绿色氨经济进展：迈向中国化工产业的脱碳
引言
绿色氨通过使用可再生能源电解水产生的氢气和空气分离的氮气合成，可大幅减少碳排放，成为未来重要的清洁原料和能源来源。中国正积极推进氨产业低碳转型，政策支持和可再生能源发展为其提供了技术基础和资源。目前，中国氨生产主要依赖煤炭和天然气，导致高碳强度和高能源消耗，是全球最大的氨生产和消费国。
中国绿色氨发展现状
中国已宣布绿色氨项目产能超过1300万吨，其中内蒙古和吉林的产能最大。项目进度方面，三分之一正在建设中，其余处于规划或准备阶段。政策层面，国家发改委、工信部、生态环境部等部门发布多项政策，推动氨工业低碳发展，设定了2025年及以后的碳排放控制目标。地方政府也在推动绿色氢能与传统工业部门耦合，多个省份出台政策降低绿色氢能项目限制。
传统氨生产工艺与碳排放
传统氨生产分为煤基和天然气基两种工艺，其中煤基氨在中国市场占主导地位。煤基氨的碳强度约为4.4-4.8吨二氧化碳/吨氨，是天然气基氨的两倍多。氨生产占全球最终能源消耗的约2%，全球碳排放的1.3%，其中中国氨产量约占全球30%，是化工行业最大的碳排放源。
绿色氨生产的经济挑战
绿色氨生产成本显著高于传统氨，主要原因是绿色氢气成本较高。在理想条件下，绿色氨成本为2,920-4,600元/吨，是煤基氨的1.2-2.1倍。利用过剩可再生能源电力可显著降低绿色氨生产成本，例如在内蒙古地区，利用过剩电力生产绿色氨的成本可降至1,934元/吨，低于灰氨成本范围。
绿色氨在多种应用场景中的展望
农业用氨
绿色氨在农业应用中成本过高，目前比煤基氨高102%，预计到2030年仍将高出36%。通过技术进步、碳市场和下游溢价支付，预计2030年可实现成本平价。
海事燃料
绿色氨作为海事燃料，目前成本高于传统燃料，但船东愿意支付更高的绿色溢价以推动氨动力船的运营。预计到2030年，氨燃料电池船舶的TCO可能降至2.38亿元人民币，最终在2050年左右与LNG船舶的成本持平。
混合氨用于发电
绿色氨混合发电目前仍需大量补贴或下游溢价支付，仅依靠技术推动成本降低将使成本平衡时间推迟至2050年之后。利用过剩可再生能源电力可显著降低绿色氨生产成本，并减少补贴需求和下游买家支付的溢价比例。
全球实践及其影响
Yara Clean Ammonia
Yara Pilbara项目通过补贴、认证和价值链合作，成功推动了绿色氨生产。该项目获得了政府补贴和长期采购协议，为行业树立了示范。
Talus
塔卢斯可再生能源通过小型化哈伯-博施工艺，开发了分布式绿色氨生产模式，有效适应可再生能源发电波动，并降低供应链风险。
NEOM
NEOM项目计划建设世界上最大的绿氢工厂，年产能为120万吨绿氨，通过独家采购协议和国际市场扩张，推动绿色氨规模化发展。
建议
政策层面
制定支持绿色氨产业发展的政策，研究绿色氨融入绿色能源体系的方式，保持绿色电力-绿色氢-绿色氨供应链顺畅，促进绿色氨在农业、航运和电力领域的应用。
行业层面
推广绿色氨标准认证体系及其国际认可和合规性，推动技术创新和模式创新，制定企业碳减排策略和目标，积极准备纳入国家碳市场。
企业级
设定清晰的过渡目标与绿色氨开发计划，加强产业上下游协作，锁定绿色氨在下游领域的早期应用机会。
