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本文3600字，阅读约需9分钟 摘 要：在日本的能源界中，燃烧时不会排放CO2的“氨”已经成为热门话题。日本提出了2050年实现碳中和的目标，然而日本在利用太阳能和海上风能等可再生能源方面仍存在诸多课题，因此日本政府和能源行业对“氨”寄予厚望，认为其是为数不多的独特技术之一。 关键字：氨、氢、可再生能源、氨混烧、火力脱碳 面向脱碳，日本政府提出到2030年削减46%（与2013年相比）二氧化碳排放量，到2050年实现碳中和的目标。多数人认为实现该目标“十分困难”，那么，怎样才能实现该目标呢？ 首先，对“2030年可再生能源占电源构成的36~38%”的目标进行讨论。截至2019年，包括水能在内，可再生能占电源构成比例为18.1%，这意味着为实现2030年目标，需要在大约10年内扩大至2倍以上。能源行业抱怨“适合可再生能源的地点并不多”。的确，日本适于发展可再生能源的广阔平地所剩无几，因此需要从现在开始付出更多努力。
可再生能源公司Renova的首席执行官木南阳介指出：“2030年不是终点，只是2050年碳中和目标的第一个重要里程碑，因此，采取适当的措施以实现该目标非常重要。今后的一两年将是决定胜负的关键。” 放宽法规限制是关键。首先，在太阳能方面，之前的2030年目标是64吉瓦左右（约占发电总量的7%），但是在减排46%的新目标下，需要增加到100吉瓦以上。实现该目标的方法之一是放宽法规限制，将至今为止无法利用的“荒废农田（目前没有进行耕作的农田）”用于光伏发电，如果能实现这一点，“将有数十吉瓦的潜力”（木南）。 输电网改革的关键是“non-firm连接”。如果输电网的空闲容量不足，则无论发电量有多大，电力都无法送到需求区域。但事实上，至今为止输电网容量都保持“先到先得”的原则，因此即使之前建造的核电站和火力发电厂没有运行，仍然占据了一定的输电网容量。也就是说，目前可再生能源只能争取核电站和火力发电厂分配完之后剩下的小部分容量。 日本东京电力公司自2019年开始对此实施试验性措施，以“拥堵时控制输出”为条件，向可再生能源等开放输电网容量，并从2021年1月开始应用到全日本。由此，将输电设备的空闲容量连接到其他电源的方式称为non-firm连接。 整个20世纪，电力以通过大容量输电网从核电站等大型电源向用电地区输送的“集中式”发展。要将其转变为以可再生能源等为中心的“分布式”，关键之一是改革承担电力输送的输电网。 此外，降低发电成本也十分重要。在世界范围内，光伏发电成本在过去10年间下降了80%以上，而日本受光伏发电市场泡沫化的影响，降价速度仍旧缓慢。 然而，随着可再生能源固定价格收购制度（FIT）的调整，日本也终于开始积累降低成本的经验。除FIT外，还计划启动发电收入与市场挂钩的“FIP（Feed in Premium）”制度，有望进一步降低成本。
“虽然日本很难像日照充足的沙漠国家那样实现低成本，但在过去8年间，设备投资单价（非发电单价）已经下降到一半以下。在不久的将来将实现10日元（约0.55元）/千瓦时，现在是决定胜负的关键时刻。现在正是太阳能广泛普及的好时机，需要吸引（受泡沫化影响）一度陷入低谷的（光电）企业的重新加入”（木南）。 另一种可再生能源——风能也存在同样的课题。由于陆上风能的适用区域有限，因此关键还是海上风能。日本政府制定了到2040年海上风能最高达到4500万千瓦的雄伟目标，但2030年的引入目标仅为1000万千瓦。为实现目标，需要加快扩大速度。 方法之一是引入最新的风力设备。海上风车逐年大型化，五年前，单机发电容量约为5000千瓦，现在已上升至约8000或9000千瓦，目前正在开发的项目更是高达1.2万～1.5万千瓦。 “如果引入最新的风车，则可以减少需要使用的风车数量，从而加快建设工程，降低发电成本，并且更易增加单个站点的输出。如果未来四到五年引入单机1.5万kW标准，则40台风车将达到60万kW，相同的数量可以实现双倍的输出。通过增加单个站点的规模和数量，每年可以引入的风力发电数量也会增加。风车的大型化对降低成本也十分有效”（木南）。 重要的是在此过程中建立海上风能供应链，积累从建设到发电的专业技术知识。这样一来，后续阶段的建设成本便会降低，还有望形成一个新的产业。
然而，遗憾的是日本并没有可再生能源的“据点”——风电设备制造商。虽然无法追赶上欧洲和中国，但日本别无选择，只能通过构建供应链来培育海上风能产业。 海上风车高达300米，是一个巨大的建造物，零件数量多达2万件，包括机舱（存放齿轮和发电机等的外壳）、叶片（翼片）、塔架（塔体）等主要零件。建立这样的零部件供应网，从而将欧美制造商的制造基地带到日本是产业化的关键。 “目前正在建设的火力发电厂最初也使用煤炭，但会逐渐改用氨。” 现在日本没有可再生能源的尖端产业，因此“氨”是政府和能源行业能够寄予厚望的为数不多的独特技术之一。人们通常只会将“氨”与“尿”和“臭”联系起来，但现在，至少在日本的能源界中，氨已经成为热门话题之一。氨的化学式是NH3，其因燃烧时不会排放CO2备受关注。 另外，JERA制定了通过将氨用于火力发电，在2050年之前实现“零排放火力”的宏伟计划。 JERA是在福岛事故后的电力重组中，整合东京电力和中部电力的火力和燃料部门而成立的公司。虽然也致力于海上风能业务，但其核心仍是火力发电。在日本，火力发电的二氧化碳排放量约占全国二氧化碳总排放量的40%，而JERA的火力发电就占据其中的一半。JERA面对2050年实现碳中和时得出的一个答案便是“氨”。 JERA的奥田久荣副社长表示，“目前，火力发电有两种类型，一种以煤炭为燃料，另一种以LNG为燃料。使用煤炭的发电站称为'锅炉型’，使用LNG的发电站称为'涡轮型’。我们的目标是将锅炉型发电站的燃料从煤炭转换为氨，将涡轮型发电站的燃料转换为氢。氨和氢的燃烧均不排放二氧化碳。通过将氢和氨与煤炭、LNG混烧，可以在保持发电量不变的情况下减少二氧化碳排放。只有通过这种组合，才能最快实现成本最低的火力脱碳。”
实际上，JERA从2021年6月就已经开始在爱知县碧南火力发电站进行燃料中混烧氨的实证实验，目标是到2024年将混烧率提高到20%。最后，计划到2050年，通过仅燃烧氨的“专烧”，将二氧化碳排放量减少到零。在此过程中，在2030年之前，将关停所有低效燃煤电厂。 如上所述，氨的化学式为NH3，其含有氢元素（H）。因此，在日本政府的战略中，多将“氢与氨”作为一个整体来介绍。日本之所以偏爱氨而非如欧洲和中国那样关注氢，是因为将氢作为主要能源的话，日本只能成为“进口国”。 目前，氢分为蓝氢和绿氢，今后由100%可再生能源制成的“绿氢”将成为主流。 但前提条件是可再生能源发电量必须足够大，否则就不能在满足正常用电需求的同时用于制氢。因此，挪威、澳大利亚等具有广阔土地的可再生能源过剩国被视为有力的产氢地区。 相比之下，日本适合发展可再生能源的土地很少，且仅是为了满足用电需求已经捉襟见肘，没有过剩可再生电力用于制氢，因此最终氢气也将依赖进口。然而，事实上，大规模安全运输氢的方法尚未确立，因此，将氢与氮化合后转化为氨再运输是一个相对现实的选择。 “如果氢气可以地产地销（如澳大利亚），则没有必要特意使用氨。这就是氨没有在其他国家引起关注的原因。而且，比起将由氢制成的氨进口后再次分解成氢，直接燃烧的损失更少，成本更低，也更环保。锅炉型发电站可以很好地燃烧氨，因此决定先进行直接燃烧”（奥田）。 然而，正如奥田所说，目前很少有国家在清洁能源的大背景下关注氨。因此，也有人指出这只是日本“延长煤炭寿命的策略”、“加拉帕戈斯化技术”（加拉帕戈斯化：（日语：ガラパゴス化、英语：Galapagosization），是日本的商业用语，指在孤立的市场环境下，独自进行“最适化”，而丧失和区域外的互换性，面对来自外国的适应性和生存能力高的品种，最终陷入被淘汰的危险的现象）。 “关键在于，如何在充分利用现有发电设备的同时，为减少世界二氧化碳排放作出贡献。特别是，向和日本一样可再生能源的适用地区有限、对燃煤发电的依赖度仍然很高的东南亚国家扩展，“亚洲各国联手，以亚洲的方式进行推广”（奥田）。 引入氨的另一个理由是，日本拥有一流的去除大气污染物——氮氧化物的技术。燃烧（添加O2）氨（NH3）时会产生NOx（氮氧化物），这是将氨用作燃料时的瓶颈，但“日本拥有全球最好的技术，可以将其排放量减少到欧美的十分之一以下”（奥田）。 氨的挑战才刚刚开始，尚不清楚到2050年可以达到何种程度。而大型火力发电企业JERA在日本能源行业率先转向碳中和，自创新模式，这在日本可谓是罕见的一大步。 “我们都想成为自己制定游戏规则的人。如果我们在别人完成之后再跟着做，最终只会在别人的模式上工作，这将极大地损失商业机会。自己创造并呈现新的商业模式非常重要。正因为如此，应尽早采取措施，以成为行业领导者”（奥田）。 翻译：李释云 审校：贾陆叶 李 涵 统稿：李淑珊  |
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