電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究

2024年9月JournalofGlobalEnergyInterconnectionSep.2024文章編號：2096-5125(2024)05-0473-19中圖分類號：TM73；TK01DOI：10.19705/ki.issn2096-5125.2024.0電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究（全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織，北京市ResearchontheDevelopmentModelofNewEnergyBasesBasedontheElectricity-hydrogen-carbonSynLIUZehong,MENGJing,ZHANGJinxuan,ZHOUYuanbing,LI(GlobalEnergyInterconnectionDevelopmentandCooperationOrganization,XicAbstract:Achievingglobal“carbonneutrality”designatestheenergysectorastheprimarybattleground.Promotinglarge-scale,centralizeddevelopmsteptowardsgreenandlow-carbontransformationoftheenergyindustry.Inresponsetothechallengesfacedbynewenergybasedevelopmentinremoteareaswithinsufficienthydropower,suchasthelackoflow-carbonregulationmethods,limitedgridconfigurationandconsumptioncapacity,andtheneedforimprovementinthe“wind-solar-thermal”developmentmodel,thispaperproposesadevelopmentconceptandmenergybasesbasedonthesynergyofelectricity-hydrogen-carbon.Byintegratingthetechnologicaldevelopmentandregulatorycapacityenhancementofhydrogen-basedproductslikegreenhydrogen,greenammonia,andgreenmethanol,thepaperanalyzesthecompetitivenessandeconomicbenefitsofgreenelectricityandgreenhydrogenintheterminalconsumercoordinateddevelopmentofnewenergybasesandhydrogen-basedindustriesindifferentstagesofdevelopment,andlooksforwardtothepotentialoftheelectricity-hydrogen-carboncollaborativedevelopmentmodelinChina’snorthernregionsandoverseasareaslikeNorthAfrica.Keywords:newenergylarge-scaledevelopment;land;electricity-hydrogen-carbonsynergy;flexibleadjustmentresources;greenhydrogen-basedindust摘要：實現(xiàn)全球“碳中和”，核心是推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型，重要舉措是推動新能源大規(guī)模基地化開發(fā)和高效消納。針對偏遠、水電不足地區(qū)新能源基地開發(fā)面臨的低碳調(diào)節(jié)手段不足、電網(wǎng)配置和消納能力有限、“風光火”開發(fā)模式降碳難等問題與挑戰(zhàn)，提出了基于電-氫-碳協(xié)同的新能源基地發(fā)展思路和開發(fā)模式，將氫基產(chǎn)業(yè)發(fā)展與新能源開發(fā)消納、煤電靈活低碳轉(zhuǎn)型深度融合，同時結(jié)合綠氫、綠氨、綠色甲醇等氫基產(chǎn)品制取工藝的技術(shù)發(fā)展和調(diào)節(jié)能力提升，量化分析綠電與綠色氫/氨/甲醇在終端消費市場的競爭力及經(jīng)濟效益，研判不同時期新能源基地開發(fā)與氫基產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展的適用模式及應(yīng)用時序，展望新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式在中國三北地區(qū)以及北非等海外地區(qū)的應(yīng)用前景。關(guān)鍵詞：新能源基地化開發(fā)；沙戈荒；電-氫-碳協(xié)同；靈活調(diào)節(jié)資源；綠色氫基產(chǎn)業(yè)氣候變化是世界各國共同面臨的重大挑戰(zhàn)，嚴重威脅人類生存和發(fā)展，全球?qū)崿F(xiàn)“碳中和”可有效破解氣候環(huán)境危機，改善自然生態(tài)環(huán)境，實現(xiàn)全人類可持續(xù)發(fā)展。截至2023年9月，全球超過150個國家宣布“碳中和”承諾，但距減排目標仍存在較大差距，關(guān)鍵是缺少切實可行的路徑方案?；茉催^度使用是造成氣候變化的根源，實現(xiàn)全球“碳中和”，關(guān)鍵要加快能源綠色低碳轉(zhuǎn)型，構(gòu)建安全、高效、清潔的新型能源體系[1-2]。風電、光伏等新能源作為推動全球能源清潔轉(zhuǎn)型的主導力量，其大規(guī)?；鼗_發(fā)與新興化工產(chǎn)業(yè)及高碳產(chǎn)業(yè)發(fā)展聯(lián)動，在清潔能源生產(chǎn)側(cè)和消費側(cè)實現(xiàn)雙重替代，對保障能源、經(jīng)濟、社會、環(huán)境可持續(xù)協(xié)調(diào)發(fā)展具有重要意義。全球光伏、風電適宜集約化規(guī)?；_發(fā)的資源潛氣候多變，需要根據(jù)當?shù)刭Y源條件和電網(wǎng)發(fā)展水平，制定差異化的新能源基地開發(fā)策略。例如，中國西部北部，處于水電資源豐富區(qū)域的風光資源區(qū)域，如西南以及西北靠近西南區(qū)域，可采用“水風光協(xié)同”開發(fā)模式[4-7]；對于水電資源不足地區(qū)，如三北沙戈荒地隨著“碳中和”目標的穩(wěn)步推進，全球清潔電力 474 的需求迅速增長，新能源資源的開發(fā)范圍也將不斷擴大，新能源基地的建設(shè)或?qū)纳掣昊倪吘壍貐^(qū)向遠離主網(wǎng)的腹地擴展。與水電資源豐富的地區(qū)相比，偏遠且水電資源不足地區(qū)的新能源基地開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)更加突出：一是周邊綠色低碳的靈活調(diào)節(jié)手段不足，難以通過大規(guī)模利用水電和抽蓄為新能源基地提供調(diào)節(jié)資源，日內(nèi)電力平衡和長期季節(jié)電量平衡難度加大；二是新能源基地大多位于電網(wǎng)邊緣地區(qū)、遠離負荷中心，資源開發(fā)與消納嚴重依賴外送通道，存在主網(wǎng)對基地支撐能力弱和消納困難等問題；三是當前“風光火”的開發(fā)方式與能源電力行業(yè)降碳需求之間存在矛盾，火電擠占了部分綠電的消納空間，同時無法滿足下游用電企業(yè)對綠電的需求，對其產(chǎn)品綠色認證帶來制約[10-11]。為克服這些挑戰(zhàn)，偏遠且水電資源不足地區(qū)的新能源開發(fā)亟需創(chuàng)新發(fā)展模式，探索出一種能夠兼顧靈活調(diào)節(jié)、高效輸送、充分消納、清潔低碳等要當前，許多學者對中國新能源基地開發(fā)利用開展了相關(guān)研究。文獻[12-13]分析了電網(wǎng)發(fā)展面臨的新形勢和新能源規(guī)?；尤牒蟠嬖诘膯栴}，探討了擴大電網(wǎng)互聯(lián)對提高電力系統(tǒng)供電可靠性和安全穩(wěn)定水平的作用。文獻[14-16]從靈活調(diào)節(jié)資源配置方面研究了各類儲能技術(shù)、柔直技術(shù)、構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)對提升系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力和新能源基地開發(fā)外送規(guī)模的作用。文獻[17-22]總結(jié)了影響新能源消納的關(guān)鍵因素，分析了電氫協(xié)同利用的可行方式和經(jīng)濟效益。文獻[23-25]著重對煤電靈活性改造和CCUS技術(shù)應(yīng)用進行了分析，并探討了煤電清潔低碳發(fā)展與支撐新能源開發(fā)的相互影響。上述研究中，新能源基地的功能定位大多為發(fā)電外送，利用電氫協(xié)同的開發(fā)模式也多以與大電網(wǎng)互聯(lián)關(guān)系進行區(qū)分。尚未有研究針對偏遠且零碳/低碳調(diào)節(jié)資源不足地區(qū)的新能源開發(fā)，拓寬新能源基地開發(fā)定位，以市場競爭力為評判標準，利用電-氫-碳耦合關(guān)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織提出的《以電-氫-碳耦合方式協(xié)同推進新能源大規(guī)模開發(fā)與煤電綠色轉(zhuǎn)型》已列入中國科協(xié)2024十大前沿科學問題，力求通過“一減一加”兩方面發(fā)力推動能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型。作為“以電-氫-碳耦合方式協(xié)同推進新能源大規(guī)模開發(fā)與煤電綠色轉(zhuǎn)型”問題系列研究成果的組成部分，本文提出了基于電-氫-碳協(xié)同的新能源基地發(fā)展思路和開發(fā)模式，為靈活支撐新能源基地開發(fā)消納、降低煤電低碳改造和CO2固化利用難度提供了綜合解決渠道，通過深入分析綠氫及氨/甲醇等氫基產(chǎn)品制取工藝對新能源發(fā)電的適應(yīng)性，評估了氫/氨/甲醇等綠色氫基產(chǎn)業(yè)與新能源基地協(xié)同開發(fā)的市場競爭力與經(jīng)濟效益，分析了不同發(fā)展時期電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式的適用性及應(yīng)用時序；以中國三北地區(qū)和北非地區(qū)為例，展望了新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式的全球應(yīng)用1電-氫-碳協(xié)同的新能源基地發(fā)展思路電、氫、碳作為現(xiàn)代社會中不可或缺的能源形式，在特定應(yīng)用領(lǐng)域滿足著用能需求。電-氫-碳協(xié)同發(fā)展通過構(gòu)筑低/零碳清潔的能源-物質(zhì)轉(zhuǎn)換體系，綜合發(fā)揮了電、氫、碳自身的優(yōu)點和作用，在更廣泛的應(yīng)用領(lǐng)域相互轉(zhuǎn)化、互為補充。其中，電、氫是指綠電和綠氫，作為清潔能源替代火電和“灰氫”，同時綠氫作為綠電的媒介，在難以直接應(yīng)用電力的場景實施廣義電能替代；碳是指以煤為代表的化石能源降碳、碳捕集及利用技術(shù)，捕集的CO2通過氫-碳合成甲醇、乙烯等產(chǎn)品，令已排放的碳元素再次參與到能源生產(chǎn)、配置和消費中，既滿足了能源電力、工業(yè)領(lǐng)域的碳減排需求，也為其他行業(yè)排放的CO2提供了綜合利用渠道，最終實現(xiàn)碳元素的循環(huán)利用和“自平衡”重塑[26]?；陔?氫-碳協(xié)同的新能源基地開發(fā)是將綠電、綠氫及綠色氫基產(chǎn)品與CO2減排和利用，通過技術(shù)對接、供需銜接、產(chǎn)業(yè)承接等方式結(jié)合起來，形成“靈活資源就近協(xié)同、電氫（氨/甲醇）生產(chǎn)并舉、上下游產(chǎn)業(yè)共同發(fā)力”的新發(fā)展思路，統(tǒng)籌解決偏遠、水電資源不足地區(qū)新能源開發(fā)通道有限送出難、調(diào)節(jié)資源不足穩(wěn)定供應(yīng)難、應(yīng)用范圍有限消納難以及“風光火”開發(fā)方式降碳難的四大問題，主要涵蓋綠電與綠氫生產(chǎn)協(xié)同，綠電與綠氨/甲醇等氫基產(chǎn)品生產(chǎn)協(xié)同，綠電/氫與煤電低碳轉(zhuǎn)型協(xié)同，也可與冶金、化工等傳統(tǒng)高載能產(chǎn)業(yè)協(xié)同，如圖1所示。協(xié)同過程中，一方面利用氫/氨/甲醇制取工藝的靈活性，配套儲電/氫/氨、氫/氨發(fā)電以及火電富氧燃燒、摻氫/摻氨發(fā)電，為新能源基地提供全時間尺度的零碳調(diào)節(jié)資源[27]，解決新能源基地周邊低碳調(diào)節(jié)資源匱乏、配套調(diào)節(jié)煤電需要降碳等問題。另一方面，新能源基地開發(fā)通過“綠電制取綠氫/氨/甲醇，就近消納和外送并舉”，促進綠電、綠氫在化工、冶金、建材等高載能產(chǎn)業(yè)和氫基化工產(chǎn)業(yè)中的應(yīng)用[28-29]，實現(xiàn)新能源基地開發(fā)與區(qū)Vol.7No.5劉澤洪，等：電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究475域產(chǎn)業(yè)聯(lián)動發(fā)展，大幅提高新能源消納能力，同時推風、光電電風、光電電氫儲氫氧/富氧氫氫氫氫氫電電摻氫/氫降碳碳電碳碳氫電氫Fig.1Schematicdiagramofthedevelopmentenergybasesbasedonelectricity-hydrogen-carbons除大規(guī)模儲能、儲氫以及氫發(fā)電技術(shù)外，影響電-氫-碳協(xié)同效果的關(guān)鍵技術(shù)主要集中在氫/氨/甲醇電制氫是電-氫-碳協(xié)同中銜接上游新能源發(fā)電和下游化工生產(chǎn)的核心技術(shù)，目前主要有堿性電解槽（protonexchangemembrane，PEM）、陰離子交換膜電解槽（anionexchangemembrane，AEM）和高溫固體氧化物電解槽（solidoxideelectrolysiscell，SOEC）等技術(shù)[30-31]，其技術(shù)特征和參數(shù)對比如表1所示。Table1Comparisonoftechnicalcharacteristicsand℃m3/hkWh/m3%%其中，AEC制氫技術(shù)成熟、產(chǎn)業(yè)化程度高且價格低廉，是當前大規(guī)模電制氫的主力技術(shù)，但其靈活調(diào)節(jié)存在兩大問題：一是負荷調(diào)節(jié)范圍相對較窄，大部分在運電解槽工作在滿載負荷的40%~50%及以上；二是動態(tài)響應(yīng)速度慢，難以快速啟停，耐波動和耐沖擊性能不足。PEM技術(shù)靈活調(diào)節(jié)性能較優(yōu)，單槽最小負荷可低至0，具備全負荷調(diào)節(jié)能力，甚至可通過短時過負載（最大可達約60%）提供額外負荷增量，并且相比于AEC，電解效率高，具有啟動時間短和響應(yīng)時速度及功率調(diào)節(jié)達到s級，更加適應(yīng)新能源基地風光出力波動較大等場景，但其成本相對較高，目前處于商業(yè)化初期階段。AEM技術(shù)結(jié)合AEC與PEM的優(yōu)點，具有良好的靈活性和經(jīng)濟性，目前尚處于研發(fā)階段。SOEC技術(shù)電解效率最高，主要缺點是設(shè)備使用壽命大規(guī)模電制氫作為靈活調(diào)節(jié)資源參與新能源基地開發(fā)時，需要兼顧適應(yīng)風光波動和低成本。近期可以采用混合技術(shù)方式，綜合利用AEC的成本優(yōu)勢以及PEM的靈活調(diào)節(jié)能力[32]；遠期一方面降低PEM的商業(yè)成本，另一方面仍需通過技術(shù)進步提升AEC制氫系統(tǒng)自身的靈活性，如利用柔性制氫技術(shù)提升電制氫與風光發(fā)電匹配性，可采用全控電力電子器件和脈沖寬度調(diào)制技術(shù)改造制氫電源，并通過電氫協(xié)同動態(tài)控制算法進一步改善制氫負荷并網(wǎng)特性[33]。目前，柔性制氫技術(shù)可以將單槽最小負荷降低到20%，滿功率運行的預(yù)計未來參與新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)的電制氫技術(shù)短期內(nèi)仍以AEC技術(shù)為主，調(diào)節(jié)范圍在20%~100%，具備min級調(diào)節(jié)能力；中期采用AEC和PEM的組合技術(shù)，PEM比例逐步增大；遠期向低成本 476 2.2合成氨技術(shù)合成氨是指采用哈伯法，將氮和氫在高溫、高壓和催化劑作用下直接合成的氨，其碳排放量主要取決于生產(chǎn)氫氣的原料和工藝，采用煤制氫和天然氣制氫為降低合成氨碳排放，有三種技術(shù)路線[34]：第一代技術(shù)（藍氨）路線采用碳捕集方法降低或消除現(xiàn)有合成氨的碳排放，多被認為是一種過渡手段；第二代技術(shù)路線仍然采用哈伯法合成氨，但使用綠氫替代煤制氫，此法生產(chǎn)的氨通常被稱作綠氨，如圖2所示；第三代技術(shù)路線采用氮氣直接電還原制氨，這條技術(shù)路徑可調(diào)節(jié)性好，但目前還存在反應(yīng)選擇性差、反應(yīng)速度慢、實際能量轉(zhuǎn)化效率低等缺點，尚處于實驗室研究階段。綜合考慮技術(shù)可行性、經(jīng)濟性等因素，本文認為第二代技術(shù)（綠氫+哈伯法制綠氨）較為成熟，可以在現(xiàn)有合成氨工藝的基礎(chǔ)上進行改造，是目前及 N NN,H,NH H ON,HFig.2Theprincipleofgreenhydrogenprocessfor能以周、月級別的時間尺度進行調(diào)節(jié)，基本屬于連續(xù)穩(wěn)定的剛性生產(chǎn)過程，無法靈活調(diào)節(jié)。主要原因是：①合成氨是放熱反應(yīng)，在低負荷下整個系統(tǒng)產(chǎn)熱減少，會對系統(tǒng)的換熱體系造成沖擊，產(chǎn)生“溫度塌方”問題；②合成氨是體積減小的反應(yīng)，低負荷下合成回路壓力下降，影響反應(yīng)系統(tǒng)穩(wěn)定性；③傳統(tǒng)合成氨控制系統(tǒng)延遲性較大，無法滿足快速自動控制要求；④合成氨反應(yīng)在高溫高壓環(huán)境下進行，頻繁調(diào)節(jié)負荷運行工況增加系統(tǒng)安全風險[35]。若剛性合成氨為配合風光的季節(jié)性變化按月調(diào)整生產(chǎn)計劃，一般為新能源大發(fā)季節(jié)滿負荷生產(chǎn)，小風弱光季節(jié)通過安排設(shè)為適應(yīng)新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)，剛性合成氨的柔性改造是解決新能源發(fā)電和綠氫制取波動與傳統(tǒng)哈伯法連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)過程之間矛盾的關(guān)鍵技術(shù)，有裝置小型化和柔性工藝兩種策略。裝置小型化是將大型的綠氨生產(chǎn)系統(tǒng)拆分為多套電解水制氫裝置和合成氨裝置，配合新能源的波動，調(diào)整生產(chǎn)計劃，多套裝置組合輪替運行。由于化工生產(chǎn)存在規(guī)模效應(yīng)，一般大規(guī)模生產(chǎn)裝置的單位產(chǎn)能成本低于小規(guī)模生產(chǎn)裝置的單位產(chǎn)能成本，因此這一策略經(jīng)濟性較差，目前尚未有項目實際應(yīng)用。柔性工藝是對哈伯法合成氨系統(tǒng)本身進行柔性改造，開發(fā)適應(yīng)柔性生產(chǎn)模式的合成氨工藝和調(diào)控技術(shù)，解決綠氫供應(yīng)量波動、生產(chǎn)負荷不確定造成的生產(chǎn)穩(wěn)定性、安全性與經(jīng)濟性多目標優(yōu)化調(diào)控問題，實現(xiàn)一定程度的負荷調(diào)節(jié)能力。柔性合成氨工藝相較傳統(tǒng)工藝需要增加更多的控制設(shè)備，裝置合成氨項目國內(nèi)已有在建示范項目，預(yù)計2030年實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用，調(diào)節(jié)范圍在30%~100%，能夠根據(jù)風光出力按日調(diào)節(jié)；未來隨著技術(shù)的進步，調(diào)節(jié)范圍有望達到10%~100%。不同調(diào)節(jié)范圍的柔性合成氨負荷特1011日 （a）調(diào)節(jié)范圍30%~100%時柔性合成氨負荷特性111日 （b）調(diào)節(jié)范圍10%~100%時柔性合成氨負荷特性Fig.3Loadingcharacteristicsofflexiblesyntheticammonia2.3合成甲醇技術(shù)其工藝流程如圖4所示。國外甲醇生產(chǎn)原料主要是天CO2生成甲醇，是制取甲醇的新途徑，不僅生產(chǎn)過程Vol.7No.5劉澤洪，等：電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究477本身清潔零碳，還可以將其他途徑排放的CO2固化利用，如通過捕集火電排放的CO2生產(chǎn)甲醇，可以有效HFig.4Schematicdiagramofsyntheticmethanolprocess與合成氨類似，傳統(tǒng)合成甲醇也是連續(xù)穩(wěn)定的剛性生產(chǎn)過程。與合成氨相比，合成甲醇是一個更為復雜的動態(tài)、連續(xù)、非線性的工程系統(tǒng)，實現(xiàn)柔性生產(chǎn)難度更大，反應(yīng)體系的快速自動控制和催化劑難以承受負荷波動等問題是實現(xiàn)柔性生產(chǎn)面臨的關(guān)鍵難題。目前的柔性合成甲醇技術(shù)能承受的負荷波動范圍在60%~100%，隨著控制技術(shù)、催化劑等問題的解決，柔性合成甲醇負荷調(diào)節(jié)范圍有望擴大至30%~100%。不同調(diào)節(jié)范圍的柔性合成甲醇負荷特性如圖5所示。1011日 1011日 Fig.5Loadcharacteristicsofflexiblesyntheticmethanol2.4煤電機組的碳捕集及其靈活調(diào)節(jié)改造技術(shù)燃煤發(fā)電當前及未來一段時間仍將作為重要的調(diào)節(jié)性電源支撐新能源開發(fā)，利用碳捕集與封存技術(shù)對現(xiàn)役機組實施深度調(diào)峰改造，是解決煤電綠色轉(zhuǎn)型的重要技術(shù)應(yīng)用趨勢。碳捕集技術(shù)分為燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒捕集三類[37]。燃燒前捕集技術(shù)的碳基燃料燃燒前物質(zhì)轉(zhuǎn)換步驟復雜，CO2體積分數(shù)及捕集效率低、設(shè)備成本高，不適用于大規(guī)模燃煤電廠改造。燃燒后捕集技術(shù)是通過系統(tǒng)尾部煙氣分離實現(xiàn)CO2捕捉，對現(xiàn)有燃煤發(fā)電系統(tǒng)運行方式影響小，但能耗較高、效率較低。富氧燃燒捕集技術(shù)是在碳基燃料燃燒過程中，將氧氣與循環(huán)煙氣混合作為氧化劑，替代氮氣含量較高的空氣，送入爐膛燃燒，避免氮氣稀釋尾部煙氣，產(chǎn)生的氣體僅包括H2O和CO2，且CO2體積分數(shù)高達不再需要捕獲步驟，如果可以低成本或者零成本地獲取純氧，利用富氧燃燒技術(shù)實現(xiàn)碳捕集的成本低于燃燒后捕集技術(shù)[38]。在燃煤機組深度調(diào)節(jié)技術(shù)中，除供熱機組需考慮熱電解耦問題外，大部分機組主要需解決低出力方式下的鍋爐易熄火、難穩(wěn)燃的問題。目前，國際上純凝火電機組在不投油情況下最小穩(wěn)燃技術(shù)出力約為20%~25%額定功率，有研究[39-40]表明燃煤機組利用純氧強化燃燒，可降低煤粉的著火溫度，在不投油的情況下，最低穩(wěn)燃技術(shù)出力下限達到15%額定功率，比新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)過程中，對已經(jīng)采用“風光火”方式開發(fā)的配套煤電機組實施富氧燃燒碳捕集改造，充分利用電制氫的副產(chǎn)氧氣作為純氧獲取來源，減少富氧燃燒改造的空分設(shè)備投入，降低碳捕集成本，同時可增加燃煤機組靈活調(diào)節(jié)改造深度，3新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模型電-氫-碳協(xié)同過程鏈條長、涉及技術(shù)復雜，協(xié)同難點在于既要解決新能源波動性對電制氫調(diào)節(jié)能力的挑戰(zhàn)、電制氫波動與后續(xù)產(chǎn)業(yè)連續(xù)運行工況的矛盾，又要以經(jīng)濟性較優(yōu)的配置方式兼顧滿足新能源電力可 478 本文將新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)過程從能源生產(chǎn)到形成產(chǎn)品簡化為新能源發(fā)電、電制氫、合成氨/之間，通過配置儲能提升電制氫運行工況對新能源出力波動的適應(yīng)能力，利用儲氫在波動制氫和后續(xù)化工用氫之間構(gòu)建緩沖，并輔以氫發(fā)電滿足新能源發(fā)電季節(jié)調(diào)節(jié)需求，但大規(guī)模配置儲能、儲氫、氫發(fā)電設(shè)備會推高協(xié)同開發(fā)的投資成本，影響綠電及綠色氫/氨/合成氨/甲醇等H2NHH2NHFig.6Themainlinkofelectric-hydrogen-carbonsynergy本文建立了一種以全系統(tǒng)總成本最低為目標的新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模型。模型主要包括新能源發(fā)電、電制氫、氫發(fā)電、電化學儲能、儲氫、氨/醇協(xié)同開發(fā)關(guān)鍵是根據(jù)發(fā)電需求、生產(chǎn)工藝和新能源資源特點，優(yōu)化各個設(shè)備單元的配置容量和運行方式，實現(xiàn)全系統(tǒng)的電力電量、氫以及碳的能源-物質(zhì)轉(zhuǎn)換平衡，在滿足外送電力、制取氫/氨/甲醇用電需求的基礎(chǔ)上，求解最佳風光配置及儲能、儲氫、氫發(fā)電規(guī)式（1）表示新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模型以全系統(tǒng)總成本最低為目標。為便于分析，式中所有成本費用均折算為研究水平年的現(xiàn)值，C表示電-氫-碳協(xié)同開發(fā)系統(tǒng)的年化費用，Cinv為系統(tǒng)投資總費用，Coper為年運行費用。其中：式中：A為新建發(fā)電設(shè)備集合，主要考慮風光等新能源發(fā)電、儲能、氫發(fā)電、火電；B為新建氫基產(chǎn)品生產(chǎn)和利用設(shè)備集合，包括電解槽、儲氫、合成氨/甲醇電-氫轉(zhuǎn)換效率氫/氨/甲醇用電需求否否是是否是否否是是是Fig.7Themodelandsimulationprocessofnewenergybaseelectric-hydrogen-carbonsynergisticdeve以及碳捕集和存儲設(shè)備；IC表示設(shè)備年化單位投資成本；OC為運行成本；GH為仿真模擬設(shè)備的平均發(fā)電小時/利用小時數(shù)；c為各設(shè)備的最佳優(yōu)化容量，是求3.2能量-物質(zhì)平衡力狀態(tài)的實時電力平衡。式中：P表示新能源基地所有電源出力及用電負荷，下標RES、BS、HV、FV分別表示新能源電源、儲能、氫發(fā)電、燃煤發(fā)電，LD、LH、LA表示外送電力、制氫負荷以及合成氨/甲醇等PBS,t為正數(shù)代表放電，負數(shù)代表充電。式（5）模擬了全系統(tǒng)電量平衡，新能源基地所有機組的發(fā)電量等于用電量，由于儲能的充放電過程以及電-氫-電的轉(zhuǎn)換過程均存在一定能量損失，因此在全系統(tǒng)電量平衡中需要考慮儲能和電-制氫-氫發(fā)電過程的電量損失。式中：E表示電量；α、γ分別表Vol.7No.5劉澤洪，等：電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究479示儲能充放電效率、電-氫-電綜合轉(zhuǎn)換效率。ERES+EFV=ELD+ELH+ELA+(1?α)EBS+(1?γ)EHV（5）此外，調(diào)峰平衡需要滿足新能源基地配置的儲能以及其他可調(diào)電源能夠提供的調(diào)峰容量不小于系統(tǒng)負荷與新能源出力波動產(chǎn)生的調(diào)峰需求。文獻[45-46]已甲醇負荷作為調(diào)節(jié)資源之一，需要對其引入調(diào)節(jié)能力0<β<1，β取值與電解槽類型、研究水平年技術(shù)發(fā)展有關(guān)；UPLH、DPLH分別為電解槽每個時段允許的上、下調(diào)出力；PLA表示合成氨/甲醇滿負荷功率；χ表示合成氨/甲醇允許低負載運行的最小負荷率，0.3<χ<1，χ取值與后續(xù)氫能利用的選擇、研究水平年的生產(chǎn)工藝有關(guān)；UPLA、DPLA分別為合成氨/甲醇每時段允許的3.2.2氫平衡全系統(tǒng)保持氫平衡主要體現(xiàn)在兩方面，一是電解槽制造的氫氣滿足外送氫氣以及氫發(fā)電、合成氨/甲醇ΣH=ΣHV+ΣHL+ΣHU（10）+Ht?(HV,t+HAN,t+HL,t)（11）式中：H、HV、HL、HU分別表示電解槽制氫量、發(fā)電功率的關(guān)系、發(fā)電用氫進氫速率與發(fā)電功率的關(guān)系。式中：αE→H是電解槽電-氫轉(zhuǎn)換效率；αH→E是氫發(fā)電的氫-電轉(zhuǎn)換效率；LHV是氫的熱值。Ht=PLH,tαE→H/LHV（13）HV,t=PHV,tαH→ELHV（14）量、耗氫量與生產(chǎn)功耗的關(guān)系。式中：Mt為氨/甲醇的單位時間產(chǎn)量；φ為氨/甲醇的反應(yīng)效率；λ為合成氨/HU,t=Mt/φ（15）3.2.3碳平衡合成甲醇的碳源來自煤電機組發(fā)電，式（17）模擬煤電機組輸出功率與CO2產(chǎn)生量的關(guān)系。式中：Oc,t為煤電機組t時刻的CO2排放量；μc為燃煤機組的CO2與氫平衡類似，保持碳平衡主要體現(xiàn)在兩方面：一是火電排放CO2的捕集量與合成甲醇所需的CO2量相等，即沒有額外的碳排放；二是CO2儲存設(shè)備容量c,tΣOCCUS=ΣOout（21）式中：OtCUS為t時刻碳捕集系統(tǒng)的CO2捕集量；δ為碳捕集系統(tǒng)的捕集率；VtCO和Vt是CO2儲存設(shè)備在時段t和t-1的CO2剩余量；O,為t時刻合成甲醇的CO2消耗量；V是CO2儲存設(shè)備此外，根據(jù)化學反應(yīng)的質(zhì)量守恒定律，電解水產(chǎn)制氫副產(chǎn)氧氣為氧源，燃煤機組富氧燃燒的發(fā)電出力。其中：MrH、MrO分別為氫氣、氧氣的相對分子質(zhì)量；μO?C為氧轉(zhuǎn)換為碳的質(zhì)量比例系數(shù)；LHVC是PFV,t=Oo,tμO?CLHVCηFV（24新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式的市4.1協(xié)同模式分類偏遠、水電資源不足地區(qū)，特別是沙戈荒區(qū)域的新能源基地，大多處于電網(wǎng)末端或尚未覆蓋電網(wǎng)，周邊用電需求有限并遠離東部受端電網(wǎng)。新能源基地多以點對點、點對網(wǎng)方式通過專用輸電通道與主網(wǎng)聯(lián)接，或是直接參與綠電綠氫一體化示范工程的建設(shè)，上/下網(wǎng)電量較低且有明確比例限制[47]主網(wǎng)之間多為離網(wǎng)或弱交互的單向送電關(guān)系。因此，本文不考慮新能源基地與主網(wǎng)的關(guān)系，而選擇從消費市場的角度，根據(jù)新能源基地開發(fā)的目的及定位，將 480 新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式分為三種，分別是外送電力模式、生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品模式、兼顧外送電力和生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品模式。各模式的產(chǎn)品形式、電-氫-碳協(xié)同的設(shè)備及作用如表2所示，參與電-氫-碳協(xié)同的設(shè)備以及電/氫/碳流向示意如圖表2新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式Table2Newenergybaseelectric-hydrogen-carbonsynerg協(xié)同模式1合成甲醇+火電富氧電制氫+儲能+儲氫+電制氫+儲能+儲氫+電制氫+儲能+儲氫+合成甲醇+火電富氧煤電及CCS合成甲醇所需CO富氧燃燒輸氨/甲醇所需O輸氨/甲醇輸氫儲氫/制氨/甲醇輸氫儲氫/制氨/甲醇儲氫及氫發(fā)電短時儲能輸電用能終端新能源基地用能終端Fig.8Schematicdiagramofthenewenergybasedevelopmentmodelofelectric-hydrogen-carbonsynergy協(xié)同模式1：新能源基地在滿足外送電力的基礎(chǔ)上，利用制氫、儲氫以及氫發(fā)電等環(huán)節(jié)，作為支撐新能源基地開發(fā)外送的可調(diào)節(jié)電源，利用富余電量制氫，并將氫存儲，用于氫發(fā)電，解決送電需求與新能協(xié)同模式2：新能源基地開發(fā)以生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品為目的，綠電-氫/氨/甲醇生產(chǎn)作為可調(diào)節(jié)負荷，根據(jù)風光出力動態(tài)調(diào)節(jié)，負荷特性貼近新能源出力特性，實現(xiàn)高效消納新能源發(fā)電量、降低短時儲能配置需求。其中，合成氨/甲醇過程中，配置儲氫作為新能源發(fā)電、電制氫與合成氨/甲醇之間的緩沖；合成甲醇的碳源由火電加CCS提供，火電富氧燃燒充分利用電協(xié)同模式3：新能源基地開發(fā)兼顧外送電力和生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品的需求，綠電-氫/氨/甲醇生產(chǎn)協(xié)同，4.2基于市場競爭力的協(xié)同模式可行性分析生產(chǎn)成本是判斷市場競爭力的關(guān)鍵因素。當前，采用AEC制取綠氫的平均成本約25.2元/kg，采用PEM制約綠氫發(fā)展的最大阻礙，市場環(huán)境下的用氫企業(yè)難以大規(guī)模消納“昂貴”的“綠氫”，化石能源制氫成本如表3所示。因此，能否降低綠電與綠色氫基產(chǎn)品生產(chǎn)成本、提升其在終端消費市場的競爭力成為評判新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式的合理性和具備應(yīng)本文選擇中國蒙西沙戈荒區(qū)域某新能源基地為例，分析新能源基地電-氫-碳協(xié)同三種開發(fā)模式的生產(chǎn)運行情況、電/氫/氨/甲醇的生產(chǎn)成本及綜合收益。算例中，外送電力規(guī)模為1000萬kW，送電曲線形態(tài)Table3Economiccomparisonofmainhydrogenproductiontechnologies-1）Vol.7No.5劉澤洪，等：電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究481甲醇年產(chǎn)量由制氫量折算。相關(guān)邊界條件和參數(shù)詳見4.2.1協(xié)同模式1在滿足新能源基地電力外送需求后，制氫負荷根據(jù)電量富余情況動態(tài)調(diào)整，電制氫配套儲氫及氫發(fā)電作為調(diào)節(jié)電源承擔跨季節(jié)電量調(diào)節(jié)作用，制氫用電量與氫發(fā)電電量間呈現(xiàn)季節(jié)性平移特點。協(xié)同模式1的典型日運行生產(chǎn)模擬如圖9所示，各月制氫用電量、16160風光Fig.9Typicaltimeconsumptionofmode10Fig.10Proportionofelectricityconsumptionproductionandhydrogenpowergeneration隨時間推移，電制氫負荷調(diào)節(jié)能力有所提高，短時儲能規(guī)模需求大幅降低。氫發(fā)電規(guī)模則由送電需求和風光出力的季節(jié)性差異決定，各水平年規(guī)模變化較小。本算例中，以外送電力規(guī)模為基準，配置電制氫及氫發(fā)電規(guī)模分別為1/3、1/2的基準規(guī)模，可解決3倍至0.28元/kWh，相對三北地區(qū)燃煤標桿電價0.25~0.37元/kWh的價格優(yōu)勢不明顯，但送出電力的電能質(zhì)量較高，且與受端電網(wǎng)負荷特性高度貼合，受端電網(wǎng)未增加額外調(diào)節(jié)壓力；2040年后發(fā)電成本低于0.2元/kWh，若將新能源電力送至中東部地區(qū)，考慮0.1元/kWh的輸電價后仍低于0.36~0.5元/kWh的受端地區(qū)燃煤標桿電價，具備較強競爭力。協(xié)同模式1的電解槽、儲能、0 ●LCOE電解槽氫發(fā)電短時儲能儲氫 ●LCOE04.2.2協(xié)同模式2僅制取綠氫時，電制氫負荷特性貼近新能源出力特性，進行逐小時調(diào)整，呈“荷隨源動”的特點，但近期電制氫負荷調(diào)節(jié)范圍無法達到0~100%，為滿足電解槽最小負荷用電要求，需要額外配置短時儲能，儲能規(guī)模隨制氫設(shè)備調(diào)節(jié)能力提升而降低，電解槽調(diào)節(jié)能力每提升1%，可降低2%~3%儲能配置需從生產(chǎn)成本來看，2030年前后，綠氫成本可由18元/kg降至13元/kg，相對藍氫具備一定競爭力，相對灰氫仍不具價格優(yōu)勢，需要碳稅政策支持，按照1kg灰氫碳排放量25kg進行測算，碳價達到150元/t時，綠氫成本可與灰氫持平。2040年前后，綠氫成本預(yù)計低于10元/kg，即使不考慮碳價，綠氫價格優(yōu)勢已明顯高于化石能源制氫。協(xié)同模式2制氫的電解槽、儲能、1616016160Fig.12Typicaltimeconsumptionofmo 482 02023年2030年2040年2電解槽短時儲能LCOH50Fig.13Regulationresourceallocationcostofmode2增加合成氨/甲醇的用氫環(huán)節(jié)后，考慮當前合成氨、合成甲醇為剛性生產(chǎn)過程，且電制氫調(diào)節(jié)能力有限，需要大量儲能提供短時靈活性，儲氫、氫發(fā)電提供長時間尺度靈活性，儲能規(guī)模隨電制氫調(diào)節(jié)能力提高而降低，儲氫需求則受柔性工藝應(yīng)用及其調(diào)節(jié)能力影響。與合成氨相比，合成甲醇不需要電-氫-電的轉(zhuǎn)換提供長時間尺度的靈活性，提供碳源的火電也可有從生產(chǎn)成本來看，當前綠氨成本已經(jīng)與煤制合成氨的市場價格相當，約3700元/t；2030年綠氨成本可降至2000元/t，低于煤制氨成本，具備實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用和全面推廣的經(jīng)濟條件；2040年、2050年綠氨成本00成本/(元t)電解槽氫發(fā)電短時儲能儲氫氨成本00成本/(元t)電解槽火電短時儲能儲氫甲醇成本Fig.14Regulationresourceallocatiproductioncostsofmode2的合成氨方式之一，協(xié)同模式2制氨的電解槽、儲能、成綠色甲醇成本較高，約3500元/t，遠高于煤制甲醇的市場價格（2500元/t2030年，柔性合成甲醇實現(xiàn)與煤制甲醇市場價格持平，有望實現(xiàn)規(guī)模化推廣；2040年、2050年前后，綠色甲醇成本可分別降至1800元/t、1500元/t以下，成為最具競爭力的合成甲醇方式之一，協(xié)同模式2制甲醇的電解槽、儲能、儲氫、火4.2.3協(xié)同模式3荷規(guī)模增大，能夠提供更大的調(diào)節(jié)空間，儲能需求減0模式1模式3電/氫兼顧模式3電/氨兼顧模式3電/甲醇兼顧成本/(元t)050成本/(元kg)模式3電/甲醇兼顧mm模式2制甲醇模式3電/甲醇兼顧mm模式2制甲醇模式3電/氫兼顧Vol.7No.5劉澤洪，等：電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究483功率/萬kW159212529159212529333741454953576165697377818589939750004000300020001000時序/h火電外送電風電電化學儲能綜合負荷火電外送電風電電化學儲能綜合負荷未利用光伏未利用風電 化工用電電解氫（a）剛性制氨159159 Fig.17Thetypicaltimeconsumptionofmode3for協(xié)同模式3兼顧電/甲醇生產(chǎn)的典型日運行生產(chǎn)模159159 159159 Fig.18Thetypicaltimeconsumptionofmode3for4.3新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式應(yīng)用路徑綜合對比綠電成本與燃煤標桿電價間的競爭力、綠色氫/氨/甲醇成本與煤制氫/氨/甲醇成本間的競爭力，以及新能源基地開發(fā)的綜合收益，2030年碳達峰前，新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)以生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品為主的經(jīng)濟效益相對較優(yōu)，其中綠氨的市場競爭力最強，綠氫、綠醇次之。2040年以后，隨著風光發(fā)電、電解槽、氫發(fā)電以及儲氫等設(shè)備投資成本降低，以及合成氨/甲醇柔性工藝的成熟應(yīng)用，無論是以外送電力為主、還是以生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品為主，或是二者兼顧的新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式，其發(fā)電成本和制氫成本均同步大幅降低。其中，兼顧外送電力和生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品的協(xié)同開發(fā)模式3經(jīng)濟效益優(yōu)于其他兩種協(xié)同開發(fā)模式。該模式下，制/用氫環(huán)節(jié)需要調(diào)整生產(chǎn)計劃，支撐新能源電力外送，導致氫/氨/甲醇生產(chǎn)成本略有提升，但其發(fā)電成本大幅下降，售電、售氫/氨/甲醇的綜合收益高于分別采用外送電力模式、生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品模式生產(chǎn)相同體量綠電及綠-30-30-80-130Fig.19Comparisonofecmode2考慮偏遠、水電資源不足地區(qū)新能源開發(fā)面臨的問題，現(xiàn)階段至2030年的電-氫-碳協(xié)同過程中，電制氫的主要作用以就近平抑新能源功率波動為主，氫發(fā)電尚不具備支撐新能源基地大規(guī)模外送、平衡新能源發(fā)電季節(jié)性波動的經(jīng)濟效益，新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式可以生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品為主，采用“新能2030年以后，電制氫及氫發(fā)電成本大幅下降，可作為新能源基地開發(fā)的配套支撐電源，發(fā)揮長時間尺度電力供需調(diào)節(jié)作用。此階段，各種協(xié)同模式下的綠色氫基產(chǎn)品生產(chǎn)成本逐步優(yōu)于煤和天然氣等方式制取 484 產(chǎn)品的成本，市場競爭優(yōu)勢開始顯現(xiàn)，同時，考慮未來單獨的綠電消納或是單獨綠色氫基市場的消費能力增長有限，從新能源基地開發(fā)的整體收益最大化、產(chǎn)品（能源）多樣化的角度，新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)可多采用兼顧送電及生產(chǎn)綠色氫基產(chǎn)品的協(xié)同模式，即采用“新能源基地與規(guī)?；兄茪湟惑w化開廣初期可優(yōu)先采用兼顧送電及生產(chǎn)綠氨的協(xié)同模式，遠期依次推動送電及生產(chǎn)綠氫并舉、送電及生產(chǎn)綠色甲醇并舉方式。新能源電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式應(yīng)用路電/氨并舉電/甲醇·并舉電/氫并舉電/氨并舉電/甲醇·并舉電/氫并舉Fig.20Schematicdiagramofthedevelopmentconceptfornewenergybasesbasedonelectricity-hydrogen-carbons新能源基地配套煤電實施富氧燃燒改造，電解水副產(chǎn)氧氣充分利用的情況下，碳捕集難度和碳捕集成本降低，以生產(chǎn)甲醇為主的電-氫-碳協(xié)同模式可提前02023年2030年2035年2040年2045電制甲醇(燃燒后捕集)電氫碳協(xié)同(富氧燃燒捕集)Fig.21Effectofmode2oxygen-richcombustiontechnologyonthecostofsyntheticmethanol新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)為全球新能源資源豐富、水電資源不足、高載能產(chǎn)業(yè)密集、能源轉(zhuǎn)型迫切的地區(qū)提供了新發(fā)展思路。從全球來看，亞洲西部與中部、非洲北部、南美洲西部等新能源資源富集且大面積覆蓋沙漠及戈壁的地區(qū)，適合率先示范新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)。三北地區(qū)是分布著中國84%的沙化土地和超過80%的風光資源[4]，區(qū)域內(nèi)新能源基地化開發(fā)潛力大、高載能產(chǎn)業(yè)密集，同時扶持新能源開發(fā)和氫基產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策傾斜大、金融支持力度高，具備電-氫-碳產(chǎn)業(yè)協(xié)同的能源優(yōu)勢、原料來源、產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)和發(fā)展驅(qū)動力。對于高載能企業(yè)來說，未來獲取優(yōu)質(zhì)低價穩(wěn)定的清潔能源是提高企業(yè)核心競爭力的關(guān)鍵，有益于推動產(chǎn)品結(jié)構(gòu)向高端化、多元化發(fā)展，提高附加值和產(chǎn)品價值，因此項目選址或?qū)A向選擇綠電、綠氫資源豐富的三北地區(qū)。預(yù)計未來，全國80%的綠氫生產(chǎn)集中在三北地區(qū)，2030年、2050年的綠氫生產(chǎn)需求分別超過800萬t、6000萬t，其中80%用于本地用氫，20%輸送到中東部地區(qū)。采用電-氫-碳協(xié)同的新能源開發(fā)思路，初步測算三北地區(qū)2030年、2050年綠氫平均生產(chǎn)成本約為13元/kg、6~7元/kg，相對低30%~40%。按照1kg綠氫需要42~55kWh的用電需求折算，可帶動新能源基地開發(fā)12億kW，可支撐綠氫貿(mào)易營收3200億元、氫基化工產(chǎn)業(yè)產(chǎn)值3100億元、綠色鋼鐵產(chǎn)量2億t，實現(xiàn)CO2減排12.5億t。在配套煤電機組低碳靈活改造方面，按照生產(chǎn)1t綠氫副產(chǎn)8t氧少可為2500萬kW煤電提供富氧燃燒碳捕集所需氧氣，同時結(jié)合煤電氨摻燒技術(shù)，摻燒50%的碳排放強度降至400g/kWh，沙戈荒基地平均發(fā)電碳排放強度降至100~150g/kWh。2030年后，電-氫-碳逐步實現(xiàn)深度轉(zhuǎn)變?yōu)榉€(wěn)定可靠的電氫/氨/甲醇聯(lián)產(chǎn)基地，整體實現(xiàn)海外地區(qū)以沙特阿拉伯為例。當前沙特阿拉伯電源裝機超過90%為火電，但新能源資源豐富，尤其是太陽能，且其國土面積70%為沙漠，新能源基地開發(fā)條件優(yōu)越，其2030年愿景提出了到2030年一半電力來自清潔能源的目標。為助力實現(xiàn)該目標，若采用新能源電-氫-碳協(xié)同發(fā)展，通過綠電與綠色氫、氨、甲醇的聯(lián)產(chǎn)，滿足國內(nèi)和出口需要。預(yù)計2050年沙特東部新能源發(fā)電綜合度電成本約1.6美分/kWh、制氫成本約0.9美元/kg，富余綠氫可就近通過達曼港海運至南歐，到岸價格約2美元/kg，海運至東亞地區(qū)的到岸價Vol.7No.5劉澤洪，等：電-氫-碳耦合促進新能源基地開發(fā)模式研究485格約2.5美元/kg，相對當前歐洲、日本等地區(qū)和國家的綠氫價格具有顯著的市場競爭力。初步測算，2050年沙特氫能生產(chǎn)總量約3820萬t，本國用氫需求約320萬t，氫能出口需求約500萬t。按綠氫3美元/kg考慮，2050年沙特綠氫出口創(chuàng)匯可達到150億美元，相對2021年石油出口量，氫能出口可替代10%的石油出口規(guī)?；_發(fā)利用新能源支撐著全球清潔能源需求的快速增長，也承載著促進相關(guān)產(chǎn)業(yè)清潔低碳發(fā)展的重任。為實現(xiàn)“碳中和”目標，深入研究新能源基地開發(fā)模式、轉(zhuǎn)變新能源基地功能定位，擴寬新能源基基于電-氫-碳協(xié)同的新能源基地開發(fā)思路將綠色氫/氨/甲醇作為調(diào)節(jié)資源，不僅解決了偏遠、水電資源不足地區(qū)零碳調(diào)節(jié)資源匱乏、電網(wǎng)支撐能力有限對新能源基地大規(guī)模開發(fā)外送的制約，更利用綠氫與綠電相互轉(zhuǎn)化能力，擴大綠電應(yīng)用領(lǐng)域，解決新能源電量消納困境；同時，電-氫-碳協(xié)同過程中綠氫及綠氨的零碳排、綠電合成甲醇對火電排放CO2的捕捉和再次利用，基本覆蓋了碳替代、碳減排、碳封存和碳循環(huán)等主要碳中和途徑，有助于全球相關(guān)產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)深度未來，電-氫-碳協(xié)同發(fā)展將是中國大力發(fā)展綠色生產(chǎn)力的重要表現(xiàn)形式，針對當前經(jīng)濟發(fā)展水平相對滯后的三北沙戈荒地區(qū)實施新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)，為新能源大規(guī)模開發(fā)消納、周邊煤電的轉(zhuǎn)型提供了新思路，也有助于將低成本的新能源資源、綠氫資源轉(zhuǎn)化為吸引產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移、帶動西部大開發(fā)、振興東北等戰(zhàn)略實施的新動力；放眼全球，在非洲北部、南美西部、中亞等“風多、光富、少水”地區(qū)，多國政府已相繼將發(fā)展綠電、氫能列為國家能源發(fā)展戰(zhàn)略，有序推廣新能源基地電-氫-碳協(xié)同開發(fā)模式，新能源資源將成為各國能源清潔轉(zhuǎn)型、發(fā)展跨國氫能貿(mào)易、增強國力、消除貧困的強心針，有望發(fā)揮更大的經(jīng)濟[1]辛保安，單葆國，李瓊慧，等.“雙碳”目標下“能源三要the“threeelementsofenergy”towardcarbonneutrality[J].ProceedingsoftheCSEE,2022,42(9):3117-3126(inChinese).[2]全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織[3]全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織.全球清潔能源開發(fā)與投資研究[M].北京：中國電力出版社，2020.[4]全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織.中國清潔能源基地化開發(fā)研究[M].北京：中國電力出版社，2023.[5]葉林，屈曉旭，么艷香，等.風光水多能互補發(fā)電系統(tǒng)日內(nèi)時間尺度運行特性分析[J].電力系統(tǒng)自動化，2018，YELin,QUXiaoxu,YAOYanxiang,etal.Analysisonintradayoperationcharacteristicsofhybridwind-solar-hydropowergenerationsystem[J].AutomationofElectricPowerSystems,2018,42(4):158-164(in[6]劉澤洪，周原冰，李雋，等.中國西北西南電網(wǎng)互聯(lián)研究LIUZehong,ZHOUYuanbing,LIJun,etal.ThestudyoninterconnectionofnorthwestandsouthwestpowergridinChina[J].JournalofGlobalEnergyInterconnection,2023,6(4):341-352(inChinese).[7]劉澤洪，梁旭明，周原冰，等.基于新型抽蓄的綠色蓄能LIUZehong,LIANGXuming,ZHOUYuanbing,etal.Researchongreenwatertransferprojectwithenergystoragebasedonnew-typepumpedstorage[J].JournalofGlobalEnergyInterconnection,2022,5(6):525-534(inChinese).[8]范蕊.煤電與新能源共擔轉(zhuǎn)型重任[J].中國電力企業(yè)管理，F(xiàn)ANRui.Coal-firedpowerandnewenergysharetheheavyresponsibilityoftransformation[J].ChinaPowerEnterpriseManagement,2023(1):31-33(inChinese).[9]劉振亞，張啟平，董存，等.通過特高壓直流實現(xiàn)大型能源基地風、光、火電力大規(guī)模高效率安全外送研究[J].中LIUZhenya,ZHANGQiping,DONGCun,etal.Efficientandsecuritytransmissionofwind,photovoltaicandthermalpoweroflarge-scaleenergyresourcebasesthroughUHVDCprojects[J].ProceedingsoftheCSEE,2014,34(16):2513-2522(inChinese).FUDahai,WANGYan,ZHANGYing.Carbonbarriersininternationaltrade:developmenttrends,impacts,andChina’scountermeasures[J].Intertrade,2024(4):25-35(inChinese).JIANGJing.ResearchontheinfluenceofonShandong’sforeigntradeexportkeyindustriesunderthe 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