【牛津能源研究所】氢能和碳捕集与封存_CCS_能帮助亚洲的燃煤电厂脱碳吗（2024）_33页_4mb

报告总结：氨共燃与碳捕获存储技术对亚洲煤炭发电脱碳的潜力分析

本报告探讨了氨共燃（Ammonia Co-firing）和碳捕获与封存（CCS）技术在亚洲煤炭发电减碳中的作用。亚洲的煤炭发电依然占据重要地位，占区域电力生产总量的约5.8%，其碳排放对全球变暖影响显著（2022年达7.4亿吨）。尽管许多亚洲国家已启动新能源项目，如太阳能和风能，但煤炭仍为部分国家主要能源来源，且现有电厂的平均寿命较长，技术升级需综合考虑经济性和可行性。

氨共燃技术的潜力与挑战

氨作为零碳燃料，可部分替代煤炭用于共燃，从而降低温室气体排放。共燃比例越高，碳减排效果越显著：例如，20%氨共燃的碳排放强度比传统煤电机组降低约40%，而100%氨燃烧理论可实现零碳排放。但技术实施面临多重挑战：

1. 燃烧复杂性：氨的燃烧特性与煤炭不同，需调整锅炉设计、燃料混合比例和空气供给，以优化热效率并减少氮氧化物（NOx）等副产物排放。
2. 成本问题：氨的生产成本占共燃成本的90%以上，绿氨（1000 USD/吨）与蓝氨（500 USD/吨）价格差异显著。例如，日本的共燃项目因高成本导致LCOE（平准化能源成本）波动，而低氨成本区域（如澳大利亚）可能更具经济性。
3. 基础设施需求：氨共燃需额外设备（如空气分离单元、气体储存设施），增加了初始投资和运营成本。此外，氨泄漏风险高，需严格监测流程，确保安全性和环保性。
4. 技术成熟度：尽管部分国家（如日本）已开展试点项目，但大规模商业化仍受限于技术瓶颈，例如氨的稳定性问题和燃烧兼容性。

CCS与绿氢生产的协同效应

CCS技术通过捕集、运输和封存二氧化碳（CO₂），为煤电脱碳提供路径。报告分析了三种主流技术：

• 后燃烧捕集：通过化学溶剂或吸附材料分离废气中的CO₂，但需高能耗和额外设备，成本较高。
• 预燃烧捕集：将燃料气化为合成气，分离CO₂后再燃烧，技术成熟度较低。
• 富氧燃烧：使用高纯度氧气替代空气，使燃烧产物近似纯CO₂，便于封存。该技术已应用于日本、澳大利亚等地，但依赖电解水制氢和氧分离设施，需解决能源成本和基础设施问题。

CCS与绿氢（通过可再生能源电解水制备）的结合具有潜力。例如，富氧燃烧利用绿氢生产副产物氧气，既降低CCS成本，又提升能源效率。然而，当前终端储存和运输成本（约10-100 USD/吨）仍然限制其大规模应用。

经济性分析

• 氨共燃的LCOE：根据模型计算，共燃比例与LCOE呈正相关。在1000 USD/吨氨成本下，20%共燃使LCOE较纯煤发电增加约15%-18%，但若氨价格降低（如未来500 USD/吨），经济性将显著提升。
• CCS成本：富氧燃烧的CCS成本低于传统技术，但需考虑氧气分离（ASU）和储存运输费用。例如，日本Callide项目显示，若无ASU，CCS相关成本可能占项目总成本的70%-80%。

区域差异与政策支持

亚洲各国煤电脱碳路径不同。日本率先推进氨共燃和富氧燃烧技术，与Aramco等企业合作开发绿氨项目，而东南亚国家因可再生能源发展滞后，需依赖CCS和氨共燃技术。此外，低碳氨的生产成本（如1000 USD/吨）和现有基础设施（如储运能力）是关键影响因素。

结论与展望

氨共燃和CCS技术可作为降低亚洲煤电碳排放的有效方案，但需克服高成本、技术复杂性和政策支持等障碍。未来需进一步优化生产工艺、整合可再生能源和绿氢供应链，并推动区域性合作（如建立氨储运枢纽）。尽管当前成本未达经济可行性，但随着技术进步和规模效应，二者有望成为亚洲能源转型的重要支柱。报告同时指出，替代路径需结合本地资源条件和市场机制，例如通过税收优惠或碳定价降低实施成本，以实现既定减排目标。