今年7月中旬，国家发改委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》（以下简称《方案》），明确提出实施燃煤机组掺烧绿氨发电以替代部分燃煤。该《方案》为煤电低碳化改造指明了新方向、提供了新途径，旨在统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，全面提升煤炭清洁高效利用水平，加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系；也意味着随着风光等新能源产业规模的快速增长，能源利用形式不再局限于电力端，还可以转化为氢氨等无碳燃料，以满足用能需求的多样化清洁化，助力“双碳”目标的顺利实现。

（来源：电联新媒 作者：徐进）

绿氨已成为煤电领域

降碳的新途径

氢能作为一种来源丰富、应用广泛、绿色低碳的二次能源，因其具有零排放、可再生、能源效率较高等特性，被视为“未来能源”的重要方向。而绿氨作为一种高效的储氢介质，具有易液化储运、安全性高和无碳排放等优势。其实，燃煤机组掺烧绿氨的实施路径并不复杂，主要是借助风电、太阳能发电等可再生能源产生的富余电力电解水制造绿氢，接着在催化剂作用下将绿氢与空气中分离的氮气进行化学作用合成绿氨，然后把绿氨与燃煤一起掺烧进行发电，以降低碳排放水平。

近几年，我国氢能源产业发展迅猛。据国家能源局科技司最新发布的《中国氢能发展报告（2023）》统计，截至2023年底，我国氢气产能超过4900万吨/年，产量超过3500万吨，均同比增长约2.3%，主要作为合成氨、甲醇以及炼化等工业过程中的中间原料。煤制氢、天然气制氢和工业副产氢是我国氢气供应的主要来源，电解水制氢稳定发展，产能已达45万吨/年，产量达30万吨/年。各地规划的可再生能源制氢项目超过380个，其中现已建成运营约60个，累计可再生能源制氢产能超过7万吨/年，已建和在建可再生能源制氢一体化项目产能突破90万吨/年；已建成并运营的加氢站数量达到428座，共建成可再生能源制氢项目58个，覆盖全国21个省（区、市）。氢的应用领域日益广泛，合成氨和甲醇用氢占比共计56%，炼化用氢10%，其他工业用氢19%，直接燃烧15%。

实际上，氨能的发展和合理利用已成为大势所趋，氨不仅能充当化工原料广泛应用于制造氮肥或其他化工品，而且还可作为能源燃料，与煤或天然气一起掺烧发电，实现二氧化碳减排。氨氢联动可打破化工与电力行业的壁垒，实现电-氢-氨化产业有效联通，同时绿氨在燃烧过程中产生的氮氧化物等污染物也远低于燃煤，清洁又环保。更进一步讲，相对于生物质掺烧和碳捕集利用与封存等其他煤电机组降碳改造的技术路线，掺氨燃烧可以充分利用现有燃煤电厂设施，无需对厂房锅炉等主体结构进行大的结构变动，改造投入成本相对较低，发掘燃煤电厂的降碳潜力较大。另外，氨是唯一的无碳氢载体，可以从可再生资源中合成，且更容易被液化储运，便于储存和长距离运输，这也为燃煤机组掺烧绿氨提供了较大的便利性和可行性。

简言之，燃煤机组掺烧绿氨是指将少量氨水喷入煤粉中，通过配方和喷雾网、加热设备等处理后燃烧，具有节能环保、提高煤炭利用率等好处。按照《方案》提出的煤电低碳化改造建设目标要求，到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工后，相关项目度电碳排放水平较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右，明显低于现役先进煤电机组碳排放水平；到2027年，相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。据《中国电力报》报道，2023年4月，安徽能源集团与合肥综合性国家科学中心能源研究院在皖能铜陵发电公司30万千瓦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，达到了国内首创、国际领先水平，目前正在全力推进掺氨比例超过50%的工况试验，并计划在100万千瓦燃煤机组开展工程示范。同年12月，中国神华广东台山电厂60万千瓦煤电机组成功实施高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验，成为当时国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。

燃煤机组掺烧绿氨

带来的主要机遇

成长空间巨大。我国的煤电装机规模已达12亿千瓦，每年煤电的发电量超5万亿千瓦时，消耗的煤炭量已超20亿吨。若以10%的完全替代进行初步估算，未来可能会产生超过2亿吨的煤炭替代需求，为我国氨氢能源发展带来千载难逢的新空间。截至2024年6月底，国内绿氨项目的规划产能已近1200万吨，项目开工率已从2023年底的10%迅速提升至28%，从一个侧面反映出相关行业对绿氨市场的巨大需求和产能建设的加速推进。

政策支撑有力。我国现已发布包括《氢能产业发展中长期规划（2021~2035年）》等在内的国家层面氢能专项政策3项，全国近30个省（区、市）出台省级氢能产业发展规划或指导意见，各地方政府公开发布氢能专项政策超过400项，纷纷探索对可再生能源制氢在危化品许可方面的政策松绑，对氢能项目投资、多元化应用等进行了多层面的政策指导，加速破解了行业痛点难点问题。另外，我国还与欧盟、英国、巴西等多个国家和地区启动氢能领域创新合作，涵盖项目合作、设备贸易、标准制定等方面，为我国氢氨产业国际交流与合作营造了有利政策和市场环境。

技术日益成熟。在制氢方面，我国电解水技术以碱性电解水制氢为主、质子交换膜电解制氢技术为辅，其中碱性电解水制氢设备数量全球占有率第一，并逐步向大容量（单体设备产氢量大于或等于1000立方米/小时）方向发展，寿命已经达到8万小时以上；兆瓦级质子交换膜电解槽产品下线并得到工程验证。在储运方面，镁基固态储运车实现下线交车，单次可运氢超1吨；高压气态储运效率持续提高，固态、液态、有机液体等储运技术相继开展工程验证，长距离、大规模纯氢管道输运技术有序推进，液氨储运技术和安全规范日趋成熟。在掺氨燃烧技术方面，我国已在多地进行了工业级燃煤机组掺氨燃烧试验，有关技术已达国际先进水平，具备规模化示范基础。

价格持续下降。燃煤机组掺烧绿氨能否顺利，一个关键因素是氢能价格能否降到市场可承受水平。随着一些关键技术的突破，氢能价格近年呈现持续下降趋势。据权威部门测算，我国内蒙古地区制氢成本已降至21.06元/千克，而山西省并网制氢成本已低至15.2元/千克，如果考虑高纯度绿氨冲减碳成本，则电氢成本仅9.6元/千克，已低于煤制氢成本11.3元/千克，并大幅低于天然气制氢成本21.8元/千克。如果加上储氢和输运氢，按固定投资均摊至耗氢量，单位氢气附加成本约2.5元/千克，再考虑配套建设合成氨装置，整体成本约为12.5元/千克，已经基本接近煤制氢成本，合成平价绿氨的时代或许即将到来。

燃煤机组掺烧绿氨

面临的主要挑战

关键核心技术瓶颈的问题。近年来，我国电解水制氢技术虽进步很快，主要制氢设备如碱性电解槽和质子交换膜电解制氢技术虽然国产化率大幅提高，但与国外先进国家相比，总体上仍存在一定的差距；国产催化剂的寿命、均一性、分散稳定性等方面与国外同类型的催化剂相比，在性能上存在较大不足。另外，我国在储、运、加、用等环节的氢能设备制造上依然存在部分短板，一些关键装备尚不能自主设计制造，需加大力度开展科技攻关、尽快填补技术“空白”。

配套设施有待完善的问题。从氨源供给角度来看，目前国内绿氨装置均是小规模试生产，产量产能极其有限，缺乏充足的氨源保障；从燃煤电厂的角度来看，现有的燃煤电厂在初步设计过程中并没有考虑掺绿氨的需求，需要重新建设与之配套的道路运输、厂内存储等设施，氨储存罐的布置会面临场地局促或不足问题；从全国市场交易体系角度来看，我国还没有形成全国氨气交易与储运体系，大型运储氢氨的港口、管道设施或运输设备严重不足，需要进一步加大加氨站等基础设施建设力度。

产业链协同不匹配的问题。目前燃煤机组掺烧绿氨还处于起步示范阶段，煤电与氢氨产业链各环节之间存在较为明显的脱节，缺乏燃煤机组掺烧绿氨的制、储、输、用等全产业链技术装备生产体系及相应技术标准体系，也缺少大规模推广运用场景，不同产业的上下游之间缺乏有效的协调和沟通平台，产业间的协同效应不足和整合机制不强，导致信息孤岛、数据不通和资源浪费等问题较突出。另外，由于氨气在燃烧过程中的化学特性复杂，如果对已运行的燃煤电厂进行掺烧绿氨的设计改造，其管道的走向及燃烧器的改造涉及面比较复杂，代价不低；管道布置，燃烧器改造、逻辑控制调整（需加入到DCS）等方面是新的课题。未来还需加强产业链各环节之间的合作与共享，推动绿氨-煤电产业链上下游企业间的协同发展。

综合成本居高不下的问题。成本是衡量燃煤机组掺氨可行性的重要尺度，直接关乎燃煤电厂自身经济效益的好坏。据有关机构测算，目前绿氨最大的成本支出是绿色电力，合成1吨绿氨共需消耗12000千瓦时左右的绿电，这是导致目前绿氨掺烧度电成本远高于常规燃煤发电的度电成本的主要因素。如果在没有相应政策扶持的前提下，将不可避免地加大发电企业的经营负担，直接影响到燃煤电厂掺绿氨的积极性和主动性，这也是关系到燃煤机组掺氨能否全面顺利落地实施最为关键的因素。

高端专业人才紧缺的问题。我国燃煤电厂大多数是从计划经济走过来的“老企业”，员工人数庞大，对燃煤发电很熟悉，但对燃煤掺氨这一新型技术并不一定了解。作为战略新兴产业，氢氨行业的发展依赖于高水平、高素质的人才支持，人才在氢能及绿氨技术的研发、生产以及应用普及等方面发挥着至关重要的作用。同欧美日等发达国家相比，我国在氢氨产业后备人才培养方面严重不足，复合型、梯次型人才稀缺，面临着高端技术人才紧缺、相应管理人才匮乏、专业操作人才严重不足等问题。

算好“六本账”，确保燃煤机组

掺烧绿氨行稳致远

算好“政策账”。燃煤机组掺氨是新生事物，要想普及和推广离不开政府扶持支持。《方案》也从强化资金保障、加大投资补助、建立分摊机制、拓宽融资渠道、优化电网调度等方面提出了相应举措。笔者认为，应出台更全面、更具体的措施去细化落实，以增强政策的有效性和针对性：一是财税支持，综合运用财政贴息或增值税加计抵减、研发费用加计扣除、设备器具扣除有关所得税、研发机构采购设备增值税减免等结构性减税降费优惠，纳入能源设备更新的支持范围，做好政策端发力；二是资金支持，主动构建包括银行信贷、债券、股票、创业投资、保险和融资担保等在内的全方位、多层次的金融服务体系，不断丰富金融支持工具，切实解决资金“缺口”；三是健全电价和碳价传导疏导机制，对参与绿氨掺烧的电厂根据项目实施的难易程度、投资大小、周期长短，给予适当的电价补贴或优先安排碳排放交易，允许优先参与电网深度调峰并提高调峰差价等措施，让企业享受到实实在在的政策红利。

算好“技术账”。技术创新是推动产业落地的最大引擎。深入落实新质生产力发展要求，大力推进氢氨现代化产业体系建设，要全力支持能源电力龙头企业与科研单位、大专院校组建创新联合体，组织实施氨燃烧器、等离子氨裂器等关键核心设备的攻关，不断提高绿氨的燃烧效率；鼓励围绕绿电制氢、制氨、氢氨管道输运等技术，开展基础研究和前沿技术布局；加大质子交换膜燃料电池催化剂、气体扩散层、质子交换膜、双极板以及固体氧化物燃料电池阴极、阳极、密封材料、连接体等核心材料和关键零部件的技术攻关；支持海上风电光伏就地制氢、光催化制氢、生物质制氢、氢合成氨以及高效安全氢氨气储运等关键技术和重要设备研发与应用，鼓励膜电极、电堆、专用芯片等技术研发；支持氢氨气制备、储运、燃料电池关键材料及零部件、系统集成、氢能应用等技术成果转化与产业化；推动燃煤机组掺氨技术标准体系建设，全力打通绿氨产、储、运、加、用全产业链和技术链，从根本上破解“卡脖子”的技术难题。

算好“投入账”。合理的投入产出比是衡量企业或项目投资效益的重要指标，可有效评估相关业务优化组合，以实现资源的最优配置。燃煤机组掺烧绿氨的建设投入成本主要涵盖以下五大部分：一是项目前期费用，包括勘察设计、可研报告编制、项目咨询、监理和管理费用等方面；二是技术改造费，一般来讲，现有燃煤机组掺氨燃烧虽然无需对锅炉主体结构和受热面进行大的改造，但需要进行混氨燃烧系统改造，这些投资支出包括技术研发费、相关设备购置费、安装调试费、场区改造费等，对燃煤电厂而言可说是最大的一项固定资产投入成本；三是安全监测系统的投入成本，因为氨气有剧毒，需要在制备、储运及生产阶段设立可燃气体和有毒气体检测报警系统，以防止蒸发器、氨燃烧器等多区域泄漏；四是辅助设施的投入成本，包括储氨罐等设备购置与安装、输氨管道建设安装、运氨车辆采购、进厂道路改扩建设成本等投入支出；五是改造期间利息支出，这笔费用应当成本化，计入燃煤机组掺氨项目的改造成本之列。

算好“效益账”。一方面燃煤机组掺烧绿氨会提升企业运行成本，因为氨热值相对较低，仅为18.6兆焦/千克，提供1吨标准煤所产生的热值能量需要约1.6吨氨，加上目前氨价格较高，燃煤机组掺绿氨燃烧将不可避免地大幅提高机组度电成本。据《基于不同情景模式的燃煤掺氨发电技术的经济性分析》中介绍，即使以0.0557元/千瓦时的电价电解水制氢制氨，且暂不考虑过网成本影响，度电成本会增加0.033元/千瓦时，这对捉襟见肘的燃煤电厂来说也是一笔不小的负担。另一方面燃煤机组掺烧绿氨也会带来较为明显的经济和社会效益：一是通过碳交易带来的收益，因为燃煤机组掺烧绿氨后二氧化碳排放量会有一定幅度下降，通过碳交易能获得一定的收益；二是社会环境效应的改善收益，即燃煤机组掺绿氨后有效提高煤炭利用率，有利于减少烟尘、氮氧化物等污染物和碳排放，节约能源资源，可争取国家或地方政府给予一定的财政补贴；三是参与深度调峰的补贴，各地陆续推出了深度调峰的补贴政策，支持掺绿氨的煤电机组优先参与深度调峰并提高深度调峰交易第一档报价上限。

算好“示范账”。无示范，难推广。客观上来讲，现阶段燃煤机组掺烧绿氨技术仍处于实验研究和小规模示范阶段，并不具备大规模推广应用的客观条件与场景，放大到实际燃煤机组容量规模的应用效果还有待进一步开展工业示范的验证，以确保该技术在实际生产中的稳定性和可靠性。从科学发展角度来讲，唯有通过不断地示范推广，发挥好试点项目在燃煤机组掺烧绿氨推广中的引领、突破作用，才能真正形成可复制、可推广的经验和模式。因此，燃煤机组掺烧绿氨在具体实施过程中，要充分结合不同电厂实际情况、不同地理区域的自然环境条件，主动践行“一厂一策”策略，优先选择绿氨供应充足、输运便利的燃煤电厂进行应用示范，以切实提高电力生产的综合效益。对于配煤掺烧方式的优化，可基于燃煤机组的技术指标，对各种不同的掺烧方式进行综合分析与考虑，并不断调整、优化和改进掺烧方案，选择最适合的、最佳的掺烧方案，不仅要充分确保锅炉安全运行，更要利于促进电力生产效益的提升。

算好“人才账”。当前，我国氢氨行业发展面临最紧缺的问题并非钱和项目，而是具有扎实的理论水平和丰富实践经验的复合型人才。作为战略新兴产业和交叉行业，氢氨产业发展涉及到化学、物理、材料学、机械与电气工程等多学科领域，其系统的运行维护、检测维护、检验分析、安全监管等工作都需要由专门人才来完成，亟待培养一批具有理论功底和实践经验的高素质、交叉型人才，以满足燃煤机组掺烧绿氨涉及的不同领域、不同工种、不同层次的人才需求：一是创新人才培养体系，通过企业内部人员二次转岗培训、校企联合培养、构建产学研融合机制等不同模式，为氢氨人才教育和培训搭建良好载体与基地；二是创新人才任用体系，通过“搭台子、架梯子、压担子、铺路子”等各种途径，让优秀氢氨人才尽快脱颖而出；三是健全人才考评体系，通过强化创新创造导向、实施分类人才评价、引入第三方评价方法、建立长效激励机制等多种办法，让氢氨人才既“评得出”又“留得住”，从而为燃煤机组掺烧绿氨的全面推行提供坚强充沛的人才保证。