图1 中国2000~2018年碳排放量的变化

能源消费是碳排放总量的最大来源，而煤电产生的碳排放又是能源消费碳排放最大来源，从图1可见，自2014年以来，由于我国低碳能源转型的发展，由煤炭产生的碳排放的比例在持续走低。2005~2018年能源消费的碳排放总量从67%降低至54%，2005~2018年煤电的碳排放在能源消费碳排放总量中从30%降低至27%。表明碳排放总量虽然在2020年之后仍在增长，但增幅已经大幅减小，预计2025年左右将进入峰值平台期。

2021年是“十四五”开局之年，我国承诺二氧化碳排放力争2030年前达到峰值、力争2060年前实现碳中和，提出了“到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”的新目标。中国是世界上最大的碳排放国家，也是唯一做出承诺的世界上发展中大国。中国庄严地向世界宣布的这一承诺和这一重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体，是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，必然会使我国的产业结构、能源结构、生产生活方式发生深刻的转变。特别是中国的能源资的禀赋，其源结构还是“以煤为主”和电力“煤电为主”的现实，给煤电所带来的挑战更是空前的。

图2 中国2018年碳排放量的结构

图2为中国2018年碳排放量的结构，从中可以看出，火电（90%以上是煤电）的碳排放量占全国总排放量的43%，是碳排放的最大单一来源。2018年，火电机组平均供电煤耗为308克/千瓦时，火电的碳排放强度约841克CO2/千瓦时，比2005年下降了19.4%，中国所有各种电源全部的平均碳排放强度约为592克CO2/千瓦时，比2005年下降30.1%，说明中国煤电的效率和煤耗一直在改善。

表1 各种电源的平均碳排放强度（克CO2/千瓦时）

表1是联合国气候变化专门委员会（IPCC）发布的全球各种电源的平均碳排放强度（克CO2/千瓦时），从中可以看出，化石能源电力，即煤电、石油和气电均为高碳排放电源，其中以煤电为最，而其余所有的八种电源，均是低碳排放电源。因此，很显然中国电力的低碳发展，必然首先是大力促进低碳电源的发展，抑制和减少高碳电源，而首当其冲的就是“煤电”。在所有的低碳电源中，核电由于核燃料资源的限制和核安全问题，不可能有达到煤电水平的大规模的发展，水电的发展也受到水力资源的制约，其发展已经接近极限，因此，现在能够大规模发展以至于取代化石能源电力，取代煤电的就是可再生能源电力的风电和光电（光伏和光热）这两种电源。

表2 2020年全国全口径发电装机容量

事实也是如此，从中电联发布的2020年全国全口径发电装机容量的表2中可以看出，在全国22亿千瓦的总装机容量中，2020年我国风电和太阳能这两种电力的装机容量为5.35亿千瓦，占比达到24.32%，其增长率分别为34.6%和24.1%；2020年全国新增发电装机容量1.9087亿千瓦中，新增的风电和太阳能发电合计达1.2亿千瓦，新增占比达63%，成为我国电源增长的主导力量。2020年所有非化石能源电力新增装机容量的占比则达71%。实际上，为实现碳中和的目标，许多国家和中国一样，也是重点发展非水可再生能源发电，即风电和光电，如表3所示。关于煤电，表2所示2020年全口径煤电装机容量为10.802亿千瓦，占比从2015年的59.0%下降至49.1%，虽然第一次降低到50%以下，但是在2020年7.62万亿千瓦时的全国全口径发电总量中，煤电发电量所占比重高达60.8%，现在仍然是保障我国电力安全和电力供应的主力。

表3 世界部分国家实现零碳排放电力的目标

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议对于“十四五”这个碳达峰的关键期和窗口期，有关能源和电力的部署是：要构建清洁低碳安全的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。根据这一精神，中国煤电必须要为实现“构建以新能源为主体的新型电力系统”做出最大的努力。

在新能源中，风电和光电发展最快和最有代表性，但是，风电和光电也有短板，那就是“不可控”，它们受限于昼夜和气象条件的限制，太阳能发电是白天有电，晚上没电，风电则是有风有电，无风无电，大风多电，小风少电。据报道，2019年在全国非化石能源发电量占比仅为32.6%情况下，风电和光电就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题，煤电的灵活性的调节问题已经成为我国可再生能源电力快速发展的瓶颈。2020~2021年的这个冬季，以湖南为代表的浙江、江西、内蒙古等地出现的缺电现象，凸显了在我国能源和电源转型过程中必须高度重视煤电的不可替代的兜底作用。以湖南为例，据报道，造成湖南电力供应不足的原因是煤电装机容量不足和调节的灵活性不够，同时可再生能源电力发展迅猛，因而可再生能源电力的持续、稳定供应问题未能得到很好解决，再加上外来电力通道的瓶颈限制，从而导致出现了多年未见的缺电和拉闸限电的问题。2021年3月8日，在国新办举行的发布会上，国家发展改革委秘书长赵辰昕在回答媒体提问为什么“我国超过20亿千瓦的装机容量却带不起12亿千瓦的负荷”的问题时，他的解答和分析更清楚地用事实说明了产生问题的原因。从2020年12月至2021年1月，全国最高调度负荷连续4次创出历史新高，特别是2021年1月7日晚高峰时负荷达到了11.89亿千瓦，比2020年夏季的峰值增长了10%以上，所以应对难度极大。因为负荷高峰出现在晚上，因此光电没有出力，刚好1月7日那天全国大面积又没有风，所以风电的装机出力只有10%左右，这样全国5.3亿千瓦的风光电总装机容量中有5亿千瓦没有出力。再加上冬季是枯水期，我国3.7亿千瓦装机容量的水电，也有2亿多千瓦没有出力。再就是冬季是天然气的用气高峰，因此我国近1亿千瓦的天然气发电装机容量，有一半左右没有出力。这说明了中国电源的低碳发展，必须要统筹考虑电力供应的安全性、经济性和可持续性。可以设想，如果今天没有煤电作为电力的基础和调节作用，仅靠非化石能源电力，电网的安全稳定供电是无法保证的。今天中国实现以新能源为主体的电力系统，是要从全局出发，在重点发展低碳新能源的同时，把化石能源电源和非化石能源电源作为一个整体，综合考虑，各尽所长，优化各种电源的配置，结合不同电源的各自特点，互相补充，取长补短，携手共进，同时创新发展大规模分布式储能技术和多能互补，优化电网结构和调度能力，以实现中国整个电力系统的高质量低碳发展，保障我国电力系统和电网在转型过程中的安全稳定，并以此为基础推进我国电力的高质量发展，同时控制包括煤炭在内的化石能源总量，但不是大规模减少煤电或“去煤化”。

因此，为了贯彻中央关于实现碳达峰和碳中和的战略目标和部署，煤电必须改变自己在能源转型中的定位，从电量供应型转变为电力调节性，为大力促进和保障可再生能源电力的发展，改变煤电发展方式，不再是重点建设新的燃煤电厂，而是要淘汰关停一批容量小，效率低、煤耗高、役龄长的落后机组，然后着眼于对现役机组，采用创新技术，大力实施节能减碳和灵活性改造，不但煤电本身要尽可能地低碳发展，一步一步地不断降低碳排放，而且通过发挥其灵活性的调节作用，大力促进风电和太阳能的快速发展。因此，本文提出，要大力推动技术创新，采取以下四个步骤和措施，逐步实现煤电的低碳发展，这就是：对现有落后煤电产能的淘汰和更新换代；对现有大部分煤电机组实施升级改造；发展生物质与煤耦合混烧发电；大力推进碳捕获利用和封存技术（CCUS）的研发、示范和推广。

煤电的高效低碳和灵活性改造

现在中国已投运的约3000台其总容量为10.8亿千瓦的煤电机组中，有以下几种情况，60万千瓦以上的大机组占比为45%，其中最先进的66万千瓦和100万千瓦的超超临界机组约占20%，在超超临界机组中，100万千瓦及以上的超超临界机组的总容量为1.37亿千瓦，共113台。30~60万千瓦等级的亚临界机组约3.5亿千瓦，近1000台，其装机容量占比超过30%。而在30万千瓦和60万千瓦等级的亚临界机组中，30万千瓦等级的装机容量占约三分之二。此外，大约还有约25%其单机容量小于30万千瓦的老旧机组，包括各种行业自备电厂的热电联产小机组。以上数字表明，占全国煤电装机容量一半以上的是效率低，煤耗高、性能差的亚临界机组和热电联产小机组，这些是我国煤电高质量发展的短板和弱项。根据这一情况，中国煤电的高质量发展，就需首先“抓短板、强弱项”，也就是首先淘汰关停效率低、煤耗高、役龄长的落后老机组，其次应该重点放在占煤电30%的近1000台亚临界机组进行升级改造，其改造目标是：将亚临界机组的效率和煤耗提升到超超临界的水平，以大幅度地降低其煤耗，同时大力改善其低负荷调节的灵活性，以大大提高其消纳风电和光电发电量的能力，尤其是亚临界机组均是汽包锅炉，具有良好的水动力学的稳定性，因而更加适应电网的负荷调节。上述的亚临界机组的改造目标是否能够达到，以下介绍的实例就是最有说服力的证明。

华润徐州电厂于2017年决定对其一台32万千瓦的亚临界机组进行升级改造，其目标是改造后能够达到国家三部委《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》的要求，即到2020年，现役亚临界燃煤发电机组平均供电煤耗达到低于310g/kWh的水平。

表4 华润徐州电厂#3号亚临界机组升级改造前后的性能比较

徐州电厂这台改造机组原是于2004年投产的一台30千瓦亚临界机组，后于2006年改造增容至32万千瓦，2012年又实施了汽轮机高中压缸通流改造，之后于2017年6月进行了性能测试，其测试结果是汽机热耗为8106kJ/kWh，锅炉效率92.5%，厂用电率5%，机组供电煤耗为318g/kWh。经过对各种不同改造技术的方案比较之后，徐州电厂决定采用上海申能电力科技公司的“亚临界机组600℃升温综合改造技术”进行改造，该升温改造技术除了主蒸汽压力不变，将主、再热蒸汽温度提高至600℃，对汽轮机进行通流改造、对锅炉进行部分改造外，还采用了一系列的创新技术，包括广义回热、弹性回热、低温省煤器、机组安全节能快速启动、固体颗粒侵蚀综合防治、空预器综合优化、热源加热等。该改造工程的预期目标是达到额定负荷下的供电煤耗287克/千瓦时，从而实现年节煤量（标煤）54560吨。改造工程于2019年7月完成了机组的调试、启动和168小时试运行，并于2019年12月9~11日由GE—西门子公司采用ASME和欧盟标准，对该亚临界机组升级改造后进行了性能测试，表4为经过第三方授权单位正式测试的徐州电厂3号机组改造前后的性能对比。

从表4可见，该亚临界机组在额定负荷下的供电煤耗，从改造前的318克/千瓦时降低到282克/千瓦时，每度电降低标准煤耗36克，而282克/千瓦时的供电煤耗，是百万千瓦级超超临界机组的水平，此外，改造后机组不但具有稳定的100%~20%范围内的调峰调频性能，而且在19.39%的低负荷下仍然实现了超低排放，达到了大幅降低煤耗，显著提高灵活性，实现了“一箭双雕”。再一次说明，唯有创新驱动，才能高质量发展。徐州电厂3号亚临界机组升级改造的事实有力地说明了，依靠创新和技术进步，可以将亚临界提升到超超临界的水平，如果全国约3.5亿千瓦的亚临界机组，能从“十四五”开局的2021年开始，由国家制定政策大力支持，规定改造目标和改造期限，通过市场机制，推动煤电行业大力进行技术创新，以便抓住这10年窗口期，到“十五五”末，完成对我国亚临界机组的升级改造。如果这一建议得以实现，相信这必定会像当年贯彻实行《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》抓煤电超低排放那样，完成了全国煤电实现超低排放的目标，也能完成我国所有亚临界机组的升级改造，从而使我国煤电的高质量发展，达到一个更高的水平。在大力发展可再生能源电力和煤电低碳发展的形势下，中国已经不可能再大规模地新建燃煤机组，但是，如果需要，今后少量新建的煤电大机组，也必须应当是采用经过实践考验的世界上最先进的技术，能够达到接近50%的供电效率和低于250克/千瓦时供电煤耗的最先进的机组。

生物质和煤耦合混烧发电

煤电的另一个低碳发展的方向是煤与生物质耦合混烧。在燃煤电厂采用生物质混烧技术，是源于1997年12月在日本京都通过的《联合国气候变化框架公约的京都议定书》，该议定书的目的是限制发达国家二氧化碳的排放量以抑制全球气候变化。自那时以来，发达国家，尤其是欧盟国家就开始在法规政策和技术上采取各种混烧措施以降低煤电的碳排放，至今已有20多年的历史，积累了丰富的经验和多种技术成果，建设了许多成功的工程项目，在大型燃煤电厂得到了很好的推广应用。我国发展混烧发电，可以借鉴欧盟国家取得的经验，在引进、消化的基础上，积极发展创新自己的技术和装备。

煤与生物质耦合混烧发电主要的突出优点是：利用固体生物质燃料部分或全部代替煤炭，显著降低原有燃煤电厂的CO2排放量；利用大容量高参数燃煤发电机组发电效率高的优势，大幅度提高生物质发电效率，节约生物质燃料资源；利用已有的燃煤发电机组设备，只对燃料制备系统和锅炉燃烧设备进行必要的改造，可以大大降低生物质发电的投资成本；参与混烧的生物质燃料比例可调节范围大（通常为5%~20%），调节的灵活性强，对生物质燃料供应链的波动性变化有很强的适应性。

欧盟在1997至2020年期间发展可再生能源的目标是：将碳排放在1990年的基础上降低20％；在总的能源结构中将可再生能源的比重增加20％。由于固体生物质燃料是唯一的一种可储存、可运输、资源基本稳定的CO2中性排放的可再生能源，使生物质和煤混烧发电成为一种可较快实现有效减少燃煤电厂碳排放和其它污染物排放的途径。以英国为例，在不长的时间内，几乎100%的燃煤电厂，包括拥有6台660MW机组的英国最大的Drax燃煤电厂在内，均采用过或仍在进行生物质混烧。英国和其他欧盟国家的煤—生物质耦合混燃发电的实践表明，在50MW至800MW之间的煤粉炉和循环流化床煤电机组均可采用混烧技术（实际上应该不受容量的限制）。改造成混烧发电的燃煤锅炉的运行结果表明：锅炉热效率会有小量降低，但锅炉出力不会降低，而且CO2、SO2、NOx和汞的排放会显著减少。

如今联合国应对气候变化的形势已经从《京都议定书》时代进展到了《巴黎协定》时代，“零碳排放”提到了各国的议程上，多数西欧国家也已经从煤与生物质混烧发电发展到电力“去煤化”阶段。例如，英国已决定在2025年关停其全部燃煤电厂，只允许大型燃煤电厂改为纯燃生物质电厂；煤炭资源丰富的德国也决定其最后一台燃煤机组将在2038年退出运行。可是对于中国的煤电工业来说，低碳电力刚刚是一个新课题。欧盟等国家长期积累起来的成功的混燃发电的技术和经验，是值得我国煤电行业重视并努力认真学习和借鉴的。

那么，中国发展煤与生物质耦合混烧的低碳电力，能从欧洲发达国家学习和借鉴哪些成功的经验和技术呢？主要有三个方面：混烧技术、生物质燃料准备、政策和法规。

在技术方面，将煤粉炉电厂改造成与生物质耦合混烧发电系统包括以下几项：建设生物质燃料供给、输送和储存系统；改造磨煤机和煤粉系统，包括磨煤机和分离器、煤粉管道、一次风温等的改造；新的生物质低氮燃烧器、油点火系统，以及改造原有煤粉炉火上风系统以达到低氮排放和锅炉效率的要求；针对生物质燃料的灰渣特性，改造灰渣系统，包括冷灰斗除灰渣系统和飞灰系统；针对生物质燃料的不同结渣和积灰特性对炉膛和受热面清洁（吹灰）系统的改造。一般不对锅炉受热面进行改动。由于生物质为低灰燃料，因此要考虑电除尘器改造更新。此外，根据生物质燃料的特点，要对粉尘控制和净化系统以及防火与火灾控制系统进行改造或更新。

为了能够具体了解生物质燃煤电厂改造成混烧生物质燃料的情况和经验，这里作为例子，简单介绍英国最大的Drax燃煤电厂从5%的生物质混烧发展到100%的生物质燃烧的改造过程。该电厂有6台66万千瓦的煤粉炉机组，先后于1974和1986年投运。2003~2010年，首先将3台锅炉改造成有单独生物质磨制和燃烧系统的混烧锅炉，然后2013-2018年，4台66万千瓦全部锅炉完成了100%燃烧生物质，整个改造历程前后持续了十五年，使Drax电厂成为英国乃至全球最大的采用煤粉炉燃烧生物质的电厂，其间进行了多项技术研发、试验。Drax电厂采购木本生物质颗粒燃料，燃料到厂后，先将生物质颗粒磨成平均粒径约为1毫米左右的细粉，比平均粒径0.001毫米的煤粉颗粒细度大100倍。混烧运行是生物质掺比量从5%开始试验，然后不断增加生物质混烧比例，逐步发展到10%、20%、50%的混烧比，最后实现了煤粉炉100%燃烧生物质燃料。其混烧技术先是将独立磨制的生物质粉直接喷入煤粉燃烧器进行混烧，然后发展到完全独立的生物质颗粒燃料制粉和燃烧器系统。

现在，Drax电厂的6台66万千瓦的煤粉炉，其中4台于2018年8月完成了100%燃烧生物质燃料的改造并投入运行，另外两台则改造成燃烧天然气。这样Drax电厂就成为世界上最大的从燃煤电厂改造成的碳排放最低和最清洁的火电厂。在英国，Drax电厂加上另一座100%燃烧生物质的300MW循环流化床锅炉电厂，在2025年英国全部煤电厂关闭后，能够发挥火电为风电和光电发电量的消纳和调节提供保障。

在生物质燃料准备方面，欧洲国家的情况由于资源条件和使用多少的差别而各不相同。仍以Drax电厂为例，由于英国生物质燃料资源有限，Drax电力公司为了保证有可靠的生物质燃料供应链，专门在美国投资建立了生产生物质颗粒燃料的公司，在美国用当地的资源生产木质颗粒燃料，然后通过船运出口到英国港口，再用火车运到电厂。在Drax电厂，对生物质颗粒燃料的接收、储存和燃料处理装置进行了升级改造，使之具有能够处理1000万吨/年木质颗粒的能力。目前，Drax电厂是世界上最大的木质颗粒燃料消费用户。进厂的颗粒燃料或者直接输送至炉前燃料仓，或者储存于4个拱形结构的巨大颗粒燃料储仓中，每个储仓可储存75000吨木材颗粒。为了防止木材颗粒的粉尘引起火灾，储仓配备了氮气吹扫系统和二氧化碳灭火系统。颗粒燃料从储仓通过皮带运输机输送至锅炉的运行储仓，然后再输送至锅炉的制粉系统。所有的传送皮带均为封闭式，皮带运输系统均设计成具有最小粉尘并具有良好的除尘防火系统。

在政策法规方面，由于生物质是一种能量密度低的燃料，其收集、运输和燃料处理均较困难，燃料成本相对较高。因此，尽管生物质混烧发电对碳减排和降低污染物排放有许多优点，仍需要有政府相关政策的支持和鼓励才有可能实现。所以，国家政策的扶持和激励是推动燃煤锅炉生物质混烧的关键。在西欧和北欧国家，有以下一些混烧生物质的激励政策和法规：

01

“零碳”排放发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的零碳排放的发电量；

02

生物质混烧奖励政策，即生物质混烧份额的发电量实行高价上网电价，优先收购和减免税政策；

03

完不成“零碳”排放发电量指标的惩罚政策；

04

碳排放贸易市场和碳排放交易政策。

此外，为使生物质混烧发电的政策能够贯彻执行，还要有一套客观、科学、诚信和不受人为干扰的生物质混烧量的监测和核查系统。

燃煤生物质耦合混烧发电，在中国是刚刚起步。要使这种低碳电力生产方式取得大的发展，以适应“3060”目标对煤电碳减排的要求，首先政府要制定推动混烧发电大步发展的各项硬性规定和激励政策。第二个问题就是生物质燃料的可靠供应。生物质燃料分木本和草本两种。我国的生物质资源较多，但总的来说木本少，草本多，草本生物质主要是各种农作物秸秆。而秸秆的收集和供应分散，燃烧特性也与木本不同。如果要把煤——生物质混烧作为一个重要的煤电低碳发展的方向，则必须在国家政策的支持下，形成一个像煤炭那样的生物质燃料（包括成型化）供应链市场，才有可能推动混烧发电的规模化发展。生物质燃料的供应链也可向生物质资源丰富的东南亚国家延伸。至于电厂内部的燃料储存、生物质粉的制备和输送、锅炉燃烧系统改造等的一系列技术和设备制造问题，可以在国际合作的基础上加以解决，不会成为我国发展生物质混烧的障碍。而且，如果在中国发展煤生物质混烧发电，与英国的Drax电厂相比，我们还有一个优势，就是Drax电厂的那六台66万千瓦的机组，均是效率低、煤耗高的亚临界机组，如果在我国的超超临界机组和前面介绍的徐州电厂亚临界机组改造后的基础上进行混烧发电，那么机组的效率将比Drax电厂高很多，从而大大降低燃料单耗，在相同发电量下会大大减少生物质的需求量。

碳捕集利用和封存技术（CCUS/CCS）

自1997年《联合国气候变化框架公约的京都议定书》后，发达国家就开始研发“碳捕集和封存技术（CCUS/CCS），该技术是指将CO2从工业排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现CO2减排的工业过程，是一项有望实现化石能源大规模低碳化利用的新兴技术。

CCUS的系统包括三个方面，即CO2的捕集、利用和封存。为了能将CO2永久在地下封存，需监测其在地下的流动过程以防止其泄漏重新回到大气中，据研究者的研究，这样的地下封存须经过1000年才可使二氧化碳在地下固化而永不泄漏。由于CCS技术的目标是实现碳的近零排放，因此，自CCS的概念提出以来直到今天，始终吸引了一批科学家和研究者孜孜不倦持之以恒地一直在进行该技术的研发和示范。若要实现本世纪末温升1.5℃的目标，不仅需要在化石能源利用行业广泛部署CCS以实现其近零碳排放，而且需要将其应用于生物质利用领域以取得负排放效果。国际能源署（IEA）的研究报告也指出，若要实现2℃和1.5℃的温升目标，CCS的累计碳减排的贡献分别可达到14%和32%。

CO2的捕集

自从CCS的概念提出以来，提出和研发了许多CO2捕集的不同方案（如图6所示）主要有：

01

燃烧后捕集（烟气侧捕集）即从化石燃料的燃烧产物中捕集CO2，包括：化学和物理吸收、低温分离、膜分离等。

02

燃烧前捕集（氢/合成气法），即煤先气化产生合成气，通过IGCC—多联产，然后对其进行H2O—CO转化生成H2和CO2，最终实现接近零排放。

03

富氧燃烧捕集（氧燃料法OxyFuel)，即O2和烟气再循环，把助燃剂从空气改成氧气，燃烧产生的烟气中只有CO2和再循环混合的富氧气作为燃烧的气体，使燃烧产物中没有氮气，从而大大提高了燃烧烟气中的CO2浓度从而有利于对CO2的捕集。

燃烧后捕集。要实现化石能源大规模低碳化利用，甚至达到二氧化碳的近零排放，首要的技术是把CO2从化石燃料燃烧后产生主要由氮气和二氧化碳组成的烟气中分离出来加以捕集，因此首要解决的问题就是CO2燃烧后的捕集，其技术发展相对成熟，由于火电厂CO2分离过程的集成方式较为简单，在各种捕集技术中，燃烧后捕集可用于大部分火电厂的脱碳改造，现在国内已建成数套十万吨级的CO2燃烧后集装置，燃烧后捕集技术现在已经发展到第三代。第一代燃烧后捕集技术是指现阶段已能进行大规模示范的技术，以胺基吸收剂为主的化学吸收技术为代表，其成本约为300~450元/吨CO2，能耗约为3.0GJ/吨CO2，而且，由于捕集所需能耗会使电厂的发电效率损失达到10~13个百分点。第二代燃烧后捕集技术是指技术成熟后能耗和成本可比成熟后的第一代技术降低30%以上的新技术，如新型膜分离技术、新型吸收技术、新型吸附技术等。第二代燃烧后捕集技术的能耗约为2.0~2.5GJ/吨CO2，发电效率损失5~8个百分点。

燃烧前捕集。燃烧后系统相对复杂，主要用于整体式煤气化联合循环发电系统（IGCC）、多联产和部分化工过程。目前，依托我国首套商业运行的IGCC电厂（265MW）已建成了十万吨级的捕集装置。当前，第一代燃烧前捕集技术的成本约为250~430元/吨CO2，能耗约为2.2GJ/吨CO2，发电效率损失7~10个百分点。第二代燃烧前捕集技术的能耗约为1.6~2.0GJ/吨CO2，发电效率损失3~7个百分点。

富氧燃烧捕集。该技术发展迅速，可用于新建燃煤电厂及部分改造后的火电厂，目前已建成300千瓦、3万千瓦和3.5万千瓦的试验装置，并完成了20万千瓦的可行性研究。当前，其第一代富氧燃烧捕集技术的成本约为300~400元/吨CO2，发电效率损失8~12个百分点，第二代富氧燃烧捕集技术的发电效率损失为5~8个百分点。

概括而言，目前第一代CO2捕集技术渐趋成熟，但能耗与成本仍然偏高，且我国尚缺乏开展大规模示范的工程经验；第二代捕集技术可大幅降低能耗与成本，但尚处于实验室研发或小试阶段，第二代捕集技术成熟后其能耗和成本可比成熟后的第一代技术降低30%以上，2035年前后有望得到大规模推广应用，与此同时，第三代捕集技术，包括相分离(液液、固液)、相变(结晶、水合物)等技术也正在研发之中。总之，现在CCUS捕集技术的研发，包括低能耗的高效捕集溶剂和捕集过程的热力学、动力学、传递和过程、模拟优化、新溶剂、新填料、新流程等的研发正在齐头并进，以期早日实现低能耗和低成本的CO2捕集技术。

CO2的封存

CO2分离后封存前，须将CO2压缩至超临界状态然后输送至存储地，在注入存储地前需要将CO2再压缩，然后在超临界状态下将其用泵注入地下存储目的地的地质结构中（图7）。CO2埋存地包括陆地咸水层、海底咸水层、枯竭油田和枯竭气田的CO2埋存地等。因此，CO2的埋存包括以下工作：埋存地点的选择；埋存地的建设；CO2埋存地的监控；CO2位置的监测、跟踪和检查井及封存地包壳的质量；埋存地的环境监测；当埋存地的地质注入储存容量已经用完后，就必须对CO2进行长期、永久和安全的最后封存。现在CO2在强化石油开采（CO2—EOR）、驱油等的封存应用较多，真正封存的安全性和长期性还存在许多需要解决的问题，因而，CO2的封存技术的研究也还面临和需解决诸多的挑战。

从CCS到CCUS

实际上，分离出捕集的CO2具有巨大的利用价值，而不是单纯将其封存在地下仅仅为降低碳排放，因而从“碳捕集与封存技术（CCS）”发展到了“碳捕集利用与封存技术（CCUS）”。其“利用”包括以下几个方面：

CO2的地质利用，是将CO2注入地下以生产或强化能源、资源开采的过程。相对于传统工艺，CO2地质利用技术不但可减少CO2的排放，还能主要用于强化多种类型石油、天然气、地热、地层深部咸水、铀矿等资源开采。我国上述资源需求的持续增长和油气资源类型的多样化，将为CO2地质利用提供更大发展空间。目前，CO2强化石油开采技术（CO2—EOR）已应用于多个驱油与封存示范项目，2010~2017年，CO2的累计注入量超过150万吨，累计原油产量超过50万吨，总产值约为12.5亿元；铀矿地浸开采技术处于商业应用初期，年产值已超过1亿元；强化煤层气开采技术正在现场试验和技术示范；强化天然气开采、强化页岩气开采、强化地热开采技术处于基础研究阶段；强化深部咸水开采技术是近几年提出的新方法，尚未开展现场试验，其大部分关键技术环节可借鉴咸水层封存和强化石油开采。

CO2的化工利用，包括重整制备合成气、制备液体燃料、合成甲醇、合成有机碳酸酯和合成可降解聚合物、合成聚合物多元醇、钢渣矿化利用、石膏矿化利用、低品位矿加工联合矿化。

CO2的生物利用，包括转化为食品和饲料、转化为生物肥料、转化为化学品和生物燃料和气肥、直接利用CO2输入蔬菜花卉等农作物大棚，可增产农作物30%~50%。

CCS的成本和制约因素

CCUS实际上是一个非常复杂的系统，以燃烧后捕集为例，CO2的捕集系统实际上是在煤电厂里要建设一座高能耗、高水耗和高投资的分离、捕集、吸收和压缩CO2的化工厂，而CO2埋存系统则好像是在埋存地建设一座长期有人运行管理并具有注入和监测设施的油井或天然气井。而且，CCUS还是一个高能耗系统。不算CO2的运输和封存，仅在火电厂进行CO2捕集和压缩这部分就会消耗大量的电量。捕集的CO2越多，电厂对外供电越少。因此，如果一座火电厂要安装CCS而同时保持在没有CCS时的原来电力输出量，则其装机容量就要考虑CCUS在捕集和压缩CO2部分所消耗的电量，这样，其实际装机容量就要比没有CCUS的电厂大得多。例如，根据联合国气候变化专门委员会IPCC的数据，一座超临界电厂要采用现有的CCUS技术捕集90%的CO2，则其燃料消耗量就会比没有CCUS的同容量超临界电厂增加20%~40%。或者，为了要保持原来的电力输出不变，就要使装机容量增大20%~40%。但增大装机容量又会增加CO2的排放，即CCUS所捕集的CO2量实际并不等于而是小于原来要减排的CO2量。例如，一座原来年排放100万吨CO2的超临界电厂，在安装了能够捕集90%的CCUS后，为了保持原电力输出不变，其要增加的发电容量使得其CO2年排放量达到124万至140万吨，即该电厂要用增加12.4-14万吨CO2排放的代价来达到减排原装机容量下90%的CO2目标。根据美国条件对一座超临界煤粉炉电厂采用CCUS系统后其每千瓦的投资成本比没有CCUS系统的电厂高出1114美元/千瓦。对亚临界机组，CCUS电厂的发电成本增加了则76%，而CO2的减排的成本则达到75美元/吨CO2。根据国际能源署（IEA）温室气体研发项目“GHG R&D Programme”的数据，CO2捕集成本约是30美元/吨CO2，陆地地质埋存的成本为10美元/吨CO2，深海埋存成本为20美元/吨CO2(500km)；CCUS造成的发电成本增加为+1.5美分/千瓦时；而CCUS造成的发电效率下降为10-15%。因此，由于这些原因，20多年来，CCUS技术的大规模的推广应用一直受到成本、能耗、安全性和可靠性等因素制约，因而CCUS技术始终未能在商业上被市场接受。因此，CCUS技术研发与推广的方向是降低成本和能耗，并确保其具有长期的安全性和可靠性，努力实现CCUS各个环节技术的均衡发展，尽快进入商业化阶段。

尽管如此，由于CCUS是我国未来利用化石燃料时可以极大程度地减少CO2排放、保障能源安全、构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。作为负责任的发展中大国，为实现“3060”目标，国家必定会高度重视我国经济和能源的低碳发展，因此必然会有序推进CCUS技术研发和示范。因此人们始终不但没有放弃CCUS的研发，而且CCUS技术的研发和中试乃至于有一定规模的捕集装置运行一直在进行，从来没有停止过，而且正在不断取得技术进步。这是因为迄今为止，作为一项有望实现接近碳零排放的技术，CCUS的研发必定会克服各种困难取得技术进步，“抓短板、强弱项”，通过技术创新解决其高能耗，高投资等问题，就像当年开始发展风电和光电时，只有依靠政府的补贴才能得以发展，而今天，这些可再生能源电力技术，依靠创新和技术进步，其成本已经大大降低，而且达到可以和煤电竞争，不但不再需要补贴来发展，而且成为我国发展速度最快的电源，到2020年，风光电新增装机容量的占比达到63%，成为我国电源增长的主导力量。现在CCUS技术还处于研发示范阶段，是我国减少碳排放实现“3060”目标的一项重要战略储备技术，实现其大规模产业化，取决于技术成熟度、经济可承受性、自然条件承载力及其与产业发展结合的可行性。现在，我国已开发出多种具有自主知识产权的CCUS技术，并具备了大规模全流程系统的设计能力。因此，相信通过创新驱动，对CCUS技术发展和最终能够得到推广和应用，应该抱有信心，应该是今后煤电实现低碳发展的一个重要的技术选项。

表5 2030和2050年中国CCUS技术总体发展前景预测目标时间

表5 摘自《中国科技部社会发展科技司中国21世纪议程》发布的“中国碳捕集利用与封存技术发展路线图（2019年版）”，从中可以看出，CCUS技术正在创新推动下快速发展，相信表5中的“30和50”目标的实现，将会大大促进CCUS技术的大规模推广和应用，从而将我国煤电推进入“低碳电源”的大家庭之中。

结束语

中国政府关于碳排放力争2030年前达到峰值和力争2060年前实现碳中和的决策和国际承诺，将会极大地推动我国社会经济和能源的低碳化转型和发展，作为煤炭最大用户和最大碳排放源的煤电，更是首当其冲，义不容辞，必须加快向低碳电源的方向发展。由于化石能源会在一个相当长的时期内始终是人类的主要能源，而在能源结构现在还是“以煤为主”的中国，煤电将会长期继续是我国最重要的电源，不可能在短期内大幅度减少甚至关闭。根据我国煤电的现实情况，本文重点介绍了煤电低碳化发展的三个技术方向，最后的目标是在2060年前，达到煤电碳的近零排放，实现中央部署的以新能源为主体的新型电力系统要求。

对于煤电的低碳发展，当前的重点首先应该是煤电自身的低碳发展，即通过采用创新技术抓住大量亚临界机组的升级改造，以最大限度地降低煤电的供电煤耗，最大限度地降低煤电的碳排放强度。同时进行灵活性改造，使煤电成为能够支持和推动可再生能源电力加速发展的保障。但煤电仅通过提高效率来降低煤耗和减少碳排放强度的效果毕竟有限，因此在煤电自身提效减排的基础上，根据中国的国情和条件，开展煤与生物质耦合混烧发电，逐步增加生物质混烧比，以进一步更大幅度地降低煤电的碳排放，是煤电低碳发展的另一个重要方向。由于碳捕集利用与封存（CCUS/CCS）技术，是正在研发的新技术，由于可将CO2从工业排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现CO2最大幅度减排的工业过程，是一项有望实现化石能源大规模低碳化利用的新技术，是煤电最终能够实现碳近零排放的希望和寄托。虽然该技术的成熟和大规模的应用，还需解决一系列问题后才能推广应用，因此还需假以时日，克服困难，逆势向前，相信前途一定是光明的，其最终得以推广应用，对于实现“3060”碳目标具有重大意义，因此，煤电行业应该更加高度地关注和推动CCUS技术的发展，积极支持、参与CCUS技术的研发、示范和应用，以期使之尽早能够得到大规模的推广应用，以实现煤电真正意义上的“碳的零排放”。

相信“3060碳目标”是推动我国煤电自身降低煤耗和灵活性改造和发展，以及推动煤与生物质耦合混烧发电及CCUS技术的研发、示范和应用的强大推动力，因而必将推动我国煤电低碳高质量的加速发展，使煤电为最终实现我国的“3060”目标做出应有的贡献。