李俊彪，王明華

(國家能源集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限責(zé)任公司，北京市昌平區(qū)，102211)

0 引言

全球合成氨產(chǎn)業(yè)主要制造氮肥和復(fù)合肥料，例如尿素、硝酸銨以及各種含氮復(fù)合肥等，約占合成氨總消費(fèi)量的80%，其余多用作其他化工產(chǎn)品的原料，氨作為能源的研究尚處于起步階段。目前，氨正逐漸從最傳統(tǒng)的農(nóng)業(yè)化肥領(lǐng)域向能源領(lǐng)域拓展，以一種全新的基礎(chǔ)能源形式存在，既可以作為載氫體，解決氫能低成本運(yùn)輸瓶頸問題，也可以作為無碳燃料直接應(yīng)用，是實(shí)現(xiàn)燃料零碳化的重要技術(shù)路線[1-2]。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，2019年我國合成氨產(chǎn)量5 758萬t，生產(chǎn)過程碳排放總量約1.4億t[3]。氨的綠色、高效、低碳化生產(chǎn)是國家節(jié)能減排工作重點(diǎn)關(guān)注的領(lǐng)域，“綠氨”是替代“灰氨”實(shí)現(xiàn)合成氨工業(yè)碳減排的重要途徑。合成氨作為化肥等產(chǎn)品的生產(chǎn)原料，在保障國家糧食安全方面起到不可或缺的重要作用，如何實(shí)現(xiàn)綠色、低碳發(fā)展替代現(xiàn)有的“灰氨”生產(chǎn)技術(shù)，將是社會(huì)各界的關(guān)注重點(diǎn)。同時(shí)，對(duì)于大規(guī)模、長期的能源儲(chǔ)存來說，液氨作為一種能源介質(zhì)是極具競爭能力的；日本、澳大利亞、荷蘭和英國等國家都制定了使用“綠氨”儲(chǔ)存(出口)可再生能源的計(jì)劃。

根據(jù)《巴黎協(xié)定》，日本制定了“2050年之前削減80%溫室氣體排放”的長期目標(biāo)，而氫能在該目標(biāo)實(shí)現(xiàn)過程中有著舉足輕重的作用。但是，在遠(yuǎn)距離輸送氫時(shí)，需要將氫轉(zhuǎn)換為能量密度高且易于運(yùn)輸和儲(chǔ)存的狀態(tài)或物質(zhì)。2019年，日本借助IEA發(fā)布的氫能綜合報(bào)告，以日本內(nèi)閣府的戰(zhàn)略性創(chuàng)新創(chuàng)造項(xiàng)目(SIP)為研究成果[4]，提出采用液化氫、氨、甲基環(huán)己烷3種物質(zhì)作為能源載體，并開發(fā)了相應(yīng)的制造、運(yùn)輸、利用技術(shù)，倡導(dǎo)氨在能源系統(tǒng)中的創(chuàng)新應(yīng)用，日本的“氨經(jīng)濟(jì)”使氨能的發(fā)展備受關(guān)注。

氨作為燃料直接燃燒清潔無碳，氨摻燒燃煤鍋爐已實(shí)現(xiàn)試驗(yàn)性驗(yàn)證，不需對(duì)現(xiàn)有鍋爐進(jìn)行改造，也將減少氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期面臨的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)障礙。氨作為零碳燃料和氫能載體，有望在構(gòu)筑低碳社會(huì)進(jìn)程中發(fā)揮重要作用。氨能產(chǎn)業(yè)化面臨的最直接問題是如何低成本、規(guī)?；厣a(chǎn)“綠氨”。隨著我國風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)比例的快速爬升，棄風(fēng)棄光和儲(chǔ)能短板問題將越發(fā)凸顯，依托新能源的“綠電”和“綠氫”生產(chǎn)合成氨是解決大規(guī)模風(fēng)光儲(chǔ)能的可選路徑之一。

1 氨的燃料屬性及混氨燃燒技術(shù)發(fā)展路線分析

氨作為燃料使用[5]主要有兩方面優(yōu)勢(shì)：一是燃燒過程相對(duì)清潔，可實(shí)現(xiàn)零碳排放；二是熱值較高，易儲(chǔ)存運(yùn)輸且防爆特性好。然而，氨的低位熱值比傳統(tǒng)燃料(汽油、柴油、乙醇)略低，燃燒需要的最小點(diǎn)火能量較高，火焰?zhèn)鞑ニ俣容^慢，在燃?xì)廨啓C(jī)、內(nèi)燃機(jī)等特定應(yīng)用場景用作燃料時(shí)需要添加助燃劑，同時(shí)存在氮氧化物排放難以控制的問題。幾種燃料的燃燒特性[6]見表1。

表1 幾種燃料的燃燒特性

氨能量利用的技術(shù)工藝路線主要分為兩類：一是直接與傳統(tǒng)燃料(煤、天然氣)摻混燃燒，二是用于制作固體氧化物燃料電池。

1.1 燃煤鍋爐混氨燃燒技術(shù)

混氨燃燒技術(shù)原理簡單，利用可燃的氨氣替代一定比例的煤粉，摻混后進(jìn)入鍋爐共同燃燒，并通過控制火焰的軸向溫度和空燃比，抑制火焰內(nèi)氮氧化物的生成。國際上，該項(xiàng)技術(shù)研發(fā)主要由日本政府、企業(yè)和科研機(jī)構(gòu)主導(dǎo)。日本石川島公司(IHI)已建成10 MW規(guī)模的煤粉混氨燃燒示范裝置[7]，日本能源公司(JERA)已制定燃煤摻氨/氫技術(shù)路線圖。2021年10月日本啟動(dòng)的碧南1 000 MW 熱電廠進(jìn)行了20%混氨燃燒測試。

國內(nèi)混氨燃燒技術(shù)研發(fā)剛剛起步。國家能源集團(tuán)在2021年7月正式啟動(dòng)燃煤鍋爐混氨燃燒技術(shù)開發(fā)與工程示范，目前已完成氨煤混合燃燒機(jī)理實(shí)驗(yàn)和40 MW潔凈低碳燃燒試驗(yàn)平臺(tái)建設(shè)[8]，在氨混燒比例達(dá)到35%時(shí)，經(jīng)驗(yàn)證燃燒穩(wěn)定性和燃盡率良好，氮氧化物排放可控。

國內(nèi)及日本多家科研機(jī)構(gòu)的試驗(yàn)結(jié)果表明，燃煤鍋爐混氨燃燒可使得煤粉和氨氣良好燃盡，燃燒后氮氧化物排放不隨混氨比例增加而等比例升高，且可通過分級(jí)燃燒等方式顯著降低氮氧化物排放。

1.2 燃?xì)廨啓C(jī)混氨燃燒技術(shù)

相比燃煤鍋爐，氨氣在燃?xì)廨啓C(jī)中摻混燃燒存在燃燒速度慢、氮氧化物難以控制等問題，可通過燃燒器改造和分段燃燒技術(shù)來抑制氮氧化物生成?，F(xiàn)階段，混氨/純氨燃機(jī)尚處于小規(guī)模試驗(yàn)驗(yàn)證階段。以日本三菱[7]動(dòng)力為代表的企業(yè)研究機(jī)構(gòu)已在300 kW小型燃?xì)廨啓C(jī)上進(jìn)行氨直接燃燒試驗(yàn)，用來驗(yàn)證氨燃燒的穩(wěn)定性，研究結(jié)果表明氮氧化物排放可達(dá)到0.15%的規(guī)定值。IHI公司利用2 000 kW中型燃?xì)廨啓C(jī)進(jìn)行氨直接燃燒實(shí)證試驗(yàn)，目前已成功完成70%的混氨燃燒試驗(yàn)。三菱自主開發(fā)的40 MW氨直接燃燒大型燃?xì)廨啓C(jī)，預(yù)計(jì)將在2025年實(shí)現(xiàn)工業(yè)化[9]。

1.3 氨燃料電池技術(shù)

氨作為直接燃料的固體氧化物燃料電池，其基本原理[10]是將氨直接供給到氧化鋯電解質(zhì)一側(cè)的燃料電極，將空氣供給對(duì)側(cè)的空氣電極，從而在兩電極間產(chǎn)生電動(dòng)勢(shì)。

目前，日本京都大學(xué)、IHI公司等聯(lián)合研究組已完成1 kW氨燃料電池發(fā)電試驗(yàn)，試驗(yàn)表明將氨直接供給電池堆進(jìn)行發(fā)電，可獲得與純氫相當(dāng)?shù)牧己冒l(fā)電特性，直流發(fā)電效率可達(dá)50%以上，系統(tǒng)成功穩(wěn)定連續(xù)運(yùn)行1 000 h。芬蘭、挪威、德國等國的船舶制造企業(yè)正在開展船用氨燃料電池技術(shù)研發(fā)。國內(nèi)福州大學(xué)等機(jī)構(gòu)聯(lián)合開發(fā)的3 kW氨-氫燃料電池發(fā)電站現(xiàn)已交付使用，通過新型低溫氨分解催化劑在線制氫，產(chǎn)生氫氮混合氣后供燃料電池發(fā)電。

2 基于燃煤摻氨發(fā)電情景模式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

“雙碳”目標(biāo)背景下，燃煤發(fā)電行業(yè)面臨前所未有的轉(zhuǎn)型壓力[11]，一方面要適應(yīng)高比例新能源接入下構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的要求，做出變革性的功能定位調(diào)整，另一方面要探索減碳路徑，突破燃煤高碳屬性的硬性制約。對(duì)我國煤電行業(yè)而言，通過能效提升來減少碳排放的空間已較為有限，煤電燃燒后CCUS和燃料低碳化成為實(shí)現(xiàn)深度脫碳的主要技術(shù)路徑。其中，燃煤電廠摻燒氨能夠?qū)崿F(xiàn)源頭降碳，為煤電低碳化轉(zhuǎn)型提供了一條可供選擇的路徑。

本研究以燃煤發(fā)電為基礎(chǔ)研究對(duì)象，設(shè)置了基準(zhǔn)方案、基準(zhǔn)方案+ CCUS、基準(zhǔn)方案+“藍(lán)氨”、基準(zhǔn)方案+“綠氨”4種不同的情景模式，后3種情景模式以實(shí)現(xiàn)25%的二氧化碳減排量為基準(zhǔn)。重點(diǎn)圍繞燃燒后CCUS、“藍(lán)氨”(煤制氨+化工過程CCUS)、“綠氨”(新能源電解制氫合成氨)技術(shù)路線。研究從當(dāng)前成本、當(dāng)前碳減排收益及未來技術(shù)進(jìn)步降本潛力3個(gè)維度，對(duì)不同情景進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)的對(duì)比分析。

2.1 情景一：基準(zhǔn)方案

基準(zhǔn)方案以600 MW燃煤發(fā)電機(jī)組為研究對(duì)象，其基礎(chǔ)假定條件如下。

(1)該燃煤發(fā)電機(jī)組平均供電煤耗為300 g標(biāo)準(zhǔn)煤/(kW·h)，系統(tǒng)整體發(fā)電效率為41%，標(biāo)準(zhǔn)煤二氧化碳排放系數(shù)為2.65(燃燒1 kg標(biāo)準(zhǔn)煤排放2.65 kg CO2)，折合度電碳排放強(qiáng)度795 g CO2/(kW·h)。

(2)機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)按4 000 h/a計(jì)算，即發(fā)電量24億kW·h/a，耗煤量72萬t標(biāo)準(zhǔn)煤/a，二氧化碳排放總量190萬t/a，如圖1所示。后續(xù)方案為統(tǒng)一計(jì)算，以二氧化碳減排量25%為基準(zhǔn)，即減排二氧化碳48萬t/a。

(3)標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格按1 500元/t計(jì)算，碳交易價(jià)格參考近期全國碳市場平均價(jià)格按50元/t考慮。

圖1 基準(zhǔn)方案

2.2 情景二：基準(zhǔn)方案+CCUS

情景二是在情景一基準(zhǔn)方案的基礎(chǔ)上，增設(shè)鍋爐燃燒后CCUS裝置，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)電廠25%的二氧化碳減排量。當(dāng)前情況下燃煤電廠CCUS技術(shù)處理成本為450元/t，考慮未來技術(shù)進(jìn)步可實(shí)現(xiàn)處理成本降至300元/t。通過對(duì)計(jì)算結(jié)果進(jìn)行分析，可以得出以下幾點(diǎn)。

(1)鍋爐燃燒后進(jìn)行CCUS對(duì)煤電度電成本影響較小。燃煤電廠增設(shè)CCUS裝置后，初始投資和全流程運(yùn)行成本折合二氧化碳處理成本450元/t，度電成本將增加0.089元/(kW·h)。當(dāng)前全國碳市場價(jià)格水平下，若再考慮減碳收益，度電成本可進(jìn)一步下降0.010元/(kW·h)。綜合來看，煤電+CCUS情景模式度電成本增加0.079元/(kW·h)。

(2)考慮CCUS技術(shù)成本下降的潛力，煤電+CCUS情景模式的經(jīng)濟(jì)性將顯著提升。隨著CCUS技術(shù)進(jìn)步和規(guī)?；瘧?yīng)用，二氧化碳處置成本進(jìn)一步下降至300元/t時(shí)，疊加碳減排收益，系統(tǒng)度電成本增加值可降低至0.050元/(kW·h)。

(3)考慮初始投資使用效率，剩余服役年限較短的燃煤電廠建設(shè)CCUS系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性相對(duì)較差。假設(shè)燃煤電廠剩余服役年限僅10 a(低于CCUS系統(tǒng)的設(shè)計(jì)年限20 a)，投資建設(shè)CCUS系統(tǒng)的設(shè)備折舊成本將成倍增加，估算碳處理成本由450元/t增長至600元/t，度電成本增加則由0.090元/(kW·h)提高至0.120元/(kW·h)?？紤]技術(shù)進(jìn)步噸碳處理成本降為400元/t，疊加碳減排收益，度電成本增加0.070元/(kW·h)。

圖2 基準(zhǔn)方案+ CCUS

2.3 情景三：基準(zhǔn)方案+“藍(lán)氨”

情景三是在情景一基準(zhǔn)方案的基礎(chǔ)上，通過摻燒按熱值計(jì)25%的“藍(lán)氨”來實(shí)現(xiàn)25%的二氧化碳減排率。情景三的基本說明如下：傳統(tǒng)煤制合成氨主要包括空氣分離、氣化、變換、低溫甲醇洗、液氮洗、氨合成等工藝單元?！八{(lán)氨”是在傳統(tǒng)煤制合成氨生產(chǎn)流程基礎(chǔ)上增設(shè)CCUS裝置，利用化工過程二氧化碳濃度高的優(yōu)勢(shì)，以較低成本實(shí)現(xiàn)碳減排。情景分析中，當(dāng)前化工過程CCUS成本按200元/t計(jì)算，未來技術(shù)進(jìn)步后可降至150元/t，通過對(duì)計(jì)算結(jié)果進(jìn)行分析，可以得出以下結(jié)論。

(1)從全過程角度看，摻燒“藍(lán)氨”并不會(huì)降低系統(tǒng)碳排放。由于氨氣熱值(18.6 MJ/kg)僅為標(biāo)準(zhǔn)煤熱值(29.3 MJ/kg)的64%左右，替代25%燃料煤需要氨的總量約28萬t/a。參照國內(nèi)合成氨平均耗煤水平，每噸合成氨生產(chǎn)過程排放二氧化碳量約3.3 t(其中工藝過程排放2.4 t，動(dòng)力過程排放0.9 t)[3]?？傮w看，煤制合成氨的生產(chǎn)過程將會(huì)排放二氧化碳95萬t，則系統(tǒng)的碳排放總量凈增47萬t。由于“藍(lán)氨”生產(chǎn)過程中已經(jīng)由CCUS技術(shù)實(shí)現(xiàn)零碳排放，則情景三條件下碳排放依然是減少48萬t。

(2)采用“藍(lán)氨”摻燒，整體系統(tǒng)能量利用效率降低。據(jù)調(diào)研，國內(nèi)合成氨的生產(chǎn)工藝過程平均能耗為1.264 t標(biāo)準(zhǔn)煤/t，采用先進(jìn)工藝的煤制氨能耗為1.100 t標(biāo)準(zhǔn)煤/t。煤制氨系統(tǒng)過程的能量利用效率約50%。假定氨的燃燒對(duì)熱效率產(chǎn)生影響較小，考慮煤制合成氨能耗損失，摻燒25%“灰氨”后整體系統(tǒng)能量利用效率降低至36.6%，與基準(zhǔn)方案相比下降4.4%。

(3)從經(jīng)濟(jì)性角度看，摻燒“藍(lán)氨”將較大幅度推升煤電成本。在設(shè)定基準(zhǔn)煤價(jià)水平下，按國內(nèi)煤制氨平均能耗考慮，“灰氨”生產(chǎn)成本約為2 500元/t，考慮二氧化碳捕集與封存后，合成氨成本提高至3 200元/t左右。600 MW燃煤機(jī)組摻燒25%“藍(lán)氨”后，折合度電成本將增加0.261元/(kW·h)。考慮系統(tǒng)二氧化碳減排收益，按當(dāng)前碳價(jià)水平，度電成本減少0.019元/(kW·h)。即摻燒25%“藍(lán)氨”后，度電成本將增加0.242元/(kW·h)。

(4)若考慮合成氨技術(shù)進(jìn)步和CCUS成本下降的潛力，摻燒“藍(lán)氨”經(jīng)濟(jì)性將有所提升?？紤]煤制氨工藝能耗水平由當(dāng)前國內(nèi)平均提升至先進(jìn)水平，化工過程二氧化碳捕集與封存成本下降至150元/t，“藍(lán)氨”情景最終將使度電成本增加0.193元/(kW·h)。

圖3 基準(zhǔn)方案+“藍(lán)氨”

2.4 情景四：基準(zhǔn)方案+“綠氨”

情景四是在情景一基準(zhǔn)方案的基礎(chǔ)上，通過摻燒按熱值計(jì)25%的“綠氨”來實(shí)現(xiàn)25%的二氧化碳的減排率。情景四的基本說明如下：“綠氨”是區(qū)別于傳統(tǒng)煤制合成氨生產(chǎn)工藝，是以新能源電解水制氫再合成氨，主要包括空氣分離、新能源發(fā)電、電解水制氫、氨合成等工藝單元。新能源制氫合成氨系統(tǒng)相較于傳統(tǒng)工藝最大的優(yōu)勢(shì)在于降低碳排放，同時(shí)可消納不穩(wěn)定的新能源電力，將其轉(zhuǎn)化為穩(wěn)定的便于存儲(chǔ)的形式。

電解制氫的電力由光伏發(fā)電提供，光伏電價(jià)參照當(dāng)前市場成本水平0.15元/(kW·h)計(jì)算，考慮技術(shù)進(jìn)步后光伏電價(jià)下降為0.08元/(kW·h)。研究分析中暫不考慮光伏制氨對(duì)系統(tǒng)發(fā)電效率的影響。通過對(duì)計(jì)算結(jié)果的分析，可以得出以下幾點(diǎn)。

(1)相較“藍(lán)氨”，“綠氨”摻燒不影響系統(tǒng)能量效率。相比傳統(tǒng)煤制氨生產(chǎn)工藝，新能源電解水制氫合成氨過程不額外消耗化石能源，摻燒25%“綠氨”后整體系統(tǒng)發(fā)電效率不受影響。

(2)從全過程角度看，摻燒“綠氨”將會(huì)降低系統(tǒng)碳排放。對(duì)于基準(zhǔn)設(shè)定600 MW燃煤機(jī)組，替代25%燃料煤需要氨約28萬t/a，這部分“綠氨”生產(chǎn)過程中不涉及二氧化碳排放，整體上評(píng)價(jià)邊界內(nèi)碳排放減少48萬t。

(3)摻燒“綠氨”對(duì)煤電度電成本的影響低于“藍(lán)氨”。在光伏電價(jià)0.15元/(kW·h)、當(dāng)前電解水制氫裝備投資及電耗水平下，合成氨生產(chǎn)成本約為2 800元/t左右。600 MW機(jī)組摻燒25%“綠氨”，折合度電成本將增加0.213元/(kW·h)。如若再考慮系統(tǒng)二氧化碳減排收益，度電成本減少0.010元/(kW·h)。即摻燒25%“綠氨”后，度電成本增加0.203元/(kW·h)。

(4)若考慮光伏發(fā)電進(jìn)一步降本潛力，摻燒“綠氨”經(jīng)濟(jì)性將顯著提升。隨著光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)不斷降本增效，光伏發(fā)電成本將進(jìn)一步下降，當(dāng)電價(jià)降為0.08元/(kW·h)時(shí)，在考慮碳減排收益時(shí)，“綠氨”情景最終將使度電成本增加0.067元/(kW·h)，屆時(shí)顯著優(yōu)于“藍(lán)氨”情景。當(dāng)光伏成本下降到0.07元/(kW·h)時(shí)，“綠氨”摻燒方案將與煤電燃燒后CCUS方案在成本方面相當(dāng)。

(5)若考慮未來以棄風(fēng)棄光電解水制氫制氨，摻燒“綠氨”經(jīng)濟(jì)性將更具競爭力。以當(dāng)前內(nèi)蒙古電力市場為例，保障小時(shí)數(shù)(1 200 h)以外光伏上網(wǎng)電價(jià)為0.055 7元/(kW·h)，暫不考慮過網(wǎng)成本影響，綠氨情景下度電成本增加將由0.067元/(kW·h)進(jìn)一步降至0.033元/(kW·h)，比煤電燃燒后CCUS方案更具競爭力。

圖4 基準(zhǔn)方案+綠氨方案

不同燃煤摻氨情景下的燃煤電廠度電成本影響比較見表2，展示了3種不同二氧化碳減排方案與基準(zhǔn)方案相比的度電成本增加情況?；谏鲜龅挠?jì)算和分析，從各種技術(shù)路線選擇對(duì)燃煤電廠經(jīng)濟(jì)性影響來看，實(shí)現(xiàn)二氧化碳減排需要付出相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)成本和效率損失代價(jià)。在當(dāng)前市場和技術(shù)水平下，燃煤混氨技術(shù)無論是采用煤制“藍(lán)氨”，還是可再生能源制“綠氨”，與煤電燃燒后CCUS相比，對(duì)度電成本影響更大。

表2 不同燃煤摻氨情景下的燃煤電廠度電成本影響比較 元/(kW·h)

從能量利用效率和經(jīng)濟(jì)性考慮，“藍(lán)氨”不具備競爭力?！八{(lán)氨”情景下，系統(tǒng)整體效率顯著下降，同時(shí)度電成本明顯上升，且考慮未來技術(shù)進(jìn)步后“藍(lán)氨”成本降幅空間不大，不宜作為未來燃煤摻氨的燃料來源。

盡管當(dāng)前條件下，“綠氨”情景相比鍋爐燃燒后CCUS優(yōu)勢(shì)不明顯，但隨可再生能源發(fā)電成本降低未來降幅空間較大。未來以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)下，若考慮以棄風(fēng)棄光資源或者保障小時(shí)數(shù)以外的低價(jià)市場交易電來制氫再合成氨，成本將進(jìn)一步降低。

3 結(jié)語

情景二鍋爐燃燒后CCUS技術(shù)應(yīng)用易受地理地質(zhì)條件限制，而“綠氨”摻混路線適用性廣、靈活性好。一是對(duì)剩余運(yùn)行壽命較短或者擬轉(zhuǎn)為應(yīng)急備用電源的燃煤電廠，相比于新建一套CCUS全流程系統(tǒng)，從設(shè)備利用率、運(yùn)行靈活性和投資經(jīng)濟(jì)性角度看，“綠氨”摻混方案更具優(yōu)勢(shì)。二是對(duì)缺乏二氧化碳封存適宜地理地質(zhì)條件或碳資源化利用條件的區(qū)域，燃煤摻氨為燃煤電廠提供了一條靈活可行的減碳技術(shù)路徑。

現(xiàn)階段燃煤摻氨技術(shù)尚處于實(shí)驗(yàn)研究和小規(guī)模示范階段，驗(yàn)證了技術(shù)可行性，放大到實(shí)際燃煤機(jī)組容量規(guī)模的應(yīng)用效果還有待進(jìn)一步工業(yè)示范驗(yàn)證。建議選擇優(yōu)勢(shì)地區(qū)先期開展示范，一是選擇煤電項(xiàng)目分布分散、二氧化碳埋存地質(zhì)資源不匹配的地區(qū)，選擇剩余運(yùn)行壽命較短或者擬轉(zhuǎn)應(yīng)急備用電源的燃煤電廠作為示范對(duì)象；二是選擇新能源資源豐富、調(diào)峰資源稀缺、電網(wǎng)消納困難、水資源豐富地區(qū)，例如青海地區(qū)，如采用保障小時(shí)數(shù)以外的光伏上網(wǎng)電價(jià)，可大幅降低合成氨成本；三是降低傳統(tǒng)合成氨生產(chǎn)制備技術(shù)的能耗及運(yùn)行成本，開發(fā)低能耗高效催化劑、低成本合成工藝等，同時(shí)利用淘汰合成氨裝置，進(jìn)一步降低合成氨投資。在具備以上條件的區(qū)域，通過建立區(qū)域氨能中心，可為多個(gè)燃煤鍋爐同時(shí)供應(yīng)液氨，解決煤電機(jī)組降碳問題的同時(shí)盤活既有合成氨裝置，也可以為無法外送的新能源提供潛在的儲(chǔ)能、用能方案。