2021年，日本政府發布第六版能源戰略計劃，明確優先推廣氫、氨混燒發電技術，希望以“氨—氫”能源形式實現更低成本碳中和；韓國則成立了一個氫氨發電示范促進領導小組，目標同樣是推動氫、氨與天然氣、煤混合燃燒發電。我國擁有顯著可再生能源優勢，如果能夠盡早建立火電摻燒氫氨原料供應、技術標準體系，并實現規模化應用，將有望引領全球氫氨燃料市場。

 

　　為實現火力發電凈零排放，我國正在積極探索火電摻燒氫氨技術，相關示范項目和技術開發不斷推進。2023年4月，由合肥綜合性國家科學中心能源研究院與皖能集團聯合研發的燃煤電廠大比例、長時間、高穩定性摻氨燃燒降碳技術，在現役30萬千瓦火電機組試驗取得成功。同年年底，中國神華廣東臺山電廠60萬千瓦煤電機組成功實施高負荷發電工況下煤炭摻氨燃燒試驗，成為國內外完成摻氨燃燒試驗驗證的最大容量機組。

 

　　雖然火電摻燒氫氨路線在技術方面已得到驗證，但規模化推廣仍面臨兩大挑戰：一是大規模綠氨來源問題。綠氨主要指利用綠電制取的氫所生產的氨，其生產過程不排放二氧化碳。目前，我國合成氨多來源于煤和天然氣，減碳效果有限，而綠氨產量極低，想足量采購并非易事。二是綠氨采購成本遠高于煤炭。合成氨70%至80%的成本來自氫，要想合成廉價綠氨，必須要有廉價綠氫，但大幅降低綠氫制備成本存在挑戰。

 

　　由于與許多電廠用煤熱值相當，每燃燒1噸氨就可以減少1噸煤炭消耗，火電摻燒氫氨是不可多得的化石能源源頭減碳技術。為實現該技術規模化利用，應對可再生能源就地制氫項目給予政策支持，提高設備國產化率，持續降低綠氫制備成本。同時，對較早應用該技術的火電廠給予資源、資金支持。值得期許的是，目前在風光資源較好的地區，制氫成本與天然氣制氫接近，合成平價綠氨已看到希望，真正的“低碳電廠”也許離我們并不遙遠。