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《煤电低碳化改造建设行动方案》及解读
2024年7月16日，国家发改委发布《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》，旨在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，提升煤炭清洁高效利用水平。行动方案中明确提出了改造和建设方式，有以下三种：
(一)生物质掺烧。利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，综合考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。
(二)绿氨掺烧。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。
(三)碳捕集利用与封存。采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩。推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术。因地制宜实施二氧化碳地质封存。
在政策、资金及调度等多个层面对煤电低碳化改造提供保障支撑。一是项目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。相关项目择优纳入绿色低碳先进技术示范工程；二是鼓励符合条件的项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金(REITs)、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设，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；三是电网企业要优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网。
针对行动方案，我们今天先看一下绿氨掺烧的行业前景。
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掺氨燃烧试验验证
2023年12月，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，这是当前国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。
试验主要采用氨煤预混燃烧技术，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。锅炉运行参数正常，氨燃尽率达到99.99%，脱硝装置前的氮氧化物浓度与燃煤工况相当，增加幅度可控制在20毫克/标立方米以内，烟气污染物排放浓度无变化。试验验证了氨煤气固两相燃烧强化、等离子裂解等多种创新技术的先进性，体现了气固两相氨煤混燃燃烧器在氮氧化物生成抑制方面的优良效果，发现了不同燃烧掺混方式对氮氧化物生成的显著影响，形成了对掺氨燃烧技术的新认识。
目前，600兆瓦及以上容量机组已占我国火电装机60%以上，是主力机型，探索600兆瓦燃煤发电机组掺氨燃烧技术，对降低二氧化碳排放具有重要意义。
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绿氨与氢氨一体化
氢的沸点低至-253℃，而氨的沸点为-33.36℃，这使得氨与氢相比更易液化，液化成本也更低。氢属于极端易燃物质，而氨不易燃，这使得氨与氢相比安全性更高，便于工业运输。氨也具有较高的热容量，可以帮助控制储存温度，从而减少储存成本。其不易燃，易液化、易储存、便运输等优点，使其成为了绿氢利用的重要载体；其更高的安全性、更可靠的储存能力、更低的成本，使其成为了更安全的可持续性氢储运方式。
绿色氢基化工市场潜力巨大，氢氨一体化方案是一种将氢能和氨能结合的能源技术，旨在解决氢能大规模储运的难题，并拓宽氢能产业的应用场景。国际上已明确绿色氢基能源标准，为国际氢基能源交易提供了标准保障；同时，国际强制性政策增多，如2023年国际海事组织设定，到2030年实现5%至10%的零碳航运燃料使用比例。受以上因素影响，国际氢基能源订单开始增多，截至2023年12月，全球甲醇船舶订单对应的甲醇需求达近600万吨/年。从国内市场看，随着全国碳市场升级扩容，氢基能源项目有望获得较高收益，部分收益能抵消与传统化石能源工艺之间的成本差距。
近年来，中国的氢氨一体化项目数量显著增加，相关项目超过20个，总投资额接近1500亿元，绿氨年产能超过260万吨。2023年9月，总投资296亿元的中国能建松原绿色氢氨醇一体化项目开工建设。项目规划年产绿氢11万吨，绿氨/醇60万吨，建成后将进一步推动绿色氢基化工规模化发展。
氨作为零碳燃料和氢能载体，具有高能量密度、易液化储运、安全性高和无碳排放等优势。氢氨结合可以解决氢能发展的重大瓶颈问题，也可以作为直接或间接的无碳燃料应用。
中国政府已出台相关支持政策，鼓励氢氨融合技术的发展。例如，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出扩大工业领域氢能替代化石能源应用规模，并积极引导合成氨等行业向低碳工艺转变。
内蒙古风光储氢氨一体化示范项目：该项目利用四子王旗的天然风光资源优势，打造集发电、消纳、储能、应用于一体的新能源产业体系。项目总投资189亿元，分风光制氢一体化和合成绿氨两部分实施。预计每年绿电发电量约63亿千瓦时，节约标煤133.9万吨，减排二氧化碳632.78万吨，并预计年产绿氢9万吨、绿氨50万吨。
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氢氨与煤电的耦合，底层的逻辑是低碳化的能源互联
氢氨一体化是将氢能和氨能结合的一种能源技术方案，它是新能源在时空中耦合的新介质，是未来的重要长时储能手段。氢能作为一种清洁能源，其开发和利用对于减少碳排放具有重要意义。通过电解水制氢，并与氨结合，可以解决氢能大规模储运的难题，并拓宽氢能产业的应用场景。
光伏，风电，煤电，天然气，氢氨，电网，构成了能源的生产、传输、存储与消纳，在“双碳”目标下，不同的能源形式之间相互转化，互联互通，以低碳高效为目标价值导向，“宜煤则煤，宜电则电，宜气则气”，实现更高程度的集成优化是能源互联网的出路，也是目标。
比如，氨能利用分为传统行业和新能源行业两种。氨能在化肥、军工、环保、制冷等传统行业已得到广泛应用，是关乎国计民生的基础化工产业。近年来，在氨氢一体、氨燃料电池、氨内燃机/燃气轮机等新能源领域，氨能的利用场景迅速发展，用于实现氢能终端、氨能发电、氨能燃料等产业应用的无碳排放。
《行动方案》中明确要求，到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术;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20%左右、显著低于现役先进煤电机组碳排放水平。到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降;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，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。
绿氢绿氨的未来一定大有可为，这是大规模的风光制氢的又一条出路。煤电掺烧绿氨，这也是新能源与传统煤电降碳互哺共生的最好佐证。
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