助推煤电变绿 氨煤混燃商业化还有多远

2024年12月12日，国家知识产权局信息显示，国家能源集团科学技术研究院有限公司申请了一项名为“一种氨气与煤混合燃烧方法及系统”的专利，公开号CN119103544A，申请日期为2024年8月。专利摘要显示，该发明涉及燃煤减排控制领域。就在几天前，全国首个跨兆瓦级氨煤智能混燃共性技术试验平台在京发布。

受政策鼓励和支持，以氨替代部分燃煤，采用氨与煤混合燃烧的方式，成为现阶段降低燃煤机组碳排放比较现实可行的技术选择，这直接推动氨煤混燃技术研发乘上发展“顺风车”。全球范围内，氨作为低碳燃料的研究处于起步阶段，虽然大部分得到实验室验证，但距离商业化规模化仍然任重道远。

■■政策鼓励性强

2024年7月，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）》，将煤电低碳化改造和清洁高效利用提上新高度。根据行动方案，煤电低碳化改造路径分为生物质掺烧、绿氨掺烧，以及碳捕集利用与封存。

其中，绿氨掺烧旨在利用风电、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。

彭博新能源财经氢能分析师高曦彤表示，绿氨绿醇、绿色航煤燃料，既是化工燃料也是新型清洁能源，目前国内市场正处于慢慢培育期。当前，绿氨应用政策鼓励性较强，而且没有强制性约束条件，比如受到广泛关注的氨煤混燃技术。”她说，“国内对此类绿色燃料的评价体系有待逐步建立，站在消费者层面，考虑到原材料成本、用能价格等，使用意愿仍然需要慢慢培养。”

国信证券指出，绿氨为煤电降碳提供新路径。国家出台政策大力推动煤电机组绿氨掺烧，我国80%燃煤电厂或将采用掺烧10%绿氨方案，预计将激发2.39亿吨绿氨需求，超过当前全球合成氨消费总量。

氨的分类依据其合成原料氢气产生的碳排放情况，可以细分为化石燃料制备的棕氨、化石燃料配备碳捕捉和封存（CCS）技术制备的蓝氨，以及依靠可再生能源制备的绿氨。其中，绿氨是以可再生能源为动力进行电解水制氢再与氮通过热催化或电催化等技术合成，即以绿氢制备绿氨。

国际能源署指出，低碳氨和绿氨有望作为化石燃料的替代品，在发电、供热、陆地和海上运输以及加工工业等部门脱碳方面发挥作用。

“农业、混烧和发电、船舶燃料是绿氨未来应用的几个领域。”德国曼恩能源方案集团（MAN Energy Solutions）高级副总裁、二冲程业务负责人Bjarne Foldager告诉《中国能源报》记者。

■■处于实验室阶段

“双碳”目标下，煤电低碳化改造已经成为煤炭行业的“必答题”。

2024年11月24日，全国首个跨兆瓦级氨煤智能混燃共性技术试验平台在京发布，该平台由金隅集团参与投资建设，专注于探索绿氨、绿醇等零碳燃料配煤掺烧技术，系统性开展高灵活动态掺烧燃烧组织、燃料匹配技术及污染物协同控制等研究。

绿氨作为氢的零碳载体，具备存储和运输优势。该平台兼容氨煤、氨醇、氨生物质煤等多种燃料体系，结合智能管控云平台，可实现试验数据的动态采集、实时分析和数据共享，耦合机理模型和大数据分析，形成燃烧系统优化反馈，加快工业试验装置设计的迭代过程，将作为第三方公共服务设施为我国发电、水泥、窑炉、供热等燃煤场景的绿色燃料与煤混燃技术研发、煤种试烧提供平台支撑和试烧服务。

2023年底，国家能源集团在中国神华广东台山电厂600兆瓦燃煤发电机组上实施了高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验，按照第一阶段试验计划，实现了500兆瓦、300兆瓦等多个负荷工况下燃煤锅炉掺氨燃烧平稳运行。

国际上，日本积极推进煤氨混燃技术，计划2030年实现以20%比例与煤炭混合燃烧发电，2050年实现100%氨燃烧。韩国计划从2030年起实现氨燃料发电商业化，将氨燃料在发电领域的占比提高到3.6%。

截至目前，大部分氨掺烧项目仍处于实验和小范围应用阶段。要实现大规模商业化应用，行业需要进一步解决氨掺烧在大容量煤电机组中的稳定性和可靠性，以及绿氨高价量低和运输安全等问题。

■■经济性待提升

国家电投集团能源科学技术研究院储能与氢能中心业务总监刘炳池指出，煤电低碳化压力较大，技术路径选择、经济可及性等面临非常大挑战。

“在技术路径选择上，氢氨作为气态燃料，会优先考虑燃气轮机联合循环发电方式，不仅启停灵活、调节负荷方便，发电效率可以达到60%以上。”刘炳池说，“对比之下，氢氨燃气轮机装备制造限制较大，研发进度远远跟不上需求，预计2030年前后技术才可能成熟，届时有望为构建零碳新型电力系统提供重要支撑。”

针对氨煤混燃技术，刘炳池坦言：“煤电加氨发电技术最高效率40%—50%，煤电灵活性很差，加氨以后灵活性更差，氨燃料研究主要集中在稳燃、调节、氧化物排放等方面。不过，在煤炭中掺入一定比例的氨，替代部分燃煤，能够在源头上减少煤炭使用，减少碳排放。”

一方面，成本不具备优势。国内等热值氢和氨价格是常规动力煤的5—10倍，对火电厂而言，这样的价格水平打压了加氨意愿，还需要深挖绿色溢价的价值空间。在我国大多数地区，目前绿氨很难与生物质燃料竞争。另一方面，地理位置也不占优势。目前，氢氨大基地主要集中在三北地区（东北、西北、华北），在西北“沙漠、戈壁、荒漠”等缺水地区，新能源资源富集，绿氨掺烧具备一定可行性，但火电厂则普遍位于沿海地区，这种地理空间错配问题给资源调度带来挑战。此外，氨作为一种有毒的危险化学品，运输风险同样需要深度评估。