解读日本可构建更经济、更低碳的绿氨掺混发电供应链（英文版）

日本氨掺烧计划：雄心与代价

日本正在大力推动一项以氨为燃料的煤电减排战略，计划对现有燃煤电厂进行改造，先实现掺烧，最终过渡到纯氨燃烧。截至2024年4月，日本多个地区已宣布或测试了氨掺烧项目，涉及JERA、三菱重工、IHI、九州电力、四国电力等多家企业和电力公司。日本政府还向亚太其他国家施加政治压力，试图推广其氨技术。

日本电力部门是最大的排放源，目前拥有约50吉瓦燃煤和76吉瓦燃气装机容量。政府承诺到2030年减排46%（相对2013年），2050年实现净零，并计划到2050年将国内氨市场规模扩大30倍。

，这一动向值得周边国家关注。

氨掺烧的减排效果与安全隐患

氨掺烧的减排效果远不如预期。根据报告，氨掺烧比例必须高于50%才能带来显著的碳排放削减，而这一比例目前尚未实现商业化。氨燃烧还会加剧N2O排放，其百年尺度全球增温潜势是二氧化碳的273倍。

安全性方面，氨具有剧毒和易燃特性，在运输、储存和处置环节存在大量安全隐患。此外，氨的单位能量密度低于煤炭，按等能量计算，氨比煤炭更贵。目前电解槽成本高企推高了绿氨价格，日本国内可再生能源成本也较高，这意味着大部分氨需要从国外进口。据估算，要使2030年20%掺烧比例的清洁氨具备经济可行性，碳价至少需达到300美元/吨二氧化碳，而日本当前碳税仅为3美元/吨。

可再生能源与储能的成本优势

与此同时，可再生能源和储能的成本正在大幅下降。报告指出，太阳能组件成本已暴跌，制造产能目前是需求的两倍，导致严重供应过剩。电池储能成本在过去两年内减半，电池技术在循环寿命、能量密度和关键矿物强度方面均有显著提升。

彭博新能源财经的LCOE预测显示，到2035年，太阳能光伏+4小时电池储能的成本约为100美元/兆瓦时左右，陆上风电+4小时储能的成本类似，而50%煤/进口绿氨的LCOE则高达约200美元/兆瓦时，是前者的两倍。100%进口绿氨的成本更高。2024年3月日本光伏拍卖的中标均价为34.8美元/兆瓦时，比拍卖上限低45%，比上次拍卖低40%。这些数据表明，可再生能源+储能正日益成为全球新建可调度电力的最廉价形式。

90%清洁电网：更低成本的替代路径

伯克利的建模显示，日本可以通过以下路径在2035年实现90%清洁电网：加速太阳能和风能装机、整合电池储能、开发新的跨区域输电基础设施、利用现有抽水蓄能、逐步淘汰燃煤发电但保留部分装机作为规划备用和运行备用，以及利用现有燃气电厂作为后备。这一路径下，2035年清洁电网的平准化成本约为70美元/兆瓦时，该数值已考虑可靠性、规划备用容量和运行备用。

计入碳的社会成本后，50%煤/进口绿氨电厂的成本与100%进口绿氨电厂相当，是90%清洁电网的3倍。海上风电在冬季发电高峰，与季节性电力需求高度匹配，并能与陆上太阳能形成互补。该路径下，2035年排放量相比2020年将减少92%。

日本消费者的额外账单

报告的核心测算显示，日本消费者将为氨战略付出高昂代价。目前，燃煤发电约占日本发电量的311太瓦时（31%），年排放约2.8亿吨二氧化碳。若将现有燃煤发电的10%替换为100%氨掺烧改造，20年内日本消费者将额外支付650亿美元；替换25%则额外支付1620亿美元；替换50%则额外支付3250亿美元；替换75%则需4880亿美元；替换100%则高达6500亿美元。这些额外成本是相对于2035年90%清洁电网70美元/兆瓦时成本而言的。

，即同样的总支出，日本可以部署2倍的额外可再生能源+储能。报告还指出，如果必须保留燃煤资产，氨与热电池掺烧可能是更经济的替代方案，值得进一步研究。

政策建议与实施挑战

报告建议日本采取以下政策行动：减少对煤-氨掺烧的现有财政支持和容量拍卖；加速可再生能源部署，包括解决太阳能用地限制、划定开发区、建设前瞻性输电连接；制定海上风电战略，包括开发区域、国家目标和输电连接；为电池储能制定政策目标并激励国内制造；通过划定可再生能源区和修订分区法规来解决日益增长的并网排队问题；提高碳价，并将收入用于脱碳投资。

在实施层面，日本要实现2035年90%清洁电网，2020-2035年间每年需新增约10吉瓦可再生能源。日本单年可再生能源建设纪录是2015财年的9.7吉瓦，因此这一目标具有挑战性但可行。可再生能源建设还需配套跨区域输电和电池储能，以平衡可变可再生能源发电并满足需求。此外，日本拥有全球最佳的 offshore 风电资源之一，总潜力达3000吉瓦，其中1200吉瓦容量因子高于40%，且靠近主要负荷中心，但需要支持性政策和监管框架。

这张表列出了将现有燃煤发电的不同比例替换为100%氨掺烧后，日本消费者在20年内需额外支付的费用。这些额外成本是相对于2035年90%清洁电网70美元/兆瓦时的基准计算的。从表中可见，仅替代10%的燃煤发电，额外成本就达650亿美元；若全额替代，成本将飙升至6500亿美元。报告假设折现率为4%，经济寿命20年，绿氨从澳大利亚进口。这些数字直观地揭示了氨掺烧策略的经济代价。

这张表汇总了报告中的关键成本与排放数据。90%清洁电网的LCOE仅为70美元/兆瓦时，而50%煤/进口绿氨的LCOE高达200美元/兆瓦时，100%进口绿氨则达300美元/兆瓦时，分别是清洁电网的约3倍和4倍。2024年3月日本光伏拍卖的中标均价仅为34.8美元/兆瓦时，进一步凸显了可再生能源的成本优势。要使2030年20%氨掺烧在经济上可行，碳价需达到300美元/吨CO2，而日本当前碳税仅为3美元/吨CO2，差距悬殊。此外，现有燃煤发电311太瓦时，占全国发电量的31%，年排放约2.8亿吨CO2。