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氨（NH3）是一种无色、有强烈刺激气味的气体，在常温下加压可液化，极易溶于水。合成氨是化学工业史上伟大的发明之一，促进了氮肥大规模工业化生产，由此带来粮食增产和作物品质改善，极大地提高人类生活水平；同时氨也是重要的无机化工产品，是制造纤维素、塑料、炸药、染料等产品关键原料，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，同时生产过程中也造成了大量二氧化碳排放。绿氨是利用风电、光伏等可再生能源电解水制绿氢，并与空气中的氮气制备成合成氨。由于其燃烧后生成氮气和水，不产生二氧化碳，绿氨被认为是“零碳”燃料，是未来重要的清洁能源之一，也是全球交通运输业未来实现碳中和的主要手段之一。同时，全球合成氨以及氨制氢工业技术非常成熟，液氨储运配套比较完善，用作储氢载体，在大规模长距离氢能运输方面具有成熟、安全、高效的优点。

1、合成氨产业发展现状

合成氨工业经过100多年的发展历史，各种工艺技术不断涌现，其中具有代表性的大型合成氨工艺有美国凯洛格（Kellogg）工艺、英国ICI-AMV工艺、美国布朗公司（Branu）工艺和丹麦托普索公司（Topsoe）工艺等。合成氨工业的持续进步离不开氨合成催化剂的不断开发和改进，传统的Fe3O4基熔铁催化剂由于其原料价格便宜、制造工艺简单及产品的机械强度高等优势成为世界上研究最为透彻的催化剂之一。浙江工业大学宋小芳等突破了一直以Fe3O4为母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，相比传统催化剂具有更好的催化活性和更低的反应温度等，并在国内外多套大型合成氨装置上得到了很好的应用。

2022年全球合成氨产能达到2.25亿吨/年，产量为1.82亿吨，装置平均产能利用率为80.9%。全球合成氨产能主要集中在中国、俄罗斯、美国、印度和欧洲地区，产能合计占比超过三分之二。其中，中国合成氨产能6760万吨/年，产量6101万吨，装置平均产能利用率为90.3%。

全球合成氨约90%的产品在本国消费，2022年合成氨国际贸易量1805万吨[1]。未来随着各国对粮食安全愈加重视以及产业低碳转型加速推进，氨下游农业需求将稳中有增，环保脱硝等工业领域需求也将稳定提升。海外主要以天然气为原料制氨，其天然气制氨比例约为90%，我国合成氨原料主要以煤为主，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，我国氨工业碳排放量为2.2亿吨，约占我国化工行业碳排放总量的1/7。其碳排放在化工行业中位居首位。

2、绿氨产业发展分析

绿氨生产主要包括绿氢制备、氮气制备和合成氨三个单元。通过对绿氨产业全链条分析，其中空气分离制备氮气和氨合成工艺技术成熟，完全可以采用现有产业技术；绿氢产业目前处于快速成长期，技术不断迭代更新，但绿氢产业发展受制于可再生能源发电水平波动较大，电网系统技术上难以大规模承接、氢能长时空储运技术以及大容量低成本电储能技术有待突破等因素，整体成本离大规模产业应用还有一定的下降空间，这也是绿氨产业发展的主要制约因素。

2.1绿氨产业政策背景

2018年12月，欧盟发布了可再生能源指令（REDⅡ），规定可再生燃料占运输部门最终能源消费的份额将从2020年的10%提高到2030年既定的14%。2021年7月20日新的提案提议，到2030年该份额将既定的14%上升到26%。

2023年5月17日，欧盟碳边境调节机制（CBAM）实施细则开始生效，欧盟将于2026年正式征收“碳关税”，水泥、电力、化肥、钢铁、铝和氢行业将成为第一批纳入征收范围的行业。从2023年10月1日起，到2025年底的政策过渡期，所有的欧盟进口商需报告上述六个行业的产品温室气体排放，但无须支付税费。其中，CBAM税费=CBAM税率×碳排放量=(EUETS碳价-出口国碳价)×(产品碳排放量-欧盟同类产品企业获得的免费排放额度)。式中，EUETS碳价指上一周欧盟碳排放权拍卖的周平均结算价格；碳排放量所包含的温室气体有二氧化碳（CO2）、一氧化二氮（N2O）和全氟化碳（PFCs）；出口国碳价指欧盟进口商品在其生产国（即出口国）已经支付的碳排放额度价格；欧盟同类产品企业获得的免费排放额度从2026年起逐年降低，至2034年降至0。

目前我国碳税及碳交易体系仍处于探索阶段，相关政策和产品标准还在制定中，绿氨的低碳效益优势尚未体现，绿色产品价格偏高和市场供给不足制约了国内绿氨市场的发展。中国是欧盟的主要进口国家之一，随着欧盟REDⅡ、CBAM等一系列可再生能源及碳关税政策的实施，将深刻影响我国碳税政策快速向欧盟看齐。作为全球产业界认可的具有较大发展潜力的可再生燃料之一，绿氨在相关低碳产业政策支持下将获得快速发展机遇。

2.2绿氨发展现状

截至2023年9月，全球已布局超过60个绿氨项目，规划总产能超过3500万吨/年。海外绿氨项目主要分布在澳大利亚、南美、欧洲和中东，见表1。

从项目规划上看，绿氨项目主要依托陆上风光资源，多被所在国就地消化生产化肥，而少部分绿氨项目将用于出口，新的下游应用领域还在起步阶段。

我国绿氨项目主要分布在西北、东北等可再生资源丰富区域，目前规划总产能达到800万吨/年，见表2。其中，约80%的产能集中在内蒙古地区，主要依托陆上风光资源，绿电制绿氢和绿氨一体化发展，预计2024年将陆续有装置建成投产。

因绿氨在车船燃料、储氢载体、燃料发电等新兴下游应用领域面临政策、技术、标准等因素制约，存在使用成本高、安全风险等问题，市场需要长期培育。

目前国内规划或在建绿氨项目生产的绿氨产品主要是用于生产氮肥原料和脱硝剂等化工场景，市场成熟且容量大，但因国内绿色肥料产品标准和政策缺乏，绿氨和传统合成氨将在同一市场上竞争，产品未获得绿色低碳溢价。这也是当前国内绿氨项目发展遇到的挑战。

目前，全球绿氨生产仍处于探索和起步阶段，产业规模化仍有待时日。随着公众减碳意识的进一步提升以及政府关于碳排放和防止大气污染立法的进一步完善，绿氨的产业化发展将加快，预计到2030年全球绿氨产能将突破千万吨。

2.3绿氨产业竞争力分析

绿氨下游应用主要包括车船燃料、储氢载体、燃料发电以及化工原料四个方面。在“双碳”背景下，绿氨作为一种“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，具有广阔的发展潜力。

一是绿氨的制氢和空分单元以可再生能源为动力，工艺过程几乎实现零碳排。与煤炭等化石能源为原料的合成氨工艺比较，绿氨具有较强的碳减排优势，见表3。

二是氨作为“零碳燃料”，燃烧过程不排放CO2。与其他传统燃料相比，氨燃料CO2减排效果非常明显。即使把约5%的引燃油计算在内，燃烧氨与重燃油相比可实现CO2减排95%以上。若采用可再生能源生产的绿氨，可以实现从燃料生产、储运到燃烧全过程的近零碳排放，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，可作为跨长时空的零碳燃料和储能形式。氨作为一种主要的化工产品，已在非船用市场上得到广泛的大量应用。全球液氨供应链体系成熟，现有液氨储存与运输等基础设施完善，未来可直接为绿氨提供物流服务。

2.3.1绿氨用作车船燃料的竞争力分析

交通领域产生的CO2排放量约占全球CO2排放量的25%，作为“零碳燃料”的绿氨可以从根本上减少CO2排放，同时氨燃料不含硫，燃烧时不产生硫氧化物，是未来极具潜力的清洁车船燃料之一。

在船用燃料方面，全球主要船舶发动机技术商与船舶制造商都在开发氨燃料发动机与氨动力船舶。德国曼恩公司开发的氨燃料船舶发动机于2023年7月在全球首次实现运行测试，预计在2024年实现首台氨燃料船舶低速机样机交付，2026年在商船上首次交付运行。芬兰瓦锡兰公司和挪威航运集团合作，计划于2024年前下水一艘氨燃料动力油轮——MSGreenAmmonia。

韩国三星重工正在开展氨燃料发动机开发及船舶设计，计划在2024年实现商用化。韩国造船与海洋工程公司预计在2025年实现氨动力船舶的商业化运营。韩国大宇造船联合德国曼恩公司共同研发的23000TEU大型氨燃料集装箱船预计在2025年前实现商业化运营。日本三菱开发的40MW氨直接燃烧大型燃气轮机，预计在2025年实现工业化。日本计划在2025年前完成纯氨燃料船示范，2025年后开展推广应用。

中船温特图尔发动机有限公司已于2022年12月顺利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，首艘氨动力船舶将于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预留6000TEU级系列集装箱船首制船交付，氨燃料发动机将于2025年推出。根据中国船舶工业协会统计，截至2023年8月，全球含氨双燃料动力预留船的氨燃料船订单量超过200艘。

在车用燃料方面，氨燃料尚未投入实际应用，但国内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、零碳动力变革提供解决方案，推动商用车行业加速“脱碳”，助推汽车工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共同研发的国内首台氨柴车用重型发动机成功点火。这款发动机采用了双燃料工作模式，采用柴油来引燃和助燃，具备燃料稳定高效燃烧和更低排放控制的优势。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，广汽集团发布了全球首款乘用车氨发动机，该发动机主要以液态氨为燃料，整体功率120kW，减碳率提升至90%。

绿氨车船燃料在全球推广主要受可再生能源发电成本、各国碳税政策影响。在当前的绿电成本条件下，即使考虑碳税的情况，绿氨仍未具备市场竞争力，还需要相当长时间的市场培育期。

绿氨燃料除了绿电/绿氢成本高，尚不具备规模化推广的成本竞争力外，推进其产业化进程还存在体积能量密度低、氮氧化物排放、有毒和高腐蚀性等问题的挑战。

一是氨的体积能量密度较低。与车船用柴油相比，为使船舶、车辆达到相同的续航里程，氨燃料所需要的燃料舱的体积约为传统燃油舱的3倍。

二是氨着火温度高，燃烧不易，需要其他燃料引燃。氨燃烧所产生的温室效应较强的氮氧化物（NOx），需要安装针对NOx的选择性催化还原处理装置。日本邮船于2023年5月完成了全球首台四冲程氨发动机燃料稳定燃烧陆上试验，测试的混合燃料中的氨燃料占比达80%，试验证实了一氧化二氮（N2O）和未燃烧氨的排放量几乎为零。日本三菱在小型燃气轮机上的氨直接燃烧试验结果表明，氮氧化物排放可满足尾气排放要求。

三是氨具有一定的毒害性。氨直接接触人体会刺激和烧伤皮肤，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。车船设计时需考虑避免氨燃料泄漏等安全措施。

四是氨具有腐蚀性。接触氨蒸气与空气混合物会引起船舶货舱、车身钢架的腐蚀，导致车船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舱材料。

随着全球碳税政策的持续优化与推广实施，氨燃料发动机实现绿色安全稳定运行，当绿电价格随新能源技术进步降至0.20CNY/kWh左右，车船燃料碳关税价格超过100EUR/t时，全球绿氨车船燃料将迎来大发展，绿氨作为零碳燃料在重型卡车和远洋船舶行业将越来越具有成本竞争力，见表4。

2.3.2绿氨用作储氢载体的竞争力分析

氢储能是一种新型储能，包括直接储氢或者转换为氨等衍生物进行储存。氨作为储氢载体使用，需要经历氨合成、液化、运输及再次提取气态氢等过程，氨-氢转化全过程工艺技术成熟。

《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要拓展氨储能应用领域，开展依托可再生能源制氨等更长周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。氨的合成能耗与氢气的液化能耗相当，但相同体积液氨含氢元素量更高，同体积液氨比液氢多60%的氢元素。氨目前已实现更安全的运输、储存和更便利的应用，未来作为储氢能载体具有相当的竞争力。

目前，氢气储运方式主要有高压钢瓶储运、管道气态加压输送、低温液态氢储运、液态有机物储运、液氨储运和金属固态氢储运等六种，见表5。

其中，管道气态加压运输成本最低，适用于氢气大通量长距离陆上运输，但氢气管道投资大，对安全性要求高，项目审批难度大。当前国内加氢站尚未普及，氢气管道大通量长距离运输的成本优势发挥不出来。随着氢能产业逐步发展，管网终将成为氢气低成本运输方式的最佳选择。

高压钢瓶储运是将氢气压缩于高压容器中，在各种储氢方式中产业化条件最为成熟，适用于400km以内中短距离氢气储运。当前储氢钢瓶有20MPa、35MPa和70MPa三种压力等级，钢瓶压力越高，单位储运成本越低。

金属固态氢储运是以金属氢化物形式吸附氢，再加热氢化物释放氢，适用于氢气长距离储运，但由于单位质量储氢密度低、技术尚未成熟，产业化还需时日。

低温液态氢储运是氢气在-253℃或10~15MPa条件下液化储存与运输，液化成本较高，占储运成本80%以上，适用于氢气大宗长距离储运，目前由于液氢储存环境较为苛刻，液氢国内仅用于航天工业，相关民用标准陆续发布。

液体有机氢载体储运是通过加氢形成饱和环状化合物，储运后再脱氢提取氢气，适用于氢气大宗长距离储运，且安全性较高，但为降低氢储运全周期成本，避免返程运输，芳香环载体需异地消纳。

液氨储运是通过氨合成、液化、运输及再气化提取氢气，氨在-33℃或1MPa条件下液化，加氢/脱氢成本占比85%以上，对运距不敏感，适用于大宗氢气中长距离储运，尤其是远洋运输，是未来氢气储运最具潜力的方式之一。

2.3.3绿氨用作发电燃料的竞争力分析

中国燃煤发电产生的CO2排放量约占排放总量的三分之一。由于氨燃烧不产生CO2，掺氨燃烧可以利用现有燃煤电厂设施，无须对锅炉主体进行大改造，是目前燃煤电厂降低二氧化碳排放的有效措施。

国家能源集团2021年完成了燃煤锅炉氨煤混合燃烧试验，在氨混烧比例达到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且大幅降低NOx。同时，提高锅炉燃烧室压力、加入少量水和在烟气循环气流中加入少量还原剂NH3可有效降低氨在锅炉中燃烧排放的NOx。

当前，可再生能源不丰富、火力发电占比较高的国家是氨掺混燃烧发电的主要推动者，主要以日本为代表。日本三菱动力公司正在开发40MW完全用氨为燃料发电的燃气轮机，计划2025年后投入商业使用。

未来随着绿氨成本下降至0.20CNY/kWh左右，且国内碳税预测价格在120~160 CNY/t的条件下，氨燃料电站将可平价代替LNG或燃煤电站，见表6。

氨作为燃料，以燃料电池的方式发电，相比氨直接燃烧具有更高的热效率以及更低的噪声，是未来具有产业化潜力的技术路线。按照供氨方式的不同，可以分为直接氨燃料电池和间接氨燃料电池，目前都处于研发和产业化初期阶段。

2022年初，我国自主研发的首座3kW级氨燃料电池发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制氢，供应氢燃料电池发电，属于间接氨燃料电池。

2.3.4绿氨用作化工原料的竞争力分析

未来随着“双碳”政策不断推进，降低化石能源消费总量及消费过程中的碳排放强度是必然趋势。绿氨作为具有潜力的绿色氮肥以及绿色化工品的主要原料，将有力推动“绿氨+绿肥”、“绿氨化工”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的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》中提出，要扩大工业领域氢能替代化石能源应用规模，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替代的应用空间。

化石原料合成氨与绿氨工艺的主要区别在于制氢方式的不同，在不考虑合成等后续工艺差异的情况下，两者成本比较主要体现在化石能源制氢与绿电制绿氢的成本对比上。

绿氢成本是影响绿氨作为化工原料发展的关键要素。毕马威研究认为，绿氨成本下降的90%的潜力来自绿电成本下降。随着我国风光电氢氨一体化技术的成熟和大规模商业化产线的建成，未来绿电成本有望进一步下降。《中国2050年光伏发展展望》预测，到2035年，我国新增光伏装机发电成本将降至0.20CNY/kWh。

随着未来世界各国碳排放交易体系的落地和完善，高昂的碳成本和碳税将有助于绿氨取得成本优势。当绿电价格为0.18~0.22CNY/kWh时，绿氨在国内初步具备与传统合成氨竞争的可能，见表7。

绿氨产业正处于起步阶段，在全球范围内尚未形成规模，下游产业配套的技术与市场有待成熟。与化石能源为原料的合成氨相比，预计在2035年前绿氨作为化工原料使用还未形成有效竞争力，以天然气为原料的低碳氨作为过渡时期的低碳能源，可在车船燃料、氨燃料发电等领域市场培育期间具备较强的竞争力。

3、我国绿氨产业发展建议

一是持续开展绿氨技术创新，积极开发电解水制氢与合成氨新技术、新工艺，并加快产业化进程，促进绿氨产业发展。随着催化和表面科学的不断进步，使人们能够更深入地研究催化合成氨的反应机理，推动了多相催化、电催化、光催化、等离子体催化以及化学链技术合成氨的不断发展。中国科学院研究团队直接利用可再生电力在电解装置中电催化还原N2合成NH3已引起了业内的广泛关注。

这项技术省去电解水制氢的过程，通过直接或间接的方式将氮气电还原生成氨。其合成反应是通过电化学还原来驱动的，而氢源来自于水，完全脱离Haber-Bosch工艺过程。同时此过程反应条件温和，原料来源丰富，比Haber-Bosch工艺减少约20%的能耗，非常具有发展前景。同时，高效电解水制氢与低温低压合成氨新技术耦合，可进一步降低绿氨生产能耗，这些都是绿氨技术发展的重要方向。

二是积极发展绿氨下游产业链，开拓绿氨下游应用新领域，制定绿氨产业发展支持政策，发挥国内产业上下游一体化优势，支撑绿氨产业可持续发展。紧跟国际绿氨产业发展步伐，发挥绿氨“零碳燃料”的绿色环保优势，优先发展绿氨在船用燃料领域的产业链，在可再生资源获取、碳交易、税收等方面给予更多政策优惠，鼓励国内上下游相关企业联合攻关，推动氨燃料发动机装备研发、氨燃料船舶设计，以及液氨储运与加注等配套设施建设发展。

三是建立绿氨产品绿色认证体系与行业标准。对标欧盟绿氨产业相关政策，建立我国的绿氨产品的碳足迹认证体系，以及绿氨产品行业标准，制定绿氨产品市场准入与认证机制，大力培育绿氨产品国内与出口市场。

 

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