多元燃料路徑在燃氣複循環電廠（CCPP）脫碳進程中的技術演進與全球佈局分析研究報告 (Technical Evolution and Global Deployment Analysis of Multi-Fuel Pathways in the Decarbonization of Combined Cycle Power Plants (CCPP))

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一、緒論：全球能源轉型框架下的 CCPP 戰略定位

在全球能源體系向淨零排放轉型的關鍵時期，燃氣複循環電廠（Combined Cycle Power Plant, CCPP）正扮演著不可替代的過渡與支撐角色。隨著再生能源滲透率的迅速提升，電網對具備高彈性、快速啟停能力的基載電力需求日益迫切。然而，傳統以天然氣（Natural Gas）為單一燃料的運作模式面臨嚴峻的減排壓力，這促使能源產業必須在混氫（Hydrogen co-firing）與混氨（Ammonia co-firing）之外，積極探索多元化的脫碳路徑。

本報告旨在深入分析甲醇（Methanol）、生質氣體（Biogas）、合成天然氣（e-NG）以及鋼鐵廠副產氣體（BFG/COG）四大混燒路徑的技術機理、經濟效益及政策驅動因素。這些燃料不僅在減少二氧化碳（CO2）排放方面各具優勢，更在利用現有基礎設施、降低轉型成本以及促進循環經濟方面展現出獨特的戰略價值 1。

透過對西門子能源（Siemens Energy）、三菱動力（Mitsubishi Power）等頂尖設備供應商的實測數據研究，以及對歐盟 RED III 與美國 IRA 政策框架的深度解讀，本研究將揭示 CCPP 如何從單一化石能源設施演變為多元燃料彈性發電平台。

二、甲醇（Methanol）混燒路徑：高效能燃燒與全球液體燃料供應鏈的深度整合

甲醇作為一種在常溫常壓下呈液態的能源載體，具有極高的能量密度與儲運便利性，正成為發電與航運部門脫碳的重要競爭者 3。在 CCPP 應用中，甲醇展現了優異的燃燒特性，特別是在降低氮氧化物（NOx）排放方面具有顯著優勢。

2.1 燃燒動力學與熱力型 NOx 抑制機制

甲醇（CH3OH）的化學特性使其在燃燒過程中表現出較低的火焰溫度。根據熱力型 NOx 生成的澤爾多維奇機制（Zeldovich mechanism），氮氧化物的產生量隨燃燒溫度的升高呈指數級增長。甲醇由於具有較高的汽化潛熱，能有效吸收燃燒區域的熱量，進而降低峰值火焰溫度。

在西門子能源進行的 SGT-A05、SGT-A20 及 SGT-A35 系列機組測試中，數據顯示在同等功率輸出下，使用 100% 甲醇（M100）時， NOx排放量較傳統煤油燃料降低了約 80%；若採用 80% 甲醇與 20% 水的混合燃料（M80），其 NOx 降幅更可高達 90% 4。此外，甲醇燃燒產生的二氧化碳較基準燃料低約 10%，若結合碳捕捉技術，其環境效益更為顯著 4。

2.2 綠色甲醇的生產成本路徑與市場供需分析

甲醇的脫碳潛力取決於其生產路徑。目前市場上超過 70% 的甲醇生產集中在中國，且多以煤炭或天然氣為原料（灰色甲醇） 5。然而，朝向生物甲醇（Bio-methanol）與電解甲醇（e-methanol）的轉型正在加速。

  1. 生物甲醇：利用農業殘渣、林業廢棄物進行氣化或發酵。研究指出，在中國利用農業殘餘物並注入綠氫生產生物甲醇，有望成為全球最廉價的清潔甲醇來源，預計 2050 年成本可降至每噸 220 至 560 美元 5。
  2. 電解甲醇（e-methanol）：透過綠氫與捕獲的 CO2 合成。雖然目前 e-methanol 成本高昂（約為灰色甲醇的 4 至 12 倍），但隨著再生能源電力成本下降與直接大氣捕獲（DAC）技術的成熟，其成本競爭力將逐步提升 2。
甲醇路徑 能量來源 當前預估成本 (USD/t) TRL 技術成熟度 主要優點
灰色甲醇 天然氣 / 煤炭 200 – 400 9 成熟度最高、成本最低
生物甲醇 生物質氣化 + 綠氫 320 – 770 7 – 8 碳中和、利用廢棄物
電解甲醇 綠電 + 捕獲 CO2 800 – 2,400 5 – 6 可實現碳負排放、儲能效果佳

2.3 透平機組硬體改裝與運轉彈性評估

甲醇對 CCPP 硬體的要求相對較低，主要改裝集中在燃料供應系統與控制邏輯。由於甲醇的熱值（LHV）約為 19.7  MJ/kg，遠低於天然氣的 45 – 50  MJ/kg，因此需要增加燃料輸送泵的流量，並更換具備耐腐蝕特性的密封材料 4。

三菱動力與西門子的研究均證實，透過適度調整燃燒噴嘴幾何形狀與燃料噴射角度，現有的乾式低排放（DLE）燃燒器可以實現甲醇與天然氣的雙燃料切換，且在快速負載變動（Fast Transients）過程中維持火焰穩定性 4。這種運轉彈性使得甲醇成為再生能源滲透率高之地區的理想「備用燃料」。

三、生質氣體與生質燃料路徑：循環經濟與在地化能源之協同效應

生質氣體（Biogas）與生質甲烷（Biomethane）的利用，是 CCPP 實現碳中和、減少填埋甲烷洩漏以及促進農業循環經濟的多元解決方案 8。生質氣體由於其「分子 ready」的特性，被視為現有燃氣網路最直接的綠色補充。

3.1 厭氧消化與氣化技術的生命週期評估（LCA）比較

生質氣體的生產主要分為厭氧消化（Anaerobic Digestion, AD）與熱化學氣化兩大路徑。根據生命週期評估數據，生物質氣化在減少溫室氣體（GHG）排放方面通常優於傳統的生質氣體重整路徑。研究顯示，生質氣體重整產生的 CO2 當量約為 5.05 kg CO2e/kg H2，而氣化路徑僅為 1.30 kg CO2e/kg H2 10。

這種差異源於氣化過程對電力消耗的依賴較低，且能更有效地處理由木質纖維素構成的固體廢棄物 10。在愛爾蘭等農業國家，利用草青貯飼料（Grass Silage）通過 AD 產生生質氣體，預計到 2030 年可供應其全國 22% 的天然氣需求 11。

3.2 關鍵雜質對發電設施長效運轉之損害機制

儘管生質氣體具備環保優勢，但其中含有的微量雜質——特別是矽氧烷（Siloxanes）與硫化氫（H2S）——是 CCPP 運作中的重大技術障礙。

  1. 矽氧烷（Siloxanes）：這些源於廢水處理與工業廢料的揮發性有機矽化合物，在燃燒過程中會分解成二氧化矽（SiO2）固體顆粒。這些顆粒會沉積在燃氣輪機的高溫部件（如一級透平葉片與噴嘴）上，形成玻璃質結垢，導致冷卻孔堵塞、動平衡受損以及熱效率大幅下降 12。
  2. 硫化氫（H2S）：在潮濕環境下會轉化為硫酸，對渦輪機外殼與後端餘熱回收鍋爐（HRSG）造成嚴重腐蝕 14。

為了保證機組壽命，進入 CCPP 的生質氣體必須進行深度淨化。目前主流技術包括水洗滌、活性鋁與活性碳吸附以及先進的膜分離技術 14。

3.3 供應鏈穩定性與認證標準的法律合規性

生質甲烷的商業化運行高度依賴於「原產地保證」（Guarantees of Origin, GOs）與永續性認證。歐盟 RED III 指令要求，所有規模超過 2 MW 的生質氣體場站必須通過 ISCC EU 或 2BS 體系認證，以證明其溫室氣體減排率符合法規要求 16。

這種「質量平衡」（Mass Balance）體系允許生質甲烷注入現有管網，並透過虛擬交易系統售予發電廠。德國、法國與丹麥目前佔據了歐盟生質甲烷產量的 93%，這證明了健全的管網基礎設施對於生質氣體大規模應用的重要性 9。

四、合成天然氣（e-NG）：現有化石能源資產的保值與無縫銜接

合成天然氣（Electric Natural Gas, e-NG），又稱電解甲烷，是透過綠氫與捕獲的二氧化碳合成而成的甲烷分子。與氫氣或氨氣不同，e-NG 在化學分子結構上與天然氣完全一致，這賦予了其「隨插即用」（Drop-in）的無敵優勢 1。

4.1 薩巴提耶反應之能源效率優化與熱整合技術

e-NG 的生成基於薩巴提耶反應（Sabatier Reaction）：

CO2 + 4H2 →CH4 + 2H2O

此反應具有強烈的放熱性，其能量轉化效率是 e-NG 技術經濟性的核心。在 TES-H2 等領先企業開發的商業化系統中，透過回收反應產生的熱量（約 400°C），系統的總體能量利用率可超過 80% 1。

雖然將氫氣轉化為甲烷會損失約 20% 的能量（主要是化學鍵能的轉換），但這部分損失在系統層面被後端極低的基礎設施改造費用所補償。e-NG 技術解決了氫氣能量密度低、易洩漏及氫脆（Hydrogen Embrittlement）等難題 1。

4.2 基礎設施相容性與系統轉型成本之量化分析

e-NG 路線對 CCPP 營運商最具吸引力之處在於，它能完全保全現有的 LNG 接收站、油輪、跨國輸氣管線及電廠燃燒系統等資產價值。

根據荷蘭 Gasunie 的研究報告，若要將荷蘭境內五個關鍵工業集群的能源基礎設施完全改裝為「氫氣兼容型」，預計需要支付 740 億歐元的資本支出（CAPEX）。相比之下，若選擇 e-NG 路徑（利用現有的天然氣基礎設施），其 CAPEX 僅需 110 億歐元 2。這 630 億歐元的巨大差異，使得 e-NG 成為資本密集型能源轉型中的首選平衡方案 2。

4.3 日本與歐盟的 e-NG 市場發展戰略與國家目標

日本在 e-NG 的國際應用中處於領先地位。日本政府已設定明確目標，計劃到 2030 年將城市燃氣網路中的 1% 替換為合成甲烷，並到 2050 年提升至 90% 18。

在歐洲，芬蘭與德國是 e-methane 工廠部署最密集的國家。芬蘭利用其豐富的森林資源產出的生物二氧化碳（Biogenic CO2）結合再生能源電力，已建立了大規模的 e-NG 示範設施 18。全球範圍內，預計到 2031 年合成甲烷產能將超過 120 萬噸，顯示出強勁的市場成長趨勢 20。

五、鋼鐵廠副產氣體（BFG/COG）：工業共生與廢棄能源之高效轉化

在鋼鐵工業密集的區域，將高爐氣（Blast Furnace Gas, BFG）與焦爐氣（Coke Oven Gas, COG）導入 CCPP 進行混燒，不僅是廢熱回收的展現，更是工業共生（Industrial Symbiosis）的典範 21。

5.1 低熱值氣體燃燒穩定性與燃燒室幾何優化

高爐氣（BFG）的主要挑戰在於其極低的熱值（LHV 約 3.0 – 3.4 MJ/Nm3），其主要成分為不可燃的氮氣與二氧化碳 23。為了維持燃燒穩定性，通常需要混入高熱值的焦爐氣（COG）或天然氣。

三菱動力開發的專用燃燒器解決了這一難題。透過將 COG 與 BFG 混合，將混合氣體的熱值提升至約 4,400  kJ/m3，並配合專用的氣體壓縮機與雙噴嘴燃燒室，可以使大型 F 級燃氣輪機在 1300°C 的進口溫度下運行，實現高達 47.5% 的淨效率 24。這種技術將原本會被火炬燃燒掉（Flaring）的廢棄能源轉化為高價值的電力。

5.2 鋼鐵-電力整合系統的環境效益與經濟性分析

利用 BFG/COG 進行 CCPP 發電具有顯著的經濟吸引力。研究表明，每噸二氧化碳（CO2）的減排成本，利用 BFG 遠低於單獨建設清潔電力設施。此外，BFG 燃燒產生的氮氧化物（NOx）通常比天然氣燃燒低三倍以上 25。

在鋼鐵廠內部，透過 CCPP 取代傳統的蒸汽輪機發電，可使電廠能源成本降低 30% 至 40%，並減少約 20% 的直接 CO2 排放 26。

副產氣體類型 主要燃燒成分 熱值 (LHV, MJ/Nm3) 技術挑戰 優化策略
高爐氣 (BFG) CO, H2 3.0 – 3.8 極低熱值、火焰不穩 加入 COG 增強、多噴嘴設計
焦爐氣 (COG) H2, CH4 17 – 18 含有焦油與雜質 深度淨化、作為點火引燃燃料
轉爐氣 (BOFG) CO, H2 8.0 – 9.0 產量波動大 配合緩衝罐及數位化控制

5.3 氣體熱值波動之數位化控制策略與前饋邏輯

由於鋼鐵製程是間歇性的，副產氣體的熱值會頻繁劇烈波動。為了防止燃氣輪機因火焰回流或震盪而跳機，現代 CCPP 引入了「前饋控制器」（Feedforward Controller）。

該系統透過在線量測燃料的即時熱值，動態調整空氣與燃料的配比（A/F Ratio）。當 BFG 熱值下降時，控制器會即時補償 COG 或天然氣的流量，確保透平機輸出穩定 23。這種數位化控制技術是 CCPP 能夠處理「低品位氣體」的核心競爭力。

六、全球政策框架、經濟性對比與技術成熟度之綜論

各類脫碳路徑的部署進度與其背後的政策支持體系息息相關。目前全球已形成美國、歐盟、日本三足鼎立的競爭格局。

6.1 美國 IRA、歐盟 RED III 與日本 GX 政策之深度比較

  1. 美國（Inflation Reduction Act, IRA）：IRA 透過提供長期稅收抵免（如 45V 與 45Y）為清潔電力與燃料提供財政支持。對於生產碳強度低於 45 kg CO2e/ kg H2 的綠氫，提供每公斤 3 美元的補貼，這間接補貼了 e-NG 與綠色甲醇的生產成本 28。
  2. 歐盟（RED III & EU ETS）：歐盟則傾向於透過強制性的配額與碳定價機制驅動。RED III 設定了到 2030 年再生能源佔比達5% 的目標，並對生質甲烷與 RFNBOs 設定了分階段的減排閾值（如 2030 年後需達 80%） 29。
  3. 日本（GX 2040 Vision）：日本政府投入約 13 億美元補助企業轉向清潔電力，並積極推動氫/氨與合成甲烷的國際供應鏈建設 31。

6.2 LCOE 成本建模與未來價格曲線預測

從均化能源成本（LCOE）的角度來看，生質氣體與 BFG/COG 目前最具競爭力，因為其燃料成本極低甚至為負（視為廢棄物處理）。

對於甲醇與 e-NG，其價格競爭力高度依賴於再生能源電力的價格。研究預測，當綠電成本降至每度 0.03 美元以下時，e-NG 將開始在長距離能源傳輸與季節性儲能中展現出優於純氫的綜合經濟效益 2。

6.3 各類燃料路徑之 TRL 與戰略優先級建議

基於技術成熟度（TRL）與環境影響的綜合評估，CCPP 營運商應採取分階段戰略：

  • 短期 (2025-2030)：優先發展 BFG/COG 與在地化生質氣體路徑。利用現有的補助政策完成機組的燃燒系統升級，實現 10-20% 的初步減排目標。
  • 中期 (2030-2040)：擴大甲醇與生質甲烷的應用。利用甲醇的儲存優勢作為電力系統的尖峰備援，並透過管網注入生質甲烷逐步脫除化石足跡。
  • 長期 (2040-2050)：實現 e-NG 與 CCUS 技術的全面整合。利用 e-NG 實現能源的大規模跨洲貿易與季節性調度，達成零碳甚至負碳電力的最終目標。

七、結論與建議

在燃氣複循環電廠（CCPP）的脫碳進程中，甲醇、生質氣體、合成天然氣與工業副產氣體構成了除氫、氨之外的關鍵燃料矩陣。技術分析顯示，沒有任何單一燃料能完全取代天然氣，真正的脫碳轉型取決於「燃料靈活性」與「系統整合能力」。

對於 CCPP 業者而言，關鍵建議包括：

  1. 預留改裝接口：在新建機組時，應預留液態燃料（甲醇）及低熱值氣體的進料接口，並選用兼容氫/氨混燒的 DLE 燃燒室。
  2. 深化工業整合：在鋼鐵、化工園區周邊佈置 CCPP，建立副產氣體與廢熱的高效利用環路。
  3. 參與認證體系：儘早完成 ISCC EU 等碳足跡認證，以獲取低碳燃料溢價與政府補助紅利。

透過多元燃料路徑的佈局，CCPP 將從單純的發電設施轉化為能源系統的樞紐，為實現全球氣候目標提供兼具技術穩定性與經濟合理性的解決方案。

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