碳中和目標下發電領域低碳轉型路徑

胡道成，張 帥，韓 濤，鄭旭帆，顧永正，徐 冬

(1.國家能源投資集團有限責任公司，北京 100011；2.國家能源集團 新能源技術研究院有限公司，北京 102209；3.國電電力發展股份有限公司，北京 100101)

0 引 言

當前，世界能源發展呈化石能源清潔化、清潔能源規模化、多種能源綜合化的發展趨勢。根據BP《世界能源展望2020》[1]預測，2050年全球化石能源消費占比將降至20%，非水可再生能源占比上升至60%，電力在終端能源消費中占比增至50%以上。

在世界能源電力發展的宏觀形勢下，包括我國在內的主要國家、地區的能源電力戰略均在調整。美國能源轉型方向以“能源獨立”為前提，推動能源系統清潔化[2]，拜登政府上臺后重返《巴黎協定》，推進實施《清潔能源革命和環境正義計劃》，計劃到2035年電力部門實現碳中和，2050年前達到“凈零排放”；歐洲倡導大力發展低碳經濟，提出2050年實現碳中和的目標，先后有15個國家宣布退煤計劃，預計到2050年，太陽能發電及風電將占歐盟終端能源需求的50%[3-4]；日本公布了綠色成長戰略，提出2050年實現碳中和，其中50%～60%發電量預計來自可再生能源[5]。2020年9月22日，國家主席習近平在第75屆聯合國大會講話中提出了“我國CO2排放力爭在2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的雙碳目標[6]，為我國電力行業的發展指明了方向。

當前，我國電力行業已建成全球最大的清潔高效煤電供應體系，技術水平全球領先，為經濟社會快速發展提供了安全環保經濟可靠的電力，然而煤電占據主導地位、環境污染碳排放高、用電效率較低、新能源技術創新能力不足等仍是發電領域存在的突出問題。目前發電領域的綠色低碳科技創新顯然無法支撐以新能源為主體的新型電力系統構建和“雙碳”目標的實現，亟需加強發電領域綠色低碳轉型技術布局和攻關，以實現發電領域的清潔低碳、安全高效。

筆者梳理了我國發電領域煤炭清潔高效發電、可再生能源發電、核能、先進儲能、氫能等方向的綠色低碳轉型現狀和存在的問題，分析了各方向綠色低碳技術的未來發展趨勢和低碳轉型路徑。

1 煤炭清潔高效發電

近年來我國在清潔高效燃煤發電技術方面取得了巨大進步，在“碳達峰、碳中和”背景下，未來需要在靈活智能發電、超高參數超超臨界燃煤發電、新型高效燃煤發電系統、CCUS方面進行低碳技術的重點布局[7]。

在靈活發電方面，國外起步更早，應用也更加成熟，而我國大部分燃煤機組按照基本負荷設計，最小技術出力和變負荷速率均與國外存在一定差距，且現有機組低負荷工況安全性、經濟性和環保性差，未來還需開發鍋爐與汽輪機快速響應、鍋爐承壓部件壽命監測、鍋爐輔助設備靈活性改造等技術，實現變負荷速率達5%/min，負荷變化在20%～100%；在智能發電方面，我國智能發電起步較晚，尚處于起步階段，雖具備進一步提升智能化應用水平的基礎，但與美國等發達國家相比，在工業芯片性能與接口、智能傳感、服務器性能、工業互聯網、大數據平臺等領域還有一定差距，未來還需開發具備“自診斷、自感知、自決策、自執行”特征顯著的智能發電技術及控制系統，實現燃煤電廠無人值守；在煤與生物質耦合發電方面，國外在燃煤耦合生物質發電領域已實現5%～100%的生物質摻燒比例，我國生物質摻燒比例較低，普遍在5%左右，原因在于我國大規模燃煤與可再生能源耦合發電技術尚不成熟，同時燃料市場政策不健全，缺乏激勵措施、技術認證與檢測標準等，產業化規模與國外先進水平相比仍有一定差距，未來還需要開發大比例生物質摻燒技術及設備，推動循環流化床協同處理生物質與固廢等物料技術示范，助力實現減排降耗目標[8]；在煤與太陽能耦合發電方面，國外早在20世紀70年代便提出了將太陽能熱引入燃煤發電機組的多能互補發電構想，隨后在光煤互補系統的設計集成方式、系統性能評價、運行控制模式、經濟性分析等方面開展了大量研究，并建成多個工程示范項目，我國仍處于中試驗證階段，與國外差距較大，未來需要開發系統耦合方式、運行控制策略、耦合評價方法等，推動技術工程示范。

在超高參數超超臨界燃煤發電方面，我國研究主要集中在高參數超超臨界技術(A-USC)和超臨界循環流化床技術(USC-CFB)2個方向。在A-USC技術方面，2015年東方電氣設計的1 050 MW超超臨界機組投運，實現了該技術的巨大突破，機組主蒸氣溫度達到605 ℃、再熱蒸氣溫度達到623 ℃、主蒸氣壓力達到29.4 MPa，但A-USC技術的進步仍受制于高溫材料的研發，目前正處于試驗研發階段，與歐、美、日基本處于并跑階段，工業應用尚不成熟[9]，未來還需要加大高溫部件的產業化和工程化應用關鍵技術攻關，建設具有自主知識產權的650～700 ℃等級超超臨界燃煤發電機組，實現機組凈效率不低于50%。在USC-CFB技術方面，我國2013年在國家能源集團四川白馬電廠投產運行了超臨界600 MW循環流化床機組，標志著我國在該項技術領域處于國際先進水平，近年來正開展超超臨界循環流化床鍋爐研發攻關，相關設備、系統安全性等問題也在研究中，機組參數主蒸氣溫度、再熱蒸氣溫度、主蒸氣壓力分別達到605、603 ℃和26.25 MPa，目前貴州威赫和陜西彬長正在建設2臺超超臨界660 MW循環流化床機組，將作為USC-CFB低碳發電示范項目之一[10]。

在新型高效燃煤發電系統方面，國內超臨界CO2(sCO2)發電技術整體研究水平與國外同步，部分成果達到國際領先水平，開展了大量傳熱流動機理研究工作，建成了世界上容量最大、參數最高的5 MWe sCO2燃煤發電試驗系統，但在換熱器和壓縮機的設計、制造方面起步較晚、研發基礎薄弱，與國外存在一定差距，未來需通過技術研發實現機組負荷變化速率6%/min以上，負荷變化在0～100%，并實現多種形式應用。整體煤氣化聯合循環(IGCC)發電技術方面，國內正處于工程示范階段，華能天津IGCC示范項目是我國首座IGCC示范項目，電站規模與運行可靠性基本與世界同步，目前IGCC發電技術前期投資成本仍較高，國內外正針對煤氣化、空氣分離、燃氣輪機、系統集控和凈化技術開展技術攻關[10]。整體煤氣化燃料電池(IGFC)發電技術方面，國內在燃料電池關鍵材料、部件性能及裝配技術方面取得了顯著進步，2020年10月國家能源集團北京低碳清潔能源研究院獨立研發了國內首套20 kW固體燃料電池發電系統，并在寧夏煤業試驗基地試驗成功，但我國總體還處于基礎研究和關鍵技術研發階段，與國外相比仍有較大差距。未來IGCC和IGFC發電技術還需在提升效率、降低能耗方面加大技術攻關，實現系統凈效率不低于50%。

CCUS方面，我國具備一定的研發基礎，已投運或建設中的CCUS示范項目共49個[11]，但當前CCUS項目多以石油、煤化工、電力行業小規模的捕集和驅油封存示范為主。CO2捕集方面，2021年6月，國能錦界電廠建成并投運了國內最大的15萬t/a碳捕集—驅油—化工利用全流程示范工程[12]，應用了新型復合胺吸收劑、增強型塑料填料、降膜汽提式再沸器、超重力再生反應器、級間冷卻、分流解吸、機械式蒸汽再壓縮(MVR)等新技術、新工藝和新設備，能耗達到世界先進水平；2022年1月，中石化建成我國首個百萬噸級CCUS項目(齊魯石化-勝利油田CCUS項目)。CO2利用和封存方面，2020年8月，浙江大學聯合河南強耐新材股份有限公司研發的CO2深度礦化養護制建材技術建成全球首個萬噸級礦化利用工業示范線，并通過72 h運行；2020年10月，中國科學院大連化學物理研究所負責的“液態陽光”項目建成了全球首個千噸級液態太陽燃料合成示范工程，并通過72 h運行；2011年國家能源集團在鄂爾多斯建成世界首個10萬t/a煤制油高濃度CO2陸相咸水層封存的CCS示范工程，形成了全流程CCS成套技術和系統的監測評價體系[13]。當前我國CCUS各環節技術發展還不平衡，仍存在碳捕集成本高、能耗高、吸收劑腐蝕逃逸等問題；CO2礦化利用正處于工業示范階段，后期需提高技術經濟性和CO2吸收轉化率，開發多種工業固廢礦化利用技術路線[14-15]；CO2化工利用和生物利用還處于小試研發階段，且需要拓展CO2消納途徑，實現CO2作為資源的循環利用；CO2封存技術還需加大驅油、封存、監測及運輸等系列安全可靠配套技術，掌握陸上/海上咸水層、枯竭油氣田封存CO2關鍵技術[16-17]。

總體來說，我國煤電機組目前仍面臨靈活性和智能化較差、難以滿足可再生能源的大規模消納，且舊機組效率低、碳排放高等問題，同時為進一步提高發電機組效率，還面臨新循環、新工質、新材料及工藝開發方面的挑戰。未來還需找準方向，加大技術攻關。煤炭清潔高效發電領域的技術發展路線見表1。

表1 煤炭清潔高效發電領域技術發展路線

續表

2 可再生能源發電

水電領域，西方發達國家在20世紀80年代基本完成水能資源開發任務，水電開發程度總體較高，瑞士、法國、意大利水電開發程度已超過80%，德國、日本、美國水電開發程度也在67%以上，水力發電技術也較成熟。我國水電技術已實現了全產業鏈的全面提升，水電工程勘察設計和施工技術、大型水輪發電機組制造、遠距離輸電技術等處于世界領先水平，水電設備產業形成了設計、制造、安裝、運行維護等全產業鏈整合能力，在水輪機、水輪發電機設計和制造方面整體達到國際先進水平，部分機型達到國際領先水平，但對于沖擊式水輪機技術，國內還缺乏經驗，在設計、流動機理、結構、材料、控制等方面與國外技術相比還有較大差距。未來水電開發需減輕對社會及生態環境的影響。在常規水電技術方面，需加大在高水頭大容量沖擊式機組和超低水頭水力發電技術的技術攻關；水電站安全運行技術方面，還需開展長江上中游特大水利樞紐調控與安全運行技術、高壩通航建筑物運行維護和安全監測技術、水庫地震關鍵技術研究等；智能水電技術與設備方面，需開發信息共享技術、設備數字化技術、智能一體化平臺、數據應用智能化技術等，實現水電領域清潔高效發展；另外，還需突破針對微小水電、魚類友好型水電系統的設計制造和運行相關技術。水電領域的技術發展路線見表2。

表2 水電領域技術發展路線

風電領域，我國風能技術從陸上到海上、集中式到分布式，關鍵部件到整機設計制造，風電場開發運維，標準、檢測和認證體系等方面進行了全面研究部署和突破，建立了大功率機組及部件全產業鏈設計制造技術體系，在低風速及復雜地形下風電機組開發方面優于國外水平，但在基礎和共性關鍵技術方面與國外存在差距，主要體現在以下5方面：① 風電場的規劃需更具科學性，如何在低風速區域實現風能利用是未來研究的關鍵方向；② 風電機組核心部件要逐步實現國產化，加強自動控制、新材料、模型設計等方面的科研力度投入；③ 提升單機容量，推進配套技術如結構力學仿真、工藝制造等研發，降低運維成本；④ 更新風電并網技術，目前我國風電并網代表性技術為串補技術，處于世界前列，但仍需解決同步諧振及其他電力傳輸問題[18-20]；⑤ 廢棄風電機組回收再利用技術尚不成熟。未來需要推廣風電大規模高比例先進并網技術，推動風機機組大型化技術、漂浮式海上風電技術、超導風力和高空風力發電技術、廢棄風電機組材料的無害化處理與循環利用技術等研發，以及人工智能、云計算、大數據等新一代信息技術在風電領域的應用，并提高風機關鍵部件的國產化率，開發擁有自主知識產權的風電核心設計軟件[21]。風電領域的技術發展路線見表3。

表3 風電領域技術發展路線

太陽能發電領域，我國光伏發電產業規模和制造能力處于世界先進水平，光伏電池及組件、逆變器等產品技術水平與世界同步，晶體硅電池的產業化技術保持國際先進水平，薄膜太陽能電池技術保持全球領先，具有成本低廉、無環境污染等特點的無鉛酸電池廣泛應用于我國光伏發電領域，可用于大規模無人太陽能光伏電站，同時逆變器的先進非線性控制技術如模糊控制、復合控制等技術也已得到廣泛應用，這對于提升光伏電站的穩定性和可靠性具有重大意義[22-24]，未來還需開發高效率低成本，與互聯網、大數據、人工智能等深度融合的光伏產業，推廣先進的大規模高比例光伏并網技術，探索和示范光伏與其他領域的多元化協同應用。在光熱發電方面，采用的技術路線主要為槽式、塔式和線性菲涅爾式，我國經過10余年技術研發已掌握了光熱發電的核心技術，研發了系列具有自主知識產權的專用設備，商業化應用也較成熟，但在電站系統設計、集成運行等方面與國外差距明顯，未來還需開展大容量、高參數、長時間儲熱、低成本的光熱發電技術攻關和示范應用。太陽能發電領域的技術發展路線見表4。

表4 太陽能發電領域技術發展路線

地熱發電方面，分為水熱型和干熱巖型。其中，水熱型地熱發電資源豐富，我國目前已有地熱蒸氣擴容發電技術、有機工質朗肯循環地熱發電技術和地熱全流發電技術3種方式的工程應用，西藏的羊八井電站已穩定運行26.18 MW蒸氣擴容發電和全流發電機組超過30 a；2020年在山西大同發現了160 ℃地熱田，并于2021年投產建成300和280 kW兩臺雙工質地熱發電機組[25]，未來地熱發電還需加大關鍵技術攻關和體系建設，實現地熱蒸汽輪機發電機組關鍵技術和設備自主化，建設規模化利用水熱型地熱示范工程。干熱巖型地熱發電方面，目前技術研發仍停留在實驗室階段，未來還需攻克資源靶區定位、超高溫鉆井及測井等技術以及干熱巖儲層激發技術、地熱高效梯級綜合利用技術等[26-27]，實現地熱能的綜合梯級利用。地熱發電領域的技術發展路線見表5。

表5 地熱發電領域技術發展路線

海洋能發電方面，目前我國研究水平與國外相當，處于并跑階段，部分技術世界領先，但工程示范規模總體偏小、技術成熟度也不高。浙江大學在浙江舟山建立了60 kW微網潮流能發電試驗機組，并實現了120 kW機組并網投運，是目前國內實際發電時間最長、發電量最大的機組，有望在東海海域推廣應用；中國科學院廣州能源研究所在珠海市萬山海域投產建成100 kW波浪能發電機組，并成功發電15 000 kWh，可用于南海等海域推廣應用[28]。未來還需完善潮流能、波浪能裝置設計體系，突破關鍵基礎元器件和功能部件設計制造技術，推動波浪能、潮流能技術產業化，建立完整的海洋能產業鏈。

海洋能發電領域的技術發展路線見表6。

表6 海洋能發電領域技術發展路線

3 核 能

國外如美國西屋公司AP1000技術、俄羅斯國家原子能公司AES-2006和VVER1200技術、法國阿海琺公司的EPR技術、韓國原子能公司的APR1400技術等在全球核電領域占據領先地位。我國是世界上少數幾個擁有完整核燃料循環和核工業體系的國家之一，目前第3代壓水堆技術已居世界第一陣營，自主研發的“華龍一號”于2020年10月示范運行達到臨界狀態，正式開始帶功率運行，“國和一號”于2020年9月正式開建；在核電工程技術應用方面，我國也位居世界前列，三門核電廠2018年9月建成全球首臺商業運營的AP1000機組，田灣核電廠引進俄羅斯VVER-1200技術的7號機組已于2021年9月開始建設；在第4代反應堆研發方面，我國同樣走在世界前列，我國加入的“第4代核能系統國際論壇(GIF)”提出的6種技術路線目前正處于示范工程驗證和研發階段；但在當今備受關注的小型模塊化核反應堆(SMR)方面，我國處于起步階段，部署中的小堆型號有中核“玲瓏一號”(ACP100)、中廣核ACPR50S和“燕龍”池式低溫供熱堆技術等，而美國、俄羅斯等國正加快推進其研發設計，最早有望在2023年建成投產[29]。總體來講，我國在核能基礎技術、工藝、材料、軟件等方面卡脖子問題仍然存在，部分核心技術受制于人。未來還需開展先進核能系統技術的研發，突破超高溫氣冷堆技術以及核能制氫、綠色冶金技術；堅持走閉式核燃料循環技術路線，實現核能可持續發展；另外，通過技術攻關，持續改進核能利用的安全性[30]。核能領域的技術發展路線見表7。

表7 核能領域技術發展路線

4 先進儲能

全球已投運儲能項目中，抽水蓄能累計裝機占比最大，其次為電化學儲能；在各類電化學儲能中，鋰離子電池的累計裝機規模最大。目前投入商業化運行的規模儲能技術主要有抽水蓄能、鋰離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池技術，液流電池、壓縮空氣和飛輪儲能處于小規模示范階段。抽水蓄能的發展受制于地理環境，無法滿足多種應用場景需求。鉛酸電池性價比不高，無法代表先進的儲能技術，鋰離子電池安全事故頻發，鈉硫電池全球范圍內只有日本NGK生產，缺少產業鏈和規模化效應，且同樣存在安全性問題。當前我國儲能正在向規模化發展方向邁進，但儲能產業距離整體健康發展仍有距離。抽水蓄能仍具有規模優勢，但進展緩慢，近年來發展起來的地下抽水蓄能可以有效利用礦井等洞穴，改造成地下水庫，但礙于成本高昂目前仍未實現規模化應用[31]。電化學儲能技術占比不斷提高，其中鋰離子電池占據市場主導，超級電容正處于技術研發階段，提高其能量密度和降低材料成本將是研發重點方向，低溫活室溫鈉硫電池的理論能量密度很高，成本也較低廉，該技術也是目前研究的熱點。未來需要針對現有儲能技術在安全性、適應性、規模化以及成本等方面存在的問題，加大不同時長儲能技術(短時高頻儲能技術、中長時間尺度儲能技術和超長時間尺度儲能技術)的科技攻關和工程應用。

儲能領域的技術發展路線見表8。

表8 先進儲能領域技術發展路線

5 氫 能

氫能廣泛應用于電力、鋼鐵、有色金屬、煤化工、石油化工等領域，是重要的原料和燃料。氫能方面，我國制氫規模位居世界首位，已形成氫能“制—儲—運—加—用”完整產業鏈，但產業布局趨同、技術成本高、應用場景單一，制約了產業健康發展，氫能技術與國際先進水平也有差距。我國90%以上氫氣來自于煤制氫，屬于灰氫，制氫過程會造成大量碳排放，采用可再生能源綠色電力制氫是支撐我國可再生能源和氫燃料電池產業協同健康發展的關鍵，近年來我國在新一代質子交換膜(PEM)水電解制氫技術的研發水平不斷提升，但在產能規模、設備制造與控制水平上與國外相比仍有差距，尤其是電解槽裝置制造所需的質子交換膜仍依賴進口；運氫和儲氫配套核心材料部件也依賴進口，溫和條件液態化規模儲備、高密度存儲、長距離大規模運輸、低成本快速加注等關鍵技術仍需突破；氫能利用方面如燃料電池技術大多還處于技術驗證階段[32-33]。未來，應以發展綠氫為方向，加強應用場景和高效低成本技術的融合創新。

氫能領域的技術發展路線見表9。

表9 氫能領域技術發展路線

6 技術發展潛力分析

我國“富煤貧油少氣”的資源稟賦決定了煤炭在未來一段時間內仍將占據我國能源結構的主體地位。在我國能源安全新戰略及“雙碳”目標背景下，從實際國情出發，仍需大力推進煤炭清潔高效利用，發揮煤炭的兜底保障作用。2030年前，我國能源消費總量及碳排放達峰，煤炭處于消費峰值平臺期，支撐非化石能源提供能源消費增量；2031—2060年，我國能源結構快速轉型，煤炭消費逐年降低，非化石能源逐步成為主體能源，碳排放快速下降。

在我國能源綠色低碳轉型的趨勢下，煤電發揮其在電力系統的支撐性和調節性作用的同時與清潔能源相互融合、共同發展，以支撐新能源為主體的新型電力系統發展，保障我國能源電力安全。全球能源互聯網發展合作組織對我國能源轉型及近中長期電力發展進行研究，預測并分析了各技術的發展潛力(未來裝機容量)[34]，具體見表10。可知近期和中期，煤電仍是保障我國電力供需總體平衡的主力電源，2025年和2030年分別占裝機總容量的37.3%和27.6%，2030年前新增電力需求由清潔能源提供；遠期煤電裝機快速下降，清潔能源電力加速發展，形成多元清潔能源的電力供應體系。

表10 2025—2060年我國電源裝機構成[34]

7 結 語

實現“碳達峰、碳中和”目標，科技創新是關鍵。雖然近年來發電領域的科技創新水平得到實質性提升，一些關鍵技術快速發展，但不足以支撐我國如期實現碳中和目標，各發電領域現有技術供給不足，在基礎技術、工藝、材料、軟件等方面仍存在“卡脖子”問題，部分核心技術受制于人。在構建“清潔低碳、安全高效”能源體系和“碳達峰、碳中和”目標的要求下，發電領域還需深入實施創新驅動發展戰略，針對發電領域當前的低碳轉型科技創新現狀和存在的問題，按照“低碳技術為基礎、零碳技術為重點、負碳技術為保障”的原則部署各發電領域，支撐“碳達峰、碳中和”目標的科技創新路徑，瞄準世界先進水平，加大低碳轉型技術的科技攻關，加快產業結構綠色低碳轉型，全面推進能源綠色低碳發展和生產方式的革命性變化，加快形成節約資源和保護環境的產業結構、生產方式，為構建以新能源為主的新型電力系統和全社會實現“碳達峰、碳中和”目標發揮引領示范作用。