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摘要：全球变暖对策已成为当务之急，对CO₂排放多的燃煤发电厂的批判声高涨，煤炭=搁浅资产的认识正在蔓延。与此同时，以煤炭利用为基础的“能源转换技术”的开发和实证也取得了进展。本文将对这些技术的开发动向进行介绍。

关键字：能源转换技术、生物质转换、无碳氨转换、系统转换技术、CCUS、IGCC

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当今全球能源与环境的最新动向

据报道，受新冠疫情影响，全球经济活动停滞不前，能源需求下降，但随着疫情稳定和经济复苏，能源供需趋紧，而产油国增产行动迟缓，这一趋势可能还将持续一段时间。此外，继2020年冬天之后，以欧洲和亚洲为中心，或将再次迎来全球性能源危机。

“欧洲和亚洲的能源危机重现，天然气价格是美国的5倍。”

“中国因电力不足而计划停电。”

“西班牙是可再生能源发达国家，其风力发电占比高达20%，但今年风力减弱，风力发电量减少20%，天然气价格约为去年的6倍。”

“为了实现脱碳目标，必须在2030年之前将可再生能源投资额提高至4倍。化石燃料减少过快会导致供应不足。过渡期的供需控制已成为亟需解决的课题。”

人为温室气体排放是全球变暖的主要原因，这一点毋庸置疑，但考虑到各国发展阶段不同，且不同地区或国家的能源状况存在较大差异的实际情况，发达国家越是强调脱碳和脱煤，其与发展中国家的差距必然会越明显。对于防止全球变暖的必要性达成共识的同时，需要根据国际社会的实际情况，采取全面、统一的措施，明确各发达国家的战略。

关于本次COP26的成果，重要的是提出：由于气候变暖是一个全球性问题，发达国家有必要向发展中国家提供资金支持，并通过商业支持减排合作。本次的目标是到2025年将对发展中国家的应对措施（应对异常天气等）的财政支持比2019年增加一倍，此外，已经确立《巴黎协定》的第六条规则，为通过商业进行支援开辟了道路等。

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对日本的全球变暖战略的思考

毋庸置疑，在当今高度机械化、信息化的社会中，电力和能源是保障人们生命和生活的必需品，工业和企业也只有在电力和能源供应稳定的情况下才能维持其运行。

日本以20世纪70年代经历的两次石油危机为契机，为了稳定能源供应，改变对石油的过度依赖，致力于实现能源的多样化。在电力行业，核能发电、液化天然气火力发电、进口煤火力发电得到开发和普及，在当时的高度成长时期对日本经济起到了支撑作用。在煤炭利用方面，为了防止大气污染，需要采取防治硫氧化物、氮氧化物和烟尘的措施，在将烟气脱硫装置和烟气脱硝装置等投入实际应用的同时，还开发了以节约资源和控制CO₂排放为目标的超超临界压力（USC）技术，实现了高效率，日本一直是世界燃煤技术的领跑者。

全球变暖对策已成为当务之急，对CO₂排放多的燃煤发电厂的批判声高涨，煤炭=搁浅资产的认识正在蔓延。与此同时，以煤炭利用为基础的“能源转换技术”的开发和实证也取得了进展。本文将对这些技术的开发动向进行介绍。

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日本独特的地缘政治学地位

与日本相比，同为发达国家和岛国的英国拥有得天独厚的北海油田、气田和风力条件，并正在与周边各国合作，积极推动二氧化碳捕获与封存（CCS）技术和海上风力发电技术的开发。此外，在电力系统方面，英国还与同为民主主义/自由主义政治社会体制的欧洲大陆的欧盟各国相互合作。与此相对，日本并没有得天独厚的化石燃料资源，其大部分能源资源主要依赖进口，相邻的大陆各国是中国、俄罗斯、北朝鲜等政治社会体制不同的国家，没有电力系统、天然气管道等方面的合作。

欧盟国家可以通过遍布欧洲的电力网络来解决因各国电源构成差异而导致的电力供需稳定和低碳、脱碳问题，各国利用北欧丰富的水力和风力资源、芬兰的地热资源、瑞典和法国的核电资源等制定脱碳战略。

比较这些差异时可以发现，日本不适合照搬欧盟国家全面废除燃煤发电的战略。这只会缩小日本的全球变暖对策的选择范围，放弃日本特有的技术贡献，对日本的全球变暖对策产生误导。

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电力的特点

与其他普通商品和财产不同，电力无法储存。此外，电力高速（与光速相同）移动，因此必须通过运行系统来调整供需平衡。

引入可再生能源并将其作为主力电源是必要的政策，但其会因天气条件变化而导致输出频繁波动，还会引起输出中断，因此为了消除这种影响，火力发电和抽水发电的供需调节功能对于稳定供给（系统运行）来说必不可少。核电不适用于灵活改变输出的供需调整运行。此外，期望开发出有助于该调整功能的电池等技术，但大容量蓄电技术还处于开发阶段，存在寿命短（约10000次充放电循环后劣化）、难以确保电池中所使用的稀有金属等课题。

因此，在脱碳转型进程中，火力发电（LNG火力、煤炭火力）的供需调整功能对于推进引入可再生能源作为主力电源的对策来说必不可少，需要保留一定规模的火电供应。

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“能源转换技术”的开发与实证动向

为实现脱碳而改变电源构成时，例如，大规模引入可再生能源，同时采取系统稳定措施来支持稳定供应，需要巨额投资，而且在短时间内很难实现。此外，无论是从谋求经济和环境良性循环的角度，还是从减轻国民负担的角度来看，尽可能合理化并降低巨额投资都是十分重要的。此外，充分利用现有设备和技术也非常重要。例如，在向脱碳过渡时，在电力方面，可以充分利用现有的输配电网络和现有发电设备；在天然气方面，可以充分利用现有管道网和消费设备等。

在上述方向下，利用煤炭的发电技术在脱碳过渡过程中可以作为能源转型的一种技术选择。下文将介绍相关技术的概要和动向。

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充分利用现有设备的燃料转换技术的开发动向

其中之一是“燃料转换技术”，利用现有的燃煤锅炉，将煤炭转换为无碳燃料以实现脱碳。

●生物质转换：将现有燃煤锅炉从生物质混烧转换为专烧，并使生物质燃料多样化以实现燃料稳定供给

●无碳氨（NH₃）转换：在现有燃煤锅炉中直接混烧由无碳氢制造的NH₃，并在未来实现NH₃专烧

这些转换技术的开发重点是以锅炉燃烧器/燃料供应、运输储藏为中心的部分设备改造技术，以及制造无碳燃料的燃料化技术。

另一种转换技术是“系统转换技术”，将煤炭气化并进行高效复合发电，并通过进一步组合使用CCUS技术，高效脱碳以实现无碳氢发电和无碳氢供给。

下面将介绍各技术的开发动向。

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生物质燃料转换技术

燃煤锅炉的优点是不仅可以使用煤炭，还可以使用各种固体燃料。已经在数万kw级的小规模设备中实现了大量利用木质生物质的专烧发电。此外，通过利用循环流化床型锅炉，成功实现了11万kw级的生物质专烧发电设备。

此外，在大容量煤粉火力发电（PCF）中，一直在现有的锅炉中以百分之几左右的比例进行生物质混烧。在此基础上，正开发在发电用大容量设备上提高生物质燃料混烧比例的技术。日本计划在J-POWER竹原火力新1号机（60万kw）和北陆电力七尾太田火力2号机（70万kw）等上将生物质混烧率提高到10%以上。

与煤炭相比，木质生物质燃料受纤维质的影响，粉碎性较差。因此，为了提高生物质混烧率，需要对煤粉机（研磨机）进行改造（提高机内流速），从而使粉碎效果与煤相当。此外，除燃料供应系统外，还需要分析和评估长期运行对锅炉主体等的影响（堵塞、腐蚀等），从而在改进操作的同时，逐步提高生物质混烧率。目前，日本已在11万KW级PCF中实现30%的混烧。在海外，英国大型发电公司Drax已开始改造66万kw级燃煤发电设备以实现生物质专烧。

今后，在大容量煤粉火力发电方面，预计会继续开发以提高生物质混烧率。由于需求增加，必须确保生物质燃料的供应量，其技术方案之一是使生物燃料多样化。除了已经使用的木质生物质和污水污泥/一般碳化燃料废弃物外，已经开始开发和验证速生树/非食用草本植物（高粱（Sorghum）等）和农业残渣（棕榈废料、甘蔗渣（Bagasse）等）类颗粒化燃料，并正在投入实际使用。

今后，还将开发多种生物质材料作为燃料，期望在实现资源循环的同时，满足需求，稳定生物质燃料供应。

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无碳氨燃料转换技术

氨具有与煤相同的燃烧速度和发热量，因而与煤粉锅炉兼容性良好，作为无碳燃料备受关注。目前，在锅炉内直接混烧氨的技术开发和验证取得了进展。日本的重工制造商（IHI和MHI）和燃烧器制造商（中外炉工业）正在开展中试试验，预计氨混烧率将有所提高。另外，计划从2024年开始，在JERA现有的碧南火力发电厂使用实机进行20%氨混烧的实证试验。在日本经济产业省“绿色创新基金项目”的技术开发和社会实施计划中，根据前期初步试验的结果设定了氨混烧率50%以上的目标，目前正在进行开发，以期未来实现氨专烧。

为了在煤粉火力中混烧氨，需要对现有锅炉进行改造，安装氨混烧燃烧器或氨专烧燃烧器，并在上游安装氨气运输和储存设备。在实证试验中，确保火焰温度低的氨的燃烧性和降低Nox是关键课题，验证对锅炉主体的影响和长期运行，有望取得商业化进展。

来源：综合资源能源调查会

资源·燃料分科会资料

另一方面，为了实现氨混烧发电的商业化，需要构建能够从海外以低成本大量生产、运输和储存无碳氨的价值链。此外，无碳氢有望在脱碳方面实现多种用途，而氨是一种有潜力的无碳氢载体。通过煤粉火力混烧拉动氨需求量，再通过量产效应降低生产成本，由此，有望对氢能社会的实现产生推动效果。

以上在3-1-1和3-1-2中介绍了利用现有燃煤发电设备的无碳燃料转换技术，但是日本与欧美的情况不同，日本的优势在于，以MHI和IHI为代表的重工业制造商依然存在，有能力开发这种能源转换技术并将其商业化。

为实现脱碳化，日本制造商、用户和价值链相关企业在日本政府的支持下，正在全力开发技术并进行社会实施。

3-2

系统转换技术～气化系统～

欧美和中国的很多企业都参与了将煤炭转化为天然气以制造化学品并发电（称为“IGCC”）的技术开发。然而迄今为止，这些国家在构建高效发电和CO₂分离回收的组合系统方面还未取得充分的成果。日本自1980年代开始开发具有独特气化炉结构的空气吹入式IGCC和氧气吹入式IGCC，旨在提高发电效率（低碳化）并实现脱碳，目前正在进行大规模的实证试验和推进商业化发展。

空气吹入式IGCC的主要开发目的是提高发电效率，目前已经完成了大规模实证，并已在福岛县勿来和广野开始运行商业规模的54万kw级发电设备。另一方面，氧气吹入式IGCC的目标是从低碳化向脱碳化发展，目前正在广岛县大崎上岛进行大规模实证试验（大崎Coolgen（OCG）项目）。已经完成第一阶段IGCC实证试验（17万kw级）中的高效发电试验和调整能力试验，当前正在组合使用CO₂分离回收设备进行第二阶段试验，以实现脱碳化。此外，正在准备燃料电池的增设工作，以与日本将要实施的碳循环实证试验用设备并网并实施第三阶段的IGFC实证试验。

大崎Coolgen项目/系统概要构成

目前取得的成果和今后的计划整理如下。

在第一阶段的IGCC实证试验中，发电端效率达到51.9%（LHV，相当于商用机的57%），在同级别中属于世界最高水平，负荷变化率为16%/分（传统PCF最高3%/分），取得了前所未有的成果。在脱碳过渡阶段，对于在电力系统中引入输出因天气变化而波动的风能和太阳能发电而言，将有助于稳定运行和调整供求平衡。

获得NEDO资助的大崎Coolgen项目

图片来源：大崎Coolgen株式会社

在第二阶段的实证试验中，在CO₂分离回收中应用在高压条件下具有高处理效率的物理吸收法，并对CO₂分离回收型IGCC系统进行了验证。在燃气轮机燃烧前，通过向生成气体的CO中加入水蒸气生成CO₂和氢，从而在高浓度和高压下实现更低成本和更高效的CO₂分离回收。今后，将处理过程中产生的富氢气体回送至燃气轮机，并进一步供给燃料电池，验证用于实现未来氢燃气轮机发电（支持氢燃烧的多簇燃烧器）和IGFC（与燃料电池结合）的基础技术。

该气化技术也可以应用于无碳氢制造。目前正在推进实证实验（日澳氢供应链实证项目）以验证蓝氢制造、运输和供应的整个价值链：使用澳大利亚的褐煤（褐煤不适合长距离运输，资源储量巨大，其一部分用于山地发电），在澳大利亚气化以生产氢，并将分离回收的二氧化碳封存在当地，通过专用船将生产的氢气运送到日本液化氢接收基地。

来源：新一代火力发电的技术路线图·技术参考资料集

此外，在CO₂回收技术方面，如日本政府制定的路线图所示，正在推进膜分离法等的研发，有望进一步降低CO₂处理成本。

除了将煤炭转化为天然气利用的技术之外，今后，相关的CCUS和碳循环技术的开发实证也将继续推动气化系统的发展。

日本的全球变暖对策：以煤炭利用为基础的“能源转换技术”的开发动向