近期，日本经济产业省(METI)开始推广更新的氨燃料路线图，重点关注氨在火力发电厂和作为航运燃料的使用。日本目前使用约100万吨/年的氨气，主要用于肥料和工业原料，其中大概20万吨需要进口。到2030年，日本预计建立新的燃料供应链，生产和使用300万吨清洁氨。到 2050年，国内氨需求将增加到3000万吨，出口向更广泛的地区供应1亿吨清洁氨。

在日本氨燃料发展路线图中，在火电方面，计划到2030年用氨与燃煤混烧，替代日本燃煤发电站20%的煤炭供应，随着掺烧氨技术的成熟，这一比例将上升到50%以上，最终目标是建设氨气发电厂，作为新的低碳电力结构的一部分。在船运方面，日本船东NYK正与Japan Marine United和ClassNK 合作设计以氨为动力的氨气运输船。NYK 在去年宣布该项目时表示：预计使用氨作为船用燃料将有助于早日实现远洋船舶零排放。

在氨燃料应用方面，日本国内主要的电力企业如JERA、IHI、MHI等开展了氨燃料应用的技术研究和探索。JERA是日本东京电力公司和中部电力公司的合资公司。首先，JERA制定了企业2050年CO2近零排放路线图，并在路线图中明确到2030年关闭其在日本的整个220万千瓦超临界燃煤发电机组，在超超临界电厂逐步提高化石燃料与氨和氢的混合燃烧比例，实现20%氨和燃煤的混合燃烧，在2050年实现100%的氨燃烧。

现阶段，JERA正在推进在碧南市4.1吉瓦热电站掺烧氨的示范，并依托国有新能源产业技术综合开发机构（NEDO）开展的可行性研究对氨存储和运输技术进行应用研究。IHI方面，则更加关注氨燃料在燃机领域的应用。近期，IHI和GE公司已经签订了签署谅解备忘录，共同制定了氨燃气轮机路线图。该路线图将支持使用氨作为无碳燃料，以降低现役和新建燃机电站的碳排放。此外，两家公司将对氨的市场容量进行研究，并对在日本和整个亚洲将氨作为燃气轮机发电厂装置的原料进行可行性研究。MHI方面，正在开发一种可直接燃烧100%氨的40MW级燃气轮机，目标是将新型氨气燃气轮机商业化，促进工业应用和偏远岛屿中小型发电厂的脱碳。

在基础研发中，更关注由于氨燃料带来的燃烧温度低及燃料型NOx控排问题。在氨燃料供应方面，日本大致的思路是从北美、中东、澳大利亚等适合的地方建造氨生产厂，在国外完成生产氨的低碳和脱碳过程，将氨运输至日本国内并建立国内供应链。2020年底，沙特阿美已经尝试运送了40吨低碳氨至日本境内。

氨能的低价与可靠

虽然氢能源拥有诸多优点，但难以储存和运输。

氢是元素周期表上最轻的元素，很容易泄露，对储存容器要求高，并且氢气非常活泼，与空气混合后很容易发生燃烧和爆炸。

如果远距离运输氢，需要将其液化，在常压状态下，需要将其温度降低到-235摄氏度以下，能耗较高。如果以管道运输，则需要克服纯氢以及掺氢的气体给管道带来的安全隐患，攻克氢气管道的材料难题。

于是，氨进入视野。

氨是由一个氮原子和三个氢原子组成的化合物，是天然的储氢介质；在常压状态下，只需要将温度降低到-33摄氏度，就能够将氨液化，便于安全运输。目前全球八成以上的氨被用于生产化肥，这让氨拥有着完备的贸易、运输体系。理论上，可以用可再生能源生产氢，再将氢转换为氨，运输到目的地。

这样的事情已在澳大利亚发生——利用太阳能发电，用电能将水中的氢提取出来，再将氢转换为氨，液化之后，船运到日本的电厂。

但是，氨运输到目的地后，仍然面临至少两个挑战。

第一，如果将氨转换为氢，其转换过程会造成能量损耗，另外，也需要开发专门的大容量设备、纯化技术等。

第二，如果直接将氨作为燃料，则需要克服氨不容易燃烧的缺陷。氨燃烧的产物是水和氮，不造成碳排放，但是氨的燃烧速度低于氢，发热量也低于氢和天然气，将其点燃并持续稳定燃烧比较困难。

氨能的技术突破

日本在氨直接燃烧方面已取得显著进展。

日本政府在2014年启动了日本重振战略，拨付了500亿日元的研发经费（约25亿元人民币），设立了10个多部门联动的战略性创新研究项目，其中能源载体项目下的氨直接燃烧课题已形成许多成果。

此课题由日本东北大学流体科学教授小林秀昭负责，参与单位包括：日本大阪大学，日本国立研究机构“产业技术综合研究所”（AIST），三菱重工，三菱日立电力，丰田，以及日本燃气轮机、涡扇发动机、军舰制造商IHI公司，日本工业气体和空分设备制造商大阳日酸公司等。

2018年，此课题组展示了可以抑制一氧化氮产生的新型氨气燃烧技术，核心工艺是将氨气与空气搅浑，形成旋涡状燃烧。燃烧氨虽不排碳，但会产生氮氧化物，也会污染大气，因此这项技术意义重大。

课题组还实现了20%氨气和80%天然气在2000kW级燃气轮机中的稳定混烧。

2019年，课题组开发了一种将液态氨直接喷到燃烧器上以实现稳定燃烧的技术。此前，为了向燃气轮机中压入大量的氨气，不得不采用诸如蒸发器之类的辅助设备，而新技术则不需要此类设备，从而降低了成本。

2021年3月，课题组成功实现了70%的液氨在2000kW级燃气轮机中的稳定燃烧，并能同时抑制产生氮氧化物。

参与此课题的IHI公司表示，有信心在2025年之前实现氨燃气轮机商业化，2021年10月启动的JERA氨能发电示范项目，就是IHI公司与JERA合作而来；

三菱重工则正开发4万kW级的100%氨专烧燃气轮机，计划在2025年以后实现商业化，引入发电站。

发电领域、工业领域是碳排放的主要来源，如果氨能源能够替代化石能源，成为新型燃料，将大大有助于日本实现2050年碳中和的目标。

氨能源有望成为氢能2.0

如果真要寻求一艘“诺亚方舟”去承载“零碳社会”的千年梦想，神奇的“氨”就是这样的一种奇妙物质。氨是除氢以外最宜生产的可再生燃料，具有极其重要的战略资源价值。氨可由水中的氢和空气中的氮合成，并在氨燃料电池或氨内燃机或氧化燃烧时还原为水和空气。在目前普遍采用的工业化合成氨生产中，所需的氮可自空气中直接获得。而氢的来源则为天然气、煤炭、石油、生物质及水。随着未来天然气的供不应求，氢的来源势必渐以煤、生物质和水为主，并最终依赖生物质与水。制氨所需的能源也势必从目前的化石能源（包括石油、天然气、煤炭等）及物理能（包括光、水力、风力、温差、核变等）最终走向只依赖物理能（特别是自然能），必然走向风光核分布式制氨的光辉道路。

在2021中国汽车工程学会年会上，中国汽车工程学会理事长、中国工程院院士、清华大学教授李骏发表了题为《Autonomy 2．0与Ammonia＝Hydrogen2．0》的主旨报告。他认为，全球已进入“氨＝氢2．0”时代，氢能产业要准备向氨方向发展。李俊院士指出，氢动力重型商用车面临的挑战包括热管理、氢负荷、加氢时间、换氢站间距、加氢标准、氢成本等。那么，如何解决这些挑战，李俊院士表示，目前无碳燃料有氢和氨两种，将氢和氨融入新能源汽车可能是未来的一个重要方向。

使用氨气代替氢气作为燃料汽车的能量来源，一方面，氨基钠可以将氢气和氮气轻松地分离，成本很低，另一方面，氨气的储存运输更便利，氨不需要冷却到极端温度就可以液化，在常温下加压即可使其液化，所以运输和储存都更方便，不像氢气那样液化的难度更大。而且比液态氢具有更高的能量密度，液态氨的热值高达3195．0－3862．3千卡／立方米，看起来，它代替氢气是可行的。数据显示，全球合成氨年产量2亿吨，我国合成氨年产量5000－6000万吨，占全球产量的25－30％。全球氨联盟预测“氨是未来绿色能源的赢家”，是真正的零碳燃料，能量密度高，易液化，储运方便，基础设施完善。

到2050年可再生氨的生产成本有望低于化石氨

目前，在拥有丰富太阳能和风能资源的地区，可再生氨的生产成本估计为每吨720-1400美元，到2050年将降低到每吨310-610美元。可再生氨要想与现有的化石氨生产竞争，CO₂的碳价须为每吨150美元。天然气基氨和煤基氨的生产成本为每吨110-340美元，利用碳捕集与封存（CCS）技术可以对化石氨生产进行脱碳，但CCS的成本因技术和捕集效率的不同而不同，CCS将使每吨生产成本增加100-150美元，因此低碳化石氨的生产成本将达到每吨210-490美元。

虽然目前生产可再生氨的成本高于不进行碳减排的化石氨生产成本，但预计到2050年可再生氨的成本将低于化石氨。可再生氨的成本在很大程度上取决于可再生氢的成本，可再生氢占可再生氨生产成本的90%。未来可再生氢生产成本的降低主要取决于可再生能源和电解槽成本的降低，以及Haber-Bosch氨合成工艺在效率和优化存储、缓冲、规模和灵活性方面的收益。由于资本密集型资产利用率的任何提高都能直接降低产品成本，故而每年的运营小时数（容量系数）是决定生产成本的关键因素，这最终可能会给将来波动性可再生电力项目带来挑战。但是通过太阳能风能互补耦合发电系统，电解槽的容量系数可达70%。在该技术加持下，从2030年开始，可再生氨的成本有望与采用CCS技术的化石氨持平。

无论是化石能源还是可再生能源生产的氨，其化学结构（NH3）是相同的，因此，可再生氨是化石氨的直接替代品，每年的需求量达1.83亿吨。现有的化石氨生产工厂可以通过引入可再生氢，取代10%-20%的天然气进行脱碳生产。大多数拟建的可再生氨生产厂都使用太阳能光伏和风能发电，技术和运营创新结合精心选址和项目设计，可以促进太阳能和风能的集成一体化。在现有市场之外，可再生氨还可以作为低碳能源，例如用作氢载体，或作为燃料用于海运、动力和供热。与碳基氢载体相比，氨的优势在于利用氮作为氢载体，因为大气中氮气含量高达78%，提纯大气中的氮的成本比CO₂低，并且氨燃烧没有CO₂排放。到2050年，在1.5℃情景下，这些新能源市场的可再生氨需求将增加3.54亿吨。

文章来源：全国能源信息平台，财经杂志，新能源前沿， 燃料电池与氢能观察