绿氨掺烧与纯煤燃烧竞争力对比
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绿氨掺烧与纯煤燃烧竞争力对比、绿氨需求敏感性及电解槽需
求功率敏感性分析等
时间:2024-11-04 17:39来源:氢风明月%%%%作者:网络转载
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1、离网制氢相关政策（离网制氢项目需要配置储氢、储电设备, 会增加制氢制氨成
本）
2、绿氨掺烧与纯煤燃烧竞争力对比（每吨煤燃烧发电排放的二氧化碳约 2.64 吨，按
照当前煤价 800 元/吨，ETS 价格 100 元/吨测算，纯煤燃烧成本约为 1064 元/吨；当以
绿电成本价 0.13 元/kWh 制绿氨时，掺烧 5%-10%绿氨的整体成本为 1132-1246 元/吨，
掺氨燃烧后发电企业成本将上涨 6%-17%，整体成本仍相对偏高。）,数据来源：《不同
应用场景下新能源制氢合成绿氨经济性分析》，国家发改委
3、《行动方案》四项保障措施（《煤电低碳化改造建设行动方案（ 2024—2027
年）》里提到了通过①加大资金支持力度；②强化政策支撑保障；③优化电网运行调度；
④加强技术创新应用，四项措施保障绿氨掺烧经济可行性，后续有望陆续推出相关政策支
持电力低碳化改造，改善发电企业绿氨掺烧经济性。）】
4、2023 年中国合成氨产能结构(我国 2023 年合成氨产量高达 6115 万吨，基于富
煤贫油少气的基本国情及绿氢的发展仍处于较为早期的阶段， 2023 年我国合成氨主要是
煤制合成氨，约占总产能的 80%。),数据来源：国家发改委
5、中国不同阶段绿氨产能（万吨）,数据来源：H2 Plus Data
6、2022 年中国合成氨产量全球占比,数据来源：iFind
7、全球绿氨产能规划分布,数据来源：IRENA
8、截至 2023 年12 月国内部分在建氢氨一体化项目规模及投资水平,备注：气泡面
积代表项目投资金额，单位亿元;仅展示披露投资金额的项目（截至 2023 年12 月，13 项
在建项目对应已发布的绿氨产能约 79 吨/年，累计投资金额超过 860 亿元。其中以中小型
项目为主，产能多在 20 万吨/年以下，其中中能建松原氢能产业园是全球最大体量的绿色
氢氨醇一体化项目，总投资 296 亿元，年产绿氨 60 万吨，于 2023 年9月26 日正式开
工建设。）
9、预计 2025 年底前建成投产项目（部分）（2024 年3月，全球最大绿色氢氨项目
远景赤峰零碳氢氨一体化项目第一阶段 30 万吨绿色氢氨已顺利投产，开启规模化绿氢制
绿氨时代）
10、我国绿氨需求敏感性分析（万吨）：据煤电低碳化改造方案要求，改造后煤电机
组应具备 10%以上的绿氨掺烧能力。2023 年我国电力企业消耗煤炭约 20 亿吨，若其中
10%以合成氨置换则有超 2亿吨煤炭置换空间；按煤炭国家标准热值 29.3MJ/kg，而合成
氨热值为18.6MJ/kg，置换部分需合成氨 3.2 亿吨；考虑到煤电改造有三种方式，若 1/3
采取绿氨掺烧方式则对绿氨需求约 1亿吨，对比 2023 年氨产量约 6115 万吨具备广阔空
间；若 2027 年只掺5%绿氨有望释放4800 万吨绿氨需求。
2022 年，韩国电力、三星工程、乐天化学、浦项制铁等头部企业先后与马来西亚、
阿联酋企业合作在当地建设绿氢和绿氨工厂，旨在向当地及韩国提供绿氢和绿氨。韩国计
划在 2024 年后推动氢气氨气混合发电技术商用化；日本《第六次能源基本计划》中已明
确提出在 2030 年前实现燃煤掺烧 20%氨的目标，要实现该目标未来需要大规模绿氨或蓝
氨；因此在全球脱碳转型趋势下，掺氨燃烧具备巨大发展空间。
11、电解槽需求功率敏感性分析（GW）：
每生产1吨氨理论消耗的氢气约为 2000 标方，1标方氢气质量为 0.09kg，因此每生
产1吨氨实际消耗的氢气约 0.18 吨，煤电低碳化改造释放的 5000 万吨绿氨需求将带动
900 万吨绿氢需求，根据中咨氢能中心数据，2023 年中国电解水制氢累计产能约达 7.2
万吨/年，若绿氨掺烧推进顺利，有望显著带动绿氨行业发展。900 万吨绿氢需求有望带动
约125GW 碱性电解槽需求。
12、2021-2025E 中国绿氢产能及预测（万吨）：900 万吨绿氢约为 1000 亿标方
绿氢；假设1000Nm³/h 碱性电解槽每年工作4000h，1000Nm³/h 碱性电解槽总功率约
为5MW，因此 5000 万吨绿氨/年的需求将产生125GW 的碱性电解槽需求。
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氨燃料经济分析及煤掺氨燃烧试验研究
东方电气集团东方锅炉股份有限公司清洁燃烧与烟气净化四川省重点试验室 ; 上海交通大学机械与动力工
程学院 | 韦耿 赵硕 王星博 王勇 汪鑫
目前,世界各国对温室气体的排放愈加关注。在我国“双碳”的背景下,对低碳或无碳燃料的充分利用势在必
行。氨作为基本化工的无碳原料,产量大,具有易液化、易长期存储、易长距运输、零碳排放等特点。煤掺
氨燃烧可以减少燃煤锅炉 CO_2 的排放,在碳中和背景下,氨将成为氢能利用的一种重要氩基燃料。西部大
型综合风光能源基地会产生不稳定电源,随之存在大量的弃风、弃光,故可将其用于氨燃料的生产。本文对
氨燃料的生产成本进行经济性分析,后对锅炉煤掺氨燃烧技术进行分析。研究发现绿氨的生产成本主要受
到电价的影响,当电价降到0.1 元/kW·h 以下,可用其代替天然气;当煤与氨混合燃烧时,氨煤的混合比例和不
同的分级水平会影响 NO_x 的排放。在空气不分级燃烧条件下,当氨混合比增加时,NO_x 排放减少。在空
气分级燃烧条件下,可以发现尾气NO_x 排放量随着 NH_3 混合比的增加而增加,但NH_3 的增加对 NO_x
排放量增加的影响随着燃尽空气位置比的增加逐渐消失。
近年来煤电的地位一直难以被有效拿捏，双碳目标提出后的“限煤”风曾
一度让全国多地陷入电荒，随后被确认为压舱石地位的煤电又迎来投
资热，即使通过深度调峰让渡利用小时数，但随着中国经济的高质量
发展，高耗能行业以及全社会居民用电需求不断增加，在风光装机快
速增长的近三年，煤电发电量持续走高，这与双碳的战略目标是背道
而驰的。
就在今年三中全会召开后不到两个月内，中央国务院及相关部门曾连
发六道政策，把煤电低碳化改造提升上新热度。
其中煤电低碳化改造行动方案中提出的三种路径，技术可行性已经得
到充分验证，那么经济性怎么样？市场化可行性又如何？
01 掺烧绿氨、生物质和 CCUS 边际成本测算
鉴于行动方案提到关于适合低碳化改造的煤电项目将会安排超长期国
债等各种财政支持，因此暂且只看改造完成运营后的发电边际成本。
本文设定基准对象为剩余至少 20 年限的600MW 超临界现役机组，假
设其各项参数：煤耗 300g 标煤/kWh，碳排放 2.46kg/kg 标煤，年利
用小时数取近三年的平均水平 4300 小时，煤炭价格按照某北方电池近
炉标煤价格 800 元/吨计算。在基准场景 100%负荷运营基础上减排
10%对三种低碳化改造路径场景进行假设，分别如下。
绿氨掺烧：10%煤炭替代为绿氨，由于氨气热值较低（18.6MJ），需
求氨耗约为 471g/kWh。绿氨成本取2025 年场景两种模式下的
LCOM，分别是离网制氢合成氨一体化，经三源社LCOM 模型测算成
本为 3600 元/吨；以及在并网风光大基地煤电联营深度参与电力现货
市场下的低价绿电或弃电下，LCOM 约为 1800 元/吨
生物质掺烧：由于生物质来源广泛，成本和热值相差各异，本文取秸
秆为对象，10%煤炭替代为秸秆，由于秸秆平均热值为12.55MJ，对
于需求能耗为 700g/kWh，同样由于生物质资源整合和运输成本占比较
大，在 2025 年场景下取分别取 700 元/吨和1000 元/吨的秸秆成本为
例
加装 CCUS：在碳捕集、200km 运输距离基础上，假设两种场景，分
别是封存和利用，封存情况下全成本预计在 2025 年为 700 元/吨，利
用情况下预计成本在 500 元/吨。
通过以上三种场景的假设，三源社对其在整个电厂100%发电运营下做
了边际成本的测算，结果如下图所示。
摘要：
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绿氨掺烧与纯煤燃烧竞争力对比、绿氨需求敏感性及电解槽需求功率敏感性分析等时间: 2024-11-0417:39 来源: 氢风明月 作者: 网络转载[汽车总站网www.chianautoms.com欢迎你]1、离网制氢相关政策（离网制氢项目需要配置储氢、储电设备,会增加制氢制氨成本）2、绿氨掺烧与纯煤燃烧竞争力对比（每吨煤燃烧发电排放的二氧化碳约2.64吨，按照当前煤价800元/吨，ETS价格100元/吨测算，纯煤燃烧成本约为1064元/吨；当以绿电成本价0.13元/kWh制绿氨时，掺烧5%-10%绿氨的整体成本为1132-1246元/吨，掺氨燃烧后发电企业成本将上涨6%-17%...
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