3月26日，欧洲能源转型智能网络技术与创新平台（ETIP SNET）发布了《脱碳欧洲灵活发电白皮书》^[1]，基于当前技术发展水平描绘了欧盟灵活发电技术的发展路线，推进实现欧洲综合能源系统2050年愿景。白皮书分析了欧洲电力系统使用低碳/无碳替代燃料的挑战以及灵活性技术要求，描述了系统转型过程中增强发电灵活性需要开发的相关技术，包括：生物质发电和天然气发电；燃料灵活性、负荷灵活性与储能技术；氢能、跨部门融合、电力转换为其他能源载体（Power-to-X）。

　　一、低碳/无碳替代燃料发电的关键技术现状

　　1、蒸汽发电厂和燃气轮机。燃气轮机联合循环发电（CCPP）的最高效率已接近65%，热电联产（CHP）的燃料利用率已达到85%。新型燃烧器技术使燃气轮机具有燃料灵活性，能够有效燃烧天然气/氢气混合燃料（包括纯氢气）、天然气/生物基合成气混合燃料、富含氢气的燃料气（如合成气、炼油气和焦炉煤气）、液化天然气/液化石油气、非常规天然气、基于合成气的液体燃料甚至无碳燃料（如氨）。以超临界二氧化碳为工作流体的高效循环技术正处于开发阶段。未来发电厂可采用燃料电池作为主发电装置，并在CCPP后燃烧剩余可燃物，形成“三重燃烧”技术，这一技术可能还需十年才能大规模示范。

　　2、燃料电池。燃料电池具有高效、低污染和低噪声等优点，固体氧化物燃料电池（SOFC）通过集成重整还具有很高的燃料灵活性。一些燃料电池系统正处于商业化阶段，单堆功率输出达1兆瓦，有望在兆瓦级范围内替代固定式热电联产中的内燃机。

　　3、内燃机。天然气热电联产系统已经安装数千台燃气内燃机，实现了90%以上的燃料利用率，其中许多发动机使用的是原沼气。10兆瓦级最新一代燃气内燃机已实现商业化，发电厂将其作为发电单元总输出功率可高达200兆瓦。德国Kustenkraftwerk Kiel项目安装了20台9.5兆瓦燃气内燃机，总输出功率为190兆瓦，燃料利用率达91%；还正在开发使用100%氢气的兆瓦级燃气内燃机，将在几年内投入使用。200千瓦级卡车用发动机原型机已经成功安装使用，可以使用纯氢气为燃料，此类小型发动机的效率可达到40%以上。使用氢燃料的燃气内燃机将有望用于中型规模分布式热电联产，天然气发动机还可作为其他可再生燃料（如生物甲烷、碳中性甲醇甚至无碳氨）的解决方案。

　　4、氨和合成碳基燃料。氨可通过在燃烧前催化分解成氮气和氢气用于燃烧设备，且其燃烧无需对燃料提纯。甲烷、甲醇、二甲醚等合成燃料以及其他甲烷或甲醇衍生品也可直接使用，无需对现有的热力和电力应用基础设施做出重大改动。对于甲醇，还可通过商用工艺（如甲醇制汽油）生产往复式发动机的燃油。通过优化合成替代燃料可以降低碳排放和提高发动机效率。

　　二、电力系统灵活性技术要求

　　电力系统灵活性根据具体技术和应用有着不同组合，灵活性相关技术要求包括：①运行灵活性，需解决火力发电和水力发电循环导致的材料应力和设备磨损，以及当电厂以灵活模式运行时，通过创新进一步提高部分负荷下的效率；②燃料灵活性，氢气燃烧需解决火焰温度过高和火焰回火问题以确保安全运行，还需改进烟气净化系统以及安全相关系统的材料和密封，以及需开发适合各种燃料的设备，可在不更改硬件的情况下任意混合燃料；③减排技术，灵活运行通常会增加燃烧系统的排放，需通过进一步的系统优化和开发新方法以降低排放；④燃料和电力输出产品灵活性，需通过在热电联产系统中使用电加热器或配备热泵以有效利用多余可再生能源电力；⑤集成储能的发电灵活性，需将波动性可再生能源发电与电池或氢气生产、储存和再转换相结合，以及在技术和环境可行的情况下增加水坝和水库，并与电池相结合以增强短期储能和灵活性；⑥新技术改进，包括扩大燃料电池和电解槽生产规模，改进氧化还原液流电池、液态空气储能、压缩空气储能等进入示范阶段的储能技术，解决海洋能开发和测试中的环境影响。

　　三、燃料转换及灵活性技术发展路线

　　欧洲国家的能源转型正快速发展，且大多以太阳能发电为基础。由于国家政策和经济能力的原因，各国转型路径并不统一。大多数欧盟成员国认为有必要放弃煤炭，但对核能和生物能等替代技术的发展思路有所不同，影响到可再生能源发电的部署。

　　1、短期开发：转向生物质和天然气发电

　　（1）生物质发电。欧盟北部国家20年前开始增加使用生物质发电，包括将燃煤电厂改造为使用生物质以及新建生物质电厂。到目前为止，全球几家针对使用木屑颗粒或废木屑发电进行调试或改造的吉瓦级电厂主要集中在欧洲。如果废弃生物质的水热处理或气化新技术得到推广，将增加进一步利用生物质的潜力。由于建立新的生物质价值链需要较大投资和较长时间，中期内仍应以电厂改造和新建生物质电厂为主。

　　（2）天然气发电。德国等拥有庞大工业部门的国家需要选择天然气作为过渡方案，对现有发电厂的燃气（联合）燃烧改造和新建天然气发电项目正在进行，短期内应重点开发：用于城市供热的较小型热电联产装置新结构开发，以及改造燃煤锅炉同时安装顶循环燃气轮机；用于中小型城市的紧凑型燃气轮机联合发电或燃气内燃机发电厂；高热量需求行业的蒸汽发生器；高效燃气联合循环发电厂，具备在电力市场与补贴后备发电厂（开式循环燃气轮机）竞争的能力；东欧地区将最早通过建设新的天然气管道和液化天然气终端，实现从煤炭向天然气的过渡。

　　2、燃料灵活性、负荷灵活性和储能

　　随着供电、供热系统越来越复杂，为了确保燃料和负荷灵活性，应重点开发和部署如下技术：在区域供热电厂配备吉瓦规模的储热装置；探索在蒸汽发电厂配备顶循环燃气轮机，以及CCPP在无燃气轮机运行、仅产生蒸汽模式下运行余热回收蒸汽发生器的可行性，以实现快速响应正负负荷需求；开发锅炉中燃烧煤、生物质和天然气混合物技术，从而最大程度实现燃料灵活性并保证供应安全。

　　3、氢作为能源载体、跨部门融合以及Power-to-X

　　该领域将重点开发和部署如下技术：进一步开发生物质与氢气的混合燃烧；将顶循环氢气燃气轮机集成到现有蒸汽循环中；集成电解槽、储氢、加氢站和小型燃气轮机的示范发电厂，实现高峰期供电，争取在未来几年实现经济运行；在区域供热的热电联产电厂集成蒸汽/热水发电机，以及安装大型热泵；压缩空气储能与氢气的结合使用；部署使用“绿色”氢气的CCPP和CHP电厂。                      （岳芳）