应用无碳氨的氨煤混燃机组平准化电力成本计算

李晨鹏， 李 政， 刘 培, 赵广辉

(1.清华大学 能源与动力工程系，电力系统及发电设备控制与仿真国家重点实验室,北京 100084;2.中山嘉明电力有限公司，广东中山 528400)

煤电是我国主要的二氧化碳排放来源,作为我国最大的电力来源，2020年煤电发电量占比达61%，远超其他发电技术[1]。2020年我国单位火电二氧化碳排放量约为832 g/(kW·h)，煤电发电量为46 296亿kW[2]，而2020年我国的二氧化碳排放总量为98.99亿t[3]，煤电碳排放占据了总碳排放量的38.91%。我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在相当长的时间内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用[4]。在更远的未来可再生能源发电将成为发电主体，而煤电将逐渐转变功能，更多地承担调峰克服间歇性的作用，为可再生能源发电保驾护航。在此过程中，煤电也必须不断改进自身碳排放特性，争取少排碳甚至不排碳。

氨作为氢的无碳载体，其完全燃烧时无二氧化碳排放，同时氨易液化、储存运输成本低、体积能量密度高，而且利用可再生能源无碳合成，是一种有可能在未来实现替代化石能源的新能源。以氨替代部分燃煤，采用氨与煤在锅炉中混合燃烧的方式，是现阶段降低燃煤机组二氧化碳排放切实可行的技术选择[5]。目前，虽然我国可再生能源保持了较高的利用率，但由于基础体量较大，产生的弃电量依然十分可观，2021年我国弃风弃光总电量达267.5×108kW·h[6]。利用这部分可再生能源进行无碳氨合成可以有效避免弃电的浪费。

氨作为燃料主要有2大困难:首先是氨火焰传播速度低，反应性较弱，其次是氨燃烧有可能产生氮氧化物排放。而目前针对锅炉氨煤混燃的研究表明，氨煤混燃的燃烧稳定性以及氮氧化物低排放均在实验中得到实现。Zhang等[7]对某1 000 MW商用锅炉系统进行了简化建模并测试了其氨煤混燃的效果。结果表明,将氨注入火焰区后，一氧化氮的排放量明显降低,同时掺氨比例的提高也会使一氧化氮的排放量降低。Nagatani等[8]对某10 MW级的燃烧室进行了氨煤混燃测试，结果表明,通过燃烧器供氨进行氨煤混燃可以实现完全且稳定的燃烧。牛涛等[5]设计搭建了40 MW级的燃煤锅炉氨煤混合燃烧试验系统，实现了0%～25%掺氨比的混燃实验。结果表明,在所有氨煤混氨比例下锅炉皆具有良好的稳燃与燃尽性能，且氨煤混燃条件下煤粉的燃尽率优于纯燃煤工况。同时，锅炉存在最佳燃尽率和运行氧量区间，使得其氮氧化物排放以及剩余氨量保持在一个较低水平。目前，尚未有学者对氨煤混燃实际应用于燃煤机组的技术经济性进行分析，同时氨煤混燃所使用的氨应为无碳氨而非当前煤化工的合成氨，二者在合成路径以及成本上均有所不同。

因此，笔者将基于无碳氨的合成路径，计算国内投资情景下平准化无碳氨成本，并基于此成本应用平准化电力成本(LCOE)对氨煤混燃机组进行技术经济性分析。

1 研究对象

研究对象为某进行氨煤混燃改造的600 MW超临界燃煤机组，其运行参数设置见表1。

表1 机组运行参数Tab.1 Parameters of power plant

2 研究方法

采用平准化电力成本对氨煤混燃机组进行技术经济性分析，计算考虑碳税情况下的平准化电力成本，对比煤电与不同掺氨比例下的度电成本，分析氨煤混燃改造的经济可行性。

在计算机组使用的氨燃料成本时，不使用当前市场煤化工合成氨的价格，通过构建无碳氨供应链，计算平准化无碳氨成本。

氨煤混燃机组平准化电力成本的计算参考了国际能源署(IEA)给出的LCOE计算公式[7]，不考虑电站建设时期资金的变化以及贷款偿还等财务参数，本研究使用的简化LCOE计算公式如下：

(1)

式中：LE为平准化电力成本；I0为初始装机成本；On为第n年的运行维护成本；Fn为第n年的燃料成本；Cn为第n年的碳排放成本；Wn为第n年的发电量；r为贴现率；T为项目寿命。

参考Nayak-Luke[13]的无碳氨成本计算公式，结合本研究中的无碳氨供应链构建，给出本研究使用的平准化无碳氨成本LA计算公式。

(2)

式中:I1为总固定资产投资；Ln为第n年的人力资源成本；En为第n年的能耗成本;Tn为第n年的运输成本；RO2为第n年的氧气出售收益；mn为第n年的氨产量。

3 无碳氨成本

3.1 无碳氨合成路径

无碳氨合成路径如下：通过对自然界水进行蒸馏净化使其满足制氢电解槽需求，之后电解水制取氢气和氧气;通过空气分离设施分离空气，制取氮气和氧气;电解水以及空气分离获得的氧气作为副产物出售，氢气和氮气通过合成氨工业常用的哈勃-博施法合成氨，产物氨经低温液化储存后通过管道、铁路和槽车等运输方式运输至下游客户出售。

需要考虑的成本项主要为：各环节设备的建造成本、设备的运行耗能成本、设备的日常维护成本、人力资源成本、氨气与氧气的储存成本、氨的运输成本以及氧气的出售收益。

3.2 无碳氨成本计算

无碳氨合成路径中技术选取、设施投资以及耗能情况见表2，其他参数见表3。

表2 合成路径环节投资情况Tab.2 Investment of the ammonia synthetic process

表3 其他参数Tab.3 Other parameters

选取度电成本为0.265元，其他合成氨生产参数见表2和表3。计算出无碳氨成本为3 734.7元/t，其成本构成以及固定资产投资构成分别见图1和图2。

此时3 734.7元/t的无碳氨成本高于目前煤化工的合成氨成本，根据国家发展和改革委员会等部门发布的《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平(2021年版)》，以优质无烟块煤为原料的合成氨能效标杆水平为1 100 kg/t。目前,煤化工合成氨中煤炭约占总成本的60%，可得出当前煤化工合成氨成本约为2 200元/t。

图1 无碳氨成本构成Fig.1 Green ammonia cost composition

图2 固定资产投资构成Fig.2 Fixed asset investment composition

从图1可以看出，耗能成本占据了无碳氨成本的主要部分，所以可再生能源发电成本的变化会直接影响无碳氨成本。而氧气作为副产物的收益在成本中也占有一定比例，氧气市场价格的波动也会对无碳氨成本产生一定影响。同时，在固定资产投资中，电解槽投资与合成氨设施投资占据了主要部分，未来电解槽技术以及合成氨工艺的改进有可能会对这2项投资成本产生影响。

因此,在影响成本的各项因素中，随着技术进步而降低的可再生能源发电成本和电解槽投资成本、随着工艺改进而降低的合成氨设施投资以及氧气市场价均是需要进行深入研究的影响因素，定量对比这几项参数变化对无碳氨成本产生的具体影响。

3.3 敏感性分析

对可再生能源发电成本、氧气市场价、电解槽与合成氨投资进行敏感性分析，由于电解槽与合成氨投资的变化均能直接反映在总固定资产投资上，所以以总固定资产投资的变化来代替这二者的变化，结果如图3所示。此处3项成本的基准值即为第3.2节中的取值。

图3 敏感性分析Fig.3 Sensitivity analysis

图3中每一条线均表示所对应变量进行波动而其他2个量保持基准值时的无碳氨成本变化情况。由图3可以看出，可再生能源发电成本的变化对无碳氨成本的影响最明显，其他2项对无碳氨成本的影响幅度相近。由于参数变化选取范围为-50%～+20%，对于氧气市场价而言，现实中价格波动可能比该范围要小，所以单凭氧气收益的增加难以使无碳氨成本明显降低。而可再生能源发电成本需要降低至当前的50%，即约0.13元/(kW·h)时无碳氨成本才能与传统煤化工合成氨成本相当。

未来可再生能源发电成本降低是必然趋势，根据国家发改委能源所发布的《中国2050年光伏发展展望》，到2035年和2050年我国新增光伏发电成本将降低至0.2元/(kW·h)和0.13元/(kW·h)。那么无碳氨成本也将随之大幅下降，在未来氨市场产生足够的市场竞争力。

为了进一步探索无碳氨成本的降低空间，设置以上3项成本同时随时间变化，考虑高、中、低3种变化率，分别估算30 a内无碳氨成本的降低情况，同时与每年降低1%的含150元/t碳排放成本(150元/t碳排放成本的选取理由在本文第4.3节中有所介绍)的煤化工合成氨成本以及不含碳排放成本的合成氨成本进行对比，情景设置参数见表4。3种情景中，中变化率情景即对应2050年光伏发电成本降低至0.13元/(kW·h)。计算结果如图4所示。

表4 情景设置参数Tab.4 Parameters of scenarios 单位：%

图4 无碳氨价格变化Fig.4 Change of green ammonia price

由图4可知，在中变化率情景下，无碳氨成本在2050年将与传统煤化工合成氨成本持平；而在高变化率情景下，该时间将会提前至2043年左右。若考虑碳排放成本，则这2个时间分别提前至2035年和2040年。预测建立在煤化工合成氨成本可以保持每年1%成本降低率的基础上，但煤化工合成氨技术已经较为成熟，在未来成本可能难以进一步下降。且无碳氨作为新兴合成技术，有可能实现更高的成本下降率。因此，未来无碳氨成本下降潜力还十分巨大，甚至有可能在本文所预测的时间之前实现低于煤化工合成氨成本。

4 氨煤混燃机组的平准化电力成本

4.1 成本项分析

式(1)中所有成本项的具体介绍如下。

初始装机成本：对于氨煤混燃机组，初始装机成本包括两部分，第一部分为正常煤电机组的装机投资，第二部分为进行氨煤混燃机组改造的投资，氨煤混燃改造程度取决于基础煤电容量以及掺氨比例。初始装机成本的计算式见式(3)。

I0=UC·P+UA·B·P

(3)

式中：UC为火电单位装机成本；UA为氨煤混燃改造单位成本；B为掺氨比例(能量占比)；P为机组容量。

运行维护成本：机组的运行维护成本包括设备运行维护的基础成本以及机组用水、燃油等材料的成本。年运行维护成本计算式见式(4)。

On=CO&M+Wn·Cw·SW+CO·O

(4)

式中：CO&M为年基础运行维护成本；Cw为度电耗水率；SW为水价；CO为机组年油耗量；O为燃油价格。

燃料成本：机组的燃料成本包括燃煤成本以及氨成本，燃料成本计算式见式(5)。

Fn=(1-B)·EC·SC·Wn+B·EA·SA·Wn

(5)

式中：EC为度电煤耗；EA为度电氨耗；SC为煤价；SA为氨价。

碳排放成本：本研究中碳排放成本为碳税，即根据电厂排放的二氧化碳量要求其缴纳碳税，在氨煤混燃机组中，只有燃煤会产生二氧化碳排放，氨燃烧不产生二氧化碳排放。所以在碳排放成本计算中仅考虑电厂燃煤供能部分产生的碳排放成本，计算式见式(6)。

Cn=(1-B)·EC·CF·Wn·TC

(6)

式中：CF为煤排放因子；TC为碳税。

4.2 参数设定

第4.1节中的各项成本参数以及在技术经济性分析需要的机组运行情况参数中，绝大部分参数可以通过文献调研直接获得或进行合理假设。但氨煤混燃时的锅炉热效率和氨煤混燃机组改造成本需要进行分析后才能选取。所以在本节参数设定中将首先对这2个关键参数进行讨论。

4.2.1 氨煤混燃对锅炉热效率的影响

目前，氨煤混燃仍处于实验阶段，且当前研究主要关注氨煤混燃的燃烧性能以及氮氧化物排放情况，目前尚无氨煤混燃应用于工程中的锅炉效率数据，实验以及模拟也尚未得出统一结论。氨煤混燃对锅炉热效率的影响如表5所示。

表5 氨煤混燃对锅炉热效率的影响Tab.5 Influence of ammonia-coal co-firing on boiler efficiency

表中调研数据来源于国家能源集团燃煤锅炉混氨技术开发项目。从表5可以看出，氨煤混燃对锅炉热效率的影响幅度在3%以内，考虑发电机效率后对电厂整体发电效率的影响在1%左右，对计算LE时的影响也在1%，相较于研究中其他因素的改变对LE的影响，掺氨对电厂发电效率的影响可以忽略，可认为掺氨时电厂仍保持原有发电效率。

4.2.2 氨煤混燃机组改造成本

目前，对于氨煤混燃机组的改造主要包括两部分：首先是对燃烧器进行改造，使其增加供氨管道以及氨预热[5]；其次是需要配备氨供应系统，包括储氨罐、汽化器和输氨管道[8]。由于目前该项技术还在实验阶段，对于燃烧器的改造并无具体数据，所以假设改造成本为燃烧器成本的20%，储氨量为电厂运行24 h的耗氨量。各种设备的造价见表6，数据来自中国制造网。

表6 设备造价Tab.6 Equipment cost

根据表6对600 MW超临界燃煤机组掺氨改造后的改造成本进行了计算，计算结果如图5所示。由图5可以看出，随着掺氨比例的升高，机组单位装机改造成本变低。这是因为在本文计算中，燃烧器改造成本与氨供应管道的建造成本不随掺氨比例的改变而改变，所以随着掺氨比例的上升，掺氨机组功率上升，这部分固定改造成本在单位机组容量上的分配将降低。

图5 设备造价Fig.5 Equipment cost

4.2.3 其他参数设置

技术经济性分析中所选的经济参数设置见表7。

表7 经济参数Tab.7 Economic parameters

4.3 计算结果

根据《2021年中国碳价调查报告》的预测，2030年我国碳税价格均值在139元/t[21]，为更好地体现氨煤混燃的减排效益，选取碳税为150元/t，氨价为3 750元/t，计算不同碳排放成本下的度电成本,结果如图6所示。

图6 度电成本随掺氨比例的变化Fig.6 LCOE varying with the ammonia ratio

由图6可知，在碳税150元/t的情景下，提高掺氨比例只会使LE直线上升，说明在当前的碳排放成本以及制氨成本下，氨煤混燃相较于煤电没有经济优势，因此继续增大碳排放成本。当碳排放成本达到2 000元/t时，提高掺氨比例后煤电成本才开始下降。可以得出以下结论：在制氨成本以及碳排放成本不会产生较大改变的近未来范围内，氨煤混燃相较于传统煤电不具备经济优势。

为了进一步探究影响氨煤混燃LE的关键因素，找到使氨煤混燃产生经济优势的情景，需要对LE进行敏感性分析。

4.4 敏感性分析

在敏感性分析中，重点关注无碳氨价格、改造成本以及碳税这3个关键因素。

在无碳氨价格的敏感性分析中，以无碳氨价格为3 750元为基准，每次下降幅度为20%，分析LE随无碳氨价格降低的变化趋势，同时找到使氨煤混燃与纯煤电情况下LE相等的临界点，结果如图7所示。整体来看，无碳氨价格降低对LE降低的影响十分显著，且掺氨比例越高，影响越大。在掺氨比例为10%时，无碳氨价格每降低20%，LE降低3.23%；在掺氨比例为50%时，无碳氨价格每降低20%，LE降低14.68%。这是由于随着掺氨比例的升高，无碳氨价格在LE中所占的比例上升，其价格的变化更容易对LE产生影响。

图7 无碳氨价格敏感性分析Fig.7 Sensitivity analysis of green ammonia price

若无碳氨价格下降比例小于80%，掺氨比例的上升仍将引起氨煤混燃LE的升高，只有使无碳氨价格降低至当前价格的20%(即750元/t)以下时，氨煤混燃相比传统煤电才具有经济优势。但可以肯定的是，无碳氨价格是影响LE的重要因素之一。

对氨煤混燃改造成本进行敏感性分析，以第4.2.2节的改造成本为基准，下降幅度为20%，以此分析LE随改造成本降低的变化趋势，结果如图8所示。

图8 改造成本敏感性分析Fig.8 Sensitivity analysis of retrofit cost

由图8可以看出，氨煤混燃改造成本的降低对LE的影响幅度极低。与无碳氨价格相比，氨煤混燃改造成本变化的影响几乎可忽略不计，所以氨煤混燃改造成本并非影响LE的主要因素。

最后对碳税进行敏感性分析，以碳税为150元/t为基准，单次上升幅度为20%，分析LE随碳税的变化趋势，结果如图9所示。

图9 碳税敏感性分析Fig.9 Sensitivity analysis of carbon tax

由图9可以看出，碳税上升对LE的值虽有影响，但所选取范围内的碳税值均无法使氨煤混燃LE相较于纯煤电LE具有经济优势。虽然碳税变化对LE值的影响较小，但不同于改造成本，碳税选取的改变趋势为逐渐上升，所以在数学上存在可以使氨煤混燃LE低于纯煤电情况LE的碳税值。

定义边界碳税的概念为：在特定无碳氨价格下，其他条件相同时，使氨煤混燃LE等于此时纯煤电LE的碳税值。选取无碳氨价格变化区间为1 500～3 750元/t，计算不同无碳氨价格下的边界碳税，结果如图10所示。

图10 不同无碳氨成本下的边界碳税Fig.10 Boundary carbon tax at different green ammonia costs

随着无碳氨成本的降低，所需的边界碳税也降低，在无碳氨价格达到1 500元/t时，所需的边界碳税值为661元/t。这一价格相较于第4.3节中的2 000元/t的边界碳税更易实现。以2015年为例，欧洲国家的碳税已经达到这个值，碳税值最高的瑞典甚至为132美元/t[22]。虽然目前我国的碳交易平均价格仍在50元/t左右[21]，但随着我国更多行业纳入排放权交易体系以及我国碳市场与国际碳市场的挂钩，未来我国的碳排放成本将上升，低二氧化碳排放的氨煤混燃技术相较于纯煤电在经济性上将逐渐具有竞争力。但在短期内，由于无碳氨成本仍过高，且其热值低于煤，同时国内碳排放成本低，氨煤混燃技术相较于传统煤电在度电成本方面没有经济优势。

4.5 多因素影响下的氨煤混燃度电成本

对无碳氨价格与碳税同时变化时的LE进行计算。由于影响无碳氨价格的重要因素为可再生能源发电成本，所以设置自变量为可再生能源发电成本与碳税。2种参数设置如表8所示。2种变化情景下的计算结果见图11和图12。其中，碳税2040年后不再变化。

由图11和图12可知，在高变化率情景下，2030—2035年间可以实现氨煤混燃机组LE低于煤电机组LE；在低变化率情景下，2035—2040年可以实现氨煤混燃机组LE低于煤电机组LE。虽然氨煤混燃在当下相较于传统煤电不具备经济优势，但随着未来可再生能源发电成本下降引起无碳氨价格下降，以及碳排放成本的升高，氨煤混燃机组将逐渐显现其经济优势。

表8 情景设置参数Tab.8 Parameters of set scenarios

图11 高变化情景下各年度电成本随掺氨比例的变化Fig.11 Variation of LCOE with ammonia ratio in each year at high rate of change

图12 低变化情景下各年度电成本随掺氨比例的变化Fig.12 Variation of LCOE with ammonia ratio in each year at low rate of change

5 结 论

(1) 基于本文所设计的无碳氨合成路径以及当前技术和投资情况，无碳氨成本约为3 750元/t，高于当前煤化工合成氨成本。

(2) 在无碳氨成本构成中，可再生能源发电成本是重要影响因素。在所设置的较高变化率情景下，无碳氨成本在2040年后就可低于煤化工合成氨成本。

(3) 在制氨成本以及碳排放成本不会产生较大改变的近未来范围内，氨煤混燃相较于传统煤电不具备经济优势。

(4) 敏感性分析结果表明，无碳氨价格是影响LE的主要因素，碳税对LE会略有影响，而煤电改造成本对LE几乎无影响。在所设置的较高变化率情景下，2030—2035年间氨煤混燃相较与传统煤电将具有经济优势，较低变化率时该时间则会后移至2035—2040年。

随着未来我国可再生能源发电装机容量占比以及发电量占比的提升，煤电机组将更多地发挥灵活性电源的作用以克服可再生能源的间歇性，逐渐不再发挥提供电量的主体电源作用。由于不承担基本负荷，可以预见在未来的应用场景中，并不需要按照承担基础负荷的经济性来要求氨煤混燃的机组。在碳约束强化的背景下，氨煤混燃技术将有良好的应用前景。