新型電力系統(tǒng)特征
新型電力系統(tǒng)建設(shè)將根本改變目前我國化石能源為主的發(fā)展格局，全面實現(xiàn)電代煤、電代油、電代氣，推動各產(chǎn)業(yè)用能形式向低碳化發(fā)展，以新能源為電量供給主體的電力資源與其他二次能源融合利用，構(gòu)建多種能源與電能互聯(lián)互通的能源體系。綠色氫基能源作為清潔優(yōu)質(zhì)的二次能源，可以與電能相互轉(zhuǎn)化，既消費電能又生產(chǎn)電能，是新型電力系統(tǒng)重要的平衡調(diào)節(jié)參與力量，能夠解決可再生能源電力消納、火電低碳轉(zhuǎn)型、跨季節(jié)長時儲能等問題，并提供雙碳目標(biāo)下電力系統(tǒng)的可選解決方案。
解決可再生能源電力消納
綠色氫基能源是可再生能源的能量載體，具備“過程性能源”與“含能體能源”雙重屬性，可以應(yīng)用在諸多領(lǐng)域?？稍偕茉唇Y(jié)合電解槽技術(shù)，作為具備靈活調(diào)節(jié)能力的可調(diào)負(fù)荷響應(yīng)，能夠?qū)崿F(xiàn)可再生能源發(fā)電的充分消納。通過構(gòu)建“電-氫”耦合體系不僅有助于電力系統(tǒng)的穩(wěn)定，也能實現(xiàn)綠色能源以氫的形式向氨、醇等領(lǐng)域拓展，實現(xiàn)可再生能源非電消納。
在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的新形勢下，大規(guī)模、高比例、市場化、高質(zhì)量成為可再生能源發(fā)展的新特征新要求。氫基能源與可再生能源進(jìn)行耦合，通過規(guī)?；?、一體化開發(fā)實現(xiàn)優(yōu)勢互補，可以有效解決可再生能源的波動性和不穩(wěn)定性問題，提高可再生能源消納能力，是新時期可再生能源高質(zhì)量躍升發(fā)展的重要路徑。
在當(dāng)前“沙戈荒”背景下，新能源大基地面臨的主要挑戰(zhàn)就是如何高效消納產(chǎn)生的電能，提高新能源利用率。在西北地區(qū)，某典型的風(fēng)光氫輸一體化基地，為我們提供了一個代表性的可行案例。西北地區(qū)擁有豐富的風(fēng)能和太陽能資源，具有巨大的新能源開發(fā)潛力，然而面臨著區(qū)域本地電網(wǎng)構(gòu)架不強、用電負(fù)荷不足的困境，直接影響新能源規(guī)?；_發(fā)利用。
(1)方案設(shè)想
我們以一個千萬千瓦基地為例進(jìn)行分析論述，其組成包括300萬千瓦的風(fēng)電、700萬千瓦的光伏，以及配套適當(dāng)規(guī)模的儲能。同時考慮采用了電解水制氫作為柔性負(fù)荷來解決波動性電源的消納問題。通過配置不同規(guī)模的儲能和制氫負(fù)荷進(jìn)行對比分析，主要計算成果如下。
西北某典型地區(qū)電源配置表
(2)結(jié)果分析
上述計算表明采用制氫作為柔性負(fù)荷是一種可行的新能源基地消納解決方案。得益于電解水制氫的柔性負(fù)荷對波動性電源的適應(yīng)性，在三種不同的方案中，棄電率均低于6%，這與傳統(tǒng)的新能源大基地10%~15%左右的棄電率相比，新能源的利用率有了明顯的提高。
方案1與方案2的比較：采用儲能方式為20%×4小時時(方案2)，新能源利用率較高，而網(wǎng)匯電量占比相對較低。這表明采用較大儲能規(guī)模能可以提高制氫利用小時數(shù)和新能源的利用效率。
方案2與方案3的比較：采用制氫負(fù)荷為400萬千瓦時(方案3)，制氫小時數(shù)較高，超過4800小時，而網(wǎng)匯電量占比更低，僅為0.7%。這說明在儲能規(guī)模一定的情況下，制氫負(fù)荷偏小能得到更高的制氫小時數(shù)和更低的網(wǎng)匯電量占比。
以上方案滿足了弱聯(lián)網(wǎng)，甚至離網(wǎng)型新能源大基地的基本要求。通過采用制氫消納方式，可有效消納新能源，為新能源的進(jìn)一步規(guī)?；_發(fā)利用提供了可行的解決方案選項。
西北某典型地區(qū)春季典型周模擬運行圖
西北某典型地區(qū)夏季典型周模擬運行圖
西北某典型地區(qū)秋季典型周模擬運行圖
西北某典型地區(qū)冬季典型周模擬運行圖
解決火電低碳轉(zhuǎn)型問題
火力發(fā)電是目前世界上主要的電力來源之一，但其煤炭和天然氣的使用導(dǎo)致大量二氧化碳排放?；痣姷吞嫁D(zhuǎn)型是應(yīng)對氣候變化和實現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展的必然選擇，可借助低碳燃料摻燒的源頭控碳手段，在保障系統(tǒng)電量供應(yīng)的情況下，大幅度減少化石能源的使用。以氫為基礎(chǔ)的綠氫、綠氨，是解決火電低碳轉(zhuǎn)型問題的有效途徑之一，通過煤電摻氨燃燒至純氨燃燒和氣電摻氫燃燒至純氫燃燒，實現(xiàn)火電向低碳調(diào)節(jié)電廠的轉(zhuǎn)變。
(1)煤電摻氨
美國、日本、英國等發(fā)達(dá)國家均高度重視對氨能源進(jìn)行了研究。日本政府在2021年公布了第六版能源發(fā)展規(guī)劃，計劃到2024年實現(xiàn)100萬火電機組鍋爐摻氨20%，到2030年實現(xiàn)全國利用氫(氨)能發(fā)電量占總發(fā)電量的1%。
中國在氨能源化利用方面起步較晚，但是研發(fā)進(jìn)展迅速，當(dāng)前已完成了40兆瓦中試平臺摻氨35%(國能煙臺龍源)和300兆瓦發(fā)電鍋爐摻氨10%~35%的示范研究(皖能銅陵電廠)。國內(nèi)外科研機構(gòu)的試驗結(jié)果均表明，燃煤鍋爐混氨燃燒可使得煤粉和氨良好燃盡，燃燒后氮氧化物排放不隨混氨比例增加而等比例升高，且可通過分級燃燒等方式顯著降低氮氧化物排放。
300兆瓦燃火電站鍋爐摻氨燃燒系統(tǒng)示意圖
煤粉和純氨燃燒器布置圖
火電摻氨主要有燃?xì)廨啓C摻氨和鍋爐摻氨兩種形式。關(guān)于燃?xì)廨啓C摻氨，目前只有日本開發(fā)出了低NOx燃燒器，中國燃?xì)廨啓C摻氨的技術(shù)路線仍然探索中。關(guān)于鍋爐摻氨，目前有煤摻氨燃燒器技術(shù)和純氨燃燒器技術(shù)兩種技術(shù)路線。在鍋爐運行的過程中，有四種運行模式，第一種是純煤燃燒器與純氨燃燒器同時運行;第二種是純煤燃燒器與煤摻氨燃燒器同時運行;第三種是純煤燃燒器、純氨燃燒器和煤摻氨燃燒器三種燃燒器同時運行;第四種是只有純氨燃燒器運行。目前來看，前三種運行模式適合于近中期的碳減排策略，并且第三種運行模式下鍋爐摻氨的可調(diào)節(jié)性更強，第四種適合于中遠(yuǎn)期的發(fā)展需求。
從能源轉(zhuǎn)換效率來看，當(dāng)前電解水制綠氫效率約70%，綠氫與氮合成綠氨效率在70%左右，摻氨燃燒的亞臨界純凝機組效率約40%。可再生能源制備綠氨后摻燒的全流程轉(zhuǎn)換效率約為20%左右，即相當(dāng)于“電-氫(氨)-電”綜合效率為20%左右。
按當(dāng)前技術(shù)進(jìn)步水平，綠電制氫電解效率有望提升至80%(每標(biāo)方綠氫制取耗電約4.5千瓦)，火電摻氨燃燒效率有望提升至45%，則“電-氫(氨)-電”效率有望提升至25%左右;若未來綠電制氫電解效率能提升至90%(每標(biāo)方綠氫制取耗電約4.0千瓦)，火電摻氨燃燒效率能提升至50%，則“電-氫(氨)-電”效率最高能提升至31%左右。
(2)氣電摻氫
近年來，隨著可再生能源發(fā)電裝機容量的快速增長，天然氣摻氫產(chǎn)業(yè)的發(fā)展受到越來越多的關(guān)注。未來通過天然氣摻氫可以進(jìn)一步提高天然氣燃燒效率，具有節(jié)能環(huán)保效益，是天然氣發(fā)電未來低碳轉(zhuǎn)型的主要路徑之一。
中國在氣電摻氫方向積極探索，2021年12月國家電投荊門綠動電廠在運燃機成功實現(xiàn)15%摻氫燃燒改造和運行，設(shè)計最高摻氫比例為30%;同年12月，廣東省能源集團(tuán)旗下的惠州大亞灣石化區(qū)綜合能源站建設(shè)2×600兆瓦9H型燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電冷聯(lián)產(chǎn)機組，投產(chǎn)后兩臺燃機將采用10%(按體積計算)的氫氣摻混比例與天然氣混合燃燒;次年3月，浙江石化燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)電站項目三臺西門子SGT5-2000E機組，先后點火成功，為世界首套天然氣與氫氣、一氧化碳混合介質(zhì)燃?xì)廨啓C。
氣電摻氫的發(fā)展與燃?xì)廨啓C的發(fā)展具備強耦合關(guān)系，目前GE在全球已有超過100臺采用低熱值含氫燃料機組在運行，累計運行小時數(shù)超過800萬小時，其中部分機組的燃料含氫量超過50%，積累大量實踐經(jīng)驗。GE公司將零碳排放的燃?xì)饧夹g(shù)分為五步，目標(biāo)在2030年前GEHA燃?xì)鈾C具備100%的燒氫能力，最終實現(xiàn)零碳排放。因此，未來100%燃?xì)涞娜細(xì)廨啓C，在技術(shù)上是可行的。
燃?xì)鈾C“一拖一”聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組發(fā)電原理圖
目前我國天然氣發(fā)電裝機約1.1億千瓦，預(yù)計“十四五”末將達(dá)到1.5億千瓦，裝機規(guī)?？焖偬嵘?。國內(nèi)燃?xì)廨啓C整體水平暫與國際先進(jìn)水平差距較大，尚未形成嚴(yán)格意義上的燃?xì)廨啓C產(chǎn)業(yè)。2003年至2013年，通過三次打捆招標(biāo)以及后續(xù)招標(biāo)，東方、哈爾濱、上海等動力設(shè)備制造企業(yè)分別引進(jìn)三菱、GE、西門子公司的F/E級重型燃機部分制造技術(shù)，進(jìn)行本地化制造，經(jīng)過國產(chǎn)化四個階段和合資熱部件企業(yè)，具備了重型燃機的整機生產(chǎn)能力。
重型燃?xì)廨啓C的燃料摻混氫氣比例可達(dá)30%~50%，工業(yè)燃?xì)廨啓C的燃料摻混氫氣比例可達(dá)50%~70%。對于F級重型燃?xì)廨啓C燃燒器，氫含量在20%以內(nèi)時，燃機燃燒器運行穩(wěn)定，NOx排放可以控制在30毫克/立方米內(nèi)。燃機效率≥60%，綠電-綠氫-燃機發(fā)電效率約42%。
解決跨季節(jié)長時儲能問題
新能源逐步成為能源供應(yīng)的主體后，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)面臨的關(guān)鍵問題是如何實現(xiàn)電力的可靠供應(yīng)。新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、季節(jié)不均衡性等特性，這給電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行帶來了挑戰(zhàn)。為了應(yīng)對這一挑戰(zhàn)，我們需要發(fā)展不同功能定位的儲能技術(shù)，以實現(xiàn)不同時間尺度上的功率與能量平衡。
儲能技術(shù)按時間尺度可分為超短時(秒級到分鐘級)、短時(小時級到數(shù)小時級)儲能和長期(日、周、月、年)儲能。目前，我們已經(jīng)開發(fā)出了多種類型的儲能技術(shù)，如電容器、飛輪儲能、電化學(xué)儲能(鋰電池、鉛電池、鈉硫電池、液流電池)、壓縮空氣儲能、抽水蓄能、氫儲能等。這些技術(shù)各有優(yōu)缺點，可根據(jù)不同的應(yīng)用場景選擇合適的儲能技術(shù)。
各類儲能在放電時間和容量性能的對比圖
電容器儲能具有充電速度快、轉(zhuǎn)換效率高、無機械運動部件等優(yōu)點，但儲能容量相對較小。飛輪儲能具有循環(huán)壽命長、工作溫度范圍廣、無機械損耗等優(yōu)點，但儲能容量相對較小且成本較高。電化學(xué)儲能(如鋰電池)具有能量密度高、自放電率低等優(yōu)點，但存在循環(huán)壽命短、安全性問題等問題。壓縮空氣儲能具有儲能容量大、環(huán)保無污染等優(yōu)點，但效率偏低、建設(shè)成本較高。抽水蓄能是當(dāng)前最成熟、最經(jīng)濟(jì)的大規(guī)模儲能技術(shù)，但受地理資源約束總量有限、開發(fā)周期較長。
氫基能源儲能是一種新型的能源儲存技術(shù)，旨在解決特定環(huán)境下的能源存儲需求。其核心原理是將水電解得到氫氣，利用富余的、非高峰的或低質(zhì)量的電力大規(guī)模制氫，將電能轉(zhuǎn)化為氫能儲存起來，也可以將氫氣進(jìn)一步合成氨或甲醇，以氨或醇這種更方便儲存的形態(tài)進(jìn)行長時存儲。
氫儲能技術(shù)基于“氫-電”轉(zhuǎn)化，通過儲氫、儲氨、儲醇等方式，實現(xiàn)能量的長時儲存和調(diào)節(jié)，與其他儲能技術(shù)如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學(xué)儲能、飛輪儲能以及熔巖儲能相比，氫儲能技術(shù)能夠完全實現(xiàn)跨季節(jié)性的長時儲能，為能源存儲領(lǐng)域帶來新的解決方案。
中國工程院院士郭劍波對全國2060年的碳中和提出了重要的預(yù)測，全社會年用電量將達(dá)到15.7萬億千瓦時。根據(jù)近幾年我國用電量的實際增長情況和對未來人工智能等新領(lǐng)域用電快速增長的預(yù)判，我們可以大膽設(shè)想未來的電力需求還將進(jìn)一步上升。目前常用的儲能技術(shù)受自身特點制約，還無法完全滿足未來電力系統(tǒng)長時儲能的需求，亟需更為有效的儲能方案解決系統(tǒng)的長時儲能問題。
(1)技術(shù)挑戰(zhàn)與局限性
以儲能技術(shù)中最為成熟，應(yīng)用規(guī)模最為廣泛的抽水蓄能為例，假設(shè)全國抽蓄規(guī)模達(dá)到8億千瓦，平均儲能時長6小時，但其總儲能量僅為48億千瓦時，占2023年日平均社會用電量252.6億千瓦時的19%，無法滿足系統(tǒng)對長時儲能要求。
(2)長時儲能經(jīng)濟(jì)性測算
抽水蓄能電站經(jīng)濟(jì)性評估：按140萬千瓦項目，運行周期30年，殘值10%，年發(fā)電小時數(shù)1500小時，儲能效率75%，折現(xiàn)率6.5%考慮。
抽水蓄能經(jīng)濟(jì)性評估
電化學(xué)儲能經(jīng)濟(jì)性評估：按100萬千瓦項目，運行周期10年，殘值5%，年儲能小時數(shù)1500小時，儲能效率90%，折現(xiàn)率6.5%考慮。
電化學(xué)儲能經(jīng)濟(jì)性評估
壓縮空氣儲能經(jīng)濟(jì)性評估：按70萬千瓦、儲能5小時項目，運行周期30年，殘值10%，年儲能小時數(shù)1500小時，儲能效率70%，折現(xiàn)率6.5%考慮。
壓縮空氣儲能經(jīng)濟(jì)性評估
光熱電站經(jīng)濟(jì)性評估：按20萬千瓦，儲熱10小時，運行周期20年，殘值5%，年利用小時數(shù)2000小時，折現(xiàn)率6.5%考慮。
光熱電站經(jīng)濟(jì)性評估
煤電燒氨儲能經(jīng)濟(jì)性評估：按一臺100萬煤電機組100%摻氨，煤電改造費用9000萬元，增設(shè)儲氨設(shè)施1000萬元(年利用小時數(shù)5000小時)/600萬元(年利用小時數(shù)3000小時)，運行周期20年，殘值10%，折現(xiàn)率6.5%考慮。
煤電燒氨經(jīng)濟(jì)性評估(年利用小時數(shù)5000小時)
煤電燒氨經(jīng)濟(jì)性評估(年利用小時數(shù)3000小時)
氣電燒氫儲能經(jīng)濟(jì)性評估：按一臺50萬燃?xì)饨M100%摻氫，燃?xì)怆娬締挝磺咄顿Y2600元/千瓦，增加儲氣設(shè)施3000萬元，年利用小時數(shù)3000小時，運行周期20年，殘值10%，折現(xiàn)率6.5%考慮。
氣電燒天然氣經(jīng)濟(jì)性評估
氣電燒氫經(jīng)濟(jì)性評估
燃料電池分布式發(fā)電經(jīng)濟(jì)性評估：按1兆瓦項目，運行周期10年，殘值10%，年利用小時數(shù)2000小時，轉(zhuǎn)化效率60%，折現(xiàn)率6.5%考慮。
燃料電池分布式發(fā)電經(jīng)濟(jì)性評估
燃料電池分布式熱電聯(lián)供經(jīng)濟(jì)性評估：按1兆瓦項目，運行周期10年，殘值10%，年利用小時數(shù)3000小時，轉(zhuǎn)化效率90%，折現(xiàn)率6.5%考慮。
燃料電池分布式熱電聯(lián)供經(jīng)濟(jì)性評估
電化學(xué)儲能若按儲能時長12小時考慮，在1300元/千瓦時、1000元/千瓦時、800元/千瓦時、600元/千瓦時的儲能單位投資測算條件下，度電成本分別為1.67元/千瓦時、1.28元/千瓦時、0.98元/千瓦時、0.74元/千瓦時。
煤電摻氨和氣電摻氫技術(shù)在實現(xiàn)長時儲能的前提下，其度電成本相比于其它儲能方式的成本已經(jīng)進(jìn)入可競爭區(qū)間。煤電摻氨在氨價3000元/噸測算條件下，度電成本為1.47元/千瓦時(利用小時數(shù)5000小時)、1.49元/千瓦時(利用小時數(shù)3000小時);氣電摻氫在氫價30000元/噸測算條件下，度電成本為1.47元/千瓦時。未來預(yù)計煤電摻氨和氣電摻氫的度電成本還將進(jìn)一步降低，分別有望降至0.61元/千瓦時至0.63元/千瓦時和0.77元/千瓦時。同時氫燃料電池在氫價15000元/噸測算條件下，度電成本為0.94元/千瓦時，氫熱電聯(lián)供的度電成本為0.62元/千瓦時，也具備較好的經(jīng)濟(jì)性。
煤電摻氨、氣電摻氫、燃料電池相較于電化學(xué)儲能均具有成本優(yōu)勢，并可實現(xiàn)跨日、跨月、跨季節(jié)的長時儲能。因此，氫基能源儲存可以被認(rèn)為是集中式、大規(guī)模、長周期、跨季節(jié)最佳儲能方式之一。通過深度融合電解水制氫(氨、醇)和可再生能源，充分發(fā)揮兩者的優(yōu)勢和互補性，可再生能源為氫基能源的生產(chǎn)提供電力，同時將氫基能源作為可再生能源的儲能方式，可以提高電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，解決大基地新能源電力消納問題，打造更加完善和可持續(xù)的綠色能源體系。
提供雙碳目標(biāo)下電力系統(tǒng)的可選解決方案
構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，其主要目的是支撐“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)的實現(xiàn)，是“雙碳”目標(biāo)在電力系統(tǒng)中的具體體現(xiàn)。基于“雙碳”目標(biāo)，未來火電年利用小時數(shù)將逐步降低，火電低碳轉(zhuǎn)型成為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的潛在可選經(jīng)濟(jì)性解決方案。以下選擇兩個有代表性的省份分析氫能助力火電低碳轉(zhuǎn)型對社會用電成本的影響。
(1)甘肅省實現(xiàn)全省火電轉(zhuǎn)型簡析
以典型西部省份(甘肅)為例，甘肅省火電(統(tǒng)一按煤電考慮)裝機約2312.6萬千瓦，水電裝機約971.8萬千瓦，風(fēng)電裝機2073萬千瓦，光伏裝機1417.4萬千瓦。目前，甘肅省火電利用小時數(shù)約為4500小時。
基于“雙碳”目標(biāo)，未來火電年利用小時數(shù)將逐步降低。預(yù)期到2050年，甘肅省火電裝機降至約2000萬千瓦，經(jīng)測算全省在新能源占主導(dǎo)的情況下，火電年利用小時數(shù)將降至約2600小時。甘肅省2022年的全社會用電量約1500億千瓦時，考慮甘肅省發(fā)展的電力需求，按年用電量2%的增長率測算，至2050年全社會用電量將達(dá)到2600億千瓦時。
按風(fēng)電年利用小時數(shù)2600小時、光伏年利用小時數(shù)1800小時計算(考慮風(fēng)光配比為接近1:2);并考慮未來風(fēng)光及制氫氨裝置投資下降，假設(shè)風(fēng)電投資強度為2520元/千瓦、光伏投資強度為2000元/千瓦、制氫+合成氨裝置投資強度為2500元/千瓦。(考慮資本金內(nèi)部收益率6.5%)
在實現(xiàn)摻氨比例30%的情況下，年需氨量約250萬噸，制氨用電量約225億千瓦時。對應(yīng)制氨所需風(fēng)電裝機約400萬千瓦、光伏裝機約700萬千瓦、制氫+合成氨裝置約560萬千瓦，總投資約380億元。經(jīng)測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.013元/千瓦時。
在實現(xiàn)約摻氨比例50%情況下，年需氨量約400萬噸，制氨用電量約360億千瓦時。對應(yīng)制氨所需風(fēng)電裝機約600萬千瓦、光伏裝機約1150萬千瓦、制氫+合成氨裝置約900萬千瓦，總投資為610億元。經(jīng)測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.021元/千瓦時。
在實現(xiàn)約摻氨比例70%情況下，年需氨量約570萬噸，制氨用電量約520億千瓦時。對應(yīng)制氨所需風(fēng)電裝機約850萬千瓦、光伏裝機約1700萬千瓦、制氫+合成氨裝置約1300萬千瓦，預(yù)計設(shè)備總投資為880億元。經(jīng)測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.031元/千瓦時。
(2)浙江省實現(xiàn)全省火電轉(zhuǎn)型簡析
以典型東部省份(浙江)為例，浙江省火電(統(tǒng)一按煤電考慮)裝機約5773萬千瓦，水電裝機約959萬千瓦，風(fēng)電裝機345萬千瓦，光伏裝機430萬千瓦，核電裝機916.6萬千瓦。目前，浙江省火電利用小時數(shù)約為5000小時。
基于“雙碳”目標(biāo)，未來火電年利用小時數(shù)將逐步降低。假設(shè)到2050年，浙江省火電裝機降至約5000萬千瓦，經(jīng)測算全省在新能源占主導(dǎo)的情況下，火電在僅保留調(diào)節(jié)功能的情況下年利用小時數(shù)最低年利用小時數(shù)降至約2600小時。目前，浙江省的全社會用電量約5800億千瓦時，假設(shè)以1%增長率增長，至2050年全社會用電量約為7700億千瓦時。
按風(fēng)電年利用小時數(shù)2600小時、光伏年利用小時數(shù)1800小時計算(考慮風(fēng)光配比為接近1:2);并考慮未來風(fēng)光及制氫氨裝置投資下降，假設(shè)風(fēng)電投資強度為2520元/千瓦、光伏投資強度為2000元/千瓦、制氫+合成氨裝置投資強度為2500元/千瓦。管道年輸氨量為230萬噸，管道運輸投資強度為1500萬/公里，運距1500公里。(考慮資本金內(nèi)部收益率6.5%)
假設(shè)實現(xiàn)約30%的摻氨比例，經(jīng)計算每年需氨量約610萬噸，制氨用電量約680億千瓦時。則制氨所需風(fēng)電裝機約1100萬千瓦、光伏裝機約2200萬千瓦、制氫+合成氨裝置約1700萬千瓦，建設(shè)管道3條，預(yù)計設(shè)備總投資1820億元。經(jīng)測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.021元/千瓦時。
假設(shè)實現(xiàn)約50%的摻氨比例，經(jīng)計算每年需氨量約1000萬噸，制氨用電量約900億千瓦時。則制氨所需風(fēng)電裝機約1500萬千瓦、光伏裝機約2900萬千瓦、制氫+合成氨裝置約2250萬千瓦，建設(shè)管道5條，預(yù)計設(shè)備總投資為2650億元。經(jīng)測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.031元/千瓦時。
假設(shè)實現(xiàn)約70%的摻氨比例，經(jīng)計算每年需氨量約1440萬噸，制氨用電量約1300億千瓦時。則制氨所需風(fēng)電裝機約2100萬千瓦、光伏裝機約4200萬千瓦、制氫+合成氨裝置約3250萬千瓦，建設(shè)管道7條，預(yù)計設(shè)備總投資為3760億元。經(jīng)測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約0.044元/千瓦時。
(3)新型電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性解決路徑之一
在以上場景中，“低碳電廠”轉(zhuǎn)型帶來的全社會用電成本上升幅度較小，在可接受范圍內(nèi)。隨著未來我國碳市場與國際碳市場的掛鉤，未來火電的碳排放成本將持續(xù)上升，需要推進(jìn)火電機組節(jié)能提效、減排升級改造。低二氧化碳排放的火電摻燒技術(shù)相較于純化石燃料燃燒，在經(jīng)濟(jì)性上將逐漸具有競爭力?；诰G色氫基能源帶來的傳統(tǒng)火電“低碳”轉(zhuǎn)型改造的方式，相比于未來大規(guī)模退役火電機組來說是新型電力系統(tǒng)構(gòu)建的可選解決路徑之一。
作者：張益國 姜海 余官培，作者單位：水電水利規(guī)劃設(shè)計總院
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