国金证券指出绿氨是绿氢耦合的最大受益方，未来核心增长极在于火电掺烧与储氢载体。2024年7月国家发改委明确煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，若实现10%煤电替代，每年将新增约3.2亿吨绿氨需求，高于当下全球氨总产量。在煤价800元/吨、50元/吨碳税下，电价仅需0.2元/kWh绿氨即可实现与煤制氨平价。中日韩已开展掺烧技术验证，燃煤掺烧氨发电技术正从示范走向规模化。
发改委强政策驱动，煤电掺烧10%绿氨需3.2亿吨/年
2024年7月15日，国家发改委印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》，明确改造与建设方式包括“绿氨掺烧”，要求改造后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力。
中国每年煤炭发电约5万亿度，若实现10%的绿氨掺烧能力要求，达到10%完全替代，需要约3亿吨氨。氨的热值为18.6MJ/KG，标准煤热值为29.27MJ/KG，以保持相同能量计算，每年将新增约3.2亿吨氨需求。这一数字高于当下全球氨的总产量（约2.53亿吨），将为绿氨产业带来历史性发展机遇。
若未来掺氨发电比例进一步提高，将带动发电用氨需求量呈数量级增长。随着碳约束逐渐加紧，煤电掺氨是除碳捕集与封存外另一个煤电脱碳的重要技术路径，预期市场空间极为可观。
煤电掺烧10%绿氨市场空间测算| 参数 | 数值 |
|---|
| 中国年煤电发电量 | 约5万亿度 |
| 年煤炭消耗量 | 超20亿吨 |
| 10%煤电替代所需氨量 | 约3.2亿吨/年 |
| 2023年全球氨产量 | 约2.53亿吨 |
| 煤电掺烧市场空间倍数 | 超全球现有产能1.26倍 |
中日韩加速技术验证，35%掺烧已获验证
燃煤掺烧氨发电技术已在小范围得到验证。2021年10月，日本磐南1000MW热电厂进行了20%混氨燃烧测试，三菱自主开发的40MW氨直接燃烧大型燃气轮机预计2025年实现工业化。日本计划到2030年用氨与燃煤混烧替代发电站20%煤炭供应。
2022年1月，国家能源集团在40MW燃煤锅炉上实现了目前世界最大掺烧比例35%的混氨燃烧。2022年4月，合肥能源研究院与皖能集团合作研发的国内首创8.3MW纯氨燃烧器在300MW火电机组一次性点火成功，稳定运行2个多小时。2023年11月，韩国政府宣布最早2030年使原料含20%氨，并在不少于24家燃煤火电厂应用。
但氨在不同工况下的燃烧特性，如点火延迟时间、火焰速度与结构以及NOx生成特性等关键参数尚不完善。燃煤掺烧氨发电技术的推广应用和商业化落地仍需时日，但技术路线已获验证，政策驱动明确，规模化应用前景可期。
0.2元/kWh电价+碳税加持，绿氨经济性可期
绿氨经济性是规模化应用的前提。在国内煤炭价格波动、绿电生产成本逐渐降低、碳交易政策逐步落地的情况下，绿氨具有一定经济性竞争力。
在煤价800元/吨、50元/吨碳税下，电价仅需0.2元/kWh时，绿氨即可实现与煤制氨平价（无碳税时需0.18元/kWh）。煤制氨碳排放约4.2吨/吨氨，若碳价550元/吨，每吨煤制氨额外支出约2300元。800元/吨碳税下（欧盟碳税100欧元/吨基准），煤制氨成本上升137%，绿氨具备明显成本优势。
2024年以来，国内超20个绿色氢氨项目推进，包括中能建、国家能源集团、华电等在内的能源企业推进绿氨项目总投资超3000亿元，年规划产能近600万吨。随着绿电价格持续下降和碳交易体系完善，绿氨平价进程加速推进。
液氨载氢——长距离大规模氢储运的最优解
氨作为一种含氢质量分数17.6%的富氢物质，在常温加压（0.86MPa）或常压低温（240K）下易转化为液态，能量密度分别为134.0kJ·L和143.5kJ·L（同等条件下氢气为84.0kJ·L），储运条件较液氢更宽松。
液氨载氢成本对运输距离不敏感。以单日氢气需求量4t、加氢站规模500kg/天、单车载氢20t、电价0.6元/kWh测算，运输距离从50km增至500km时，液氨载氢成本仅从18.4元/kg增至19.2元/kg。因此，氨是极具潜力的氢储运载体，可适用长距离大规模运输，利用液氨运输成本低的优势，实现氢能下游多场景应用。
