应对气候变化，中国展现大国担当。实现“双碳”目标，煤电低碳转型是题中之义。近年来，我国大力推进煤电降碳，并于近日印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》，在持续为全球能源转型贡献力量、为煤电低碳发展指明方向的同时，也给相关市场注入“强心剂”。本期开始，本报特别策划推出“聚焦煤电低碳转型”系列报道，与读者共探煤电低碳转型之路。
近日，国家发改委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》(以下简称《方案》)，其中提出利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。
作为我国主要碳排放来源之一，燃煤发电产生的碳排放量约占全国碳排放总量的40%，使用绿氨等新型零碳燃料替代煤炭，是实现“双碳”目标的重要技术，也为煤电绿色发展提供一条新路径。那么，当前我国实施燃煤机组掺烧绿氨发电是否具备条件?这一举措又将为绿氨市场带来哪些机遇?
已有掺氨燃烧试验验证
氨作为一种无碳燃料，在制取到应用的全流程中无碳、硫等容易破坏环境的元素产生，是一种有望规模化替代化石燃料的新型零碳燃料。
“氨是一种能量密度较高的能量载体，且便于储存和长距离运输。其燃烧产物主要是水和氮气，因此，如果掺烧的是绿氨，确实可以作为零碳燃料减少火电厂的燃煤消耗，降低碳排放水平。相比其他技术路线，煤电机组掺氨改造可以通过相对较低的改造投入，发掘火电厂的降碳潜力。”清华大学能源与动力工程系研究员黄中对《中国能源报》记者表示。
据了解，目前，许多企业已成功开展煤电机组掺氨燃烧试验验证。
去年4月，安徽省能源集团与合肥综合性国家科学中心能源研究院发布消息称，在皖能铜陵发电公司300MW燃煤机组实现多工况负荷下掺氨10%—35%平稳运行，最大掺氨量大于每小时21吨，氨燃尽率达到99.99%，填补多项技术空白;同年12月，中国神华广东台山电厂600MW煤电机组成功实施高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验，成为国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。
“作为氨燃烧技术的研发机构，我们认为，大部分传统燃煤锅炉可以通过技术改造实现掺氨混烧，目前也有许多成功的实践案例。”浙江大学能源清洁利用国家重点实验室工程师、杭州氢峰科技有限公司总经理朱维源在接受《中国能源报》记者采访时指出，现有燃煤机组设备的升级改造是一项具有技术挑战的工作，也是目前许多国家争先发展的技术领域，《方案》的出台将创造大量实践应用机会，可极大推动我国掺氨燃烧技术及装备的发展进程，使我国在此领域处于技术领先地位。
经济性是关键因素
在业内人士看来，煤电机组掺氨燃烧也给我国绿氨产业发展带来新机遇。当前，仅电力行业燃煤机组每年就需消耗超20亿吨煤炭，是绿氨燃料的首要替代目标，以10%的替代率目标估算，每年需要同等热值的绿氨燃料超过3亿吨，将极大推动绿氨产业发展。
不过，我国绿氨产业尚处起步阶段，目前总体产能较小，且多处在前期规划阶段。朱维源告诉《中国能源报》记者：“根据公开数据，我国现有在建及规划的绿氨产能约1千万吨，尚无法满足电力行业10%煤炭替代率的需求，并且当前产能主要集中在“三北”地区，但用电大省多集中在东部沿海地区，运输距离较远。绿氨的优势产地与能耗集中地之间的物流基础设施仍较为薄弱。”
产能之外，绿氨经济性也是影响其能否发挥掺烧优势的关键问题。
“从技术角度讲，大部分燃煤锅炉具备一定的掺氨能力，但与之配套的氨源保障、道路运输、厂内存储等方面均存在短板。”黄中表示，“目前绿氨掺烧发电成本远高于燃煤发电，在没有配套支持政策的前提下，掺氨会极大加重发电企业的经营负担，限制其推广和使用，这是影响掺氨技术能否真正落地应用的主要因素。”
据了解，目前国内绿氨装置均是小规模试生产，尚无大规模绿氨合成装置投入运行，因此暂无可参考的绿氨市场价格。近日，全球性组织H2Global Foundation公布的德国氢衍生物进口计划下首个绿氨合同的初步竞标结果显示，中标的绿氨吨价约为811欧元(约合6400元人民币)，考虑到运输等环节，每吨进口成本约为1000欧元(约合7900元人民币)。对比当前国内传统合成氨不足3000元的市场均价，溢价超2倍。
朱维源指出，绿氨生产主要消耗绿色电力，合成1吨绿氨大约消耗12000度绿电。未来，随着绿电成本的进一步降低，绿氨制造成本也将随之下降。
需加强保障措施
总体来看，燃煤机组掺氨燃烧对于推动煤电行业低碳发展优势明显、潜力巨大，但当前绿氨在产能问题、经济性问题以及配套设施问题等方面的诸多挑战也不可忽视。
对于接下来如何进一步落实燃煤机组掺氨燃烧改造，《方案》也给出了具体保障措施。《方案》明确，发挥政府投资放大带动效应，利用超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持。对纳入国家煤电低碳化改造建设项目清单的项目，在统筹综合运营成本、实际降碳效果和各类市场收益的基础上，探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，给予阶段性支持政策。
多位受访的专家也结合实际情况，给出了自己的建议。
黄中建议：“要加强产业链上下游企业协同创新，做好示范机组遴选。同时，制定相应的政策保障措施，既要避免因为氨源不足造成燃煤电厂‘无氨可掺’的情况，也要避免燃煤电厂因为成本因素出现‘改而不掺’的局面。”
“首先，在现有绿氨产能不足的阶段，建议在煤电机组掺氨技改时允许使用灰氨做掺烧能力的验证。其次，在氨能产业的发展初期，需对应用端给予一定政策支持;对氨掺烧科技及装备研发领域给予一定扶持，如重大专项资金、政府引导投资基金等。另外，应科学论证氨作为燃料使用时应满足的安全与环保条件，对于符合使用条件的企业在立项环节给予政策便利。最后，要加强氨运输铁路、港口以及液氨管道等基础设施的建设。”朱维源表示。
