綠氨為煤電降碳提供新路徑

近日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《煤電低碳化改造建設(shè)行動方案（2024—2027年）》（以下簡稱《方案》），其中提出利用風(fēng)電、太陽能發(fā)電等可再生能源富余電力，通過電解水制綠氫并合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發(fā)電，替代部分燃煤。改造建設(shè)后煤電機組應(yīng)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。

作為我國主要碳排放來源之一，燃煤發(fā)電產(chǎn)生的碳排放量約占全國碳排放總量的40%，使用綠氨等新型零碳燃料替代煤炭，是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要技術(shù)，也為煤電綠色發(fā)展提供一條新路徑。那么，當(dāng)前我國實施燃煤機組摻燒綠氨發(fā)電是否具備條件？這一舉措又將為綠氨市場帶來哪些機遇？

已有摻氨燃燒試驗驗證

氨作為一種無碳燃料，在制取到應(yīng)用的全流程中無碳、硫等容易破壞環(huán)境的元素產(chǎn)生，是一種有望規(guī)模化替代化石燃料的新型零碳燃料。

“氨是一種能量密度較高的能量載體，且便于儲存和長距離運輸。其燃燒產(chǎn)物主要是水和氮氣，因此，如果摻燒的是綠氨，確實可以作為零碳燃料減少火電廠的燃煤消耗，降低碳排放水平。相比其他技術(shù)路線，煤電機組摻氨改造可以通過相對較低的改造投入，發(fā)掘火電廠的降碳潛力。”清華大學(xué)能源與動力工程系研究員黃中對記者表示。

據(jù)了解，目前，許多企業(yè)已成功開展煤電機組摻氨燃燒試驗驗證。

去年4月，安徽省能源集團與合肥綜合性國家科學(xué)中心能源研究院發(fā)布消息稱，在皖能銅陵發(fā)電公司300MW燃煤機組實現(xiàn)多工況負(fù)荷下?lián)桨?0%—35%平穩(wěn)運行，最大摻氨量大于每小時21噸，氨燃盡率達(dá)到99.99%，填補多項技術(shù)空白；同年12月，中國神華廣東臺山電廠600MW煤電機組成功實施高負(fù)荷發(fā)電工況下煤炭摻氨燃燒試驗，成為國內(nèi)外完成摻氨燃燒試驗驗證的容量最大機組。

“作為氨燃燒技術(shù)的研發(fā)機構(gòu)，我們認(rèn)為，大部分傳統(tǒng)燃煤鍋爐可以通過技術(shù)改造實現(xiàn)摻氨混燒，目前也有許多成功的實踐案例。”浙江大學(xué)能源清潔利用國家重點實驗室工程師、杭州氫峰科技有限公司總經(jīng)理朱維源在接受記者采訪時指出，現(xiàn)有燃煤機組設(shè)備的升級改造是一項具有技術(shù)挑戰(zhàn)的工作，也是目前許多國家爭先發(fā)展的技術(shù)領(lǐng)域，《方案》的出臺將創(chuàng)造大量實踐應(yīng)用機會，可極大推動我國摻氨燃燒技術(shù)及裝備的發(fā)展進程，使我國在此領(lǐng)域處于技術(shù)領(lǐng)先地位。

經(jīng)濟性是關(guān)鍵因素

在業(yè)內(nèi)人士看來，煤電機組摻氨燃燒也給我國綠氨產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶來新機遇。當(dāng)前，僅電力行業(yè)燃煤機組每年就需消耗超20億噸煤炭，是綠氨燃料的首要替代目標(biāo)，以10%的替代率目標(biāo)估算，每年需要同等熱值的綠氨燃料超過3億噸，將極大推動綠氨產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

不過，我國綠氨產(chǎn)業(yè)尚處起步階段，目前總體產(chǎn)能較小，且多處在前期規(guī)劃階段。朱維源告訴記者：“根據(jù)公開數(shù)據(jù)，我國現(xiàn)有在建及規(guī)劃的綠氨產(chǎn)能約1千萬噸，尚無法滿足電力行業(yè)10%煤炭替代率的需求，并且當(dāng)前產(chǎn)能主要集中在“三北”地區(qū)，但用電大省多集中在東部沿海地區(qū)，運輸距離較遠(yuǎn)。綠氨的優(yōu)勢產(chǎn)地與能耗集中地之間的物流基礎(chǔ)設(shè)施仍較為薄弱。”

產(chǎn)能之外，綠氨經(jīng)濟性也是影響其能否發(fā)揮摻燒優(yōu)勢的關(guān)鍵問題。

“從技術(shù)角度講，大部分燃煤鍋爐具備一定的摻氨能力，但與之配套的氨源保障、道路運輸、廠內(nèi)存儲等方面均存在短板。”黃中表示，“目前綠氨摻燒發(fā)電成本遠(yuǎn)高于燃煤發(fā)電，在沒有配套支持政策的前提下，摻氨會極大加重發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營負(fù)擔(dān)，限制其推廣和使用，這是影響摻氨技術(shù)能否真正落地應(yīng)用的主要因素。”

據(jù)了解，目前國內(nèi)綠氨裝置均是小規(guī)模試生產(chǎn)，尚無大規(guī)模綠氨合成裝置投入運行，因此暫無可參考的綠氨市場價格。近日，全球性組織H2Global　Foundation公布的德國氫衍生物進口計劃下首個綠氨合同的初步競標(biāo)結(jié)果顯示，中標(biāo)的綠氨噸價約為811歐元（約合6400元人民幣），考慮到運輸?shù)拳h(huán)節(jié)，每噸進口成本約為1000歐元（約合7900元人民幣）。對比當(dāng)前國內(nèi)傳統(tǒng)合成氨不足3000元的市場均價，溢價超2倍。

朱維源指出，綠氨生產(chǎn)主要消耗綠色電力，合成1噸綠氨大約消耗12000度綠電。未來，隨著綠電成本的進一步降低，綠氨制造成本也將隨之下降。

需加強保障措施

總體來看，燃煤機組摻氨燃燒對于推動煤電行業(yè)低碳發(fā)展優(yōu)勢明顯、潛力巨大，但當(dāng)前綠氨在產(chǎn)能問題、經(jīng)濟性問題以及配套設(shè)施問題等方面的諸多挑戰(zhàn)也不可忽視。

對于接下來如何進一步落實燃煤機組摻氨燃燒改造，《方案》也給出了具體保障措施。《方案》明確，發(fā)揮政府投資放大帶動效應(yīng)，利用超長期特別國債等資金渠道對符合條件的煤電低碳化改造建設(shè)項目予以支持。對納入國家煤電低碳化改造建設(shè)項目清單的項目，在統(tǒng)籌綜合運營成本、實際降碳效果和各類市場收益的基礎(chǔ)上，探索建立由政府、企業(yè)、用戶三方共擔(dān)的分?jǐn)倷C制，給予階段性支持政策。

多位受訪的專家也結(jié)合實際情況，給出了自己的建議。

黃中建議：“要加強產(chǎn)業(yè)鏈上下游企業(yè)協(xié)同創(chuàng)新，做好示范機組遴選。同時，制定相應(yīng)的政策保障措施，既要避免因為氨源不足造成燃煤電廠‘無氨可摻’的情況，也要避免燃煤電廠因為成本因素出現(xiàn)‘改而不摻’的局面。”

“首先，在現(xiàn)有綠氨產(chǎn)能不足的階段，建議在煤電機組摻氨技改時允許使用灰氨做摻燒能力的驗證。其次，在氨能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展初期，需對應(yīng)用端給予一定政策支持；對氨摻燒科技及裝備研發(fā)領(lǐng)域給予一定扶持，如重大專項資金、政府引導(dǎo)投資基金等。另外，應(yīng)科學(xué)論證氨作為燃料使用時應(yīng)滿足的安全與環(huán)保條件，對于符合使用條件的企業(yè)在立項環(huán)節(jié)給予政策便利。最后，要加強氨運輸鐵路、港口以及液氨管道等基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)。”朱維源表示。

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