亚洲积极推进掺氨共燃发电

　　在全球能源转型的大背景下，2024年燃煤发电仍占亚洲电力结构的54%，使该地区实现净零目标面临重大挑战。为减少排放，多个亚洲国家正转向使用氨燃料发电，尤其是通过共燃技术，即将低碳氨掺入煤炭或天然气混合燃烧。

　　睿咨得能源预计，中国、印尼、日本和韩国将成为这一转型的核心国家。当然，现实的情况是氨供应缺口依然显著，亚洲地区要实现2030年排放目标，每年需新增约880万吨氨供应，这需要亚洲国家努力填补缺口。

　　睿咨得能源指出，亚洲依赖煤炭发电已经数十年，目前要转向使用氨燃料发电既缺乏政策框架，也缺乏市场需求来支撑氨能源基础设施的投资合理性。日本、韩国等国还面临资源限制，无论是天然气短缺还是可再生能源产能不足，都制约其本土清洁氨的生产。为实现净零目标，这些国家需从海外进口清洁氨，在保障能源安全和可负担性的同时，用氨替代煤炭作为发电燃料。

　　氨共燃目前成本较高，主要源于低碳氢生产、氨转化及运输环节的高昂费用。但亚洲国家似乎愿意应对这一挑战，推进共燃计划。睿咨得能源估算，假设低碳氢价格为5美元/千克，10%氨混合燃烧的发电成本将比纯煤发电高约50%，这意味着必须通过技术创新、规模经济或实施有效的碳定价，才能让氨共燃发电具备竞争力。

　　尽管氢和氨在亚洲电力行业脱碳中的作用日益凸显，但多数进展仍依赖国际合作和长期承购协议。同时，市场虽然预计2030年亚洲发电领域的氨需求将增长9倍，但若缺乏明确的承购承诺和港口设施的加速建设，这一增长可能停滞。目前多个亚洲主要国家已与国际伙伴磋商氨供应事宜，但进口码头和共燃设施的建设进度仍需加快。

　　日本和印尼是亚洲国家中较早探索氨共燃发电的国家，中国虽起步较晚但态度更坚决。

　　韩国也计划到2029年支持氢基发电，韩国产业通商资源部(MOTIE)已启动第二轮清洁氢发电拍卖，今年晚些时候选出的中标方需在2029年前通过氢或氨等衍生物发电，签订15年合同覆盖3太瓦时电力。尽管这一规模相比首轮减少3.5太瓦时，睿咨得能源估算，要实现该发电量仍需每年约20万吨低碳氢。可惜的是，这次拍卖参与度有限，MOTIE称韩国约59家电厂中仅6家参与，最终仅1家电厂符合评估标准。MOTIE最终向韩国南部电力公司(KOSPO)的三陟电厂授予750吉瓦时电量，仅占总招标量的11.5%。为鼓励更多电厂参与今年的拍卖，MOTIE还推出两项新机制：汇率挂钩结算制和氢量预借制。与2024年拍卖以韩元结算、使参与者暴露于美元波动风险不同，新一轮拍卖将电价结算与汇率挂钩，缓解汇率风险。氢量预借制允许发电商提前借用下一年的氢量，与现有未用氢量结转机制形成互补。这些调整将提升发电商应对突发情况或设备维护的灵活性。

　　作为氨共燃的早期采用者，日本在2025年取得显著进展。该国已签订关键合同并吸引外资，确保低碳氨稳定供应，计划从美国采购蓝氨、从中国和印度采购绿氨，以扩大规模并弥补国内供应缺口。明年初，日本还将公布差价合约计划的中标结果，该计划有望为日本使用氨燃料发电野心提供额外支持，助力实现排放目标。