世界能源前沿技术发展趋势及热点追踪（2021）

国际能源形势正在发生深刻变化，高度活跃的技术创新推动了能源开发利用方式变革。各国从能源战略高度制定能源技术规划，推动能源低碳化和绿色可持续化发展。持续跟踪全球能源领域颠覆性技术发展趋势，及时把握能源技术前沿、进展和发展态势，分析能源技术创新布局，对描绘我国能源发展蓝图、制定技术发展路径具有重要借鉴意义。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：能源情报研究中心 邱丽静）

一、主要国家/地区能源技术发展战略与政策

为应对全球气候变化和确保能源安全，许多国家/地区开始寻求向低碳发展模式转变，制定相应的发展战略、行动计划和政策措施。可再生能源和清洁能源技术成为主要发展方向，除了部署氢能、核能等技术外，节能和储能技术也备受关注。欧盟、英美等在低碳领域积极创新、探索前沿技术，以此来抢占未来低碳经济科技制高点。

欧盟

注重碳减排，大力发展可再生能源技术

一直以来，欧盟致力于引领世界低碳能源技术的发展，其绿色技术产业领先全球，也是主要先进能源技术输出地区之一。为保持欧盟地区的能源技术地位，激发更大潜力，欧盟相继公布落实2030年碳减排目标的一系列措施。2020年11月，欧盟首份限制甲烷排放的纲要性草案——《欧盟甲烷战略》将能源、农业和废弃物处理列为甲烷减排的重点对象，尤其侧重能源领域甲烷的排放和泄漏问题。2021年7月，欧盟委员会就应对气候变化提出了名为“Fit for 55”的一揽子提案，旨在将其净零排放气候目标转化为具体行动。提案涉及气候、能源、交通运输、税收等多个方面，预计这些政策组合将引发欧盟能源、交通等诸多行业的重大变革。

2020年底，欧盟委员会发布《海上可再生能源战略》，提出了欧盟海上可再生能源的中、长期发展目标。为助力欧盟实现2050年碳中和目标，该战略提出到2030年海上风电装机容量从当前的12吉瓦提高至60吉瓦以上，到2050年进一步提高到300吉瓦，并部署40吉瓦的海洋能及其他新兴技术（如浮动式海上风电和太阳能）作为补充。欧盟将向海上风能投资近8000亿欧元，约三分之二用于电网基础设施建设，另三分之一用于发电设施建设。此外，欧盟还将支持海上风电全产业链建设，在推动零部件生产制造工业的同时，也推动岸上港口基础设施的建设。

2021年7月，欧盟委员会在“创新基金”资助框架下投入1.22亿欧元，支持推进低碳能源技术商业化发展。其中1.18亿欧元用于资助14个成员国的32个低碳技术小型创新项目，支持能源密集型工业脱碳、氢能、储能、碳捕集和可再生能源等领域创新技术的迅速部署，涉及行业包括炼油、钢铁、造纸、玻璃、食品、电力、交通等。另外440万欧元将支持10个成员国的15个技术成熟度较低的低碳项目，包括可再生能源、绿氢生产、零碳交通、储能、碳捕集等，旨在推进其技术成熟以便在未来获得“创新基金”的进一步支持。此外，欧盟委员会根据欧盟国家援助规则批准了法国支持可再生电力生产的援助计划。该计划将在2021年至2026年期间援助可再生能源装机容量共计34吉瓦，包括水电、陆上风电、地面太阳能、建筑屋顶太阳能、创新太阳能、发电自用太阳能和技术中性可再生能源在内的七类能源项目。该措施的总预算约为305亿欧元。

英国

打造零碳能源系统，聚焦核能减碳

2021年4月，英国宣布了更为激进的气候目标，即到2035年，将英国的二氧化碳排放量在1990年基础上减少78%，比原计划提前了近15年，此举将确保其对气候变化的贡献，并与《巴黎协定》的温度目标保持一致，将全球变暖限制在2摄氏度以下，并朝着1.5摄氏度努力。在英国的零碳愿景中，核电作为一种低碳能源，将在能源体系中占据重要地位。

2021年，英国针对核能减碳、核能制氢、能源安全等问题相继发布多份报告，聚焦核能在减碳方面的关键作用。英国国家核实验室最新发布的《英国能源系统建模报告》指出，从发电角度，将核能排除在能源组合之外会导致电网容量大幅增加，造成发电与输电成本上升；从氢能角度，核能制氢是一种目前少有的高产量、低成本和低碳制氢技术路线；从区域供热角度，当小型模块化轻水反应堆等大规模部署在城市时，核能供热是一种非常具有成本效益的选择。英国核能部门协议创新小组在《解锁英国核能制氢经济以支持净零排放》报告中也提出了一系列核能制备零碳氢的建议，指出需要激活整个核能制氢产业链；为更广泛的需求侧技术创新提供支持；加速核能制氢技术的部署；制定全面选址战略，以确保推动核能升级；确保相关技术在商业化过程中能够获得融资。8月，英国商业、能源与工业战略部发布“下一代核电反应堆”计划，其中提出将投资1.7亿英镑用于研究“先进模块堆”示范计划，力争未来十年内将最新核电技术投入应用，并利用最新核电技术制取低碳氢气，位于英国英格兰地区的Sizewell C核电站将是首个核电制氢试验基地。

德国

加快能源绿色转型，稳步推进国家氢能战略

德国是全球实施能源转型最为积极的国家之一。2021年5月，德国宣布将实现碳中和的时间从2050年提前到2045年。在参与欧盟碳市场的情况下，德国还于2021年1月1日启动了全国燃料排放交易体系，以减少供暖和运输部门的二氧化碳排放。到2022年，汽油、柴油、燃料、液化石油气和天然气将成为该交易体系的一部分，其他燃料将逐渐包含在系统中。德国政府计划为能源转型提供巨大的经济补贴。以钢铁行业为例，2021年5月，德国宣布将筹集至少50亿欧元用于2022年至2024年钢铁行业的转型补贴。

为了促进绿氢市场的规模化发展，德国在2020年6月发布了《国家氢能战略》。在《国家氢能战略》中德国推出38项具体措施，主要涉及氢能相关科研。2021年以来，德国围绕氢的研发和应用推出了一系列举措，政府资助总额超过87亿欧元。1月，德国联邦教研部投资7亿欧元启动三个氢先导研究项目“H2Giga”“H2Mare”和“TransHyDE”，分别探索水电解器批量生产、海上风能制氢和氢气安全运输问题，重点解决氢经济发展中的技术障碍，特别是降低大量生产和运输氢的成本。2月，德国联邦教研部发布了新的科研资助指南，即“绿氢国际未来试验室”，希望吸引该领域国际顶尖人才来德国工作。3月，联邦教研部推出“绿氢国际研究合作”框架，资助1500万欧元推动德国在绿氢研发领域的国际合作。首批项目的合作伙伴是新西兰，重点是绿氢不同的生产、供应和运输方法。5月，德国宣布将提供80亿欧元资助62个大型氢能项目。这些项目覆盖整个氢能市场价值链，包括氢能生产、运输以及工业等领域应用。德国联邦经济部资助其中的50个项目，包括用于生产绿氢的2吉瓦的发电站建设和长度约1700公里的氢运输管道建设。

日本

部署新兴清洁能源技术，大力发展零排放技术

2020年10月，日本宣布到2050年温室气体净零排放的计划，迈出了低碳转型第一步。日本实现净零排放目标的关键在于进一步部署可再生能源和新兴清洁能源技术。2020年12月，日本发布了《绿色增长战略》，明确了实现2050年碳中和的方向之一，就是推进氢能源利用，包括加速运输和产业部门的氢能利用，将成本降到与化石燃料相同的水平；在不得不使用化石燃料的情况下，要极力促进二氧化碳的回收和再利用。近日，日本经济产业省（METI）宣布将其此前发布的《绿色增长战略》更新为《2050碳中和绿色增长战略》。新版战略指出，需大力加快能源和工业部门的结构转型，通过调整预算、税收优惠、建立金融体系、进行监管改革、制定标准以及参与国际合作等措施，推动企业进行大胆投资和创新研发，实现产业结构和经济社会转型。新版战略主要将旧版中的海上风电产业扩展为海上风电、太阳能、地热产业；将氨燃料产业和氢能产业合并；并新增了新一代热能产业。

日本积极向“零排放”时代迈进。2021年6月，日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）宣布将在“碳捕集利用与封存（CCUS）研发/示范”框架下启动三个研发主题，支持大规模低成本二氧化碳船运技术的研发和示范，旨在建立全球首个二氧化碳综合运输系统，推进到2030年实现CCUS系统的广泛应用。项目执行期为2021～2026年，总预算为160亿日元。NEDO宣布将在“碳回收和下一代火力发电等技术开发”计划框架下新增两个研发主题，支持开发以二氧化碳为原料的液体合成燃料一体化生产技术，以降低汽车及飞机的温室气体排放。

美国

开发清洁低碳技术，加速能源技术商业化发展

近一年来，美国重点聚焦清洁低碳能源技术，以推进国家电力和能源系统的清洁低碳转型，助力政府实现2035年的100%清洁电力目标和2050年的净零排放愿景。2021年6月，美国能源部（DOE）宣布为68个项目提供超过3000万美元的联邦资金和超过3500万美金的私营部门资金，这些项目将加速清洁能源、先进制造技术、建筑节能、新一代材料等有前途的能源技术的商业化。当前美国最新能源技术创新主要包含以下四方面：

一是氢能技术攻关。DOE宣布投入5250万美元资助31个氢能项目；美国参议院通过了总规模1万亿美元的基础设施投资和就业法案，其中的数十亿美元将用于开发、补贴和加强氢相关技术和产业；DOE推出“能源攻关计划”（Energy Earthshots Initiative）加速低成本清洁氢能发展，目标是在未来十年使清洁氢成本降低80%至1美元/千克，以加速氢能技术创新并刺激清洁氢能需求。

二是先进核能技术攻关。DOE资助6100万美元支持先进核能技术研发，旨在整合高校、企业和国家实验室的研究力量联合开发先进的核能技术。

三是生物燃料技术与地热技术攻关。交通运输领域约占美国能源消耗总量的30%，在温室气体排放量中占最大份额。应用生物燃料有助于航空等难以电气化的运输部门实现脱碳，对于美国2050年净零排放目标的实现将发挥重要作用。2021年以来，美国多次提出对生物燃料进行资金支持，美国能源部先进能源研究计划署（ARPA-E）斥资3500万美元支持先进生物燃料技术研发，旨在整合高校、企业和国家实验室的研究力量联合开发先进的生物质转化燃料技术；为11个生物能源项目的研究和开发提供近3400万美元的资金，这些项目主要是利用城市固体废物和藻类生产生物燃料、生物能源和生物产品。此外，DOE还宣布在“地热能研究前沿观测研究”（FORGE）计划框架下投入4600万美元，支持17个增强型地热系统（EGS）前沿技术开发项目。

四是储能技术攻关。美国采取行动重塑电池关键供应链体系。其中，针对大容量电池，DOE的目标是实施为期10年的发展计划，旨在打造能够支撑电动汽车发展需求的本土化电池供应链。DOE投入7500万美元成立“电力储能工作站（GLS）”的国家级电力储能研发中心，旨在整合学术界和产业界的研究力量，加快推进先进的、电网级别的低成本长时储能技术研发和部署工作，以并网消纳更多的可再生能源，推进美国电网现代化，有效应对日益增长的电动汽车电力需求。GLS研发中心预计于2025年建成投入运营。中心将设立30个独立研究实验室，其中一些实验室专门负责测试工作，即在现实的电网条件下对新开发的电力储能设施原型和电网储能技术的性能和经济性开展测试评估。GSL还将设立相应的孵化器，加速新开发技术或者设备商业化应用进程。

俄罗斯

从资源依赖型转向资源创新型

俄罗斯是传统能源生产与出口大国，油气是其长期以来经济发展和财政收入的支柱性产业。在全球应对气候变化、推动能源结构转型以及西方制裁的大背景下，俄罗斯加速向“资源创新型发展”的经济结构转型，能源战略也发生了相应的变化，其转型主要动力源自政策推动和技术进步，基础性技术有分布式能源、数字化、低成本能源储存、可再生能源、氢能技术等，其中氢能作为能源行业重点部署方向之一，有望成为俄罗斯下一个重大出口选择。

2020年6月俄罗斯通过《2035年能源战略》，设定目标力争成为世界领先的氢生产国和出口国之一。根据该战略，俄罗斯氢出口目标是到2024年达到20万吨，到2035年达到200万吨。为了达成该目标，2020年10月通过的《2024年氢能发展路线图》对俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）和俄罗斯国家原子能公司（Rosatom）委以重任。路线图强调了俄罗斯在氢能方面的明显竞争优势并明确了氢能发展重点工作。近年来，Gazprom一直在研究将氢气混合到天然气管道中出口至欧洲。Gazprom宣布其即将开通的通往德国的Nord Stream 2海底天然气管道的两条管线之一可能在大约十年内实现氢气运输。对俄罗斯而言，发展氢能符合欧洲碳中和政策，可以通过向欧洲提供蓝氢来弥补潜在的对欧天然气出口量和出口收益下降，保持俄罗斯在欧洲能源市场的地位和出口收入。Gazprom计划2023年开始在气田附近生产蓝氢。由于俄罗斯国内能源仍将由油气满足，其生产的氢将全部用于出口。根据俄罗斯政府2021年4月公布的规划，到2030年，俄罗斯将力争在全球氢市场拥有20%的市场份额，成为全球最大的氢出口国；到2050年，俄罗斯氢出口量将达到3340万吨/年，价值将超过1000亿美元。据媒体报道，俄罗斯与德国正考虑建立氢能伙伴关系，德国计划为跨国合作的氢能项目拨款20亿欧元。

核能开发利用是俄罗斯能源战略的另一重要环节。2021年1月，俄罗斯成立开发新一代核技术联盟，以开发新一代核能技术，包括闭式核燃料循环技术、快堆、用于先进能源技术的新材料和核电站创新项目。同时俄罗斯十分关注核能制氢。Rosatom提议在科拉核电站建立一个基础设施，用于测试与核能制氢相关的技术。科拉核电站制氢项目在未来几年有可能提高核电站装机容量的使用效率，扩展产品线，开发基于兆瓦级反应堆的制氢以及氢的贮存、运输和使用技术。此外，Rosatom不断扩大其在40多个国家的业务，未来十年的国外订单有望超过1330亿美元。Rosatom还在其核心业务以外的领域开发新产品和技术，包括核医学、激光、机器人、超级计算机和风力发电，其目标是到2030年将这些新产品的收入增至总收入的40%。

二、前沿技术最新动态及趋势

能源是科技创新最活跃的领域之一。近一年来，全球快速推进能源清洁低碳转型，可再生能源发电、先进储能技术、氢能技术、先进核电、固废综合利用等具有颠覆性的新技术取得重大突破，减碳脱碳技术将成为今后一个时期能源领域技术研发和攻关的重点。

（一）

新能源技术

1.海上风电

2021年，韩国宣布将在蔚山附近海域投资约320亿美元建设全球最大的浮式海上风电基地，总装机容量将达到6吉瓦，预计将能为576万户韩国居民提供电力。通过使用浮动式风力涡轮机发电，涡轮机可以锚定在离海岸较远的水域，获得更好的风力资源。除此以外，部分电力也将用于生产绿氢。

截至2020年底，美国仅在罗德岛和弗吉尼亚州附近大西洋海域开发了7个海上风电项目，累计装机42兆瓦，海上风电产业发展远远落后于丹麦、英国等欧洲海上风电强国。因此，美国大力发展海上风电，批准了该国首个大型海上风电项目。美国到2030年的海上风电新增装机目标为30吉瓦，项目提供的清洁电力将能满足1000万户家庭的用电需求。

此外，油气行业已经在海上运营了半个多世纪，有条件将其已有技术转移到海上风电行业，如可以升级现有海上石油、天然气和航运基础设施，将之转换为海上可再生能源技术（风能）设施。例如，挪威国家石油公司长期以来一直活跃于全球多个重要的海上风电项目，包括浮动式海上风电和海上风电场等。

2.浮动式光伏电站

就像当下陆上风电向海上风电转移一样，土地资源稀缺、规模化和标准化以及项目对居民生活的影响正在促使光伏向水上（海上）扩张。以新加坡为例，该国土地资源稀缺，面积广阔的水库具有大规模利用太阳能的巨大潜力。据了解，新加坡计划到2030年，总共部署200万千瓦装机的光伏发电能力，相当于新加坡每日最高电力需求的10%。2021年上半年，由新加坡太阳能公司Sunseap在柔佛海峡的海上浮动式光伏项目建成竣工，这是全球规模最大的海上浮动式光伏系统之一，该系统设有超过3万个浮动模块，用来支撑1.33万个太阳能板和40个逆变器。项目预计每年可以生产约602万千瓦时的电力，可以减少4258吨的碳排放。此外，新加坡国家水务局PUB还宣布，计划利用水库打造两个装机总量为14.4万千瓦的浮动光伏项目。

近日，位于瑞士阿尔卑斯山脉里的高海拔漂浮式太阳能电站已经投入运营。这是世界上第一个高海拔浮动太阳能发电站，具有1400块电池板，固定在漂浮台上，该装置每年能够生产超过80万千瓦时的电量，能够满足至少220个家庭的使用。虽然整个项目的前期投资额高达235万瑞郎，但是装置的生产能力和效率更高。

未来，在人口密度高、闲置土地有限的国家，漂浮式太阳能电站更有可能扩大装机容量规模，是极具前景的可再生能源技术。但在恶劣海洋气候条件下，其面临的挑战也较大，比如要具备耐腐蚀性，能承受更高的波浪和洋流等。

3.小型核反应堆

专家表示，目前的大型核反应堆通常产生约1000兆瓦的能量，相比之下，小型模块化核反应堆（SMR）通常产生300兆瓦或更少的能量。在美国以及其他一些国家，建造标准规模的核反应堆的成本在不断上涨，建成一个大型核电站需要大约10年的时间，并且平均花费约为100亿美元。尽管其发电量少于大型核反应堆的发电量，但小型核反应堆能够克服全尺寸核反应堆所面临的一些问题，如建造成本更低，使用将更灵活、更安全，可为核工业提供应急动力等，尤其是成本上的竞争力极大地推进了小型核反应堆的发展。

2019年，世界上第一座浮动核电站 “罗蒙诺索夫院士”号浮动核电站投入使用，这是首次投入使用的属于SMR的新型反应堆。除俄罗斯外，其他国家也在积极建造SMR。位于美国爱达荷州爱达荷福尔斯市的爱达荷国家实验室（INL）最早有望于2023年开始建造一座核电站，该核电站最终可容纳12个SMR。我国的陆上SMR示范堆可能会在2025年之前被建成并投入使用。

4.地热能

近一年来，全球多国设定了地热发展目标，强化对地热能资源的开发利用，比如日本提出到2050年在世界上率先开展下一代地热发电技术示范，其重点任务包括以下三个方面：一是开展超高温、高压环境下的钻孔套管材料和涡轮等材料抗腐蚀技术研究；二是提供风险担保资金，以促进开发地热资源调查钻井技术；三是促进地热能多元化利用，结合本地资源进行可持续开发。另外，希腊、秘鲁、阿尔及利亚等国将地热能视为实现其可再生能源目标的关键要素，对国内拥有地热资源的地区进行勘探，确定开发潜力，公布新的国家地热资源分布图，介绍迄今发现的地热田清单和温度图。

目前约70%的地热能被用于发电，但其面临前期成本高和钻井不确定性大的挑战，不过随着石油公司加入，地热能开发或更快迎来转折。2021年初，BP和雪佛龙联合投资加拿大地热能开发初创公司Eavor研发的“Eavor-Loop”地热发电技术。该技术的核心是安装在地下3000～4000米的封闭管道系统，以及与该系统连接的地面设备。与传统地热发电技术相比，Eavor公司的技术具有诸多优势：首先，该技术采用封闭系统，工质流体仅与地层进行热交换，没有流体交换，不会造成地下流体污染；其次，该系统对地热储层的渗透性没有要求；第三，工质流体循环的动力来自热虹吸，无需泵来提供额外动力；第四，不需进行压裂造缝，没有诱发地震的风险；第五，整个工作流程几乎没有碳排放，也不需要额外的水补给和水处理；最后，有效发电载荷稳定并且可根据需要进行一定的调节。

理论上，石油公司还可以通过把废弃油井转为地热开发井来降低前期成本。研究人员指出，利用废弃油井开展地热供暖是个不错的选择，但要注意循环水需要在井下停留多长时间才能达到稳定供暖所需温度和成本问题。不过有研究称，利用油井开发地热能的实际过程并非如此简单，主要是因为废弃和低产油井的热流量远低于新钻地热井，用于发电的经济性较差，而且这些油井通常都存在井筒完整性问题，难以达到地热项目20～40年的运行年限。

对于大型油气企业来说，地热项目可为其提供收入来源多样化以及绿色转型的机会。考虑到化石能源前景，雷斯塔能源称，未来将会有更多跨国油气企业进入地热市场，利用其现有技术手段开发地热能，进而获得新的市场增长机会。

（二）

节能减排与深度脱碳技术

近年来，全球加速脱碳，一方面，通过二氧化碳捕集利用与封存、负排放技术、Allam-Fetvedt循环等实现减排脱碳。另一方面瞄准工业、交通、建筑等高排放需求行业，从需求侧节能、减排。

1.碳捕集利用与封存

全球应对气候变化和碳中和背景下，各国加快部署碳捕集利用与封存技术。比如南非尝试使用碳捕集与封存技术（CCS）来限制二氧化碳排放。南非计划2023年试点CCS项目。据了解，该项目将以南非东北部姆普马兰加省拥有多座燃煤发电站的Leandra镇为基地，通过一条管道从主要排放源输送压缩二氧化碳，并将其连接到已确定的注入点。该项目将测试每年向至少1公里深度注入1万至5万吨二氧化碳的可行性，第一次注入将在2023年底进行。

碳利用方面有很多新兴方向，如荷兰和日本均有较大规模的将工业产二氧化碳送入园林作为温室气体来强化植物生长的项目。包括温室气体利用技术在内，国外处于示范项目阶段的碳利用技术有二氧化碳制化肥、油田驱油、食品级应用等；处于发展阶段的有二氧化碳制聚合物、二氧化碳甲烷化重整、二氧化碳加氢制甲醇、海藻培育、动力循环等；尚处于理论研究阶段的有二氧化碳制碳纤维和乙酸等。值得一提的是，发展氢能和CCUS结合业务成为新的方向，目前全球98%的氢能来自不可再生化石能源，与CCUS技术相结合的气体重整（主要是甲烷蒸汽重整）和与煤气化技术相结合可以实现生产低碳氢能的目标，欧盟和一些国家已经直接将CCUS视为实现这一目标的关键，美国、荷兰、日本、澳大利亚、新西兰也都在氢能政策中提到了CCUS的重要性。

碳运输方面，日本推进研发、创新打造全球首个二氧化碳综合运输系统，目的是每年从碳捕集地到封存、利用地长距离大规模运输100万吨二氧化碳，到2030年实现CCUS系统的广泛应用。从2023年开始，京都府舞鹤市燃煤电厂排放的二氧化碳将在运输基地以1万吨/年的规模液化，通过船舶运输至苫小牧市基地，这是全球首个用于CCUS的综合运输系统示范项目。

下一代碳捕集技术将会在材料创新、工艺或设备的改进上取得突破，这些新进展将在技术投资运营成本降低的同时提高碳捕集效率。

2.负排放

雷斯塔能源（Rystad Energy）最新发布的《能源转型报告》指出，理论上，利用CCS可以解决全球62%（250亿吨）的二氧化碳排放问题，但前提是传统CCS的捕集率为90%，而实际运行中不太可能达到这一水平，因此发展诸如直接空气碳捕集（DAC）、生物质能碳捕集与封存（BECCS）等负碳技术是非常有必要的。

从空气中去除和隔离二氧化碳的负排放技术（NET）将在减缓气候变化方面发挥重要作用，最昂贵的NET方案是DAC技术，DAC技术利用机器直接捕集空气中的二氧化碳，而不像BECCS技术那样以排放源（例如燃煤电站）为基础进行捕获。研究人员已经在小范围内对DAC的成本进行了测试，每去除一吨二氧化碳的成本约为数百美元或更高。但这项技术可能是所有NET方案中二氧化碳去除潜力最高的。DAC的一大优势是相较其他技术更具可扩展性。原则上，DAC模式类似太阳能可以被应用在任何地方。2021年6月，美国能源部（DOE）宣布投入1200万美元支持6个DAC研发项目。这项技术将增加直接捕集的二氧化碳排放量，降低材料成本，并提高清除作业的能源效率。

就成本和碳去除潜力而言，介于造林和DAC之间的方案是BECCS技术。BECCS技术的应用案例很多，包括：利用生物质（如木屑颗粒或甘蔗渣）发电和供热，其中二氧化碳被捕集与封存；在水泥窑和炼钢高炉中使用木炭作为燃料并捕集二氧化碳；在以生物质为原料的化工厂（如生物乙醇的生产和其他生物塑料制品的生产）进行碳捕集；分离沼气中的二氧化碳来生产生物甲烷。

3.Allam-Fetvedt循环

由于可再生能源发电会受到极端天气的影响，多元化的供电结构必不可少，部分燃煤燃气发电将以补充的方式长期存在，在电厂端运用碳捕集与封存技术保障低碳电网的可靠性，Allam-Fetvedt循环使净零排放成为可能。Allam-Fetvedt循环是一种创新天然气（或合成气）发电技术，是实现低排放低成本CCS燃煤燃气发电的一条有力路径。Allam-Fetvedt循环将氧气作为助燃燃料，将二氧化碳作为工作流体介质，使其本身具备碳捕集、压缩、脱水以及消除氮氧化物和硫氧化物的能力，可捕集97%的二氧化碳，助力电厂提供可调度的低碳电力。英国已启动首个Allam-Fetvedt循环燃气发电项目——Whitetail Clean Energy NET Power项目，该项目位于SEUK公司的Wilton International园区，园区是一个具备“即插即用”（plug and play）能源供应能力的多用途制造中心，配备了供水和污水处理网络以及一个天然气配送网络，已拥有4台热电联产装置，其中2台燃烧天然气，2台燃烧生物质，总容量200兆瓦，总蒸发量460吨/小时。该项目得到了英国商业、能源和工业战略部（BEIS）的支持，在2021年早些时候完成了前端工程设计，建成后将具备300兆瓦的能源供应能力以及80万吨的碳捕集能力，利用港口和管道运输将二氧化碳输送至英国北海深处的地质构造中进行永久封存。

4.高碳行业减排

交通领域。2021年以来，全球多国已提出将开始对船运业进行碳排放监管。目前，欧盟已多次提出将船运业纳入欧盟碳排放交易体系之中，美国也表示将在2050年实现该国全球船运温室气体净零排放。全球最大的集装箱航运公司马士基宣布已订购8艘使用碳中和甲醇燃料的船舶，总投资额将达14亿美元，新建船舶预计最早将在2024年初投入使用。根据马士基发布的消息，其最新订制的船舶使用的燃料为“绿色甲醇”，即生产这些甲醇的工厂完全由可再生能源供能，甲醇由生物质原料直接制得，或使用捕集封存的二氧化碳与绿氢反应制得。

工业领域。在全球倡议碳中和背景下，钢铁作为碳排放的大户，也自然首当其冲。目前，全球钢铁生产的平均碳排放为2吨二氧化碳/吨，钢铁生产的碳排放约占全球碳排放的8%，占欧洲工业排放的25%，钢铁行业去碳化是欧洲实现碳中和的重要支撑，德国、法国、挪威等都在积极布局“绿钢”项目。2021年，挪威钢铁生产商Hybrit通过其示范项目向沃尔沃交付了全球首单不使用煤生产的“绿钢”产品。该公司于一年前开始在挪威北部开展以可再生电力和氢气取代炼焦煤的“绿钢”示范项目。此次交付后，Hybrit准备在2026年全面实现无化石能源“绿钢”的商业化和规模化生产。挪威钢铁企业H2 Green Steel计划在挪威北部建厂，其中含可持续氢气生产设施，拟于2024年投产。德国计划2022～2024年投资50亿欧元用于工业部门去碳，投资80亿欧元用于钢铁、化工等部门的大型氢能项目。

油气领域。在碳排放管理逐步深化的国际形势下，油气行业践行减排承诺，提升全产业链减碳技术，包括支持可再生能源发电、碳捕集、植树造林、节能减排等，以便降低油气全生命周期的碳排放。其中，减排理念下碳中和LNG等新型市场交易品种逐渐获得关注。在中游液化领域，LNG生产商将对能源来源和配套设施进行调整，以此缓解市场对碳排放的担忧，其中卡塔尔最重要的天然气项目——北方气田将以前所未有的规模进行低碳开发，不仅配套了碳捕集与封存（CCS）系统，还将最大比例外购可再生电力，美国主要LNG生产商均已表示将在LNG项目中使用CCS技术。壳牌和道达尔能源（TotalEnergies）都已开始交付碳中和LNG。

（三）

新兴产业技术

发展大规模电化学储能和氢能技术，调整电力能源的生产、输送与消纳的全过程，对于能源行业可持续发展，推动能源结构调整具有重要战略意义。全球已迎来大规模储能时代，电化学储能飞速发展，电池储能技术快速迭代。同时各国谋求氢能全产业链的技术突破，发展绿氢获全球共识，预计未来将迎来迅速增长。

1.储能电池

电化学储能中锂离子电池储能是主要的应用类型之一。然而，锂离子电池由于理论能量密度低、续航时间短的问题，难以满足人们的需求。二氧化碳电池是一种金属气体电池。伊利诺伊大学芝加哥分校（UIC）的研究人员开发出了世界上第一个可完全充电的锂-二氧化碳电池。锂-二氧化碳是已知具有潜力性能和能量密度的几种电池技术之一，其能量密度可以是当今锂离子电池的7倍。意大利初创企业Energy Dome推出了最新的二氧化碳电池技术。该电池系统利用热力学原理，工作原理类似于压缩空气储能和液态空气储能系统，系统储能效率可达75%～80%，显著高于其他长期储能系统，相较液态空气储能、压缩空气储能以及重力储能系统都有一定的优势。相关人士表示，二氧化碳电池系统拥有长时间、低成本等多重优势，利用现有设备的情况下，平准化储能成本预计能够达到50～60美元/兆瓦时，远低于目前锂电池132～245美元/兆瓦时的储能成本。

此外，日本NEDO投入166亿日元部署新项目开发氟化物电池和水系锌离子电池，该项目将开发高性能、低成本电极活性材料和电解质，并开发相应的电极结构，还将研发用于电池设计、原型制造以及电池试生产和特性评估/分析的通用基础技术。

2.绿色制氢

氢气是重要的清洁能源，但到目前为止，大多数氢气仍是由化石能源制备而来，这个过程高污染且高耗能。可喜的是，随着太阳能和风能发电成本的迅速下降，可以通过耦合可再生能源利用技术与电催化分解水技术制备绿色氢能。通过风能和太阳能发电生产绿氢被视为向100%可再生能源系统过渡的重要路径。德国计划每年投入1亿欧元用于氢技术研究，以成为未来全球氢技术领导者和出口者。2021年，德国乌尔姆大学Matthias May团队开发出一种可在零下20摄氏度环境下运行的太阳能热耦合水解制氢系统，由太阳能电池系统和电化学制氢系统组成，采用了低凝固点电解质和严格的热控制设计，并利用了太阳能电池运行过程中产生的热量，使电化学设备运行温度达到10摄氏度左右，为极端寒冷地区、高海拔地区制氢开辟了道路。此外，德国投运了欧洲最大的聚合物电解质膜（PEM）电解水制氢工厂，该电解装置将使用可再生电力每年生产1300吨绿氢，初期用于生产低碳燃料，未来将用于工业、家庭供暖和卡车燃料，助力实现欧盟气候目标。

伴随技术的发展，全球利用可再生能源电解水制氢示范项目数量和电解槽容量不断增加。尽管2020年经历疫情危机及全球经济衰退，但由于多个国家宣布清洁氢能的国家战略，当年全球宣布的电解制绿氢项目就多达50吉瓦。2021年，法国宣布将于2022年建造并运行全球首个海上绿氢制造厂，该厂由浮动式风力涡轮机提供电力。澳大利亚能源公司EnegixEnergy计划投资54亿美元，建设世界上最大绿氢生产厂，该项目代号为Base One。第一基地工厂将设在巴西的塞阿拉州（Ceara），年产能为6亿千克绿色氢气。其电解设施将完全由可再生能源提供动力，最初的绿色动力来自于3.4吉瓦的太阳能和陆上风能。Base One预计将在三到四年内投入使用。

（四）

能源数字化、智能化技术

随着数字化技术的发展，世界各地的能源系统联通更加便利、高效、智能化，并且更加可靠和可持续化。比如荷兰正在加速推进用户端能源管理的智能化、数字化转型。根据荷兰政府公布的最新计划，自2021年6月起，公共事业单位将开始为自有住宅更换智能热量表，到2024年6月，荷兰自有住宅智能热量表覆盖率将达到100%。同时，用户端热管理智能化、数字化还能帮助热力公司准确掌握供热情况，促进热力公司自发改善服务，提升热网管理和运维能力。英日合作开发用于核聚变及核退役的机器人和自动化技术，旨在通过机器人、远程控制、数字技术等催生更为安全、快速的核聚变研究方法，并解决核设施退役的复杂挑战。该项目的一个重要特点是通过数字孪生技术建立虚拟模型进行核设施的测试和分析，并预测潜在的维护和运行问题。通过该技术开发的软件将实现对核设施的远程控制，以及用于设施升级、维护和退役拆除等。该项目将协助英国塞拉菲尔德核电站和日本福岛第一核电站使用长距离机械臂实现更快速和安全的退役，并为解决核退役的燃料碎片回收等难题提供关键技术基础。未来随着生产生活方式发生颠覆性变革，能源系统加快向智能化、数字化、网联化转型升级，能源生产、消费各环节将更优化高效。

（五）

固废综合利用

对固体废物的综合利用，是节约资源、防止污染的有效途径。目前，多国致力于固体废物资源化的实践与研究，在碳中和背景下加快提升大宗固体废弃物综合利用水平，推动固体废弃物制氢、风机叶片回收处理等资源综合利用产业节能减碳，以及对废弃或即将关闭的露天煤矿的再开发利用。

1.固体废弃物制氢

农业残渣、林业残渣、城市固体废弃物等垃圾的主要构成都是有机物，这些有机物通过大于700摄氏度的生物质气化技术，最后生成氢气、甲烷、一氧化碳、二氧化碳和灰分（炉渣）。一氧化碳、甲烷等再进行变换反应，生成二氧化碳和氢气，最后通过吸附剂或其他特殊材质将氢气和二氧化碳分离，就可以得到纯净的氢气。目前，美国一些公司已经开始尝试商业化垃圾制氢，针对煤、生物质、塑料废弃物混合原料，开发移动床气化炉，用于清洁制氢。美国Ways2H公司和日本蓝色能源公司（JBEC）合作，在美国加州建立了垃圾制氢工厂。澳大利亚第一座垃圾制氢厂即将启动，利用MIHG（移动喷射水平气化）技术，消耗垃圾填埋场的废物用以生产可再生电力和氢，并减少垃圾管理产生的温室气体排放。雪佛龙表示已投资废物制绿氢技术，目前正在美国加州北部建造模块化的、利用废弃物生产绿氢和可再生合成燃料的装置。该技术可以显著减少碳排放，且单位废弃物的产氢率更高。

2.风机叶片回收处理

多家行业机构近日发布报告称，截至2021年，欧美多国的陆上风电场已经运营超过20年，将成为全球最早退役的一批风电场。而从目前国际上普遍通用的风机回收工艺来看，大部分风机部件都可以回收利用，但剩下约15%却面临着工序复杂、不可回收的挑战。在新能源发展进程中，退役后风机叶片全生命周期的绿色处理，成为全球风电产业亟待攻克的新难题。对此，风电行业已进行了诸多探索，包括焚化或固废掩埋方式、叶片回收综合利用、“零废”风机、应用于重力储能系统、老旧风机改造等。“零废风机”方面，“零废”指的是在风机的生产、使用、回收、再利用以及复原的过程中保护材料和资源，不再需要将风机叶片打碎进行焚化或填埋。2020年1月，丹麦风机制造商维斯塔斯宣布，将在2040年前生产“零废风机”，以便在未来风机寿命告终后还可以回收再利用叶片。2021年6月，海上风电运营商沃旭能源承诺循环利用和完全回收退役的叶片和风电场。近来，西门子歌美飒宣布到2030年使其叶片实现可完全回收，到2040年使其风电机组实现可完全回收，并承诺到2040年实现净零排放，包括其供应链的排放。此外，意大利能源公司Enel绿色电力与瑞士储能公司EnergyVault宣布将共同开发一种由退役风机叶片制成的重力储能系统，这也是业界针对风机叶片退役的又一探索。据了解，该重力储能系统技术原理与抽水蓄能系统类似，利用大块的固体材料作为重力势能储能介质，在抬高时储存多余的电力，在需要时放出电力。在重力储能系统之中，退役风机叶片制得的固体材料能够有效延长系统寿命，成本也相对更低。

3.废弃矿山综合利用

全球转型步伐势不可挡，多国“弃煤”时间表大幅提前，废弃或即将关闭的露天煤矿等旧资源如何发挥新的效用，越来越受到关注。煤矿关闭或废弃后，其地下巷道会积存大量矿井水。这些矿井水可以吸收并储存地球内部散发的热量以及自然界中的热量。目前，荷兰、德国、英国和加拿大等国都有通过热泵装置利用矿井水低温热能的实例。其中，荷兰海尔伦市废弃煤矿矿井水地热能开发利用项目规模最大、最成功，也最有借鉴意义。德国宣布建设一个创新型浮式光伏项目——将一个已经资源枯竭的露天煤矿改造为人工湖，按照计划未来矿湖水面上将安装总规模为120千瓦的光伏板。开发矿湖光伏电站，一方面有助于解决废弃露天煤矿再利用的问题，另一方面将持续推进光伏新增装机容量的提升，同时可以创造就业新机会。据了解，浮式光伏市场刚刚在世界部分国家和地区兴起，技术成本要高于普通光伏电站。目前，我国废弃矿井光伏发电的利用模式主要有三种：光伏+生态治理模式、光伏+水产养殖模式以及光伏+农业种植模式。

三、启示与建议

党的十九大报告指出，要加快建设创新型国家，要加强应用基础研究，拓展实施国家重大科技项目，突出关键共性技术、前沿引领技术、现代工程技术、颠覆性技术创新。经过多年发展与积累，我国能源科技水平和创新能力持续提升，部分领域达到国际领先水平。但行业整体科技水平还不足以支撑能源结构转型升级的需求，相比发达国家仍然在部分方向存在差距。特别是在双碳目标提出后，更需要理论创新、技术创新、制度创新，要从我国的实际出发，寻求颠覆性的技术突破。因此，加快核心技术创新，推动能源开发、转换、配置、储存、使用等领域的技术创新、装备制造和产业发展等仍有较大的发展空间。未来，我国要更大力度推进新能源先进发电技术、先进电网技术、大规模新型储能技术、绿色氢能产业技术、碳捕集利用与封存技术攻关，以及新一代先进核能技术等绿色低碳技术攻关，推动数字化信息化技术在节能、清洁能源领域的创新融合。

（一）

加快新型技术研发与应用推广

一是天然气增储上产技术。在双碳目标推进的背景下，天然气作为清洁的一次能源，不仅承担着国家能源结构转型期间保障能源安全的使命，也是未来新型电力系统规划中重要的基础保证。因此，应大力提升天然气勘探开发力度，立足国内保障供应安全，科学把握节奏，推进天然气持续稳步增产。同时还要全力突破油气勘探开发系列关键技术，力争再发现新的大中型油气田，大幅提高单井产量和采收率；积极培育油气增储上产新动能，加强海洋油气勘探开发，深入挖掘非常规油气潜力等。

二是先进可再生发电和核电技术。全球气候变化及生态环境问题日益引起国际社会关注，各国纷纷调整能源战略，大力发展可再生能源。在可再生能源和新能源技术上有一定的突破和发展。在可再生能源领域，我国拥有全球领先的制造能力和优质产能、相对充裕的资本能力以及庞大的国内市场潜力。未来，应加大技术投入，通过技术改造提升传统电力系统灵活度，推动可再生能源与其他能源的协调发展。开展对更高效率、更高质量、更低成本的太阳能、风能等新能源发电技术的持续性开发研究。

近几年，美国、俄罗斯、阿根廷等国均积极部署小型核反应堆建设，据国际原子能机构（IAEA）统计，目前全球有超过70个正在设计建造的小型反应堆。根据我国电源结构的具体情况，在保障核电安全的前提下，积极发展核电是实现碳达峰、碳中和，破解电力平衡难题的重要措施。因此，建议理性认识核能，争取在先进小型核反应堆、第四代核电等前沿技术上取得突破，稳健发展核电。

三是煤炭清洁高效利用与煤电机组灵活性改造技术。在实现碳达峰、碳中和目标的过程中，要构建以新能源为主体的新型电力系统，新能源在能源结构中的地位将经历补充、替代到主体的变化，而煤炭的主体能源地位同时也将发生改变，其作为高碳能源的低碳化利用面临巨大挑战。因此，应围绕传统高碳化石能源特别是煤炭的清洁化利用、重点领域节能减污降碳，继续探索开发新技术新工艺。同时还要研究煤电与经济社会发展相协调的绿色、低碳、循环组合技术，使煤电在合理生命周期内发挥好综合功能。

四是新型储能技术与氢能技术。从各主要国家能源技术发展战略与最新动向可以看出，全球各国纷纷布局高效率高安全性大容量储能、氢能及燃料电池，爆发新兴技术革命浪潮。未来，建议从以下两个方面着重开展新兴产业技术应用与研发：开发新一代高能量密度、低成本储能技术，形成百兆瓦大规模储能示范；开展氢能制备、运输及利用等技术攻关，加快各种场景的试点示范应用，并使其尽快形成商业应用的产业链。

五是碳捕集利用与封存技术。近年来，全球CCUS工业示范项目数目逐步增多、规模逐步扩大，发展势头良好。然而，目前绝大部分二氧化碳资源化利用产业尚未实现商业化应用，未能建立相关产业链集群。碳捕集项目成本高昂、能耗过高、与碳利用阶段脱节，难以产生经济效益，成为制约碳捕集项目发展的根本原因。例如，2021年7月，雪佛龙表示Gorgon项目没有实现二氧化碳捕集与封存目标，原计划每年捕集约400万吨二氧化碳，但自2019年8月项目启动以来，两年仅捕集与封存了500万吨二氧化碳。这说明，实施CCUS项目必须以经济上可持续为前提条件。为此，应研发低成本、低能耗CCUS技术，加快二氧化碳资源化利用布局，加快推进规模化应用、完善技术链条、加快利用与封存项目示范。同时还要发展与能源耦合的负碳排放技术。

（二）

加快完善能源技术创新体系

一是组建跨学科、跨领域、协同高效的关键核心技术研发体系。能源领域是多学科交叉、技术集成度高、系统性较强的学科领域。国家高度重视科技创新，颠覆性技术作为科技创新的重要方面，是产业赶超式发展的重要驱动因素。新能源颠覆性技术是提高我国能源利用效率、优化能源消费结构的重要依托，也是提高可再生能源消纳比重、保障能源供应安全的有效途径。建议论证设立国家科技重点研发计划项目，围绕风能太阳能精确预报、能源大数据分析、智能化电网与气网、大规模储能、海上风电等短板和关键技术方向，建立跨学科、跨领域、协同高效的科技研发体系和创新联盟，建设“政产学研用”协同创新支撑平台，开展联合攻关，争取扎实突破。

二是建立国家能源研发平台、国家实验室。从国外经验看，一些发达国家设置了能源领域专业性的研发中心、国家级实验室等，取得了很好的研究成果，值得借鉴。在国际形势波诡云谲的当下，国家之间的竞争已经演变为科技水平与创新能力高低的较量。能源领域的科技创新具有多学科交叉、风险大、长期性、技术难度高等特点，需要国家集中力量，统筹规划。因此，当前应以能源领域国家实验室为引领，布局国家战略科技力量，聚焦能源领域重大科技问题，进行全链条贯通式研究，发挥引领、示范、带动作用，系统提升国家创新体系的整体能效。尽快推动能源领域国家实验室落地，对推动我国能源科技进步、提升能源领域国际影响力，以及构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要的意义。

三是鼓励企业和高校、科研院所合作，加强能源技术专业人才培养。建议积极引进国内外优秀领军人才和技术团队，培养具有战略眼光、善于开拓国际市场的企业家队伍。支持企业与高校、科研院所加强合作，联合培养掌握前沿技术的科技人才和具有先进管理理念的管理人才。支持职业教育，大力培养高级技工。协调组建跨界协作平台，培养复合型人才，加快低碳产业科技创新。

四是加强能源技术装备的国际交流和合作。一方面，在“一带一路”框架下，应把能源绿色低碳转型作为重点，围绕高效低成本可再生能源发电、先进核电、清洁灵活燃煤发电等先进技术领域，深化技术研发、项目开发及装备制造合作，培育绿色低碳能源技术创新生态圈，构建区域科技创新合作共同体等。另一方面，聚焦科技自立自强，全力推进“卡脖子”技术攻关，加快国产化替代步伐。

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