付贤智院士长期从事光催化领域的基础与应用研究。他在《Engineering》杂志发表的一篇文章探讨了氢氨结合路径对氢能源发展的巨大扶持作用：发展以氨为储氢介质，不仅有望解决传统高压储运氢的难题，还将贯通可再生能源、氢能和传统产业，开发出一条符合我国能源结构特点的“氢-氨”绿色循环经济路线，这对保障国家能源环保安全和社会经济可持续发展具有重要意义。

　　若要实现氢能产业的大规模应用，面临的挑战主要是低成本高效能的燃料电池技术和安全高效的氢气储运技术。其中氢气储运难和安全性差是制约氢能产业发展的主要“瓶颈”。要突破氢能产业发展的瓶颈，亟需结合中国能源及产业结构特点，发展成熟、安全、高效的特色储运氢的路线及其配套产业链。

　　氨（NH3）是关系国计民生的基础化工原料，广泛用于化肥、环保、军事、制冷等领域。同时，氨作为高效储氢介质，具有以下显著优势：

　　高能量密度。氨的体积能量密度约为13.6 MJ/L，1L液氨=4.5L高压氢（35.0MPa）=1200L常温常压氢。

　　液化储运成本低。氨只需加压至1.0MPa即可以液态形式储运，一辆液氨槽罐车载氨量可达30t（约含5.29t氢），载氢量较长管拖车（载氢量不到400kg）提高1个数量级，因此运氨成本（约0.001元/kg·km）也较运氢成本（0.02~0.10元/kg·km）呈数量级降低。

　　无碳储能。氨成熟的技术体系、标准规范及低成本合成、存储和运输，可实现季节性、远距离、“无碳化”的“氨-氢”储能。有研究表明，在目前主要研究的几类电制液体燃料技术（液氢、液氨、液化天然气、甲醇、有机液态储氢）中，电制氨的成本最低，效率仅次于其他电制液体燃料技术。

　　安全性高。氨的火灾危险性仅为乙类，爆炸极限（16%~25%）较氢（4%~76%）更窄，因此更安全。其刺激性气味是可靠的警报信号。

　　氨能利用分为传统行业和新能源行业两种。氨能在化肥、军工、环保、制冷等传统行业已得到广泛应用，是关乎国计民生的基础化工产业。近年来，在氨制氢、氨燃料电池、氨内燃机/燃气轮机等新能源领域，氨能利用迅速发展，用于实现氢能终端、氨能发电、氨能燃料等产业应用的无碳排放。

　　2021年3月，日本成功实现了70%的液氨在2000千瓦级燃气轮机中的稳定燃烧，并能同时抑制氮氧化物产生。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公司氨能发电示范项目，就是IHI公司与JERA公司的合作。三菱重工公司则正开发4万千瓦级的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。

　　韩国也在推动液氨发电及氨氢混合发电技术联合研发与产业化，一种“双燃料绿色氨”发电模式正处于快速开发阶段。中国国家能源研究院与皖能集团联合开发的8.3MW纯氨燃烧器，验证了火电掺氨燃烧发电项目的可行性。此外，氨动力船舶技术也在飞速发展，韩国研发了以轻质柴油与氨为双燃料的8000t级氨动力加注船，完成了以液化石油气与氨为双燃料的超大型液化气运输船设计；日本住友商事与大岛造船正在联手打造全球首艘8×104t级氨动力散货船；挪威正在推进氨动力船及海上氨燃料加注技术研发，建立氨燃料加注网络，实现氨能航运的全产业链无碳化；上海船舶研究设计院自主研发设计的中国首艘氨动力7000车位汽车运输船获得挪威船级社颁发的原则性认可证书。

　　如果采用氨分解制氢现场为加氢站供氢，可将加氢站的加氢成本降至35元/kg以下；

　　若开发耦合“氨制氢-燃料电池”的间接氨燃料电池技术，实现用户终端“氨变电”（NH3-to-power），发电成本约为1元/kW·h或乘用车燃料成本约为25元/100km，并使现有氢燃料电池系统的续航能力提升近1倍；

　　若采用氨作为车用燃料加注，加油站仅需稍加改造即可用于加氨，预计加氨站的改建成本较加氢站的建设成本可降低1个数量级。依照2050年中国建成1万座加氢站的目标，可节约近千亿元的基础设施建设投资。

　　合成氨已有一百多年发展历史，氨的生产、储运及使用已形成了完备的产业链、行业标准及安全规范。合成氨包括灰氨、蓝氨、绿氨3种合成工艺。灰氨合成工艺指由天然气蒸汽重整氢气及空气分离的氮气再通过传统哈伯法合成氨，该工艺已沿用上百年，但其高温高压条件造成巨大能耗，且伴随大量CO2温室气体排放。蓝氨合成工艺与灰氨基本相似，但会对工艺流程进行碳捕集与封存。绿氨合成工艺主要指全程以可再生能源为动力开展的电解水制氢及空气分离制氮再通过哈伯法制氨。

　　按照我国每年5000万吨的氨产量（其中80%来自煤制合成氨，20%来自天然气合成氨）来计算，2030年合成氨工业将排放2.7亿吨CO2。我国是可再生能源装机容量最大的国家，但因光伏、风电和水电等可再生能源存在间歇性、波动性和季节性等缺点，导致存在大量“弃风、弃光和弃水”现象。2019年，我国弃风、弃水、弃光电力合计约720亿kWh，其中弃风、弃光电量总和约为215亿kWh；2020年，我国弃风、弃光现象主要集中在“三北”地区，其中甘肃弃风率最高为13.8%，西藏弃光率最高为25.4%。发展可再生能源光解/电解水制氢耦合合成氨技术，可实现可再生能源电力的“消纳和调峰”，实现低成本、跨地域长距离存储运输，并与丰富的氨下游产业相结合。

　　因此，发展氨为储氢介质，通过液氨实现大规模的氢气运输，可贯通可再生能源、氢能和传统产业，开发出一条符合我国能源结构特点的“清洁高效氨合成→安全低成本储运氨→无碳高效氢-氨利用的全链条“氢-氨”绿色循环经济路线，对保障国家能源环保安全和社会经济可持续发展具有重要意义。

　　在氢氨融合技术路径方面，国家已出台相关鼓励政策。2022年4月，科技部发布《国家重点研发计划“先进结构与复合材料”等重点专项2022年度项目申报指南》，提出包括分布式氨分解制氢技术与灌装母站集成、氨燃料电池到掺氨清洁高效燃烧等与氨有关的技术。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能等试点示范，将探索风光氢储等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式列入“十四五”新型储能区域示范。

　　可再生能源耦合转换成“绿氨”能源系统由水力发电系统或风力发电系统或太阳能发电系统、电解水制氢装置、氢能储存、变压吸附空分氮装置、合成氨系统和氨裂解制氢组成，这个过程核心是可再生能源耦合发电制氢技术。

　　众多研究表明，在发电机组容量相同时，风、光或水互补发电制氢储能系统相较于单一可再生能源可以获得比较稳定的输出，系统有较高的稳定性和可靠性，同时可大大减少储能蓄电池的容量，很少或基本不用启动备用电源如柴油发电机组等，可获得较好的社会效益和经济效益，符合脱碳减排理念。

　　高阳等，2022年在《浙江沿海地区可再生能源制氢的成本研究》中，分析了可再生能源制氢方案中风电、光伏与制氢设备的配置方案并测算了制氢成本，成本分别为34.18～36.56元/kg和41.07～42.82 元/kg，并且还分析了光伏结合谷电制氢的可能性，计算得出制氢成本约为25.56～26.95元/kg，具有较好的经济性。

　　影响合成氨生产成本主要因素是电价。当电价为0.3元/kWh时，“绿氨”生产成本是2829元/t，加上运输成本（每吨约270元），刚好与液氨市场价3100 元/t持平。如采用可再生能源的“四弃”，电价为0.1元/kWh时，经济效益可达到近2000元/t的利润。

　　当采用“可再生能源制“绿氨”+氨运输体系+分布式氨裂解制氢”时，终端用氢成本优势巨大。当采用可再生能源电价为0.1元/kWh，每吨“绿氨”成本为900.55元，考虑运输成本（每吨约270元），终端用每吨液氨成本是1170.55元，采用分布式氨裂解制氢每公斤成本为18.13元，每公斤氢气利润约50%，有16元利润空间，经济效益很明显。

　　通过“绿氨”运输体系，建立可再生能源合成氨氢系统。以清洁且资源量丰富的可再生能源为动力进行氨的合成，通过氨的运输网络，采用分布式供氢或点供，能解决氢能社会的氢能源供应体系，真正建立可再生能源储存体系。因此，建立可再生能源-氨氢体系，能降低化工和能源板块的化石能源消费的比重，助力实现我国碳达峰、碳中和目标，符合我国绿色低碳的能源发展方向。

　　报告嘉宾：山秀丽，全国工程勘察设计大师，华陆工程科技有限责任公司首席专家

　　报告嘉宾：盛宇星，中科院过程工程研究所、北京赛科康仑环保科技有限公司副研究员

　　1、11月8日全天报到，“伊吾会场”参会代表安排接站晚宿伊吾县，“哈密市区会场”参会代表大巴接至哈密宾馆。

　　（1）当天上午：“伊吾县会场”会议代表参观调研伊吾县伊吾工业园区，并在园区召开专题座谈会，午饭后返回伊吾县城。

　　（2）当天上午同期：“哈密市区会场”召开“投融资和技术装备交流对接会”。

　　（3）下午：16:00 开幕式及院士报告会（伊吾县为线下会场，哈密会场同步直播）① 领导致辞; ② 院士专家主旨报告 ; ③“高端对话”，主要领导+院士+知名专家（主题为：碳达峰、碳中和形势下的哈密市现代煤化工产业发展); ④ 招商推介及签约仪式；

　　3、11月10日全天会议（哈密会场为线日，哈密会场参会人员赴伊吾县伊吾工业园区调研考察，晚宿伊吾县或淖毛湖镇，参观代表性煤炭深加工园区和典型企业，参观典型新能源企业。

　　哈密集丰富的煤炭、油气、风能、光能等能源资源于一地，能源富集且多样化，是全疆乃至全国传统能源（煤炭）与可再生能源（风、光）组合开发条件最为优越的地区之一。哈密熔盐塔式50兆瓦光热发电站全景

　　据了解，哈密市煤炭预测资源量5708亿吨，占全国预测资源量的12.5%，占新疆预测资源量的31.7%，居全疆第一位，具有低灰、低硫、低磷、高热值、高含油率、高挥发分“三低三高”特点，特别是三塘湖、淖毛湖矿区已探明的煤炭资源中大部分为高含油煤，各煤层煤焦油产率平均达10%以上，最高接近20%，是全国乃至全世界罕有的富油煤种，风能、太阳能资源是全疆最好的地区。油气资源储量大，已探明的6个含油区块石油总资源量5.7亿吨，煤层气预测资源量约1.63万亿立方米，页岩气预测资源量约2770亿立方米、油页岩资源预测资源量约41亿吨，被自然资源部确认为亿吨级油田。哈密是全国风资源和光资源最好的地区之一，有全疆九大风区中的三塘湖—淖毛湖风区、十三间房风区及东南部风区，哈密市70米高度风功率密度等级≥每平方米200瓦、≥每平方米250瓦、≥每平方米300瓦和≥每平方米400瓦的技术开发量分别为3.03亿千瓦、2.44亿千瓦、1.9524亿千瓦和1.3亿千瓦；太阳能资源理论蕴藏量22.6万亿千瓦时，资源可开发量达49.38亿千瓦，技术可开发量达32.09亿千瓦，被国家确定为以千万千瓦级风电、百万千瓦级光伏发电示范基地为主的国家级综合能源基地。哈密辖区内新能源建设区域多为荒漠、戈壁地貌，地势平坦，适合大规模基地式集中连片开发建设，具备建设荒漠、戈壁大型风光电基地的土地资源优势。在“碳达峰、碳中和”战略引领下，哈密能源产业发展迎来了历史性机遇。

　　伊吾县位于新疆东北部，天山北麓东段，总面积19519平方千米，户籍人口21218人，有汉族、尔族、哈萨克族等17个民族。下辖4乡3镇1个牧民搬迁开发区、1个自治区级工业园区。辖区内有兵团淖毛湖农场、边防连等十余家驻地单位和部队。先后被国家、自治区评为“全国民族团结进步创建活动示范县”“国家卫生县城”“国家级园林县城”“自治区级优秀平安县”“自治区级生态文明建设示范县”“自治区文明县”等称号。伊吾县矿产资源十分丰富，现已探明矿产资源有煤、铁、铜、金、煤、石油、芒硝、花岗岩等28种四十余处矿产地，开发利用的有石油、铁、煤、金等。风、光能资源十分丰富，伊吾淖毛湖风区90米高度平均风速7.41m/s-8.49m/s，风功率密度在741-1196瓦/平方米，是新疆风资源最好的地区。光伏规划区年均日照大于6h的天数在300天左右，全年日照时数为3300至3500小时，年平均太阳总辐射量为6214.66兆焦/平方米，是全国太阳能资源最为优越的地区之一，开发利用潜力大。其中，煤炭资源储量大、品种多、易开采，具有低硫、低磷、低灰粉、高发热量“三低一高”的特点，焦油产率在10%以上，最高可达16.3%，是全国乃至全世界罕有的富油煤种，是煤炭深加工项目的理想原料。已探明煤炭资源储量241.5亿吨，矿区总规修编后，矿井田由6个增加至15个，煤炭规划产能由2900万吨/年提高到1.43亿吨/年，目前已建成煤矿企业2家。

　　伊吾工业园区规划面积20平方公里，于2016年建成自治区级园区，已建成面积21.23平方公里，2018、2019、2020年度连续三年在全疆开发区土地集约利用评价中名列第一，是哈密现代能源与化工产业示范区发展的重要支撑和承载平台，实行以煤炭清洁高效利用为主的淖毛湖煤化工循环经济产业区、白石湖煤炭高效综合利用产业区和以有机农副产品深加工为重点的盐池特色农产品产业区，“一园三区”发展格局。近年来，围绕煤炭分级分质利用和煤制甲醇两条产业链，不断延伸产业链条。煤炭分质利用已建成1930万吨/年，在建3100万吨/年；焦油加氢已建成110万吨/年，年可产汽柴油100余万吨，在建100万吨/年；利用富产的荒煤气建成制乙二醇40万吨/年、发电4×5万千瓦机组及2×13.5万千瓦机组等项目，规划建设荒煤气制乙二醇、甲醇、甲缩醛、发电等产业延长项目。煤制甲醇产业链中，已建成甲醇120万吨/年、甲缩醛15万吨/年、多聚甲醛4万吨/年、乌洛托品2万吨/年、聚丙烯20万吨/年项目；“十四五”规划建设300万吨/年二氧化碳捕集及驱油示范项目、年产50万吨聚乙醇酸项目、风光互补联合制氢捕集二氧化碳合成绿色高值化学品项目、百万千瓦风光多能互补绿色低碳高值煤基化学品新材料项目、400万吨/年煤油共炼项目，发展甲醇制聚烯烃、MMA等产业延长精细化工项目。

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