时间: 2025-01-09 08:01:27 | 作者: 产品中心
来源：零碳清洁煤电发展研究——“清洁煤电+CCUS”的可行性与竞争性[J].中国工程科学,2024,26(4):176-185.
清洁煤电配套碳捕集、利用与封存（CCUS）和新能源发电配套储能成为中国电力领域未来发展的必然趋势。研判有关技术不同阶段可能取得的突破，客观分析零碳清洁煤电（以“清洁煤电+CCUS”为代表）的技术经济性及其与稳定可再次生产的能源电力（以“新能源+储能”为代表）的比较关系，是科学推动清洁煤电与新能源电力优化组合的重要前提。
中国工程院谢和平院士研究团队在中国工程院院刊《中国工程科学》2024年第4期发表《零碳清洁煤电发展研究——“清洁煤电+CCUS”的可行性与竞争性》一文。文章系统调研分析国内外清洁煤电、CCUS、新能源发电、储能等典型案例，研判技术发展的新趋势；采用涵盖全生命周期的平准化度电成本模型，测算现阶段、技术突破、商业化规模化3个阶段“清洁煤电+CCUS”的经济性及其变化，并从经济性、稳定性、安全性3个维度与“新能源+储能”作对比分析，评估“清洁煤电+CCUS”的竞争力。分析表明：技术突破、CCUS商业化规模化将推动“清洁煤电+CCUS”成本降低30.3%~77.6%；当CCUS成本低于550元/t CO2时，“清洁煤电+CCUS”相比“新能源+储能”更存在竞争力；当CCUS成本低于150元/t CO2时，“清洁煤电+CCUS”成本将低于“新能源+储能”。基于二者的竞争性和协同性，测算分析了“清洁煤电+CCUS”的优势技术路线和应用场景。围绕提升清洁煤电的互补性、增强“清洁煤电+CCUS”的竞争性、推进煤电与新能源优化组合发展等方面，提出了零碳清洁煤电突破方向与技术路径：明确优先发展技术路线，加强变革性、颠覆性研发技术，提升清洁煤电机组调峰能力，促进煤电与新能源耦合协同发展，构建高端复合人才支撑体系。
2023年，我国可再次生产的能源发电装机规模已超过燃煤发电。与此同时，可再次生产的能源发电的波动性、间歇性给电网安全稳定运行带来严峻挑战，可再次生产的能源发电配套储能成为必然趋势。当前，我国电力行业碳排放量占全国碳排放总量的比例超过40%，“双碳”目标下，燃煤发电配套碳捕集、利用与封存（CCUS）成为未来方向。
我国仍处于社会主义初级阶段，经济发展和生活水平的提高使电力需求仍将保持增长态势。化石能源资源禀赋特征、可再次生产的能源波动性特征和“双碳”目标要求，决定了在保障经济发展的前提下，现阶段我国电力供应主要是依靠煤炭，未来发展的重点是新能源。构建以新能源为主体的新型电力系统，关键是解决好清洁煤电和新能源发电的优化布局问题。清洁煤电与新能源电力如何优化组合、迭代发展，是未来相当长一段时间内能源领域需要正确面对的难题。
技术突破不断降低清洁煤电、CCUS的成本。我国700℃超超临界、整体煤气化联合循环 / 整体煤气化燃料电池联合循环（IGCC/IGFC）等先进燃煤发电技术的发电效率持续提高，特别是IGFC技术发电效率较传统发电技术可提高6%~8%，可有效控制污染物排放，同时为CCUS创造有利条件。现阶段，我国CCUS技术与国际领先水平还存在差距，成本还比较高。随着国家能源集团锦界能源有限责任公司和泰州发电有限公司的CCUS等示范工程投入运行，CCUS技术突破、商业化规模化应用进程将进一步加快，“清洁煤电+CCUS”的成本将会明显降低。同样，新能源发电、储能等成本随技术的进步逐步下降。然而，技术进步带动成本下降的速度并不同步，清洁煤电与新能源电力的竞争格局持续变化。
先进煤电、煤电灵活性调峰、燃煤与新能源、生物质耦合发电、CCUS技术等带来供电成本的变化，清洁煤电、CCUS典型案例的成本等得以明确，但在同样实现零碳、稳定的统一要求下对清洁煤电与新能源电力的技术经济性及其变化的综合比较研究少见。从电力系统的方面出发，清洁煤电零碳排放的主要路径有：机组技术减碳（节能降耗、深度调峰）实现低碳化，通过燃料脱碳实现零碳化、通过烟气脱碳实现负碳化，IGCC联产甲醇、合成氨耦合光伏制氢、富氧燃烧耦合光伏制氢，“全氧煤电+CCUS”技术。考虑CCUS地质约束高分辨率的电力系统仿真模型、中长期电力系统规划预测模型，据此分析电力行业实现零碳排放途径：生物质或化石能源发电加装CCUS、高比例甚至100%实现可再次生产的能源发电，以探索可行和有弹性的零碳电力系统最佳解决方案。
围绕零清洁煤电的突破方向和实现路径已有较多研究，而以技术突破为核心变量、研判“清洁煤电+CCUS”在不同阶段的技术经济性变化进而提出近零清洁发展路径与措施建议的研究仍待开展。本文系统调研国内外清洁煤电、CCUS、新能源发电、储能等典型案例，研判有关技术的发展的新趋势，构建“清洁煤电+CCUS”技术经济性评价模型；分析不同阶段“清洁煤电+CCUS”技术经济性及其变化趋势并与“新能源+储能”作比较，探讨“清洁煤电+CCUS”的优势技术路线和应用场景，提出零碳清洁煤电突破方向、技术路径和发展建议。
为客观、全面测算建设、运营、退役等全生命周期的综合成本，采用平准化度电成本法，构建了“清洁煤电+CCUS”技术经济性评价模型。运用该模型，测算“清洁煤电+CCUS”和“新能源+储能”的典型技术路径，现阶段、技术突破、商业化规模化等情景下的技术经济性，研判不同发展阶段、不同应用场景下“清洁煤电+CCUS”与“新能源+储能”技术经济性的比较关系，进而判断二者的竞争性（见图1）。
注：SOFC表示固体氧化物燃料电池，CCS-EWR表示CO2表示强化深部咸水层封存，CCS-EOR表示CO2强化采油封存。
依据国家能源集团锦界能源有限责任公司、泰州发电有限责任公司的CCUS，加拿大边界大坝（Boundary Dam）和美国佩特拉诺瓦（Petra Nova）煤电碳捕集与封存等国内外典型实例以及发展的新趋势，采用“清洁煤电+CCUS”技术经济性评价模型，测算现阶段、技术突破、商业化规模化三个阶段“清洁煤电+CCUS”的技术经济性（见图2）。
由图2可知，现阶段“清洁煤电+CCUS”的成本为0.58~0.76元/kW·h。随着600 ℃亚临界升温、700 ℃超超临界及100 MW/IGFC等清洁煤电技术和电化学捕集、醌电极电除碳及深部高效咸水层封存／驱油等CCUS关键技术突破，将带动“清洁煤电+CCUS”成本下降至0.25~0.53元/kW·h，较现阶段降低30.3%~56.9%。
随着新型清洁煤电和CCUS技术大规模商业化后，“清洁煤电+CCUS”成本有望降低至0.13~0.4元/kW·h，较现阶段降低47.4%~77.6%。
依据国家发展和改革委员会能源研究所、中国科学院工程热物理研究所、清华大学等研究结果，基于“清洁煤电+CCUS”技术经济性评价模型，测算现阶段、技术突破、商业化规模化3个阶段“新能源+储能”的技术经济性（见图3）。
由图3可知，现阶段“新能源+储能”的成本为0.52~0.88元/kW·h。大型风电、钙钛矿电池等风光发电技术和压缩空气、飞轮储能及磷酸铁锂等储能关键技术突破将带动“新能源+储能”成本下降至0.34~0.65元/kW·h，较现阶段降低26.1%~34.6%。随着新型储能技术大规模商业化后，“新能源+储能”成本有望降低至0.23~0.37元/kW·h，较现阶段降低55.8%~58.0%。
随着CCUS、储能等关键技术持续突破，推动改变“清洁煤电+CCUS”“新能源+储能”的竞争格局。由图2、图3可知，从技术发展形态趋势来看，CCUS技术突破带动成本下降的速度有望快于储能。CCUS技术突破后，“清洁煤电+CCUS”成本降至0.25~0.53元/kW·h，而“新能源+储能”成本降至0.34~0.65元/kW·h；商业化规模化应用后，“清洁煤电+CCUS”成本降至0.13~0.4元/kW·h，“新能源+储能”成本降至0.23~0.37元/kW·h。
清洁煤电技术成熟、出力稳定、可调节，但高碳排放面临巨大的压力。风、光等新能源碳排放强度低，但波动性大，最小出力偏低，高比例接入给电力系统稳定和能源安全带来非常大压力。清洁煤电可通过CCUS解决碳排放问题，新能源发电可通过储能解决有效容量问题，在不同应用场景二者呈现不同的竞争性、协同性关系。发展空间大小重点是不同时段、不同应用场景下各自的技术经济性，即各自的时空优质性（见图4）。
电量是过程量，表示在某一段时间内电力系统的能量供应与消耗之间的平衡。在稳定供应的条件下，“清洁煤电+CCUS”与“新能源+储能”在电量供应上具有同质性、替代性，二者竞争上网。电力供需格局决定二者的竞争性质是增量竞争还是存量竞争。CCUS技术逐步提升“清洁煤电+CCUS”的竞争力。
仅考虑经济性，新能源按照目前要求配套储能比例，“清洁煤电+CCUS”与“新能源+储能”成本相当。在不同机组类型下，“清洁煤电+CCUS”与“新能源+储能”的技术经济性对比如图5所示。
图5 不同机组类型“清洁煤电+CCUS”与“新能源+储能”的技术经济性对比
由图5可知，当CCUS成本150元/t时，“亚临界+CCUS”成本将低于“新能源+储能”；CCUS成本170元/t时，“超临界+CCUS”成本将低于“新能源+储能”；CCUS成本210元/t时，“超超临界+CCUS”成本将低于“新能源+储能”；CCUS成本270元/t时，“二次再热（先进超超临界）+CCUS”成本将低于“新能源+储能”。综上可知，发电技术越先进，“清洁煤电+CCUS”竞争力越强。
由于“清洁煤电+CCUS”相对于“新能源+储能”更具有稳定性和安全性，在同样的稳定性和安全性要求下，“新能源+储能”需要配套更多的储能比例，需要为此支付更多的成本。如果考虑经济性、稳定性、安全性，“清洁煤电+CCUS”的竞争力逐步加强，特别是CCUS商业化和规模化后，“清洁煤电+CCUS”的竞争优势较为显著（见图6）。
电力是瞬时量，表示电力系统在某一时刻可提供的能量，“清洁煤电+CCUS”与“新能源+储能”在电力供应、调峰上具有互补性，共同满足经济社会持续健康发展对电力的需求，具有高度协同性，呈现出电力互补协同、电量优化组合和技术突破推动二者的动态平衡。
在电力上互补协同。新型电力系统下的电力平衡要求发电负荷与用电负荷瞬时平衡（源顺荷动），新能源发电负荷受阻比例超过90%，清洁煤电发挥调峰和兜底保障作用，可有效弥补新能源发电有效容量不够，解决高比例接入给电力系统带来的安全问题。“清洁煤电+CCUS”为“新能源+储能”出力的不稳定性和波动性造成的电力系统在不同时间／空间尺度上的电力／电量不平衡问题，提供安全稳定保障作用。
在电量上优化组合。“清洁煤电+CCUS”与“新能源+储能”在发电规模上优化组合，实时满足经济社会持续健康发展对电量的需求。2023年清洁煤电以39.9%装机规模占比，贡献了63%的发电量。据国网能源研究院有限公司发布的报告，2030年前清洁煤电发电量仍是电力供应的主体，2050年前后清洁煤电的装机规模占比将超过20%，发电量占比接近30%。
技术突破推动二者动态平衡。二者发展的时间和空间取决于技术突破推进技术经济性优化的程度和速度。技术突破是核心变量，技术突破得快则有优势，技术突破得慢可能被替代。
在电力上，“清洁煤电+CCUS”调峰较储能具有时长优势，特别是在长时调峰方面具有不可替代性。不同利用时长下“清洁煤电+CCUS”的调峰（负荷20%）成本与抽水蓄能相当，但低于压缩空气、锂离子储能等（见图7）。
在电量上，“清洁煤电+CCUS”的不同技术组合呈现不同的优势领域。“超超临界+CCUS”成本在2025年前优于“新能源+抽水蓄能／液流电池／压缩空气”，具有优质性；2030年前“超超临界+CCUS”保持优质性，2030年后IGFC+CCUS优质性逐步显现（见图8）。
以技术突破为核心，实施提升清洁煤电互补性、增强“清洁煤电+CCUS”竞争性、快速推进煤电与新能源优化组合三大战略，构建高技术经济性的“清洁煤电+CCUS”技术体系，支撑建设新型电力系统，保障能源安全稳定供给。
统筹电力供应安全和减污降碳，合理建设先进煤电，加快清洁煤电的灵活性改造，保障电力系统安全稳定运行。有效发挥煤电基础性保障作用，快速推进煤电由主体性电源向提供可调容量、调峰调频等辅助服务的系统调节性电源转型，增强煤电调节性作用。大力推进超高参数燃煤发电和高灵活智能燃煤发电，加强新型动力循环系统建设，实现燃煤机组高效低成本的多污染物联合控制。推进存量煤电机组灵活性改造应改尽改，到2025年完成灵活性改造超过2×108kW，增加系统调节能力3×107~4×107kW，为可再次生产的能源大比例消纳提供支撑。
加快CCUS技术攻关，不断的提高CO2大规模低能耗捕集、资源化利用与可靠封存技术水平，开展工程示范，加速CCUS规模化应用。鼓励科研机构和企业加大CCUS研发的投入，开展技术探讨研究和创新，突破关键技术难题，提高CCUS技术的成熟度和可靠性，快速推进CO2资源化、能源化利用，将捕集的CO2转化为有价值的化学品、燃料或别的产品，提高CCUS规模化效益；开展百万吨级CCUS全流程工程示范，建设全流程、集成化、规模化示范项目，加速CCUS大规模商业化与产业化集群建设。
快速推进煤与新能源优化组合，探索通过化学转化、电力、热力等多种方式，实现煤炭与太阳能、风能、生物能等新能源深度耦合发展。探索通过风能、太阳能等发电制氢替代原有煤制氢路线，满足煤转化过程的用氢需求，减少碳排放；加快推进“煤炭+生物质”“煤炭+污泥”“煤炭+垃圾” “煤炭+光热”等耦合发电工程示范，提升机组燃料侧的灵活性。积极开展煤矿区煤电与新能源耦合示范工程，推进煤矿区建成“风光储热”一体化的多元清洁低碳能源基地。
从提升煤电机组灵活性水平，大力支持发展先进清洁煤电技术、新型煤电技术，以及积极探索变革性、颠覆性技术等方面，提出提升清洁煤电互补性技术路径（见图9）。
从加大低成本低能耗CO2捕集研发技术、加快CO2驱油／封存技术工程示范、重点支持CO2高的附加价值利用技术和探索煤矿区CO2封存利用技术等方面，提出增强“清洁煤电+CCUS”竞争性技术路径（见图10）。
从加快煤炭与风／光耦合发电技术、煤炭与生物质／地热耦合发电技术、煤炭与新能源制氢耦合转化技术和探索煤矿区煤炭与新能源耦合技术等方面，提出快速推进煤炭与新能源融合发展技术路径（见图11）。
明确清洁煤电、CCUS、煤与新能源耦合等需要优先发展的技术路线。对于清洁煤电，灵活性电源如抽水蓄能与气电装机有限，优先煤电灵活性改造是提升电网灵活性最现实、最有效的措施；对于CCUS，建议加大对CCUS等技术的研发和示范应用，规避未来全国碳交易市场对产业带来的重大风险；对于煤炭与新能源耦合，应支持煤炭与风、光、生物质等耦合发电、耦合燃烧、耦合化学转化的工程示范与推广应用。
建议发挥国家自然科学基金、国家科技重大专项的原创导向，给予先进超超临界煤电技术、煤炭与新能源耦合发电、低成本CCUS等变革性技术，以及煤矿采空区／废弃矿井封存CO2、CO2驱油／气、CO2电化学捕集、CO2矿化利用、IGFC发电等零碳颠覆性技术的基础研究与科学技术研究立项倾斜，提高煤炭利用效率及碳减排关键核心技术攻关能力。推动建设煤电低碳国家重点实验室、工程研究中心，围绕清洁煤电、CCUS等，攻克关键核心技术，加快“清洁煤电+CCUS”装备人机一体化智能系统，加强国际交流与合作，防范“卡脖子”风险。
建议加大力度支持清洁煤电机组灵活性改造研发，推进清洁煤电机组灵活性改造关键技术进一步突破；进一步增加政策扶持和融资力度，激励引导清洁煤电机组开展灵活性改造项目建设，挖掘调峰潜力，提升调峰能力，实现煤电与电网建设、煤电与储能以及可再次生产的能源的优化布局和有序协调发展；合理认定清洁煤电机组新增调峰容量，推动新能源项目通过市场化方式优先购买清洁煤电企业调峰资源，用于配套新能源项目开发，增加煤电企业收益。加快提升清洁煤电机组调节能力和灵活性，完善清洁煤电调峰补偿机制，给予清洁煤电调峰合理成本补偿。
建议将煤电与新能源耦合利用全面纳入国家能源战略规划，鼓励发展燃煤与新能源耦合发电利用，优化电力结构；制定促进燃煤与新能源耦合发电利用的财政补贴、税费、贷款支持等财政金融税收支持政策；研究制定支持煤炭与新能源耦合利用工业示范运转的专项政策，建立容错机制，加快成果转化。全力支持煤矿区发展新能源，支持利用矿区闲置土地发展新能源产业；允许工矿废弃地复垦，调整土地利用指标在一些范围内调剂为建设用地指标；因地制宜引入点状供地政策，进一步实现集约节约用地。
建议超前布局清洁煤电、CCUS、煤与新能源耦合等方向的高端复合人才教育培训。鼓励传统煤炭院校开设低碳零碳开采、清洁煤电、新能源、碳金融、碳管理等学科专业，加快培养交叉学科高层次复合型人才。鼓励企业与高校企业共建培养基地，开展人员培训，提升人员实用技能。鼓励煤电企业引进CCUS、新能源开发利用方面的高品质人才，以技术突破提升清洁煤电竞争力。
主要从事岩石力学、深地科学与绿色能源（地热能、CCUS与低碳技术、海水制氢等）研究。
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