综述：氨能发电在孟加拉国：技术经济潜力、制约因素以及电力行业的战略路线图

《Energy Conversion and Management-X》：Ammonia?to?power in Bangladesh: techno?economic potential, barriers, and a strategic roadmap for the power sector

　　菲鲁兹·艾哈迈德·纳希德（Firuz Ahmed Nahid）| 马德·查永·阿里（Md Chayon Ali）| 马德·迈杜尔·伊斯兰（Md Maidul Islam）| 卡迪扎·阿克特尔（Khadiza Akter）| 哈桑·马哈茂德（Hasan Mahmud）
电气与电子工程系，国际商业农业与技术大学（International University of Business Agriculture and Technology – IUBAT），达卡1230，孟加拉国

**摘要**
氨越来越被推广为无碳燃料和氢能载体，用于发电。然而，对于中低收入国家、以化石燃料为主且容易受气候影响的经济体而言，其技术经济可行性仍缺乏充分评估。本文首次对氨在孟加拉国电力行业中的潜在作用进行了综合技术经济评估，将国际上关于氨用于发电技术的证据与孟加拉国的国家能源统计数据、规划文件和政策承诺联系起来。研究结果表明，在现代超临界燃煤机组和选定的联合循环燃气轮机（CCGT）中，以不超过20%的比例混合使用氨在技术上是可行的；同时，国内的太阳能和沿海风能资源有望支持2035-2040年期间的绿色氨生产基地的建立。然而，目前基于氨的发电成本仍然远高于燃气轮机和公用事业规模的太阳能发电。孟加拉国缺乏深水吞吐能力的氨运输终端和大规模储存设施，且针对氨的特定安全和环境法规也尚未完善。通过一个涵盖四个维度的障碍-风险框架，研究发现存在高资本强度、混合使用时氮氧化物（NOx）排放量高达800-1,500 ppm的风险、制度能力缺口，以及严重的事故和污染风险。因此，在当前条件下，氨应被视为有条件的长期选项，适用于特定试点项目或未来的绿色氨产业集群，而非发电转型的近期支柱。本文提出了一项分阶段的路线图和研究议程，包括国家级电力系统模拟、生命周期评估以及绿色氨生产基地的地理空间分析，并强调需要持续与更低的脱碳路径（如加速发展的可再生能源和区域电力交易）进行对比分析。

**1. 引言**
孟加拉国正进入能源转型的关键阶段。随着经济的快速增长和电力需求的增加（2024-2025年为90,939兆千瓦时），2024-2025财年的净发电量达到101,187兆千瓦时[1]，其中超过80%的电力来自天然气、煤炭、石油等化石燃料，而可再生能源的贡献比例不足3%[2][3]。如图1所示，电力行业已成为该国温室气体排放的最大来源；如果继续依赖化石燃料，将导致高碳排放基础设施，这与孟加拉国的长期气候目标相悖[4]。这种对化石燃料的依赖增加了进口风险和价格波动，同时也阻碍了该国根据《国家自主贡献（NDC）》[5]和《穆吉布气候繁荣计划（MCPP）》[6]所制定的气候目标的实施——这些计划分别设定了到2030年和2041年实现30%和40%可再生能源目标。最近的政策举措（特别是《综合能源与电力总体规划（IEPMP 2023）》[7]）旨在实现电力结构的多样化并逐步减少碳排放。在此背景下，氨作为一种清洁燃料被提出。全球范围内，日本[8]、韩国[9][10]、东盟国家[11]及多个欧盟成员国[12][13]正在测试氨作为无碳能源载体在发电中的应用，例如通过煤炭共燃、专用燃气轮机和燃料电池。对于孟加拉国而言，由于电价转型对其全球气候治理地位至关重要，氨被视为加速发展可再生能源的潜在低碳补充方案[14][15]。

**图1. 孟加拉国的行业温室气体排放情况（2024年）**
根据《IEPMP 2023》，氨和氢气的共燃被纳入“先进清洁能源战略”框架，计划在2030年前开展试点项目，并在2041年前实现有限的部署（占煤炭发电量的约2%[7]）。鉴于该国煤电和燃气发电设施相对较新，同时拥有丰富的太阳能和沿海风能资源，理论上氨可以支持短期内通过共燃减少排放，并为长期生产绿色氨提供支持。然而，从技术、经济和政治角度来看，氨用于发电存在诸多挑战。例如，需要大幅改造锅炉和涡轮机以适应氨的燃烧特性（高点火温度、低火焰速度以及氮氧化物生成问题[16][17][18]；此外，孟加拉国基于氨的发电平准化成本（LCOE）约为0.17美元/千瓦时，远高于燃气轮机和公用事业规模太阳能的0.088-0.135美元/千瓦时[19][20][21]。现有的燃料基础设施（液化天然气终端、燃气管道、港口设施）主要适用于处理固态氨，而当前的氨进口和储存系统则是为化肥生产设计的[22][23][24]。现有的监管框架较为通用，尚未涵盖氨特有的安全、海上运输、应急响应和氮氧化物排放标准[16][18][21][25][26][27][28][29]。这些挑战凸显了研究所需的实质性知识空白。尽管关于氨作为能源载体的全球文献正在迅速增加，涉及生产化学、燃烧物理、技术经济建模和政策分析等领域[18][21][22][30]，但现有研究大多集中在发达国家（如日本、韩国、欧盟）或特定技术维度[8][9][10][12][13][31]，尚未有研究系统评估氨在像孟加拉国这样的中低收入、以化石燃料为主、电力供应受限且易受气候影响国家中的实际应用潜力。

**2. 方法论**
本研究采用了一种综合的技术经济和政策评估方法，包括三个分析层次：
1. 对国际上关于氨生产路线、燃烧技术、共燃及专用发电应用、成本和价格走势、安全及环境风险的证据进行全面梳理（第3节）。
2. 将这些证据与孟加拉国的具体国情（借鉴BPDB 2024-25年度报告、IEPMP 2023、国家自主贡献目标、SREDA可再生能源数据及已发布的国家电力设施调查）相结合，推导出符合该国实际情况的定量技术经济指标（第5节）。
3. 应用涵盖技术、经济-财务、社会制度和环境安全四个维度的障碍-风险框架，系统分析这些约束因素，并提出分阶段的战略路线图（第8节）。

**3. 主要发现**
研究得出以下结论：
- 在当前条件下，氨应被视为有条件的长期选项，适用于特定试点项目和未来的绿色氨产业集群，而非发电转型的近期支柱。
- 需要克服的技术、经济、社会制度和环境安全障碍众多，包括高资本强度、氮氧化物排放问题、制度能力缺口等。
- 目前基于氨的发电成本远高于燃气轮机和公用事业规模太阳能。
- 孟加拉国缺乏适合处理液态氨的深水港口设施和大规模储存能力。
- 相关法规尚未完善，特别是在氨的安全、海上运输、应急响应和氮氧化物排放标准方面。

**4. 结论**
基于以上分析，本研究建议：
- 对于孟加拉国而言，应优先考虑加速发展可再生能源，而非立即大规模采用氨技术。
- 需制定具体路线图和研究议程，包括国家层面的电力系统模拟、生命周期评估以及绿色氨生产基地的地理空间分析，并持续与更低的脱碳路径（如可再生能源和区域电力交易）进行比较。这一分类在附录A1中进行了总结，它构成了SWOT分析和分阶段战略路线图的基础。下载：下载高分辨率图片（327KB）下载：下载全尺寸图片

图2. 本研究采用的综合技术经济和政策评估方法。

2.1. 研究范围、原创性以及与现有文献的关系

3. 氨作为能源载体的基本原理

4. 氨在电力行业的全球应用经验

对国际上关于氨燃烧、生产路径和全球部署的经验进行了系统性综合分析。这种综合分析是必要的分析前提，因为如果没有对技术基本原理和全球基准的严格理解，就无法对孟加拉国的具体情况进行评估。

5. 孟加拉国的能源格局

5.1 孟加拉国电力行业的主要统计数据（2024-25年）

5.2 当前的发电组合和化石燃料依赖性

5.3 能源战略和气候承诺

6. 氨在孟加拉国电力行业中的应用的技术可行性

6.1 在现有热电厂中共同燃烧

6.2 主要的技术和经济限制

6.3 可再生氨供应的前景

6.4 在孟加拉国中共同燃烧氨的改造潜力

7. 经济和财务考虑

7.1 孟加拉国基于氨的电力LCOE（平准化成本）

7.2 氨的进口与国内生产

7.3 与基于化石燃料的系统相比的资本支出（CAPEX）和运营成本（OPEX）

7.4 全球价格趋势和成本下降的展望

8. 氨部署的障碍和风险

8.1 技术障碍

8.1.1 生产技术和原料限制

8.1.2 储存和运输基础设施的局限性

8.1.3 与现有电力基础设施的整合

8.2 经济和财务障碍

8.2.1 高资本密集度和生命周期成本

8.2.2 市场竞争和价格波动

8.2.3 适当融资和激励措施的有限获取

8.3 社会和制度障碍

8.3.1 公众认知和政治接受度

8.3.2 劳动技能和安全文化

8.3.3 政治治理、监管和政策的连贯性

8.4 环境和安全风险

8.4.1 当地环境影响

8.4.2 事故风险和应急准备

9. 未来展望和战略路线图

如果没有这些实证参考点，就无法评估当地的可行性、成本和风险。本文的原创贡献在于系统地将国际证据应用于孟加拉国的具体国情、制度条件和政策框架中进行评估和应用。本研究没有对国家电力系统进行主要的计算模拟或生命周期清单分析；这些被认为是未来的优先研究方向，建立在之前为孟加拉国电力行业开发的开源模型基础上[[32], [40]]。

3. 氨作为能源载体的基本原理

为了对孟加拉国使用氨进行严格评估，需要清楚了解氨作为能源载体的基本特性。本节概述了氨的关键物理化学和燃烧特性，将其与传统燃料和替代燃料进行了比较，并回顾了决定其生命周期碳足迹的主要生产路线（灰色、蓝色和绿色）。此外，还总结了与大规模储存、运输和燃烧相关的核心安全和处理要求。这些要素共同为后续的技术选项、改造潜力、成本和风险分析提供了技术基础。

3.1. 燃料特性和燃烧特性

氨（NH3）是一种无碳燃料：在理想条件下，其燃烧不会产生CO2，这是它相对于化石燃料的主要优势。其较低的发热值约为18.6 MJ kg?1，远低于柴油或汽油（约43–44 MJ kg?1），但与甲醇（约19.9 MJ kg?1）相当，高于某些液态氢载体（如甲基环己烷）[[18], [41], [42]]。由于其含氢量为17.6 wt%，因此氨是一种高效的长距离氢载体，适用于孟加拉国的大规模储存和进口。

从燃烧角度来看，这些优势被具有挑战性的火焰行为所抵消。氨的自燃温度较高（约651°C，而柴油和汽油为约210–280°C），层流燃烧速度极低（约0.07 m s?1，相比之下甲烷为约0.35 m s?1，氢为约2.9 m s?1）[18], [30]。正如表1所总结的，这种低反应性和狭窄的可燃性限度导致火焰传播缓慢、不稳定并可能发生爆炸，因此需要预热、催化辅助或与更活泼的燃料（如天然气或氢气）共同燃烧，以及定制的燃烧器和燃烧室设计。尽管氨不含碳，但高温和燃料中的氮会促进大量热NOx的形成，而不完全氧化会导致废气中未燃烧的氨（“氨泄漏”[18], [28], [30]。氨燃烧过程中存在两种不同的NOx形成途径：热NOx通过Zeldovich机制在火焰温度超过约1,500°C时形成，在燃料贫瘠、高温条件下占主导[16], [17]；燃料NOx则是通过NH3分子中化学结合的氮通过中间体NH2、NH和N自由基形成的，这是在广泛温度范围内都活跃的主要途径[17], [30]。在燃煤锅炉中以20%的比例共同燃烧时，未受控制的NOx浓度可达800–1,500 ppm——而仅燃烧煤时的浓度约为300–500 ppm——增加的部分主要归因于燃料NOx[43]。通常情况下，未经燃烧后控制的氨泄漏浓度在10–200 ppm之间[16], [18]。分级燃烧和低NOx燃烧器设计可以将NOx减少20–40%，而选择性催化还原（SCR）的去除效率可超过90%，但每台设备的改造资本支出增加8–15百万美元[[17], [37], [44]]。总的来说，改造孟加拉国现有的燃煤和燃气机组以使用氨将需要同时对燃烧器设计、燃烧阶段和排放控制系统进行修改——这相对于传统燃料操作大大增加了技术复杂性和资本成本。

表1. 氨及选定的传统和低碳燃料的关键燃烧相关特性及其对电力行业应用的影响。

燃料类别 | 能源密度（MJ/kg） | 点火温度（°C） | 燃烧速度（m/s） | CO2排放（kg CO2/kg燃料） | 燃烧挑战/关键限制 | NOx形成途径及缓解措施 | 适合发电的应用
---|------------------|-------|------------------|------------------|------------------|------------------|-----------------------------------|
| 可再生/低碳候选燃料 | 氨（NH3） | 18.6 | ～651 | ～0.07 | 非常低的燃烧速度，高点火温度；需要预热或共同燃烧；严格的NOx控制 | 热NOx（Zeldovich，>1,500 °C）和燃料NOx（通过NH2/NH/N中间体）；20%共同燃烧时未经控制为800–1,500 ppm [43]；分级燃烧可减少20–40%；SCR > 90%去除 [17], [37], [44] | 中等——技术上可行，需要大量改造；适合在严格控制下进行共同燃烧和专用系统 |
| 气态氢（H2） | 120 | ～585 | ～2.90 | 高反应性（有提前点火/回火风险）；爆炸危险；体积密度低；储存和运输具有挑战性 | 热NOx占主导；需要贫燃混合燃烧 | 高——适用于已有专用氢基础设施的燃气轮机和燃料电池 |
| 液态氢 | ～8.5 (MJ/L) | ～585 | ～2.90 | 需要在极低温度下进行低温储存；需要管理蒸发性并保持绝缘 | 与气态氢相同 | 有限——技术上可行，但大规模电力应用复杂且成本高 |
| 甲醇 | 19.9 | 470 | ～0.25 | 中等燃烧挑战；毒性低于氨；与水的混溶性会影响处理 | 低NOx；常规后处理足够 | 良好——点火和控制更容易；CO2排放低于传统化石燃料 |
| DME | 28.8 | 350 | ～0.30 | ～1.60 | 有利的燃烧特性；低烟尘；需要加压储存；某些材料兼容性问题 | 低NOx；无烟尘燃烧 | 良好——具有类似柴油的特性；适用于清洁燃烧应用 |
| 化石燃料 | 柴油 | 43 | 210 | ～0.35 | 常规点火：需要常规控制NOx和颗粒物（PM）排放 | 热NOx和快速NOx；EGR和后处理是标准做法 | 优异——成熟的技术和基础设施；高排放 |
| 汽油 | 44 | 280 | ～0.43 | 良好点火；在高压缩比下有提前点火/爆震风险；易挥发和易燃 | 热NOx；三效催化转换器是标准做法 | 优异——广泛用于发动机；不适合公用事业规模的发电 |
| LNG（CH4） | ～50 | ～540 | ～0.35 | 良好的燃烧特性：供应链中的甲烷泄漏是一个关键的气候问题 | 低NOx；在联合循环燃气轮机（CCGT）中采用贫燃混合燃烧 | 优异——已在CCGT电厂中得到验证；基础设施完善 |
| LPG | 46 | 470 | ～0.35 | 良好的燃烧特性；需要加压气瓶；在密闭空间有爆炸风险 | 中等NOx；常规控制足够 | 良好——成熟的分配网络；主要用于小规模和备用发电 |
| CNG（CH4） | ～53 | ～540 | ～0.35 | 良好的燃烧特性，高压储存和管道安全及泄漏管理至关重要 | 与LNG类似；NOx低于液态化石燃料 | 优异——在孟加拉国广泛用于分布式发电和运输 |
| 煤 | ～25 | 400–600 | 极低 | ～2.93 | 不均匀的燃料；燃烧复杂；高NOx、SOx和PM排放；改造以降低排放具有挑战性 | 热NOx和燃料NOx显著；现代机组必须采用SCR | 中等——是主要的基载燃料，但碳排放密集；深度脱碳需要重大改造或逐步淘汰 |

数据来源：[[16], [18], [30], [37], [42], [44]]。

3.2. 生产路径和碳足迹

工业氨是通过哈伯-博施（Haber-Bosch）工艺合成的，该工艺中氢（H2）和氮（N2）在高温高压下在催化剂上反应。因此，氨的生命周期气候影响几乎完全取决于氢的来源。如表2所示，目前的主要方法是使用灰色氨，其中氢来自天然气（约95%）或通过蒸汽甲烷重整（SMR）或不经碳捕获的气化。这种方法通常需要约30 GJ t?1的NH3，并每吨产品排放约1.6–2.9吨CO2，但仍然是成本最低的选择，大约为250–500美元 t?1的NH3[[24], [30], [45]]。蓝色氨使用相同的化石基氢，但增加了碳捕获和储存（CCS），使能源需求增加到约35–40 GJ t?1，成本约为600–800美元 t?1，同时将直接排放降低到约0.5–1.0吨CO2 t?1 NH3（对于捕获率超过90%的情况）。剩余的CO2、上游甲烷泄漏以及安全的CO2运输和储存需求意味着它只能部分实现燃料的脱碳[24]。绿色氨使用由可再生能源电力产生的电解氢，通常需要约50–70 GJ t?1的NH3，运营CO2排放接近零（约0.05–0.1吨CO2 t?1），但当前成本较高——约为900–1,100美元 t?1，预计到2050年随着可再生能源和电解槽规模的扩大将降至250–500美元 t?1[[22], [41]]。图3示意性地连接了这些灰色、蓝色和绿色的生产路线与后续的储存、运输和电力行业最终使用阶段，突出显示了沿供应链产生或减少排放的环节。

表2. 主要的氨生产路线（灰色、蓝色、绿色）：典型的能源需求、排放强度和成本范围，以及对长期脱碳的影响。

生产类型 | 原材料 | 能源需求（GJ/t NH3） | CO2排放（t CO2/t NH3） | 生产成本（USD/t NH3） | 部署时间表 | 主要优势 | 关键限制 |
| --- | -------------- | ---------------------- | ----------------------- | -------------------------- | -------------- | ------------------------------------------------------------------------ |
| 灰色氨 | 天然气（约95%）或煤 | ～30 | 1.6–2.9 | 250–500（随天然气价格变化） | 当前（成熟的） | 低成本；技术成熟；现有基础设施广泛 |
| 蓝色氨 | 天然气 + CCS基础设施 | 35–40 | 0.5–1.0 （>90%捕获率） | 600–800 | 2020年代部署 | 显著的减排；利用现有的天然气基础设施 | 需要CCS基础设施和储存；能源需求和资本支出较高 |
| 绿色氨 | 水 + 空气 + 可再生能源电力 | 50–70 | 0.05–0.1（接近零） | 900–1,100（2023-24年）；2050年预计250–500 | 2030年代实现商业可行性 | 几乎零的运营排放；基于可再生能源；长期可持续的途径 | 目前成本较高；依赖于便宜的可再生能源和改进的电解槽效率 |

数据来源：作者根据[[26], [38], [46], [47]]整理。

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图3. 示意图显示了灰色、蓝色和绿色氨生产路线与储存、运输和电力行业最终使用的价值链的连接。（关于图中颜色参考的解释，请参阅本文的网络版本。）

目前，灰色氨通常是成本最低且最容易获得的选项，蓝色氨提供了一条中间但基础设施需求较高的路线，而绿色氨是唯一符合净零排放情景的路线。对于孟加拉国来说，这些区别对于技术经济规划至关重要。短期内，电力行业中使用的氨很可能是进口的灰色或蓝色氨，大部分燃烧相关的CO2排放发生在国外，但从生命周期核算的角度来看仍然重要。从长远来看，孟加拉国的太阳辐射（4.5–5.5 kWh m?2 天?1）和沿海风能资源可以支持国内绿色氨的生产，从而实现化肥和电力供应的部分脱碳，并提高能源安全。

4. 氨在电力行业的全球应用经验

了解其他国家如何试验和部署氨在其电力系统中的使用对于评估其对孟加拉国的适用性至关重要。本节综合了国际上关于氨作为发电燃料的经验，借鉴了主要试点和示范项目的证据、三种主要技术路线（共同燃烧、直接燃烧和燃料电池系统），以及推动这些倡议的政策和投资框架。这些全球经验为技术性能、成本和风险提供了实证基准，这些基准系统地评估了其是否可转移至孟加拉国的制度、财务和基础设施背景。

5. 孟加拉国的能源格局

4.1. 国际试点和示范项目

日本在全球氨用于发电方面处于领先地位，已将氨共同燃烧明确纳入其国家绿色转型（GX）战略，作为短期内减少燃煤电力 fleet 排放的选项。JERA的1,000 MW Hekinan 热电厂已经在商业燃煤机组中展示了20%的氨共同燃烧，并计划在2020年代中期实现常规运行[[30], [48]]。除了发电之外，日本还在推进氨作为船舶燃料的应用；NYK Line 的“Sakigake”拖船在东京湾的试验验证了氨燃料操作及其相关的安全程序，显示出可测量的CO2排放减少[49]。韩国则优先考虑燃气轮机应用。包括KOSPO和KEPCO在内的公用事业公司与主要的原始设备制造商（OEMs）合作，正在试点能够将氨与天然气共燃的燃气轮机技术——最终目标是实现直接燃烧氨——特别关注在高氨混合比例（50%）下的燃烧稳定性和氮氧化物（NOx）减排[50]。在欧洲，爱尔兰提议的一个约300兆瓦的氨燃烧联合循环燃气轮机（CCGT）项目是REPowerEU框架下首个以氨为主要燃料设计的公用事业规模项目[51]。新加坡（ Jurong Island燃气轮机测试）、美国（Amogy拖船）、澳大利亚（Yara绿色氨燃料电池方案）、印度尼西亚（PLN Banten燃煤共燃）、中国、英国和加拿大的试点和示范项目共同扩展了全球在不同技术类型、规模和制度背景下的证据基础[[22], [42], [52]]。图4提供了全球新兴和过渡期氨能发电厂的地理分布概览，而表3按技术类型、规模和性能状态总结了代表性项目，表4则追溯了氨作为电力行业燃料evolution的关键历史里程碑。

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图4. 不同技术路线（气体重整、水电解等）及低排放与过渡类别下与电力和氢能利用相关的氨能电厂的地理分布。
数据来源：Ammonia Energy Association (AEA) [24]

表3. 全球代表性氨能发电项目，显示技术类型、规模、氨的使用比例、燃料来源、指示性性能及项目状态。

国家/地区
项目名称
技术
规模
氨的使用比例/来源
性能（指示性）
状态及关键见解

日本
JERA Hekinan Unit 4
氨共燃（燃煤）
1,000兆瓦（燃煤机组）
20%氨混合
从中东进口的灰氨
在20%混合比例下二氧化碳排放减少约20%；机组效率约38%
已投入运行（2021-）；世界上首个大规模燃煤-氨共燃示范项目；燃煤机组的参考模型

韩国
KOSPO Ammonia-GT
直接燃烧（燃气轮机）
150兆瓦（新建）
目标为100%氨
进口的灰氨
目标：二氧化碳零排放；效率约41%（预期）
试点项目（2024-2030）；重点关注涡轮机燃烧稳定性和NOx控制

爱尔兰
CCGT Ammonia Plant
全氨CCGT
约300兆瓦
100%氨
进口的蓝氨（例如来自非洲）
二氧化碳接近零排放；CCGT效率约50%（目标）
计划中（2020年代末）；欧洲首个公用事业规模的氨燃烧CCGT

新加坡
Jurong Island
氨共燃GT
60兆瓦
30-50%氨（逐步增加）
进口的灰氨
二氧化碳减少30-50%；涡轮机效率约40%
正在进行试点；评估东南亚工业中心的氨能应用潜力

美国
Amogy Tugboat（纽约港）
氨燃料电池（液化天然气（SOFC）+裂解器）
0.5兆瓦（试点）
100%氨燃料
使用的灰氨
使用点二氧化碳零排放；系统效率高于40-50%
自2023年起进行运行示范；早期海上氨能应用

澳大利亚
Yara Green Ammonia + Fuel Cell
试点
数十兆瓦
100%绿色氨
使用可再生电力驱动的电解器
二氧化碳排放接近零（生命周期内接近零）；高效燃料电池转换
试点项目（2024-2030）；测试绿色氨生产和电力/FCEV使用的集成

印度尼西亚
PLN Banten
氨共燃（燃煤）
约300兆瓦（机组）
10-20%氨混合（计划中）
进口的灰氨
二氧化碳减少约15%；煤炭效率约35-38%
处于规划/早期示范阶段；东南亚燃煤机组中的首个大规模氨共燃试验

日本
Mitsubishi Power 40兆瓦涡轮机
100%氨涡轮机（MGTCC）
40兆瓦
初始示范燃料为灰氨
使用点二氧化碳零排放；商业设计效率约42-45%
预计2025年商业发布；首个市场-ready的100%氨燃气轮机

中国
绿色氨国家计划
绿色氨生产+电力利用
每年3百万吨氨（计划中）
电力占比预计变化10-50%
利用本国可再生能源建设的绿色氨
二氧化碳排放比灰氨减少30-50%；电力部门接近零排放
规划中（2020年代-2030年代）；全国范围内推广用于化肥和电力的可再生能源基氨

英国
绿色氨试点（Shepshed）
固体氧化物电解器+NH3
试点规模
100%绿色氨
使用可再生电力驱动的SOEC
二氧化碳排放约为零；高往返效率（SOEC + NH3合成）
研发/试点项目（2021-2025）；重点关注高效电力-氨-电力循环

加拿大
“氨作为能源载体”
绿色氨生产
每年500万吨以上示范
100%绿色氨（出口+电力试验）
使用可再生电力驱动的电解
二氧化碳排放约为零（电力来自可再生氢源）
正在进行示范；探索偏远地区或离网环境下的出口和国内应用

数据来源：[[30], [42], [48], [50], [51], [53], [54]]

表4. 1970-2025年氨在能源和电力应用中的主要全球里程碑，展示了从早期电解厂到当代共燃和100%氨燃气轮机示范的发展历程。

年份/时期
里程碑
重要性
1970年
基于电解的氨生产达到峰值（每年超过2000万吨）
为清洁氨作为潜在氢载体奠定基础
1972年
Sable Chemicals在津巴布韦开始电解生产
早期水力驱动的氨工厂；展示了可再生能源路径
1980年
转向SMR和煤气化
电解技术下降；化石燃料主导氨生产
1980年代
美国EPA评估氨作为燃料的安全性
引发了初期对氨作为能源载体的研究兴趣
1990年代
氨仍主要用作肥料
有限的电力应用：早期脱碳讨论开始
2010年
全球氨生产量达到1.5亿吨
高二氧化碳排放（约4.5亿吨）引发气候担忧
2010年
日本、英国推出基于可再生资源的氨小规模示范项目
2014年
首个氨燃料燃气轮机（日本）
概念验证的氨发电
2015年
日本启动氨研发计划
政府正式提供大规模的氨作为能源载体的支持
2017年
Chugoku Electric实现0.6%的氨共燃（日本）
首个成功的氨/煤混合商用机组
2018年
IHI实现20%氨共燃+英国绿色氨示范
工业规模的共燃里程碑：集成绿色氨供应链
2019年
SOC4NH3项目启动（Haldor Topsoe）
基于SOEC的氨生产用于电力和燃料
2020年
皇家学会认可氨作为可持续燃料
全球科学界支持氨在净零排放途径中的应用
2021年
国际能源署发布氨技术路线图
氨在净零能源转型中的策略
2022年
IHI在2兆瓦燃气轮机中实现100%氨燃烧
首个纯氨制造的零碳电力
2022年
日本接收首批蓝色氨货物（沙特阿拉伯）
证明了全球氨燃料贸易的可行性
2023年
全球氨生产量达到2.4亿吨；绿色/蓝色氨的比例增长
对低碳氨的兴趣激增；项目同比增长约60%
2024年
中国目标每年900万吨可再生氨
国家层面大力推动绿色氨在电力和工业中的应用
2025年
Mitsubishi Power发布40兆瓦氨燃气轮机
印度尼西亚在PLN Banten进行共燃试验
首个商业规模的100%氨燃气轮机
东南亚首个大规模氨-煤共燃试验

数据来源：[[50], [55], [56], [57], [58], [59]]

4.2. 主要技术路线
三种技术路线主导了当前的氨能发电发展，如表3所示。
? 在现有电厂中混合使用氨与煤或天然气，通过改良的锅炉或涡轮机实现共燃。这是最成熟的公用事业规模路线，也是日本Hekinan 20%氨-煤共燃的基础[24], [30]。该路线可以在利用现有资产的同时逐步减少排放，但在低混合比例下脱碳效果有限，需要重新设计燃烧器、调整燃烧参数和采用先进的NOx控制技术，同时会带来效率损失。
? 直接在燃气轮机中燃烧氨，使用氨作为专用或大幅改良的涡轮机的主要燃料。日本、韩国和欧洲的OEM正在开发10-40兆瓦级别的100%氨燃气轮机，早期示范已经取得成功[[52], [60]]。该路线旨在实现更深度的脱碳，但对火焰稳定性、材料兼容性和NOx减排有更严格的要求，目前面临较高的技术和财务风险。
? 氨燃料电池，特别是SOFCs，内部将氨裂解为氢气，可实现超过50-60%的电能转换效率，并具有非常低的NOx排放[42]。这类技术在分布式、海上或离网应用中具有吸引力，因为它们要求高效率和紧凑性，但目前仍处于商业化早期阶段，尚未在大规模电网系统中部署。

对于孟加拉国来说，短期内 opciones 限于在现代燃煤机组中混合使用氨（技术成熟度6-7级），而专用氨燃气轮机和燃料电池系统（技术成熟度4-5级）则是长期的高成本选项，这取决于全球技术进步和在2035年前实现大幅度成本降低。

4.3. 政策和投资框架
日本、韩国和欧盟在氨能发电项目方面的快速进展得益于精心的政策设计和大量的公共及私人投资[8], [9], [11], [12]。在日本，氨被明确纳入国家的绿色转型（GX）战略，作为电力和工业部门的关键脱碳选项。政府发布了关于氨需求、技术发展和基础设施部署的路线图，并通过GX债券等多种工具调动资金[24]。公共支持包括研发资金、大规模示范拨款、进口终端和储存的部分风险保障以及安全标准的监管指导——这些措施为公用事业公司和OEM提供了必要的投资确定性，以推进共燃项目和100%氨燃气轮机的开发。在韩国，清洁氢能发电招标市场和提出的清洁氢能组合标准（CHPS）旨在通过强制要求公用事业发电组合中包含最低比例的清洁燃料，从而创造对低碳氢和氨的需求信号[[52], [61]]。韩国还为进口氢和氨建立了碳强度认证，并通过大型企业集团投资中东和澳大利亚的上游项目，以确保长期的低碳氨供应，通常得到出口信贷机构的支持[62]。在欧洲联盟内部，氨被纳入更广泛的氢能和可再生能源战略中。REPowerEU、欧盟氢能战略以及创新基金和Horizon Europe等资助计划为绿色氢和氨的生产、氨-ready涡轮机及港口基础设施提供了拨款和差价合同（CfDs）[[22], [63]]，同时新兴的可持续性标准和非生物源可再生燃料（RFNBOs）认证将用于管理交易的绿色氨。多边开发银行和气候金融机构也开始支持氨能项目，主要通过可行性研究和为亚洲和中东的大型工业集群及出口导向项目提供优惠资金。

对于孟加拉国而言，这些国际经验凸显了四个当前的薄弱或缺失的促进条件：明确的长期政策信号，指明氨在能源结构中的角色；健全的氨特定安全、环境和技术标准；针对性的金融工具（包括CfDs、风险保障和优惠融资），以缩小与化石燃料的成本差距；以及涵盖港口设施、大规模存储和分配走廊的协调基础设施规划。表3中总结的全球项目和表4中的里程碑为孟加拉国未来的氨能策略提供了关于技术成熟度、项目规模和监管实践的实际参考点。

5. 孟加拉国的能源形势
了解孟加拉国当前的电力系统动态及其预测走势对于评估氨作为清洁燃料的作用至关重要。本节总结了电力需求和发电的最新趋势、现有的燃料组合和容量结构，以及制定任何潜在氨能部署的主要能源和气候政策承诺。

5.1. 孟加拉国电力部门的关键统计数据（2024-25年）
2024-25财政年度，孟加拉国的电力系统装机容量为27,414兆瓦，其中私人独立发电厂（IPP）/小型独立发电厂（SIPP）占9,789兆瓦，公共电厂（BPDB和其他国有企业）占10,900兆瓦[1]。最大净发电量为16,603兆瓦，而峰值需求为17,006兆瓦，表明供需关系仍然紧张但可控[[1], [64]]。单一买家购买的净发电量从94,831兆千瓦时增加到100,809兆千瓦时，总发电量达到101,187兆千瓦时，同比增长约5-6%[1]。公共部门电厂的平均年利用率为58.16%，整体系统负荷率上升至69.38%，表明装机容量的利用效率有所提高[65]。考虑到人口约为1.75亿[33]，人均发电量约为578千瓦时[1], [3]，显示出从低基数开始的持续进步。输电和配电（T&D）损失率为10.71%[[1], [34]]，表明网络效率提升仍是近期的重要优先事项，同时需要继续推动燃料多样化和减排。

5.2. 当前的发电组合和化石燃料依赖
孟加拉国的电力系统仍主要依赖化石燃料。2024-25财政年度结束时，总装机容量为27,414兆瓦，其中燃气电厂11,794兆瓦，燃煤电厂5,683兆瓦，炉油电厂5,641兆瓦，柴油电厂606兆瓦[[1], [64], [65]]。清洁能源和低碳能源的占比较低：水电容量为230兆瓦，公用事业规模的太阳能光伏和风能合计提供764兆瓦，跨境进口量为2,696兆瓦[1], [2]。实际发电量与这一模式相符（见表5）。2024-25年的净发电量约为101,187兆千瓦时，其中天然气供电44,613兆千瓦时，煤供电27,040兆千瓦时，炉油供电10,860兆千瓦时，进口供电16,407兆千瓦时[1]。水电发电957兆千瓦时，太阳能光伏发电1,222兆千瓦时，风能发电99兆千瓦时，而高速柴油（HSD）电厂基本处于备用状态。因此，超过四分之三的容量和发电量来自化石燃料，随着新的基荷电厂的增多，煤炭的作用日益重要。这种对化石燃料的依赖加剧了国际价格波动和供应中断的风险，同时也使得实现孟加拉国的国家发展目标（NDC）和 Millennials Carbon Peaking and Carbon Neutrality（MPCC）目标变得复杂——这突显了加快国内可再生能源部署和审慎评估包括氨在内的替代低碳选项的必要性，需要综合考虑其成本和风险因素。

表5. 2024-25财政年度按燃料类型的装机容量和净发电量
燃料类型
装机容量（兆瓦）
净发电量（兆千瓦时）
水电
230
957
燃气
11,794
44,613
炉油
5,641
10,860
柴油（HSD）
606
10
煤
5,683
27,040
太阳能光伏+风能
764
1,321
电力进口
2,696
16,407
总计
27,414
101,187

5.3. 能源战略和气候承诺
孟加拉国的能源和气候框架已从以供应和化石燃料为中心的模式转向更加综合的、基于净零排放目标的低碳转型。早期的政策文件，如2008年可再生能源政策（到2020年实现10%的可再生能源目标，但大部分未能实现）和2015-2030年能源效率与保护总体规划（到2030年减少20%的能源强度），都与电力部门总体规划（PSMP 2010、PSMP 2016）相辅相成，这些总体规划重点强调迅速扩大发电能力——目标是在2041年前达到约57吉瓦的装机容量——同时煤炭、液化天然气（LNG）和天然气在这些计划中发挥着重要作用。国家自主贡献（NDCs）逐步提高了气候治理的雄心，并将其与电力部门更加明确地联系起来。首个巴黎协定后的NDC（2015年）承诺到2030年在电力、交通和工业领域实现5%的无条件减排和10%的有条件减排目标，并设定了12.5%的可再生能源目标。更新的NDC（2021年）将这一目标分别提高到6.73%的无条件减排和15.12%的有条件减排（相对于基准情景BAU），同时扩大了部门覆盖范围（包括能源、工业过程和产品使用（IPPU）、农业、林业和其他土地利用（AFOLU）以及废物管理），并保持了12.5%的可再生能源目标。最新的NDC（NDC 3.0，2025年9月）将减排目标延长至2035年，要求总减排量达到基准情景下的20.31%（无条件减排6.39%，有条件减排13.92%），并体现了公正转型、性别平等和社会包容的原则。补充性策略——特别是2021年的电力部门综合计划（MCPP），该计划设想到2030年和2041年电力生产中可再生能源占比分别达到30%和40%，以及2023年的电力部门综合规划（IEPMP），该计划提出了包含更多可再生能源、储能、区域贸易和新兴燃料（如氢气和氨气）的低碳方案——表明正在逐步向更加多样化、注重效率且符合气候目标的能源系统转型，尽管在中期内天然气和其他“过渡”燃料仍然具有重要性。图5按时间顺序总结了这些政策演变，表6列出了共同构成任何潜在氨气应用监管和战略框架的主要政策文件。

**早期政策文件：**
- 2008年可再生能源政策（目标到2020年实现10%的可再生能源，但大部分未能实现）
- 2015-2030年能源效率与保护总体规划（目标到2030年减少20%的能源强度）
- 电力部门总体规划（PSMP 2010、PSMP 2016），强调快速扩大发电能力（目标2041年前达到约57吉瓦，煤炭、LNG和天然气起关键作用）

**NDCs的演变：**
NDCs逐步提高了气候治理的雄心，并将其与电力部门更加明确地联系起来：
- 第一个巴黎协定后的NDC（2015年）承诺到2030年在电力、交通和工业领域实现5%的无条件减排和10%的有条件减排目标，并设定了12.5%的可再生能源目标
- 更新后的NDC（2021年）将减排目标提高到6.73%的无条件减排和15.12%的有条件减排（相对于基准情景BAU）
- 最新的NDC（NDC 3.0，2025年9月）将减排目标延长至2035年，要求总减排量达到基准情景下的20.31%

**补充性策略：**
- 2021年电力部门综合计划（MCPP），设想到2030年和2041年电力生产中可再生能源占比分别达到30%和40%
- 2023年电力部门综合规划（IEPMP），提出了包含更多可再生能源、储能、区域贸易和新兴燃料（如氢气和氨气）的低碳方案

**政策演变的时间线：**
图5以时间顺序展示了孟加拉国能源政策的演变过程，表6列出了定义任何潜在氨气应用监管和战略框架的主要政策文件。

**补充说明：**
- 可以下载高分辨率图片（205KB）或完整尺寸图片。
- 图5：孟加拉国能源政策演变的概览，重点介绍了农村电气化、结构性改革、私营部门投资、可再生能源、能源效率以及与未来低碳选项相关的气候承诺。
- 表6：孟加拉国的主要能源和气候政策，这些政策塑造了电力部门的发展，并为未来的低碳选项提供了框架。

**数据来源：**
作者汇编自[[1]]、[[14]]、[[32]]、[[40]]、[[68]]、[[69]]。首先，土地稀缺问题——该国的人口密度约为1,100人/平方公里，是全球最高水平之一——严重限制了大规模专门用于电解的可再生能源设施的建设。其次，电解过程每生产1公斤氢气需要大约9-10公斤的水，这给本已紧张的淡水资源带来了压力，尤其是在沿海和城郊地区。第三，电网拥堵以及缺乏通往潜在沿海枢纽站点的专用输电走廊增加了基础设施成本和集成复杂性，这些因素在上面的输出估计中并未考虑到。这些限制因素共同意味着，在土地充裕、水资源丰富或电网灵活性较高的国家，孟加拉国国内的绿色氨生产所面临的制约要少得多。因此，对可行的枢纽地点进行地理空间评估（综合考虑可再生资源质量、土地可用性、水资源获取以及电网接入情况）是任何投资决策的必要前提，本文将此列为未来研究的重点。至关重要的是，成本必须有所下降：根据合理的学习假设，到2030年，绿色氨的成本可能会从目前的900-1,100美元/吨降至500-700美元/吨，到2035-2040年可能进一步降至300-400美元/吨[[20], [27], [77]]。虽然仍然高于灰氨和化石燃料的成本，但这样的水平将越来越符合NDC 3.0下的缓解路径要求（即到2035年温室气体排放量比基准情景减少20.31%），并且该路径需要约1,168亿美元的气候投资（其中77%是有条件的）。如IEPMP 2023所设想的，在西部和沿海地区结合太阳能、风能和电解器与氨工厂的“绿色工业枢纽”，可以支持化肥行业的脱碳，并在较小范围内促进电力部门对氨的使用。

6.4. 孟加拉国氨共燃的改造潜力
如表7所示，只有部分热力发电设施具备较高的改造可行性，主要是Payra和Rampal的超临界燃煤机组以及正在建设的Matarbari超超临界燃煤机组；而像Barapukuria这样的较旧亚临界燃煤机组以及大多数联合循环燃气轮机（CCGT）由于效率较低、剩余寿命较短以及燃烧改造要求较高，面临更大的技术和经济障碍。在这些设施实施共燃策略需要新的燃料处理基础设施、可靠的氨供应链、先进的氮氧化物控制系统和严格的安全规程[[21], [29], [43], [83]]，这意味着系统层面的投资远远超出单纯的设施改造成本。

这些选定的设施中的氨共燃不能替代大规模的可再生能源扩张，但可以发挥有针对性的补充作用——首先作为建立国内技术、监管和安全能力的平台，最终作为主要服务于化肥和出口市场的绿色氨枢纽的次要用途。因此，一个审慎的短期策略是继续优先发展可再生能源、电网现代化和效率提升，同时只在那些有优惠融资、健全保障措施和已验证的试点绩效证明足够合理的设施中推进氨共燃。

7. 经济和财务考虑
氨作为孟加拉国电力部门燃料的经济可行性取决于其相对于现有发电选项的成本竞争力以及相关价值链的结构。本节首先探讨了基于氨的电力平准化成本（LCOE）的估算，然后比较了进口与国内生产的成本，概述了与化石燃料系统的资本支出（CAPEX）和运营支出（OPEX）特性，最后讨论了全球价格趋势及其对孟加拉国的影响。

7.1. 孟加拉国基于氨的电力LCOE
当前的技术经济证据表明，基于氨的电力比孟加拉国的主要发电选项要昂贵得多。国际研究估计，绿色氨电力的LCOE通常在120-180美元/MWh（0.12-0.18美元/kWh）之间，具体取决于燃料成本、工厂效率和融资条件[[37], [38], [39]]。在优化了可再生资源的假设下，混合氢-氨系统的LCOE可以更低（约0.081-0.083美元/kWh），但这依赖于非常有利的学习曲线参数[[84]]。

根据IEPMP 2023的报告，并结合最近的政策分析，孟加拉国基于氨的发电LCOE约为0.17美元/kWh（170美元/MWh），而基于氢的电力LCOE约为0.14美元/kWh[[85], [86]]。这些数值远高于目前的国内基准：公用事业规模的太阳能光伏发电成本约为0.088-0.135美元/kWh，联合循环燃气轮机（CCGT）的发电成本在0.088-0.116美元/kWh之间[[85]]。氨的相对较高LCOE反映了进口氨燃料的价格（约450-550美元/吨NH3）、较低的热效率（氨燃烧系统的效率约为38%），以及孟加拉国相对于先进经济体的较高加权平均资本成本（约10%）[[26], [87]]。这些估算背后的核心假设包括：工厂容量因子约为70-80%，经济寿命为25年，改造资本支出约为70-80美元/千瓦加上每台工厂约800-1,500万美元的SCR（选择性催化还原）费用，以及氨燃料成本为450-550美元/吨NH3。这些假设与比较技术的详细信息在表8中列出；主要的敏感性因素是氨燃料价格，氨燃料价格降低20%或WACC（加权平均资本成本）降低3个百分点，LCOE可相应降低约10-15%[[39], [88]]；例如2021-2022年孟加拉国LNG市场出现的现货价格飙升到约30-37美元/MMBtu的情况，凸显了所有化石燃料和替代燃料路径所共有的燃料成本波动风险。预计到2040年，绿色氨的生产成本将下降至约250-400美元/吨NH3[[90], [91]]，这将使氨的LCOE接近100美元/MWh，与进口LNG发电的成本相当。然而，在可预见的未来，氨电力仍然是一个高成本的策略性选择，而非最低成本解决方案。

表8. 孟加拉国选定发电选项 indicative LCOE 估算的关键假设
| 选项 | 氨共燃（20%燃煤） | 公用事业规模太阳能光伏 | CCGT（LNG） |
|-----------------|------------|-----------------|-----------|
| 资本支出（CAPEX） | ~70-80美元/千瓦（改造）+ 8-15百万美元/工厂（SCR） | ~691-966美元/千瓦（2024年全球范围） | ~900-1,100美元/千瓦 |
| 容量因子（%） | ~70-80 | ~18-25 | ~70-80 |
| 工厂寿命（年） | ~25 | ~25 | ~25 |
| 燃料成本 | ~450-550美元/吨NH3 | 无 | ~10-12美元/MMBtu（长期合同）；2021-22年现货高峰时约30-37美元/MMBtu | |
| 工厂效率（%） | ~38 | N/A | ~50-55 |
| WACC（%） | ~10 | ~10 | ~10 |
| Indicative LCOE（美元/kWh） | ~0.15-0.17 | ~0.088-0.135 | ~0.088-0.116 |

7.2. 孟加拉国的氨进口与国内生产
孟加拉国已经是活跃的氨进口国，主要是为了生产化肥。2023年10月至2024年9月期间，该国从25个出口商处以23个国内买家处进口了43批氨，同比增长约22%[[96]]。印度、中国和德国占这些进口量的约91%，其中印度、越南和美国是主要的全球供应商[[96]]。2023年的平均进口价格为每吨351美元，无水氨的价格约为173美元/吨，尽管价格波动较大，且因地区和产品等级而异[[97], [98]]。目前国内生产主要集中在通过天然气生产的灰氨，用于尿素肥料。BCIC的历史成本数据显示，尿素的生产成本一直较高：2002/03财年，尿素的生产成本为44.78美元/吨，超过了受监管的国内销售价格39.17美元/吨，其中天然气占总成本的60-65%[[99]]——鉴于天然气价格的持续补贴，这一结构性挑战依然存在。绿色氨的生产成本仍然较高。根据技术和原料的不同，某些特定废物转化为氢的配置中报告的平准化成本低至0.31美元/千克NH3[[100]]，而日本和欧洲等高可再生能源渗透率的地区则报告了更高的成本[[101], [102]]。短期内，对于孟加拉国来说，进口氨可能比建立完整的国内生产链更便宜，尤其是在能源应用方面。从长远来看，随着可再生能源和电解器成本的下降，国内绿色氨在化肥和电力领域可能具有竞争力，但这需要在大规模发电、电解和合成基础设施以及可靠的水源和电网连接方面进行大量前期投资。

7.3. 与化石燃料系统的资本支出和运营支出
基于氨的电力系统在资本密集度和运营成本结构上与传统化石燃料工厂不同。在生产方面，绿色氨工厂需要较高的资本支出，用于可再生能源资产（如太阳能光伏、风力涡轮机）、电解器、空气分离装置和Haber-Bosch合成设施。研究表明，资本支出增加10%可能会使可再生能源的LCOE升高约8-9%[[103]]。基于化石燃料的氨生产通常初始资本支出较低，但如果加入碳捕获和储存（CCS）以生产蓝氨，则会面临额外的成本（例如，当捕获率从90%提高到99%时，资本支出会增加几个百分点[[103]]。运营支出（OPEX）也有所不同。对于绿色氨，燃料成本主要是可再生电力的成本；一旦建成，可再生工厂的运营成本相对较低且可预测；而对于基于化石燃料的工厂，燃料成本占总运营成本的很大比重（在某些CCGT系统中高达约60%），并且更高的二氧化碳捕获率会进一步增加运营费用[[104], [105]]。氨在电力生产中的使用增加了与专用燃料处理、安全系统和氮氧化物控制相关的额外运营支出。总体而言，绿色氨系统在资本支出上较为密集，但相对不太受燃料价格波动的影响；而基于化石燃料的氨系统虽然前期成本较低，但运营支出较高且不确定性更大。对于孟加拉国来说，能源项目的WACC通常约为10-12%，这种权衡使得绿色氨的资本密集型结构相对于模块化可再生能源更具劣势，强调了优惠融资和混合风险缓解机制对于任何商业化可行的氨投资的重要性。

7.4. 全球价格趋势和成本下降前景
最近的评估认为，2020年代初全球绿色氨市场的规模为数亿美元，预计到2030-2035年将迅速扩展至500-100亿美元以上，这一增长受到电力、化肥和航运行业政策驱动的脱碳目标的推动[[102], [106], [107]]。截至2024-2025年，报告的绿色氨价格因地区而异——在北美、欧洲和亚洲通常为700-900美元/吨以上，反映了可再生资源质量、融资成本、基础设施成熟度和政策激励措施的差异[[108], [109]]。这些价格仍远高于重燃料油（约500-600美元/吨）的价格，突显了氨作为能源载体的当前成本溢价[[110]]。大多数长期预测预计绿色氨的成本将大幅下降：几项研究表明，到2030年价格可能降至约480美元/吨，到2050年可能降至约310美元/吨，这得益于太阳能和风能LCOE的下降、电解器效率的提高以及供应链上的学习效应[[111]]。政策工具，包括碳定价、低碳燃料的差价合同（CfDs）和生产补贴，将在缩小绿色氨和灰氨/蓝氨之间的成本差距方面发挥关键作用，并降低早期投资的风险。例如，印度最近的拍卖已经产生了约580-640美元/吨的合同价格，比早期的国际投标价格更为接近灰氨的成本[[112]]。拥有优越可再生资源和有利融资条件的低成本出口国（包括摩洛哥、美国和阿拉伯联合酋长国）预计将成为2040年之前全球绿色氨价格下降的主要推动力，可能使价格降至约310美元/吨[[113]]。

对于孟加拉国而言，这些全球趋势表明，基于氨的电力在2020年代仍将是一个高成本的选择，但在2030-2040年期间可能会更具竞争力，特别是如果能够利用优惠气候融资和碳定价机制来弥补短期的成本差异。表9提供了孟加拉国背景下氨价值链的详细分解，涵盖了原料、生产、储存、运输和最终使用的成本，以支持具体项目提案和投资决策的评估。孟加拉国氨产业链的成本分解

| 链条阶段 | 主要组成部分 | 指示性成本范围/份额 | 关键成本驱动因素 | 对孟加拉国电力行业应用的影响 | 参考文献 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 原料与能源 | 天然气（灰色/蓝色）；电力 + 水（绿色） | 天然气成本约占灰色氨成本的35–65%；电力成本约占绿色氨成本的60–75% | 天然气价格波动；可再生LCOE；电解器效率 | [86], [114], [115], [116] |
| 氨生产（工厂级） | SMR/ATR + CCS（蓝色）；电解 + Haber–Bosch（绿色） | 中心化工厂生产的氨参考成本分别为449美元/吨、898美元/吨和1796美元/吨 | 进口的灰色/蓝色氨受全球天然气价格影响；绿色氨的可行性取决于低成本太阳能/风能和优惠融资 | [86], [114], [115], [116] |
| 电解器和可再生能源的资本支出 | 电解器的资本支出和可再生能源；碳捕获与封存成本 | 国内绿色氨的成本目前较高；电力应用可能暂时依赖进口 | [25], [117] |
| 工厂运营和维护 | 催化剂、公用设施、维护、停机 | 大型翻新通常需要30–40天的停机时间 | 催化剂寿命；腐蚀控制；可靠性标准 | [118] |
| 储存 | 冷藏或加压罐；安全系统 | 地下存储罐（5立方英尺容量）的成本在10,000.00美元至20,000.00美元之间 | 储罐设计、制冷、安全和监控要求提高固定成本和选址限制 | [119] |
| 运输和进口物流 | 航运、港口装卸、内陆运输 | 船舶尺寸、港口吃水深度、距离、保险 | 缺乏深吃水深度的氨转运站会增加到岸成本；Matarbari港口至关重要 | [120] |
| 向电厂输送 | 管道、驳船、公路运输 | 高度特定于场地；管道资本支出较高 | 距离、体积、安全分区要求 | [121], [122], [123] |
| 电厂集成 | 燃料处理、燃烧器、控制系统、SCR | 改造资本支出较大；效率损失2–5% | NOx控制、燃烧器重新设计、材料兼容性 | [106], [110], [111] |
| 工业应用 | 氨的购买价格（液态或气态）；专门的处理设施；安全设备 | 氨气价格报告为9,000美元/公斤（批发价，可能偏高）；氨气检测器价格：224.42–367.23美元 | 不同行业成本不同 | [124], [125], [126] |

**8. 阻碍和风险**

即使在技术选项存在且长期气候效益可行的情况下，氨在孟加拉国电力行业的应用仍面临一系列密集且相互关联的约束，这些约束贯穿整个价值链——从生产和进口基础设施到电厂集成、法规、融资和公众接受度。本节使用为本研究开发的结构化障碍-风险框架综合了这些约束，并在图7中进行了说明。该框架将障碍分为四个分析领域：技术、经济-财务、社会-机构和环境-安全，并在每个领域内区分了两种类型的约束：
- **障碍**是必须在氨大规模商业化使用之前克服的预先存在的阻碍，它们本质上是结构性的，可以通过投资、政策或机构改革来解决。
- **风险**是与部署本身相关的潜在负面结果——如果障碍管理不善，可能在运营期间或之后出现不利后果。

**分析上的重要性：**障碍需要采取促进性行动（基础设施投资、法规发展、能力建设），而风险则需要治理和缓解措施（安全标准、监控、应急响应）。该框架在文献综述的主题编码阶段（第2节）得到了应用，其中每个识别的约束都被分配到一个领域，并根据两个标准分类为障碍或风险：(i) 它是否阻碍了运营前的部署，或者代表了运营期间或之后的潜在不利后果；(ii) 它主要是通过促进性行动还是通过缓解和治理措施来解决的。完整的分类矩阵，包括领域定义、关键指标、政策响应类型和孟加拉国的具体例子，提供在附录表A1中。四个领域之间存在相互作用：未解决的技术障碍会放大环境-安全风险；有限的融资工具会限制技术解决方案的投资；薄弱的监管框架会增加安全事件发生的概率和后果。这种交互结构在以下子节的排序中得到了体现。SWOT分析（表10）从战略角度补充了这一部分，总结了优势、劣势、机会和威胁。

**表10. 孟加拉国电力行业中氨的SWOT分析**

| 优势 (4) | 劣势 (6) | 机会 (5) | 威胁 (7) |
| --- | --- | --- | --- |
| 1. 年轻的热电厂舰队中有限的改造切入点：较新的沿海超临界电厂（Payra, Rampal；以及即将建设的Matarbari）在技术上最适合试点氨与煤炭的混合燃烧 | 检测到≤20%的混合燃烧，与较老的亚临界机组相比，锅炉侧的变化易于管理 | 在今天的孟加拉国电力市场中，氨发电的竞争力不强：氨发电的LCOE通常约为0.17美元/千瓦时，远高于联合循环燃气轮机和公用事业太阳能；孟加拉国的资本成本高，加剧了资本密集型改造和基础设施的劣势 |
| 2. 存在的氨处理经验（化肥链）：孟加拉国已经进口/处理用于尿素生产的氨（BCIC/私人物流），为标准化和培训提供了一定程度的运营熟悉度和人员培训 | 公用事业规模的物流设施严重不足：化肥规模的储罐/卡车装载对于电厂来说规模较小；孟加拉国缺乏专门的氨进口码头、大型冷藏/加压储存设施、船岸转移系统和安全的高效率分配路线 | 国际试点和优惠融资是可行的（但有条件）：如果孟加拉国提供可信的保障措施、绩效监测和治理，日本/韩国的原始设备 Manufacturers生态系统和气候融资窗口（JCM, MDBs, GCF）可以资助“学习”项目 |
| 3. 点对点CO2优势对于固定容量：对于峰值/稳定容量（而非大量能源），氨理论上可以在孟加拉国需要可靠性的同时提供可调度的低碳发电 | 下十年的生命周期排放不确定性：短期内供应可能是进口的灰色/蓝色氨；如果没有可靠的认证和稳健的捕获/泄漏核算，气候效益可能会受到限制 | 绿色氨枢纽可能首先针对化肥（一个大的现有需求），释放稀缺的国内天然气并提高能源安全；电力成为次级用途 |
| 4. 成熟的全球航运与氢气相比：与液态氢相比，氨已建立了全球海上贸易和储存知识，降低了纯粹的“技术新颖性”风险 | 燃烧和排放控制复杂性：高NOx潜力和氨泄漏需要先进的燃烧器和控制系统；孟加拉国在本地原始设备制造商支持能力和大规模可靠运行这些系统方面的经验有限 |
| 5. 海上风能和沿海太阳能可以支持未来的绿色氨生产：如果解决土地、电网和融资限制，孟加拉国的沿海/海上风力潜力（仍处于早期阶段）和太阳能可以支持选定的绿色氨生产 | 大多数可行的码头/电厂位于沿海；气旋、风暴潮、腐蚀和洪水会增加设计成本和事故后果风险 |
| 6. 安全治理和应急响应的差距：工业区附近的人口密度高和有限的危险品处理能力意味着，除非大幅升级法规、演习和执行力度，否则氨事故的后果可能非常严重 | 早期试点可以建立本地标准、检查服务、安全审计和工程技能，这些也有利于化学品、LNG和工业安全的更广泛监督 |
| 7. 对事故的容忍度低：任何重大泄漏（孟加拉国之前有过化肥相关事故）都可能引发立即的公众反弹、诉讼和停机，增加项目风险溢价 | 国内绿色氨面临严峻的约束：土地稀缺不利于大规模可再生能源建设，电解所需的水资源/水质和电网拥堵使得本地绿色氨的生产比沙漠/沿海出口“超级资源”国家更困难 |
| 8. 监管和许可延迟：缺乏针对氨的特定标准（码头设计、船岸转移、NOx/N2O限制、选址规则），项目可能会停滞或面临昂贵的重新设计；分散的法规会使延迟更加严重 |
| 9. 地缘政治/航运中断风险：海上瓶颈、制裁、保险成本和供应集中可能会扰乱氨的可用性——如果氨与可靠性/固定容量相关联，这将是一个问题 |

**来源：**作者从参考文献[[48], [67], [127], [128], [129], [130], [131], [132], [133], [134], [135], [136], [137], [138], [139], [140], [141], [142], [143], [144], [145], [146], [147], [148]]中汇编。灰色和蓝色氨气的进口价格在正常市场条件下通常在约450至550美元/吨之间，但价格与天然气和化肥市场的周期性密切相关；在2021-2022年的天然气危机期间，亚洲的现货价格飙升至约700美元/吨或更高[96]，[102]，这凸显了任何氨气协同燃烧项目所面临的燃料成本风险。这种价格波动对公用事业公司构成了重大运营风险：对于一家大型燃煤电厂（例如1,320兆瓦），如果氨气协同燃烧的比例约为20%，每年的燃料支出可能会根据国际价格变化数千万美元。同时，氨气协同燃烧面临着快速发展的替代能源的竞争——随着太阳能和风能的成本持续下降以及跨境电力贸易的扩大，如果更便宜的脱碳途径在氨气基础设施投资之前就能达到商业规模，那么氨气协同燃烧项目可能会面临资产利用不足或被淘汰的风险。

8.2.3. 融资和激励措施有限
孟加拉国的融资成本相对较高，能源项目的加权平均资本成本（WACC）通常估计在10-12%左右，这相对于模块化、建设周期较短的可再生能源而言，对资本密集型项目（如氨气基础设施）的影响更为显著，因为在可再生能源项目中，融资成本占生命周期成本（LCOE）的比例较小。此外，孟加拉国缺乏针对氨气的特定风险缓解工具（如碳金融衍生品、专用担保、定向绿色债券），国内银行也面临着多元化的基础设施发展优先事项。虽然多边开发银行和气候金融机构可以提供优惠支持，但它们在孟加拉国的投资组合历来更倾向于电网、传统发电和主流可再生能源项目，针对氢气和氨气的具体项目较少[150]。没有优惠融资、可信的风险分担机制以及针对氨气的配套风险缓解工具，私人投资者对于在孟加拉国投资公用事业规模的氨气基础设施的意愿可能难以达到实现大规模部署所需的条件。

8.3. 社会和制度障碍
除了技术和成本因素外，氨气在孟加拉国的应用还受到以下限制：(i) 社会认同度有限以及政治立场的分歧；(ii) 公用事业规模氨气处理所需的技术能力和安全文化不足；(iii) 监管规定缺乏明确性且机构职责分散。

8.3.1. 公众认知和政治接受度
在孟加拉国，氨气作为一种能源载体仍然不太为人所熟悉，国内舆论普遍认为氨气/氢气协同燃烧可能只是“短期解决方案”——延长了煤炭和天然气资产的运行寿命，而未能加速低成本可再生能源的推广[[146], [150]]。这种怀疑情绪因当地环境问题而加剧：在达卡等城市，严重的空气质量问题（通常以超过健康标准的PM2.5浓度表示）加剧了对NOx排放增加和氨气泄漏的担忧，同时还存在气味污染和水污染的风险[151]。因此，在人口密集地区建设氨气终端或协同燃烧设施可能会遇到强烈的公众和政治反对——特别是在孟加拉国历史上曾发生过争议性的热力基础设施项目和工业安全事故的情况下——除非及早进行风险沟通、环境影响评估（ESIA）并向社区公开信息，并确保沟通的透明性和可信度。

8.3.2. 人力资源技能和安全文化
公用事业规模的氨气供应和燃烧需要具备工艺安全（HAZOP/LOPA）、危险物料物流、燃烧动力学与排放控制（NOx/SCR）、应急响应和环境监测方面的专业技能。孟加拉国的相关专业知识主要集中在化肥生产和工业制冷领域，而在连续高产量氨气燃料物流或公用事业规模电厂集成方面缺乏成熟的国内能力[152], [153]。现有的职业培训课程很少涉及氨气作为燃料的内容，也没有专门的氨气处理相关培训和认证体系；因此，在扩大应用规模之前，可能需要通过国际合作来建立专门的培训和认证机制。总体而言，工业部门在职业安全实践和应急准备方面的薄弱表现表明，成功的氨气应用不仅需要技能培训，还需要制度化的安全文化和规范化的合规措施。

8.3.3. 政治监管和政策的连贯性
当前的监管规定较为笼统，没有针对氨气储存、岸上转移、选址、安全距离、职业暴露限值以及燃烧过程中NOx/N2O排放的具体要求。这种监管空白增加了责任和投资风险，同时也使得项目评估和许可过程变得复杂。独立分析指出，2023年的国家能源计划（IEPMP）优先考虑了包括碳捕获与封存（CCS）、氢气和氨气在内的先进燃料选项，但没有为可再生能源的规模化发展制定详细的实施路线图，这可能导致新的术语掩盖了国家对化石燃料的依赖[86], [150]。不同机构（如规划、监管、公用事业采购、环保和港口管理部门）之间的职责分散，进一步阻碍了基础设施选址、安全措施和电网规划的综合决策。如果没有专门的机构领导和支持氨气相关法规框架（例如碳氢化合物部门内的氢气-氨气专项工作组），氨气的应用可能会继续处于零散、临时和应对性为主的阶段。

8.4. 环境和安全风险
氨气作为一种低碳燃料的价值在于其低环境外部性，但其高安全风险也不容忽视。对于孟加拉国而言，城市空气污染、地表水资源紧张、沿海地区的自然灾害风险以及有限的应急响应能力已经构成了系统性风险因素。

8.4.1. 地方环境影响
氨气排放会显著影响空气质量。不完全燃烧导致的氨气泄漏以及储存和运输过程中的挥发排放物可能与酸性物质（如硫酸盐和硝酸盐）反应，形成二次无机气溶胶（PM2.5）[127], [151]。在达卡等大城市，PM2.5浓度远超健康指南标准，这意味着对额外的前体物质排放几乎没有容忍度。此外，氨气处理设施如果缺乏严格的 containment措施、废水处理系统和持续监测，可能会加剧现有的空气和水质问题。从气候角度来看，即使氨气的二氧化碳中和能力看似适中，也不一定能保证整个生命周期内的减排效果。如果氨气来源于灰色氨气（或捕获效率低的蓝色氨气），其净排放量仍然很高；反之，即使使用绿色氨气，如果协同燃烧推迟了煤炭和天然气的淘汰并排挤了成本更低的可再生能源，也难以实现足够的系统级减排。已发布的生命周期评估数据显示，20%比例的灰色氨气在超临界燃煤电厂中的协同燃烧会导致系统排放强度约为750-850克二氧化碳当量/千瓦时——仅略低于纯燃煤情况下的900-950克二氧化碳当量/千瓦时，因为生产灰色氨气的过程中本身就会产生约1.6-2.9吨二氧化碳每吨氨[28], [30]。相比之下，公用事业规模的太阳能光伏发电在生命周期内的二氧化碳排放量仅为约20-50克二氧化碳当量/千瓦时[28]，表明短期内使用灰色氨气进行协同燃烧相对于现有的可再生能源方案来看，气候效益有限。

8.4.2. 事故风险和应急准备
氨气具有高度毒性和腐蚀性，大量泄漏可能导致浓密的气体云层扩散，甚至超出工厂范围，造成严重的呼吸系统伤害。孟加拉国有相关事故先例：2016年查塔戈姆DAP化肥厂发生的氨气泄漏事件就与设备超压有关，影响了近250人，并需要大规模疏散[137], [154]。目前，孟加拉国尚缺乏针对公用事业规模氨气设施的定量风险评估方法（如HAZOP和LOPA），这些方法有助于识别压力、温度和流量参数下的工艺偏差，并评估独立防护措施能否将重大事故频率降低到可接受的水平（通常低于每年10^-4到10^-6次）。因此，强烈建议在任何未来的试点项目中将这些方法作为监管批准的前提条件。公用事业规模的氨气应用将涉及更大的处理量和更复杂的产业链环节（包括岸上转移、储存、管道或陆路/铁路运输以及电厂系统），这些环节都存在较高的风险。沿海地区的设施还需抵御飓风、风暴潮和洪水等极端天气，但目前针对这些条件的氨气专用设计和应急标准仍然不足。

9. 战略前景和路线图
氨气可以在孟加拉国的电力部门中发挥辅助作用，但前提是必须逐步推进、经济上合理，并且明确将其作为可再生能源和电网升级的补充手段[7], [15]。因此，相关路线图应谨慎制定，充分利用国际支持，并根据技术成本和气候政策的变化定期修订。图8总结了氨气在孟加拉国电力部门应用的阶段性里程碑，以及技术学习、国际合作和利益相关者参与等方面的支持措施。氨气在孟加拉国电力转型中的战略作用需结合其他低碳选项进行综合评估；表11提供了七个维度的多维度比较。

表11. 孟加拉国电力部门中基于氨气的能源方案与主要低碳替代方案的比较：
| 方案 | LCOE（美元/千瓦时） | 生命周期温室气体强度（克二氧化碳当量/千瓦时） |
|---------------------------|------------------|------------------------|
| 氨气协同燃烧（含20%煤炭） | ~0.15–0.17 [7], [95], [156] | ~750–850 （灰色氨气） |
| 专用氨气涡轮机 | ~0.18–0.22 [21] | ~50–80 （绿色氨气） |
| 公用事业规模太阳能光伏 | ~0.088–0.135 [95] | ~20–50 （绿色氨气） |
| 在岸/离岸风能 | ~0.08–0.12 [157] | ~7–15 （绿色氨气） |
| 区域电力贸易（进口） | | |
| 季节性能源存储能力 | 高——可大规模储存氨气数月 | |
| 技术成熟度（TRL） | 6–7（试点/示范规模） | 4–5（早期示范） | 9（完全商业化） |
| 孟加拉国的部署风险 | 资本密集、安全风险高 | 监管和技术缺口 |
| 中长期里程碑 | 短期（2025–2030）：基础工作和低风险试点 |中长期（2030–2040）：选择性部署和枢纽建设 |
| 长期（2040–2050）：条件性扩展或差异化应用 | | |

9.1. 短期、中期和长期目标
9.1.1. 短期（2025–2030年）：基础工作和低风险试点
来自类似发展中国家的经验表明，近期应重点开展机构准备和有针对性的学习试点，而非大规模的燃料转换[22], [23], [24], [31], [157], [158]。关键行动包括：
- 根据IEPMP和MCPP制定国家氨气-氢气发展路线图，明确氨气作为可行的补充选项；
- 指定协调机构（如碳氢化合物部门内的氢气-氨气工作组）负责标准制定和跨部门协调；
- 起草并实施针对氨气的特定安全、环境、海运和NOx/N2O排放法规，包括职业暴露限值；
- 在Payra、Rampal和Matarbari等地区进行1-2个紧密规划的试点项目，涉及5-10%的氨气协同燃烧，得到制造商和捐助者的支持。

9.1.2. 中期（2030–2040年）：选择性部署和枢纽建设
如果早期试点具有良好的技术和经济表现，并且全球氨气成本如预期般下降，那么可以逐步扩大氨气的应用规模[11], [25], [45], [159], [160]：
- 将氨气协同燃烧比例提高到现代超临界燃煤电厂的10-20%，避开老旧的亚临界电厂，并确保有效的NOx和氨气泄漏控制；
- 在工业或港口枢纽引入专用氨气涡轮机（约20-40兆瓦），利用废热和氢气的共同优势；
- 发展一两个沿海绿色氨气枢纽（如Matarbari附近），主要以化肥生产和出口为导向，电力作为次要用途。

9.1.3. 长期（2040–2050年）：条件性扩展或差异化应用
到2040年代，需要根据当时的成本和竞争性脱碳方案（包括储能结合的可再生能源、需求侧措施和区域互联）重新评估氨气在孟加拉国电力系统中的角色[22], [28], [30], [76], [161]：
- 如果绿色氨气成本降至预期水平（约310美元/吨），且安全监管措施完善，孟加拉国可以采用更高的氨气协同燃烧比例或少量专用氨气涡轮机；
- 如果成本仍然较高或风险不可接受，氨气应用应限制在特定领域（如化肥生产、选定的工业用途或备用发电），主要依靠可再生能源、储能、需求侧措施和区域互联实现大规模脱碳。
应定期进行五年评估，以根据技术和市场的发展情况调整发展目标。国际合作的作用

鉴于孟加拉国在氨能系统方面的财政空间有限和技术能力尚处于起步阶段，国际合作对于技术转让、监管标准制定以及优惠资金的筹集至关重要。

双边机制：
- 日本-孟加拉国JCM可以支持共同燃烧或绿色氨项目的试点，以换取减排信用额，借鉴日本的经验（JERA、IHI、三菱重工）。
- GIZ/KfW和JICA可以在更广泛的能源转型项目中提供监管框架、安全标准及人才发展方面的援助。

多边和气候融资：
- 亚洲开发银行（ADB）、亚洲基础设施投资银行（AIIB）、世界银行和绿色气候基金可以提供优惠贷款、担保和混合融资，用于支持基础设施（港口、可再生能源、输电）和高影响力的示范中心的建设，前提是这些项目具有显著的减排价值和相应的保障措施。

知识和标准网络：
- 与全球平台（如氨能协会、IPHE、IEA工作组）以及日本、欧盟、美国和澳大利亚的大学和研究机构建立合作关系，可以加快获取关于燃烧、氮氧化物控制、安全性和绿色氨系统设计的最佳实践。

9.3. 利益相关者参与和公众意识

由于氨具有高度危险性，并且在作为脱碳选项方面存在政治争议，因此早期、透明和包容的利益相关者参与至关重要。
- 应建立多利益相关者论坛，邀请公用事业公司、监管机构、学术界、产业界、民间社会和受影响社区参与，对氨与其他替代方案在成本、风险和气候影响方面的进行结构化、基于证据的比较，并公开披露主要项目的环境和社会影响评估（ESIA）结果，同时接受独立审查。
- 必须向港口、管道或发电厂附近的社区提供有关氨风险、安全系统和应急程序的清晰信息，并将氨相关情况纳入灾害管理计划中，定期进行消防、健康和地方当局的演练。
- 专业机构和培训机构应制定有关氨处理、设计和操作的规范、认证计划和课程，从一开始就培养强烈的安全文化。

10. 结论

本评估结合技术基础、全球应用经验、国家能源统计数据、技术经济分析和多维度风险分析，探讨了氨是否能够切实促进孟加拉国电力部门的脱碳。孟加拉国的电力部门是该国最大的温室气体排放来源，但目前仍超过80%依赖化石燃料，这为评估氨在低收入至中等收入、气候脆弱的发展经济体中的作用提供了关键案例。日本、韩国、欧洲和印度尼西亚的国际试点项目证实，大约20%的氨（按能量计）与煤炭共同燃烧、专用氨涡轮机以及固体氧化物燃料电池（SOFC）系统在示范规模上是技术上可行的，并且随着全球学习曲线的推进有望进一步改进。

然而，具体到孟加拉国的实际情况，证据表明氨是一种成本高、复杂性高的选项， rather than 转型的近期主要支柱。在孟加拉国的融资条件下（加权平均资本成本WACC约为10%），氨基发电的指示性平准化成本（LCOE）约为0.17美元/千瓦时，比公用事业规模的太阳能光伏（约0.088-0.135美元/千瓦时）和联合循环燃气轮机（CCGT）高三到九倍，这主要是由于氨的进口成本约为450-550美元/吨，以及发电厂效率约为38%。在孟加拉国约7.2吉瓦的燃煤发电能力中，只有约4,365兆瓦（位于Payra和Rampal的超临界机组以及正在建设的Matarbari电厂）满足小于20%混合比例的技术要求，改造所需的资本支出估计为每千瓦70-80美元，加上每电厂800-150万美元的SCR费用[[22]，[68]，[69]]。这种比例下的共同燃烧会导致效率降低2-5个百分点，并使未受控制的氮氧化物浓度升高到800-1,500 ppm，因此必须采取分阶段燃烧和选择性催化还原（SCR）措施。短期内使用灰氨进行共同燃烧会导致生命周期温室气体强度约为750-850克CO2当量/千瓦时，仅略低于煤炭基线的900-950克CO2当量/千瓦时，远高于太阳能光伏的20-50克CO2当量/千瓦时，从而限制了其在近期供应情景下的气候效益。该国还缺乏适合氨运输的深水码头、大规模储存设施和兼容的管道，同时缺乏针对氨储存、船对岸运输、职业暴露和氮氧化物/N2O排放的具体标准。表11中的多维度比较显示，在成本、生命周期温室气体强度、技术准备度和部署风险方面，太阳能光伏、风能和区域电力交易优于氨的共同燃烧；而氨的独特优势——稳定可调度输出和季节性储存能力——只有在2035年后可再生能源渗透率较高、剩余稳定容量真正稀缺的情况下才会变得重要。

研究结果支持氨在脱碳过程中应采取谨慎、分阶段的策略。短期政策应优先考虑可再生能源、电网现代化和能源效率作为主要的脱碳手段，同时在Payra或Rampal在捐助者支持下启动1-2个有限范围的共同燃烧试点项目，以增强技术、监管和安全能力。在任何公用事业规模的部署之前，应制定针对氨的大规模储存、船对岸运输、职业暴露和氮氧化物/N2O排放的具体标准。如果全球绿色氨的成本如预期下降，国内机构也成熟起来，那么在2040年后，氨可能在剩余稳定发电能力中发挥有限的作用，但这需要强有力的生命周期温室气体认证和来自国内试点的证据支持。

从本研究的局限性来看，有几个研究重点亟待解决：首先，需要基于PyPSA-BD建模框架[[33]，[34]]进行国家级电力系统模拟，以量化不同绿色氨成本路径下的最佳共同燃烧比例、部署时机以及系统级别的成本和排放结果；其次，应进行针对孟加拉国具体情况的生命周期评估，量化不同氨供应途径和共同燃烧比例下的温室气体强度；第三，需要对绿色氨枢纽地点进行地理空间评估，综合考虑土地可用性、可再生资源质量、供水和电网接入限制；第四，作为监管批准的前提条件，应对候选试点工厂进行特定地点的危害分析和操作后果分析（HAZOP和LOPA）；第五，需要在潜在的终端和共同燃烧地点进行社会经济可行性研究，以指导社区参与和风险沟通工作。

关于写作过程中使用生成式人工智能和AI辅助技术的声明

作者使用了Grammarly进行语法、拼写和风格检查，以及ChatGPT（OpenAI）来提升语言流畅性和清晰度。使用这些工具/服务后，作者对内容进行了必要的审查和编辑，并对发表文章的内容承担全部责任。

CRediT作者贡献声明

Firuz Ahamed Nahid：撰写 – 修订与编辑、初稿编写、可视化、验证、监督、方法论、数据分析、概念化。
Md Chayon Ali：撰写 – 初稿编写、可视化、方法论、数据分析、概念化。
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