为了缓解全球气候变暖，2020年9月我国提出2030年“碳达峰”、2060年“碳中和”的远景目标。中国是世界上能源消费量最大的国家，也是碳排放量最大的国家。2022年，我国能源消费总量占世界能源消费总量的26%，碳排放总量约110亿t，占世界碳排放总量(与能源相关)的31%。由此可见，我国实现碳中和对缓解全球气候变暖意义重大。

我国是一个“富煤、贫油、少气”的国家，煤炭在能源消费中具有“压舱石”的作用：2022年全国能源消费总量为54.1亿t标准煤，煤炭占比56.2%；全国发电装机总量25.6亿kW，煤电装机11.2亿kW，占比43.8%，但煤电发电量达总发电量的58.4%。双碳目标要求未来我国转向以可再生能源为主的能源结构，尤其是大幅增加光伏、风电等可再生能源的发电装机比例和发电量。2022年，全国风电装机3.65亿kW，光伏发电装机3.93亿kW，风电光伏发电装机占全国发电装机的29.6%，风电光伏发电总量1.19万亿kW·h，占全国发电量的13.8%。风电、光伏等可再生能源发电具有随机性、间歇性和波动性等特点，大比例接入会对电网稳定性造成冲击。目前主要依靠煤电调峰来消纳风电光伏的波动，其他储能占比不到1％。2022年我国弃风弃光率分别为3.2%和1.7%，之所以能够实现低的弃风弃光率，得益于大量煤电机组在做调峰。若没有大量煤电机组支撑，弃风弃光率将会大幅上升。煤电的超低负荷稳定能力及快速调负荷能力决定了未来我国新能源装机容量，也决定了弃风弃光率。

多能互补是提高可再生能源在发电侧比例的有效方法，但储能技术还未取得突破，无法大规模高效储电。2022年，我国电力储能装机规模达到0.598亿kW，其中抽水蓄能占比77.1%，新型储能占比21.9%(其中锂离子电池占比94%)。若按目前国内主流的清洁能源配储比例要求(20%/2 h)，2022年的储能装机规模只能满足2.99亿kW新能源发电的调峰需求，距离7.58亿kW的风电光伏装机规模相差很远。抽水蓄能具有规模优势，但受地理条件限制，增速放缓且成本下降有限。电化学储能普遍具有成本、寿命、安全性能、转化效率等4个方面难以协同寻优的不足。火电厂是我国最具潜力的调峰电源。可通过深度灵活调峰来降低风电光伏发电波动性对电网造成的冲击，是最经济、可靠的提高电力系统中风电光伏消纳比例的手段。如德国、丹麦的煤电机组的最小出力已达到25%～30%和15%～20%，德国、波兰部分机组的调峰速率可达(2%～6%)/min。然而，国内目前火电机组平均最低负荷约为35%，调峰速率普遍低于2%/min，距离国际先进水平还有较大差距。若按照国家发改委、能源局的要求，煤电机组最小出力可降低到20%，煤电机组的负荷调峰幅度还可再增加15%，即可增加1.68亿kW的调峰电量，按风光电机组10%的调峰波动需求计算，可再支持新增16.8亿kW的风电光伏装机，远远大于抽水、压缩空气、电化学等储能方式。因此，现役煤电机组是我国规模最大的调峰电源。为了实现煤电机组超低负荷灵活调峰，需提高低负荷稳燃/燃烬性能、水动力/受热面安全性能和污染物控制水平，对于燃烧器的稳燃性能、制粉/风烟/汽水等系统的协同控制提出了更高的要求。

火电行业低碳技术主要包括降低煤炭消耗量和碳捕集与封存(CCS)或碳捕集/利用/封存(CCUS)技术。降低煤炭消耗量的方法主要有：① 使用低碳/零碳燃料替代部分煤炭，如生物质、污泥等有机固废和氢/氨等零碳燃料；② 提高机组参数以提高发电效率、降低度电煤耗，如提高主蒸汽压力和二次再热温度；③ 现有机组提效技术，尤其是快速调峰及超低负荷下煤耗降低技术(超低负荷下稳燃和低氮技术、超低负荷下汽机低热耗改造技术、超低负荷下锅炉设备及关键辅机宽负荷高效技术、智慧电厂快速响应技术、快速调节下高效稳燃燃烧器技术、快速调负荷下机组部件抗疲劳技术等)。碳捕集与封存CCS或CCUS技术主要包括：①CO2捕集技术，如燃烧前捕集技术(将煤炭经过气化/水煤气变换转化为CO2和H2，再燃烧H2前分离捕集CO2、富氧燃烧捕集技术(结合空分和烟气再循环，提高燃煤烟气中CO2比例，降低CO2分离成本)、燃烧后捕集(通过化学吸收、物理吸附、膜分离等方法从烟气中分离CO2)；② CO2利用与封存技术，如地质封存(CO2强化油、气、卤水开采)、CO2矿化固化、制备高附加值产物(将CO2催化转化为化学品，如CO2加氢制甲醇等)。尽管上述低碳技术受到了学界和业界的广泛关注，但仍存在诸多科学问题和技术问题需要攻克。

笔者重点从低碳/零碳燃料掺烧技术、CCUS技术2个方面介绍当前燃煤机组低碳技术的研究进展，并对未来低碳零碳发电技术进行展望。