来源：湖畔新言
一、主管单位提出燃煤机组掺烧绿氨发电
为推进煤电降碳，国家发展改革委、国家能源局于2024年6月24日印发了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，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》的提出，意味着能源利用形式不再局限于电力端。随着新能源产业的发展，在风光电产业的支持下，氢氨等无碳燃料能得到更大的机会，助力能源应用的多样性，进一步推动“双碳”目标的顺利实现。
实际上，早在2022年初，已有相关政策提及绿氨的使用，且后续不断有新的政策出台，支持绿氨在新能源领域的发展和应用。
而随着《方案》出台，各省市陆续发布了相关的试点项目，以支撑绿氨在煤电领域的使用。其中，上海市就提出了有关布局，要适度超前布局氢基能源。以绿醇和绿氨为重点，远期形成临港新片区、嘉定区、化工区、外高桥区域四大氢基能源基地布局。绿氨聚焦煤电掺烧，在化工区布局绿氨示范工厂，推动生产成本下降，结合火电项目建设和升级改造开展绿氨掺烧示范，逐步提高掺烧比例，为大规模可再生能源消纳开拓新途径。
有关《方案》的介绍和分析可以回顾新湖能源组有关专题。
二、绿氨是清洁能源重要载体之一
氦目前是世界上生产及应用最广泛的化学品之一。在中国，氨主要用于农业和工业，用量比重约7：3。
目前全球98%的氨由化石能源制得，其生产伴随大量二氧化碳排放，排放量占全球总量1.8%。随着全球对低碳发展的重视，高效、低能耗、低排放、可持续的氨生产成为趋势。
另一方面，氢是氨的主要生产原料，电解制氢技术的发展促使氢成为可再生能源的重要载体。然而，氢在运输、储存方面仍有技术、成本及安全方面仍有诸多待改善与解决的地方，因此凭借更友好的易液化性、安全性，氨成为了制氢之后下一步的最佳中间载体之一。
而根据制氢过程中碳排放量的不同，也可以将氨进行颜色分类为灰氨、蓝氨、蓝绿氨和绿氨四类，前三者主要为化石燃料和工业副产途径为主，而绿氨则主要指无碳化的氨合成与生产，由绿电制取的绿氢与空气分离得到的氮经过一定的合成工艺合成为绿氨。
三、绿氨是目前用于锅炉掺烧中最低碳的燃料之一
随着国内风光电等可再生能源的发展，开展绿氢制绿氨的技术开发，可以间接解决部分地区弃风弃电的问题，且能实现拉平电力波动，有助于电力系统的稳定。在后端绿氨生产环节，通过实现间歇制氢和合成氨不间断运行的耦合，发电装置配置储能，供合成氨装置用电，可以使“绿氨”生产的每一个过程都是绿色的。
在完成制氨后，将氨输至火电机组，并和燃煤进行掺烧，可以使火电的碳排放达到较大程度的下降。其技术原理是利用可燃的氨气替代一定比例的煤粉，掺混后进入锅炉共同燃烧，并通过控制火焰的轴向温度和空燃比，抑制火焰内氮氧化物的生成。
火电的掺氨燃烧有诸多优点。
首先，该技术可以为剩余使用寿命仍然较长的燃煤电厂提供减碳方案。我国火力发电仍占主导地位，虽然再生能源装机量近年快速增长，但火电装机量占比依然最大，仍占总装机量的40%以上。因此，我国脱碳需求依然大，而掺混氨燃烧发电是一种可行的技术，燃烧无CO，产物生成，属于无碳燃料，可以为中国存量巨大的燃煤机组提供减碳的抓手。
其次，如前文所提到的，掺氨燃烧可以平衡可再生能源给电力系统带来的不稳定，是我国在向清洁能源转型过程中提供保障力的重要手段。随着风光电装机量的增加，新能源发电的不稳定性给电网系统带来的冲击也愈发明显。而氨易于液化，液氨体积含氢量是液氢的1.5倍以上，且作为化工产品，大规模合成、储运技术成熟可靠。绿氨制备配合掺氨燃烧，可以凭借其燃烧性能良好、易液化、易储存等优势，能够为电力系统提供与传统火电类型的可调节、可调度、可控制的电力电量支撑。
最后，在可再生能源生产条件不利的地区，可以从有条件生产绿氨和绿电的区域运送绿氨，或者通过电网输送绿电生产绿氨，来获得减碳的替代方案。可再生资源分布不均匀，部分地区可再生资源少，通过可再生资源发电成本高，通过掺混氨发电能够减少碳排放。
当然，掺氨燃烧目前也存在一定的痛点。一是其相关技术还不成熟，当氨燃烧不充分时，反应过程会产生氮氧化物（NOx），可能造成酸雨、臭氧空洞、光化学烟雾等大气污染及其他环境问题。二是掺氨燃烧着火稳燃特性较差，即自燃温度高，点火能量大，燃烧速度慢。以上问题仍待技术的发展来解决。
四、中国绿氨发展方兴未艾
我国在技术上已实现燃煤锅炉混氨35%比例的掺烧，属于世界领先水平。根据国家能源集团公开资料显示，集团在2022年已经能以35%掺烧比例在40MW燃煤锅炉上实现混氨燃烧工业应用，开发了可灵活调节的混氨低氮煤粉燃烧器，并配备多变量可调的氨供应系统，完成了对氨煤混燃技术的整体性研究，为更高等级燃煤锅炉混氨燃烧系统的工业应用提供了基础数据和技术方案。
根据势银（TrendBank）数据库显示，截至2024年12月31日，我国绿氨项目共121个，远期规划总产能约2076.49万吨/年。2024年已累计有63个绿氨项目有新进展。
2024年绿氨项目动态类型主要分为招/中标、备案及备案获批、项目/合作协议签订、环评公示、开工等，其中，招/中标动态最多。同时，从省份（行政区）分布来看，内蒙古、新疆、辽宁、吉林已有进展项目数量位列前四。
五、燃煤掺氨暂难从减碳上获得经济效益
根据公开模型测算，绿氨作为电厂燃料用于燃煤掺氨难以从减碳上获得经济效益。
假定项目装置规模28万吨/年，采用哈伯法工艺，其配套设施为常见规格配置。电价是影响合成氨成本最为关键的因素，生产运维成本和折旧/摊销/利息成本两者相当。随着电价的提高，原料成本占比也逐步攀升，故制氨总成本按4档电价推算，约在2200至7000元/吨不等。
而绿氨的生产采用新能源电力，享受新能源电价成本，因此在新能源电价0.1至0.2元/kWh时，生产合成氨的全成本区间范围是2275至3563元/吨。
根据测算，吨氨掺烧对应的标煤消耗量约0.64吨，排二氧化碳1.65吨。假设电价最低时，掺氨燃烧全成本为2275元/吨（含税价）。只有当标煤价达到2500元/吨、且碳价为500元/吨时，与吨氨热值对应的标煤价和碳价之和2414元/吨，才略高于绿氨的全成本。而目前的煤价与碳价均难达到如此高位，故短期来看燃煤掺氨难以从减碳上获得经济效益。
尽管如此，在存在新能源供给地理限制，以及需要碳封存的场景下，绿氨掺烧依然是最佳选择之一。而随着未来碳排放权和碳汇的价值越来越重要，其价格也会水涨船高，且绿氨制备技术也在持续进步，届时绿氨掺烧的经济性也会得到明显的提升。
若需要进一步了解绿氨产业，以及其和化工行业端的咨询，可进一步关注新湖期货研究所能化组后续相关专题。
新湖期货能源组
分析师：章颉
从业资格号：F03091821
投资咨询号：Z0020568
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