付賢智院士長期從事光催化領域的基礎與應用研究。他在《Engineering》雜志發表的一篇文章探討了氫氨結合路徑對氫能源發展的巨大扶持作用：發展以氨為儲氫介質，不僅有望解決傳統高壓儲運氫的難題，還將貫通可再生能源、氫能和傳統產業，開發出一條符合我國能源結構特點的“氫-氨”綠色循環經濟路線，這對保障國家能源環保安全和社會經濟可持續發展具有重要意義。

若要實現氫能產業的大規模應用，面臨的挑戰主要是低成本高效能的燃料電池技術和安全高效的氫氣儲運技術。其中氫氣儲運難和安全性差是制約氫能產業發展的主要“瓶頸”。要突破氫能產業發展的瓶頸，亟需結合中國能源及產業結構特點，發展成熟、安全、高效的特色儲運氫的路線及其配套產業鏈。

氨產業爆發式發展

氨（NH3）是關系國計民生的基礎化工原料，廣泛用于化肥、環保、軍事、制冷等領域。同時，氨作為高效儲氫介質，具有以下顯著優勢：

高能量密度。氨的體積能量密度約為13.6 MJ/L，1L液氨=4.5L高壓氫（35.0MPa）=1200L常溫常壓氫。

液化儲運成本低。氨只需加壓至1.0MPa即可以液態形式儲運，一輛液氨槽罐車載氨量可達30t（約含5.29t氫），載氫量較長管拖車（載氫量不到400kg）提高1個數量級，因此運氨成本（約0.001元/kg·km）也較運氫成本（0.02~0.10元/kg·km）呈數量級降低。

無碳儲能。氨成熟的技術體系、標準規范及低成本合成、存儲和運輸，可實現季節性、遠距離、“無碳化”的“氨-氫”儲能。有研究表明，在目前主要研究的幾類電制液體燃料技術（液氫、液氨、液化天然氣、甲醇、有機液態儲氫）中，電制氨的成本最低，效率僅次于其他電制液體燃料技術。

安全性高。氨的火災危險性僅為乙類，爆炸極限（16%~25%）較氫（4%~76%）更窄，因此更安全。其刺激性氣味是可靠的警報信號。

因此，發展以氨為儲氫介質，有望解決傳統高壓儲運氫的難題。

氨能利用分為傳統行業和新能源行業兩種。氨能在化肥、軍工、環保、制冷等傳統行業已得到廣泛應用，是關乎國計民生的基礎化工產業。近年來，在氨制氫、氨燃料電池、氨內燃機/燃氣輪機等新能源領域，氨能利用迅速發展，用于實現氫能終端、氨能發電、氨能燃料等產業應用的無碳排放。

2021年3月，日本成功實現了70%的液氨在2000千瓦級燃氣輪機中的穩定燃燒，并能同時抑制氮氧化物產生。參與此課題的IHI公司表示，有信心在2025年之前實現氨燃氣輪機商業化。2021年10月啟動的JERA公司氨能發電示范項目，就是IHI公司與JERA公司的合作。三菱重工公司則正開發4萬千瓦級的100%氨專燒燃氣輪機，計劃在2025年以后實現商業化，引入發電站。

韓國也在推動液氨發電及氨氫混合發電技術聯合研發與產業化，一種“雙燃料綠色氨”發電模式正處于快速開發階段。中國國家能源研究院與皖能集團聯合開發的8.3MW純氨燃燒器，驗證了火電摻氨燃燒發電項目的可行性。此外，氨動力船舶技術也在飛速發展，韓國研發了以輕質柴油與氨為雙燃料的8000t級氨動力加注船，完成了以液化石油氣與氨為雙燃料的超大型液化氣運輸船設計；日本住友商事與大島造船正在聯手打造全球首艘8×104t級氨動力散貨船；挪威正在推進氨動力船及海上氨燃料加注技術研發，建立氨燃料加注網絡，實現氨能航運的全產業鏈無碳化；上海船舶研究設計院自主研發設計的中國首艘氨動力7000車位汽車運輸船獲得挪威船級社頒發的原則性認可證書。

氫氨融合發展的可行性

初步估算表明，利用氨作為儲氫介質具有顯著經濟性。例如：

如果采用氨分解制氫現場為加氫站供氫，可將加氫站的加氫成本降至35元/kg以下；

若開發耦合“氨制氫-燃料電池”的間接氨燃料電池技術，實現用戶終端“氨變電”（NH3-to-power），發電成本約為1元/kW·h或乘用車燃料成本約為25元/100km，并使現有氫燃料電池系統的續航能力提升近1倍；

若采用氨作為車用燃料加注，加油站僅需稍加改造即可用于加氨，預計加氨站的改建成本較加氫站的建設成本可降低1個數量級。依照2050年中國建成1萬座加氫站的目標，可節約近千億元的基礎設施建設投資。

合成氨已有一百多年發展歷史，氨的生產、儲運及使用已形成了完備的產業鏈、行業標準及安全規范。合成氨包括灰氨、藍氨、綠氨3種合成工藝。灰氨合成工藝指由天然氣蒸汽重整氫氣及空氣分離的氮氣再通過傳統哈伯法合成氨，該工藝已沿用上百年，但其高溫高壓條件造成巨大能耗，且伴隨大量CO2溫室氣體排放。藍氨合成工藝與灰氨基本相似，但會對工藝流程進行碳捕集與封存。綠氨合成工藝主要指全程以可再生能源為動力開展的電解水制氫及空氣分離制氮再通過哈伯法制氨。

按照我國每年5000萬噸的氨產量（其中80%來自煤制合成氨，20%來自天然氣合成氨）來計算，2030年合成氨工業將排放2.7億噸CO2。我國是可再生能源裝機容量最大的國家，但因光伏、風電和水電等可再生能源存在間歇性、波動性和季節性等缺點，導致存在大量“棄風、棄光和棄水”現象。2019年，我國棄風、棄水、棄光電力合計約720億kWh，其中棄風、棄光電量總和約為215億kWh；2020年，我國棄風、棄光現象主要集中在“三北”地區，其中甘肅棄風率最高為13.8%，西藏棄光率最高為25.4%。發展可再生能源光解/電解水制氫耦合合成氨技術，可實現可再生能源電力的“消納和調峰”，實現低成本、跨地域長距離存儲運輸，并與豐富的氨下游產業相結合。

因此，發展氨為儲氫介質，通過液氨實現大規模的氫氣運輸，可貫通可再生能源、氫能和傳統產業，開發出一條符合我國能源結構特點的“清潔高效氨合成→安全低成本儲運氨→無碳高效"氫-氨"利用的全鏈條“氫-氨”綠色循環經濟路線，對保障國家能源環保安全和社會經濟可持續發展具有重要意義。

在氫氨融合技術路徑方面，國家已出臺相關鼓勵政策。2022年4月，科技部發布《國家重點研發計劃“先進結構與復合材料”等重點專項2022年度項目申報指南》，提出包括分布式氨分解制氫技術與灌裝母站集成、氨燃料電池到摻氨清潔高效燃燒等與氨有關的技術。《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出依托可再生能源制氫（氨）的氫（氨）儲能等試點示范，將探索風光氫儲等源網荷儲一體化和多能互補的儲能發展模式列入“十四五”新型儲能區域示范。

風光氫氨一體化實踐

可再生能源耦合轉換成“綠氨”能源系統由水力發電系統或風力發電系統或太陽能發電系統、電解水制氫裝置、氫能儲存、變壓吸附空分氮裝置、合成氨系統和氨裂解制氫組成，這個過程核心是可再生能源耦合發電制氫技術。

眾多研究表明，在發電機組容量相同時，風、光或水互補發電制氫儲能系統相較于單一可再生能源可以獲得比較穩定的輸出，系統有較高的穩定性和可靠性，同時可大大減少儲能蓄電池的容量，很少或基本不用啟動備用電源如柴油發電機組等，可獲得較好的社會效益和經濟效益，符合脫碳減排理念。

高陽等，2022年在《浙江沿海地區可再生能源制氫的成本研究》中，分析了可再生能源制氫方案中風電、光伏與制氫設備的配置方案并測算了制氫成本，成本分別為34.18～36.56元/kg和41.07～42.82 元/kg，并且還分析了光伏結合谷電制氫的可能性，計算得出制氫成本約為25.56～26.95元/kg，具有較好的經濟性。

李志軍等，2022年在《可再生能源轉化為氨氫能源體系技術和經濟性分析》中，以四川省涼山州可再生能源電解水制氫、空分制氮為原料生產30萬t/a合成氨裝置為例，裝置總投資134935萬元，按液氨生產消耗定額和消耗品的市場價，其中電價按四川上網價0.18元/kWh計，計算“綠氨”單位生產成本為1672元/t，具有很高利潤空間。

影響合成氨生產成本主要因素是電價。當電價為0.3元/kWh時，“綠氨”生產成本是2829元/t，加上運輸成本（每噸約270元），剛好與液氨市場價3100 元/t持平。如采用可再生能源的“四棄”，電價為0.1元/kWh時，經濟效益可達到近2000元/t的利潤。

當采用“可再生能源制“綠氨”+氨運輸體系+分布式氨裂解制氫”時，終端用氫成本優勢巨大。當采用可再生能源電價為0.1元/kWh，每噸“綠氨”成本為900.55元，考慮運輸成本（每噸約270元），終端用每噸液氨成本是1170.55元，采用分布式氨裂解制氫每公斤成本為18.13元，每公斤氫氣利潤約50%，有16元利潤空間，經濟效益很明顯。

通過“綠氨”運輸體系，建立可再生能源合成氨氫系統。以清潔且資源量豐富的可再生能源為動力進行氨的合成，通過氨的運輸網絡，采用分布式供氫或點供，能解決氫能社會的氫能源供應體系，真正建立可再生能源儲存體系。因此，建立可再生能源-氨氫體系，能降低化工和能源板塊的化石能源消費的比重，助力實現我國碳達峰、碳中和目標，符合我國綠色低碳的能源發展方向。