提到氨，大家并不陌生，它广泛应用于肥料、化工、制药等多个领域。这种伴有浓烈刺激性气味的无色气体，以往主要依靠化石燃料制取，这意味着生产氨的同时会排放大量温室气体。
有没有一种绿色、可持续的制氨方式？位于吉林省大安市的国家电力投资集团有限公司（以下简称“国家电投”）大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（以下简称“大安项目”），给出了肯定的回答。
大安项目于2023年5月开工，今年7月26日建成投产。该项目通过800兆瓦风电光伏新能源机组（风电700兆瓦，光伏100兆瓦）发出的绿电，每年可制绿氢3.2万吨，绿氢制绿氨18万吨，节约标煤约23万吨，减少的碳排放量相当于传统火电模式下50万户普通家庭一年生活用电产生的碳排放。
以绿色能源取代化石燃料制取绿氨，会面临哪些技术难题？又是如何攻坚克难的？记者日前采访了大安项目参与者，了解背后的故事。
实现全产业链贯通——
打造“绿电—绿氢—绿氨”的绿色发展模式
在当前全球能源格局深度调整的背景下，中国新能源发展势头正猛。
据国网能源院新能源研究所日前发布的《中国新能源发电分析报告2025》，截至2024年底，我国新能源累计装机容量达到14.1亿千瓦，2024年新能源发电量1.84万亿千瓦时，对发电量增长的贡献率超过60%。
“要保障新能源大规模可持续发展、保持新能源经济性优势，促进高效消纳是关键。”国家电投大安吉电绿氢能源有限公司（以下简称“大安吉电”）党委书记、董事长宋树林认为，这需要优先解决好一对供需矛盾——新能源发电能力与电网实际消纳能力在空间和时间上的不匹配。
宋树林向记者进一步解释道，从空间上看，丰富的新能源资源主要集中在我国西部地区，而电力消费主力集中在经济发达的东部地区；从时间上看，新能源发电受风力、光照等自然条件影响，其发电高峰时段，往往存在“发电很多，电网却‘吃不消’”的情况，导致出现“弃风弃光”现象。
近年来，随着供给侧要素、传输与调配要素、消费侧要素、市场机制要素等技术和市场手段的不断拓展，新能源发电消纳途径如雨后春笋般涌现。但在实际操作中，储能成本过高和传输范围有限，又对新能源的进一步开发利用提出了挑战。
“我们想通过一条全产业链把富余的新能源电能转换成另一种形式‘储存’起来，让它能够像大宗商品一样跨越时空的限制，更好地服务全球生活生产需要。”怀揣着这一想法，大安吉电从国家电投接下了研发任务，以期为我国新能源富集地区的绿电消纳难题提供一套可复制、可借鉴的新方案。
对于能否顺利完成这项研发任务，起初研发团队心里也在打鼓。此前我国在绿电、绿氢、绿氨方面已积累了成熟工艺，但要把各环节有机整合起来，放眼全球也没有先例可循，注定每一步都要“摸着石头过河”。
“我们是行业内第一个吃螃蟹的。创新研发道路上肯定存在困难和问题，但只要一步步稳扎稳打，也没有想象得那么难。”大安吉电副总经理贾玉莹说。
研发期间，研发团队遇到的首个难题是“电能如何转换、又该转换成什么”。经过细致比对、试验，他们把目光投向了氨。在他们看来，氨的制作工艺流程简单、成本低，只需在直流电的作用下从水中分解氢气，从空气中分离氮气，再按比例混合、压缩，在高温、高压和催化剂作用下合成氨。
有了明确的目标后，研发团队按照“绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢、源网荷储一体化”的设计思路，逐步实现从电到氢再到氨的全产业链贯通：先通过新能源机组将吉林西部的风光资源转换成绿电，随后通过电解水制氢装置制取绿氢，再将其与空气中的氮气结合，最终合成绿氨，以广泛应用于化工、交通及电力等领域。
“通过技术创新，我们打造了‘绿电—绿氢—绿氨’绿色发展模式，不仅实现可再生能源电力就地转化应用和存储，还推动新能源与电力系统、能源结构、经济发展的深度融合。”宋树林介绍，风光制绿氢合成氨是第一步，未来企业还要规划一系列绿色能源产业。
技术创新从无到有——
实现电能跨时空、跨地域“存储”
创新是一个从无到有的过程。大安项目研发期间，研发团队创造了多项世界之最，也转变了思维理念。
在占地30万平方米的厂区内，有一台五层结构的蓝灰装置——全球最大的已投产绿氢合成氨装置，每年可生产18万吨合成氨。
记者了解到，大安项目生产18万吨合成氨，大概要消耗21亿千瓦时新能源电力，这相当于1家千万吨级炼油厂2至3年的用电需求。若是传统制作工艺，同样的产值大约需要11万吨天然气或46万吨原煤。
“传统制作工艺高能耗、高碳排，我们以绿电取代化石燃料，尽管投入的成本变高了，环境代价却是最小的。”宋树林说，这笔生态账是项目研发的动力源。
氢是合成氨的重要原料。据了解，大安项目采用的是碱液与质子交换膜（Proton Exchange Membrane，简称PEM）混合电解水制氢技术。在探索双技术耦合过程中，研发团队的思维理念也悄然发生转变。
碱液电解水制氢设备多应用于大规模、集中式的制氢场景，操作方便，但响应速度慢。相比之下，PEM制氢设备以贵金属为催化剂，尽管难度系数高、资金投入大，但快速启动和停止的优势能够更好地适应新能源发电的波动性输入。
“两种技术路线各有优势，我们借助36000标方/小时的碱液制氢与9600标方/小时的PEM制氢设备的双技术路线耦合，构建组合优势，在刷新全球混合制氢规模的同时，实现了制氢效率最大化。”分析投产期间的数值，贾玉莹发现，PEM制氢设备的综合电耗较碱液制氢的要低10%，所节约的电费十分可观。“以往更多考虑设备的购买成本，有了这次研发经历，团队更注重计算项目全生命周期的使用成本，将生产投入、使用寿命等因素考虑在内。”
依托全球最大规模混合制氢设备，大安项目开拓了绿氢资源的生产方式。为了更好利用绿氢，该项目建设了48000标方固态储氢装置，在风光发电量较大的时候，可以把氢气储存起来，当风光发电量较小的时候，储氢系统就会对外释放氢气，进而提高系统的安全性和经济性。
“该项目固态储氢装置是目前全球规模最大，也是首次工业大规模应用的案例，助力破解氢气储存难题。”宋树林介绍，氢气以氢原子形式进入金属晶格间隙，与金属形成氢化物，可实现氢气的低压、安全、高密度储存。该技术不涉及液体介质或腐蚀性物质，具备无腐蚀、无容量衰减等特点，适合长期稳定储氢。
据了解，该项目还建造了全球规模最大的直流微电网制氢系统，攻克直流离网制氢关键技术及装备国产化难题，实现40兆瓦新能源发电直供制氢。
研发柔性控制系统——
智能调度绿氨生产全过程
在大安项目的中央控制室，30余名工作人员正认真地盯着LED大屏幕上跳动的数据。“屏幕上显示的是在柔性控制系统统筹下，项目各环节的实时生产数据。”宋树林说。
为了更安全、高效地生产绿氨，在国家电投的统筹指导下，大安吉电联合国内多家单位协同攻关，自主研发了这套柔性控制系统。作为统筹“风电/光伏发电—制氢/储氢—合成氨”全过程的一体化智能调度平台，该系统集成了先进的数字化、智能化预测控制技术，具备高度的灵活性、智能化、开放性和互联性，能够根据不同应用场景进行调节，精准实现全链条各环节之间的源荷互动、动态优化与超前预控。
具体来看，它擅长分析研判，既能根据生产预算情况、以实现效益最大化为目标，将电能分配到制氢、储氢和合成氨各环节，提升新能源的消纳能力和项目整体运行效率；又能结合当前市场环境，为产品的生产、定价、销售提供必要参考。
它“眼观六路、耳听八方”，能够根据实时天气变化，提前预知，自控调节。该系统能够预测风光资源变化，精准计算风光发电能力，提前智能调整生产线负荷在30%到110%之间灵活变动，从而适配新能源电力变化，保障合成氨的连续高效生产。这一智能系统的研发投运，不仅显著提升了新能源消纳能力和氢基能源的运行效率，更有效解决了可再生能源波动性与工业用能稳定性之间的矛盾。
“如果没有柔性控制系统，制氢厂房、合成氨装置等设备的参数就需要人工逐个调整。”宋树林给记者简单算了一笔账，生产线仅电解水制氢装置就有84台（套），人工调整费时费力，“以前一个员工一天要走近4万步，有了这套系统，工作强度大大降低。”
投产以来，大安项目在柔性控制系统守护下安全、经济、高效运行，目前已产出绿氨超过1900吨。
“大安项目为解决我国新能源富集地区绿电消纳难题提供了可复制、可借鉴的新方案，为国家能源安全和‘双碳’目标实现贡献重要力量。”国家电投吉林电力股份有限公司党委书记、董事长杨玉峰表示，接下来，将滚动开发梨树绿甲醇、绿航油等具有标杆意义的示范项目配资股网站，推动形成“绿电+绿氢+绿色氢基能源”联动发展的新格局。
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