全球能源互聯網發展合作組織經濟技術研究院規劃處處長梁才浩：電氫碳協同的新能源基地開發思路，就是將綠電、綠氫以及綠色氫基產品與二氧化碳的減排和利用結合起來，形成新能源基地靈活資源就近協同、電氫氨醇多措并舉、上下游產業共同發力的新發展模式，一方面為基地提供全時間尺度的零碳或者低碳的靈活調節資源，以實現綠電的穩定可靠供應。另一方面也是推動傳統高耗能產業的降碳和氫基產業的培育，以促進綠電消納，同時促進綠色低碳的發展。

我們提出了一個比較新的技術設想，利用電制氫的副產氧氣來給煤做富氧的燃燒，降低碳捕集成本，同時降低煤電深度調峰的能力。

碳耦合協同推進新能源大規模開發模式是外送電力，電氫碳協同開發的主要模式，根據產品形式和協同方式的不同，主要分為以下三種：模式一，僅外送電力;模式二，僅生產綠色氫基產品;模式三，外送電力+生產綠色氫基產品。

我們這里做了兩個關鍵的設定：一，新能源基地要整體實現零碳或者碳排放應全部重新利用。二，基地要自身解決靈活調節問題，不考慮本地大電網給它提供調節。對于產品不是甲醇的模式，主要通過儲氫和氫發電來提供長期調節。對于含有甲醇的模式，由基地配套的煤電來提供長期調節，并且煤電排放的二氧化碳要全部再次利用。

我們建立了基于全景時序生產模擬的電氫氨醇聯產優化規劃模型，實現全系統電、氫、碳、氧等能源和物質的耦合以及統籌優化，給出各設備的最佳配置容量。

考慮到產品的競爭力是這個模式成功的關鍵，我們以中國北部某地為例，做了全年8760小時的生產運行模擬，對三種模式的經濟性進行了分析，以及未來水平年的預測。對于有電力外送的模式，我們還設定了外送通道的利用小時數不低于5000小時，送電曲線按照不增加受端電網調節壓力的原則擬定。對新能源基地又提出了更高的要求。

看一下測算的結果。對于僅外送電力的模式1，我們發現電制氫搭配1.5倍電解槽規模的氫發電裝機，可以支撐3倍電解槽規模的電力外送和9～10倍電解槽規模的新能源開發。當前測算下來的發電成本大概是4毛/度，相對比較高，但是送出的是穩定可靠的綠電。預計到2030、2040、2050年發電成本有望分別降至3毛、2毛和1.5毛以下。

模式2，在僅生產綠氫的情況下，制取相同規模的綠氫需要配3倍電解槽規模的新能源，如果電解槽的調節能力能夠提升，每提升1%可以降低2%～3%的儲能需求。總體來看，當前到2030年，綠氫相對煤制藍氫將逐步具備競爭力。2040年以后價格優勢就比較明顯了。當前因為合成氨是剛性的生產過程，而且電制氫的調節能力有限，所以目前需要大量地配置儲能儲氫以及氫發電以提供短時和長時的靈活性。未來隨著電制氫調節能力提高以及柔性合成氨工藝的發展應用，生產過程就可以更好地跟風光出力相匹配，大幅降低儲能儲氫需求。測算下來當前綠氨成本在3700元/噸左右，與國內合成氨市場價格相當，下游應用以生產化肥為主。預計到2030年綠氨成本可以降至2000元/噸，可以實現綠氨規模化的應用。2040年以后，成本進一步降低，綠氨能夠在能源領域得到更大規模的應用。

模式2，生產綠色甲醇的情況下，我們是由火電提供合成甲醇所需的碳元素以及長期的調節能力，跟電制氨類似，目前因為制醇也是一個剛性的生產過程，未來發展的關鍵也是應用柔性的制醇技術。如果采用富氧燃燒碳捕集技術，可以降低甲醇制取成本，可以提前2～3年具備市場競爭力。測算下來當前綠色甲醇的成本大概3500元/噸，高于市場價格，到2030年有望降至2400元/噸，初步具備競爭力，2040年以后競爭力進一步增強，成為最具經濟競爭力的合成甲醇方式。

模式3，外送電力+生產產品并舉，一是電氫并舉，我們設置了四種送電和制氫不同的配置比例進行了對比，隨著制氫負荷占比的提高，因為電制氫的調節作用發揮，基地儲能配置的需求會減少，相應的發電和制氫成本也會降低。氫發電的規模主要受外送電力和風光出力的季節性不平衡影響，受制氫負荷占比的影響比較小。測算下來到2030年，發電成本大概0.21～0.26元/度，制氫成本14～21元/公斤，開始具備一定的經濟性。

電氨并舉的模式，測算下來當前的綠氨成本大概4000元/噸左右，略高于市場價格。預計到2030年可以降至2800元/噸，同時生產銷售電和氨可以取得比較良好的經濟效益。

電醇并舉的模式，我們也是利用制氫副產氧和富氧燃燒的碳捕集技術，可以降低醇的成本，提前3～5年具備市場競爭力。當前制取甲醇的成本是3700元/噸左右，預計到2030年可以降至2800元/噸，同時生產電和醇也會開始具備經濟效益。

以上就是我們對三種比較理想的模式進行的不同水平年的分析預測，從計算結果來看，隨著柔性工藝的發展，氫氨醇制取的負荷靈活性增加，2030年以后三種模式都有望具備經濟性，但是生產不同產品的效益差異比較大，從整體效益最大化以及產品多樣化角度，模式3是一種比較好的選擇。