“雙碳”背景下氫-氨儲運技術(shù)與經(jīng)濟性淺析

吳全，沈玨新，余磊，陳霞，艾勇，陳嘉琦，薛慧勇

中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院

0 引言

氫能是一種理想的清潔能源，加快氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展是助力中國實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標的重要路徑［1］。2022年3月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布了《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，將氫能正式納入中國能源戰(zhàn)略體系。據(jù)預測，中國2050年氫能需求量可能達到 6 000×104t［2］。

然而，全球氫使用量的擴大受到成本、效率、安全性等一系列因素的困擾，尤其氫氣的遠距離儲運是行業(yè)的主要難點［3］。在此背景下，液氨作為一種氫的衍生物，由于其儲氫密度高、易于儲運，同時也是一種零碳燃料，逐漸受到業(yè)界青睞。目前，日本、韓國、澳大利亞等國均已在積極布局“氨經(jīng)濟”。利用可再生能源電解水制氫后，通過“氫-氨-氫”或“氫-氨”流程完成“綠氫”的儲存和運輸。

本文將對氨的主要應用、氫-氨儲運模式的技術(shù)和經(jīng)濟性以及主要挑戰(zhàn)等進行初步分析，探討這一模式在未來規(guī)?；瘹淠軆\中的發(fā)展?jié)摿Γ瑸檫M一步完善中國氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃提供參考。

1 氨的主要性質(zhì)及儲運方式

氨，是氮和氫的化合物，有時也稱為合成氨。在氫能載體中，氨的體積含氫量達到121 kgH2/m3，是液氫的 1.7倍，是甲基環(huán)己烷（MCH，一種典型的液體有機氫化物）的2.6倍（見表1）。同時，氨的儲存溫度和壓力要求遠低于液氫和壓縮氫氣，在常溫、0.8 MPa左右的低壓或常壓、-33 ℃的低溫下即可液化作為液體運輸和儲存。此外，氨可以直接用作燃料，其熱值約為同體積下LNG（液化天然氣）的55%。

表1 氨和液化甲烷及部分氫能載體的物理特性值

在安全性上，液氨不易燃燒，爆炸風險低。但由于氨具有強腐蝕性，且極易溶于水，再加上高氣化潛熱的特性，直接接觸液氨會導致難以治愈的嚴重化學燒傷；另外，吸入一定濃度的氨會影響呼吸系統(tǒng)，并損傷眼睛和鼻黏膜。GB/T 536—2017《液體無水氨》將液氨劃為強腐蝕性有毒物質(zhì)，美國交通部將液氨分類為不易燃液體和吸入危害物。

氨通常以液體形式運輸和儲存，其儲運技術(shù)成熟。目前，全球氨貿(mào)易量僅占其總產(chǎn)量的10%左右，大部分氨均在產(chǎn)地就近消費，中短距離運輸通常為公路和鐵路罐車運輸方式，大多數(shù)采用全壓式常溫槽罐。

液氨管道運輸不易受天氣和交通條件影響，效率較高，目前主要在美國有較大規(guī)模的應用。美國的輸氨管網(wǎng)始建于1960年代，迄今為止已建管道總里程約5 000 km，其中最長的一條是由Nustar Energy（紐星能源公司）經(jīng)營的海灣中央管道系統(tǒng)，長度達3 200 km，從墨西哥灣的氨進口端一直延伸至中西部玉米種植地區(qū)［4］。該管道設(shè)計管徑為150～250 mm，收集支線連接了7座氨合成廠，分配支線連接至36座大型中轉(zhuǎn)儲庫；最大操作壓力為9.8 MPa，運輸能力達225×104t/a。

遠洋或沿海長距離的氨運輸一般采用冷凍型氨運輸船，船上配備了制冷設(shè)施用來處理蒸發(fā)氣；一些氨運輸船還用于裝載其他液化氣體，特別是LPG（液化石油氣）。據(jù)美國的液氨管道運行經(jīng)驗，在100 km以內(nèi)，管道運輸費率與鐵路和公路運輸差距不明顯，運輸距離越長，管道運輸優(yōu)勢則越大（見圖 1）。

圖1 液氨陸路運輸方式經(jīng)濟性對比圖［5］

在儲存方面，目前液氨儲罐有冷凍型、半冷型、全壓型等3種類型。冷凍型和半冷型儲罐設(shè)有保冷和氨蒸發(fā)氣回收系統(tǒng)，一般適用于大容量儲存。全壓型儲罐是在液氨無保溫和制冷條件下的儲存方式，設(shè)計壓力一般高于1.8 MPa，一般采用球罐或水平圓柱形臥罐結(jié)構(gòu)；受罐體制造的技術(shù)經(jīng)濟性所限，液氨帶壓儲存單罐容量一般不超過5 000 t，適用于中小規(guī)模儲存。

2 氨的新應用及其技術(shù)發(fā)展情況

氨用途廣泛，在化肥領(lǐng)域已有100余年的應用歷史，至今全球約80%的合成氨仍用于化肥生產(chǎn)。此外，氨也被工業(yè)部門用作化工原料和制冷劑。

在全球碳減排的背景下，為降低化石能源的消耗和對生態(tài)環(huán)境造成的負面影響，氨作為能源載體的研究近年來得到迅速發(fā)展，特別是氨直接利用技術(shù)的進步可能使氨成為一種重要的二次能源，在航運、航空、發(fā)電、電網(wǎng)儲能和規(guī)?；闾寄茉闯隹诘阮I(lǐng)域獲得廣泛應用。以氨供氫、以氨代氫成為氫能的發(fā)展趨勢之一，業(yè)界也將氨稱為“另一種氫”或“氫2.0”。

2.1 氨燃料電池

氨燃料電池可根據(jù)供氨方式的不同分為直接氨燃料電池和間接氨燃料電池［6］。直接氨燃料電池可分為SOFC（直接氨固體氧化物燃料電池）、直接氨堿性燃料電池、直接氨堿性膜燃料電池等三大類。氨燃料電池可應用于分布式發(fā)電、熱電聯(lián)產(chǎn)、燃料電池汽車等領(lǐng)域。

日本在直接氨燃料電池技術(shù)上領(lǐng)先，京都大學的研究小組發(fā)現(xiàn)，氨直接用作 SOFC的燃料時能獲得與使用純氫作為燃料相同水平的發(fā)電特性；IHI株式會社（簡稱 IHI）成功開發(fā)出一個 1 kW 級氨SOFC系統(tǒng)，并正在繼續(xù)開發(fā)更大規(guī)模的商用氨SOFC系統(tǒng)。中國在間接氨燃料電池上也有突破，福州大學化肥催化劑國家工程研究中心首創(chuàng)了常壓低溫氨分解催化劑，并開發(fā)出氫-氨燃料電池系統(tǒng)，2022年2月，由福大紫金氫能科技股份有限公司開發(fā)的3 kW級氫-氨燃料電池發(fā)電站成功投入發(fā)電。

2.2 氨燃氣輪機

氨應用于燃氣輪機的研究最為廣泛，包括氨氣純?nèi)?、氨氣與氫氣混燃及氨氣與甲烷混燃。在1 MW以下小型燃機領(lǐng)域，目前通過采用加壓、分級燃燒技術(shù)以及常規(guī)的SCR（選擇性催化還原法）脫硝裝置，可以達到99.8%的燃燒效率并滿足NOx排放標準，已具備商業(yè)化應用條件［7］。豐田能源解決方案株式會社成功開發(fā)了50 kW級和300 kW級的氨專燒微型燃氣輪機。在中型燃機領(lǐng)域，IHI開發(fā)了用于甲烷、氨共燒的低NOx排放燃燒器，并完成了使用70%氨在2 MW級燃機發(fā)電中的實證試驗，正在開發(fā)應用于中型燃機的氨專燒技術(shù)。

大型燃機的開發(fā)與中小型燃機不同，沒有采取直接將氨用作燃料的方法，而是利用大型燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機產(chǎn)生的廢熱和催化劑將氨分解生成氫后供給燃燒器。這是因為在大型燃機中，燃燒器的尺寸受限，無法支持氨完全燃燒，并且在高溫燃燒條件下，對NOx的控制更加困難［8］。日本、韓國、美國等都在積極開發(fā)使用氨燃料的發(fā)電用大型燃機，三菱動力正在開發(fā)一種可直接燃燒 100%氨的40 MW級燃機，計劃在2025年實現(xiàn)商業(yè)化。

2.3 氨內(nèi)燃機

氨內(nèi)燃機包括車用和船用發(fā)動機，目前研究熱點和未來發(fā)展方向是船用發(fā)動機。隨著環(huán)保要求越來越高，對船用內(nèi)燃機技術(shù)的發(fā)展提出了新的挑戰(zhàn)，國內(nèi)外的廠家和船東等紛紛看好氨燃料在船舶動力中的應用。歐洲主導了氨燃料發(fā)動機研發(fā)，曼恩能源解決方案公司和瓦錫蘭集團均計劃于 2024年左右推出氨燃料發(fā)動機，并參與了全球多個氨燃料船舶研發(fā)項目；中國和韓國企業(yè)則將重點放在氨燃料船舶的船型研發(fā)，多艘船型設(shè)計已獲得船級社原則性批準；2020年，日本國土交通省發(fā)布《日本航運零排放路線圖》，積極推進氨燃料船的商業(yè)化，除投入氨船用發(fā)動機和船型研究之外，日本企業(yè)還積極布局氨船舶燃料供應網(wǎng)絡。

2.4 氨用于火力發(fā)電燃煤替代

氨的燃燒速度較慢，適合與煤粉混燒。目前日本在燃煤電廠混氨燃燒技術(shù)方面處于領(lǐng)先地位，根據(jù)研究，在燃煤電廠中摻燒20%的氨，可削減約17%的CO2排放［9］。IHI在10 MW級試驗鍋爐中開展了燃燒試驗，結(jié)果表明在 20%的氨混燒率下可以將NOx值抑制在與煤專燒鍋爐相當?shù)乃?。在此基礎(chǔ)上，東京電力公司全資子公司 JERA、IHI、丸紅株式會社、Woodside Energy（澳大利亞伍德塞德能源公司）等 4家公司接受了NEDO（日本新能源產(chǎn)業(yè)技術(shù)綜合開發(fā)機構(gòu)）的委托，進一步在大容量粉煤火電中進行氨混燒的示范應用；JERA負責碧南火力發(fā)電廠1 000 MW機組的運行，IHI負責研究氨在鍋爐中的混燒技術(shù)，丸紅負責運輸氨燃料，Woodside Energy則負責氨制備。日本計劃到2030年用氨替代20%的煤炭供應，2050年實現(xiàn) 100%替代。中國也在積極探索氨、煤混燒技術(shù)，2022年1月，國家能源投資集團有限責任公司首次以35%摻燒比例在40 MW燃煤鍋爐上實現(xiàn)了混氨燃燒工業(yè)應用。

2.5 氨用于工業(yè)鍋爐

工業(yè)爐的大小和類型各不相同，但是工業(yè)爐所消耗的化石燃料數(shù)量巨大，占整體的20%以上。在工業(yè)爐領(lǐng)域中，氨直接利用技術(shù)也取得了成果。日本大阪大學的研究小組進行了 10～100 kW級模型工業(yè)爐的實證研究，在氨專燒和甲烷與氨混燒（30%氨）的測試中，通過多段燃燒技術(shù)和富氧燃燒技術(shù)，可以獲得較好的傳熱性能并有效抑制 NOx排放。2021年 12月，佛山仙湖實驗室聯(lián)合多家企業(yè)發(fā)起成立了先進零碳燃燒技術(shù)聯(lián)合創(chuàng)新研發(fā)中心，成為中國首家開展氫、氨高溫窯爐零碳燃燒技術(shù)研發(fā)的創(chuàng)新平臺。

2.6 氫能載體和儲能

氫能及其衍生物是集中式可再生能源大規(guī)模長周期儲能的最佳途徑。相比氫能，氨能更易于長時間儲存和運輸，這對于可再生能源電力賦存區(qū)與需求區(qū)空間距離較遠的國家和地區(qū)來說，發(fā)展氨能意義尤其重要。日本在2014年啟動的SIP“能源載體”項目中，對液氫、MCH、氨這3種能源載體進行了詳細研究，目前已進入實證階段，旨在通過氫能載體方式從海外引入大規(guī)模零碳能源。澳大利亞、俄羅斯等能源資源富集國家也積極探索規(guī)模化的氫能、氨能出口，以便在未來全球能源供應體系中占據(jù)優(yōu)勢。中國可再生能源電力主要集中在“三北”地區(qū)，消費中心集中在中東部，發(fā)展氨作為可再生能源的儲存和輸送載體具有較大潛力。2022年2月，國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了發(fā)改能源〔2022〕209號《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，明確提出開展依托可再生能源制氫（氨）的氫（氨）儲能等試點示范，滿足多時間尺度的應用需求。

綜上，氨在脫碳經(jīng)濟中具有廣闊的發(fā)展空間，但由于氨直接利用技術(shù)目前大多還處于研發(fā)階段，實現(xiàn)完全商業(yè)化尚需很長一段路。據(jù)Argus（阿格斯公司）預測［10］，2030年前全球氨能利用處于導入期，2030年氨貿(mào)易量有望從2020年的1 870×104t增至2 600×104t，這主要來自日本氨發(fā)電需求和氨氫貿(mào)易需求；此后，航運領(lǐng)域脫碳需求將推動氨市場快速增長，到2050年全球氨貿(mào)易量有望增至2×108～3×108t，這意味著氨儲運基礎(chǔ)設(shè)施規(guī)模要在現(xiàn)有基礎(chǔ)上擴大10～15倍。

3 氫-氨儲運模式技術(shù)經(jīng)濟性分析

氨是二次能源，目前通過煤、天然氣等化石能源合成，未來將主要通過電解水制氫合成氨，其生產(chǎn)成本主要受氫的生產(chǎn)成本影響。生產(chǎn)成本固然是構(gòu)成一種燃料成本的主要部分，但儲運成本也非常重要，尤其是在需要規(guī)?；瘍\設(shè)施來維持穩(wěn)定供應并適應生產(chǎn)和消費的季節(jié)性差異的情況下。本文重點探討在遠距離規(guī)?；瘍\和長時間儲能情景下氫-氨模式的技術(shù)經(jīng)濟性（貨幣單位以人民幣計，美元兌人民幣匯率按6.5）。

3.1 氫能載體遠洋運輸?shù)募夹g(shù)經(jīng)濟性比較

由于氣態(tài)氫不適宜遠洋運輸，對于大規(guī)模氫能進出口項目，需要用到氫能載體，目前比較可行的有 LH2（液氫）、NH3（氨）、LOHC（液體有機氫化物）等3種方案。氫能載體的使用需要經(jīng)歷載體的制備、運輸及再次提取氣態(tài)氫等過程。NEDO［8］、IEA［11］（國際能源署）、IRENA［12］（國際可再生能源機構(gòu)）等均對氫能載體從制備到提取氫全鏈條進行了較詳細研究，結(jié)論基本一致，在2030年可預期的技術(shù)條件下，氨和LOHC方案較LH2方案更有優(yōu)勢；若考慮氨在終端直接用作燃料（LOHC不能直接作燃料），則去除再脫氫的成本后，氨方案具有顯著優(yōu)勢。綜合相關(guān)研究，詳細對比分析如下：

目前，氨載體方案所有環(huán)節(jié)均可采用成熟技術(shù)，其成本主要在氨制備和再脫氫環(huán)節(jié)。在制氨方面，因裝置規(guī)模、技術(shù)路線、地域等不同，單位投資和運行成本有所差異。Bartels等［13］分析了氨合成成本構(gòu)成，以2 200 t/d合成氨裝置加配套空分裝置為例，由氫制氨的成本約5.2元/kgH2；而在常規(guī)天然氣合成氨廠，不需要考慮空分裝置投資，成本還可下降至2.8元/kgH2。氨船運成本有現(xiàn)實數(shù)據(jù)可供參考，10 000 km 距離約 260元/tNH3（約 1.46元/kgH2）；出口、進口端港口碼頭存儲和裝卸費用按 0.52元/kgH2考慮。張劍光［14］分析液氨裂解制氫成本約為 2.0～2.5元/m3，據(jù)此估算扣除原料成本后的氨脫氫成本約為 7.2～13.0元/kgH2，IEA［11］估算脫氫成本可能低至5.2～6.5元/kgH2，本文取9.75元/kgH2。綜合以上，得到10 000 km氨船運全鏈條成本約16.93元/kgH2（見表 2）。

表2 10 000 km海運3種載體方案經(jīng)濟性對比

LOHC也是一種技術(shù)成熟的方案，目前常用材料如環(huán)己烷和甲基環(huán)己烷等。LOHC體積儲氫密度僅為液氨的40%左右，且需考慮有機溶劑儲存和往返運輸，故需要更多的儲運設(shè)施。在脫氫過程LOHC需要消耗的能量一般也高于液氨。但LOHC制備相對容易，據(jù)了解，日本已開發(fā)出有機氫化物電解合成技術(shù)，未來還可能大幅降低制備成本。綜合來看，LOHC的全鏈條成本與氨基本相當。

大規(guī)模液氫船還處于概念設(shè)計中，液氫方案目前還不成熟。10 000 km液氫船運全鏈條成本約26元/kgH2，主要成本來自氫液化和船舶，現(xiàn)有研究對氫液化成本的估算差異較大，大致為 6.5～13元/kgH2。此外，船運過程中液氫的日蒸發(fā)率大約是液氨的20倍［15］，隨著運輸距離的增加液氫BOG（蒸發(fā)氣）量也大幅增加，BOG的處理問題將制約其經(jīng)濟運輸距離，IRENA報告認為一般不超過4 000 km。

3.2 管道輸氨與輸氫的技術(shù)經(jīng)濟性比較

中國規(guī)劃在西部沙戈荒地區(qū)建設(shè)新能源裝機4.5×108kW，電力主要通過特高壓外送。由于新能源的間歇性特點，加之輸電容量有限，棄風和棄光問題有可能隨著新型電力系統(tǒng)中風電、光伏滲透率的不斷增加日益突出。氫能可以進行化學儲能和運輸，實現(xiàn)能源的時空轉(zhuǎn)移，與電網(wǎng)形成良好耦合。黃宣旭等［16］就中國規(guī)模化氫能供應鏈的經(jīng)濟性進行了探討，提出了利用西北富裕的風光發(fā)電制氫，以干線高壓氫氣管道加城市氫氣配送網(wǎng)絡相結(jié)合的方式構(gòu)建“西氫東送”制儲輸用完整產(chǎn)業(yè)鏈。IRENA報告指出，在具備使用陸上管道條件下，運距小于4 000 km時管道運輸相對氫載體（船運）方案更具優(yōu)勢，若考慮利用已建天然氣管道改造后輸氫，經(jīng)濟合理的運距還可擴大至8 000 km。

管道輸氫無疑是一個重要的發(fā)展方向，然而，由于氫氣的特殊性質(zhì)，規(guī)?；L距離輸氫管道在安全性和經(jīng)濟性上還有很多需要解決的問題。首先是氫脆問題給管材選擇和壓力設(shè)計帶來的限制，歐洲和美國的經(jīng)驗證明管道輸氫適宜選擇低強度等級的鋼材和中低操作壓力［17］；其次，高壓氫氣體積能量密度低，相同條件下，天然氣約為氫氣的 3.3倍，而液氨則約為氫氣（7 MPa，20 ℃下）的17倍，這意味著輸送同等能量，氫氣管道較天然氣或液氨管道需要更大的管徑和更多的壓縮能耗，也就意味著更高的成本；再者，氫氣爆炸范圍極寬（4.0%～75.6%），泄漏帶來的安全風險很高。考慮到氨宜儲宜運，有成熟的儲運經(jīng)驗，安全風險可控，因此有必要探討管道輸氨代替輸氫并與特高壓輸電互補的未來可再生能源戰(zhàn)略輸送通道。

以1條1 000×104kW特高壓直流通道作為參考，設(shè)計年輸電量為 500×108kW·h，按熱量等價計算，相當于年輸送氫氣150×104t或液氨970×104t。液氨管道的經(jīng)濟流速一般為2～3 m/s，因此管徑600 mm的液氨管道可以滿足上述需求，單位綜合運輸成本（含固定投資折舊、運行能耗成本及非能耗成本等）估算為每千千米0.585元/kgH2。而大規(guī)模氫氣管道還缺乏應用實踐，經(jīng)濟流速尚有待探討。GB 50177—2005《氫氣站設(shè)計規(guī)范》對站內(nèi)及廠間氫氣管道的流速作出了規(guī)定，設(shè)計壓力3 MPa以上最大流速不超過10 m/s，目前還沒有針對氫氣長輸管道的設(shè)計規(guī)范，國內(nèi)已建輸氫管道大多參考該規(guī)范選擇了較為保守的氫氣流速。戴文松［18］研究認為，該流速限定對小管徑小輸量適用，但在大管徑規(guī)?；瘹錃廨斔蛨鼍跋聞t偏保守，建議適當提高氫氣的管內(nèi)流速，有利于減小管徑，降低建設(shè)投資。因此，針對 150×104t/a氫氣輸量，本文通過水力模擬分析，選擇了7 MPa設(shè)計壓力和1 000 mm管徑方案，估算輸氫管道單位運輸成本為每千千米 3.25元/kgH2（見表3）。

從上述比較可知，單看管輸環(huán)節(jié)，管道輸氨成本遠低于輸氫；加上氨制備成本后，二者水平接近；再考慮受端脫氫成本，則輸氨經(jīng)濟性上處于劣勢。由于在一定規(guī)模下，僅管道成本隨距離增加而近于線性增長，單位制氨和脫氫成本不受距離影響，因而管輸距離越長，輸氨更有利。

需要說明的是，由于一些重要的假設(shè)（如設(shè)計壓力、最大允許流速等）和經(jīng)濟參數(shù)（如線路和壓氣站單位投資、動力消耗中的電價等）取值不同，可能導致經(jīng)濟輸送方案和單位輸送成本估算結(jié)果存在差異。據(jù)研究，一條新建的輸氫管道（輸送規(guī)模50×104t/a、管徑500 mm以上）每千千米輸氫成本大致為 1.95～6.5元/kgH2，具體取決于管道直徑和壓縮機的使用情況［19］。一般情況下管輸量越高，單位輸送成本越低。European Hydrogen Backbone（《歐洲氫氣骨干網(wǎng)絡》）提出的目標是到2040年實現(xiàn)氫氣管輸平準化成本達到每千千米平均0.2歐元/kgH2（1.38元/kgH2）。成本的下降主要源于未來技術(shù)進步，如，該報告中提到 36英寸（900 mm）管道輸氫容量達到7 GW，本文估算的1 000 mm管道經(jīng)濟輸量為6 GW，900 mm為5.2 GW，意味著同管徑下經(jīng)濟輸氫量未來需要提高約35%，這難度很大。

另外，MCH的管道輸送類似于成品油管道，雖然技術(shù)成熟可靠，但由于MCH不能直接用作燃料，必須在管道末端再轉(zhuǎn)化為氫氣，并且其含氫量低，在不考慮脫氫損耗時 150×104t氫需要 2 435×104t MCH，且需考慮溶劑甲苯（約2 285×104t，）的返回運輸和儲存，大大增加了儲運設(shè)施投資，這在遠洋運輸中尚有可行性（MCH運輸船返航時可裝載甲苯），但在規(guī)?；艿垒斔颓榫爸胁惶哂屑夹g(shù)適用性，除非能夠使用閑置的成品油管道改造用作MCH管道。

3.3 儲氨與儲氫的技術(shù)經(jīng)濟性比較

氫儲能是一種新型儲能，包括直接儲氫（Power-to-Gas，P2G），或者轉(zhuǎn)化為氨等化學衍生物（Power-to-X，P2X）進行更安全的儲存，在能量、時間和空間維度上具有突出優(yōu)勢。對于規(guī)?；瘍?，比較可行的方案有低溫液態(tài)儲氫、儲氨和地下儲氫庫。地下儲氫庫又有地下管道儲氫、內(nèi)襯巖洞儲氫、廢棄氣田儲氫和地下鹽穴儲氫等方式，其中鹽穴是地質(zhì)儲氫的理想選擇。綜合相關(guān)文獻資料，下面對儲氨、液氫和鹽穴儲氫的投資與儲存成本進行分析。

一個儲存能力為2.5×104t（129 GW·h）的典型液氨儲庫，包含1座低溫儲罐、制冷系統(tǒng)、液氨處理及公用工程等在內(nèi)，其總體投資約1.3×108元［13］，單位投資約1.04元/（kW·h）?？勺冞\營成本主要取決于運行能耗和儲罐周轉(zhuǎn)量及周轉(zhuǎn)頻次等因素，假設(shè)短期儲存用于月或周調(diào)節(jié)，按15 d（半月）考慮，長期儲存用于季節(jié)性調(diào)節(jié)，按182 d（半年）考慮，估算儲氫成本分別為0.39元/kgH2和3.51元/kgH2。

根據(jù)國際知名的儲氫解決方案公司 CB&I（西比埃公司）的數(shù)據(jù)，一個容量為506 t（16.87 GW·h）的大型液氫球罐投資約6 305×104元，單位投資約3.74元/（kW·h），但這不包括制冷系統(tǒng)和公用工程配套；考慮BOG再液化系統(tǒng)（1 500 kg/h）和其他配套設(shè)施后預計投資將高達 3.48×108元［13］。從運行能耗看，氨液化能耗約117.9 kJ/kgH2，而氫液化能耗約36 000 kJ/kgH2，約為氨的300倍。液氫方案15 d和182 d儲氫成本估算分別為12.81元/kgH2和97.17元/kgH2。

一座典型的地下鹽穴儲氫庫工作氣量可以達到2 000～4 000 t（67～133 GW·h）。據(jù) Ahluwalia 等［20］在 2019年美國能源部年度績效評估和同行評估會議上的報告，地下鹽穴儲氫單位投資成本約227.5～247 元/kgH2，合 6.82～7.41 元/（kW·h），其中地下工程和地面工程投資大約各占50%，當周轉(zhuǎn)天數(shù)按10 d計算，對應鹽水處理成本0～13元/桶下LCOHS（平準化儲氫成本）約為 1.23～1.75元/kgH2。若LCOHS取1.36元/kgH2，估算15 d和182 d儲氫成本分別為1.49元/kgH2和13.32元/kgH2。

綜上，以氨儲氫具有投資低、能耗低的優(yōu)勢，尤其適宜大規(guī)模、長周期的氫能儲存場景，而且不受地質(zhì)條件所限，建設(shè)地點選擇較為容易。儲氨和其他氫儲能方式對比詳見表4。

表4 儲氨和其他氫儲能方式比較

4 主要挑戰(zhàn)與前景展望

4.1 主要挑戰(zhàn)

盡管氫-氨儲運模式有望成為解決氫儲運難題的最佳選項，但是要真正實施至少還有以下挑戰(zhàn)需要克服。

第一，由于氨脫氫需要較高能量，導致氫-氨-氫-電轉(zhuǎn)換效率不高，限制了氨在某些場景下的擴大應用，如，道路交通領(lǐng)域以及氨燃料電池發(fā)電，迫切需要進一步開發(fā)低溫高效安全的氨分解技術(shù)和直接氨燃料電池技術(shù)。

第二，氨作為燃料直接用于發(fā)電、船舶動力、工業(yè)燃料等領(lǐng)域面臨穩(wěn)定燃燒和NOx排放控制的技術(shù)挑戰(zhàn)。

第三，在氨制備方面，需要進一步探索高效合成技術(shù)以降低成本，同時需要探索適應可再生能源間歇性特點的靈活性合成氨生產(chǎn)運行管控技術(shù)。

第四，氨具有毒性和腐蝕性，在生產(chǎn)、儲運和利用環(huán)節(jié)需要有效解決泄漏問題和腐蝕防控問題。

此外，歸根結(jié)底氨是以氫能衍生物成就其在未來能源體系中的地位的，氫的生產(chǎn)成本占據(jù)整個供應鏈最重要部分，要實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展，還有賴于低成本綠氫或藍氫的制取。

4.2 前景展望

從全球氫能貿(mào)易來看，綜合考慮出口國產(chǎn)地—出口港口—進口港口—需求地全過程儲運的復雜性和安全性，氫-氨模式是當前和可預期的技術(shù)條件下最具技術(shù)經(jīng)濟可行性的方案，將有望成為大型氫能進出口項目的主要方案。DNV（挪威船級社）預測2050年全球?qū)⑿略?.5×108t燃料氨的國際貿(mào)易，另有約1.1×108t新增燃料氨在區(qū)域內(nèi)部分銷［21］。

在應用上，據(jù) Chatterjee等［22］的研究，以目前技術(shù)水平，在電-氫-氨-氫-電體系中，總能效僅14.1%～23.8%，若采用氨直接固體氧化物燃料電池轉(zhuǎn)化為電，則在電-氫-氨-電體系中總體能效為25.1%～37.6%。上述不管哪種方式，與純電動車相比，氫氨燃料電池車基本沒有競爭力。未來氫-氨模式應將發(fā)展重點放在發(fā)電、船舶動力和工業(yè)燃料等直接利用領(lǐng)域，公路交通主要以實現(xiàn)全部電氣化為發(fā)展方向，氫和氨作為輔助應用。從中國情況看，中國擁有約 11×108kW 的燃煤電廠和龐大的船舶燃料市場，未來氨在國內(nèi)電力行業(yè)、海運行業(yè)、工業(yè)制造業(yè)等領(lǐng)域的脫碳中有望發(fā)揮重要作用，同時綜合考慮氨在長距離運輸和長時間儲能上的優(yōu)勢，有必要進一步評估氨能在構(gòu)建中國氫能戰(zhàn)略體系中的地位和作用，加強重點領(lǐng)域技術(shù)攻關(guān)，合理布局氫、氨的生產(chǎn)和應用。

在儲運環(huán)節(jié)，建議進一步研究以跨區(qū)域輸氨管道為骨干，以海外氨進口終端、氨儲配中轉(zhuǎn)庫、門站集中式氨-氫轉(zhuǎn)換站為支點，以區(qū)域性氨分銷支線和中低壓純氫或摻氫管道為支撐，以公路、鐵路和水運為補充的大氫能儲運網(wǎng)絡；構(gòu)建就地制氫、西氫東送、海上進口氫多元供應格局，形成天然氣管道摻氫助力城市燃氣、部分工業(yè)和發(fā)電脫碳，液氨管道輸氫助力基礎(chǔ)電力、航運和工業(yè)大用戶脫碳的兩輪驅(qū)動模式，以滿足中國中長期氫能發(fā)展需要。

5 結(jié)束語

通過分析氨的利用、對比氨與其他氫能載體在遠洋運輸、內(nèi)陸長距離管輸、儲存等方面的技術(shù)經(jīng)濟性，探討了在“雙碳“背景下，氫-氨儲運模式的應用場景和意義，認為隨著氨燃料直接利用技術(shù)的日趨成熟，氫-氨模式將有望成為解決氫能規(guī)模化儲運難題的最重要選項之一。建議進一步評估氨能在構(gòu)建中國氫能戰(zhàn)略體系中的地位和作用，合理布局氫、氨的生產(chǎn)和應用，構(gòu)建新型氫-氨儲運網(wǎng)絡。