摘 要
“雙碳”目標下，電力行業的低碳發展面臨嚴峻挑戰。通過梳理國外碳中和目標及采取的路徑和措施，結合我國“雙碳”目標及預期路徑，分析了傳統火電企業面臨的可再生能源消納、傳統火電退役困難等問題。傳統火電結合儲能技術可提升靈活性，滿足電力系統運行的穩定性；傳統火電可融合化工產業及碳捕獲、利用與封存（CCUS）技術等構建火電新型產業鏈。傳統火電轉型發展關乎國家能源安全與民生保障，在可再生能源快速發展過程中應克服新能源消納和儲能障礙，同時，火電的兜底作用和基荷作用不可忽視。
關鍵詞：溫室氣體排放；“雙碳”目標；火電；儲能技術；CCUS；新型電力系統；多能耦合；可再生能源
0 引言
溫室氣體的過量排放會增強溫室效應，造成全球極端氣候的出現，嚴重影響人類的生存與發展［1］，因此，控制溫室氣體減排已成為當前環保的重點。根據聯合國政府間氣候變化專門委員會（Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC）的統計，全球因化石燃料的使用導致的 CO2排放量約為237億 t/a［2-3］。為應對全球氣候問題，2020年我國提出了“雙碳”目標，即我國的 CO2排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和［1］。“雙碳”目標的確定，為工業體系，尤其是CO2排放占比達40%的能源電力行業，帶來了深層次的影響，也引導著產業結構的布局與發展。
我國印發的《2030 年前碳達峰行動方案》中指出，要大力發展新能源，在保障能源安全的前提下，推進煤炭消費替代和轉型升級，加快構建清潔、低碳、安全的能源體系。侯艷峰等［4］指出，我國“雙碳”目標的實現需要發電部門完全脫碳，盡可能實現全經濟部門電氣化，并且需要氫能、生物質能以及碳捕獲、利用與封存（CCUS）等技術的大規模應用。Pollitt［5］應用 E3ME 宏觀經濟模型分析并指出，中國要實現碳達峰，需要建立完備的碳市場以及避免新增煤電裝機。我國是世界上最大的煤炭生產國與消費國，據國家統計局核算，2019 年我國煤炭消費量占能源消費總量的57. 7%［6］。煤炭廣泛應用于發電、鋼鐵行業、水泥生產、建筑材料、化學制品和建筑等領域。其中，電力行業的耗煤量占比較高。傳統火電是電力行業煤耗的重心，火電機組的發展情況對電力行業的碳排放達峰具有重要影響。
本文將梳理國內外的碳中和目標及其實施情況，提出我國實現“雙碳”目標的核心是優化電力行業結構、構建綠色低碳電力系統。通過分析“雙碳”目標下我國傳統火電所面臨的挑戰，為火電企業的發展提供新對策。
1 “雙碳”目標及預期路徑
1.1 國外的碳中和目標
IPCC 發布的《全球升溫 1. 5 ℃特別報告》指出［7-8］，實現 1. 5 ℃溫控目標有望避免氣候變化給人類社會和自然生態系統造成不可逆轉的負面影響。達成該目標需要各國共同努力，到2030年實現全球凈人為 CO2排放量較 2010 年減少約 45%，并盡早達到近零碳排放［8］，各國承諾碳中和時間見表1。
由表 1 可知，目前已有許多國家和地區明確了碳中和措施。德國于 2019年 9月通過《氣候行動計劃2030》，明確具體行動，規定到2030年實現溫室氣體排放總量較 1990 年至少減少 55%［9-10］。法國在2015 年提出《國家低碳戰略》，建立碳預算制度，并在 2020 年正式通過相關法案，對 2050 年碳排放減量的目標進行調整［11］。
1.2 國外碳中和的主要路徑
國外各行業為實現碳中和目標采取的路徑及措施對我國實現“雙碳”目標有一定的參考意義。其中計劃實現“雙碳”目標的國家/地區主要采用碳市場、碳減排等措施［12］，主要包括《京都議定書》框架下的國際排放交易機制（IET）、聯合履約機制（JI）和清潔發展機制（CDM）三大碳交易機制，以及《京都議定書》框架之外的自愿減排機制（VER）等［13-16］。澳大利亞構建了比較完整的碳市場執法監管體系，設立了碳排放信用機制和碳中和認證制度［17-18］。英國通過了全國性碳交易法并建立了規范碳交易市場［19-20］。《巴黎協定》于2016年生效，并于2021年11月13日在格拉斯哥氣候大會上通過了《巴黎協定》的實施細則，明確了“將氣溫上升控制在1.5℃之內”的目標，承諾到 2030 年將全球 CO2排放量削減近一半，為最終碳中和目標的實現奠定基礎［21］。
近年來，世界各國采取多種策略促進本國碳中和目標的達成。例如，美國紐約提出在2050年之前實現碳中和［22］，主要策略是“碳減排+碳信用/碳補償”，計劃到 2040 年實現 100% 無碳能源發電；美國的希博伊根污水處理廠利用廠外高濃度食品廢物與剩余污泥等生物質進行熱電聯產，大幅降低運行能耗，以實現廠內的碳中和［23-24］；丹麥首都哥本哈根早在2009年就確定了2025年成為世界上第1個零碳城市的目標，并于2012年通過了《哥本哈根2025氣候規劃》，計劃從“碳中和”過渡到“氣候中和”最終到“零石化”［25］。這些計劃與措施，對促進區域范圍內的減碳工作發揮了較大的作用。
為實現碳中和目標，國外各城市大多采用“可再生能源+儲能體系”的能源結構，并通過生物質發電、熱電聯產等技術路線，階段性地向著零化石能源的方向發展［26］。如紐約就采用“城外集中式可再生能源發電+城內分布式光伏發電+城市廢水處理和有機垃圾產生的沼氣發電+儲能體系”的技術路線；澳大利亞的阿德萊德在實現100%可再生能源發電的目標時主要采用“分布式光伏+儲能”的模式。總體看，國外采取的減碳策略主要為復合技術路線，在提高能源利用率的同時提高可再生能源消納比重，該路線對于我國“雙碳”目標的推進實施具有較強的借鑒和參考意義。
1.3 我國“雙碳”目標及預期路徑
1.3.1 我國“雙碳”目標的路徑
2021年10月12日，在《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領導人峰會上：指出我國將構建起碳達峰、碳中和“1+N”政策體系，并提出了2025年為實現碳達峰、碳中和奠定堅實基礎；2030年碳排放達峰后穩中有降；2060年碳中和目標順利實現。在此基礎上，清華大學王燦等［27］將我國“雙碳”目標的實現過程分為4個階段，即2020—2030年的達峰期、2030—2035年的平臺期、2035—2050年的下降期和2050—2060年的中和期。大部分發達國家/地區從下降期到中和期需要20余年，個別國家/地區甚至持續約 60年（如歐盟）。我國預計要用30年才能實現碳中和目標，時間上較為緊迫［28］。這就意味著，我國需要加強碳排放的控制和相關技術研究的投入，從源頭控制和末端治理2個方面推動“雙碳”目標下相關策略的落地實施。
1.3.2 “雙碳”目標下電力行業的發展路徑
在我國，電力行業是當前碳排放的最主要來源，其碳排放占全部碳排放的1/3以上。因此，我國實現“雙碳”目標的核心是構建以新能源發電為主體的新型電力系統，推進低碳、低能耗的電力系統設施建設，加強低碳、節能、清潔生產技術的推廣應用，并配套相應的政策措施和市場化機制，實現能源結構的優化調整與能源供給的技術進步。
在此背景下，由火電企業參與的可再生能源發電裝機將會迎來倍速增長，傳統火電機組的角色和定位也會迎來新的轉變。在現有技術水平下，可再生能源發電的不確定性及其對于電網所帶來的沖擊，也將會給電力系統的穩定運行帶來較大沖擊。因此，要完成“雙碳”目標下新型電力系統的構建，火電企業在實現綠色低碳轉型的道路上必將面臨嚴峻的挑戰。
2 “雙碳”目標下火電企業面臨的挑戰
2.1 可再生能源發電的瓶頸
2.1.1 可再生能源發電的資源稟賦問題
近10年來，我國可再生能源發電裝機規模已處于國際領先地位。2018年我國可再生能源裝機容量（包括光伏、風電、水電等）占全球29.6%，已位居世界第一，預計至2050年，我國光伏和風電約占比例全國總發電量的72%（如圖1所示）。但是，2018年可再生能源的發電量在能源結構中占比相對較低，僅為26.7%［29-31］，除了政策、技術和市場因素之外，更主要是受資源稟賦的影響。可再生能源發電能量密度低，其裝機施工的用地需求較大，受到諸多因素限制［32］。因此，較大比重的可再生能源設施主要集中在西北地區，其外送電成本也會相應提高。
2.1.2 可再生能源發電并網的障礙
現階段，大規模、高比例的可再生能源發電并網尚存在一定的技術瓶頸，影響其消納比例。僅在2019年上半年，棄風電量和棄光電量分別為10.5TW·h和2.6TW·h［29，33-34］。風電與光易受氣候及地域影響，發電出力一般具有隨機性和波動性，這會影響到電網中電力平衡的維持。例如，2021年2月在美國的得克薩斯州，因電力系統的過度低碳化（風光發電占比較高），在極端天氣來臨時可再生能源出力不能滿足需求，造成大面積停電現象［35］。因此，解決可再生能源發電并網問題將是未來“雙碳”目標能否得以順利實現的關鍵。
2.1.3 可再生能源發電成本問題
在可再生能源發電開發過程中，建設施工、研發運維、電力傳輸等過程中的成本是不可忽視的。在發展初期，可再生能源發電成本相對較高，其發展主要依靠政策扶持。隨著技術進步和市場機制的成熟，其發電成本開始逐步下降：2010年我國風電的成本為0.48元/（kW·h），2020年降至0.29元/（kW·h），下降了40%；2010年我國光伏發電的成本為2.08元/（kW·h），2020 年為 0. 36 元/（kW·h），下降了83%［36］。
隨著可再生能源發電并網比例的提高，靈活性電源改造、系統調節運行、電網建設等方面的系統性成本可能會增加。美國實施可再生能源配額制12年后，可再生能源電量比例提高5%，電價提高了17%；2019年德國可再生能源發電占比突破40%，電價較 2015 年增長約8%［36-37］。根據夏麗娟等［38］的初步估算，我國風電和光伏發電量占比上升到20%時，發電成本約增加0.03元/（kW·h）；占比上升到30% 時，成本約增加0.06元/（kW·h）；當占比達到50% 時，總發電成本將會大幅增加。因此，隨著“雙碳”目標的逐步推進，可再生能源發電在成本方面的復雜性將會逐步凸顯。
可再生能源發電的快速發展，是落實“雙碳”目標和構建新型電力系統的重要途徑之一，其在技術開發與應用環節存在或預期出現的問題須盡早引起重視。
2.2 傳統火電機組的轉型障礙
2.2.1 傳統火電機組的運行壓力持續
在“雙碳”目標背景下，傳統火電機組將持續承受一段時期的運行壓力。目前，我國仍處于工業化和城市化發展階段的中后期，城市格局不斷演變［39］。2019年化石能源占一次能源消費的85.7%，燃煤發電和化石用能排放的 CO2 占總排放量的88%［1，40］。在鋼鐵、建材、化工、有色金屬和制造業等高耗能行業，煤炭使用量占比約45%［41］。約50%的煤炭消費量用于發電，其余煤炭的終端使用者將集中于供熱、交通或其他民用領域等［42］。因此，由于新能源發電對火力發電的高比例替代尚需一定的過渡期，未來一段時間內，能源供給的主力仍將來自傳統火電機組，傳統火電碳減排形勢依然嚴峻。
2.2.2 傳統火電機組使用年限較低
1995—2016 年各量級煤電裝機占比如圖2所示。可以看出，近些年燃煤機組以大容量裝機為主，我國擁有世界上數量最多的GW級超超臨界燃煤發電機組。這些煤電機組存在著一定鎖定效應，難以淘汰或轉型。至2020年，我國現役的1TW煤電機組平均運行年齡才約13年，而發達國家的煤電機組平均運行年齡約為40年［43］。從設計與成本角度考慮，我國煤電機組大多數還遠未達到退役時期，針對這些煤電機組的減碳控碳任務依然較為繁重。
2.2.3 發電企業的環保問題
根據國家能源局發布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，2025年全國火電平均供電標準煤耗必須降至300g/（kW·h）以下。另外，對發電過程中產生的 SOx，NOx，顆粒物等污染物的排放國家也有嚴格的排放限值。環保壓力與減碳壓力的疊加不可避免地會導致發電企業能耗及成本的增加。因此，如何提升發電的清潔化、提高發電效率、減少污染物排放，并盡力降低采取各種技術措施所產生的成本，將是未來傳統火電企業需要面對的挑戰。
2.2.4 網側的安全穩定運行問題
在電網中，傳統火電作為基荷電源，可再生能源的增加促使傳統火電逐漸向調峰電源的方向發展。當可再生能源出力降低時，需要傳統火電機組高負荷運轉，確保城市正常的運行。但因煤價高、煤電靈活性不足，導致其瞬時出力困難，影響電網的正常運行，嚴重時將導致電網出現負荷缺口。2021年9月，因風電出力驟減等原因，東北的電力供應缺口驟增。為防止全電網崩潰，東北電網調度部門依照有關預案，執行“電網事故拉閘限電”，直接影響居民和非實施有序用電措施企業［44］。發電側的穩定輸出對于網側的安全運行十分重要，火電與可再生能源發電的協調技術發展始終是多年來亟待解決的難題之一。
3 傳統火電的技術發展對策
當前火電企業面臨困難和挑戰主要是如何綜合各種技術實現“雙碳”目標。
3.1 傳統火電耦合儲能技術
按照目前技術發展的形勢，預計到2030年可再生能源發電在總發電量中的占比仍會低于30%［45-46］。除了推進并網技術的進步，大力發展儲能產業將是促進可再生能源消納的重要途徑。儲能技術包括物理儲能技術、儲熱技術和電化學儲能技術等［47-50］。
3.1.1 物理儲能技術
目前，常見的物理儲能技術包括為抽水儲能和壓縮空氣儲能［51］，兩者均是GW級儲能技術，具體見表2。抽水儲能是在電力負荷低谷期將水從下池水庫抽到上池水庫，將電能轉化成重力勢能儲存起來。抽水儲能技術成熟、容量大、儲能周期長，但是對地形要求較大、施工難度較高、存在著地質安全隱患。壓縮空氣儲能與抽水儲能技術類似，通過電力驅動壓縮機組壓縮空氣，將電能轉化為空氣內能［50，52］。目前壓縮空氣儲能技術較為成熟，但是商業化進程相對較慢。
3.1.2 儲熱技術
儲熱技術包括熔鹽儲熱、熱水儲熱等。傳統火電配儲熱系統的靈活性改造方案見表3。
熔融鹽蓄熱具有溫區廣、比熱容高、換熱好等優點，通過換熱器等設備將存儲的熱能提供給熱發電的設備使用，目前已在太陽能熱發電廠中實現應用。從蒸汽生產流程來看，熔鹽熱儲能適用于高溫高壓蒸汽的熱能存儲，可以在汽輪機高壓旁路或者再熱器出口設置熔鹽儲熱系統［54］。但熔融鹽蓄熱技術在選擇與熱量存儲和輸送關鍵的設備材料及工質等方面存在困難，該技術仍處在示范應用階段，主要技術難點包括導熱油和熔融鹽之間的換熱器設計、熔鹽泵的制作、整個電站保溫系統、預熱系統以及故障監控的設計；傳熱介質在不同時刻的流態、傳熱和與蓄熱系統的配合；整個電站的匹配和控制等。實際上，無論是高溫高壓的主蒸汽還是過熱度很高的再熱蒸汽，載熱密度都比較低；且蒸汽高溫潛熱需要維持高壓，熔鹽換熱需要采用換熱面積較大的高壓厚壁換熱器，這導致換熱效率低下，技術經濟可行性低。
3.1.3 電池儲能技術
電池儲能技術，如液流電池、鉛酸電池和鋰電池等，應用較廣泛。以鋰電池為代表的電池儲能技術已經初步進入商業化、規模化應用，且具有巨大的發展空間，是最具前景的電力儲能技術。無論是作為手機、筆記本電腦的獨立電池，還是作為電動工具和其他電子產品中的微型電池模塊，鋰離子電池在各種小型系統中均得到良好應用。但受自身循環壽命、成本和安全性等問題的限制，目前實現大規模的應用較為困難［55］。
卡諾電池技術（即熱泵式儲電技術）不受地理和地質條件約束，能夠實現高效、低成本的大規模儲能［55-57］。在卡諾電池中，通過使用高溫熱泵將多余的可再生電能轉換為90~500 ℃的熱量存儲起來。當需要釋放的時候，熱能可轉化為電能和熱能，既可以供電，也可在采暖期進行供熱，使用年限較長。隨著熔鹽儲熱的技術發展，熔鹽卡諾電池的儲電設備成本會逐漸降低。
3.1.4 化學燃料儲能技術
化學燃料儲能，即通過電化學反應將電能儲為化學能，包括氫儲能技術、氨儲能技術、有機燃料儲能技術等。
（1）氫儲能技術。氫能作為清潔能源，也是目前新型燃料電池的首選燃料。氫儲能技術可實現長周期調峰，隨著技術進步和成本的大幅降低，是極具發展潛力的規模化儲能技術。未來氫儲能技術有望在可再生消納、電網削峰填谷、用戶冷熱電氣聯供等場合實現推廣應用。但是受限于規模較小且成本略高，尚無法做到大規模使用［58］。
氫能高效利用的過程中，制氫過程較為關鍵。制氫方式包括煤、天然氣等化石能源重整制氫、工業副產氫、電解水制氫等。對于電力行業來說，電解水制氫適用性較好，其原理是在直流電的作用下，通過電化學過程將水分子解離為H2與O2，分別在陰、陽兩極析出。對于傳統火電企業，可在廠內電解水制氫，并結合儲能技術進行儲氫；副產物氧氣還可以送進鍋爐內滿足富氧燃燒，以實現能源清潔高效利用。這樣，通過“電−氫−電（或化工原料）”的方式將電力、交通、熱力和化工等領域耦合起來，實現多產業融合。
（2）氨儲能技術。作為氮氫化合物，氨較為穩定，便于儲存、運輸。與氫能類似，氨燃燒時不會產生CO2，配備氨燃料動力的運輸設備及發電廠可有效地減少碳化物和硫化物，實現真正意義上的“零”排放。電廠自己制備氨，還可以滿足電廠污染物治理過程中對吸收劑的巨大需求，未來的脫硫、脫硝設備捕集到的物質都通過氨來解決。氨的體積能量密度高于氫，與汽油、柴油相當，是一種優質燃料。通過常溫常壓下，利用氮氣和水為原料電解催化制備氨，對于電廠來說較為容易。且氨也可以作為供氫載體，為氫燃料汽車提供車載氫源［59］。
（3）有機燃料儲能技術。有機燃料儲能技術，結合尾端煙氣中CO2，經水中催化電解制備醇類等有機燃料后進行儲存，如圖3所示。醇類等有機燃料優勢在于儲存安全系數高、運輸便捷、用戶端配套的基礎設施成熟。對于一些電氣化較弱的應用場合，有機燃料比電能有著較高的利用價值。但其目前存在轉換效率低等問題，尚處于研究階段，大連化物所等單位正在進行科研攻關［60-61］。
在過渡到以可再生能源為主體的新型電力系統期間，傳統火電逐漸向著調峰電源發展。通過耦合儲能技術，可提高火電的靈活性調峰能力，加強電力系統的調節能力，可滿足高比例可再生能源的消納。
3.2 傳統火電機組耦合CCUS技術
CCUS是實現碳中和目標的關鍵技術，該技術預計可以在2050年前提供11億～27億t的碳減排量。美國較早地結合碳市場開展了CCUS技術應用，目前有14個正在運行的商業化CCUS項目［16，62］。CCUS技術中CO2捕集方法主要有：吸收法、吸附法、膜法、低溫冷凍法等［63-64］。捕集到的CO2可以選擇封存與利用2種路徑［63-65］：一種是地質封存和固化，或強化石油、天然氣等資源的開采；另一種是合成有價值化工品等，如作為飲料、食品添加劑。碳利用和封存的技術路徑如圖4所示。
（1）從捕集技術看，電廠中煙氣的CO2分壓低，煙氣量巨大且成分復雜，相比其他方法而言，化學溶劑吸收法是目前較為合適的選擇［50］。在化學溶劑吸收法中最受關注的溶劑是有機醇胺類，其中以一乙醇胺（MEA）為主。MEA 由油氣脫碳工藝衍生而來，在煙氣脫碳循環過程中具有可觀的CO2吸收效率［66］；但是在復雜煙氣環境中，MEA容易發生氧化分解、熱降解等不可逆過程而導致吸收劑損失。
在化學吸收法中，氨法吸收工藝近年來開始受到重視。氨水或液氨是選擇性催化還原法（SCR）脫硝的還原劑以及氨法煙氣脫硫（FGD）的吸收劑，大多的電廠建有氨水儲存系統。低溫常壓環境下，N2和 H2O 可電催化合成氨，該過程在電廠中可做到清潔無污染。通過氨法吸收尾端煙氣，可實現酸性氣體的一體化脫除。如Alstom公司開發的冷態氨法［67］，就是利用（NH4）2CO3和NH4HCO3的混合漿液作為可循環利用的CO2吸收劑，有較高的脫碳率。氨法脫碳后的碳銨漿液經過制堿工藝、制尿素工藝、制碳酸氫銨工藝實現生產利用，如圖5所示。
（2）從轉化技術看，我國科學院天津工業生物技術研究所馬延和團隊［68］，不依靠于植物光合作用的合成過程，通過采用11步反應的非自然固碳與淀粉合成途徑，在實驗室中首次實現從CO2到淀粉分子的全合成。這項技術預示著工業廢氣中CO2有向高附加值化學品轉化的可能，既有助于實現碳減排，又解決了糧食資源的問題，CO2的利用性顯著提升。
（3）從技術發展的阻礙看，能耗與成本問題一直是CCUS技術路線的發展瓶頸［69］。在CCUS捕集、輸送、利用與封存環節中，捕集是耗能較高的環節。例如，為一家 MW 級的超超臨界電廠增設碳捕集設備，其耗能可能直接把該電廠從超超臨界降低到亞臨界［70］。目前CCUS技術的研發主要集中在實驗室探索階段，雖時有小型工業化裝置出現，但若衡量全生命周期的能耗，進而折算為CO2排放量，就會發現現有技術無法完成負碳技術、實現碳中和目標。只有當超高效、成熟的催化技術涌現時，CCUS的工業路線才有可能真正地實現大規模應用。
3.3 傳統火電耦合多種技術
根據國家發展改革委、國家能源局發布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，要加快實施現有煤電機組的改造升級；對無法改造的機組逐步淘汰關停，并視情況將具備條件的轉為應急備用電源。在未來，將儲能技術、CCUS技術等多種技術相互融合與應用，可為傳統火電企業帶來新的發展機遇。
3.3.1 火電−光伏−儲能聯動發展
可再生能源發電的波動性是影響其消納的技術阻礙。借助儲能技術，光伏與傳統火電互補發電，可利用燃煤電站出力調整范圍大的優點，彌補太陽能的不穩定性和間歇性，降低單一太陽能熱發電的成本，同時可減少燃煤電站煤耗，實現節能減排。例如，刑晨健等［71］提出通過聚光光伏-余熱輔助氨法脫碳的光伏光熱綜合利用方式，將傳統火電與光伏發電相結合起來（如圖6所示）。該技術是通過利用聚光光伏發電過程中產生的大量低品位廢熱輔助碳捕集，可以提高光伏系統效率。通過建立聚光砷化鎵?余熱輔助胺法脫碳的能量轉化模型，驗證了聚光光伏余熱在質和量上都具有直接輔助胺法脫碳的潛力。
3.3.2 耦合城市生物質進行發電
生物質是指通過光合作用而形成的各種有機體，儲存有大量的能量，污水處理過程中形成污泥就是其中一種。在煤電技術發展中，通過煤炭與污泥、生活垃圾等生物質的混合混燒，可顯著降低原有燃煤電廠的 CO2排放量，同時可利用大容量高參數燃煤發電機組發電效率高的優勢，提高生物質的發電效率。為實現生物質的摻燒，需要對燃料制備系統和鍋爐燃燒設備進行改造，發揮不同技術路線的優勢，不斷降低生物質發電的投資成本［72］。
3.3.3 傳統火電多產業轉型升級
傳統火電可以通過耦合多種產業進行轉型升級，實現與上下游的產業鏈融合，如圖7所示。
傳統火電通過電解制氫，產生的氫氣可作為氫燃料，應用于用戶終端。電解制得的H2與空氣分離得到的N2進行催化反應制NH3，可應用于化工、輕工、化肥、制藥、合成纖維等領域，也可用于電廠的脫硝過程，結合CCUS技術，NH3吸收煙氣中的CO2和 SO2，制得復合氨肥和尿素等原料，可應用于農業、化工領域。空氣分離剩余的O2可進入鍋爐用于富氧燃燒。碳中和中后期，傳統火電通過轉型，可實現低成本、低能耗、高效產出各種所需化工資源。根據不同煤電機組的實際情況，探索多種技術并行的改造方案，來實現傳統火電企業的新發展。
為促進可再生能源消納的消納，可通過發展火電-光伏-儲能技術、火電-生物質聯合發電技術等的技術路線，發揮多技術耦合的優勢，并不斷降低成本與能耗，提高設備利用效率；為解決環保問題，可通過發展多路線CCUS技術，實現負碳技術利用；為解決發電側與網側的技術銜接與關聯問題，提高電網運行穩定性，可通過發展不同路線的儲能技術，促進可再生能源消納的同時，提高火電機組靈活性與調峰能力。這樣，傳統火電企業才能更好適應國家“雙碳”戰略目標的要求，高質量實現轉型發展。
4 結束語
隨著“雙碳”目標的提出，各行業都將迎來新的發展，其中推進低碳、低能耗的電力系統設施建設及構建新型電力系統是實現“雙碳”目標的關鍵。在構建新型電力系統過程中，傳統火電企業將面臨嚴峻的挑戰，其中可再生能源發電的發展瓶頸及傳統火電的轉型障礙最為引人注目。但能源行業清潔低碳是大勢所趨，對于傳統火電企業來說，“雙碳”目標也是實現轉型升級，走向低碳之路的機遇。傳統火電應加大適應“雙碳”需要的多種新技術開發，根據電廠的情況進行技術耦合應用。傳統火電可結合儲能、化工、CCUS等新技術構建火電新型產業鏈。值得注意的是，傳統火電轉型發展關乎國家能源安全與民生保障，在減煤降碳的過程中，火電逐步從主體電源向基荷電源過渡，為保障清潔能源的順利消納和極端情況下的能源安全，火電的兜底作用也不可忽視。
