助推煤電變綠 氨煤混燃商業化還有多遠

2024年12月12日，國家知識產權局信息顯示，國家能源集團科學技術研究院有限公司申請了一項名爲“一種氨氣與煤混合燃燒方法及系統”的專利，公開號CN119103544A，申請日期爲2024年8月。專利摘要顯示，該發明涉及燃煤減排控制領域。就在幾天前，全國首個跨兆瓦級氨煤智能混燃共性技術試驗平臺在京發佈。

受政策鼓勵和支持，以氨替代部分燃煤，採用氨與煤混合燃燒的方式，成爲現階段降低燃煤機組碳排放比較現實可行的技術選擇，這直接推動氨煤混燃技術研發乘上發展“順風車”。全球範圍內，氨作爲低碳燃料的研究處於起步階段，雖然大部分得到實驗室驗證，但距離商業化規模化仍然任重道遠。

■■政策鼓勵性強

2024年7月，國家發改委、國家能源局聯合印發《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》，將煤電低碳化改造和清潔高效利用提上新高度。根據行動方案，煤電低碳化改造路徑分爲生物質摻燒、綠氨摻燒，以及碳捕集利用與封存。

其中，綠氨摻燒旨在利用風電、太陽能發電等可再生能源富餘電力，通過電解水制綠氫併合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發電，替代部分燃煤。改造建設後煤電機組應具備摻燒10%以上綠氨能力，燃煤消耗和碳排放水平顯著降低。

彭博新能源財經氫能分析師高曦彤表示，綠氨綠醇、綠色航煤燃料，既是化工燃料也是新型清潔能源，目前國內市場正處於慢慢培育期。當前，綠氨應用政策鼓勵性較強，而且沒有強制性約束條件，比如受到廣泛關注的氨煤混燃技術。”她說，“國內對此類綠色燃料的評價體系有待逐步建立，站在消費者層面，考慮到原材料成本、用能價格等，使用意願仍然需要慢慢培養。”

國信證券指出，綠氨爲煤電降碳提供新路徑。國家出臺政策大力推動煤電機組綠氨摻燒，我國80%燃煤電廠或將採用摻燒10%綠氨方案，預計將激發2.39億噸綠氨需求，超過當前全球合成氨消費總量。

氨的分類依據其合成原料氫氣產生的碳排放情況，可以細分爲化石燃料製備的棕氨、化石燃料配備碳捕捉和封存（CCS）技術製備的藍氨，以及依靠可再生能源製備的綠氨。其中，綠氨是以可再生能源爲動力進行電解水制氫再與氮通過熱催化或電催化等技術合成，即以綠氫製備綠氨。

國際能源署指出，低碳氨和綠氨有望作爲化石燃料的替代品，在發電、供熱、陸地和海上運輸以及加工工業等部門脫碳方面發揮作用。

“農業、混燒和發電、船舶燃料是綠氨未來應用的幾個領域。”德國曼恩能源方案集團（MAN Energy Solutions）高級副總裁、二衝程業務負責人Bjarne Foldager告訴《中國能源報》記者。

■■處於實驗室階段

“雙碳”目標下，煤電低碳化改造已經成爲煤炭行業的“必答題”。

2024年11月24日，全國首個跨兆瓦級氨煤智能混燃共性技術試驗平臺在京發佈，該平臺由金隅集團參與投資建設，專注於探索綠氨、綠醇等零碳燃料配煤摻燒技術，系統性開展高靈活動態摻燒燃燒組織、燃料匹配技術及污染物協同控制等研究。

綠氨作爲氫的零碳載體，具備存儲和運輸優勢。該平臺兼容氨煤、氨醇、氨生物質煤等多種燃料體系，結合智能管控雲平臺，可實現試驗數據的動態採集、實時分析和數據共享，耦合機理模型和大數據分析，形成燃燒系統優化反饋，加快工業試驗裝置設計的迭代過程，將作爲第三方公共服務設施爲我國發電、水泥、窯爐、供熱等燃煤場景的綠色燃料與煤混燃技術研發、煤種試燒提供平臺支撐和試燒服務。

2023年底，國家能源集團在中國神華廣東臺山電廠600兆瓦燃煤發電機組上實施了高負荷發電工況下煤炭摻氨燃燒試驗，按照第一階段試驗計劃，實現了500兆瓦、300兆瓦等多個負荷工況下燃煤鍋爐摻氨燃燒平穩運行。

國際上，日本積極推進煤氨混燃技術，計劃2030年實現以20%比例與煤炭混合燃燒發電，2050年實現100%氨燃燒。韓國計劃從2030年起實現氨燃料發電商業化，將氨燃料在發電領域的佔比提高到3.6%。

截至目前，大部分氨摻燒項目仍處於實驗和小範圍應用階段。要實現大規模商業化應用，行業需要進一步解決氨摻燒在大容量煤電機組中的穩定性和可靠性，以及綠氨高價量低和運輸安全等問題。

■■經濟性待提升

國家電投集團能源科學技術研究院儲能與氫能中心業務總監劉炳池指出，煤電低碳化壓力較大，技術路徑選擇、經濟可及性等面臨非常大挑戰。

“在技術路徑選擇上，氫氨作爲氣態燃料，會優先考慮燃氣輪機聯合循環發電方式，不僅啓停靈活、調節負荷方便，發電效率可以達到60%以上。”劉炳池說，“對比之下，氫氨燃氣輪機裝備製造限制較大，研發進度遠遠跟不上需求，預計2030年前後技術纔可能成熟，屆時有望爲構建零碳新型電力系統提供重要支撐。”

針對氨煤混燃技術，劉炳池坦言：“煤電加氨發電技術最高效率40%—50%，煤電靈活性很差，加氨以後靈活性更差，氨燃料研究主要集中在穩燃、調節、氧化物排放等方面。不過，在煤炭中摻入一定比例的氨，替代部分燃煤，能夠在源頭上減少煤炭使用，減少碳排放。”

一方面，成本不具備優勢。國內等熱值氫和氨價格是常規動力煤的5—10倍，對火電廠而言，這樣的價格水平打壓了加氨意願，還需要深挖綠色溢價的價值空間。在我國大多數地區，目前綠氨很難與生物質燃料競爭。另一方面，地理位置也不佔優勢。目前，氫氨大基地主要集中在三北地區（東北、西北、華北），在西北“沙漠、戈壁、荒漠”等缺水地區，新能源資源富集，綠氨摻燒具備一定可行性，但火電廠則普遍位於沿海地區，這種地理空間錯配問題給資源調度帶來挑戰。此外，氨作爲一種有毒的危險化學品，運輸風險同樣需要深度評估。