台灣電力企業聯合會電子報 第六十六期 2022.11.20
本期焦點

淺談國內外氫氨能混燒之現況與未來發展

卓金和* 李泰成**  主筆

 *台電綜合研究所電力經濟與社會研究室博士

**台電綜合研究所能源研究室博士

  為減緩全球溫室氣體排放,各國紛紛重新檢視原本設定之減碳目標。2019年各國陸續宣布2050年淨零排放目標後,也提高2030年國家自訂貢獻(Nationally Determined Contribution, NDC)之減碳目標。面對未來減碳壓力,低碳發電技術發展是成功關鍵。根據麥肯錫公司(2020)指出,達成淨零目標之關鍵技術在於再生能源、低碳燃料(如:氫、氨和生質能等)及碳捕獲、利用與封存技術(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)。IEA(2021)認為低碳燃料是能源部門邁向淨零排放重要的七大減碳工具之一。

  今(2022)年3月我國亦提出「臺灣2050淨零排放路徑及策略總說明」,除了極大化再生能源(發電占比60~70%)及燃氣機組搭配CCUS(占比20~27%)外,導入氫能發電(發電占比9~12%)也是達成淨零排放之關鍵技術。基此,為因應國家氫能發展規劃,台電公司擘劃火力機組混燒氫/氨能之相關期程,推動低碳能源代替高碳能源之方案。

  本文首先研析國際發展混燒技術之案例;再者,針對目前台電既有機組混燒氫/氨能規劃進行說明;最後,強調火力機組混燒氫/氨能技術發展可能面臨之挑戰與未來努力的方向。

(一)國際火力機組混燒氫/氨能示範案例研析

  關於火力機組混氨燃燒技術,國際上商業化技術刻正發展中,混氨可利用於燃煤機組或燃氣機組,然而混氨於燃氣機組因技術因素,目前僅適用小型機組(<50 MW)。因此,目前廣推氨燃料使用的日本,較偏重於燃煤機組的混氨燃燒規劃,其對於減碳的效益較高,目前該技術透過小型測試驗證在混燒熱值比20 cal.%情況下,氮氧化物排放可與純燒煤相當,刻正邁入商用機組示範階段,其混燒比例通常採取輸入熱值比(cal.%)。而關於燃氣機組混氫燃燒技術,各氣渦輪機廠家均在發展混氫燃氣機組,其混燒比例通常採取體積比(vol.%),西門子公司(Siemens)及三菱公司(MHI)皆宣稱其大型氣渦輪機組可混氫30 vol.%,奇異公司(GE)則宣稱其大型氣渦輪機組最高可混氫50 vol.%,這些廠家也陸續規劃與世界各國合作,進行商業化規模的混燒試驗計畫。以下針對日本、美國、荷蘭及法國火力機組混燒氫/氨能實際案例進行說明。

  1.愛知縣混氨計畫:日本捷熱電力公司(JERA)和石川島播磨 
  重工業株式會社(IHI)取得日本新能源產業技術綜合開發機
  構(NEDO)經費補助,於2021年宣布展開燃煤電廠混氨計
  畫,預計2024年於愛知縣碧南火力發電廠1GW的超超臨
  界燃煤機組混燒氨氣至20 cal.%。

  2.美國俄亥俄州Long Ridge power plant混氫計畫:
  異公司於2021年展開美國俄亥俄州Long Ridge power
  plant混燒氫氣計畫,使用該電廠之 485MW複循環機
  組,於2022年3月已宣稱完成5 vol.%混燒的測試,並設定
  2030年達成純燒氫氣之目標。

  3.荷蘭Magnum混氫計畫:三菱公司參與荷蘭Magnum
  混氫計畫,該廠原具有3部440MW的複循環機組,目標先
  將其中1部(每年約130萬CO2排放量)修改為可混氫燃燒機
  組,預計2023年混燒30 vol.%的氫氣,並設定2025年達
  成純燒氫氣之目標。

  4.法國Saillat-sur-Vienne混氫計畫:目標為建立一個完整
  氫能產業鏈(Power-to-X-to-Power),以再生能源和水電
  解產氫,並與天然氣混合,透過西門子SGT-400機組產生
  電能與熱能,目標於2023年達到純燒氫氣之目標。

(二)台電公司機組混燒氫氨能規劃

  為使未來電力系統與氫氨能發電緊密配合,台電目前採取「先示範後導入」及「先低碳後零碳」之策略。首先,針對既有機組進行小規模的示範計畫,於現階段料源難以取得的情況下,先掌握混燒技術可能衍生的相關問題,俟相關料源充足後,即可擴大規模導入。

  在確定發展策略後,選擇適合的場址進行示範是首要任務,台電公司建立三個準則,評估與篩選氫氨能混燒導入之場域,包括排除條件(機組運轉年限及合約保固責任等)、限制條件(料源輸儲、廠址空間及機組改裝難易度等)及原廠技術支援之意願。

  依據上述選址標準,暫定興達與林口電廠分別作為氫與氨能混燒之示範場域,並擘劃短、中、長期發展藍圖,陸續與相關廠家簽署氫/氨能混燒技術合作備忘錄,短期目標希望可於2025年前進行興達單一機組混氫5 vol.%,2028~2030年進行林口單一機組混氨5 cal.%,中長期則視料源取得之情況逐步擴大混燒規模。

(三)後續氫氨能發展觀察重點

  目前許多國家已將氫氨能納入2050年淨零路徑規劃,但後續氫氨能發展仍有多個面向值得關注,本文以氫氨能料源供應(政策)、進口成本(經濟)、區域環境(社會)以及電力供應(技術)等四個面向來觀察。

  1.氫氨能料源需大量從國外進口:目前政府公布2050年再
  生能源占比約60-70%,在負載成長率每年2%的假設
  下,未來不易有大量棄風棄光之資源來製氫,僅能將多
  餘及間歇性的再生能源產生少量的氫氣,該產量可能僅
  可供給小型分散型電力系統(微型氣渦輪機和燃料電池等)
  或少數大型機組,因此透過進口取得料源是有必要的,
  須及早與潛在出口國或與進口需求者結盟。

  2.日本氫氨能進口成本不易達成目標:日本為達成2050年
  淨零目標,參考過去天然氣歷史價格趨勢,設定2030年綠
  氫的進口價格為3美元/kg-H2。然而日本能源研究所(The
  institute of energy economics, IEEJ)(2021)評估,
  2030年液化綠氫進口價格最低仍在4.5~4.8美元/kg-
  H2,主因為生產及輸儲成本仍高。

  3.氫能發電恐增加氮氧化物排放:氫的燃燒溫度較高,會
  產生較多的熱力型氮氧化物,根據奇異公司研究資料顯
  示,如燃氣機組混氫5 vol.%,可能使氮氧化物增加1%;
  燃氣機組混氫30 vol.%,可能使氮氧化物增加15%,減少
  溫室氣體排放的代價恐增加氮氧化物排放。而氨的燃燒雖
  不像氫有燃燒溫度較高之影響,但因其含氮,有產生燃料
  型氮氧化物偏高之疑慮。

  4.燃氣機組混氫可能減少發電量:相同體積下天然氣與氫
  氣之熱值約有3倍差距,因此根據國外資料顯示,燃氣機組
  混氫比例至30 vol.%,其發電量將降至80%,如要維持原
  有發電容量,需增加燃料總體積流率,即原有設施需加大
  設計方能達成。

  氫能是未來達到2050淨零目標之關鍵技術,台電火力機組引進氫/氨能發電技術得以減少碳排,短中期將以進口料源為主,俟未來再生能源配比提高才可能有足夠產氫規模使用。此外,為因應未來大量再生能源併網之間歇性問題,適時引進製氫技術以氫儲能,有助於達成穩定電力系統之目標,仍是未來努力的方向。

 

參考文獻

1.The Institute of Energy Economics (2021), Study on the economics of the green hydrogen international supply chain.

2. International Energy Agency (2021), Net Zero by 2050: A Roadmap for the Global Energy Sector.

 
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