2020年9月我国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标。大规模发展清洁能源，用以逐步替代传统的化石能源，是全球公认的在本世纪中叶实现“碳中和”目标的重要途径。青海省清洁能源资源品类齐全，太阳能、水能、风能理论开发量位居全国前列，清洁能源开发潜力巨大。青海省拥有得天独厚的太阳能资源，全年光照辐射强度大、时间长，平均年辐射总量大于5 860 MJ ·m^-2，年日照时长超过2 500 h，太阳能理论可开发量高达35亿kW，同时还存在10万km²以上的广袤荒漠化土地^[1]，具备建设大规模光伏电站的先天条件，是发展光伏清洁能源产业的绝佳之所，到“十三五”末光伏发电累计装机量高达1 580万kW，光伏发电成本全国最低^[2]；水能资源理论可开发量2 187万kW，位居全国第五，黄河上游是全国十三大水电基地之一，水电调节性能十分优越；风能资源理论可开发量大于7 500万kW，位居全国前列^[3]。由于青海省不可替代的清洁能源资源优势，我国将青海省战略定位为“十四五”国家大型清洁能源基地^[4]，在我国能源转型中青海省将起到重要作用，青海省也将依托清洁能源资源优势迎来社会经济的重大发展机遇。

早在“十一五”期间，青海省开始重点布局以光伏为主的新能源产业，推动多晶硅生产、晶硅电池制造、光伏发电等光伏产业发展，青海省光伏新能源产业发展进入起步期^[5]。在“十二五”期间，青海省开始扩大单晶硅、多晶硅生产规模，构建晶体硅、太阳电池、光伏发电系统集成的光伏产业链，青海省光伏新能源产业发展迈入生长期^[6]。在“十三五”期间，青海省建成包括多晶硅生产、单晶拉制、硅片生产、晶硅电池制造、晶硅电池组件生产及光伏发电等环节的完整光伏新能源产业，光伏发电累计装机量高达1 580万kW，光伏发电装机量超过水电装机量，光伏制造和光伏发电能力双双位于全国前列，青海省光伏新能源产业正式跨入加速成长期^{[7, 8]}。到“十三五”末，除建成全国领先的光伏制造产业和光伏发电产业外，青海省在水电和风电产业领域取得丰硕成果，水电累计装机量达到1 193万kW，风电累计装机量达到843万kW，清洁能源装机占比高达90.2%，清洁能源发电量高达89.3%，清洁能源装机和清洁能源发电均位于全国领先水平^[2]。经过近十五年的发展，青海省已取得以光伏制造、光伏发电及水力发电为主，以风力发电和光热发电为辅的清洁能源产业综合发展成果。

2021年青海省联合国家能源局发布《青海省打造国家清洁能源产业高地行动方案(2021—2030)》^[9]，方案提出：到2025年，青海省光伏、风电及水电累计装机量分别达到4 200、1 650及1 643万kW，清洁能源装机占比提升至96%，清洁能源发电量占比提升至95%，全省能源供应以清洁能源为主；到2030年，青海省光伏、风电及水电累计装机量分别达到7 000、3 000及2 063万kW，清洁能源装机占比和清洁能源发电量占比双双提升至100%，全省能源供应正式过渡到100%清洁能源时代。2022年青海省政府出台《青海省“十四五”能源发展规划》^[2]，规划再次明确国家清洁能源产业高地建设目标，映射出青海省做优做强清洁能源产业的坚强决心。但是，太阳能和风能属于非连续性一次能源，具有波动性和间歇性特征，由它们驱动产生的清洁电力是非连续性二次能源，非持续性电力与电网的匹配性较差，同样也不符合大规模工业稳定用能需求。因此，如何将由太阳能和风能驱动产生的非连续性清洁电力转变为连续性能源并将其输送至全国各地是青海省清洁能源产业现在及未来面临的关键难题。换言之，以太阳能和风能为主的清洁能源的大规模、低成本及长时间储存与跨地域高效输运是青海省清洁能源产业高地建设所面临的主要瓶颈，它的突破是青海省发挥国家大型清洁能源基地功能的前提。传统的抽水蓄能和电化学储能虽然具有技术成熟度高的优势，但是由于自然环境、生态保护、建设周期、资源储量、储能密度等一系列限制性因素，难以在大规模、超大规模储能中有广阔应用；新型的氢储能虽然可以将非连续性清洁能源转化为零碳的能源形式，然而氢的高密度储存和运输已经成为制约氢储能进一步发展的瓶颈，短期内氢能储运成本难以大幅降低^[10-15]。在20世纪，人类社会发展了极其完善和强大的液态化石燃料储存、运输及应用体系，全球范围内遍布液态化石燃料的储存设施、地下运输管道系统、灌装站以及应用液态化石燃料的内燃机车辆、内燃机轮船、蒸汽轮机发电设施等能量转化装置。将非连续性清洁能源转化为易于液化的非碳基燃料，除了能够解决清洁能源的储运难题，还可以最大程度上对现有液态化石燃料基础设施进行再利用，进而以最低的经济成本和时间成本帮助人类社会由碳基化石能源时代过渡到清洁能源时代。

近年来，绿氨(NH₃)在全球范围内被认为是最佳储氢载体和理想零碳燃料，液态绿氨被定义为氢能2.0和清洁能源终极形态^[16-21]。相比氢储能的700 bar高压压缩或-253 ℃液化的严苛条件^[14]，氨在10 bar、20 ℃或1 bar、-33 ℃的温和条件下便可液化^[17]。相比电化学储能，氨具有高达10倍的质量储能密度。氨在燃烧过程中生成氮气和水，而氮气和水可以直接进入自然界循环系统，不需要人为干预。氨同时也是氮肥的原料，对全球农业具有极其重要的影响，在过去一百多年内，传统合成氨工业得到了很好的发展，人类熟练掌握了合成氨技术及液氨的安全使用方法，并在全球范围内建立了完善的液氨储运设施。此外，氨具有较高的自燃温度和窄的爆炸极限，是本征安全的储能载体^[20]。由清洁能源(绿电)驱动大规模制氢-绿氢大规模合成氨-液氨长时间大规模储存-液氨跨地域大规模输运-液氨大规模裂解制绿氢-氨氢或氢燃料综合应用构成的氨氢新能源产业模式是全球公认的最有希望突破清洁能源大规模应用瓶颈的途径之一。如图 1所示，氨氢新能源产业分为4个环节，分别为清洁能源发电、氨氢储能、氨储存与氨运输及氨氢新能源应用。清洁能源发电包括由太阳能驱动的光伏发电、风能驱动的风力发电以及水能驱动的水力发电，它们以自然界普遍存在的能量形式为驱动能源，并将其转化为人类社会通用的电能，在能量转换过程中不消耗额外的非能资源也不产生污染物，制造的电能为真正意义上零碳绿色电能(绿电)。在氨氢储能环节，首先借助电解水制氢装置和空分制氮装置将波动性、间歇性绿电以化学能的形式储存于氢气(绿氢)和氮气中，再借助合成氨装置使氢气分子结合氮气分子形成氨气分子，通过清洁能源-绿电-绿氢-绿氨转化途径将清洁能源最终转化为易于储存且易于运输的液态绿氨。由于太阳能、风能及水能具有显著的地域差异性，因此清洁能源发电环节和氨氢储能环节适合布局在清洁能源丰富的地区(例如我国青海省)，在氨氢储能环节获得的液氨经收集后先在产地进行集中储存，再根据市场需求情况进行统一分配，运输至需求地区后，先在需求地进行集中储存，然后再分配至应用终端进行使用，液氨的储存和运输可以直接利用现有液态化石燃料基础设施或经部分改造升级后进行使用。氨氢新能源在应用侧有3类应用，第1类是液氨经裂解后转化为以氨气为主、含有少量氢气的混合气，氨氢混合气在内燃机、锅炉、窑炉等能量转换装置内进行燃烧，或者化石燃料例如煤掺氨后在上述装置内进行混烧，将储存于液氨中的化学能转化为热能或机械能进行应用，此类应用将率先出现在建筑材料制造(例如水泥和建筑陶瓷)、长途运输(例如远洋运输)、供热及发电行业；第2类是液氨经裂解后转化为含有氮气和氢气的混合气，氮氢混合气经分离提纯后得到纯化氢气，纯化氢气应用于氢冶金、氢燃料电池等用氢场景；第3类是液氨经气化后通入氨燃料电池，省去氨到氢的过程，直接将氨气作为燃料借助氨燃料电池进行发电。

图 1 氨氢新能源产业路线图 Fig.1 Roadmap for ammonia-hydrogen new energy industry

图选项

氨氢新能源产业模式不仅可以解决清洁能源大规模储运难题，还可以充分利用现有能源转化设施进而以低经济成本解决清洁能源应用难题。鉴于氨氢新能源产业模式的重要应用价值，美、欧、日、韩、澳大利亚等发达国家和地区对氨氢新能源产业进行了积极布局，它们除了加速推动本国氨氢新能源产业发展外，还在努力构建全球氨氢新能源贸易格局。美国能源部早在2017年启动《Renewable Energy to Fuels through Utilization of Energy-dense Liquids (REFUEL)》项目，对“可再生能源-液氨-氢/电”能源途径进行探索^[22]。美国国家航空航天局(NASA)于2022年资助液氨作为航空替代燃料的研究项目，旨在验证液态氨作为航空替代燃料的可行性，以推动航空行业的绿色发展^[23]；欧洲规划在其现有最大石油码头鹿特丹建造大型氨燃料和氢能接收站，用以接受从海外进口的绿氨燃料和作为氢载体的绿氨，并以此为中心向欧洲其他地区分销绿氨；日本在2021年发布的《第六版能源计划》^[24]中正式引入氨能，计划提出：“到2030年，利用氢和氨所生产出的电能将占日本能源消耗的1%。”；韩国在2022年审议通过的《碳中和技术创新战略路线图》^[25]提出：“2030年将混氨发电量扩大到总发电量的3.6%，到2050年将利用氢气的无碳燃气轮机扩大至全体的21.5%。”；澳大利亚于2014年启动《亚洲可再生能源中心(AREH)》项目^[26]，将利用西澳地区丰富的太阳能和海岸风能进行绿氨的大规模合成，向亚洲市场大规模出口绿氨，以期打造全球最大的液态清洁能源输出中心。此外，欧盟、日本和韩国正在加速发展氨燃料轮船，绿氨作为零碳燃料有望在远洋运输行业实现全球范围内的大规模应用。

近年来，我国也开始注意到发展氨氢新能源产业的重要性，在国家及地方政策中对氨氢新能源技术及产业进行了布局。2022年2月国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》^[27]，方案正式将氨列入新型储能应用序列中，提出发展氨储能技术；同年7月，国家工信部、国家发改委、国家生态环境部发布《工业领域碳达峰实施方案》^[28]，方案正式将氨列入燃料序列中，提出加强氨燃料低碳清洁能源装备研发；同年11月，国家自然科学基金委设立专项项目《氨燃料应用的若干基础问题研究》^[29]，将针对氨燃料在能源动力系统应用中的关键科学问题进行系统研究；同年12月，福建省发布《福建省氢能产业发展行动计划(2022—2025)》^[30]，计划提出：“发挥氨氢能源转换的技术优势，引入氨供应渠道保障氢源供应，开展面向终端用氢的液氨制氢应用。”；2023年1月，青海省发布《氢能产业发展中长期规划(2022—2035)》^[31]，规划明确了氨的储氢和运氢功能，指出青海省将积极发展新能源电站离网制绿氢及绿氢合成绿氨产业；2023年2月，国家工信部与湖北省政府签署《加快内河船舶绿色智能发展合作备忘录》^[32]，将推进氢能、氨能等清洁能源船型研发。由此可见，我国为氨氢新能源模式的基础研究和产业发展营造了良好的政策环境，氨氢新能源技术及产业在我国将迎来巨大发展机遇。

当前，全球范围内氨氢新能源模式的产业化实践正在如火如荼地进行。在氨氢新能源合成侧，国际上多个清洁能源制绿氢-绿氢合成绿氨项目陆续上马，例如：2014年，澳大利亚启动《亚洲可再生能源中心(AREH)》项目^[27]，年产近1 000万t的绿氨工厂将由16 GW风电和10 GW光伏联合驱动；2018年，阿曼设立《绿色能源阿曼》项目^[33]，该项目计划建设总功率25 GW的风电和光伏联合电站及相匹配的年产180万t绿氢或1 000万t绿氨的大型新能源工厂；2021年7月，摩洛哥公布绿氨项目计划^[34]，预计到2026年摩洛哥绿氨年产量达到18万t；2022年3月，沙特阿拉伯启动年产120万t绿氨项目^[35]，该项目将配备2.5 GW光伏和1.5 GW风电设施，将于2026年建设完成；2023年1月，格陵兰岛宣布启动1.5 GW风电驱动的年产90万t绿氨商业项目^[36]。国内绿氨合成产业化虽然起步晚，但发展速度快、动力足，2021年以来陆续有20多个项目宣布立项，总计划产能超过200万t，其中具有代表性的项目有：2022年7月，内蒙古自治区乌拉特中旗《通辽千万千瓦级储氢氨一体化零碳产业园》项目^[37]正式立项，将建设6 GW风力发电设施、4 GW光伏发电设施及配套的2 GWh重力储能设施，以及30 t ·a^-1绿氨合成氨装置；2022年10月，吉林省大安市正式启动《大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目》^[38]，将建设700 MW风力发电设施和100 MW光伏发电设施及配套的年18万t级的绿氨合成装置；2022年12月，内蒙古自治区赤峰市启动《零碳氢氨项目(一期)》^[39]，将形成年32万t绿氨产能；2022年12月，吉林省松原市设立“绿色氢氨一体化”项目^[40]，将打造清洁能源发电制氢与绿氢合成氨一体化模式，形成60万t ·a^-1绿氨产能。经过十多年的发展，我国以光伏产业为代表的清洁能源产业已领先全球，现有清洁能源发电装机规模足以支持绿色氨氢产业快速发展，相信不久的将来，我国绿色氨氢产业会同清洁能源产业一样领先全球。

在氨氢的燃料应用研究方面，在1941年，比利时研究人员提出将氨作为燃料在发动机上进行应用，他们成功在不同功率的车辆上实现了氨的燃料应用^[41]；1960年，美国陆军和加利福尼亚大学将氨作为燃料应用在超音速飞机上^[42]。虽然在上世纪已经成功验证氨或氨氢作为燃料在交通工具上的应用可行性，但是由于其大规模应用的经济性较化石能源不具备竞争力，因此后期未得到规模化推广应用。本世纪，随着《巴黎协定》^[43]在2016年签署，全球各国纷纷制定本国“双碳”目标，带有“零碳绿色燃料”标签的氨氢又重新回到人们的视野中，各国争先启动氨氢燃料应用研究项目，氨氢燃料对于传统化石燃料的替代应用研究成果层出不穷，诸多成果已具备商用条件，即将进入商用阶段。在这些成果中，最具影响力及有望率先实现大规模商用的便是化石燃料掺氨混合燃烧发电/供热和氨燃料动力船舶^[44-46]。

日本在化石燃料掺氨混合燃烧发电/供热研究与推广上走在全球前列。自2014年起，日本便启动氨燃料利用技术研究课题，先后完成10 MW锅炉煤粉混氨燃烧示范^[47]、1 000 MW热电厂20%混氨燃烧测试^[48]、2 000 kW中型燃气轮机70%掺氨燃烧测试^[49]等先期示范验证。日本进一步计划于2024年在大型商业燃煤电厂的1 GW发电机组上进行20%掺氨燃烧发电商业化测试^[50](单套1 GW发电机组20%掺氨燃烧发电时，日本对绿氨的年进口需求量为50万t)，于2025年推出40 MW商用氨直接燃烧大型燃气轮机^[51]。日本经济产业省(METI)于2021年发布的《日本氨燃料路线图》^[52]提出：日本将在2030年正式启动发电机组20%掺氨燃烧发电，届时对绿氨的年进口需求量为300万t；将在2050年前后进一步提高掺氨比例，届时对绿氨的年进口需求量高达3 000万t。日本已将绿氨燃料对传统化石燃料的逐步替代视作其实现大规模碳减排目标的重要途径，正在坚定不移地快速推进绿氨燃料的商业化应用。我国掺氨燃烧技术研发虽较日本起步晚，但在国家主管部门、地方政府及企业的重视和支持下，目前已经进入示范验证阶段。2021年7月，国家能源集团启动《燃煤锅炉混氨燃烧技术开发与示范工程》项目^[53]，目前已完成35%混氨燃烧测试；2021年12月，山东东华水泥有限公司承接《氨供氢替代煤在水泥熟料生产线中的绿色氢能降碳工业化示范应用》项目^[54]，目前已在5 000 t熟料生产线上用绿氨作为燃料实现了6%的煤炭替代，下一步计划将煤炭替代率提升至20%；2022年12月，由广东省佛山仙湖实验室牵头的《建筑陶瓷工业窑炉氨燃烧(零碳燃料)技术》项目完成示范试产，成功生产出全球首块零碳氨燃料烧制的绿色瓷砖^[55]；宁夏自治区《火电锅炉20%掺氨燃烧减煤降碳技术示范》项目^[56]，将于2023年3月正式投用，该项目可每1 h生产蒸汽近300 t，年发电1.45亿kWh。根据上述示范项目可知，我国已掌握化石燃料掺氨混烧技术，并在发电、供热及建筑材料领域实现了成功应用，为未来大规模推广应用奠定了良好的基础。

在氨燃料动力船舶的研究和推广上，我国、日本及欧盟的起点几乎相同。2021年以来，中国中远海运重工有限公司、日本IHI株式会社、德国MAN Energy Solution及芬兰瓦锡兰公司陆续宣布启动大型船舶用氨燃料发动机研发工作，首批大型船用氨燃料发动机将于2024年面市。2022年以来，上海船舶研究设计院设计的氨燃料动力7 000车位汽车运输船和5万t级氨燃料动力化学品船分别获得DNV和RINA授予的原则性认可证书^[57]，日本邮船株式会社设计的氨燃料加注船获得日本船级社授予的原则性认可证书^[58]，日本商船三井株式会社研发的21万t载重大型氨动力散货船获得日本船级社颁发的原则性认可证书^[59]，标志着大型氨氨燃料动力船舶已具备建造条件，首艘大型氨燃料动力船舶预计于2025年下水。据英国克拉克森研究公司调查数据显示，2022年全球新造船订单量中氨燃料动力船订单量占到10%以上，2023年氨燃料动力船订单数量有望进一步增加，意味着零碳氨燃料动力船对石油动力船的替换速度将远超预期。自2021年以来，新加坡、日本、荷兰在海港处开始规划建设大型氨燃料储存站，用以接受来自外部的液氨燃料及为出港或过港船舶加注氨燃料。显而易见，氨燃料在海运行业的应用基础已经形成，接下来将快速进入大规模推广应用阶段，氨燃料将成为海运行业实现碳减排目标的重要选择。除此之外，国际上对氨-氢燃料电池、氨燃料电池、氨动力重卡等氨氢能源应用方向展开了积极研究与推广。2022年，日本京都大学宣布完成1 kW级氨燃料电池的开发^[48]，电池连续稳定运行时间达到1 000 h，直流发电效率高达50%以上；由福大紫金氢能科技股份有限公司研发的3 kW级氨-氢燃料电池发电站投用^[60]；东风商用车有限公司、潍柴动力股份有限公司研发的车用重型氨柴发动机分别成功点火^[61]。2021—2023年期间，美国Amogy公司先后成功开发了配备有氨在线制氢燃料电池的5 kW无人机、100 kW拖拉机和300 kW半挂车^[62-64]。

自2021年起，各国开始高度重视绿色氨氢燃料的基础研究与推广应用，一致将绿色氨氢燃料对化石燃料的替代视作实现本国碳减排目标的重要途径，日本和韩国甚至将绿氨燃料写入国家能源计划中。在国家顶层政策的激励和支持下，大规模绿氢合成绿氨以及绿色氨氢燃料的应用研究与推广项目如雨后春笋般在全球范围内密集出现，绿色氨氢燃料在燃煤锅炉、燃气轮机、工业窑炉、发动机及燃料电池上成功实现了示范验证，应用范围涵盖发电、供热、海运、航运、陆运、建材等多个领域，氨氢新能源产业雏形已形成，预计于2025年将形成规模化产业市场，于2030年形成大规模产业市场。

在过去十年，发展清洁能源产业成为青海省社会经济发展的重要驱动力之一。在“十四五”期间，千亿规模的清洁能源产业将在青海省形成。若青海省在现有清洁能源产业基础上规划发展氨氢新能源产业，那么氨氢新能源产业的发展将进一步带动清洁能源产业发展并促进其它制造业在青海省的落地发展，青海省将产生以氨氢新能源产业为主的新的经济增长点，氨氢新能源产业与清洁能源产业的结合有望创造万亿规模的新型产业集群，则青海省有望在未来十年迎来社会经济的再一次重要腾飞。

为了进一步论证氨氢新能源产业模式在青海省发展的可行性，分别对绿氨作为直接燃料和储氢载体的经济性进行了分析。如表 1所示，当青海省清洁电力的成本低于0.2元·kWh^-1时，若不考虑碳税成本，绿氨作为燃料的成本低于柴油和汽油，同液化天然气相当；若考虑碳税成本，则绿氨作为燃料的成本显著低于柴油、汽油和液化天然气，分别为柴油的49%、汽油的45%及液化天然气的63%，说明绿氨作为燃料具备良好的经济性。供氢是液氨的另外一种重要应用。在绿氨作为储氢载体的经济性分析模型中，假设产自青海省的绿色液氨借助罐车、火车、管道等输送载体销往河北省，为河北省当地冶金企业大规模供应绿氨裂解制取的绿氢，帮助冶金企业完成由高碳排碳冶金向零碳排绿氢冶金的产业绿色升级。如图 2所示，当青海省清洁电力的成本低于0.2元·kWh^-1时，相比绿色液氢、绿色甲醇、绿色液体有机物储氢及本地电网驱动制灰氢，绿色液氨全过程储氢成本最低，说明绿氨作为储氢载体展现出强劲的成本竞争力。未来，随着清洁能源发电技术、制氢技术及制氨技术的进步，绿氨作为燃料和储氢载体的成本将进一步降低，绿色氨氢作为能源的市场竞争力将更加凸显。

图 2 绿氨作为储氢载体的经济性分析[14, 64-70] Fig.2 Economic analysis of green ammonia as hydrogen storage carrier[14, 64-70]

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清洁能源产业虽然为青海省发展氨氢新能源产业提供了基础条件，但是氨氢新能源产业在青海发展的基础仍然比较薄弱，氨氢新能源技术研究及工程示范尚处于空白，这将导致青海省在未来发展氨氢新能源产业中处于弱势地位。因此，加快创建氨氢新能源研究平台，立项建设包括光伏发电、氢储能、氨储氢、氨释氢及氨氢燃料应用的氨氢新能源全产业链示范工程已成为当务之急。

天津大学作为青海省对口支援高校，拥有全国首批建设的国家储能技术产教融合创新平台，在大规模储能、氨氢合成及氨氢燃料综合应用研究方面具有独特优势，近年来产生了多项具备产业转化条件的科研成果^[71-74]。亚洲硅业(青海)股份有限公司是青海省光伏龙头企业，在光伏行业深耕多年，拥有一流的光伏新能源研究基础与平台，近年来取得了一系列行业领先的产业成果。为了精准支援、支持青海省清洁能源产业高地建设，天津大学和亚洲硅业(青海)股份有限公司拟瞄准清洁能源产业高地建设中的瓶颈难题，联合启动《青海省氨氢新能源技术综合应用示范工程》项目，对氨氢能源全产业链进行工程示范。

在青海省氨氢新能源技术综合应用示范工程项目中，将对光伏动态制氢、低温低压动态合成氨、低温氨裂解制氢、氨氢发动机、氨-氢燃料电池等氨氢新能源领域新型技术进行工程示范，以突破传统技术瓶颈，提供适应不稳定清洁能源的动态、高效、安全氨氢储能方案及氨氢燃料转化与应用新途径。通过青海省氨氢新能源技术综合应用示范工程项目的成功实施，将填补青海省氨氢新能源示范工程空白，为青海省未来建设氨氢新能源产业打下坚实基础，意义重大。

青海省清洁能源资源品类齐全，太阳能、水能、风能理论开发量位居全国前列，清洁能源开发潜力巨大。“十四五”期间，青海省将建设成为国际一流的国家大型清洁能源基地。以太阳能和风能为主的非连续性清洁能源的大规模、低成本及长时间储存与跨地域高效输运是青海省清洁能源产业高地建设所面临的主要瓶颈难题。将非连续性清洁能源转化为易于液化的非碳基燃料，不仅能够解决清洁能源的储运难题，还可以最大程度上对现有液态化石燃料基础设施进行再利用，进而以最低的经济成本和时间成本帮助人类社会由碳基化石能源时代过渡到清洁能源时代。绿氨在全球范围内被认为是最佳储氢载体和理想零碳燃料，液态绿氨被定义为氢能2.0和清洁能源终极形态。由清洁能源(绿电)驱动大规模制氢-绿氢大规模合成氨-液氨长时间大规模储存-液氨跨地域大规模输运-液氨大规模裂解制绿氢-氨氢或氢燃料综合应用构成的氨氢新能源产业模式是全球公认的最有希望突破清洁能源大规模应用瓶颈的途径之一。2021年起，国际上开始高度重视绿色氨氢燃料的基础研究与推广应用，一致将绿色氨氢燃料对化石燃料的替代视作实现本国碳减排目标的重要途径，大规模绿氢合成绿氨以及绿色氨氢燃料的应用研究与推广项目在全球范围内密集出现，绿色氨氢燃料在燃煤锅炉、燃气轮机、工业窑炉、发动机及燃料电池上成功实现了示范验证，应用范围涵盖发电、供热、海运、航运、陆运、建材等多个领域。目前氨氢新能源产业雏形已形成，预计于2025年将形成规模化产业市场，于2030年形成大规模产业市场。青海省在现有清洁能源产业基础上规划发展氨氢新能源产业，可以进一步带动清洁能源产业发展并促进其它制造业在青海省的落地发展，氨氢新能源产业与清洁能源产业的结合有望创造万亿规模的新型产业集群，为青海省在未来10年带来社会经济的一次重要腾飞。氨氢新能源产业虽在青海省具有光明的发展前景，但是其发展基础仍然比较薄弱，需抓紧布局推进氨氢新能源相关技术研究，加快推动产业核心环节工程示范建设，以快速构建产业发展基础，抢占产业发展机遇。