创新激活！绿氨破局“煤电零碳改造”
发布日期：2025/6/25
引言：煤电脱碳的全球困局与中国方案
在“双碳”目标倒逼下，占中国碳排放总量35%的煤电行业正面临深度转型。传统碳捕集技术（CCUS）成本高、效率低，而绿氨掺烧作为“燃料替代+燃烧降碳”的复合路径，凭借可再生能源制氨的零碳属性与煤电设备改造成本可控的优势，成为全球能源转型的焦点。中国凭借风光资源禀赋与政策驱动，已在吉电股份大安项目等示范工程中实现技术突破，正从“试验场”迈向“主战场”。
1 技术内核：绿氨掺烧的脱碳逻辑与工程突破
1.全链条技术解构
绿氨掺烧的本质是构建“风光电→电解水制氢→哈伯-博施法合成氨→氨煤混燃”的零碳燃料闭环。相较于灰氨（化石能源制氨），绿氨的全生命周期碳排放趋近于零。在燃烧环节，300MW机组掺氨10%时，锅炉热效率仅下降0.3%，但二氧化碳排放量可减少42万吨/年（按年耗煤150万吨计算）。中国神华集团在广东台山电厂的试验数据显示，600MW机组掺氨20%时，氮氧化物（NOx）排放可通过分级燃烧技术控制在50mg/m³以下，满足超低排放标准。
2. 关键技术瓶颈突破
• 燃烧稳定性：皖能铜陵电厂通过“预混燃烧+火焰稳定器”技术，解决了氨燃烧速度慢（仅为甲烷的1/3）导致的火焰脱稳问题，实现掺氨35%时燃烧效率达99.7%；
• 设备兼容性：中能建研发的耐高温镍基合金燃烧器，可抵抗氨燃烧产生的高温腐蚀（最高耐受1400℃），使用寿命提升至8万小时；
• 成本控制：PEM电解槽国产化率突破90%，单位制氢成本从2020年的50元/kg降至2025年的18元/kg，推动绿氨生产成本跌破3000元/吨。
2政策驱动：从顶层设计到地方实践的协同发力
1. 国家战略锚定技术路线
《“十四五”现代能源体系规划》将绿氨掺烧列为煤电“三改联动”（节能、供热、灵活性改造）的核心技术，明确2027年新建煤电机组需具备20%掺氨能力。国家发改委《煤电低碳化改造行动方案》设定分阶段目标：2025年单位电碳排放较2023年降20%（对应掺氨5%-10%），2030年降50%（掺氨15%-20%）。
2. 地方创新激活市场主体
• 吉林省：推出“风光氢氨”一体化补贴，对绿氨生产给予0.3元/度电补贴，火电厂掺氨改造按装机容量给予50元/千瓦补助；
• 内蒙古：在托克托电厂试点“绿氨掺烧+供热”模式，利用氨燃烧余热提升供热效率12%，年节约标煤12万吨；
• 辽宁省：将绿氨掺烧纳入碳交易体系，华电营口项目预计每年可通过出售CCER获得1.2亿元收益。
3 实践突破：从示范项目到产业集群的生态构建
1.超级工程引领技术验证
• 吉电股份大安项目：全球最大绿氨掺烧示范工程，总投资63.32亿元，配套1.2GW风电+300MW光伏，年产绿氨18万吨，可满足6台300MW机组10%掺烧需求，预计2025年7月投产后年减排二氧化碳350万吨，相当于种植1.9亿棵树；
• 中能建松原氢能产业园：规划300万吨绿氨产能，首创“风光制氢-管道输氨-火电厂掺烧”全链条，配套建设200公里液氨运输管道，解决东北“产氨-用氨”地理错配问题；
• 远景能源锦州港基地：建成10万立方米低温氨储罐，形成“北氨南运”枢纽，可将东北绿氨成本分摊至华东地区火电厂，运输成本较公路降低40%。
2. 技术输出与国际对标
中国在绿氨掺烧领域的技术成熟度已超越欧美。日本J-Power的100MW氨煤混燃项目掺氨比例仅5%，而中国皖能集团已实现35%掺烧；丹麦Topsoe的绿氨厂年产5000吨，不及中国单个示范项目的1/30。2025年6月，联合国气候大会将中国大安项目列为“全球十大零碳技术案例”，其电解槽能效（4.3kWh/Nm³）较国际平均水平高15%。
4 规模化挑战：产能缺口与成本博弈的双重考验
1.供需矛盾短期难破
• 产能缺口：2025年中国绿氨规划产能仅40万吨，若全国火电厂实现5%掺烧，年需求达1500万吨，缺口达97%；
• 物流瓶颈：液氨运输依赖槽罐车（单车载重20吨），从吉林到山东的公路运输成本达800元/吨，占绿氨售价的27%，而管道铺设成本高达1.5万元/公里。
2. 经济性临界点尚未到来
当前绿氨发电成本约0.8元/度，是燃煤发电（0.35元/度）的2.3倍。即使考虑碳价（当前全国碳市场均价70元/吨），掺氨10%的度电成本仍增加0.05元。但行业预测，2027年随着风光电价降至0.15元/度，绿氨成本可降至2200元/吨，届时掺氨15%的度电成本将与燃煤持平。
5 未来展望：2030产业图谱与技术路线图
1. 三阶段发展路径
• 2025-2027年：“三北”地区建成10个千万吨级绿氨基地，30%火电厂完成掺氨改造，掺烧比例5%-10%，年减排二氧化碳1.2亿吨；
• 2028-2032年：绿氨成本跌破1500元/吨，“北氨南运”管网覆盖80%沿海电厂，掺烧比例提升至15%-20%，火电碳排放量较2020年降40%；
• 2033-2040年：全氨燃烧技术成熟，煤电转型为“氨电耦合”调峰电源，行业实现零碳排放。
2. 颠覆性技术储备
• 固体氧化物燃料电池（SOFC）：氨直接发电效率达65%（传统燃煤机组仅42%），日本三菱重工已启动10MW级示范；
•氨热解制氢耦合CCUS：中国科学院过程工程研究所研发的催化剂可将氨热解制氢成本降至12元/kg，结合碳捕集可实现“负排放”发电。
6 结论：绿氨掺烧重构煤电价值逻辑
当绿氨从燃料变为“零碳能源载体”，煤电厂正从“碳源”转型为“能源转换枢纽”。中国凭借“风光资源+制造能力+政策执行力”的三重优势，已在绿氨掺烧领域形成全产业链竞争力。据IEA预测，2030年中国绿氨掺烧技术可带动全球煤电脱碳成本降低35%，为“一带一路”国家提供“煤电零碳改造”的标准范式。这场始于东北的“氨煤革命”，终将重塑全球能源格局。
来源：源网荷储创研新视界 作者：胡宏峻
