碳中和目标下发电领域低碳转型路径

胡道成，张 帅，韩 涛，郑旭帆，顾永正，徐 冬

(1.国家能源投资集团有限责任公司，北京 100011；2.国家能源集团 新能源技术研究院有限公司，北京 102209；3.国电电力发展股份有限公司，北京 100101)

0 引 言

当前，世界能源发展呈化石能源清洁化、清洁能源规模化、多种能源综合化的发展趋势。根据BP《世界能源展望2020》[1]预测，2050年全球化石能源消费占比将降至20%，非水可再生能源占比上升至60%，电力在终端能源消费中占比增至50%以上。

在世界能源电力发展的宏观形势下，包括我国在内的主要国家、地区的能源电力战略均在调整。美国能源转型方向以“能源独立”为前提，推动能源系统清洁化[2]，拜登政府上台后重返《巴黎协定》，推进实施《清洁能源革命和环境正义计划》，计划到2035年电力部门实现碳中和，2050年前达到“净零排放”；欧洲倡导大力发展低碳经济，提出2050年实现碳中和的目标，先后有15个国家宣布退煤计划，预计到2050年，太阳能发电及风电将占欧盟终端能源需求的50%[3-4]；日本公布了绿色成长战略，提出2050年实现碳中和，其中50%～60%发电量预计来自可再生能源[5]。2020年9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会讲话中提出了“我国CO2排放力争在2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的双碳目标[6]，为我国电力行业的发展指明了方向。

当前，我国电力行业已建成全球最大的清洁高效煤电供应体系，技术水平全球领先，为经济社会快速发展提供了安全环保经济可靠的电力，然而煤电占据主导地位、环境污染碳排放高、用电效率较低、新能源技术创新能力不足等仍是发电领域存在的突出问题。目前发电领域的绿色低碳科技创新显然无法支撑以新能源为主体的新型电力系统构建和“双碳”目标的实现，亟需加强发电领域绿色低碳转型技术布局和攻关，以实现发电领域的清洁低碳、安全高效。

笔者梳理了我国发电领域煤炭清洁高效发电、可再生能源发电、核能、先进储能、氢能等方向的绿色低碳转型现状和存在的问题，分析了各方向绿色低碳技术的未来发展趋势和低碳转型路径。

1 煤炭清洁高效发电

近年来我国在清洁高效燃煤发电技术方面取得了巨大进步，在“碳达峰、碳中和”背景下，未来需要在灵活智能发电、超高参数超超临界燃煤发电、新型高效燃煤发电系统、CCUS方面进行低碳技术的重点布局[7]。

在灵活发电方面，国外起步更早，应用也更加成熟，而我国大部分燃煤机组按照基本负荷设计，最小技术出力和变负荷速率均与国外存在一定差距，且现有机组低负荷工况安全性、经济性和环保性差，未来还需开发锅炉与汽轮机快速响应、锅炉承压部件寿命监测、锅炉辅助设备灵活性改造等技术，实现变负荷速率达5%/min，负荷变化在20%～100%；在智能发电方面，我国智能发电起步较晚，尚处于起步阶段，虽具备进一步提升智能化应用水平的基础，但与美国等发达国家相比，在工业芯片性能与接口、智能传感、服务器性能、工业互联网、大数据平台等领域还有一定差距，未来还需开发具备“自诊断、自感知、自决策、自执行”特征显著的智能发电技术及控制系统，实现燃煤电厂无人值守；在煤与生物质耦合发电方面，国外在燃煤耦合生物质发电领域已实现5%～100%的生物质掺烧比例，我国生物质掺烧比例较低，普遍在5%左右，原因在于我国大规模燃煤与可再生能源耦合发电技术尚不成熟，同时燃料市场政策不健全，缺乏激励措施、技术认证与检测标准等，产业化规模与国外先进水平相比仍有一定差距，未来还需要开发大比例生物质掺烧技术及设备，推动循环流化床协同处理生物质与固废等物料技术示范，助力实现减排降耗目标[8]；在煤与太阳能耦合发电方面，国外早在20世纪70年代便提出了将太阳能热引入燃煤发电机组的多能互补发电构想，随后在光煤互补系统的设计集成方式、系统性能评价、运行控制模式、经济性分析等方面开展了大量研究，并建成多个工程示范项目，我国仍处于中试验证阶段，与国外差距较大，未来需要开发系统耦合方式、运行控制策略、耦合评价方法等，推动技术工程示范。

在超高参数超超临界燃煤发电方面，我国研究主要集中在高参数超超临界技术(A-USC)和超临界循环流化床技术(USC-CFB)2个方向。在A-USC技术方面，2015年东方电气设计的1 050 MW超超临界机组投运，实现了该技术的巨大突破，机组主蒸气温度达到605 ℃、再热蒸气温度达到623 ℃、主蒸气压力达到29.4 MPa，但A-USC技术的进步仍受制于高温材料的研发，目前正处于试验研发阶段，与欧、美、日基本处于并跑阶段，工业应用尚不成熟[9]，未来还需要加大高温部件的产业化和工程化应用关键技术攻关，建设具有自主知识产权的650～700 ℃等级超超临界燃煤发电机组，实现机组净效率不低于50%。在USC-CFB技术方面，我国2013年在国家能源集团四川白马电厂投产运行了超临界600 MW循环流化床机组，标志着我国在该项技术领域处于国际先进水平，近年来正开展超超临界循环流化床锅炉研发攻关，相关设备、系统安全性等问题也在研究中，机组参数主蒸气温度、再热蒸气温度、主蒸气压力分别达到605、603 ℃和26.25 MPa，目前贵州威赫和陕西彬长正在建设2台超超临界660 MW循环流化床机组，将作为USC-CFB低碳发电示范项目之一[10]。

在新型高效燃煤发电系统方面，国内超临界CO2(sCO2)发电技术整体研究水平与国外同步，部分成果达到国际领先水平，开展了大量传热流动机理研究工作，建成了世界上容量最大、参数最高的5 MWe sCO2燃煤发电试验系统，但在换热器和压缩机的设计、制造方面起步较晚、研发基础薄弱，与国外存在一定差距，未来需通过技术研发实现机组负荷变化速率6%/min以上，负荷变化在0～100%，并实现多种形式应用。整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术方面，国内正处于工程示范阶段，华能天津IGCC示范项目是我国首座IGCC示范项目，电站规模与运行可靠性基本与世界同步，目前IGCC发电技术前期投资成本仍较高，国内外正针对煤气化、空气分离、燃气轮机、系统集控和净化技术开展技术攻关[10]。整体煤气化燃料电池(IGFC)发电技术方面，国内在燃料电池关键材料、部件性能及装配技术方面取得了显著进步，2020年10月国家能源集团北京低碳清洁能源研究院独立研发了国内首套20 kW固体燃料电池发电系统，并在宁夏煤业试验基地试验成功，但我国总体还处于基础研究和关键技术研发阶段，与国外相比仍有较大差距。未来IGCC和IGFC发电技术还需在提升效率、降低能耗方面加大技术攻关，实现系统净效率不低于50%。

CCUS方面，我国具备一定的研发基础，已投运或建设中的CCUS示范项目共49个[11]，但当前CCUS项目多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集和驱油封存示范为主。CO2捕集方面，2021年6月，国能锦界电厂建成并投运了国内最大的15万t/a碳捕集—驱油—化工利用全流程示范工程[12]，应用了新型复合胺吸收剂、增强型塑料填料、降膜汽提式再沸器、超重力再生反应器、级间冷却、分流解吸、机械式蒸汽再压缩(MVR)等新技术、新工艺和新设备，能耗达到世界先进水平；2022年1月，中石化建成我国首个百万吨级CCUS项目(齐鲁石化-胜利油田CCUS项目)。CO2利用和封存方面，2020年8月，浙江大学联合河南强耐新材股份有限公司研发的CO2深度矿化养护制建材技术建成全球首个万吨级矿化利用工业示范线，并通过72 h运行；2020年10月，中国科学院大连化学物理研究所负责的“液态阳光”项目建成了全球首个千吨级液态太阳燃料合成示范工程，并通过72 h运行；2011年国家能源集团在鄂尔多斯建成世界首个10万t/a煤制油高浓度CO2陆相咸水层封存的CCS示范工程，形成了全流程CCS成套技术和系统的监测评价体系[13]。当前我国CCUS各环节技术发展还不平衡，仍存在碳捕集成本高、能耗高、吸收剂腐蚀逃逸等问题；CO2矿化利用正处于工业示范阶段，后期需提高技术经济性和CO2吸收转化率，开发多种工业固废矿化利用技术路线[14-15]；CO2化工利用和生物利用还处于小试研发阶段，且需要拓展CO2消纳途径，实现CO2作为资源的循环利用；CO2封存技术还需加大驱油、封存、监测及运输等系列安全可靠配套技术，掌握陆上/海上咸水层、枯竭油气田封存CO2关键技术[16-17]。

总体来说，我国煤电机组目前仍面临灵活性和智能化较差、难以满足可再生能源的大规模消纳，且旧机组效率低、碳排放高等问题，同时为进一步提高发电机组效率，还面临新循环、新工质、新材料及工艺开发方面的挑战。未来还需找准方向，加大技术攻关。煤炭清洁高效发电领域的技术发展路线见表1。

表1 煤炭清洁高效发电领域技术发展路线

续表

2 可再生能源发电

水电领域，西方发达国家在20世纪80年代基本完成水能资源开发任务，水电开发程度总体较高，瑞士、法国、意大利水电开发程度已超过80%，德国、日本、美国水电开发程度也在67%以上，水力发电技术也较成熟。我国水电技术已实现了全产业链的全面提升，水电工程勘察设计和施工技术、大型水轮发电机组制造、远距离输电技术等处于世界领先水平，水电设备产业形成了设计、制造、安装、运行维护等全产业链整合能力，在水轮机、水轮发电机设计和制造方面整体达到国际先进水平，部分机型达到国际领先水平，但对于冲击式水轮机技术，国内还缺乏经验，在设计、流动机理、结构、材料、控制等方面与国外技术相比还有较大差距。未来水电开发需减轻对社会及生态环境的影响。在常规水电技术方面，需加大在高水头大容量冲击式机组和超低水头水力发电技术的技术攻关；水电站安全运行技术方面，还需开展长江上中游特大水利枢纽调控与安全运行技术、高坝通航建筑物运行维护和安全监测技术、水库地震关键技术研究等；智能水电技术与设备方面，需开发信息共享技术、设备数字化技术、智能一体化平台、数据应用智能化技术等，实现水电领域清洁高效发展；另外，还需突破针对微小水电、鱼类友好型水电系统的设计制造和运行相关技术。水电领域的技术发展路线见表2。

表2 水电领域技术发展路线

风电领域，我国风能技术从陆上到海上、集中式到分布式，关键部件到整机设计制造，风电场开发运维，标准、检测和认证体系等方面进行了全面研究部署和突破，建立了大功率机组及部件全产业链设计制造技术体系，在低风速及复杂地形下风电机组开发方面优于国外水平，但在基础和共性关键技术方面与国外存在差距，主要体现在以下5方面：① 风电场的规划需更具科学性，如何在低风速区域实现风能利用是未来研究的关键方向；② 风电机组核心部件要逐步实现国产化，加强自动控制、新材料、模型设计等方面的科研力度投入；③ 提升单机容量，推进配套技术如结构力学仿真、工艺制造等研发，降低运维成本；④ 更新风电并网技术，目前我国风电并网代表性技术为串补技术，处于世界前列，但仍需解决同步谐振及其他电力传输问题[18-20]；⑤ 废弃风电机组回收再利用技术尚不成熟。未来需要推广风电大规模高比例先进并网技术，推动风机机组大型化技术、漂浮式海上风电技术、超导风力和高空风力发电技术、废弃风电机组材料的无害化处理与循环利用技术等研发，以及人工智能、云计算、大数据等新一代信息技术在风电领域的应用，并提高风机关键部件的国产化率，开发拥有自主知识产权的风电核心设计软件[21]。风电领域的技术发展路线见表3。

表3 风电领域技术发展路线

太阳能发电领域，我国光伏发电产业规模和制造能力处于世界先进水平，光伏电池及组件、逆变器等产品技术水平与世界同步，晶体硅电池的产业化技术保持国际先进水平，薄膜太阳能电池技术保持全球领先，具有成本低廉、无环境污染等特点的无铅酸电池广泛应用于我国光伏发电领域，可用于大规模无人太阳能光伏电站，同时逆变器的先进非线性控制技术如模糊控制、复合控制等技术也已得到广泛应用，这对于提升光伏电站的稳定性和可靠性具有重大意义[22-24]，未来还需开发高效率低成本，与互联网、大数据、人工智能等深度融合的光伏产业，推广先进的大规模高比例光伏并网技术，探索和示范光伏与其他领域的多元化协同应用。在光热发电方面，采用的技术路线主要为槽式、塔式和线性菲涅尔式，我国经过10余年技术研发已掌握了光热发电的核心技术，研发了系列具有自主知识产权的专用设备，商业化应用也较成熟，但在电站系统设计、集成运行等方面与国外差距明显，未来还需开展大容量、高参数、长时间储热、低成本的光热发电技术攻关和示范应用。太阳能发电领域的技术发展路线见表4。

表4 太阳能发电领域技术发展路线

地热发电方面，分为水热型和干热岩型。其中，水热型地热发电资源丰富，我国目前已有地热蒸气扩容发电技术、有机工质朗肯循环地热发电技术和地热全流发电技术3种方式的工程应用，西藏的羊八井电站已稳定运行26.18 MW蒸气扩容发电和全流发电机组超过30 a；2020年在山西大同发现了160 ℃地热田，并于2021年投产建成300和280 kW两台双工质地热发电机组[25]，未来地热发电还需加大关键技术攻关和体系建设，实现地热蒸汽轮机发电机组关键技术和设备自主化，建设规模化利用水热型地热示范工程。干热岩型地热发电方面，目前技术研发仍停留在实验室阶段，未来还需攻克资源靶区定位、超高温钻井及测井等技术以及干热岩储层激发技术、地热高效梯级综合利用技术等[26-27]，实现地热能的综合梯级利用。地热发电领域的技术发展路线见表5。

表5 地热发电领域技术发展路线

海洋能发电方面，目前我国研究水平与国外相当，处于并跑阶段，部分技术世界领先，但工程示范规模总体偏小、技术成熟度也不高。浙江大学在浙江舟山建立了60 kW微网潮流能发电试验机组，并实现了120 kW机组并网投运，是目前国内实际发电时间最长、发电量最大的机组，有望在东海海域推广应用；中国科学院广州能源研究所在珠海市万山海域投产建成100 kW波浪能发电机组，并成功发电15 000 kWh，可用于南海等海域推广应用[28]。未来还需完善潮流能、波浪能装置设计体系，突破关键基础元器件和功能部件设计制造技术，推动波浪能、潮流能技术产业化，建立完整的海洋能产业链。

海洋能发电领域的技术发展路线见表6。

表6 海洋能发电领域技术发展路线

3 核 能

国外如美国西屋公司AP1000技术、俄罗斯国家原子能公司AES-2006和VVER1200技术、法国阿海珐公司的EPR技术、韩国原子能公司的APR1400技术等在全球核电领域占据领先地位。我国是世界上少数几个拥有完整核燃料循环和核工业体系的国家之一，目前第3代压水堆技术已居世界第一阵营，自主研发的“华龙一号”于2020年10月示范运行达到临界状态，正式开始带功率运行，“国和一号”于2020年9月正式开建；在核电工程技术应用方面，我国也位居世界前列，三门核电厂2018年9月建成全球首台商业运营的AP1000机组，田湾核电厂引进俄罗斯VVER-1200技术的7号机组已于2021年9月开始建设；在第4代反应堆研发方面，我国同样走在世界前列，我国加入的“第4代核能系统国际论坛(GIF)”提出的6种技术路线目前正处于示范工程验证和研发阶段；但在当今备受关注的小型模块化核反应堆(SMR)方面，我国处于起步阶段，部署中的小堆型号有中核“玲珑一号”(ACP100)、中广核ACPR50S和“燕龙”池式低温供热堆技术等，而美国、俄罗斯等国正加快推进其研发设计，最早有望在2023年建成投产[29]。总体来讲，我国在核能基础技术、工艺、材料、软件等方面卡脖子问题仍然存在，部分核心技术受制于人。未来还需开展先进核能系统技术的研发，突破超高温气冷堆技术以及核能制氢、绿色冶金技术；坚持走闭式核燃料循环技术路线，实现核能可持续发展；另外，通过技术攻关，持续改进核能利用的安全性[30]。核能领域的技术发展路线见表7。

表7 核能领域技术发展路线

4 先进储能

全球已投运储能项目中，抽水蓄能累计装机占比最大，其次为电化学储能；在各类电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大。目前投入商业化运行的规模储能技术主要有抽水蓄能、锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池技术，液流电池、压缩空气和飞轮储能处于小规模示范阶段。抽水蓄能的发展受制于地理环境，无法满足多种应用场景需求。铅酸电池性价比不高，无法代表先进的储能技术，锂离子电池安全事故频发，钠硫电池全球范围内只有日本NGK生产，缺少产业链和规模化效应，且同样存在安全性问题。当前我国储能正在向规模化发展方向迈进，但储能产业距离整体健康发展仍有距离。抽水蓄能仍具有规模优势，但进展缓慢，近年来发展起来的地下抽水蓄能可以有效利用矿井等洞穴，改造成地下水库，但碍于成本高昂目前仍未实现规模化应用[31]。电化学储能技术占比不断提高，其中锂离子电池占据市场主导，超级电容正处于技术研发阶段，提高其能量密度和降低材料成本将是研发重点方向，低温活室温钠硫电池的理论能量密度很高，成本也较低廉，该技术也是目前研究的热点。未来需要针对现有储能技术在安全性、适应性、规模化以及成本等方面存在的问题，加大不同时长储能技术(短时高频储能技术、中长时间尺度储能技术和超长时间尺度储能技术)的科技攻关和工程应用。

储能领域的技术发展路线见表8。

表8 先进储能领域技术发展路线

5 氢 能

氢能广泛应用于电力、钢铁、有色金属、煤化工、石油化工等领域，是重要的原料和燃料。氢能方面，我国制氢规模位居世界首位，已形成氢能“制—储—运—加—用”完整产业链，但产业布局趋同、技术成本高、应用场景单一，制约了产业健康发展，氢能技术与国际先进水平也有差距。我国90%以上氢气来自于煤制氢，属于灰氢，制氢过程会造成大量碳排放，采用可再生能源绿色电力制氢是支撑我国可再生能源和氢燃料电池产业协同健康发展的关键，近年来我国在新一代质子交换膜(PEM)水电解制氢技术的研发水平不断提升，但在产能规模、设备制造与控制水平上与国外相比仍有差距，尤其是电解槽装置制造所需的质子交换膜仍依赖进口；运氢和储氢配套核心材料部件也依赖进口，温和条件液态化规模储备、高密度存储、长距离大规模运输、低成本快速加注等关键技术仍需突破；氢能利用方面如燃料电池技术大多还处于技术验证阶段[32-33]。未来，应以发展绿氢为方向，加强应用场景和高效低成本技术的融合创新。

氢能领域的技术发展路线见表9。

表9 氢能领域技术发展路线

6 技术发展潜力分析

我国“富煤贫油少气”的资源禀赋决定了煤炭在未来一段时间内仍将占据我国能源结构的主体地位。在我国能源安全新战略及“双碳”目标背景下，从实际国情出发，仍需大力推进煤炭清洁高效利用，发挥煤炭的兜底保障作用。2030年前，我国能源消费总量及碳排放达峰，煤炭处于消费峰值平台期，支撑非化石能源提供能源消费增量；2031—2060年，我国能源结构快速转型，煤炭消费逐年降低，非化石能源逐步成为主体能源，碳排放快速下降。

在我国能源绿色低碳转型的趋势下，煤电发挥其在电力系统的支撑性和调节性作用的同时与清洁能源相互融合、共同发展，以支撑新能源为主体的新型电力系统发展，保障我国能源电力安全。全球能源互联网发展合作组织对我国能源转型及近中长期电力发展进行研究，预测并分析了各技术的发展潜力(未来装机容量)[34]，具体见表10。可知近期和中期，煤电仍是保障我国电力供需总体平衡的主力电源，2025年和2030年分别占装机总容量的37.3%和27.6%，2030年前新增电力需求由清洁能源提供；远期煤电装机快速下降，清洁能源电力加速发展，形成多元清洁能源的电力供应体系。

表10 2025—2060年我国电源装机构成[34]

7 结 语

实现“碳达峰、碳中和”目标，科技创新是关键。虽然近年来发电领域的科技创新水平得到实质性提升，一些关键技术快速发展，但不足以支撑我国如期实现碳中和目标，各发电领域现有技术供给不足，在基础技术、工艺、材料、软件等方面仍存在“卡脖子”问题，部分核心技术受制于人。在构建“清洁低碳、安全高效”能源体系和“碳达峰、碳中和”目标的要求下，发电领域还需深入实施创新驱动发展战略，针对发电领域当前的低碳转型科技创新现状和存在的问题，按照“低碳技术为基础、零碳技术为重点、负碳技术为保障”的原则部署各发电领域，支撑“碳达峰、碳中和”目标的科技创新路径，瞄准世界先进水平，加大低碳转型技术的科技攻关，加快产业结构绿色低碳转型，全面推进能源绿色低碳发展和生产方式的革命性变化，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式，为构建以新能源为主的新型电力系统和全社会实现“碳达峰、碳中和”目标发挥引领示范作用。