氨煤摻混燃燒減碳方案經(jīng)濟(jì)性分析

張芮琳，王智化，陳晨霖，何?勇，朱燕群，岑可法

氨煤摻混燃燒減碳方案經(jīng)濟(jì)性分析

張芮琳，王智化，陳晨霖，何?勇，朱燕群，岑可法

(浙江大學(xué)能源清潔利用國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，杭州 310007)

利用平準(zhǔn)化電力成本的模型方法對(duì)摻氨燃燒技術(shù)的經(jīng)濟(jì)可行性進(jìn)行了評(píng)估．對(duì)在大型燃煤電廠1000MW機(jī)組上應(yīng)用摻氨燃燒技術(shù)和碳捕集與封存技術(shù)(CCS)兩種減碳方案的經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力進(jìn)行了比較；并針對(duì)未來氨成本降低和碳價(jià)、煤價(jià)升高的趨勢(shì)，比較了氨煤混燃和純煤燃燒兩種情況的經(jīng)濟(jì)成本來進(jìn)一步論證零碳氨替代燃料減碳方案的可行性．針對(duì)結(jié)果提出相關(guān)建議，彌補(bǔ)了當(dāng)前關(guān)于氨燃料經(jīng)濟(jì)性評(píng)估方面研究的不足，論證了零碳氨燃料的市場(chǎng)推廣價(jià)值．

氨；煤；共燃；碳減排；經(jīng)濟(jì)性分析

隨著化石燃料燃燒所產(chǎn)生的大量溫室氣體排放造成了全球變暖，以及化石燃料的枯竭成為了一場(chǎng)迫在眉睫的全球危機(jī)，減少二氧化碳排放和轉(zhuǎn)換化石燃料為主體的能源結(jié)構(gòu)逐漸成為了國(guó)際共識(shí)．國(guó)際能源機(jī)構(gòu)IEA提出了到2060年為止利用各種技術(shù)減少二氧化碳的展望，其中，提出了提高能源效率、使用可再生能源、替代燃料、發(fā)展核能、引入CO2捕集與封存技術(shù)(CCS)等措施[1]．

關(guān)于使用可再生能源和替代燃料這項(xiàng)措施，氨(NH3)作為一種無碳燃料，因其具有高H容量、高沸點(diǎn)、存儲(chǔ)運(yùn)輸成本低且安全、大規(guī)模制備工藝流程成熟等優(yōu)點(diǎn)，有望在未來實(shí)現(xiàn)低碳社會(huì)的過程中發(fā)揮重要作用．近年來，將氨在內(nèi)燃機(jī)、燃?xì)廨啓C(jī)或工業(yè)鍋爐中作為化石燃料的清潔替代品直接燃燒引起了學(xué)術(shù)界的充分興趣[2]．但考慮到利用可再生能源生產(chǎn)氨的能力有限，且根據(jù)《中國(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2021》[3]顯示，2020年我國(guó)燃煤發(fā)電占比仍舊高達(dá)61.49%，我國(guó)以煤炭為主要能源的格局在近期內(nèi)難以改變，短期內(nèi)不可能用氨完全取代煤炭等化石燃料．因此，目前學(xué)者認(rèn)為鍋爐中氨與煤共燃是一種有效降低二氧化碳排放的快速、可行的方法．由于燃煤發(fā)電的絕對(duì)主導(dǎo)地位，即便只是少量利用氨替代煤炭在鍋爐中燃燒也能實(shí)現(xiàn)極為可觀的碳減排量．近年來氨煤摻混燃燒的研究取得的進(jìn)展[4-7]已經(jīng)成功地證明在不對(duì)燃燒設(shè)備進(jìn)行重新設(shè)計(jì)和大規(guī)模改造的前提下，使用NH3與煤安全共燃實(shí)現(xiàn)低碳排放是行之有效的．

新型零碳替代燃料氨在各種碳減排手段中應(yīng)當(dāng)具有一定的經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力以使其具有大規(guī)模推廣的價(jià)值．提高能效、發(fā)展替代能源和CO2捕集與封存技術(shù)(CCS)是當(dāng)前最為重要的3種CO2減排手段，因而耦合CCS技術(shù)的燃煤電廠(簡(jiǎn)稱為CPCCS)與氨部分替代煤炭的燃煤電廠(簡(jiǎn)稱為CAPP)的發(fā)電經(jīng)濟(jì)成本競(jìng)爭(zhēng)力值得比較．目前，國(guó)內(nèi)外關(guān)于氨煤共燃發(fā)電技術(shù)的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的相關(guān)研究十分稀少．如何評(píng)估將氨煤混燃技術(shù)集成到能源系統(tǒng)中的成本是當(dāng)前面臨的一個(gè)巨大挑戰(zhàn)．

而關(guān)于CO2捕集與封存技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性，目前已有不少研究學(xué)者從減排和投資收益的角度對(duì)CPCCS和其他可再生能源發(fā)電技術(shù)進(jìn)行了對(duì)比分析．Fan?等[8]通過從國(guó)家和區(qū)域角度計(jì)算相同減排水平下的平準(zhǔn)化電力成本(LCOE)，比較了包含整個(gè)碳捕獲封存技術(shù)鏈的CPCCS與天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電站(NGCC)、集中太陽能光伏發(fā)電站(CPV)、陸上風(fēng)力發(fā)電場(chǎng)(WF)和農(nóng)林生物質(zhì)直燃發(fā)電廠(BPP)的經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力，結(jié)果表明CPCCS的成本受到煤炭?jī)r(jià)格和CO2運(yùn)輸至封存地距離的顯著影響．魏世杰等[9]利用學(xué)習(xí)曲線模型對(duì)CPCCS和可再生能源儲(chǔ)能系統(tǒng)在2020年到2030年間的的LCOE進(jìn)行了時(shí)空對(duì)比，結(jié)果表明，目前CPCCS與可再生能源儲(chǔ)能系統(tǒng)相比具有競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)．但若CCS技術(shù)不能得到快速發(fā)展的話，到2028年，它將失去與可再生能源存儲(chǔ)技術(shù)相比的經(jīng)濟(jì)成本優(yōu)勢(shì)．根據(jù)目前碳價(jià)的發(fā)展趨勢(shì)來看，CPCCS很難通過碳收益實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)．

由于CPCCS電廠相較于普通燃煤電廠前期的設(shè)備建設(shè)成本更大，而CAPP由于目前氨成本較高導(dǎo)致需要高燃料成本，兩者各有優(yōu)劣，因此本文從經(jīng)濟(jì)性角度比較了CCS技術(shù)和氨煤混燃這兩種CO2減排方案的競(jìng)爭(zhēng)力．此外，針對(duì)未來氨成本降低和碳價(jià)、煤價(jià)的升高趨勢(shì)，本文還比較了氨煤混燃和純煤燃燒的經(jīng)濟(jì)成本來進(jìn)一步論證氨替代燃料減碳方案的可行性.

1?模型與方法

1.1?平準(zhǔn)化電力成本

平準(zhǔn)化電力成本(levelized cost of electricity，LCOE)模型被廣泛地運(yùn)用于發(fā)電成本估算中，它被認(rèn)為是衡量不同發(fā)電技術(shù)之間的綜合競(jìng)爭(zhēng)力的一種基準(zhǔn)工具．其實(shí)質(zhì)是當(dāng)總貼現(xiàn)收入的現(xiàn)值等于總成本的成本總和貼現(xiàn)價(jià)值時(shí)所確定的臨界點(diǎn)．也即，當(dāng)電價(jià)等于該發(fā)電技術(shù)的平均壽命成本時(shí)，投資者在該技術(shù)項(xiàng)目上就會(huì)達(dá)到完全的盈虧平衡．平準(zhǔn)化電力成本的具體公式見式(1)[10]．

(1)

式中：COST,initial為發(fā)電項(xiàng)目的初始投資成本，包括設(shè)備、土地和建設(shè)的成本；COST,t為項(xiàng)目的年度成本，包括維護(hù)和運(yùn)營(yíng)成本，以及燃料成本；et代表時(shí)間點(diǎn)上項(xiàng)目的發(fā)電量；為項(xiàng)目的生命周期；為貼?現(xiàn)率.

此外，CPCCS和CAPP可獲得碳減排指標(biāo)，在碳交易市場(chǎng)上獲得額外碳收益從而抵消部分發(fā)電成本．因此在公式(1)的基礎(chǔ)上考慮碳收益因素后可得到公式(2)[11]：

式中：0代表碳交易獲得的收入，與該發(fā)電項(xiàng)目年二氧化碳減排量(噸CO2)和碳價(jià)格有關(guān)．0＝gtj，gt是碳交易市場(chǎng)上二氧化碳的平均價(jià)格，j為年二氧化碳的減排量．

1.2?不同技術(shù)的成本結(jié)構(gòu)

不同發(fā)電技術(shù)的投資結(jié)構(gòu)和發(fā)電產(chǎn)出也各不相同，CPCCS和CAPP的COST,initial、COST,t和03個(gè)因子的特殊組成描述如下．

1.2.1?CPCCS

CPCCS的成本核算包含整個(gè)CCS流程，包括CO2捕獲、運(yùn)輸和儲(chǔ)存過程中的成本．具體包括額外的初始資本投資、運(yùn)營(yíng)和維護(hù)費(fèi)用，以及未來的燃料費(fèi)用、捕獲設(shè)備、運(yùn)輸和存儲(chǔ)支出，見式(3)和(4)．

1.2.2?CAPP

相對(duì)于純?nèi)济弘姀S，CAPP需要更多承擔(dān)氨燃料的成本，但可以從碳交易中獲益．CAPP的初始投資成本可由式(9)計(jì)算．

1.3?基本假設(shè)

為了明確比較的范圍和公平性，CPCCS與CAPP的操作模式與比較方式如下：

(1)CPCCS包含CCS技術(shù)鏈中的碳捕集、運(yùn)輸和儲(chǔ)存的全部過程．中國(guó)目前沒有專門的二氧化碳輸送管道，因此比起建立新的運(yùn)輸設(shè)施，優(yōu)先考慮利用現(xiàn)有的物流設(shè)施，所以本文設(shè)定CO2的運(yùn)輸方式是罐車運(yùn)輸．考慮到大規(guī)模減排需要捕獲的二氧化碳量，本文將捕獲的CO2直接在地下封存，不考慮CO2的利用環(huán)節(jié)．

1.4?參數(shù)設(shè)置

本文選取國(guó)內(nèi)某1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組作為樣本進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，根據(jù)近年國(guó)內(nèi)的市場(chǎng)價(jià)格、經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)以及相關(guān)參考文獻(xiàn)，對(duì)系統(tǒng)所涉及的原料、產(chǎn)品的價(jià)格和經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行假設(shè)，部分技術(shù)經(jīng)濟(jì)性參數(shù)見表1．

表1?燃煤電廠的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性參數(shù)

Tab.1?Economic parameters of coal-fired power plants

2?CAPP與CPCCS的比較結(jié)果

影響CPCCS的LCOE的因素主要包括煤炭?jī)r(jià)格和CO2運(yùn)輸距離兩項(xiàng)，除此之外還有碳價(jià)的因素．由于國(guó)內(nèi)市場(chǎng)CO2價(jià)格尚還處在一個(gè)比較低的水平，且近幾年上升空間不大；另外CPCCS與CAPP同作為CO2減排技術(shù)，本文的比較建立在二者相同的減排水平上，故認(rèn)為碳價(jià)對(duì)二者產(chǎn)生的影響程度相近，故先在本節(jié)不予該因素的討論．根據(jù)《2021年中國(guó)碳價(jià)調(diào)查報(bào)告》[20]，將碳價(jià)gt取為50元/t．

影響CAPP的LCOE的因素包括煤炭?jī)r(jià)格和碳價(jià)，除此之外，由于目前氨成本較高且波動(dòng)極大的原因，對(duì)于CAPP的LCOE影響最大的因素是液氨價(jià)格．

結(jié)合市場(chǎng)環(huán)境和自然條件的這兩個(gè)因素的不同情況，本節(jié)共設(shè)置12個(gè)場(chǎng)景來計(jì)算CPCCS和CAPP的LCOE值并進(jìn)行比較．對(duì)于CPCCS，選取短(150km)、中(500km)和長(zhǎng)(1000km)3種CO2運(yùn)輸距離進(jìn)行計(jì)算．對(duì)于CAPP，選取了低(2000元/t)、中(3451元/t)和高(5000元/t)3種液氨價(jià)格水平，這分別是2016年12月至2022年4月期間中國(guó)液氨市場(chǎng)最低、平均和最高的液氨價(jià)格[21]．另外，煤炭?jī)r(jià)格ct取500元/t與1000元/t兩種價(jià)格水平，分別為2015年至2020年之間的市場(chǎng)均價(jià)和2021年的市場(chǎng)均價(jià)[22]，摻氨比例設(shè)置為20%，如表2所示．

表2?CPCCS及CAPP的LCOE計(jì)算場(chǎng)景設(shè)置

Tab.2?Calculation scenarios setting of CPCCS & CAPP

不同場(chǎng)景下的CPCCS和CAPP的LCOE計(jì)算結(jié)果如圖1所示．結(jié)果表明，當(dāng)煤價(jià)為500元/t時(shí)，液氨價(jià)格較低即AL1情景時(shí)，CAPP的LCOE相對(duì)于CPCCS二氧化碳運(yùn)輸距離較遠(yuǎn)的情況CL2和CL3能夠取得較為明顯的優(yōu)勢(shì)，AL1成本與CL1即二氧化碳運(yùn)輸距離較近的情況相當(dāng)．但當(dāng)液氨成本較高時(shí)，即達(dá)到近幾年液氨平均成本3451元/t及以上這樣的價(jià)格時(shí)，即便CO2運(yùn)輸距離達(dá)到1000km之遠(yuǎn)，CAPP依舊缺乏經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力．當(dāng)煤價(jià)為1000元/t時(shí)，CPCCS的LCOE相對(duì)于煤價(jià)為500元/t時(shí)的LCOE上升了0.22元/(kW·h)，CAPP的LCOE相對(duì)于煤價(jià)為500元/t時(shí)的LCOE上升了0.16??元/(kW·h)，使得整體而言CAPP與CPCCS的成本差距得到了縮?。藭r(shí)液氨價(jià)格較低即AH1情景能夠比所有運(yùn)輸距離的CPCCS情景(CH1、CH2、CH3)的LCOE都要低．液氨價(jià)格為3451元/t的AH2場(chǎng)景與CO2運(yùn)輸距離為500km的CH2場(chǎng)景的LCOE相近．

圖1 不同場(chǎng)景CPCCS及CAPP的LCOE(a＝20%，Pgt＝50元/t)

氨的價(jià)格與CO2運(yùn)輸距離存在線性關(guān)系，使得CPCCS的LCOE等于CAPP，如圖2所示．當(dāng)煤價(jià)為500元/t、氨的市場(chǎng)價(jià)格為3451元/t時(shí)，CO2運(yùn)輸距離需要達(dá)到930km以上，CAPP才能擁有LCOE的優(yōu)勢(shì)，但這樣的CO2運(yùn)輸距離不論在技術(shù)還是政治因素看來都很難達(dá)到．當(dāng)煤價(jià)為1000元/t時(shí)，3451元/t的氨價(jià)所對(duì)應(yīng)的臨界距離下降至638km．此時(shí)若氨價(jià)格達(dá)到2500元/t以下，CO2運(yùn)輸距離就要達(dá)到159km以下CPCCS才能有競(jìng)爭(zhēng)力．對(duì)于CPCCS而言，如果能夠?qū)ふ业骄嚯x合適并且能夠滿足大量?jī)?chǔ)存要求的CO2存儲(chǔ)點(diǎn)，其經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力無疑更具優(yōu)勢(shì)．但如果煤炭?jī)r(jià)格更高、液氨價(jià)格能夠出現(xiàn)下降，CPCCS就會(huì)有更嚴(yán)格的運(yùn)輸距離限制．

圖2 使得CPCCS與CAPP的LCOE相等的臨界條件(a＝20%，Pgt＝50元/t)

CPCCS及CAPP的12種計(jì)算場(chǎng)景的LCOE組成結(jié)構(gòu)如圖3所示．由圖3可以直觀看出，當(dāng)存在經(jīng)濟(jì)適宜的運(yùn)輸距離時(shí)，CPCCS的初期CCS設(shè)備投資成本比重非常大，達(dá)到29.2%．隨著CO2運(yùn)輸距離的增加，儲(chǔ)運(yùn)成本在CPCCS全部成本中所占比例不斷擴(kuò)大，CL3場(chǎng)景中儲(chǔ)運(yùn)成本占比達(dá)到了34.55%，超過了初始投資成本的比重，成為CPCCS的LCOE中額外成本(除燃料成本外)的最重要因素．由此也可以推測(cè)當(dāng)附近缺乏合適儲(chǔ)存點(diǎn)時(shí)CPCCS的方案并不合適，或者說是不劃算的．

對(duì)于CAPP而言，雖然煤炭成本也占一定比重，但液氨成本一直是影響其LCOE競(jìng)爭(zhēng)力的決定性因素，這是由于液氨價(jià)格比煤炭?jī)r(jià)格高出許多的緣故．目前中國(guó)的液氨生產(chǎn)難以滿足化肥和化工市場(chǎng)大規(guī)模發(fā)展的需求，此外，受俄烏沖突影響，國(guó)際液氨價(jià)格暴漲[23]，液氨進(jìn)口量大幅減少，國(guó)內(nèi)多數(shù)以前依托進(jìn)口液氨為主的企業(yè)轉(zhuǎn)向國(guó)內(nèi)市場(chǎng)，進(jìn)一步加劇了市場(chǎng)的供需矛盾．如果未來液氨供應(yīng)足夠，那么CAPP的LCOE可能會(huì)大幅下降．

由以上分析可以看出煤炭成本是影響二者LCOE的重要因素，且對(duì)于CPCCS的影響更大，當(dāng)煤價(jià)由500元/t升高至1000元/t時(shí)，煤炭成本占據(jù)了CPCCS的LCOE結(jié)構(gòu)的絕對(duì)主導(dǎo)地位，達(dá)到50%以上的比重．因而低煤炭?jī)r(jià)格可為CPCCS帶來LCOE的優(yōu)勢(shì)地位．但在當(dāng)前雙碳目標(biāo)及煤炭供給側(cè)改革的背景下，煤炭?jī)r(jià)格將在未來成為CPCCS的LCOE競(jìng)爭(zhēng)力的障礙，但對(duì)于CAPP來說會(huì)更有利．

圖3?不同場(chǎng)景下CPCCS和CAPP的LCOE組成結(jié)構(gòu)(a＝20%，Pgt＝50元/t)

不同煤炭?jī)r(jià)格下的CPCCS和CAPP的LCOE如圖4所示，在這項(xiàng)比較中CO2運(yùn)輸距離取中等值500km．結(jié)果表明，CPCCS的LCOE相對(duì)于CAPP受到煤炭?jī)r(jià)格的影響程度更大，即敏感度更高．當(dāng)液氨價(jià)格較低時(shí)，即便低煤價(jià)水平，CAPP的LCOE相對(duì)于CPCCS仍舊能夠取得較為明顯的優(yōu)勢(shì)，且隨著CO2運(yùn)輸距離的不斷增加，CAPP的優(yōu)勢(shì)顯得愈發(fā)突出．但當(dāng)液氨成本達(dá)到3451元/t時(shí)，只有當(dāng)煤價(jià)大于1238元/t時(shí)，CAPP才能夠取得競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)．當(dāng)液氨價(jià)格為5000元/t時(shí)，可以說CAPP將完全失去其經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力．

圖4 不同煤炭?jī)r(jià)格Pct下的CPCCS和CAPP的LCOE (a＝20%，Pgt＝50 元/t)

圖5 CAPP的LCOE隨NH3摻燒比例及CPCCS的LCOE隨碳捕集率的變化(Pct＝500元/t，Pgt＝50?元/t)

由圖5可得CAPP的LCOE隨氨摻燒能量比的變化要比CPCCS的LCOE隨碳捕集率的變化更加敏感．這種敏感性與氨的成本密切相關(guān)，因?yàn)楫?dāng)氨價(jià)為3451元/t時(shí)，LCOE上升的幅度要比氨價(jià)為2000元/t時(shí)大得多．

雖然當(dāng)氨摻燒率較高時(shí)，其LCOE成本要比CPCCS處于劣勢(shì)，尤其是CO2運(yùn)輸距離短時(shí)．但就技術(shù)難度看來，CPCCS要找到距離較短的儲(chǔ)存地點(diǎn)、并且能夠滿足1000MW規(guī)模大機(jī)組的大量碳減排需求，認(rèn)為其要比無需大規(guī)模設(shè)備改造的摻氨燃燒方案難度大得多．故提高摻氨比例雖表面看來可能會(huì)使其經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力處于較大劣勢(shì)，實(shí)際情況卻并非如此.

3?CAPP與CFPP的比較結(jié)果

由于CPCCS與CAPP同作為CO2減排技術(shù)，且本文的比較建立在二者相同的減排水平上，故認(rèn)為碳價(jià)對(duì)二者產(chǎn)生的影響程度相近．關(guān)于CO2交易價(jià)格的因素，將開展CAPP與純煤電廠(簡(jiǎn)稱為CFPP)的比較．由于目前中國(guó)碳交易市場(chǎng)尚處于剛啟動(dòng)的階段，且近幾年預(yù)計(jì)液氨成本難以實(shí)現(xiàn)大幅下降，故此項(xiàng)比較更多著眼于比較遙遠(yuǎn)的未來，或考慮政府能夠給予碳交易市場(chǎng)以及綠氨的供應(yīng)一定干預(yù)使得碳價(jià)和氨價(jià)在近年出現(xiàn)較大變動(dòng)．

Cesaro等[24]研究認(rèn)為，在2040年，許多地方的綠氨價(jià)格可以下降到400美元/t以下，如果電解槽實(shí)現(xiàn)樂觀的成本降低，或者使用更有利的可再生資源供應(yīng)全球綠氨市場(chǎng)，綠氨可能降低到300美元/t以下，對(duì)2040年綠氨的水平成本預(yù)測(cè)范圍為222美元/t至480美元/t．關(guān)于碳價(jià)，據(jù)《2021年中國(guó)碳價(jià)調(diào)查報(bào)告》[20]顯示，未來三年中國(guó)碳價(jià)或?qū)⒁阅昃?0%以上的增速上漲，2030年之前或?qū)⑦_(dá)到139元/t．證明未來CO2價(jià)格有較大的增長(zhǎng)空間．

圖6為CAPP與CFPP的LCOE相等時(shí)，其臨界碳價(jià)隨煤炭?jī)r(jià)格的變化．其中氨價(jià)取了低(1500元/t)、中(2000元/t)、高(3200元/t)3種價(jià)格水平[24]，摻氨比例為40%．當(dāng)煤炭?jī)r(jià)格為500元/t時(shí)，對(duì)于低、中、高3種氨價(jià)水平，臨界碳價(jià)分別達(dá)到596元、869元、1525元，才能使得氨煤共燃電廠的LCOE與純?nèi)济弘姀S的LCOE達(dá)到同樣水平．這可能需要政府對(duì)碳交易市場(chǎng)進(jìn)行較大程度的干預(yù)才能達(dá)到．但若氨價(jià)成本能夠達(dá)到1500元/t，且彼時(shí)煤炭?jī)r(jià)格較高，比如1500元/t時(shí)，碳價(jià)只需要149.77元/t以上，CAPP就能有其經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)．

圖6 使得CAPP與CFPP的LCOE相等的臨界碳價(jià)隨煤炭?jī)r(jià)格的變化

圖7?CAPP的LCOE值隨NH3摻燒能量比例的變化

需要注意的是，由于目前中國(guó)尚未實(shí)施碳稅政策，所以本章的比較僅考慮了碳交易市場(chǎng)機(jī)制．事實(shí)上，很有可能未來在中國(guó)將采取碳交易與碳稅兩種方案并存的方式，對(duì)全國(guó)碳交易市場(chǎng)以外的CO2排放主體征收相應(yīng)碳稅．石敏俊等[25]研究認(rèn)為單獨(dú)實(shí)施碳稅或碳交易政策都不能達(dá)到減排目標(biāo)，而兩種方案并存的方式可減輕覆蓋的行業(yè)領(lǐng)域的碳減排壓力，確保達(dá)到減排目標(biāo)；賈曉薇等[26]認(rèn)為要順利實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)，應(yīng)盡快開征碳稅，建立碳稅與碳交易的互補(bǔ)機(jī)制．政府層面，2021年10月中共中央國(guó)務(wù)院發(fā)布的《中共中央國(guó)務(wù)院關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》[27]已經(jīng)明確提出了“研究碳減排相關(guān)稅收政策”．碳稅政策的實(shí)施將有利于摻氨方案(CAPP)的實(shí)施，且摻氨比例越高會(huì)更有利．

另外，本文的計(jì)算未考慮CFPP可能因?yàn)槌^分配的碳配額而需要購(gòu)買的額外配額或繳納罰款而造成的發(fā)電成本的增加，因此綜上所述，實(shí)際情況使得CAPP與CFPP經(jīng)濟(jì)成本相當(dāng)?shù)呐R界碳價(jià)標(biāo)準(zhǔn)將有所放寬．

4?結(jié)?論

本文利用平準(zhǔn)化電力成本LCOE指標(biāo)，選取國(guó)內(nèi)某1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組作為樣本，在該CFPP電廠的基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)兩種碳減排方案：摻氨燃燒(CAPP)以及安裝CCS裝置(CPCCS)，對(duì)這兩種方案進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性評(píng)估和比較．另外，針對(duì)未來氨成本降低和碳價(jià)、煤價(jià)升高的趨勢(shì)，本研究還討論了氨煤混燃與純煤燃燒的經(jīng)濟(jì)成本可以競(jìng)爭(zhēng)所需的臨界條件．主要結(jié)論如下：

(1)目前燃煤電廠摻氨燃燒方案的經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力尚不足，這主要是昂貴的氨成本所導(dǎo)致的．選擇實(shí)施CAPP或是CPCCS方案，應(yīng)因地制宜地從電廠與當(dāng)?shù)谻O2大規(guī)模儲(chǔ)存地的距離以及實(shí)際氨成本、煤炭成本等角度綜合考慮．綜合來看，在現(xiàn)有的市場(chǎng)條件下，CO2存儲(chǔ)運(yùn)輸距離長(zhǎng)(500km以上)和較高的煤炭?jī)r(jià)格(1000元/t以上)是CAPP的LCOE占據(jù)優(yōu)勢(shì)的條件，短期內(nèi)將液氨成本控制在3000元/t以內(nèi)的價(jià)格可使得摻氨燃燒的方案具有經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力，這無疑需要政府對(duì)液氨價(jià)格進(jìn)行一定干預(yù)和補(bǔ)貼才能實(shí)現(xiàn)．未來如果綠氨制備技術(shù)能夠取得突破，成本能實(shí)現(xiàn)較大程度的下降，則CAPP方案可靠自身取得更大的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)．

(2)著眼于比較遙遠(yuǎn)的未來，氨煤混燃的成本將有可能與純煤燃燒的成本相當(dāng)甚至更有優(yōu)勢(shì)，這與液氨價(jià)格、煤炭?jī)r(jià)格和CO2價(jià)格息息相關(guān)．當(dāng)碳價(jià)足夠高(1000元/t)時(shí)，隨著摻氨比例的升高CAPP的LCOE甚至?xí)霈F(xiàn)下降．雖然按照目前國(guó)內(nèi)碳價(jià)發(fā)展的趨勢(shì)摻氨燃燒的競(jìng)爭(zhēng)力尚不容樂觀，但若考慮未來碳稅增加的因素和綠氨合成技術(shù)的突破大幅降低液氨成本，加之政府加快完善全國(guó)碳交易市場(chǎng)并提高CO2價(jià)格，氨替代燃料減碳方案在經(jīng)濟(jì)上的優(yōu)勢(shì)會(huì)更快得到體現(xiàn)．

針對(duì)本文缺乏考慮的成本因素，對(duì)以后相關(guān)的經(jīng)濟(jì)性研究提出以下建議：

(1)考慮到大規(guī)模減排的需要，本文將把捕獲的二氧化碳封存在地下，暫未考慮捕集的CO2的化工與生物利用．目前我國(guó)CO2化工利用和生物利用相對(duì)較少，但在研發(fā)階段已經(jīng)實(shí)現(xiàn)了良好進(jìn)展，化學(xué)利用中電催化、光催化等新技術(shù)大量涌現(xiàn)，生物利用主要集中在微藻固定和氣肥利用方面．但在燃燒后CO2捕集系統(tǒng)與化工轉(zhuǎn)化利用裝置結(jié)合方面仍存在一些技術(shù)瓶頸尚未突破．未來在該環(huán)節(jié)取得突破時(shí)，可將其成本加入CPCCUS的經(jīng)濟(jì)性核算中，可能會(huì)為碳捕集電廠的成本帶來一定優(yōu)勢(shì)，從而影響不同碳減排方案的比較結(jié)果．

(2)LCOE的成本計(jì)算建立在氨煤混燃NO排放量與純?nèi)济呵闆r相當(dāng)?shù)睦硐霠顩r下，在以往的研究中，這種理想狀況主要通過合理設(shè)置燃燒條件以及摻氨比例等方法得到．然而實(shí)際上目前氨煤混燃的低氮燃燒技術(shù)以及燃燒器的設(shè)計(jì)還處在實(shí)驗(yàn)室研究階段，具有較大難度．當(dāng)摻氨比例較大時(shí)，控制NO排放帶來的運(yùn)行成本這一因素會(huì)對(duì)總體成本造成一定影響．未來的經(jīng)濟(jì)性分析工作應(yīng)當(dāng)考慮該因素，比如加入NO排污費(fèi)的因子，或者在氨燃燒的設(shè)備中加裝SCR裝置帶來的初始投資成本的增加．

(3)不同地域會(huì)對(duì)燃料成本、氨煤的運(yùn)輸成本以及CO2的儲(chǔ)運(yùn)成本產(chǎn)生巨大影響，因此可以從國(guó)家、省份的地域角度來計(jì)算不同方案的經(jīng)濟(jì)成本，進(jìn)而為不同方案的選擇和投資提供更具體的指導(dǎo)．

［1］ IEA. Energy Technology Perspectives[EB/OL]. https:// www.iea.org/etp2017/summary/，2017-06-06.

［2］ 王式興. 壓力條件下氣體火焰燃燒特性的熱流量法測(cè)量及機(jī)理研究[D]. 杭州：浙江大學(xué)，2020.

Wang Shixing. Experimental and Kinetic Study of Gasous Fuel Combustion Characteristics under Elevated Pressures Based on Heat Flux Method[D]. Hangzhou：Zhejiang University，2020(in Chinese).

［3］ 中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì). 中國(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2021[EB/OL]. http:// www.xinhuanet.com/power/2021-07/09/c_1211233414.htm，2021-07-09.

China Electricity Council. China Power Industry Annual Development Report 2021[EB/OL]. http://www.xin-huanet.com/power/2021-07/09/c_1211233414.htm，2021-07-09(in Chinese).

［4］ Zhang J，Ito T，Ishii H，et al. Numerical investigation on ammonia co-firing in a pulverized coal combustion facility：Effect of ammonia co-firing ratio[J].，2020，267：117166.

［5］ Ishihara S，Zhang J，Ito T. Numerical calculation with detailed chemistry of effect of ammonia co-firing on NO emissions in a coal-fired boiler[J].，2020，266：116924.

［6］ Yoshizaki Tsukasa. Test of the co-firing of ammonia and coal at mizushima power station[J].，2019，61(198)：309-312.

［7］ Yamamoto A K M，Ozawa Y. Blended combustion characteristics of pulverized coal and ammonia in pulverized-coal-combustion test furnace[C]//55(). Toyama，Japan，2017：442-443.

［8］ Fan J-L，Wei S，Yang L，et al. Comparison of the LCOE between coal-fired power plants with CCS and main low-carbon generation technologies：Evidence from China[J].，2019，176：143-155.

［9］ 魏世杰，樊靜麗，楊揚(yáng)，等. 燃煤電廠碳捕集、利用與封存技術(shù)和可再生能源儲(chǔ)能技術(shù)的平準(zhǔn)化度電成本比較[J]. 熱力發(fā)電，2021，50(1)：33-42.

Wei Shijie，F(xiàn)an Jingli，Yang Yang，et al. Comparison of levelized cost of electricity between coal-fired power plants with carbon capture，utilization and storage and renewable energy storage technologies[J].，2021，50(1)：33-42(in Chinese).

［10］ Salvadore M S，Keppler J H.：2010[M]. Paris：Economics Papers from University Paris Dauphine，2010.

［11］ 張麗娜. 碳排放權(quán)交易對(duì)可再生能源發(fā)展的影響[D]. 北京：對(duì)外經(jīng)濟(jì)貿(mào)易大學(xué)，2020.

Zhang Lina. The Impact of Carbon Emission Trading on the Development of Renewable Energy[D]. Beijing：University of International Business and Economics，2020(in Chinese).

［12］ 國(guó)家能源局. 關(guān)于2017年度全國(guó)電力價(jià)格情況監(jiān)管通報(bào)[EB/OL]. http://www.nea.gov.cn/2018-10/09/c_13751 9800.htm，2018-10-09.

National Energy Administration. Notice on the Supervision of National Electricity Price in 2017[EB/OL]. http://www.nea.gov.cn/2018-10/09/c_137519800.htm，2018-10-09(in Chinese).

［13］ 中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì). 中國(guó)電力行業(yè)發(fā)展報(bào)告2017[M]. 北京：中國(guó)市場(chǎng)出版社，2017.

China Electricity Enterprise Federation.2017[M]. Beijing：China Market Press，2017(in Chinese).

［14］ Abadie L M，Chamorro J M. European CO2prices and carbon capture investments[J].，2008，30(6)：2992-3015.

［15］ 江天生. 天然氣發(fā)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性分析[D]. 北京：清華大學(xué)，2004.

Jiang Tiansheng. Economic Analysis on Gas Generation Power Plants[D]. Beijing：Tsinghua University，2004(in Chinese).

［16］ Paustian K，Ravindranath N H，Amstel A V. 2006[M]. Hayama，Japan：the Institute for Global Environment Strategies，2006.

［17］ 生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院. 中國(guó)二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)年度報(bào)告(2021)——中國(guó)CCUS路徑研究[EB/OL]. https://news.bjx.com.cn/html/20210726/11660 16.shtml，2021-07-26.

CAEP. China’s Annual Report on Carbon Dioxide Capture，Utilization and Storage(CCUS)(2021)—China’s CCUS Path Study，2021-07-26[EB/OL]. https://news. bjx.com.cn/html/20210726/1166016.shtml，2021-07-26(in Chinese).

［18］ 國(guó)家發(fā)改委. 建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法和參數(shù)[M]. 北京：中國(guó)計(jì)劃出版社，2006.

National Development and Reform Commission.[M]. Beijing：China Planning Press，2006(in Chinese).

［19］ 王月姑. 以氨為燃料和載氫介質(zhì)的生命周期能效和環(huán)境效益分析[D]. 廈門：廈門大學(xué)，2019.

Wang Yuegu. Life Cycle Analysis of Energy Efficiency and Environmental Benefits Using Ammonia as Fuel and Hydrogen Carrier[D]. Xiamen：Xiamen University，2019(in Chinese).

［20］ Huw Slater，錢國(guó)強(qiáng)，王?庶，等. 2021年中國(guó)碳價(jià)調(diào)查報(bào)告[EB/OL]. http://www. tanpaifang.com/tangu-wen/2022/0312/83391.html，2021-03-12.

Huw Slater，Qian Guoqiang，Wang Shu，et al. China’s Carbon Price Survey Report in 2021[EB/OL]. http:// www.tanpaifang.com/tanguwen/2022/0312/83391，2021-03-12(in Chinese).

［21］ 生意社. 液氨(優(yōu)等品)價(jià)格走勢(shì)圖[EB/OL]. http:// news.chemnet.com/detail-4173084.html，2021-12-30.

Business Club. Price Trend Chart of Liquid Ammonia(Premium Products)[EB/OL]. http://news.chemnet. com/detail-4173084.html，2021-12-30(in Chinese).

［22］ 生意社. 動(dòng)力煤出廠價(jià)格走勢(shì)圖[EB/OL]. http://www. 100ppi.com/cindex/n-list-369.html，2023.

Business Club. Ex-factory Price Trend of Steam Coal [EB/OL]. http://www.100ppi.com/cindex/n-list-369.html，2023(in Chinese).

［23］ 中國(guó)化工報(bào). 液氨價(jià)格大幅上揚(yáng)[EB/OL]. http://www. ccin.com.cn/detail/aff8cc737d73dbf485d594a2201fc870/ news，2022-03-29.

China Chemical Industry New. The Price of Liquid Ammonia Rose Sharply[EB/OL]. http://www.ccin.com.cn/ detail/aff8cc737d73dbf485d594a2201fc870/news，2022-03-29(in Chinese).

［24］ Cesaro Z，Ives M，Nayak-Luke R，et al. Ammonia to power：Forecasting the levelized cost of electricity from green ammonia in large-scale power plants[J].，2021，282(61)：116009.

［25］ 石敏俊，袁永娜，周晟呂，等. 碳減排政策：碳稅、碳交易還是兩者兼之?[J]. 管理科學(xué)學(xué)報(bào)，2013，16(9)：9-19.

Shi Minjun，Yuan Yongna，Zhou Shenglü，et al. Carbon tax，cap-and-trade or mixed policy：Which is better for carbon mitigation?[J].，2013，16(9)：9-19(in Chinese).

［26］ 賈曉薇，王志強(qiáng). 以開征碳稅為契機(jī)構(gòu)建我國(guó)碳減排復(fù)合機(jī)制[J]. 稅務(wù)研究，2021(8)：18-21.

Jia Xiaowei，Wang Zhiqiang. Taking the carbon tax as an opportunity to build China’s carbon emission reduction composite mechanism[J].，2021(8)：18-21(in Chinese).

［27］ 新華社. 中共中央國(guó)務(wù)院關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見[EB/OL]. http://www.gov.cn/xinwen/2021-10/24/content_5644613. htm，2021-10-24.

Xinhua News Agency. Opinions of the CPC Central Committee and the State Council on the complete，accurate and comprehensive implementation of the new development concept to do a good job of carbon peak and carbon neutralization [EB/OL]. http://www.gov.cn/xin-wen/2021-10/24/con-tent_5644613.htm，2021-10-24(in Chinese).

Economic Analysis of Carbon Reduction Scheme for Ammonia-Coal Blending Combustion

Zhang Ruilin，Wang Zhihua，Chen Chenlin，He Yong，Zhu Yanqun，Cen Kefa

(State Key Laboratory of Clean Energy Utilization，Zhejiang University，Hangzhou 310007，China)

The economic feasibility of co-firing ammonia with coal was evaluated by the model method of levelized cost of electricity. The economic competitiveness of ammonia coal mixed combustion technology and carbon capture and storage technology(CCS)based on a 1000MW coal-fired power plant was compared. In view of the trend of fall in ammonia cost and rise in carbon and coal price in the future，the economic costs of ammonia coal mixed combustion and pure coal combustion were compared to further demonstrate the feasibility of non-carbon ammonia alternative fuel. Proposals are put forward in this paper according to the results，which makes up for the deficiency of current research on the economic evaluation of ammonia fuel，and demonstrates the popularization value of non-carbon ammonia fuel.

ammonia；coal；co-firing；CO2reduction；economic analysis

TK11

A

1006-8740(2023)06-0667-09

10.11715/rskxjs.R202309011

2023-02-28．

國(guó)家自然科學(xué)基金杰出青年基金資助項(xiàng)目(52125605).

張芮琳(2000—??)，女，碩士研究生，22227139@zju.edu.cn.

王智化，男，博士，教授，wangzh@zju.edu.cn.

(責(zé)任編輯：隋韶穎)