應對氣候變化，中國展現大國擔當。實現“雙碳”目標，煤電低碳轉型是題中之義。近年來，我國大力推進煤電降碳，并于近日印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》，在持續為全球能源轉型貢獻力量、為煤電低碳發展指明方向的同時，也給相關市場注入“強心劑”。本期開始，本報特別策劃推出“聚焦煤電低碳轉型”系列報道，與讀者共探煤電低碳轉型之路。
近日，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)》(以下簡稱《方案》)，其中提出利用風電、太陽能發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電，替代部分燃煤。改造建設后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。
作為我國主要碳排放來源之一，燃煤發電產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“雙碳”目標的重要技術，也為煤電綠色發展提供一條新路徑。那么，當前我國實施燃煤機組摻燒綠氨發電是否具備條件?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，在制取到應用的全流程中無碳、硫等容易破壞環境的元素產生，是一種有望規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。相比其他技術路線，煤電機組摻氨改造可以通過相對較低的改造投入，發掘火電廠的降碳潛力。”清華大學能源與動力工程系研究員黃中對《中國能源報》記者表示。
據了解，目前，許多企業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中心能源研究院發布消息稱，在皖能銅陵發電公司300MW燃煤機組實現多工況負荷下摻氨10%—35%平穩運行，最大摻氨量大于每小時21噸，氨燃盡率達到99.99%，填補多項技術空白;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荷發電工況下煤炭摻氨燃燒試驗，成為國內外完成摻氨燃燒試驗驗證的容量最大機組。
“作為氨燃燒技術的研發機構，我們認為，大部分傳統燃煤鍋爐可以通過技術改造實現摻氨混燒，目前也有許多成功的實踐案例。”浙江大學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理朱維源在接受《中國能源報》記者采訪時指出，現有燃煤機組設備的升級改造是一項具有技術挑戰的工作，也是目前許多國家爭先發展的技術領域，《方案》的出臺將創造大量實踐應用機會，可極大推動我國摻氨燃燒技術及裝備的發展進程，使我國在此領域處于技術領先地位。
經濟性是關鍵因素
在業內人士看來，煤電機組摻氨燃燒也給我國綠氨產業發展帶來新機遇。當前，僅電力行業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，以10%的替代率目標估算，每年需要同等熱值的綠氨燃料超過3億噸，將極大推動綠氨產業發展。
不過，我國綠氨產業尚處起步階段，目前總體產能較小，且多處在前期規劃階段。朱維源告訴《中國能源報》記者：“根據公開數據，我國現有在建及規劃的綠氨產能約1千萬噸，尚無法滿足電力行業10%煤炭替代率的需求，并且當前產能主要集中在“三北”地區，但用電大省多集中在東部沿海地區，運輸距離較遠。綠氨的優勢產地與能耗集中地之間的物流基礎設施仍較為薄弱。”
產能之外，綠氨經濟性也是影響其能否發揮摻燒優勢的關鍵問題。
“從技術角度講，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、廠內存儲等方面均存在短板。”黃中表示，“目前綠氨摻燒發電成本遠高于燃煤發電，在沒有配套支持政策的前提下，摻氨會極大加重發電企業的經營負擔，限制其推廣和使用，這是影響摻氨技術能否真正落地應用的主要因素。”
據了解，目前國內綠氨裝置均是小規模試生產，尚無大規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結果顯示，中標的綠氨噸價約為811歐元(約合6400元人民幣)，考慮到運輸等環節，每噸進口成本約為1000歐元(約合7900元人民幣)。對比當前國內傳統合成氨不足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低碳發展優勢明顯、潛力巨大，但當前綠氨在產能問題、經濟性問題以及配套設施問題等方面的諸多挑戰也不可忽視。
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，發揮政府投資放大帶動效應，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項目予以支持。對納入國家煤電低碳化改造建設項目清單的項目，在統籌綜合運營成本、實際降碳效果和各類市場收益的基礎上，探索建立由政府、企業、用戶三方共擔的分攤機制，給予階段性支持政策。
多位受訪的專家也結合實際情況，給出了自己的建議。
黃中建議：“要加強產業鏈上下游企業協同創新，做好示范機組遴選。同時，制定相應的政策保障措施，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‘改而不摻’的局面。”
“首先，在現有綠氨產能不足的階段，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，在氨能產業的發展初期，需對應用端給予一定政策支持;對氨摻燒科技及裝備研發領域給予一定扶持，如重大專項資金、政府引導投資基金等。另外，應科學論證氨作為燃料使用時應滿足的安全與環保條件，對于符合使用條件的企業在立項環節給予政策便利。最后，要加強氨運輸鐵路、港口以及液氨管道等基礎設施的建設。”朱維源表示。
