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全球能源互联网
第7卷 第5期 2024年09月；页码：473-491
电-氢-碳耦合促进新能源基地开发模式研究
Research on the Development Model of New Energy Bases Based on the Electricity-hydrogen-carbon Synergy
- 全球能源互联网发展合作组织，北京市 西城区 100031
- LIU Zehong, MENG Jing, ZHANG Jinxuan, ZHOU Yuanbing, LI Jun (Global Energy Interconnection Development and Cooperation Organization, Xicheng District, Beijing 100031, China
关键词
Keywords
摘 要
Abstract
实现全球“碳中和”，核心是推动能源绿色低碳转型，重要举措是推动新能源大规模基地化开发和高效消纳。针对偏远、水电不足地区新能源基地开发面临的低碳调节手段不足、电网配置和消纳能力有限、“风光火”开发模式降碳难等问题与挑战，提出了基于电-氢-碳协同的新能源基地发展思路和开发模式，将氢基产业发展与新能源开发消纳、煤电灵活低碳转型深度融合，同时结合绿氢、绿氨、绿色甲醇等氢基产品制取工艺的技术发展和调节能力提升，量化分析绿电与绿色氢/氨/甲醇在终端消费市场的竞争力及经济效益，研判不同时期新能源基地开发与氢基产业协同发展的适用模式及应用时序，展望新能源基地电-氢-碳协同开发模式在中国三北地区以及北非等海外地区的应用前景。
Achieving global “carbon neutrality” designates the energy sector as the primary battleground.Promoting largescale, centralized development of new energy bases is a crucial step towards green and low-carbon transformation of the energy industry.In response to the challenges faced by new energy base development in remote areas with insufficient hydropower,such as the lack of low-carbon regulation methods, limited grid configuration and consumption capacity, and the need for improvement in the “wind-solar-thermal” development model,this paper proposes a development concept and model for new energy bases based on the synergy of electricity-hydrogencarbon.By integrating the technological development and regulatory capacity enhancement of hydrogen-based products like green hydrogen, green ammonia, and green methanol, the paper analyzes the competitiveness and economic benefits of green electricity and green hydrogen in the terminal consumer market.It also assesses the applicable models and paths for the coordinated development of new energy bases and hydrogenbased industries in different stages of development, and looks forward to the potential of the electricity-hydrogen-carbon collaborative development model in China’s northern regions and overseas areas like North Africa.
0 引言
气候变化是世界各国共同面临的重大挑战，严重威胁人类生存和发展，全球实现“碳中和”可有效破解气候环境危机，改善自然生态环境，实现全人类可持续发展。截至2023年9月，全球超过150个国家宣布“碳中和”承诺，但距减排目标仍存在较大差距，关键是缺少切实可行的路径方案。化石能源过度使用是造成气候变化的根源，实现全球“碳中和”，关键要加快能源绿色低碳转型，构建安全、高效、清洁的新型能源体系[1-2]。风电、光伏等新能源作为推动全球能源清洁转型的主导力量，其大规模基地化开发与新兴化工产业及高碳产业发展联动，在清洁能源生产侧和消费侧实现双重替代，对保障能源、经济、社会、环境可持续协调发展具有重要意义。
全球光伏、风电适宜集约化规模化开发的资源潜力约2.7万亿、1300亿kW[3]，分布范围广泛、地形复杂、气候多变，需要根据当地资源条件和电网发展水平，制定差异化的新能源基地开发策略。例如，中国西部北部，处于水电资源丰富区域的风光资源区域，如西南以及西北靠近西南区域，可采用“水风光协同”开发模式[4-7]；对于水电资源不足地区，如三北沙戈荒地区，目前新能源基地多采用“风光火”开发模式[8-9]。
随着“碳中和”目标的稳步推进，全球清洁电力的需求迅速增长，新能源资源的开发范围也将不断扩大，新能源基地的建设或将从沙戈荒边缘地区向远离主网的腹地扩展。与水电资源丰富的地区相比，偏远且水电资源不足地区的新能源基地开发面临的挑战更加突出：一是周边绿色低碳的灵活调节手段不足，难以通过大规模利用水电和抽蓄为新能源基地提供调节资源，日内电力平衡和长期季节电量平衡难度加大；二是新能源基地大多位于电网边缘地区、远离负荷中心，资源开发与消纳严重依赖外送通道，存在主网对基地支撑能力弱和消纳困难等问题；三是当前“风光火”的开发方式与能源电力行业降碳需求之间存在矛盾，火电挤占了部分绿电的消纳空间，同时无法满足下游用电企业对绿电的需求，对其产品绿色认证带来制约[10-11]。为克服这些挑战，偏远且水电资源不足地区的新能源开发亟需创新发展模式，探索出一种能够兼顾灵活调节、高效输送、充分消纳、清洁低碳等要求的发展新思路。
当前，许多学者对中国新能源基地开发利用开展了相关研究。文献[12-13]分析了电网发展面临的新形势和新能源规模化接入后存在的问题，探讨了扩大电网互联对提高电力系统供电可靠性和安全稳定水平的作用。文献[14-16]从灵活调节资源配置方面研究了各类储能技术、柔直技术、构网型技术对提升系统灵活调节能力和新能源基地开发外送规模的作用。文献[17-22]总结了影响新能源消纳的关键因素，分析了电氢协同利用的可行方式和经济效益。文献[23-25]着重对煤电灵活性改造和CCUS技术应用进行了分析，并探讨了煤电清洁低碳发展与支撑新能源开发的相互影响。上述研究中，新能源基地的功能定位大多为发电外送，利用电氢协同的开发模式也多以与大电网互联关系进行区分。尚未有研究针对偏远且零碳/低碳调节资源不足地区的新能源开发，拓宽新能源基地开发定位，以市场竞争力为评判标准，利用电-氢-碳耦合关系开展新能源开发模式的综合性研究。
全球能源互联网发展合作组织提出的《以电-氢-碳耦合方式协同推进新能源大规模开发与煤电绿色转型》已列入中国科协2024十大前沿科学问题，力求通过“一减一加”两方面发力推动能源系统低碳转型。作为“以电-氢-碳耦合方式协同推进新能源大规模开发与煤电绿色转型”问题系列研究成果的组成部分，本文提出了基于电-氢-碳协同的新能源基地发展思路和开发模式，为灵活支撑新能源基地开发消纳、降低煤电低碳改造和CO2固化利用难度提供了综合解决渠道，通过深入分析绿氢及氨/甲醇等氢基产品制取工艺对新能源发电的适应性，评估了氢/氨/甲醇等绿色氢基产业与新能源基地协同开发的市场竞争力与经济效益，分析了不同发展时期电-氢-碳协同开发模式的适用性及应用时序；以中国三北地区和北非地区为例，展望了新能源基地电-氢-碳协同开发模式的全球应用前景。
1 电-氢-碳协同的新能源基地发展思路
电、氢、碳作为现代社会中不可或缺的能源形式，在特定应用领域满足着用能需求。电-氢-碳协同发展通过构筑低/零碳清洁的能源-物质转换体系，综合发挥了电、氢、碳自身的优点和作用，在更广泛的应用领域相互转化、互为补充。其中，电、氢是指绿电和绿氢，作为清洁能源替代火电和“灰氢”，同时绿氢作为绿电的媒介，在难以直接应用电力的场景实施广义电能替代；碳是指以煤为代表的化石能源降碳、碳捕集及利用技术，捕集的CO2通过氢-碳合成甲醇、乙烯等产品，令已排放的碳元素再次参与到能源生产、配置和消费中，既满足了能源电力、工业领域的碳减排需求，也为其他行业排放的CO2提供了综合利用渠道，最终实现碳元素的循环利用和“自平衡”重塑[26]。
基于电-氢-碳协同的新能源基地开发是将绿电、绿氢及绿色氢基产品与CO2减排和利用，通过技术对接、供需衔接、产业承接等方式结合起来，形成“灵活资源就近协同、电氢（氨/甲醇）生产并举、上下游产业共同发力”的新发展思路，统筹解决偏远、水电资源不足地区新能源开发通道有限送出难、调节资源不足稳定供应难、应用范围有限消纳难以及“风光火”开发方式降碳难的四大问题，主要涵盖绿电与绿氢生产协同，绿电与绿氨/甲醇等氢基产品生产协同，绿电/氢与煤电低碳转型协同，也可与冶金、化工等传统高载能产业协同，如图1所示。协同过程中，一方面利用氢/氨/甲醇制取工艺的灵活性，配套储电/氢/氨、氢/氨发电以及火电富氧燃烧、掺氢/掺氨发电，为新能源基地提供全时间尺度的零碳调节资源[27]，解决新能源基地周边低碳调节资源匮乏、配套调节煤电需要降碳等问题。另一方面，新能源基地开发通过“绿电制取绿氢/氨/甲醇，就近消纳和外送并举”，促进绿电、绿氢在化工、冶金、建材等高载能产业和氢基化工产业中的应用[28-29]，实现新能源基地开发与区域产业联动发展，大幅提高新能源消纳能力，同时推动高碳排产业降碳和新兴产业培育。
图1 电-氢-碳协同的新能源基地开发思路示意图
Fig.1 Schematic diagram of the development concept for new energy bases based on electricity-hydrogen-carbon synergy
2 关键技术及其灵活性
除大规模储能、储氢以及氢发电技术外，影响电-氢-碳协同效果的关键技术主要集中在氢/氨/甲醇的灵活制取工艺、火电机组的降碳及灵活调节改造。
2.1 电制氢技术
电制氢是电-氢-碳协同中衔接上游新能源发电和下游化工生产的核心技术，目前主要有碱性电解槽（alkaline electrolysis cell，AEC）、质子交换膜电解槽（proton exchange membrane，PEM）、阴离子交换膜电解槽（anion exchange membrane，AEM） 和高温固体氧化物电解槽（solid oxide electrolysis cell，SOEC）等技术[30-31]，其技术特征和参数对比如表1所示。
表1 电解水制氢技术特性和参数对比
Table 1 Comparison of technical characteristics and parameters
技术参数单位AECPEMAEMSOEC技术阶段产业化应用商业应用研发阶段示范阶段运行温度℃80～9060～8040～65700～1000单台规模m3/h0.5～4000 0.01～300约25电耗kWh/m34.2～5.54～54.2～4.82.6～3.6
续表
技术参数单位AECPEMAEMSOEC电解效率%60～7570～9060～7585～100响应能力min级s级s级min级寿命20～30 a10～20 a约10 000 h启动时间冷启动1 h冷启动5 min启停快 启停不便单槽最小负荷%20～400～100～10>30
其中，AEC制氢技术成熟、产业化程度高且价格低廉，是当前大规模电制氢的主力技术，但其灵活调节存在两大问题：一是负荷调节范围相对较窄，大部分在运电解槽工作在满载负荷的40%～50%及以上；二是动态响应速度慢，难以快速启停，耐波动和耐冲击性能不足。PEM技术灵活调节性能较优，单槽最小负荷可低至0，具备全负荷调节能力，甚至可通过短时过负载 （最大可达约60%） 提供额外负荷增量，并且相比于AEC，电解效率高，具有启动时间短和响应时间快的优势，满载冷启动时间最快可达到5 min，响应速度及功率调节达到s级，更加适应新能源基地风光出力波动较大等场景，但其成本相对较高，目前处于商业化初期阶段。AEM技术结合AEC与PEM的优点，具有良好的灵活性和经济性，目前尚处于研发阶段。SOEC技术电解效率最高，主要缺点是设备使用寿命较短，尚处商业示范阶段。
大规模电制氢作为灵活调节资源参与新能源基地开发时，需要兼顾适应风光波动和低成本。近期可以采用混合技术方式，综合利用AEC的成本优势以及PEM的灵活调节能力[32]；远期一方面降低PEM的商业成本，另一方面仍需通过技术进步提升AEC制氢系统自身的灵活性，如利用柔性制氢技术提升电制氢与风光发电匹配性，可采用全控电力电子器件和脉冲宽度调制技术改造制氢电源，并通过电氢协同动态控制算法进一步改善制氢负荷并网特性[33]。目前，柔性制氢技术可以将单槽最小负荷降低到20%，满功率运行的冷启动时间缩短到10 min。
预计未来参与新能源基地电-氢-碳协同开发的电制氢技术短期内仍以AEC技术为主，调节范围在20%～100%，具备min级调节能力；中期采用AEC和PEM的组合技术，PEM比例逐步增大；远期向低成本的PEM、技术成熟的AEM转移，有望实现100%调节。
2.2 合成氨技术
合成氨是指采用哈伯法，将氮和氢在高温、高压和催化剂作用下直接合成的氨，其碳排放量主要取决于生产氢气的原料和工艺，采用煤制氢和天然气制氢的合成氨，每t氨CO2排放分别可达3.5～4.2 t和1.5～1.8 t。
为降低合成氨碳排放，有三种技术路线[34]：第一代技术（蓝氨）路线采用碳捕集方法降低或消除现有合成氨的碳排放，多被认为是一种过渡手段；第二代技术路线仍然采用哈伯法合成氨，但使用绿氢替代煤制氢，此法生产的氨通常被称作绿氨，如图2所示；第三代技术路线采用氮气直接电还原制氨，这条技术路径可调节性好，但目前还存在反应选择性差、反应速度慢、实际能量转化效率低等缺点，尚处于实验室研究阶段。综合考虑技术可行性、经济性等因素，本文认为第二代技术（绿氢+哈伯法制绿氨）较为成熟，可以在现有合成氨工艺的基础上进行改造，是目前及未来一段时间应用最广的合成绿氨技术路线。
图2 绿氢+哈伯法制绿氨原理示意图
Fig.2 The principle of green hydrogen process for green ammonia production
传统哈伯法合成氨设备开车较慢，约需3～7 d，只能以周、月级别的时间尺度进行调节，基本属于连续稳定的刚性生产过程，无法灵活调节。主要原因是：①合成氨是放热反应，在低负荷下整个系统产热减少，会对系统的换热体系造成冲击，产生“温度塌方”问题；②合成氨是体积减小的反应，低负荷下合成回路压力下降，影响反应系统稳定性；③传统合成氨控制系统延迟性较大，无法满足快速自动控制要求；④合成氨反应在高温高压环境下进行，频繁调节负荷运行工况增加系统安全风险[35]。若刚性合成氨为配合风光的季节性变化按月调整生产计划，一般为新能源大发季节满负荷生产，小风弱光季节通过安排设备检修等方式降低生产负荷。
为适应新能源基地电-氢-碳协同开发，刚性合成氨的柔性改造是解决新能源发电和绿氢制取波动与传统哈伯法连续稳定生产过程之间矛盾的关键技术，有装置小型化和柔性工艺两种策略。装置小型化是将大型的绿氨生产系统拆分为多套电解水制氢装置和合成氨装置，配合新能源的波动，调整生产计划，多套装置组合轮替运行。由于化工生产存在规模效应，一般大规模生产装置的单位产能成本低于小规模生产装置的单位产能成本，因此这一策略经济性较差，目前尚未有项目实际应用。柔性工艺是对哈伯法合成氨系统本身进行柔性改造，开发适应柔性生产模式的合成氨工艺和调控技术，解决绿氢供应量波动、生产负荷不确定造成的生产稳定性、安全性与经济性多目标优化调控问题，实现一定程度的负荷调节能力。柔性合成氨工艺相较传统工艺需要增加更多的控制设备，装置建设成本相较传统工艺增加约20%～40%。目前，柔性合成氨项目国内已有在建示范项目，预计2030年实现规模化应用，调节范围在30%～100%，能够根据风光出力按日调节；未来随着技术的进步，调节范围有望达到10%～100%。不同调节范围的柔性合成氨负荷特性如图3所示。
图3 柔性合成氨负荷特性示意图
Fig.3 Loading characteristics of flexible synthetic ammonia
2.3 合成甲醇技术
甲醇制取一般通过CO、CO2加压催化氢化法合成[36]，其工艺流程如图4所示。国外甲醇生产原料主要是天然气，占比超90%，中国81%的甲醇来源于煤制甲醇，每t甲醇排放的CO2可达2 t。用电解水生成的绿氢还原CO2生成甲醇，是制取甲醇的新途径，不仅生产过程本身清洁零碳，还可以将其他途径排放的CO2固化利用，如通过捕集火电排放的CO2生产甲醇，可以有效解决火电的碳排放问题。
图4 甲醇合成工艺流程示意图
Fig.4 Schematic diagram of synthetic methanol process
与合成氨类似，传统合成甲醇也是连续稳定的刚性生产过程。与合成氨相比，合成甲醇是一个更为复杂的动态、连续、非线性的工程系统，实现柔性生产难度更大，反应体系的快速自动控制和催化剂难以承受负荷波动等问题是实现柔性生产面临的关键难题。目前的柔性合成甲醇技术能承受的负荷波动范围在60%～100%，随着控制技术、催化剂等问题的解决，柔性合成甲醇负荷调节范围有望扩大至30%～100%。不同调节范围的柔性合成甲醇负荷特性如图5所示。
图5 柔性合成甲醇负荷特性示意图
Fig.5 Load characteristics of flexible synthetic methanol
2.4 煤电机组的碳捕集及其灵活调节改造技术
燃煤发电当前及未来一段时间仍将作为重要的调节性电源支撑新能源开发，利用碳捕集与封存技术（carbon capture and storage，CCS）降低碳排放，以及对现役机组实施深度调峰改造，是解决煤电绿色转型的重要技术应用趋势。
碳捕集技术分为燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集三类[37]。燃烧前捕集技术的碳基燃料燃烧前物质转换步骤复杂，CO2体积分数及捕集效率低、设备成本高，不适用于大规模燃煤电厂改造。燃烧后捕集技术是通过系统尾部烟气分离实现CO2捕捉，对现有燃煤发电系统运行方式影响小，但能耗较高、效率较低。富氧燃烧捕集技术是在碳基燃料燃烧过程中，将氧气与循环烟气混合作为氧化剂，替代氮气含量较高的空气，送入炉膛燃烧，避免氮气稀释尾部烟气，产生的气体仅包括H2O和CO2，且CO2体积分数高达90%，通过冷却凝结水蒸气，CO2可直接分离和收集，不再需要捕获步骤，如果可以低成本或者零成本地获取纯氧，利用富氧燃烧技术实现碳捕集的成本低于燃烧后捕集技术[38]。
在燃煤机组深度调节技术中，除供热机组需考虑热电解耦问题外，大部分机组主要需解决低出力方式下的锅炉易熄火、难稳燃的问题。目前，国际上纯凝火电机组在不投油情况下最小稳燃技术出力约为20%～25%额定功率，有研究[39-40]表明燃煤机组利用纯氧强化燃烧，可降低煤粉的着火温度，在不投油的情况下，最低稳燃技术出力下限达到15%额定功率，比当前最小稳燃技术出力下降了10%～15%，可具备深度调峰常态化的可行性。
新能源基地电-氢-碳协同开发过程中，对已经采用“风光火”方式开发的配套煤电机组实施富氧燃烧碳捕集改造，充分利用电制氢的副产氧气作为纯氧获取来源，减少富氧燃烧改造的空分设备投入，降低碳捕集成本，同时可增加燃煤机组灵活调节改造深度，提高风光发电并网消纳的能力。
3 新能源基地电-氢-碳协同开发模型
电-氢-碳协同过程链条长、涉及技术复杂，协同难点在于既要解决新能源波动性对电制氢调节能力的挑战、电制氢波动与后续产业连续运行工况的矛盾，又要以经济性较优的配置方式兼顾满足新能源电力可靠送出、绿氢及氢基产品稳定生产用能的需求。
本文将新能源基地电-氢-碳协同开发过程从能源生产到形成产品简化为新能源发电、电制氢、合成氨/甲醇的氢能利用等三个主要环节，如图6所示。各环节之间，通过配置储能提升电制氢运行工况对新能源出力波动的适应能力，利用储氢在波动制氢和后续化工用氢之间构建缓冲，并辅以氢发电满足新能源发电季节调节需求，但大规模配置储能、储氢、氢发电设备会推高协同开发的投资成本，影响绿电及绿色氢/氨/甲醇等产品的生产成本。
图6 电-氢-碳协同的主要环节
Fig.6 The main link of electric-hydrogen-carbon synergy
本文建立了一种以全系统总成本最低为目标的新能源基地电-氢-碳协同开发模型。模型主要包括新能源发电、电制氢、氢发电、电化学储能、储氢、氨/醇合成系统、火电富氧燃烧及碳捕集等各类设备单元[41-44]，协同开发关键是根据发电需求、生产工艺和新能源资源特点，优化各个设备单元的配置容量和运行方式，实现全系统的电力电量、氢以及碳的能源-物质转换平衡，在满足外送电力、制取氢/氨/甲醇用电需求的基础上，求解最佳风光配置及储能、储氢、氢发电规模，仿真流程如图7所示。
图7 新能源基地电-氢-碳协同开发模型仿真流程
Fig.7 The model and simulation process of new energy base
electric-hydrogen-carbon synergistic development
3.1 优化目标
式 （1） 表示新能源基地电-氢-碳协同开发模型以全系统总成本最低为目标。为便于分析，式中所有成本费用均折算为研究水平年的现值，C表示电-氢-碳协同开发系统的年化费用，Cinv为系统投资总费用，Coper为年运行费用。其中：
式中：A为新建发电设备集合，主要考虑风光等新能源发电、储能、氢发电、火电；B为新建氢基产品生产和利用设备集合，包括电解槽、储氢、合成氨/甲醇以及碳捕集和存储设备；IC表示设备年化单位投资成本；OC为运行成本；
为仿真模拟设备的平均发电小时/利用小时数；c为各设备的最佳优化容量，是求解变量。
3.2 能量-物质平衡
3.2.1 电力电量平衡
式 （4） 模拟了考虑新能源基地电源机组组合和出力状态的实时电力平衡。式中：P表示新能源基地所有电源出力及用电负荷，下标RES、BS、HV、FV分别表示新能源电源、储能、氢发电、燃煤发电，LD、LH、LA表示外送电力、制氢负荷以及合成氨/甲醇等后续氢能利用环节的用电负荷；t表示所在时刻。其中，PBS,t为正数代表放电，负数代表充电。
式（5）模拟了全系统电量平衡，新能源基地所有机组的发电量等于用电量，由于储能的充放电过程以及电-氢-电的转换过程均存在一定能量损失，因此在全系统电量平衡中需要考虑储能和电-制氢-氢发电过程的电量损失。式中：E表示电量；α、γ 分别表示储能充放电效率、电-氢-电综合转换效率。
此外，调峰平衡需要满足新能源基地配置的储能以及其他可调电源能够提供的调峰容量不小于系统负荷与新能源出力波动产生的调峰需求。文献[45-46]已对上述约束条件开展详细研究。本文研究将电制氢/氨/甲醇负荷作为调节资源之一，需要对其引入调节能力的上下限约束。
式中：PLH表示电解槽规模；β表示电解槽最小负载率，0<β<1，β取值与电解槽类型、研究水平年技术发展有关；UPLH、DPLH分别为电解槽每个时段允许的上、下调出力；PLA表示合成氨/甲醇满负荷功率；χ 表示合成氨/甲醇允许低负载运行的最小负荷率，0.3<χ<1，χ 取值与后续氢能利用的选择、研究水平年的生产工艺有关；UPLA、DPLA分别为合成氨/甲醇每时段允许的上、下调出力。
3.2.2 氢平衡
全系统保持氢平衡主要体现在两方面，一是电解槽制造的氢气满足外送氢气以及氢发电、合成氨/甲醇的氢气供给，二是储氢罐需要保持氢流平衡。
式中：H、HV、HL、HU分别表示电解槽制氢量、发电用氢量、外送氢规模、合成氨/甲醇耗氢量；VH,t和VH,t-1是储氢罐在时段t和t-1的储氢量；VCap是储氢罐容量。
式 （13）、（14） 分别表示电解槽制氢流量与电解功率的关系、发电用氢进氢速率与发电功率的关系。式中：αE →H 是电解槽电-氢转换效率；αH →E 是氢发电的氢-电转换效率；LHV是氢的热值。
式 （15）、（16） 表示氢能利用环节中的氨/甲醇产量、耗氢量与生产功耗的关系。式中：Mt为氨/甲醇的单位时间产量；ϕ 为氨/甲醇的反应效率；λ为合成氨/甲醇功耗和耗氢量的比值。
3.2.3 碳平衡
合成甲醇的碳源来自煤电机组发电，式 （17）模拟煤电机组输出功率与CO2产生量的关系。式中：Oc,t为煤电机组t时刻的CO2排放量；μc为燃煤机组的CO2排放强度。
与氢平衡类似，保持碳平衡主要体现在两方面：一是火电排放CO2的捕集量与合成甲醇所需的CO2量相等，即没有额外的碳排放；二是CO2储存设备容量需要保持碳流平衡。
此外，根据化学反应的质量守恒定律，电解水产生的氢、氧量关系表示为式 （22），式 （23） 表示以电制氢副产氧气为氧源，燃煤机组富氧燃烧的发电出力。其中：MrH2、MrO2 分别为氢气、氧气的相对分子质量；µO -C 为氧转换为碳的质量比例系数；LHVC 是碳热值；ηFV 是火电发电效率。
4 新能源基地电-氢-碳协同开发模式的市场竞争力及应用路径
4.1 协同模式分类
偏远、水电资源不足地区，特别是沙戈荒区域的新能源基地，大多处于电网末端或尚未覆盖电网，周边用电需求有限并远离东部受端电网。新能源基地多以点对点、点对网方式通过专用输电通道与主网联接，或是直接参与绿电绿氢一体化示范工程的建设，上/下网电量较低且有明确比例限制[47]，新能源基地与主网之间多为离网或弱交互的单向送电关系。因此，本文不考虑新能源基地与主网的关系，而选择从消费市场的角度，根据新能源基地开发的目的及定位，将新能源基地电-氢-碳协同开发模式分为三种，分别是外送电力模式、生产绿色氢基产品模式、兼顾外送电力和生产绿色氢基产品模式。各模式的产品形式、电-氢-碳协同的设备及作用如表2所示，参与电-氢-碳协同的设备以及电/氢/碳流向示意如图8所示。
表2 新能源基地电-氢-碳协同开发模式
Table 2 New energy base electric-hydrogen-carbon synergistic development mode
协同模式1协同模式2协同模式3开发定位外送电力生产绿色氢基产品外送电力及生产绿色氢基产品产品形式电能氢/氨/甲醇电+氢/氨/甲醇1 生产绿氢：电制氢+储能1 兼顾电/氢生产：电制氢+储能+储氢+氢发电协同设备电制氢+氢发电+储氢+储能2 生产绿氨：电制氢+储能+储氢+合成氨+氢发电2 兼顾电/氨生产：电制氢+储能+储氢+合成氨+氢发电3 兼顾电/甲醇生产：电制氢+储能+储氢+合成甲醇+火电富氧燃烧且提供碳源协同3 生产绿色甲醇：电制氢+储能+储氢+合成甲醇+火电富氧燃烧且提供碳源作用 可调节电源可调节负荷可调节电源+调节负荷
图8 电-氢-碳协同的新能源基地开发模式示意图
Fig.8 Schematic diagram of the new energy base development model of electric-hydrogen-carbon synergy
协同模式1：新能源基地在满足外送电力的基础上，利用制氢、储氢以及氢发电等环节，作为支撑新能源基地开发外送的可调节电源，利用富余电量制氢，并将氢存储，用于氢发电，解决送电需求与新能源发电量日内、季节分布不匹配的问题。
协同模式2：新能源基地开发以生产绿色氢基产品为目的，绿电-氢/氨/甲醇生产作为可调节负荷，根据风光出力动态调节，负荷特性贴近新能源出力特性，实现高效消纳新能源发电量、降低短时储能配置需求。其中，合成氨/甲醇过程中，配置储氢作为新能源发电、电制氢与合成氨/甲醇之间的缓冲；合成甲醇的碳源由火电加CCS提供，火电富氧燃烧充分利用电制氢副产氧，同时发挥调节作用。
协同模式3：新能源基地开发兼顾外送电力和生产绿色氢基产品的需求，绿电-氢/氨/甲醇生产协同，同时体现可调节负荷、可调节电源作用。
4.2 基于市场竞争力的协同模式可行性分析
生产成本是判断市场竞争力的关键因素。当前，采用AEC制取绿氢的平均成本约25.2元/kg，采用PEM约36元/kg，绿氢成本远高于化石能源制氢成本，成为制约绿氢发展的最大阻碍，市场环境下的用氢企业难以大规模消纳“昂贵”的“绿氢”，化石能源制氢成本如表3所示。因此，能否降低绿电与绿色氢基产品生产成本、提升其在终端消费市场的竞争力成为评判新能源基地电-氢-碳协同开发模式的合理性和具备应用前景的关键指标。
表3 当前主要制氢技术的经济性对比
Table 3 Economic comparison of main hydrogen production technologies
方法工艺原料价格碳排放（CO2）/kg 成本范围/（元·kg-1） 平均成本/（元·kg-1） 技术阶段天然气制氢2.5～5元/Nm39～1120～3326.3实用阶段化石能源制氢煤气化（灰氢）20～259～1512实用阶段煤制氢+CCUS（蓝氢）600～1200元/t17～2219.4实用阶段工业副产氢 氯碱、丙烷脱氢、炼焦 600～1200元/t17～2922.6实用阶段
本文选择中国蒙西沙戈荒区域某新能源基地为例，分析新能源基地电-氢-碳协同三种开发模式的生产运行情况、电/氢/氨/甲醇的生产成本及综合收益。算例中，外送电力规模为1000万kW，送电曲线形态以满足受端负荷需求为主，送电小时数不低于5000 h，新能源利用率不低于90%，年制氢量90万t，合成氨和甲醇年产量由制氢量折算。相关边界条件和参数详见附录A，具体协同优化结果详见附录B。
4.2.1 协同模式1
在满足新能源基地电力外送需求后，制氢负荷根据电量富余情况动态调整，电制氢配套储氢及氢发电作为调节电源承担跨季节电量调节作用，制氢用电量与氢发电电量间呈现季节性平移特点。协同模式1的典型日运行生产模拟如图9所示，各月制氢用电量、氢储能放电量（氢发电）情况如图10所示。
图9 协同模式1的典型时段用电情况
Fig.9 Typical time consumption of mode 1
图10 制氢用电量、氢储能放电量（氢发电）逐月占比
Fig.10 Proportion of electricity consumption for hydrogen production and hydrogen power generation
随时间推移，电制氢负荷调节能力有所提高，短时储能规模需求大幅降低。氢发电规模则由送电需求和风光出力的季节性差异决定，各水平年规模变化较小。本算例中，以外送电力规模为基准，配置电制氢及氢发电规模分别为1/3、1/2的基准规模，可解决3倍基准规模的新能源资源开发外送。
本模式下，当前发电成本约0.4元/kWh，2030年降至0.28元/kWh，相对三北地区燃煤标杆电价0.25～0.37元/kWh的价格优势不明显，但送出电力的电能质量较高，且与受端电网负荷特性高度贴合，受端电网未增加额外调节压力；2040年后发电成本低于0.2元/kWh，若将新能源电力送至中东部地区，考虑0.1元/kWh的输电价后仍低于0.36～0.5元/kWh的受端地区燃煤标杆电价，具备较强竞争力。协同模式1的电解槽、储能、储氢、氢发电规模及发电成本如图11所示。
图11 协同模式1调节资源配置及发电成本
Fig.11 Mode 1 regulates resource allocation and power generation costs
4.2.2 协同模式2
仅制取绿氢时，电制氢负荷特性贴近新能源出力特性，进行逐小时调整，呈“荷随源动”的特点，但近期电制氢负荷调节范围无法达到0～100%，为满足电解槽最小负荷用电要求，需要额外配置短时储能，储能规模随制氢设备调节能力提升而降低，电解槽调节能力每提升1%，可降低2%～3%储能配置需求，当制氢负荷可实现100%调节时，新能源基地基本无配置储能需求，协同模式2制氢的典型日运行生产模拟如图12所示，其中图12 （a） 的电制氢负荷调节范围为20%～100%，图12 （b） 的电制氢负荷调节范围为0～100%。
图12 协同模式2的典型时段用电情况
Fig.12 Typical time consumption of mode 2
从生产成本来看，2030年前后，绿氢成本可由18元/kg降至13元/kg，相对蓝氢具备一定竞争力，相对灰氢仍不具价格优势，需要碳税政策支持，按照1kg灰氢碳排放量25kg进行测算，碳价达到150元/t时，绿氢成本可与灰氢持平。2040年前后，绿氢成本预计低于10元/kg，即使不考虑碳价，绿氢价格优势已明显高于化石能源制氢。协同模式2制氢的电解槽、储能、储氢、氢发电规模及氨成本如图13所示。
图13 协同模式2调节资源配置及制氢成本
Fig.13 Regulation resource allocation and hydrogen production cost of mode 2
增加合成氨/甲醇的用氢环节后，考虑当前合成氨、合成甲醇为刚性生产过程，且电制氢调节能力有限，需要大量储能提供短时灵活性，储氢、氢发电提供长时间尺度灵活性，储能规模随电制氢调节能力提高而降低，储氢需求则受柔性工艺应用及其调节能力影响。与合成氨相比，合成甲醇不需要电-氢-电的转换提供长时间尺度的灵活性，提供碳源的火电也可有效调节风光发电的季节性波动。
从生产成本来看，当前绿氨成本已经与煤制合成氨的市场价格相当，约3700元/t；2030年绿氨成本可降至2000元/t，低于煤制氨成本，具备实现规模化应用和全面推广的经济条件；2040年、2050年绿氨成本进一步降至1400元/t、1000元/t，成为最具经济竞争力的合成氨方式之一，协同模式2制氨的电解槽、储能、储氢、氢发电规模及氨成本如图14 （a） 所示。当前合成绿色甲醇成本较高，约3500元/t，远高于煤制甲醇的市场价格 （2500元/t）；2030年，柔性合成甲醇实现规模化试点并开始推广，绿色甲醇成本可降至2400元/t，与煤制甲醇市场价格持平，有望实现规模化推广；2040年、2050年前后，绿色甲醇成本可分别降至1800元/t、1500元/t以下，成为最具竞争力的合成甲醇方式之一，协同模式2制甲醇的电解槽、储能、储氢、火电规模及氨成本如图14（b）所示。
图14 协同模式2调节资源配置及制氨/甲醇成本
Fig.14 Regulation resource allocation and ammonia/methanol production costs of mode 2
4.2.3 协同模式3
协同模式3生产运行情况综合了模式1和模式2的特点。从生产成本来看，协同模式3相对模式1，电制氢负荷规模增大，能够提供更大的调节空间，储能需求减少，发电成本降低，2030年前后，发电成本已经低于各地的燃煤标杆电价，具备一定经济效益，如图15所示。氢/氨/甲醇的生产成本，相对于模式2略有提高，这是由于氢/氨/醇制取环节发挥灵活调节作用，支撑电力外送，需要调整生产计划，一定程度降低了设备利用效率。与煤制氢/氨/甲醇成本相比，2030年前后，合成绿氨成本率先具有价格优势，2040年以后，绿氢、绿色甲醇成本具备价格优势，如图16所示。协同模式3兼顾电/氨生产的典型日运行生产模拟如图17所示，其中图17 （a） 为刚性制氨过程，图17 （b） 为柔性制氨过程。
图15 协同模式3与模式1的发电成本对比
Fig.15 Comparison of power generation cost in mode 3 and mode 1
图16 协同模式3与模式2的氢氨醇成本对比
Fig.16 Comparison of the cost of hydroamine in mode 3 and mode 2
图17 协同模式3兼顾电/氨生产的典型时段用电情况
Fig.17 The typical time consumption of mode 3 for electricity/ammonia production
协同模式3兼顾电/甲醇生产的典型日运行生产模拟如图18所示，其中图18（ a） 为刚性制甲醇过程，图18（ b） 为柔性制甲醇过程。
图18 协同模式3兼顾电/甲醇生产的典型时段用电情况
Fig.18 The typical time consumption of mode 3 for electricity/methanol production
4.3 新能源基地电-氢-碳协同开发模式应用路径
综合对比绿电成本与燃煤标杆电价间的竞争力、绿色氢/氨/甲醇成本与煤制氢/氨/甲醇成本间的竞争力，以及新能源基地开发的综合收益，2030年碳达峰前，新能源基地电-氢-碳协同开发以生产绿色氢基产品为主的经济效益相对较优，其中绿氨的市场竞争力最强，绿氢、绿醇次之。2040年以后，随着风光发电、电解槽、氢发电以及储氢等设备投资成本降低，以及合成氨/甲醇柔性工艺的成熟应用，无论是以外送电力为主、还是以生产绿色氢基产品为主，或是二者兼顾的新能源基地电-氢-碳协同开发模式，其发电成本和制氢成本均同步大幅降低。其中，兼顾外送电力和生产绿色氢基产品的协同开发模式3经济效益优于其他两种协同开发模式。该模式下，制/用氢环节需要调整生产计划，支撑新能源电力外送，导致氢/氨/甲醇生产成本略有提升，但其发电成本大幅下降，售电、售氢/氨/甲醇的综合收益高于分别采用外送电力模式、生产绿色氢基产品模式生产相同体量绿电及绿色氢/氨/甲醇的收益之和，如图19所示。
图19 协同模式3与模式1、2的经济收益对比
Fig.19 Comparison of economic benefits in mode 3, mode 1 and mode 2
考虑偏远、水电资源不足地区新能源开发面临的问题，现阶段至2030年的电-氢-碳协同过程中，电制氢的主要作用以就近平抑新能源功率波动为主，氢发电尚不具备支撑新能源基地大规模外送、平衡新能源发电季节性波动的经济效益，新能源基地电-氢-碳协同开发模式可以生产绿色氢基产品为主，采用“新能源基地开发+就近集中制氢 （氨/醇） ”模式。
2030年以后，电制氢及氢发电成本大幅下降，可作为新能源基地开发的配套支撑电源，发挥长时间尺度电力供需调节作用。此阶段，各种协同模式下的绿色氢基产品生产成本逐步优于煤和天然气等方式制取产品的成本，市场竞争优势开始显现，同时，考虑未来单独的绿电消纳或是单独绿色氢基市场的消费能力增长有限，从新能源基地开发的整体收益最大化、产品（能源）多样化的角度，新能源基地电-氢-碳协同开发可多采用兼顾送电及生产绿色氢基产品的协同模式，即采用“新能源基地与规模化集中制氢一体化开发，输电和输氢 （氨/醇） 并行”的协同开发模式，推广初期可优先采用兼顾送电及生产绿氨的协同模式，远期依次推动送电及生产绿氢并举、送电及生产绿色甲醇并举方式。新能源电-氢-碳协同开发模式应用路径及推广水平年如图20所示。
图20 新能源电-氢-碳协同开发模式应用路径
Fig.20 Schematic diagram of the development concept for new energy bases based on electricity-hydrogen-carbon synergy
新能源基地配套煤电实施富氧燃烧改造，电解水副产氧气充分利用的情况下，碳捕集难度和碳捕集成本降低，以生产甲醇为主的电-氢-碳协同模式可提前2～3 a推广，如图21所示。
图21 模式2富氧燃烧技术对合成甲醇成本的影响
Fig.21 Effect of mode 2 oxygen-rich combustion technology on the cost of synthetic methanol
5 应用前景展望
新能源基地电-氢-碳协同开发为全球新能源资源丰富、水电资源不足、高载能产业密集、能源转型迫切的地区提供了新发展思路。从全球来看，亚洲西部与中部、非洲北部、南美洲西部等新能源资源富集且大面积覆盖沙漠及戈壁的地区，适合率先示范新能源基地电-氢-碳协同开发。
三北地区是分布着中国84%的沙化土地和超过80%的风光资源[4]，区域内新能源基地化开发潜力大、高载能产业密集，同时扶持新能源开发和氢基产业发展的政策倾斜大、金融支持力度高，具备电-氢-碳产业协同的能源优势、原料来源、产业基础和发展驱动力。对于高载能企业来说，未来获取优质低价稳定的清洁能源是提高企业核心竞争力的关键，有益于推动产品结构向高端化、多元化发展，提高附加值和产品价值，因此项目选址或将倾向选择绿电、绿氢资源丰富的三北地区。预计未来，全国80%的绿氢生产集中在三北地区，2030年、2050年的绿氢生产需求分别超过800万t、6000万t，其中80%用于本地用氢，20%输送到中东部地区。采用电-氢-碳协同的新能源开发思路，初步测算三北地区2030年、2050年绿氢平均生产成本约为13元/kg、6～7元/kg，相对全国平均绿氢成本低30%～40%。按照1 kg绿氢需要42～55 kWh的用电需求折算，可带动新能源基地开发12亿kW，可支撑绿氢贸易营收3200亿元、氢基化工产业产值3100亿元、绿色钢铁产量2亿t，实现CO2减排12.5亿t。在配套煤电机组低碳灵活改造方面，按照生产1 t绿氢副产8 t氧计算，2030年前北部地区每年副产氧达到2400万t，至少可为2500万kW煤电提供富氧燃烧碳捕集所需氧气，同时结合煤电氨掺烧技术，掺烧50%的碳排放强度降至400 g/kWh，沙戈荒基地平均发电碳排放强度降至100～150 g/kWh。2030年后，电-氢-碳逐步实现深度耦合，火电排放CO2“变废为宝”，沙戈荒新能源基地转变为稳定可靠的电氢/氨/甲醇联产基地，整体实现零排放。
海外地区以沙特阿拉伯为例。当前沙特阿拉伯电源装机超过90%为火电，但新能源资源丰富，尤其是太阳能，且其国土面积70%为沙漠，新能源基地开发条件优越，其2030年愿景提出了到2030年一半电力来自清洁能源的目标。为助力实现该目标，若采用新能源电-氢-碳协同发展，通过绿电与绿色氢、氨、甲醇的联产，满足国内和出口需要。预计2050年沙特东部新能源发电综合度电成本约1.6美分/kWh、制氢成本约0.9美元/kg，富余绿氢可就近通过达曼港海运至南欧，到岸价格约2美元/kg，海运至东亚地区的到岸价格约2.5美元/kg，相对当前欧洲、日本等地区和国家的绿氢价格具有显著的市场竞争力。初步测算，2050年沙特氢能生产总量约3820万t，本国用氢需求约320万t，氢能出口需求约500万t。按绿氢3美元/kg考虑，2050年沙特绿氢出口创汇可达到150亿美元，相对2021年石油出口量，氢能出口可替代10%的石油出口创汇额。
6 结论
规模化开发利用新能源支撑着全球清洁能源需求的快速增长，也承载着促进相关产业清洁低碳发展的重任。为实现“碳中和”目标，深入研究新能源基地开发模式、转变新能源基地功能定位，扩宽新能源基地发展思路是十分必要的。
基于电-氢-碳协同的新能源基地开发思路将绿色氢/氨/甲醇作为调节资源，不仅解决了偏远、水电资源不足地区零碳调节资源匮乏、电网支撑能力有限对新能源基地大规模开发外送的制约，更利用绿氢与绿电相互转化能力，扩大绿电应用领域，解决新能源电量消纳困境；同时，电-氢-碳协同过程中绿氢及绿氨的零碳排、绿电合成甲醇对火电排放CO2的捕捉和再次利用，基本覆盖了碳替代、碳减排、碳封存和碳循环等主要碳中和途径，有助于全球相关产业实现深度脱碳。
未来，电-氢-碳协同发展将是中国大力发展绿色生产力的重要表现形式，针对当前经济发展水平相对滞后的三北沙戈荒地区实施新能源基地电-氢-碳协同开发，为新能源大规模开发消纳、周边煤电的转型提供了新思路，也有助于将低成本的新能源资源、绿氢资源转化为吸引产业转移、带动西部大开发、振兴东北等战略实施的新动力；放眼全球，在非洲北部、南美西部、中亚等“风多、光富、少水”地区，多国政府已相继将发展绿电、氢能列为国家能源发展战略，有序推广新能源基地电-氢-碳协同开发模式，新能源资源将成为各国能源清洁转型、发展跨国氢能贸易、增强国力、消除贫困的强心针，有望发挥更大的经济社会环境效益和全球价值。
附录 A 边界条件
1）清洁能源发电
以蒙西沙戈荒新能源开发区域的风光资源为例，风电发电小时数约2900 h，光伏发电小时数约1900 h。新能源利用率不低于90%。
图A1 新能源基地典型风光年发电量分布
Fig.A1 Typical power generation distribution of the new energy base
图A2 新能源基地风光发电典型日出力特性
Fig.A2 Typical daily output of the new energy base
2）外送电特性曲线
外送规模按1000万kW考虑，送电曲线形态以满足受端负荷需求、不增加受端主网运行的调节压力为主，送电小时数不低于5000 h。
图A3 逐月典型日送电曲线
Fig.A3 Typical power transmission curve
图A4 逐月送电量分布
Fig.A4 The power supply distribution
3）调节资源
结合沙戈荒区域位置、周边电网情况，假设新能源基地周边大电网弱交互，主网不参与基地调节，周边无其他低碳调节资源。额外配置的短时储能考虑电化学储能，考虑建设成本以锂离子电池为主。产品形式为绿氢、绿氨时，长时调节电源考虑采用氢发电技术；产品形式为绿色甲醇时，提供碳源的火电承担调节电源作用。电制氢/氨/甲醇的调节能力参数如下表所示。
表A1 氢氨醇制取负荷的调节能力预测
Table A1 The regulating capacity of hydrogen based producing load
2023年2030年2040年2050年制氢调节性1 h，20%～100%1 h，0～100%制氨调节性刚性日调节，30%～100%1 h，15%～100%1 h，0～100%日调节，10%～100%制甲醇调节性刚性日调节，60%～100%日调节，30%～100%日调节，60%～100%日调节，30%～100%
表A2 能源转换和存储效率
Table A2 Efficiency of energy conversion and storage
效率/%2023年和2030年2040年2050年电制氢708090合成氨878787合成甲醇747474氢发电505560电化学储能959595过程
4）成本预测
根据全球能源互联网发展合作组织在清洁能源发电、绿氢、绿色化工方面的研究成果，当前及未来各水平年的成本参数如表A3所示。电制氢技术主要考虑AEC和PEM、氢发电参考氢燃气轮机，储能参考锂离子电池，储氢采用工业上常用的固定式低压储氢罐，合成氨、合成甲醇项目的投资因具体项目而异，且与规模密切相关，本算例考虑万吨级造价。年化成本计算的贴现率按8%考虑，发电、电制氢、化工设备运行寿命为25 a，电化学储能为10 a，储氢设备为40 a。
5）市场收益
本文将三北地区煤电价格下限的平均值作为计算新能源基地送电收益的上网电价。根据《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号）》，煤电价格下限为燃煤标杆电价下浮20%的价格，当前三北地区燃煤标杆平均价为0.329元/kWh，下浮20%后为0.262元/kWh。生产绿色氢、氨、甲醇收益分别按煤制氢平均成本及氨、甲醇市场现价12元/kg、3500元/t、2500元/t计算。
表A3 相关技术及建设成本
Table A3 Technology and construction costs
技术初始投资2023年2030年2040年2050年发电风电/（元·kW-1）3500250018001500光伏/（元·kW-1）3000220014001000火电/（元·kW-1）3000300030003000氢发电/（元·kW-1）5000400035003000储能及储氢电化学储能/（元·（kWh） -1）1200800600500储氢/（元·kg-1）2500200015001200电制氢碱性电解槽/（元·kW-1）180013001000900质子交换膜电解槽/ （元·kW-1）6000350025002000合成氨传统合成氨/ （元·t-1）2000200020002000柔性合成氨/ （元·t-1）2600260024002200合成甲醇传统合成甲醇/ （元·t-1）2500250025002500柔性合成醇/ （元·t-1）3250325030002750 CCS燃烧后捕集/ （元·t-1）330不含空分的富氧燃烧捕集/（元·t-1）230185150130
附录B 新能源基地电-氢-碳协同开发模式优化结果
1）协同模式1结果
表B1 协同模式1算例优化结果
Table B1 Optimization results of synergy mode 1
水平年外送/万kW新能源基地规模经济性电解槽/万kW年收益/亿元2023100033337407904608000.370 2030100033337307114228000.270 2040100033534105204856400.18844 2050100033933205184825700.14272新能源发电/万kW短时储能/万kW氢发电/万kW储氢/tLCOE/ （元·（kWh）-1）
2）协同模式2结果
表B2 协同模式2（制氢）算例优化结果
Table B2 Optimization results of synergy mode 2 (hydrogen)
新能源基地规模经济性电解槽/万kW水平年年制氢量/亿m3调节能力年收益/亿元202310020%～100%1150300076018-52 203010015%～100%1150298064013.0-7 20401000～100%10502670906.750 20501000～100%9502290704.768新能源发电/万kW短时储能/万kW LCOH/ （元·kg-1）
表B3 协同模式2（制氨）算例优化结果
Table B3 Optimization results of synergy mode 2 (ammonia)
水平年年制氨量/万t技术工艺新能源基地规模经济性电解槽/万kW年收益/亿元2023560刚性1379310977049185223677-9.9 2030560柔性130525511329823199084.6 2040610柔性128424833048331371129.9 2050690柔性127124383248511022171新能源发电/万kW短时储能/万kW氢发电/万kW储氢/t氨成本/ （元·t-1）
表B4 协同模式2（制甲醇）算例优化结果
Table B4 Optimization results of synergy mode 2(methanol )
经济性电解槽/万kW新能源基地规模水平年 年制甲醇量/万t技术工艺年收益/亿元2023460刚性81824901813223038632.53518-46.8 2030460柔性898208025310520632.524124.0 2040510柔性870203016310700701.3176337.6 2050580柔性847199011310825797.5140563.5新能源发电/万kW短时储能/万kW /万kW储氢/t甲醇成本/（元·t-1）火电利用CO2/万t
3） 协同模式3结果
表B5 协同模式3（兼顾送电及制氢）算例优化结果
Table B5 Optimization results of synergy mode 3 (both power transmission and hydrogen production )
水平年外送/万kW年制氢量/亿m3新能源基地规模经济性电解槽/万kW年收益/亿元202310001001450660511604419800.30519.8-94 20301000100150062008204258200.20513.720 20401000100138058774704806300.1418.0111 20501000100135055404604805600.1096.3145新能源发电/万kW短时储能/万kW氢发电/万kW储氢/tLCOE/ （元·（kWh）-1）LCOH/ （元·kg-1）
表B6 协同模式3 （兼顾送电及制氨） 算例优化结果
Table B6 Optimization results of synergy mode 3 (both power transmission and ammonia production )
水平年外送/万kW年制氨量/万t新能源基地规模经济性电解槽/万kW年收益/亿元2023100056017816284202748015 7000.1934278-2.2 203010005601569573153250068220.1162844124.3 204010006101623561831654085320.0792196189.3 205010006901659554330360696720.0631630248.4新能源发电/万kW短时储能/万kW氢发电/万kW储氢/tLCOE/（元·（kWh）-1）氨成本/（元·t-1）
表B7 协同模式3（兼顾送电及制甲醇）算例优化结果
Table B7 Optimization results of synergy mode 3 (both power transmission and methanol production )
水平年外送/万kW年制甲醇量/万t经济性电解槽/万kW新能源基地规模年收益/亿元2023100046010235028392 648 6134632.50.2123698-25.1 2030100046011224802131 648 730632.50.154283549.4 2040100051010854635135 646 1343701.30.1241991108.9 2050100058010594743143 645 1752797.50.1071583146.2新能源发电/万kW短时储能/万kW /万kW储氢/tLCOE/ （元·（kWh）-1）火电利用CO2/万t 甲醇成本/ （元·t-1）
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基金项目
作者简介
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刘泽洪
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孟婧
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张瑾轩
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周原冰
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李隽