煤电转型有了新路径

随着全球能源绿色低碳转型加速推进，煤电正面临前所未有的挑战。全国能源工作会议在部署2024年重点任务时提出，研究探索火电掺烧氢氨技术，推动建设一批“低碳电厂”。这为燃煤电厂节能减排、绿色发展提出了一条切实可行的全新路径。

由于经济性、资源禀赋等因素，我国电力结构以煤电为主。煤电在支撑经济快速发展的同时，也带来了严重的环境问题，在我国每年100亿吨左右的碳排放中，约40%来自煤电。要实现碳中和目标，一方面，要减少煤电的使用，大力发展更为清洁的可再生能源；另一方面，要提升煤炭等传统化石能源清洁利用水平。

近年来，围绕煤电清洁高效转型，我们做了很多工作。通过持续实施“三改联动”，全国80%以上煤电机组进行了节能改造，90%以上煤电机组实现了超低排放，近3亿千瓦煤电机组按需实施灵活性改造。借助技术进步，我国平均度电煤耗已从20年前每千瓦时近400克，降至目前每千瓦时300克左右，优于美国和德国水平。此外，基于二次再热、高位布置、超净排放、CCUS（碳捕集、利用与封存）等技术的开发和应用，我们还在探索更多煤电清洁发展的可能性。

在当前技术条件和装机结构下，煤电仍是最经济可行、安全可靠的灵活调节资源，可在提升电力保供能力的同时，促进可再生能源发展。因此，我们需要更加高效的清洁利用方式，进一步大幅降低火力发电中的煤炭消耗，在保障一定量火电发展的同时降低碳排放。

火电掺烧氢氨技术的进步，让人们看到这一希望。目前全世界已知能高温燃烧的燃料绝大部分都是化石能源，真正不含碳并具备实用性的清洁燃料极少，其中就包括氢和氨。氢作为下一代能源备受关注，但气态的氢气难以大量长距离运输，且热值偏低，在当前技术下直接大规模利用存在困难。过渡性解决办法是利用绿氢合成绿氨，氨目前主要用于化肥，液氨储运技术和安全规范也非常成熟。研究发现，在燃煤火力发电领域应用氨混烧时，基本不需要改变现有主体设备，仅需在锅炉单元改造添加一些支持氨燃烧的装置，即可达到碳减排效果。

针对火电掺烧氢氨技术，一些国家早有布局。2021年，日本政府发布第六版能源战略计划，明确优先推广氢、氨混烧发电技术，希望以“氨—氢”能源形式实现更低成本碳中和；韩国则成立了一个氢氨发电示范促进领导小组，目标同样是推动氢、氨与天然气、煤混合燃烧发电。我国拥有显著可再生能源优势，如果能够尽早建立火电掺烧氢氨原料供应、技术标准体系，并实现规模化应用，将有望引领全球氢氨燃料市场。

为实现火力发电净零排放，我国正在积极探索火电掺烧氢氨技术，相关示范项目和技术开发不断推进。2023年4月，由合肥综合性国家科学中心能源研究院与皖能集团联合研发的燃煤电厂大比例、长时间、高稳定性掺氨燃烧降碳技术，在现役30万千瓦火电机组试验取得成功。同年年底，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，成为国内外完成掺氨燃烧试验验证的最大容量机组。

虽然火电掺烧氢氨路线在技术方面已得到验证，但规模化推广仍面临两大挑战：一是大规模绿氨来源问题。绿氨主要指利用绿电制取的氢所生产的氨，其生产过程不排放二氧化碳。目前，我国合成氨多来源于煤和天然气，减碳效果有限，而绿氨产量极低，想足量采购并非易事。二是绿氨采购成本远高于煤炭。合成氨70%至80%的成本来自氢，要想合成廉价绿氨，必须要有廉价绿氢，但大幅降低绿氢制备成本存在挑战。

由于与许多电厂用煤热值相当，每燃烧1吨氨就可以减少1吨煤炭消耗，火电掺烧氢氨是不可多得的化石能源源头减碳技术。为实现该技术规模化利用，应对可再生能源就地制氢项目给予政策支持，提高设备国产化率，持续降低绿氢制备成本。同时，对较早应用该技术的火电厂给予资源、资金支持。值得期许的是，目前在风光资源较好的地区，制氢成本与天然气制氢接近，合成平价绿氨已看到希望，真正的“低碳电厂”也许离我们并不遥远。

（责编：汪翠萍）