梁才浩：电氢碳协同促进新能源高质量发展

全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院规划处处长梁才浩：电氢碳协同的新能源基地开发思路，就是将绿电、绿氢以及绿色氢基产品与二氧化碳的减排和利用结合起来，形成新能源基地灵活资源就近协同、电氢氨醇多措并举、上下游产业共同发力的新发展模式，一方面为基地提供全时间尺度的零碳或者低碳的灵活调节资源，以实现绿电的稳定可靠供应。另一方面也是推动传统高耗能产业的降碳和氢基产业的培育，以促进绿电消纳，同时促进绿色低碳的发展。

我们提出了一个比较新的技术设想，利用电制氢的副产氧气来给煤做富氧的燃烧，降低碳捕集成本，同时降低煤电深度调峰的能力。

碳耦合协同推进新能源大规模开发模式是外送电力，电氢碳协同开发的主要模式，根据产品形式和协同方式的不同，主要分为以下三种：模式一，仅外送电力;模式二，仅生产绿色氢基产品;模式三，外送电力+生产绿色氢基产品。

我们这里做了两个关键的设定：一，新能源基地要整体实现零碳或者碳排放应全部重新利用。二，基地要自身解决灵活调节问题，不考虑本地大电网给它提供调节。对于产品不是甲醇的模式，主要通过储氢和氢发电来提供长期调节。对于含有甲醇的模式，由基地配套的煤电来提供长期调节，并且煤电排放的二氧化碳要全部再次利用。

我们建立了基于全景时序生产模拟的电氢氨醇联产优化规划模型，实现全系统电、氢、碳、氧等能源和物质的耦合以及统筹优化，给出各设备的最佳配置容量。

考虑到产品的竞争力是这个模式成功的关键，我们以中国北部某地为例，做了全年8760小时的生产运行模拟，对三种模式的经济性进行了分析，以及未来水平年的预测。对于有电力外送的模式，我们还设定了外送通道的利用小时数不低于5000小时，送电曲线按照不增加受端电网调节压力的原则拟定。对新能源基地又提出了更高的要求。

看一下测算的结果。对于仅外送电力的模式1，我们发现电制氢搭配1.5倍电解槽规模的氢发电装机，可以支撑3倍电解槽规模的电力外送和9～10倍电解槽规模的新能源开发。当前测算下来的发电成本大概是4毛/度，相对比较高，但是送出的是稳定可靠的绿电。预计到2030、2040、2050年发电成本有望分别降至3毛、2毛和1.5毛以下。

模式2，在仅生产绿氢的情况下，制取相同规模的绿氢需要配3倍电解槽规模的新能源，如果电解槽的调节能力能够提升，每提升1%可以降低2%～3%的储能需求。总体来看，当前到2030年，绿氢相对煤制蓝氢将逐步具备竞争力。2040年以后价格优势就比较明显了。当前因为合成氨是刚性的生产过程，而且电制氢的调节能力有限，所以目前需要大量地配置储能储氢以及氢发电以提供短时和长时的灵活性。未来随着电制氢调节能力提高以及柔性合成氨工艺的发展应用，生产过程就可以更好地跟风光出力相匹配，大幅降低储能储氢需求。测算下来当前绿氨成本在3700元/吨左右，与国内合成氨市场价格相当，下游应用以生产化肥为主。预计到2030年绿氨成本可以降至2000元/吨，可以实现绿氨规模化的应用。2040年以后，成本进一步降低，绿氨能够在能源领域得到更大规模的应用。

模式2，生产绿色甲醇的情况下，我们是由火电提供合成甲醇所需的碳元素以及长期的调节能力，跟电制氨类似，目前因为制醇也是一个刚性的生产过程，未来发展的关键也是应用柔性的制醇技术。如果采用富氧燃烧碳捕集技术，可以降低甲醇制取成本，可以提前2～3年具备市场竞争力。测算下来当前绿色甲醇的成本大概3500元/吨，高于市场价格，到2030年有望降至2400元/吨，初步具备竞争力，2040年以后竞争力进一步增强，成为最具经济竞争力的合成甲醇方式。

模式3，外送电力+生产产品并举，一是电氢并举，我们设置了四种送电和制氢不同的配置比例进行了对比，随着制氢负荷占比的提高，因为电制氢的调节作用发挥，基地储能配置的需求会减少，相应的发电和制氢成本也会降低。氢发电的规模主要受外送电力和风光出力的季节性不平衡影响，受制氢负荷占比的影响比较小。测算下来到2030年，发电成本大概0.21～0.26元/度，制氢成本14～21元/公斤，开始具备一定的经济性。

电氨并举的模式，测算下来当前的绿氨成本大概4000元/吨左右，略高于市场价格。预计到2030年可以降至2800元/吨，同时生产销售电和氨可以取得比较良好的经济效益。

电醇并举的模式，我们也是利用制氢副产氧和富氧燃烧的碳捕集技术，可以降低醇的成本，提前3～5年具备市场竞争力。当前制取甲醇的成本是3700元/吨左右，预计到2030年可以降至2800元/吨，同时生产电和醇也会开始具备经济效益。

以上就是我们对三种比较理想的模式进行的不同水平年的分析预测，从计算结果来看，随着柔性工艺的发展，氢氨醇制取的负荷灵活性增加，2030年以后三种模式都有望具备经济性，但是生产不同产品的效益差异比较大，从整体效益最大化以及产品多样化角度，模式3是一种比较好的选择。