绿电制氢合成氨煤电掺烧的技术经济性与未来展望

随着国家《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的深入推进，一条以绿电制氢合成氨耦合煤电掺烧的技术路径正从实验室走向产业化，成为煤电低碳转型的重要解决方案。

近日，国家发改委、能源局联合印发的《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》明确提出，利用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10%以上绿氨发电，以显著降低燃煤消耗和碳排放水平。

这一政策的出台，为绿电制氢合成氨煤电掺烧技术奠定了政策基础，标志着该技术正从示范探索迈向规模化商业应用。

一、技术路径：清洁能源的创新耦合

绿电制氢合成氨煤电掺烧，本质上是一条连接可再生能源与传统煤电的低碳转型桥梁。

该技术首先利用风电、光伏等绿色电力电解水制取绿氢，然后与空气分离的氮气合成绿氨，最终将绿氨输送至煤电机组进行掺烧，替代部分煤炭。

氨作为一种能量密度较高的无碳燃料，其燃烧产物主要是水和氮气，全过程无碳排放。

浙江大学能源清洁利用国家重点实验室工程师朱维源表示：“大部分传统燃煤锅炉可以通过技术改造实现掺氨混烧，目前已有许多成功实践案例。

2023年，我国多个煤电掺氨示范项目取得重大突破。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30万千瓦燃煤机组上，实现了多工况负荷下掺氨10%—35%  平稳运行。

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，成为国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。

二、经济性分析：理想与现实的距离

从理论上看，绿氨掺烧为煤电降碳提供了迷人前景，但当前其经济性仍是制约规模化推广的关键因素。

《煤炭经济研究》最新发表的一篇研究对绿电制氢合成氨煤电掺烧一体化项目进行了深入技术经济评价，结果显示：在现有条件下，一体化项目整体亏损严重。

项目单位绿氢成本高达33.78元/kg，其中绿电成本占比53.76%，设备成本占比30.38%，两者构成了绿氢成本的主要来源。

研究还发现，掺烧比例的增加会导致项目经济性下降，但碳价上升可以缓解这一问题。

当碳价超过2300元/吨时，掺烧30%项目的经济性将反超掺烧10%项目。

绿氢成本是项目经济性的决定性因素。研究表明，在20%掺烧比例下，当绿氢成本小于等于5.05元/kg时，即使没有碳交易收入，项目也能保持盈亏平衡甚至盈利。

而若2030年前后碳价升至200元/吨，10%、20%、30%掺烧比例下实现盈亏平衡所需的绿氢价格需分别降至14.09、8.09、6.09元/kg。

三、产能与基础设施：产业发展的双重挑战

除经济性外，绿氨产能不足和基础设施薄弱也是制约产业发展的重要瓶颈。

电力行业燃煤机组每年消耗超20亿吨煤炭，是绿氨燃料的首要替代目标。以10%的替代率目标估算，每年需要同等热值的绿氨燃料超过3亿吨。

然而，我国绿氨产业尚处起步阶段。行业数据显示，我国绿氨在建和规划产能已超过两千万吨级。然而，根据学术研究估算，若要在电力行业实现10%的煤炭替代，绿氨年需求量将高达数亿吨，现有产能规划与未来巨大需求间存在显著差距。目前，包括内蒙古赤峰、吉林大安在内的多个大型绿氨项目已顺利投产，标志着产业正加速迈向规模化，但要支撑煤电的大规模低碳转型，整个产业链仍需持续发力。”

产能分布不均也是一大问题。现有绿氨产能主要集中在“三北”地区，而用电大省多集中在东部沿海地区，绿氨的优势产地与能耗集中地之间的物流基础设施仍较为薄弱。

四、创新与突破：前沿探索与规模化实践

面对挑战，各研究机构和企业正在开展多路径探索。

福州大学研究团队联合福大紫金氢能科技股份有限公司提出了海上集中制绿氨新方案，构建了“海上风电制—储—运绿氨”的经济测算模型。

研究团队发现，海上制氨的规模化生产是保证经济性的核心。

当每天产氨量达到300吨以上时，成本会明显下降，介于陆上绿氨和传统灰氨之间，展现出良好经济性。

在产业化方面，2025年7月，远景科技集团在内蒙古赤峰打造的全球最大152万吨绿色氢氨项目首期32万吨工程建成投产，标志着绿色氢氨产业迈入规模化、商业化新阶段。

该项目借助AI驱动和“随风而动”的新型电力系统技术，实现100%绿电直连，做到风光储与氢氨生产的动态耦合。

五、未来展望：政策与技术双轮驱动

尽管前路挑战重重，但业内专家普遍对绿电制氢合成氨煤电掺烧技术的未来持乐观态度。

技术进步将持续推动成本下降。朱维源指出：“绿氨生产主要消耗绿色电力，合成1吨绿氨大约消耗12000度绿电。未来，随着绿电成本的进一步降低，绿氨制造成本也将随之下降。

政策支持同样是推动技术落地关键。《煤电低碳化改造建设行动方案》已明确表示，将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。

对纳入国家煤电低碳化改造建设项目清单的项目，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。

经济界限分析表明，若2045年前后碳价水平上升至750元/吨，10%、20%、30%掺烧比例项目盈利所需的绿氢价格将分别降至22.45、16.44、14.40元/kg。

这一价格区间与未来绿氢成本下降趋势相符，表明绿氨煤电掺烧项目的成本收益有望大幅改善，具备推广落地可能性。

未来，随着技术进一步成熟和成本持续下降，绿电制氢合成氨煤电掺烧技术有望成为煤电低碳转型的重要支柱，在中国乃至全球的能源转型中发挥关键作用。