低碳氨替代燃料的生產與應用

01

---

低碳氨替代燃料的生產與應用

能源轉型是減緩全球暖化的主要方式，隨著再生能源的加速發展，台灣的用電量預期將從2022年2,800億度成長到2029年的3,200億度，其中再生能源成長到836億度，發電量將達到目前的3.5倍以上，發電量與佔比將迅速提升。以太陽光電及離岸風電為主的再生能源，具有受天候影響難以調控的先天缺點，需搭配儲能設施及提升電網調度能力，整體投資規模龐大，因此再生能源短期內難以完全取代火力發電機組，在可見的未來火力發電仍是電力穩定供應的主要來源。 既然火力發電仍將是電力供應的方式之一，降低碳排放是電力公司須設法達成的目標，可從兩方面著手，可在燃料端使用碳排放量較低的燃料，或是在排放端設置碳捕獲設施，避免二氧化碳直接排放到大氣中。對於電力公司來說，使用低碳燃料需考慮燃料成本及既有發電機組使用其他燃料的可行性，目前以氫氣、氨氣導入燃氣、燃煤機組混燒為主要發展方向。 台灣電力公司在2022年啟動興達燃氣電廠燃氣混氫示範計畫，將試行5%氫氣替代天然氣；2024年則與日本IHI與住友商事簽訂混氨技術導入備忘錄，將選擇大林電廠1部超超臨界燃煤機組(Ultra Super Critical, USC)作為導入示範廠，計畫加入5%氨氣與煤炭進行混燒。 氫氣在燃燒過程僅產出水蒸氣，可替代含碳燃料，減少碳排放量。目前世界上氫氣主要來源還是天然氣，其主要成分為甲烷(CH4)，透過水蒸氣重組反應(Steam-reforming reaction)生產氫氣，由於CO2是其副產物，因此不能被視為低碳氫氣，又被稱為灰氫；如果將CO2透過碳封存或再利用技術避免排放到大氣，則氫氣可視為低碳氫氣，又被稱為藍氫。電解水產氫是另一種可取得大量氫氣的方式，從電解水取得低碳氫氣的關鍵在於電力需來自再生能源，利用低碳電力來生產低碳氫氣，又被稱為綠氫。世界各國的天然條件不一，再生能源產量與成本差異甚大，例如美國、澳洲可以廣布太陽能板，取得充沛且價格低廉的綠電，並用於製造綠氫；或是美國、加拿大、印尼等擁有豐沛的天然氣資源，可以開採天然氣，透過重組反應產氫，結合碳封存或再利用技術取得藍氫。這類天然條件佳的國家可以生產低碳氫氣，提供給台灣這類缺乏天然資源的國家，藉由綠色燃料替代化石燃料來達成減少電廠碳排放量的目標。

氫氣雖具有碳排放量低的優點，但氫氣在常壓下沸點極低(-253℃)，使其液化、儲存及運送困難，如欲使用氫氣作為燃料，需耗費極高成本，對於日本、台灣等需仰賴進口的國家，進口氫氣不是一個很理想的選擇。為了解決氫氣不易運送的問題，將氫氣透過哈伯法(Haber Process)以鐵(Fe)為催化劑與氮氣(N2)反應轉換為氨(NH3)，由於氨沸點為-33.4℃，遠低於氫氣、液化天然氣(-161℃)的溫度，對於輸儲技術的門檻較低，有利於實現商業化。日本三菱商事為了建構低碳氨供應鏈，2021年起陸續與印尼、加拿大、美國合作，透過於當地生產氫氣，再轉換為氨，透過船運將低碳氨送回日本使用。對於低碳氫或氨有需求的國家除了日本之外，尚有歐洲、新加坡及台灣，將來氫能的需求增加，供應鏈也會隨之成形。 低碳氨的應用目前主要以航運燃料及燃煤電廠混燒為主，以下介紹其應用。全球航運業每年排放約10億噸二氧化碳，2023年舉辦的國際海事組織(IMO)海洋環境保護委員會(MEPC)第80屆會議上，175個會員國達成共識，航運業將在2030、2040年分別減少碳排放達30%及70%，2050年前達成淨零排放。氨能貨輪是航運業減碳的研發方向，歐洲及日本對此寄予厚望，以日本為例：日本擁有完整的航運供應鏈，多個航運、造船、引擎公司將共同開發一艘以氨為燃料的中型氣體運輸船(Ammonia-fuelled medium gas carrier, AFMGC)，目標是在2026年11月開始商業營運體積達40,000立方公尺的氨運輸船。

氨氣與煤炭混燒(Ammonia Coal Co-firing)和僅有煤炭燃燒的區別在於使用(NH3)提供相同熱值(Heating value)的氨替代部分煤炭，使電廠鍋爐能夠產生相同的高溫高壓的水蒸氣來推動發電機。當加入氨與煤炭混燒時，需考慮燃燒反應的相互影響。當煤和氨在燃燒室中共燃時，氨的比例是一項重要的控制變因，如果氨的比例較高，例如高於50%，則無法滿足維持煤炭和氨完全燃燒的條件，造成氮氧化物(NOx)和廢氣的排放。為了讓兩者混燒達到最佳操作條件，需要調整燃燒系統設計來達成，例如：日本三菱設計兩階段燃燒室的方式(two-stage electric furnace)，上段燃燒室將空氣、煤炭、氨混合進料，下段燃燒室則補充額外的空氣將為完全燃燒的燃料充分燃燒。台電公司2024年與日本日本IHI及住友商事簽署「大林電廠燃煤混氨技術合作備忘錄」，以既有燃煤超超臨界機組測試，目標2030年達成混氨 5% 發電示範，以1部800 MW機組每日1小時運轉計算，預計每日可減少9,000噸CO2排放。 雖然氨作為燃料具有減碳效益，且不需對現有的發電機組進行大改造，但在生產過程需經過多個能源轉換步驟，造成能源消耗，整體生命週期可能只有18-32%的能量轉換為電力，導致整體減碳成本仍具高不下，根據TransitionZero網站指出，20%混氨的減碳成本介於159至191美元/噸，相較於當前使用再生能源，甚至比使用碳捕獲與封存(CCS)更高。 整體來說低碳氨具有輸儲技術可行性高、可使用既有燃煤機組、減少燃煤電廠碳排放量之優點，而減碳成本較高、技術尚未完全商業化則是其缺點。對於台灣來說，要同時滿足穩定電力供應與降低電力碳排放，在缺乏天然資源的條件下，必須透過導入新技術或新能源來達成目標，相應的高電力成本則是需承擔的後果，無論是政府或人民都應有此認知。