不同应用场景下新能源制氢合成绿氨经济性分析
在碳中和路径中，绿氨是合成氨工业实现碳减排的重要途径，也是解决大规模风光电力消纳的可选路径。对合成氨制备工艺进行梳理，并分析新能源制氢合成绿氨的经济性，对氨能作为清洁原料、电厂燃料和船舶燃料三大应用场景进行研究，重点就新能源制氢合成绿氨在不同应用场景下的竞争力进行了研判。研究结果表明，绿氨作为清洁原料和船舶燃料的应用场景具有一定的经济效益，且作为船舶绿色燃料的发展空间巨大；但作为电厂燃料的应用场景，则难以从减碳上获得经济效益。
据据中国氮肥工业协会统计，2022年中国合成氨产量近6096万吨，碳排放总量约2亿吨。随着我国风光装机比例的快速爬升，弃风弃光储能问题将越发凸显，就要求我们积极探索解决新能源消纳的新路子；将可再生能源电解水制得的绿氢，与氮气结合成绿氨成为国内外探索的重要方向。以绿氨为介质，将新能源电力进行高效、大规模存储，既可作为清洁原料，又可作为清洁燃料。作为清洁原料时，用于制造氮肥和复合肥料，例如尿素、硝酸铵以及各种含氮复合肥等，约占合成氨总用量的80%，其余主要用作其他化工产品的原料。作为清洁燃料时，一方面，在电力缺口时通过煤电混氨掺烧或者氨燃气轮机释放低碳电力，在碳减排效益外，兼具储能效益，发挥提升新能源消纳、保障电力系统安全稳定的重要功能。另一方面，通过氨内燃机或者氨燃料电池，在船舶领域应用，实现航运业的CO2减排。
由此可见，氨从传统的农业化肥领域向能源领域拓展，以一种全新的基础能源形式存在，既可以作为载氢体，解决氢能低成本运输瓶颈问题，又可以作为无碳燃料直接应用，是实现高温零碳燃料的重要载能体。在双碳战略目标下，氨的多元化属性被激活，但氨的生产还完全不是绿色、高效的。要实现绿氨产业化，面临的最直接问题就是具有一定竞争力的经济成本。正基于此，本文就新能源制氢合成绿氨在不同应用场景下的竞争力展开了研究分析。
01 合成氨制备工艺分析
目前，合成氨的制备主要有哈伯法（Haber-Bosch）、电化学法、低温低压法等工艺。整体来看，哈伯法是目前最为成熟可靠、使用最普遍的合成氨技术。电化学法是目前绿氨技术中关注度较高的路线，但尚处于实验研发阶段，距离工业化尚有时日。低温低压法主要有光催化法合成氨、电催化法合成氨、生物酶法合成氨、光电协同法合成氨、循环法合成氨、等离子体法合成氨等技术路线，受反应效率等限制，尚处于研发阶段。
1913年9月，世界上第一座合成氨装置投产，其采用哈伯法发明的催化合成氨技术，被认为是20世纪催化技术对人类最伟大的贡献之一。经过100多年的发展，合成氨工业取得了巨大的进步，压力大幅降低，能耗随着降低。单套生产装置的规模已由当初的日产合成氨5t发展到目前的年产百万吨级，反应压力已由100MPa降到了10～15MPa，能耗也已接近理论能耗，未来哈伯法优化的空间较小。
我国大型合成氨厂均采用8.0～22.0MPa低压合成技术，已经自主掌握了10万Nm3/h大型空分、大型煤气化技术、30万吨/年以上大型合成氨技术等。我国合成氨主要是煤制合成氨，约占总产能的75.5%，其余主要为天然气原料，约占总产能的21.4%。随着双碳战略实施，未来合成氨领域，降低碳排放强度的主要措施包括节能减排、CCUS、与绿氢耦合等。
02 新能源制氢合成绿氨的经济性分析
本文以哈伯法技术为基础，开展新能源制氢合成绿氨经济分析（见表1、表2）。假定项目装置规模：8.4万Nm3/h电解水、2.5万Nm3/h空气分离、4.2万m3氢气储罐、40t/h合成氨；产品产量：合成氨产量28万吨/年，氧气产量3.4亿m3/a，蒸汽20万吨/年；未考虑副产品氧气收益。
表1 新能源制氢合成绿氨成本测算
表2 不同电价下绿氨成本构成比例
从表1和表2可以看出，电价是影响合成氨成本最为关键的因素，生产运维成本和折旧/摊销/利息成本两者相当。随着电价的提高，原料成本占比也逐步攀升，在新能源成本电价0.13元/kWh时，新能源电价成本占合成氨生产成本的2/3。在新能源电价0.1~0.2元/kWh时，生产合成氨的全成本区间范围是2275~3563元/吨。
03 绿氨不同应用场景下的竞争力分析
绿氨应用场景主要分为清洁原料、电厂燃料和船舶燃料三大类。
3.1 绿氨作为原料情景下的竞争力分析
氨能作为清洁原料，主要就是实现绿氨对灰氨的替代。煤制氨的吨产品碳排放量约为4.2吨，在煤炭价格800元/吨时，煤制合成氨的生产成本约为2200元/吨；当碳价在60～500元/吨范围变化时，灰氨的总成本为2452～4300元/吨；新能源成本电价0.13元/kWh对应的绿氨成本为2643元，与碳价为100元/t对应的灰氨生产成本相当，详见图1。
从合成氨市场价格来看，2021年前基本在3200元/吨上下小幅波动；自2021年开始随着煤炭不断涨价，合成氨价格逐渐攀升，最高达到5300元/吨；进入2023年，合成氨价格又快速回落，当前液氨主产区处于3000元/t的市场价。由此可见，绿氨作为替代煤制合成氨的路线，降低绿氨成本的重点是降低绿电价格，再考虑一定的减碳效益，绿氨与灰氨相比是具有竞争力的，长期来看，也是具有市场经济效益的。
图1 绿氨作为原料情景下考虑减碳效益与灰氨的竞争力对比
3.2 绿氨作为电厂燃料情景下的竞争力分析
（1）燃煤锅炉掺氨燃烧技术
混氨燃烧技术，利用氨气替代一定比例的煤粉，掺混后进入锅炉共同燃烧，并通过控制火焰的轴向温度和空燃比，抑制火焰内氮氧化物生成。国家能源集团燃煤锅炉混氨燃烧技术，通过中国电机工程学会与中国石油和化学工业联合会组织的技术评审，在国际上首次实现40MW等级燃煤锅炉氨混燃比例为35%的中试验证，研究已初步表明，燃煤锅炉混氨燃烧对机组运行的影响很小，燃料燃尽和氮氧化物排放可优于燃煤工况。合肥综合性国家科学中心能源研究院、安徽省能源集团有限公司，在皖能电力所属的皖能铜陵发电有限公司300MW燃煤机组中，大比例掺氨燃烧试验实现了最高掺氨35%的平稳运行，最大掺氨量大于21t/h，氨燃尽率达到99.99%，氨逃逸率低于2mg/m3，排烟氮氧化物（NOx）浓度可控可降，锅炉效率与燃煤工况相当。
（2）绿氨作为电厂燃料用于燃煤掺氨的经济性分析
氨作为燃料用于燃煤掺氨发电系统时，与吨氨热值对应的标煤量为0.64吨，排放CO2 1.65吨。在绿电价格为0.1元/kWh时，绿氨的全成本为2275元/吨（含税价），只有当标煤价达到2500元/吨、且碳价为500元/吨时，与吨氨热值对应的标煤价和碳价之和2414元/吨，才略高于绿氨的全成本，如图2所示。由此可见，燃煤掺氨难以从减碳上获得经济效益。
图2 绿氨作为电厂燃料情景下考虑减碳效益与煤炭的竞争力对比
（3）氨储能+燃煤掺氨燃烧发电路线的适用性分析
从储电效率看，氨储能+燃煤掺氨燃烧发电的整体效率低于其他储能技术。综合新能源电解水制氢、合成氨、混氨燃烧发电全过程，受燃烧发电效率相对较低影响，全流程储能效率约25%，即4kWh新能源电力经此路径后可释放出1kWh低碳电，而抽水蓄能效率约为75%，电化学储能效率超过80%。
从运行应用看，相比CCUS，氨储能+燃煤掺氨燃烧发电的适应性较好。一是氨储能对地理地质条件要求较低，在满足安全标准要求前提下，增大液氨存储即可实现长时储能，同时燃煤掺氨发电可为电力系统提供转动惯量和灵活调节资源。二是对于剩余运行寿命较短或者拟转应急备用电源的燃煤电厂，相比于新建一套CCUS全流程系统，从设备利用率、运行灵活性和投资经济性角度看，“绿氨”掺混更具备优势。三是对于缺乏CO2埋存适宜地理地质条件或碳资源化利用条件的区域，液氨掺烧为燃煤电厂提供了一条灵活可行的减碳技术路径。
3.3 绿氨作为船用燃料情景下的竞争力分析
0.1 氨内燃机技术
由于氨的燃烧温度达600℃以上，且燃烧速度慢，在作为车用燃料时通常需要使用助燃剂；氨在在实际燃烧过程中难以避免NOx的产生，如何处理尾气是氨作为发动机燃料面临的主要挑战。
氨燃料内燃机技术是实现船舶动力绿色转型的重要路径，在氨燃料的应用方面有公开报道的公司主要是德国MAN公司和芬兰瓦锡兰公司。MAN公司将用于LPG燃料的双燃料产品平台ME-LGIP系统,直接用于氨气燃料的应用测试；瓦锡兰公司的氨气应用开发工作主要基于其W31DF发动机上开展了氨-天然气掺烧试验。国内东风公司与清华大学联合开发的氨柴车用重型发动机，依托东风13L龙擎动力总成平台，采用预混引燃技术实现稳定高效燃烧，采用液氨后处理技术，实现了稳定高效的燃烧和更低的排放控制。一汽解放和佛山仙湖实验室合作的氨氢融合直喷零碳内燃机成功点火，是国内首台氨氢融合直喷零碳重型商用卡车内燃机。
0.2 绿氨和甲醇作为船用燃料的减排潜力分析
依据热功当量和卡诺循环定律，内燃机效率就是消耗一定的热能产生一定的有用功；假定不同燃料，如燃料油、甲醇和液氨，具有相同的内燃机效率，产生相同的有用功，就需要消耗相同的热能。在不考虑甲醇、液氨和燃料油上游生产过程CO2排放的前提下，表3分析了3种燃料提供动力过程的参数对比情况。由于液氨燃烧不产生CO2，属于零碳燃料，具备减排潜力；但为了获取等量的热值，液氨容积是燃料油容积的3.2倍，液氨质量是燃料油质量的2.35倍。从CO2排放因子来看，提供相同的热值，采用均值计算的燃料油CO2排放量仅仅比甲醇CO2排放量多1%；但为了获取等量的热值，甲醇容积是燃料油容积的2.4倍，甲醇质量是燃料油质量的2.26倍；在相同载货量下，甲醇船比燃料油船自重更大，就需要消耗更多的燃料，导致排放更多的CO2。由此可见，甲醇替代燃料油作为船用燃料，并不具备碳减排潜力。
表3 绿氨和甲醇作为船用燃料的相关参数表
0.3 绿氨作为船用燃料与燃料油的经济性分析
作为船用燃料，与吨氨热值对应的燃料油量为0.418吨，排放CO21.33吨；在燃料油价为5000元/吨、当碳价从60～500元/t变化时，与吨氨热值对应的燃料油价和碳价之和为2170～2756元/吨；新能源成本电价0.1元/kWh对应的绿氨成本为2275元，与碳价为100元/吨对应的吨氨热值对应的燃料油价和碳价之和相当；新能源成本电价0.13元/kWh对应的绿氨成本，与碳价为400元/t对应的吨氨热值对应的燃料油价和碳价之和相当，如图3所示。整体来看，在绿电价格0.1～0.2元/kWh时，绿氨成本处于燃料油价格5000～7000元区间范围内。由此可见，绿氨作为替代船用燃料路线，考虑减碳效益，是具有一定经济潜力的。
图4 绿氨作为船用燃料情景下考虑减碳效益与燃料油的竞争力对比
0.4 绿色船用燃料的发展潜力
2022年，国际海事组织IMO推测全球燃油需求总量2.189亿吨；这个数据是按照吨位在5000吨以上规模、从事国际贸易的船舶消耗量进行统计；考虑到低于限制吨数或从事国内航运的船舶需求量未计算在内，全球燃油需求总量的实际数据会更高。按热值折算全球航运燃料消耗量约对应的绿色甲醇量约5亿吨，对应的绿氨量约5.3亿吨；而2022年，全球甲醇产量约1.3亿吨，合成氨产量约1.9亿吨。由此可见，船用绿色燃料发展潜力巨大。
04结论
1.合成氨工艺技术总体较成熟，以哈伯法为主。在合成氨行业要落实双碳战略目标和新能源消纳途径双重背景下，新能源制氢合成绿氨是当前最为现实可行的路径选择。绿氨的成本主要取决于电解水制氢成本，制氢成本的关键影响因素是新能源电价，电价占合成氨成本的60%~80%，新能源电价的降低是绿氨产品具备经济竞争力的核心要素。
2.作为化工产品，绿氨作为灰氨替代路线，随着新能源电价的下降，再考虑减碳效益和副产氧的收益，绿氨是有竞争力的，也是有经济效益的。
3.作为电厂燃料，混氨燃烧在技术上可行。采用绿氨作为电厂燃料用于燃煤掺氨发电，只有当标煤价达到2500元/吨、且碳价为500元/t时，与吨氨热值对应的标煤价和碳价之和才略高于绿氨的全成本。燃煤掺烧绿氨，难以从减碳上获得经济效益。但是，氨作为载氢体可以作为长时储能；对于剩余运行寿命较短或者拟转应急备用电源的燃煤电厂，“绿氨”掺混，相比新建一套CCUS设备，或许更具优势。
4.作为船用燃料，绿氨与甲醇相比，是更具备CO2减排潜力。绿氨替代燃料油，作为船用燃料路线，考虑减碳效益，是具有一定经济效益的，且发展空间巨大。
