根據能源經濟與金融分析研究所（IEEFA）的研究報告指出，日本目前正積極推動將氨氣與煤炭進行混燒（Ammonia co-firing）的技術，並將其視為電力部門去碳化轉型的核心技術戰略。日本政府設定了明確的階段性推動目標，規劃於2030年實現20%的氨氣混燒比例，2030年後將進一步提升至50%以上，並計畫於2050年達成100%全氨氣燃燒的終極目標。儘管日本政府在2025財政年度編列了高達5,860億日圓 / 約37億美元（約新臺幣1,231億元）的預算，推動四項補助計畫以支持氫氣與氨氣的生產與應用，但實際的部署進度仍顯著落後於預期目標。截至目前，全日本僅有單一燃煤發電機組成功實現20%比例的大規模混燒，其餘四組發電機組則預計需至2027至2030財政年度期間才能達到相同標準。
從供應鏈與製程設備的佈局來看，日本極度依賴大規模的海外氨氣進口以支撐其發電廠的混燒需求。以美國路易斯安那州的 Blue Point Complex 項目為例，該設施為利用天然氣結合碳捕捉與封存（CCS）技術的藍氨生產基地，年產能高達140萬公噸。日本企業如 JERA（持有35%股權）與三井物產（Mitsui & Co.，持有25%股權）已於2025年4月達成最終投資決定，預計於2029年投產，每年將向日本供應約78萬公噸的藍氨。這些氨氣將透過海上運輸，於2029年起每年運送約40萬公噸至碧南火力發電廠，並於2031年起每年運送約28萬公噸至苫東厚真火力發電廠；同時，北海道地區亦設有苫小牧氨氣供應樞紐，提供周邊的水泥、陶瓷與工業製造廠區使用。
然而，在發電成本與經濟效益的技術評估方面，氨氣混燒技術面臨極大的挑戰。根據日本經濟產業省（METI）的均化發電成本（LCOE）預測數據分析，至2040年採用20%氨氣混燒技術的發電成本，將比陸上風力發電高出145%至220%，更比商業太陽能發電高出240%至464%。即使獲得政府高額補貼，進口藍氨的發電成本仍遠高於現有的再生能源技術。
在原料供需量的技術可行性方面，日本的氨氣需求量已遠超全球市場的供應能力。單以碧南火力發電廠4號機組實現20%混燒為例，每年即需消耗50萬公噸氨氣，這已接近日本當前全國年消耗量108萬公噸的一半。若未來日本全數燃煤發電廠皆達成20%混燒率，每年氨氣需求總量將爆增至約2,000萬公噸，此數值相當於2019年全球氨氣總貿易量。當混燒比例提升至50%甚至100%時，需求量更將呈倍數成長，達到5,000萬至1億公噸的龐大規模。