當前，我國300 MW及以上等級煤電機組平均供電煤耗約為305 g/(kW?h)。按照2020年燃煤機組發電量為4.8萬億kW?h，則全年消耗標準煤約14.6億t，CO2排放約為42億t。根據相關預測，到2030年，煤電CO2排放約為40億t，與目前水平接近，基本可實現行業碳達峰。但是，發電本質上是一個碳排放行業，而且排放量占比很大。發電行業的技術進步，尤其是低碳化技術的突破是實現我國“30?60碳達峰碳中和”目標的關鍵支撐。

火力發電，尤其是燃煤發電，是目前綜合經濟性最好、技術成熟度最高的發電形式。理論上講，相對于核電、水電、風電等，火力發電受資源制約較小，布局更加靈活，裝機容量可以根據實際需求決定。

煤電的發展，一方面取決于我國經濟發展水平、資源稟賦、環境保護、碳減排等對電力行業的整體需求，另一方面取決于煤電的技術特點、技術成熟度、經濟性等。因此，要深入研究煤電的發展趨勢，獲得“碳達峰、碳中和”背景下的煤電合理占比和結構，就必須從電力需求和發電技術發展兩方面綜合考量，需要考慮存量機組的節能降耗和新建機組的高效率。同時，煤電機組需要智能靈活，滿足新能源電力的大規模接入。因此，應重點研究高效煤電技術、煤電機組靈活調峰技術和碳捕集及利用技術。

1煤電的發展研究

1.1煤電的特點和定位

經過近幾十年的發展，燃煤發電污染物排放得到有效控制。截至2020年底，我國煤電機組幾乎全部達到超低排放水平。但是，火力發電機組在碳排放方面劣勢明顯。目前，我國燃煤機組單位發電量碳排放（CO2）高達879 g/(kW?h)，即使最先進的煤電機組單位發電量碳排放也達到756 g/(kW?h)，遠高于實現碳中和所需的近零排放標準（單位發電量碳排放量低于100 g/(kW?h)），所以燃煤發電是我國電力行業減碳的主要領域。

新中國成立70年以來，我國電力工業快速發展，實現了從小到大、從弱到強、從追趕到引領的巨大飛躍，為我國經濟社會發展作出了突出貢獻。在此背景下，煤電快速發展，在國家持續投入和支持下，煤電技術取得了長足進步，單機容量、機組參數、機組數量、能效指標均躍居世界前列。長期以來，燃煤發電呈現出占比高、體量大的特點，實際承擔我國主力電源和基礎電源的角色。

近年來我國對能源利用多元化、清潔化、低碳化的需求日益迫切，尤其是習近平總書記提出“30?60碳達峰碳中和”的目標后，能源行業尤其是電力行業的轉型勢在必行。未來燃煤發電必將擔負新的歷史使命。

首先，新能源電力波動大、間歇性強，在大規模、低成本儲能技術成熟應用之前，適當比例的燃煤發電可為電力系統的穩定運行提供足夠的轉動慣量，平抑大比例新能源發電并網帶來的波動，保障電網系統的安全。電力系統需要火力發電尤其是燃煤發電充分發揮“兜底保障”的重要作用。

其次，煤電要積極轉變角色，由傳統提供電力、電量的主體性電源，向提供可靠電力、調峰調頻能力的基礎性電源轉變，積極參與調峰、調頻、調壓、備用等輔助服務，提升電力系統對新能源發電的消納能力，將更多的電量市場讓給低碳電力。

最后，熱電聯產的燃煤發電機組是滿足我國居民采暖需求的重要保障。盡管目前熱電聯產機組已占火電機組比重的41%，仍不能滿足我國日益增長的熱力需求。低成本的燃煤發電是全社會低成本用電、用熱的基礎，是我國保障民生和社會經濟活動用能的重要支撐，對促進經濟社會發展、提升人民幸福感具有重要意義。

1.2煤電在總裝機中的合理占比

我國煤電投資規模逐年下降，“十一五”時期的平均煤電年新增裝機規模是6 862萬kW，到“十三五”期間已降至3 538萬kW。煤電新增裝機容量規模在2016年被新能源超越，2020年新能源發電年新增裝機是煤電的近3倍，煤電裝機容量比重歷史性降至50%以下。隨著“雙碳”目標的提出，煤電裝機比例進一步降低的趨勢不可逆轉。

但是合理的電源結構和發電量組成，要取決于各類發電機組的技術發展水平和經濟性，同時也要與經濟發展水平、資源稟賦、環保要求等整體需求相適應。

根據我國經濟發展和全社會用電需求的預測，2030年全國電源總裝機約28.74億kW，全年發電總量約8.94萬億kW?h。根據碳達峰的需求，發電行業需在2025年前后率先達峰。發電行業2030年全年碳排放總量控制在38億t左右，單位發電量碳排放降至425 g/(kW?h)。

在此條件下進行測算，2030年，燃煤發電裝機12.13億kW，占總裝機的42.20%。燃煤發電的發電量4.85萬億kW?h，占總發電量的54.27%。燃煤發電的單位發電量碳排放降至750 g/(kW?h)左右。全年燃煤發電碳排放量約為36.3億t，發電行業碳排放總量約為38億t。

2060年，根據我國經濟發展和全社會用電需求的預測，全國電源總裝機約70.92億kW，全年發電總量約16.5萬億kW?h。單純考慮碳中和的需求，發電行業需在2060年將單位發電量碳排放降至低于50 g/(kW?h)的水平，發電行業2060年全年碳排放總量控制在8億~9億t。但是，到2060年我國仍需維持7億kW左右的燃煤發電機組，以保障我國能源電力供應安全和調峰、供暖需求，發電行業2060年實際碳排放總量存在很大的不確定性。

可以預見，未來煤電的裝機占比及發電量將主要受到碳減排目標、電力供應安全的雙重約束。從碳減排目標出發，煤電應不斷縮減規模；但從電力供應安全角度出發，則需要煤電在較長時期內繼續承擔兜底保障、應急備用、調峰調頻、消納新能源、乃至工業供熱與采暖供熱等作用。因此，煤電將在滿足電力供應安全的前提下不斷降低發電量，以實現更少的碳排放。而其裝機和發電量下調的進度安排除應滿足“30?60”目標要求外，還受到供電經濟性、環保要求等影響，并與靈活性提升水平、高效技術發展成熟度、碳捕集成本、碳運輸及封存的經濟性和安全性等因素密切相關。

2煤電的低碳化技術

2.1存量機組節能提效

2.1.1煤電低碳化節能提效綜合技術

影響我國大型煤電機組能耗特性的因素，既有運行負荷、燃料特性及環境溫度等外部條件，也有機組本身的性能缺陷及運行管理水平等內部因素。為實現煤電機組全工況運行優化，需要對系統進行節能診斷，查清全工況下各熱力設備的性能，獲得熱力系統的能耗特性。

節能診斷基于全面系統的能耗分析和診斷，針對機組所有的主、輔機系統，從設備選型、運行方式、存在問題等各個方面入手；結合煤質、環境邊界條件、運行方式、運行參數等，對機組各項能耗指標進行詳細的分析、核算，得出機組的能耗水平及節能潛力；并在此基礎上，為發電企業指明節能改造方向，采用針對性強的綜合節能提效技術降低機組煤耗。

煤電低碳化節能提效綜合改造技術是將煤電機組看做一個整體，在燃煤發電系統中采取技術上可行、經濟上合理以及環境和社會可以承受的技術措施，以強化傳熱傳質、熱量梯級利用、能量合理利用、輔機提效及調速改造以及其他優化運行手段為技術導向對煤電機組進行整體節能提效改造。

目前，成熟的節能技術如圖1所示。可以針對具體的電廠，因地制宜，一廠一策，采用不同的技術組合，達到技術經濟性最好的效果。

圖1火電機組一體化節能技術體系

2.1.2機組延壽綜合提效技術

煤電機組提升參數延壽技術是提高煤電機組整體能耗水平、節能減碳的重要手段。

我國“十四五”期間達設計期限的20萬kW及以上煤電機組有87臺，合計容量約0.26億kW。未來10年（2021—2030）我國有252臺容量20萬kW及以上煤電機組陸續達到設計期限，總容量約為0.82億kW，約占目前煤電總容量（按2020年底10.8億kW計）的7.6%。其中亞臨界300 MW及以上機組205臺，占10年內設計期滿機組容量的88%。

根據國外煤電機組的運行經驗，全球范圍內煤電機組平均服役30年以上的超過24%。日本近50%的煤電機組服役年限為30~39年，25%的煤電機組服役年限超過40年。美國煤電機組的平均使用年限為42年，有11%的機組運行年限超過60年。我國煤電機組構成中，300 MW等級亞臨界機組服役年限在20年以內的占比達到82.8%。

對于達到設計使用壽命的機組，通過機組延壽改造并同步實施提升參數改造可大幅提升機組的經濟性。

針對亞臨界機組，僅提升蒸汽溫度，而主蒸汽壓力基本保持不變，既可以降低機組煤耗水平、又可以有效減少改造工程量。蒸汽參數提升的幅度與方案的難易程度和投資規模成比例。

2.2高效燃煤發電技術

2.2.1超高參數超超臨界燃煤發電技術

超高參數超超臨界燃煤發電是指將燃煤發電機組參數從現在的600℃等級進一步提升至650℃等級乃至700℃等級，從而達到提升發電效率的目的。

過去的幾十年里，煤電機組一直都在向大容量、高參數發展。目前，全世界煤電機組的蒸汽參數穩定在600℃等級，部分機組提高到620℃。機組容量基本上以600 MW和1 000 MW為主。目前，中國已投產600 MW等級超臨界和超超臨界機組已超過600臺，已投產超超臨界1 000 MW機組達到137臺。2016年，成功投運了最先進的1 000 MW等級600℃/620℃/620℃超超臨界二次再熱機組，凈效率已達47%。在國家持續投入和支持下，煤炭的先進清潔高效發電技術取得了顯著進步，機組參數、數量、能效指標均躍居世界首位。

在700℃發電技術領域，尤其是高溫鎳基合金材料方面，國外已經開發出了幾種適用于700℃機組的鎳基合金材料，完成了700℃電廠的概念設計，基本為700℃機組的建設做好了技術儲備。我國700℃發電技術的研究也緊跟世界步伐。相關科研單位篩選和開發了一批高溫合金材料，在華能南京電廠建成了700℃部件驗證平臺，完成了25 000 h關鍵高溫部件的驗證，運行情況良好。同時也正在瑞金電廠二期開展試驗性應用。另外，已開發了主蒸汽大管道、高中壓轉子合金，目前正在進行產業化試制和部件性能驗證。

初步預計：2025年，實現650℃等級超超臨界燃煤發電機組的工程示范，凈效率不低于47%；2035年實現650℃等級超超臨界燃煤發電機組的大規模商用；2035年實現700℃等級超超臨界燃煤發電機組的工程示范，凈效率不低于50%；2045年實現700℃等級超超臨界燃煤發電機組的大規模商用。

在700℃超超臨界蒸汽發電技術的基礎上進一步提升溫度參數，發電系統效率提升有限，即便溫度到達800℃，凈效率也很難突破55%，且隨著溫度的提升，高溫合金材料的開發成本和制造成本均成倍增加，材料瓶頸問題突顯。因此在實現700℃等級超超臨界燃煤發電機組商用后，不建議向更高參數發展。

2.2.2超臨界CO2循環高效燃煤發電

超臨界CO2循環高效燃煤發電技術是通過采用超臨界CO2代替水作為循環工質，采用布雷頓循環代替朗肯循環作為動力循環的一種新型燃煤發電技術。在600℃等級，超臨界CO2循環燃煤發電機組供電效率可比傳統水循環發電機組提高3百分點~5百分點；700℃等級，超臨界CO2循環燃煤發電機組供電效率可比傳統水循環發電機組提高5百分點~8百分點。

2004年，美國能源部（DOE）開始超臨界CO2循環發電技術的研發，目標是為核電站、太陽能光熱發電、余熱利用等研發下一代動力設備。2011年美國能源部開始實施“Sunshot”計劃，旨在將超臨界CO2布雷頓循環系統付諸商業化。該研發項目主要進行10 MW超臨界CO2發電機組研發和測試，實驗測試在美國Sandia國家實驗室下屬的核能系統實驗室（NESL）進行。2014年起美國能源部實施了化石燃料超臨界CO2循環發電研究計劃，其目標是使超臨界CO2閉式循環比高參數水工質朗肯循環效率高5百分點以上。

2005—2011年，美國Sandia國家實驗室在美國能源部的資助下，首先搭建了熱功率1.0 MW的超臨界CO2布雷頓循環實驗回路裝置，設計壓力為15.2 MPa，溫度為538℃，電功率為125 kW。

歐洲和日本也在加緊研究超臨界CO2循環。法國電力公司（EDF）開展了燃煤閉式超臨界CO2循環研究，東京工業大學、俄羅斯科學院、比利時列日大學開展了半閉式超臨界CO2循環研究等。總體上看，對于煤基超臨界CO2循環的研究，國外仍處于起步階段。

我國在該領域的研究與國外的研究基本同步。西安熱工研究院有限公司（西安熱工院）、中國科學院、中國核動力研究院、清華大學、西安交通大學等單位相繼開展了超臨界CO2循環的相關研究。國家科技部相繼支持了“超臨界CO2太陽能熱發電關鍵基礎問題研究”“超高參數高效CO2燃煤發電基礎理論研究與關鍵技術研究”“兆瓦級高效緊湊新型海洋核動力裝置基礎理論及關鍵技術研究”等重點研發計劃項目。經過不懈的努力，國內在超臨界CO2循環構建、超臨界CO2流動傳熱機理等方向上的部分成果達到了國際先進水平。

西安熱工院的5 MW超臨界CO2循環發電驗證平臺（圖2），已于2020年12月建設完成。該平臺最高壓力為21.5 MPa，最高溫度為600℃，最大流量為306 t/h，是目前世界上容量最大、參數最高的超臨界CO2循環驗證平臺。該平臺的建成投運將極大地推動新型高效發電技術的發展和工程應用。

圖2 5 MW超臨界CO2循環發電驗證平臺

目前，隨著5 MW超臨界CO2發電平臺的投運，關鍵技術和關鍵設備逐步得到驗證和完善，該技術工程應用研究已經全面展開。西安熱工院和相關單位正在進行50 MW超臨界CO2光熱發電可行性研究和初步設計，預計在2030年左右實現300 MW超臨界CO2煤電機組工程示范，凈效率不低于50%；2040年實現700℃等級大型超臨界CO2燃煤發電機組的工程示范，凈效率不低于55%。

2.3煤電機組靈活性技術

為了解決新能源消納的問題，煤電運行需要更加靈活，調峰能力更加突出可靠。煤電機組調峰技術需要重點研究或突破的地方主要包括2方面：一是調峰的深度，二是調峰的速度。火電正由傳統的提供電力、電量的主體電源，逐步轉變為提供電力、電量的同時，向電力系統提供可靠容量、調峰調頻等輔助服務的基礎性、調節性電源。

隨著新能源比例的增加，電網對于瞬間大幅甩負荷的響應能力要大幅提升，迫切需要從技術上提高煤電負荷快速升降的能力。

2.3.1鍋爐深度調峰技術

根據爐型、煤質、燃燒設備的不同，目前國內大部分燃煤鍋爐低負荷穩燃能力在40%~50%額定負荷，通過改造下探至20%~30%額定負荷。

鍋爐深度調峰主要面臨低負荷穩燃和環保達標2個問題。

提高鍋爐低負荷穩燃能力的主要技術措施有：鍋爐精細化運行調整，基于強化燃燒的鍋爐燃燒器改造，鍋爐制粉系統改造，摻燒高揮發分煤質改造，以及等離子體、微油、富氧等助燃改造等。

目前，絕大部分煤電機組脫硝裝置的工作溫度為300~420℃。當機組深度調峰時，隨著鍋爐負荷的降低，脫硝裝置入口煙溫將降至300℃以下。為避免脫硝催化劑失去活性，脫硝裝置需要退出運行，導致氮氧化物排放超標，機組調峰中止。因此，針對深度調峰期間，脫硝裝置無法投入的機組，需要進行提高脫硝裝置入口煙溫改造。主要的低負荷選擇性催化還原（SCR）脫硝入口煙溫提升技術有省煤器煙氣旁路、省煤器水側旁路、省煤器分級布置、回熱抽汽補充給水、熱水再循環等技術。

上述技術措施都是常規手段，需要針對不同的機組采用不同的組合。

2.3.2控制系統調峰適應性技術

我國火電機組在50%額定負荷以下普遍以啟停機過程控制為主，分散控制系統（DCS）控制邏輯未能在50%額定負荷以下進行連續運行甚至響應調峰調頻的調試。

火電機組深度調峰運行負荷范圍一般目標為30%~100%額定負荷。這不僅是簡單的運行負荷范圍變寬，從自動調節和控制角度，汽動給水泵、變頻泵、調節閥等大量對象的非線性特性隨工況范圍的變寬而變得不可忽視。很多控制回路匹配30%~100%額定負荷范圍工況變得異常困難，導致機組常常表現在某些工況下自動控制運行的異常，給進一步提高變負荷速率指標給機組的安全穩定運行帶來極大的挑戰。

機組深度調峰運行時，大量設備接近極限工況運行，輔機跳閘、主燃料跳閘等保護和切除自動等功能回路如有誤動或切手動都極易威脅整個系統的安全穩定運行。若要實現更進一步深度調峰，需要針對鍋爐燃燒進行控制優化，修改邏輯（圖3）。

圖3燃煤鍋爐智能協調優化控制

2.3.3熱電解耦技術

1）汽輪機高低旁路熱電解耦技術汽輪機旁路的設計目的在于協調鍋爐產汽量與汽輪機耗汽量之間的不平衡，實現一定程度的熱電解耦，提高機組對負荷、供熱的適應性以及運行靈活性。利用機組已有的旁路或者新建的旁路可以實現對外供熱。汽輪機旁路供熱系統如圖4所示。

圖4汽輪機旁路供熱系統

汽輪機高低旁路供熱按其供熱形式可以分為：

1）低壓旁路單獨對外供熱；

2）高壓旁路部分主蒸汽對外供熱；

3）汽輪機高低旁路聯合供熱。

目前應用較多的是低壓旁路單獨對外供熱和汽輪機高低旁路聯合供熱2種方式。

2）低壓缸零出力熱電解耦技術供熱機組一般受低壓缸冷卻蒸汽流量限值和以熱定電運行方式的影響，電調峰能力有限，很難適應電網深度調峰需求，供熱能力也受限制。低壓缸零出力技術是突破這一難題有效手段。圖5為低壓缸零出力供熱技術系統示意。該技術是在低壓缸高真空運行條件下，關閉低壓缸入口閥門，將原進入低壓缸的蒸汽用于供熱，實現汽輪機低壓缸零出力運行。以某機組為例，經低壓缸零出力改造后其低壓缸進汽量減少，大量蒸汽用于供熱，相應冷源損失減少，供熱季平均發電煤耗下降約40 g/(kW?h)。低壓缸零出力改造技術突破傳統供熱機組運行理論，實現了機組低壓缸零出力運行，從而大幅降低低壓缸的冷卻蒸汽消耗量，提高汽輪機電調峰能力和供熱抽汽能力，并能夠實現抽汽凝汽式運行方式與零出力運行方式的在線靈活切換，使機組同時具備高背壓機組供熱能力大、抽汽凝汽式供熱機組運行方式靈活的特點，顯著提升運行靈活性。

圖5低壓缸零出力供熱技術系統

2.3.4儲熱耦合調峰技術

目前的火電機組靈活性較差，主要是因為機組的鍋爐和汽輪機間具有很強的耦合關系，當需要寬負荷運行時，汽輪機具有較好的負荷調節能力，但鍋爐受最低穩燃負荷的限制，不能進一步降低負荷率，限制了機組的調峰能力。為提高火電機組的靈活性，適用于深度調峰，需要采取措施將機組的鍋爐和汽輪機進行解耦。

采用儲能可以在用電負荷低谷時充電，在用電尖峰時放電，以降低負荷尖峰。利用儲能系統的替代效應可以將煤電的容量釋放出來，從而提高火電機組的利用率，增加其經濟性。

目前，已經可以實現工程應用的是高溫熔鹽儲熱耦合火電機組調峰技術，其系統結構如圖6所示。

在機組參與電網調峰需要降低出力時，保持鍋爐負荷不變，通過抽取部分主蒸汽和再熱蒸汽進入儲熱模塊，換熱后根據參數匹配返回機組的相應熱力系統接口，實現機組出力降低的同時將部分熱量存儲于儲熱模塊；在機組參與電網調峰需要增加出力時，仍然保持鍋爐負荷不變，根據參數匹配從機組的相應熱力系統接口抽出部分蒸汽或給水進入儲熱模塊，換熱后根據參數與相應的熱力系統接口蒸汽或給水混合，返回機組，實現機組出力的升高。

在機組要求低負荷運行時，鍋爐燃燒量不變，汽輪機負荷降低，利用儲熱介質將高品位能量儲存，負荷變化不受鍋爐最低穩燃負荷影響，增加機組調峰負荷范圍和靈活性，可以實現深度調峰的需求，調峰深度降低至18%額定負荷。

圖6高溫熔鹽儲熱耦合火電機組調峰技術

在機組要求高負荷運行時，鍋爐燃燒量不變，利用儲熱介質放熱提升汽輪機負荷，提高能量利用效率。汽輪機組不做其他改造情況下可實現機組峰值時間段內持續擴容5%。

2.4煤電機組調峰政策建議

2020年煤電發電量約4.8萬億kW?h，占全社會總發電量的65%，年利用小時為4 400 h，負荷率約為50%。若負荷率降至30%，年利用小時將為2 600 h，年發電量將減少至2.8萬億kW?h，可為新能源上網騰出空間，且保持煤電的調峰備用功能。

煤電調峰備用后，整個行業的燃煤量減少約為53 400萬t/a，合計減排CO215.3億t/a。建議用減排量彌補費用缺口，對騰出上網空間的調峰備用煤電機組，進行碳交易補償。對于在極端情況下，能及時滿足電力系統特殊要求的機組，給予特殊的資金獎勵，以保證煤電機組調峰備用功能不被荒廢，確保整個電力系統的穩定。

3碳捕集及應用技術

碳捕集、利用與封存（CCUS）是指將CO2從工業或其他排放源中分離出來，并運輸到特定地點加以利用或封存，以實現被捕集CO2與大氣的長期隔離（圖7）。CCUS技術是我國實現2030碳達峰和2060碳中和目標的重要技術組成部分。

圖7 CCUS系統

CO2地質封存是指通過工程技術手段將捕集的CO2儲存于地質構造中，實現與大氣長期隔絕的過程。按照不同的封存地質體劃分，主要包括陸上咸水層封存、海底咸水層封存、枯竭油氣田封存等技術。陸上咸水層封存所需技術要素幾乎都存在于油氣開采行業，油氣行業已有技術要素能夠部分滿足示范工程的需求。對中國而言，陸上咸水層封存各技術要素的發展程度很不一致，其中監測與預警、補救技術等還僅處于研發水平。海底咸水層封存與陸上咸水層封存有一定相似性，但工程難度更大。國外已有多年工程實踐經驗，但在中國尚無示范先例。

3.1碳捕集技術政策建議

火電加裝CCUS可以推動電力系統近零碳排放，提供穩定清潔電力，平衡可再生能源發電的波動性，在避免季節性或長期性的電力短缺方面發揮慣性支撐和頻率控制等重要作用。因此，在充分考慮電力系統靈活性、可靠性和碳排放的情況下，CCUS技術在電力系統中的競爭力將持續增強。

火電加裝CCUS可以避免已經投產的機組提前退役，降低實現“碳達峰、碳中和”目標的經濟成本。碳捕集改造對于一些附近可封存CO2或利用CO2的火電廠最具吸引力，利用捕集的CO2進行驅油可以大幅提高CCUS技術的經濟效益。同時，考慮碳市場和碳稅等激勵政策，CCUS在未來有望實現商業化推廣。

3.2碳捕集技術經濟性分析

電力行業CO2排放屬于低濃度排放源，捕集成本相對較高。安裝碳捕集裝置將產生額外的資本投入和運行維護成本等。以火電廠安裝為例，第一代燃燒后捕集技術的成本（以CO2計，下同）約為300~450元/t，能耗（以CO2計，下同）約為3.0 GJ/t，發電效率損失10百分點~13百分點；第二代燃燒后捕集技術的能耗約為2.0~2.5 GJ/t，發電效率損失5百分點~8百分點。此外，在大部分項目仍以罐車為主要運輸方式的現實條件下，引入CO2運輸也將額外增加約1元/(t?km)的運行成本，在運輸距離達100 km時，每噸也將增加上百元的運行成本。

碳市場交易可以一定程度上彌補CCUS技術的部署成本。中國正在推進全國碳交易市場的建立，發電行業是首先被納入交易的主體。總體來看，目前碳配額成交量和成交額呈上升趨勢，截至2020年8月，試點省市碳市場累計成交量超過4億t，累計成交額超過90億元。據預測，到2030年，中國的平均碳價（以CO2計，下同）將上升到93元/t，到2050年將超過167元/t。未來碳交易市場的發展和逐步完善以及碳價的提升將抵消一部分CCUS成本。總體來說，短期內還需依靠補貼政策，才能局部獲得應用。

3.3碳捕集技術應用前景

由于技術成熟度和成本原因，我國CCUS技術在2030年前應該還是以研發示范為主，尚不會得到大規模發展。因此，2030年前，我國碳減排主要依靠大力發展節能增效和可再生能源技術，CCUS技術是我國未來減少溫室氣體排放的重要戰略儲備技術。2030年后隨著技術的進步、碳價的提高以及CO2驅油與利用技術的發展，CCUS應用價值的潛力將會大幅度釋放，成為我國化石能源為主的能源結構向低碳多元供能體系轉變的重要技術保障。

4結論

1）煤電是我國電力安全的戰略力量，我國建設社會主義現代化國家和滿足人民對美好生活的向往都需要保留一定比例的煤電份額。而煤燃燒是CO2排放的主要來源。因此，煤電將在滿足電力供應安全的前提下不斷降低發電量，以實現更少的碳排放。據預測：到2030年，我國需要保留燃煤發電裝機12.13億kW；到2060年仍需維持7億kW左右，以保障我國能源電力供應安全和調峰、供暖需求。

2）煤電的低碳化發展對我國“雙碳”目標的實現至關重要。對于存量的煤電機組，需要大力進行節能提效改造，把煤耗降到300 g/(kW?h)以下。對于達到設計使用壽命的機組，通過機組延壽改造并同步實施提升參數改造以大幅提升機組的經濟性。另外，需要推進科技創新，大力發展高參數超超臨界技術和超臨界CO2循環等新型高效動力系統，把新建煤電機組的煤耗降到250 g/(kW?h)以下。

3）同時，全面提升煤電機組的自身靈活性，大力發展鍋爐深度調峰、熱電解耦以及儲能耦合調峰等技術和提高控制系統調峰適應性，制定調峰鼓勵政策，為可再生電力大規模接入提供支撐。

4）另外，需要儲備碳捕集與封存技術，開發低成本CCUS技術，加強政策引導，為2060年碳中和目標的實現提供保障。