面向2050年的动态小规模绿色氨生产：基于非可再生与可再生?成本的短期与长期预测

为解决传统氨生产高能耗、高碳排放问题，研究人员开展了基于水电解技术(AWE/PEM/SOEC/AEM)与可再生能源(水电/风电/光伏)组合的小规模绿色氨(GAP)?成本研究。通过整合国际能源署(IEA)能源转型情景(NZE/APC/STEPS)，量化了2025-2050年氨生产的非可再生与可再生?成本(12.5-32.5 MWh/tNH3)，揭示了基础设施材料对成本的影响机制，为可持续氨生产提供了创新评估方法。

　　

氨作为现代农业不可或缺的肥料原料，目前全球年产量达1.57亿吨，却消耗了全球2%的能源并排放4.51亿吨CO₂。随着2050年氨需求预计增长至6.88亿吨，传统依赖天然气哈伯-博世(Haber-Bosch)工艺的灰氨生产模式面临严峻的可持续性挑战。更棘手的是，未来氨还将作为航运燃料、氢能载体和发电介质，其"绿色化"转型迫在眉睫。

在此背景下，研究人员创新性地构建了10,000-15,000吨/年规模的小型绿色氨厂(GAP)动态模型。通过整合碱性电解(AWE)、质子交换膜电解(PEM)、固体氧化物电解(SOEC)和阴离子交换膜电解(AEM)四种水电解技术，结合水电、风电、光伏及电网等不同能源方案，首次系统评估了2025-205年间氨生产的全生命周期?成本。研究采用Aspen Plus V14.0流程模拟软件，结合MATLAB编程实现SRK-BM状态方程的热力学计算，并引入TAES热经济分析工具进行?成本分配。特别创新的是，该方法不仅考虑能源转换效率，还量化了可再生能源基础设施材料(如风电不锈钢、光伏硅料)的矿物?成本。

研究结果显示三个关键发现：首先，在最优情景(SOEC+水电)下，2050年氨?成本可降至11.5 MWh/t_NH3，较2025年基准降低23%。其次，Grassmann图分析揭示非可再生?成本中40%来自关键矿物开采(如PEM所需的铂族金属)，这一比例在NZE情景下将随可再生能源渗透而显著下降。第三，电解技术比较表明SOEC虽效率最高(2050年?成本2.1 kJ/kJ_NH3)，但其产业化进程落后于已商业化的AWE技术(当前成本27 MWh/t_NH3)。

在技术经济层面，研究提出了突破性的工业共生方案：利用合成尾气(含59.4%H₂和6.6%Ar)开发氩气副产品，可提升系统经济性；而SOEC与化工厂的热整合能进一步降低蒸汽需求。值得注意的是，风光互补电力系统可将间歇性可再生能源的?成本波动降低20%，为小型GAP的稳定运行提供新思路。

这项发表在《Renewable Energy》的研究，首次建立了涵盖技术演进、材料流动和能源转型的多维评估框架。其提出的"动态?成本"概念，为政策制定者比较不同脱碳路径提供了量化工具，尤其凸显了关键材料供应链对能源转型的潜在制约。未来研究将拓展至土壤?评估、海水淡化成本等领域，进一步完善可再生能源的生态足迹分析方法。