3.4 绿色氨作为化工原料的竞争力分析
未来随着“双碳”政策的不断推进，降低化石能源消费总量和消费过程中的碳排放强度是必然趋势，绿色氨作为潜在的绿色氮肥和绿色化学品的主要原料，将有力推动“绿色氨+绿色肥料”、“绿色氨化工”产业链的快速发展。
2022年3月，国家发改委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，提出扩大氢能应用规模在工业领域替代化石能源，积极引导合成氨、甲醇等行业向低碳工艺转变，拓展清洁低碳氢能在化工行业应用空间。
化石原料合成氨与绿色氨工艺主要区别在于制氢方式不同，在不考虑合成等后续工艺差异的情况下，二者成本对比主要体现在化石能源制氢与绿色电力制绿色氢的成本对比。
绿氢成本是影响绿色氨作为化工原料发展的关键因素。毕马威研究认为，绿氨成本下降的90%潜力来自于绿电成本的降低。随着我国风光氢氨一体化技术的成熟和大规模商业化生产线的建成，未来绿电成本有望进一步下降。《中国光伏发展展望至2050年》预测，到2035年，我国新增装机光伏发电发电成本将降至0.20元/千瓦时。
未来随着世界各国碳排放交易制度的实施和完善，高碳成本及碳税将有利于绿色氨获得成本优势，当绿电价格为0.18~0.22元/kWh时，绿色氨将初步具备与我国传统合成氨竞争的可能，如表7所示。
绿色氨产业处于起步阶段，全球范围内尚未形成规模，下游产业配套技术和市场尚待成熟，与化石能源合成氨相比，预计2035年前绿色氨作为化工原料尚不能形成有效竞争力，而以天然气作为转型期低碳能源制成的低碳氨在市场培育期内可在车船燃料、氨燃料发电等领域具备较强竞争力。
3 对我国绿色氨产业发展的建议
首先，我们将继续创新绿色的氨技术，积极开发通过水电解来制定氢和氨合成的新技术，并加速工业化过程，以促进绿色氨水行业的发展，并促进催化剂科学的持续发展。电催化，光催化，血浆催化和化学链技术。
这项技术消除了通过水电解产生氢的过程，直接或间接减少了氮的生产氨的驱动。同时，通过对水的电解和新的低温和低压氨合成技术的有效产生的耦合可以进一步减少绿色氨产生的能源消耗，这是绿色氨技术发展的重要方向。
其次，积极开发绿色氨下游工业链，探索下游应用的新领域，制定政策，以支持绿色氨水行业的发展，使上游和下游国内产业的优势充分发挥作用，并支持绿色 Ammon的可持续发展，以使绿色 gelly Ammon of Full Ammon of Full Ammon of Full。 - 碳燃料”，优先考虑海洋燃料领域的绿色氨产业链的发展，在可再生资源获取，碳交易，税收，税收等方面提供了更多的政策偏好，鼓励国内上游和下游相关的企业共同解决关键问题，并促进氨燃料工具燃料工具开发的燃料燃料燃料燃料式和开发，以及开发和开发，以及开发和开发，以及开发和开发，以及开发和开发，以及开发和开发和开发和开发和开发和开发，以及开发和开发和开发，以及开发和开发。
第三个是为绿色氨产品建立绿色认证系统和行业标准，以基准欧盟绿色氨行业的相关政策，建立我所在国家的绿色氨水产品的碳足迹认证系统，以及绿色的氨氨基产品行业标准，以绿色的氨和绿色氨基培养绿色氨水制品，并培养了绿色氨和素质。