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：奇
　　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.