国际发电厂排放的碳如何处理

A. 焚烧垃圾发电，烧出的气体是如何处理的

垃圾焚烧发电是把垃圾焚烧厂和垃圾焚烧设备引进、消化吸收再创新的工作。生活垃圾焚烧烟气中的二恶英是近几年来世界各国所普遍关心的问题。二恶英类剧毒物质对环境造成很大危害，有效控制二恶英类物质的产生与扩散，直接关系到垃圾焚烧及垃圾发电技术的推广和应用。二恶英的分子结构为1个或2个氧原子连接2个被氯取代的苯环。两个氧原子连结的称为多氯二苯并二恶英(PCDD，Polycholoro diabenzo-p-dioxin)，一个氧原子的称为多氯二苯并呋喃统称二恶英(dioxin)。毒性最强的2,3,7,8-PCDD的毒性为氰化钾的160倍。

控气型热解焚烧炉将焚烧过程分为二级燃烧室，一燃室进行垃圾热分解温度控制为700℃以内，让垃圾在缺氧状态下低温分解，这时金属Cu、Fe、Al等金属元素不会被氧化，因而不会有 的产生，会大大减少二恶英的量；同时，由于HCl的产生量受残氧浓度的影响，因而缺氧燃烧会减少HCl的产生；并且 自还原气氛下也难以大量生成。由于控气型垃圾焚烧炉是固体床，所以不会产生烟尘，不会有未燃尽的残碳进入二燃室。

B. 什么是碳达峰和碳中和怎么管理碳排放

“全球变暖”“温室气体”这些词相信大家都不陌生。近两年各地自然灾害频繁发生（澳洲丛林大火、东非蝗灾、欧洲多地出现罕见高温天气等），这都跟气温的变化有关。我们目前所使用的资源，煤、石油、天然气等，燃烧后会产生大量的像二氧化碳、甲烷等气体，当这些气体进入空气后，会导致空气变得更保暖，再进入大气层，就像给我们地球盖了一层棉被一样， 使整个地球的气温都升高 ，这类气体称为温室气体，因为这些气体都含有碳元素，所以也把这种排放称为碳排放。

那为什么我们要控制全球变暖呢？

简单来说，全球变暖，南北极的冰就会融化，导致海平面上升，直至淹没沿海的城市和一些海拔低的岛屿。有科学家计算过，如果平均气温升高4 ，像 上海、伦敦、纽约这些沿海城市，就会变成水城。

而最可怕的是在两极的冰层中，可能还冷冻着很多我们人类未知的微生物，科学家担心冰层融化后会有这些古老的细菌和病毒出来，将会给人类带来不可预测的超级灾难。

碳达峰和碳中和是什么？

地球是我们共同生存的家园，为了能够准确计算出各国在减少碳排放上做出的贡献，促进各国一起努力来控制全球变暖，也让更多的国家积极参与和行动起来，“碳达峰”和“碳中和”两个词就出现了。

如果一个国家的碳排放量已经达到了最大值，以后不会增加只会减少，就可以叫做“碳达峰”；而如果一个国家通过植树造林吸收的二氧化碳和排放的一样多，那就可以叫做“碳中和”。

如果每个国家都能够实现“碳中和”，那大气中的温室气体就不会继续增加，全球变暖也有可能被控制住。

而我国作为世界上碳排放量最大的国家，实现这一目标无疑是莫大的挑战，但也从另一方面体现了我国要实现“碳中和”的决心。

碳排放管理师的出现

我国目前的发电厂，有70%是烧煤和天然气，而我们的工厂、家电以及正在逐渐普及的电 汽车 ，都对电有大量的需求；想要实现减少碳排放，就必须要减少烧煤和天然气的发电厂，增加风力、水力和太阳能发电的利用。同时企业发展过程中，也要控制碳排放。

所以国家就根据企业的不同类型，给企业分配了不同的碳排放额度，有的企业环保，用掉的碳排放额度比较少，就可以剩余一部分额度出售给需要更多碳排放额度的企业，这就是“碳交易”， “碳排放管理师”这个职业也就应运而生了。

中国力争碳排放2030年前达到峰值 ，努力 争取2060年前实现碳中和。 随着“双碳”目标的推进 ，碳排放管理师的职责更加重要，不仅国家需要这样的人才尽快实现“碳中和”，各大企事业单位也更需要这样的人才，对自己企业的碳排放量进行监测、核算以及交易。

“双碳”目标的实现需要大量碳排放管理人才，但由于目前 社会 对该行业的总体认知度不高，碳排放管理师职业尚处于“由冷转热”的发展阶段。 一些企业还开始推进内部人才转型，鼓励自己员工考取碳排放管理师 。要做好企业能源管理、计量、生产等多部门协调，确保各项数据摸得准、对得上。

看到这里，相信大家对碳排放管理师这个新职业有了一定的了解，碳排放管理师未来一定是个蓝海市场，可以说对于这个职业的需求量是非常的大，现在从事碳排放管理师是一个不错的机会，想了解更多可以评论区交流。

C. 光伏电站--碳减排和碳交易 如何核算如何进行CCER开发

碳减排、 碳交易 、碳配额、 碳资产管理

全球二氧化碳的大量排放不仅造成严重的环境污染问题，也造成全球灾害性天气频发，严重的威胁着人类和地球其它生命的生存。

碳达峰、碳中和目标的出台，为我国未来绿色低碳发展绘制了美好蓝图。但也要看到，我国处于工业化发展阶段，工业技术和耗能、排放水平比发达国家仍有较大差距，我国要实现碳达峰和碳中和的目标面临着巨大的压力和挑战。要实现这个目标，我国不仅要努力提高制造业技术水平，加大节能减排力度，更需要改变能源结构，减少高耗能。

我国碳达峰和碳中和的目标的确定，将进一步推进绿色经济发展和城镇化、工业化、电气化改革，对新能源特别是电力清洁化发展有着重要意义。

近年来，碳排放交易已经逐渐成为一个热门话题。今天我们来谈谈光伏发电站到底能减排多少二氧化碳温室气体。

我们以一个1MW的光伏发电站为例来做计算。首先需要说明的是我国地缘辽阔，各地的太阳能辐射资源不同，不同地区安装的同容量的光伏发电站的发电量是有很大差异的。如果我们以江浙地区和甘肃河西走廊地区的光伏发电站为例来做分析。

▲工商业屋顶光伏电站

我们知道，江浙一带的最佳倾角光伏阵列表面年太阳能辐射量通常在1300kWh/m²左右，而西北地区河西走廊一带太阳能辐射资源比较丰富，大约是2000kWh/m²左右。

江浙一带的1MW光伏发电站电站首年发电量可达100万kWh。

河西走廊一带的1MW光伏发电站电站首年发电量可达160万kWh。

与常规煤热发电站相比，1MW的光伏发电站每年分别可节省405-630吨标准煤, 减排1036-1600吨二氧化碳，9.7-15.0吨二氧化硫，2.8-4.4吨氮氧化物。

按照目前碳排放40元/吨左右的平均交易价格计算，1MW的光伏电站每年碳减排交易的收益约4.1-6.4万元左右。

1997年，全球100多个国家签署了《京都议定书》，碳排放权成为了一种商品，碳交易成为碳减排的核心手段之一。目前，全球有几十个碳交易体系。2020年，全球碳市场交易规模达2290亿欧元，同比上涨18%，碳交易总量达103亿吨。碳排放价格从平均每吨25欧元翻倍至2021年5月初的每吨50欧元左右。

我国碳交易工作也已经开展了十余年了，全国有北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、和福建等八个地区已经开展了碳交易试点，完成了近5亿吨二氧化碳排放量的交易，成交额上百亿元。同时各地科技厅等部门都有从事的清洁能源机制的机构或碳排放管理部门。

据了解，目前我国碳排放交易价是每吨20-52元，和国际市场比，碳排放价格还是比较低的，但是随着国家“双碳”目标和国际化的推进，碳排放价格上涨的趋势是必然的。我国目前有装机240GW的光伏发电站，年发电量1172亿kWh减排二氧化碳11684.8万吨。每年有价值约4000万元-6000万元的排放配额指标可用于市场交易。光伏发电不仅可以直接通过售电获得经济效益，同时还可以通过碳排放交易获得额外的经济收入。

我们认为，未来我国将进一步加大各地碳排放配额管理和发展碳排放市场交易，推动新能源的发展和“双碳”目标的实现。

（注：计算公式：1 度电 = 0.39 kg 煤 = 0.997 kg 二氧化碳 = 0.00936 kg二氧化硫 = 0.00273 kg 氮氧化物）

那如何计算二氧化碳减排量的多少呢?

以发电厂为例，节约1度电或1公斤煤到底减排了多少“二氧化碳”?

根据专家统计：每节约1度(千瓦时)电，就相应节约了0.328千克标准煤，同时减少污染排放0.272千克碳粉尘、0.997千克二氧化碳、0.03千克二氧化硫、0.015千克氮氧化物。每使用光伏电站所发的一度电是同样道理。

以1MWp光伏电站为例。

减少二氧化碳减排量：

近日，浙江省乐清市有序用电工作领导小组办公室文件印发 乐有序用电办[2021]4号《关于调整C级有序用电方案的通知》，文件中明确：轮到停用的企业当天0点到24点全部停止生产用电，但是企业屋顶光伏发电不在控制范围！免受限电影响，能控制用电成本还想增加碳交易收入的各位企业可以尽快在屋顶安装光伏电站了！

光伏电站碳交易额外创收计算案例

这里以上数据可以看出，1MW光伏电站每年可以减少1196.4吨的二氧化碳减排量。按20元/吨（23日碳市场收盘价43.85元/吨）成交价计算，这座1MW的光伏电站每年可获得2.4万元左右的收益。25年将获得60万左右收益，这还没有算更高的发电收益。按市场价格（排除原料涨价因素），一座1MW光伏电站的投入成本大概350万左右，碳排放权交易给工商业光伏电站带来的额外收益还是非常明显的！

一、年发电量是多少？

根据北京市太阳能资源情况，安装角度为35°时，光伏年峰值利用小时数为1536.65h，考虑到79%的系统效率，等效年发电利用小时数为1213.95h，在25年的运营期，光伏组件的发电衰减率按20%计算。

根据分布式光伏发电量常用的简化计算公式：L=W×H×η，其中L为年发电量，W为装机容量，H为年峰值利用小时数，η为光伏电站的系统效率，H×η为年等效利用小时数。

计算可知，20kW光伏电站的首年发电量为：

20kW×1213.95h=24.28MWh

按照10年衰减10%，25年衰减20%计算，25年的发电量情况见下表：

表1 北京地区20kW分布式光伏电站发电量计算

二、碳减排量是多少？

根据《联网的可再生能源发电》、《可再生能源并网发电方法学》、《广东省安装分布式光伏发电系统碳普惠方法学》等与分布式光伏发电相关的自愿碳减排量核算方法学，分布式光伏碳减排量核算周期以自然年为计算单位，减排量即为基准线排放量，也就是不安装使用分布式光伏发电系统，使用电网供电所产生的二氧化碳排放量。简化的减排量计算公式：

式中：ERy为安装并运行分布式光伏发电系统在第y年的减排量（tCO2/yr），BEy是第y年的基准线排放量（tCO2/yr），EGPJ,y是第y年由于安装分布式光伏发电系统并运行所发电量（MWh/yr），EFgrid,CM,y是第y年区域电网组合边际CO2排放因子（tCO2/MWh）。

根据《CM-001-V02可再生能源并网发电方法学》(第二版)，组合边际CO2排放因子EFgrid,CM,y计算方法如下：

式中：EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y分别为第y年电量边际排放因子和容量边际排放因子，单位均为tCO2/MWh，采用国家发改委最新公布的区域电网基准线排放因子。WOM和WBM分别为电量边际排放因子和容量边际排放因子的权重。

根据方法学规定，对于太阳能发电项目，第一计入期和后续计入期，WOM=0.75，WBM=0.25。

查阅官方资料，最新公布的排放因子为生态环境部2020年12月29日发布的2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子。

北京市属于华北区域电网，其2019年度的组合边际CO2排放因子：

按照2019年度的电网基准线排放因子，北京地区20kW分布式光伏电站的首年碳减排量为：24.28×0.8269=20.08（tCO2）；

25年运营期的年均碳减排量为：21.62×0.8269=17.88（tCO2）；

25年的总减排量为：540.45×0.8269=446.9（tCO2）。

随着清洁能源装机比例的不断提高，电网基准线排放因子也有逐年降低的趋势，因此，实际核准的总碳减排量可能会比本文计算结果偏低。

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三、碳交易实现路径？

上节计算得出了分布式光伏的碳减排量，怎样才能在碳市场通过交易获得收益呢？

财政部于2021年8月在对关于可再生能源补贴问题的回复中指出：“将进一步完善我国绿证核发交易管理机制和碳排放权交易机制，通过绿证和碳排放权交易合理补贴新能源环境效益，为新能源健康发展提供有力支撑”。以下分别从碳交易和绿证交易进行分析。

一、CCER碳交易是什么?

具体而言，CCER是指国家核证自愿减排量，排放企业需要按照减去自愿减排量的排放量来进行生产经营活动，如果排放超额，就要受到处罚，如果不想受到处罚，则可以向拥有多余配额的企业购买排放权。

在这一机制下，可以促进企业进行技术升级来减少碳排放量，从而达到节能减排的效果，同时也提高了生产经营效率。

目前我国的碳排放交易体系正在不断的完善当中，国内首个碳排放交易市场于2013年6月18日在深圳启动，目前国内共有7家碳排放交易所，碳排放交易第一阶段涉及16个行业，包括钢铁、石化、有色、电力等10个工业行业，以及航空、港口、机场、宾馆等6个非工业行业。

二、如何申请CCER

1、申请的过程

2、申请过程项目业主的工作

三、项目开发的前期评估

项目开发之前需要通过专业的咨询机构或技术人员对项目进行评估，判断该项目是否可以开发成为CCER项目，主要依据是评估该项目是否符合国家主管部门备案的CCER方法学的适用条件以及是否满足额外性论证的要求。

方法学是指用于确定项目基准线、论证额外性、计算减排量、制定监测计划等的方法指南。截止到目前，国家发改委已在信息平台分四批公布了178个备案的CCER方法学，其中由联合国清洁发展机制（CDM）方法学转化173个，新开发5个；含常规项目方法学96个，小型项目方法学78个，林业草原项目方法学4个。这些方法学已基本涵盖了国内CCER项目开发的适用领域，为国内的业主企业开发自愿减排项目提供了广阔的选择空间。

另外，《指南》也规定了国内CCER项目开发的16个专业领域，如下表所示。

额外性是指项目活动所带来的减排量相对于基准线是额外的, 即这种项目及其减排量在没有外来的CCER项目支持情况下, 存在财务效益指标、融资渠道、技术风险、市场普及和资源条件方面的障碍因素, 依靠项目业主的现有条件难以实现。

如果所评估项目符合方法学的适用条件并满足额外性论证的要求，咨询机构将依照方法学计算项目活动产生的减排量并参考碳交易市场的CCER价格，进一步估算项目开发的减排收益。CCER项目的开发成本，主要包括编制项目文件与监测计划的咨询费用以及出具审定报告与核证报告的第三方费用等。项目业主以此分析项目开发的成本及收益，决定是否将项目开发为CCER项目并确定每次核证的监测期长度。

2.项目开发流程

CCER项目的开发流程在很大程度上沿袭了清洁发展机制（CDM）项目的框架和思路，主要包括6个步骤，依次是：项目文件设计、项目审定、项目备案、项目实施与监测、减排量核查与核证、减排量签发。

（1）设计项目文件

设计项目文件是CCER项目开发的起点。项目设计文件(PDD)是申请CCER项目的必要依据，是体现项目合格性并进一步计算与核证减排量的重要参考。项目设计文件的编写需要依据从国家发改委网站上获取的最新格式和填写指南，审定机构同时对提交的项目设计文件的完整性进行审定。2014年2月底，国家发改委根据国内开发CCER项目的具体要求设计了项目设计文件模板（第1.1版）并在信息平台公布。项目文件可以由项目业主自行撰写，也可由咨询机构协助项目业主完成。

（2）项目审定程序

项目业主提交CCER项目的备案申请材料后，需经过审定程序才能够在国家主管部门进行备案。审定程序主要包括准备、实施、报告三个阶段，具体包括合同签订、审定准备、项目设计文件公示、文件评审、现场访问、审定报告的编写及内部评审、审定报告的交付并上传至国家发改委网站等7个步骤。

另外，项目业主申请CCER项目备案须准备并提交的材料包括：

① 项目备案申请函和申请表；

② 项目概况说明；

③ 企业的营业执照；

④ 项目可研报告审批文件、项目核准文件或项目备案文件；

⑤ 项目环评审批文件；

⑥ 项目节能评估和审查意见；

⑦ 项目开工时间证明文件；

⑧ 采用经国家主管部门备案的方法学编制的项目设计文件；

⑨ 项目审定报告。

国家主管部门接到项目备案申请材料后，首先会委托专家进行评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对备案申请进行审查，审查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。

（3）减排量核证程序

经备案的CCER项目产生减排量后，项目业主在向国家主管部门申请减排量签发前，应由经国家主管部门备案的核证机构核证，并出具减排量核证报告。

核证程序主要包括准备、实施、报告三个阶段，具体包括合同签订、核证准备、监测报告公示、文件评审、现场访问、核证报告的编写及内部评审、核证报告的交付并上传至国家发改委网站等7个步骤。

项目业主申请减排量备案须提交以下材料：

① 减排量备案申请函；

② 监测报告；

③ 减排量核证报告。

监测报告是记录减排项目数据管理、质量保证和控制程序的重要依据，是项目活动产生的减排量在事后可报告、可核证的重要保证。监测报告可由项目业主编制，或由项目业主委托的咨询机构编制。

国家主管部门接到减排量签发申请材料后，首先会委托专家进行技术评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对减排量备案申请进行审查，审查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。

四、项目开发周期

如前所述的CCER项目备案申请的4类项目中，第一类项目为项目业主新开发项目，开发周期相对较长；第二类项目虽然获得作为CDM项目的批准，但是在开发流程上与第一类项目相同，开发周期同样较长；而第三、四类项目由于是在CDM项目开发基础上转化，开发周期相对较短。一个CCER项目的开发流程及周期如下图所示。

据此估算，一个CCER的开发周期最少要有5个月。在整个项目开发过程中，还要考虑到不同类型项目的开发难易程度、项目业主与咨询机构及第三方机构的沟通过程、审定及核证程序中的澄清不符合要求，以及编写审定、核证报告及内部评审等环节的成本时间，通常情况下一个CCER项目开发时间周期都会超过5个月。

除上述项目开发流程，一个CCER项目成功备案并获得减排量签发，还需经过国家发改委的审核批准过程。由上述项目审定及减排量签发程序，可以推算国家主管部门组织专家评估并进行审核批准的时间周期在60~120个工作日之间，即大约需要3~6个月时间。

综上累加上述项目开发及发改委审批的时间，正常情况下，一个CCER项目从着手开发到最终实现减排量签发的最短时间周期要有8个月。

国内碳排放权交易试点的“两省五市”碳交易体系已为CCER进入各自的碳交易市场开放通道，皆允许CCER作为抵消限制进入碳交易市场，使用比例为5%~10%。作为抵消机制的CCER进入“两省五市”碳排放权交易市场，将会扩大市场参与并降低减排成本。

D. 电力行业碳达峰碳中和的7个路径

2021年年底， 中电联规划发展部发布《电力行业碳达报告》，报告提出了电力行业碳达峰碳中和实施的7个路径：

一是构建多元化能源供应体系，形成低碳主导的电力供应格局；

二是发挥电网基础平台作用，提高资源优化配置能力，支持部分地区率先达峰；

三是大力提升电气化水平，服务全 社会 碳减排；

四是大力实施管理创新，推动源网荷高效协同利用；

五是大力推动技术创新，为碳中和目标奠定坚实基础；

六是强化电力安全意识，防范电力安全重大风险；

七是健全和完善市场机制，适应碳达峰碳中和新要求。

内容摘要

实现碳达峰碳中和目标，电力行业既迎来转型发展的重大机遇，也面临艰巨挑战。以保障电力安全供应为基础，以低碳化、电气化、数字化为基本方向，重点研究了电力行业碳达峰时序、电源和电网结构以及电力供应成本。通过综合分析电力电量平衡、低碳电源贡献率、考虑规模化发展及技术进步的经济性，研究提出了确保2030年前、力争2028年电力行业实现碳达峰，并逐步过渡到稳中有降阶段。在此基础上，提出了碳达峰碳中和实施路径： 一是 构建多元化能源供应体系，形成低碳主导的电力供应格局； 二是 发挥电网基础平台作用，提高资源优化配置能力，支持部分地区率先达峰； 三是 大力提升电气化水平，服务全 社会 碳减排； 四是 大力实施管理创新，推动源网荷高效协同利用； 五是 大力推动技术创新，为碳中和目标奠定坚实基础； 六是 强化电力安全意识，防范电力安全重大风险； 七是 健全和完善市场机制，适应碳达峰碳中和新要求。

内容简介

一、发展基础

清洁低碳转型取得新成效。截至2020年底，全国非化石能源发电装机9.6亿千瓦，占总装机的43.4%。非化石能源消费占比从2015年的12.1%提高到2019年的15.3%，提前一年完成“十三五”规划目标。截至2019年底，我国单位国内生产总值二氧化碳排放强度较2005年降低约48%，提前完成2020年碳减排目标。

安全高效发展达到新水平。截至2020年底，全国建成投运“十四交十六直”30个特高压工程，220千伏及以上输电线路79.4万公里，变电容量45.3亿千伏安。2019年，火电、水电、燃气轮机与核电机组的等效可用系数均达到90%以上，变压器、架空线路等主要输变电设施的可用系数均超过99%。

电力 科技 创新日新月异。核电、超超临界发电、新能源发电等技术取得积极进展，世界上输电电压等级最高、距离最远的 1100千伏准东 皖南特高压直流工程建成投运，世界首个特高压多端混合直流工程乌东德电站送广东广西工程提前投产。

终端用能电气化水平持续提升。2019年，我国电能占终端能源消费比重为26%，高于世界平均水平17%。2016 2019年，电能替代累计新增用电量约5989亿千瓦时，对全 社会 用电增长的贡献率达到38.5%。

市场机制建设积极推进。电力市场交易体系初步建立，各类交易方式和交易品种逐渐丰富。发电行业率先开展碳交易。截至2020年8月底，碳交易试点累计成交量约4.06亿吨二氧化碳当量，成交额约92.8亿元。

国际合作取得积极进展。截至2019年底，中国主要电力企业境外投资金额57.9亿美元。中国主要电网企业建成10条跨国输电线路，12回110千伏及以上与周边国家相联的线路走廊，能源互联网理念得到广泛认同。

实现碳达峰碳中和目标，电力行业既迎来转型发展的重大机遇，也面临艰巨挑战。欧盟等发达经济体二氧化碳排放已经达峰，从“碳达峰”到“碳中和”有50 70年过渡期。我国二氧化碳排放体量大，从碳达峰到碳中和仅有30年时间，任务更为艰巨。能源电力减排是我国的主战场，能源燃烧占全部二氧化碳排放的88%左右，电力行业排放占约41%。电力行业不仅要加快清洁能源开发利用，推动行业自身的碳减排，还要助力全 社会 能源消费方式升级，支撑钢铁、化工、建材等重点行业提高能源利用效率，满足全 社会 实现更高水平电气化要求。

二、电力行业碳达峰碳中和研究

（一）电力行业碳排放现状

碳排放量增长有效减缓。以2005年为基准年，全国非化石能源装机、发电量分别累计提升19、16个百分点，火电供电煤耗累计下降61.5克/千瓦时；电力行业累计减少二氧化碳排放超过160亿吨。碳排放强度持续下降。2019年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约838克/千瓦时，比2005年下降20%；单位发电量二氧化碳排放约577克/千瓦时，比2005年下降32.7%。电力碳排放占全 社会 四成左右。2019年我国二氧化碳排放总量约102亿吨，电力行业、交通行业、建筑和工业碳排放占比分别为41%、28%和31%，火力发电二氧化碳排放总量约42亿吨。

（二）电力行业碳达峰碳中和研究

我国电力需求还处在较长时间的增长期。双循环发展新格局带动用电持续增长，新旧动能转换，传统用电行业增速下降，高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量。新型城镇化建设将推动电力需求刚性增长。能源转型发展呈现明显的电气化趋势，电能替代潜力巨大。综合考虑节能意识和能效水平提升等因素，预计2025年、2030年、2035年我国全 社会 用电量分别为9.5万亿、11.3万亿、12.6万亿千瓦时，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为4.8%、3.6%、2.2%。预计2025年、2030年、2035年我国最大负荷分别为16.3亿、20.1亿、22.6亿千瓦，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为5.1%、4.3%、2.4%。

研究对“十四五”及中长期电源发展设置了新能源、核电不同发展节奏的三种情景，情景一是新能源加速发展，2030年电力行业碳排放达峰，投资最省。情景二是核电+新能源加速发展，2028年电力行业碳达峰，投资比情景一高0.6万亿元。情景三新能源跨越式发展，2025年电力行业碳达峰，投资比情景一高1.6万亿元，但“十四五”期间主要依赖电化学储能技术成熟度，具有不确定性。综合分析，推荐情景二， 2030年前、力争2028年电力行业碳达峰，峰值规模47亿吨左右。

“十四五”期间，为保障电力供应安全，需要新增一定规模煤电项目。水电、核电项目建设工期长，一般需要5年左右时间，“十四五”期间新投产规模比较确定，预计到2025年水电达到4.7亿千瓦（含抽水蓄能0.8亿千瓦），核电0.8亿千瓦。新能源按照年均新增0.7亿千瓦考虑，到2025年风电达到4.0亿千瓦，太阳能发电达到5.0亿千瓦。由于新能源可参与电力平衡的容量仅为10 15%，为保障电力供应安全，满足电力实时平衡要求，“十四五”期间，需新增煤电1.9亿千瓦。考虑退役情况，到2025年煤电装机达到12.5亿千瓦。

“十五五”中后期，电力行业实现碳排放达峰，并逐步过渡到稳中有降阶段。“十五五”期间，按照新能源年均新增1.2亿千瓦，核电年均增加8 10台机组。预计2030年左右煤电装机达峰，电力行业碳排放于2028年达峰。“十六五”期间，电动 汽车 广泛参与系统调节，进一步支撑更大规模新能源发展。新能源年均新增2.0亿千瓦，核电发展节奏不变。新能源、核电、水电等清洁能源发电低碳贡献率分别为58%、20%、22%，电力行业碳排放进入稳中有降阶段。

碳达峰碳中和目标的实现将推高发电成本。考虑规模化发展及技术进步，核电、新能源及储能设施的建设成本呈加速下降趋势。但由于新能源属于低能量密度电源，为满足电力供应，需要建设更大规模的新能源装机，导致电源和储能设施年度投资水平大幅上升，据测算，“十四五”“十五五”“十六五”期间，电源年度投资分别为6340亿、7360亿、8300亿元（“十一五”“十二五”“十三五”期间，电源年度总投资分别为3588亿、3831亿、3524亿元）。相比2020年，2025年发电成本提高14.6%，2030年提高24.0%，2035年提高46.6%。

重大技术创新助力电力行业实现碳中和目标。 诸如碳中性气体、液体燃料取得重大突破,包括氢、氨和烃类等载体可以长期储存电力或用于发电， 将大范围替代火电机组，增加系统转动惯量，保障大电网稳定运行，电力生产进入低碳、零碳阶段，并辅以碳捕集、林业碳汇，实现电力行业碳中和。实现碳中和，将以新型电力系统为基础平台，特高压输电技术、智能电网技术、长周期新型储能技术、氢能利用技术、碳捕集技术等绿色低碳前沿技术创新为依托，共同推进目标实现。

三、实施路径

（一）构建多元化能源供应体系

坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模。以西南地区主要河流为重点，有序推进流域大型水电基地建设。安全有序发展核电，合理布局适度发展气电。按照“控制增量、优化存量”的原则，发挥煤电托底保供作用，适度安排煤电新增规模。因地制宜发展生物质发电，推进分布式能源发展。

（二）发挥电网基础平台作用

优化电网主网架建设，新增一批跨区跨省输电通道，建设先进智能配电网，提高资源优化配置能力。支持部分地区率先达峰。

（三）大力提升电气化水平

深入实施工业领域电气化升级，大力提升交通领域电气化水平，积极推动建筑领域电气化发展，加快乡村电气化提升工程建设。

（四）推动源网荷高效协同利用

多措并举提高系统调节能力，提升电力需求侧响应水平。推动源网荷储一体化和多能互补发展，推进电力系统数字化转型和智能化升级。

（五）大力推动技术创新

推动抽水蓄能、储氢、电池储能、固态电池、锂硫电池、金属空气等新型储能技术跨越式发展。促进低碳化发电技术广泛应用与智能电网技术迭代升级，加大前瞻性降碳脱碳技术创新力度。

（六）强化电力安全意识

强化新能源发电出力的随机性和间歇性给电力供应安全、电力电子设备的广泛接入给大电网安全运行、技术创新存在不确定性等带来的风险识别。加强应急保障体系建设，防范电力安全重大风险。

（七）健全和完善市场机制

积极发挥碳市场低成本减碳作用，加快建设全国统一电力市场，持续深化电力市场建设。推动全国碳市场与电力市场协同发展。

四、保障措施

制定电力行业碳达峰行动方案、开展电力行业碳达峰碳中和重大问题研究、加大关键技术研发投入支持力度、推动形成科学合理的电价机制、实施财税金融投资政策引导、推动“双碳”目标电力行业任务落地实施。

E. 碳排放的应对措施

能源结构调整对减排的作用明显但困难较大
从目前情况来看，短期内，通过能源替代技术改变能源结构的作用有限。人类存在采用低碳或无碳的替代能源技术的可能性，但还有很长一段路要走。为此，重点研究了现有能源的相互替代的可能性与效果。 在考虑宏观经济系统各个方面的复杂相互作用的基础上，我们初步建立了以减排政策为核心的一般均衡模型，应用这一模型对能源结构调整、经济结构调整、征收碳税等进行了政策模拟分析，主要结论如下。
中国2003年能源消费中，煤的比重为67.1%，天然气的比重为2.8%。如果将煤的使用比重降低1个百分点，代之以天然气，CO2的排放量会减少0.74%，而GDP会下降0.64%，居民福利降低0.60%，各部门生产成本普遍提高，其中电力部门受影响最大，平均成本提高0.60%；如果“气代煤”的比例为5%，CO2的排放量会减少4.9%，而GDP会下降2.0%，居民福利减低2.0%，电力部门平均成本提高2.4%。 因此，能源结构调整的后果是，一方面CO2排量会显着降低，另一方面GDP增长速度会放缓，居民福利受到一定的影响。在中国全面建设小康社会的过程中，经济必须保持一定的增长速度，因此，即使在能源供给充分的条件下，能源结构调整的速度不应也不可能太快。 技术和提高能源利用效率是最有效的途径。根据以上预测，即使采取较积极的能源政策，包括提高可再生能源和油气等清洁能源的比例，2020年中国煤炭消费仍占约60%。而碳埋存和相关碳汇技术因成本等问题难以推广。因此，最可行也是最有效的技术减排措施就是采取清洁生产等技术来提高能效，特别是煤炭的清洁利用技术在未来15年中将扮演十分重要的角色。能效技术不仅减少能源利用、减少排放、提高成本效益，还能通过技术转移发挥更大潜力，因此是CDM项目最优先的选择。另外，在农业方面，提高化肥利用率。在保证作物产量的前提下，实现减少化肥消耗量，对于减少化肥生成过程中的CO2排放和保护环境都具有重要的作用。
中国履行《京都议定书》 增加陆地生态系统碳吸收有助于减轻中国潜在的减排压力造林、林地恢复、丰产林管理、采伐管理、森林防火和病虫害控制等可增加森林固碳量，减少碳排放。据初步估计，中国实施的林业六大重点工程的固碳潜力约200亿吨，持续时间约为100年。合理的农业管理措施(包括平衡施肥、合理种植、增加秸秆还田、少耕免耕等)和减少土壤侵蚀能大大提高农业土壤固碳量。根据目前的野外定位研究成果，在施用有机肥的情况下，除东北部分地方外，土壤有机质均会增加，平均增加幅度为8.52～59.78 g/（m2·yr）。农作物秸秆的还田，类似于施用有机肥，可以增加土壤的有机质含量，平均增加幅度45.24 g/（m2·yr）。免耕和少耕可以分别平均增加土壤有机碳134.81和208.74 g/（m2·yr）。在中国农业生产中，积极施用有机肥及推广秸秆还田和免耕，农田生态系统土壤的固碳潜力是巨大的。初步估计，目前森林植被的现有碳贮量只有潜在贮量的44.3%，土壤的现有碳贮量只有潜在贮量的90%。
增加草地固碳量的主要措施包括合理放牧、灌溉、施肥和品种改良等。另外，中国青藏高原高寒湿地、东北湿地以及分布在几大流域的湿地是个巨大的碳库，纳入陆地生态系统碳管理框架具有重要战略意义。当前中国符合《京都议定书》的生态系统碳汇占工业CO2总排放量的4%～6%。到2020年，这个碳汇可提高2～4倍，占工业CO2总排放量的7%～8%。增强陆地生态系统碳吸收与碳管理可在一定程度上减轻中国所面临的温室气体减排压力，为加快中国的工业化进程争取空间和时间。 征收碳税对整个经济的负面影响不可低估
如果采用征收碳税的市场手段实现5%或10%的减排目标，需要分别征收每吨碳90.71元和192.9元的碳税。如果将征收的碳税全部用于返还居民，其税率还会略有提高。在征收碳税情形下，各部门的生产成本将增加，电力部门增加的成本分别为5.78%和12.07%，钢铁部门增加0.91%和1.94%，邮电运输业增加0.128%和0.263%。 如果把调整能源结构和征收碳税的措施结合起来，我们可以得到社会总成本略小的方案。例如：“气代煤”1%，征收碳税82.1元/吨碳，可以实现5%的总的减排目标，而居民福利下降0.78%，GDP下降1.51%。
总之，采用征收碳税和能源结构调整的政策对整个经济的负面影响比较大。 消费行为对节能与减排的作用突出
目前，对生产活动中的节能、提高能效方面的研究比较多，而对居民生活用能研究得比较少。事实上，1999～2002年中国每年全部能源消费量的大约26%、CO2排放的30%是由居民生活行为及满足这些行为需求的经济活动造成的。经过研究，居民的生活用能具有巨大的节约空间。在基本不降低生活水平的前提下，单是在住房、汽车、摩托车和家用电器节能这几项就可以节约能源2176.3万吨标准煤，占2002年居民生活行为用能的11.0%，相当于每年减少1628.8吨碳的CO2排放。

F. 发电厂废气如何处理

电力工业废气的来源

发电厂有许多种，如火力发电厂、水力发电厂、原子能发电厂、地热发电厂、风力发电厂、潮汐发电厂和太阳能发电厂等。这些发电厂由于使用不同的动力能源，所以其排放废气的量和废气中的污染物也不尽相同。其中，水力、原子能、地热、风力、潮汐和太阳能发电厂使用的都是比较干净的能源，所以它们对大气环境的影响比较小;而火力发电厂由于多使用燃煤锅炉，其所排废气的量大，烟气成分复杂，对大气造成的污染严重。火力电厂的燃煤锅炉的烟气是电力行业中z主要的废气污染源。

燃煤电厂废气的来源及特点

燃煤电厂的废气主要源于锅炉燃烧产生的烟气，气力输灰系统中间灰库排气和煤厂产生的含尘废气，以及煤场、原煤破碎及煤输送所产生的煤尘。其中，锅炉燃烧产生的烟气量和其所含的污染物排放量远远大于其他废气。

锅炉燃烧产生的烟气中的污染物由飞灰、SO2、NOX、CO、CO2、Hg、少量的氟化物和氯化物。他们所占的比率取决于煤炭中的矿物质组成，主要污染物是飞灰、煤尘、SO2、NOX和Hg。

锅炉燃烧产生的烟气排放量大，排气温度高，但气态污染物浓度一般较低。

燃煤电厂废气治理的对策

对燃煤电厂废气的治理，应大力推行洁净煤技术并尽快进行技术改造和加强企业管理，以降低煤耗，这是电厂减少废气排放的重要途径之一。此外，应积极开发和采用高效的废气治理技术和综合资源利用技术，如锅炉烟气除尘采用除尘效率高的电除尘器，电袋式负荷除尘器、袋式除尘器，开发高效的电厂脱硫脱硝脱汞新工艺、新技术、新设备，采用热电联产等措施。

G. 关于碳排放储存的问题

麻省理工科学家的最新一项研究成果表明，人们只要在合适的地方选建发电厂，就可能将发电厂产生的所有二氧化碳注入地下，这些二氧化碳会天然形成微小的泡沫，安全地储藏在多孔盐水层中数百年甚至上千年，最终溶入盐水，其中的一部分会形成岩石中诸如铁和碳酸镁这样的矿物质。

二氧化碳是造成全球变暖的主要温室气体之一。之前的研究表明减少二氧化碳排放或者将排放的二氧化碳捕捉并储存在地下可有效缓解全球变暖的趋势。但是碳储存面临的一个巨大风险是被注入地下的二氧化碳会通过废弃的油井或者地层裂缝重新回到大气中。

《水—资源研究》（Water -Resources Research）杂志近期发表了MIT教授Ruben Juanes小组的研究结果，表明这种担心很可能是多余的。

科学家们一直在考虑至少三种储存二氧化碳的地方：废弃的油井和天然气田，不再有开采价值的煤层，深海盐碱含水层。Juanes小组研究的就是第三个候选方案——遍布地下的、泡在咸水里的多孔岩层。

Juanes小组发现，二氧化碳可以被压缩，然后通过地下深井注入到天然的多孔岩层中去，这种多孔岩层由砂岩和石灰岩等组成，浸满了盐水。因为被注入的二氧化碳气体的浮力，它会像羽毛一样在渗透性很好的岩层中上浮，注入结束后，这层“气体羽毛”会继续不断上浮，但是盐水会在“气体羽毛”后面跟着涌上，就这样，二氧化碳和盐水在通过岩层中的微小孔洞的时候会不断争抢位置。因为岩石的表面亲水，水份会牢牢地附着在孔洞的内层，这些潮湿的内层会不断膨胀，从而引起孔洞的不断缩小，限制二氧化碳的流动，最终把原本联成一体的“气体羽毛”分割成无数小泡，这样二氧化碳就被捕捉在这些孔洞中了。

日本将首次展开大规模地下封存二氧化碳的实验，将火力发电厂排放的二氧化碳封存于海底的废弃天然瓦斯田内。

实验将针对位于福岛县石木市的火力发电厂展开，对该发电厂排放的二氧化碳加以分离回收后，经管线送至海底的废弃天然瓦斯田加以封存。这座火力发电厂的发电量为25万千瓦，一年排放约100万吨的二氧化碳，废弃的瓦斯田足以容纳两千万吨以上的二氧化碳。

日本地球环境产业技术研究机构指出，日本若能充分利用地下和海底，理论上最多可封存约1500亿吨二氧化碳，相当于日本一百年以上的排放量。

这次实验，是一系列大规模“二氧化碳捕捉与封存技术”实验的开始，日本政府希望通过技术攻关，大幅度降低这一技术的成本，力争2020年前将这一技术全面推广，最终实现日本政府制定的“2050年温室气体排放量减少60～80%”的目标。

共同社曾报道称，7月底，日本政府在内阁会议上通过了温室气体减排计划，为实现这一远景目标制定了具体数值及日程。该计划的具体内容是：日本政府将大规模验证“二氧化碳捕捉与封存技术”，将火力发电站等排放的二氧化碳捕捉并储存于地下，到本世纪20年代，有望将目前每吨约4200日元的二氧化碳回收成本降至1000多日元（约合60元人民币），为全面普及该技术提供条件。

新华报业网讯 哥本哈根气候峰会临近，如何对付二氧化碳、减排温室气体成为焦点话题。记者从昨日在南京举行的第六届长三角能源论坛上了解到，除了节能减排、发展新能源这些思路，科学家正在研究一种新技术——碳捕获与封存技术(CCS)。据预测，它对全球减排的贡献率将达到20%。

当前常用的技术是在燃料燃烧之后用胺法或者冷却塔法，把二氧化碳从烟囱里的废气中分离出来。第二种方法是建煤气化多联产电站，从气化的煤中将二氧化碳和氢气分离。东南大学热能研究所赵长遂教授告诉记者，他们目前在研究的则是氧燃料法，利用循环流化床富氧燃烧技术，直接排出高浓度的二氧化碳。

被捕捉的二氧化碳被压缩成液体，通过管道或者车辆输送到归宿地，而枯竭的油田大概是最理想的去处。由于二氧化碳的物理特性等原因，当它被高压送入千米油田深处后，就会与地质层中的物质粘合起来，迫使石油颗粒从小孔中溢出，从而变得更易开采。由于油气田已经过深入广泛的地质分析，而且石油和天然气公司将天然气储存在地下深处已有数十年的经验，他们的成功也为将大量二氧化碳存储上千年或上百万年提供了信心。

据介绍，美国共有70多座油田采用二氧化碳驱油，年消耗二氧化碳达3000万吨，增产10%。商业运行证明这种方法可以将枯竭油气田寿命预期延长20年。

根据此原理，被开采的煤层同样可以储存二氧化碳，含盐蓄水层也是可行的选择，深海储存则是一种更加富有挑战性的尝试。这种方法是通过海底管线将液体二氧化碳泵入海底，让它沉睡在那里。目前的布置管线深度只限于1300米，今后还将向3000米注入。

H. 减少碳污染的治理方案

彻底解决碳排放的思路和方法

摘要：随着现代工业产业逐步形成，人类也养成一些习惯行为和做法。比如烧锅炉排烟、汽车尾气排放，好像是必然发生和天经地义的行为。今天，是时候通过理念的更新，打破惯性思维的牢笼，让我们的工业生产过程来一次变革，从根本上解决碳排放及其他污染气体排放问题，让污染物质资源化，同时实现热量、能量的充分利用，达到减排、节能、增效的综合目的。

一、 碳排放现状和危害
自工业革命以来,人类活动大量排放的二氧化碳使全球出现变暖趋势,北极冰雪也加速融化，引起极端性气候灾害频发，严重危害人类生存和发展。对于全球变暖,科学家已经基本达成共识:最近50年来气温的上升主要是由于二氧化碳等温室气体增加造成的。因为二氧化碳是一种可长期存留的温室气体，它的排放量最终必须降到接近零的水平，
中国目前是世界最大的碳排放国。随着经济的发展，今后仍将持续增加。尽管中国的碳排放总量仍在增长，但排放增速自2005年以来已“稳步下降”了大约30%，2014年增速甚至放缓至接近于零，并且中国的发电厂平均能源使用效率也处在世界领先水平。中国承诺其二氧化碳排放量将在2030年左右达到峰值，有推算认为最高将达到150亿吨。作为全球最大的二氧化碳排放国，为达成这一目标中国将投入超过41万亿元人民币。
二、 碳排放来源及控制
人类活动造成的碳排放是温室气体剧增的主要因素！人类碳排放主要来自于化石燃料的使用以及其他工业生产。煤炭、天然气、石油、水泥在1960～2012年间的累计排放量占总排放量的比例依次为39.2%、17.2%、40.5%、3.1%。2012年的比例依次为42.8%、19.0%、33.0%、5.2%。近十多年来，由于煤炭使用量快速增长，来自于煤炭的排放也快速增长。
从上述数据可以看出，化石燃料能源生产和利用的排放占温室气体排放2/3，减少碳排放的根本出路是减少石化燃料消耗！而能源又是经济增长基础。既要确保世界经济增长和能源安全，解决70多亿人的衣食住行，又要顾及各国不同国情逐步减少对化石燃料的依赖。
所有的发展中国家目前也都面临两难境地，既要发展经济，又要应对、减缓气候变化。在现有技术条件下，如果减少碳排放，就意味着它们要承担经济放缓甚至停滞的巨大成本。这无论从现实和道义上都讲不通。对于中国特别不是一件容易的事情。即使采取较积极的能源政策，包括提高可再生能源和油气等清洁能源的比例，到了2020年我国煤炭消费仍占约60%。
三、 碳排放吸收固定
地球空气中含有约不到0.03%的二氧化碳，而且在过去很长一段时期中，含量基本上保持恒定。在自然生态系统中,陆地植物和海洋生物通过光合作用从大气、水中摄取并固定碳的速率,与自然环境生物、火山、温泉等排放源释放到大气中的速率基本是相同的, 二氧化碳始终处于“边增长、边消耗” 的动态平衡状态。
大气中的二氧化碳有80％来自人和动、植物的呼吸，20％来自燃料的燃烧。散布在大气中的二氧化碳有75％被海洋、湖泊、河流等地面的水及空中降水吸收溶解于水中。还有5％的二氧化碳通过植物光合作用，转化为有机物质贮藏起来。而现在,随着工业的迅速的发展,使积存在地层中千百万年的碳元素,在很短时间内释放出来,而破坏了原有的碳循环的平衡，积累的二氧化碳估计需要50~100年才能自然消耗、固定。
对于空气中微量的二氧化碳等温室气体，除了依赖环境自然消耗以外，人类目前没有更好的办法。我们所能做的，就是设法增加、强化海洋、陆地吸收、固定、储存碳的能力。
四、 减排理论创新
除了保护海洋环境，保护陆地植被来帮助环境增加吸收二氧化碳的能力以外，人类能做的主要在于减少碳排放。目前，减少碳排放主要有以下几种技术方向和选择。
1、 采取清洁能源
首先一个方法就是使用含碳量低的清洁化石能源。但是采用天然气、页岩气等替代煤炭，同样存在很多问题，首先还是使用化石能源，存在枯竭的问题；其次含碳比例虽然下降，但仍有一半的排放；再次，有专家认为，这类石化燃料排放的水蒸气，是城市雾霾的成因之一，因为有雾才有霾的物理条件，局部空气含水量增加，容易随着气候变化快速形成污染物的“气溶胶”，这就是霾！
再有就是发展非化石能源，如核能、水电、风电、太阳能。但是就电力供应总量而言，可再生能源所占的比例仍很小。全球来看，新型可再生能源，也就是风能和太阳能，在全球主要能源供应量中所占的比重仍不足5%。1990年，化石燃料在全球电力供应中所占的比重为88%，2012年这个比例是87%。学术界也对于风能造成环境生态变化、草原沙化，太阳能光伏在产业链过程的污染、效率问题提出很多疑问，这些能源供应方式到底是不是人类的最终出路，还没有得出定论。
使用低碳能源和可再生能源显然是出路，但一国的能源结构涉及的因素太多，并非一朝一夕所能解决。
2、 提高能源的利用率
现在全社会倡导节能减排，呼吁每个人通过改变用能习惯，实现低碳生活，参与到拯救环境、拯救人类自己的行动中来。但是个人的能力有限，并且少数发达国家的人均耗能长期居高不下，从某种角度来讲，这条路显然不是好的出路！
传统的能源利用观念是习惯于消耗能源来满足能源需求，节能减排手段也习惯于追求能源消耗过程中尽可能百分之百的利用。这样的思路和方法已经无法实现高耗能环节的大比例节能降耗。社会能耗水平随着经济社会的发展只能不断增加。
人们熟知的能量守恒定律，让我们许多人忽略了使用一种叫“热泵”技术的热能搬运 “杠杆”作用。即消耗一份能量，带动其它介质中已有热量的再利用，目标得到同样热能，但新消耗的高品位能源、石化燃料大大减少，通过能量的流动，替代能量简单消耗，实现大幅度节能减排。
热泵技术有很多种，空调、制冷系统采用的是一种压缩式热泵系统，空调可以高效率地将室内外的热量来回搬运，能效比普遍在3倍以上，换句话说，比直接消耗能源物质获得热量的方法，节约能源三分之二以上！而人们使用空调、冰箱已超百年，这些年逐步推广开的水源热泵、地源热泵，也都是该原理的典型应用。
热泵有太多种类，驱动热泵工作的能量来源也包括电能、热能、势能等。现有的热泵系统输出可以很容易地达到100℃以上，介入“水-汽”沸腾高耗能环节，并且长时间高效率运行，如果我们的锅炉能从现在努力追求100%的效率，变成起步就是200%～300%的效率或更高，节能50%以上，从原来需要热量就消耗能源物质转换获得，变为从其他环节高效率回收、搬运获得，系统新增的能量消耗、环境热排放仅是原有直接能耗模式的几分之一、几十分之一，大大提高了能源的利用效率。
事实上要想实现人类能源资源的成倍增加几乎不可能，采用技术创新将社会能耗降低三分之一、三分之二甚至更多则完全可能！只要设法“让能量动起来”，能量守恒定律就能保证人类有了用不完的能源，地球也就没有日益变暖的危险了。
3、 发展能源利用基础理论
现在理论界都在研究新的理论、新的能源，对于传统能源和能源应用基础理论则没有人反思和研究。目前中国电力能源的约70%靠火电提供，但是火力发电的工作原理还是基于100多年前诞生的郎肯循环，几乎没有发展！汽车、飞机还用的是“卡诺循环”，也没有突破进展。即便到了今天，郎肯循环仍产生世界上90％的电力，包括几乎所有的太阳能热能、生物质能、煤炭与核能的电站。
从哲学意义上讲，郎肯循环诞生的年代有必然的历史局限性，那个时代研究热力学的机械条件、流体力学理论和现在差距很大，难免存在一些理论限制和认识不足。即便是能量守恒定律都已经发展到了质能守恒，且还在发展，“卡诺循环”、“郎肯循环”就无懈可击、十全十美了？
其实人类一百多年的技术进步已经有理由对郎肯循环进行发展、创新。射流技术能实现利用非机械动力的方式实现对完成做功后的乏蒸汽进行再利用，可压缩流体热力学理论也能让我们设法直接回收再利用未能直接利用的乏汽凝结释放的冷凝热，让未能通过汽轮机一次转化为功的热量有机会参与下一次做功循环，经过多次转化做功，在理论上实现蒸汽动力循环整体热效率的大幅度提高。
我们提出了一种“新的蒸汽动力循环”设法实现“能量动起来”，也对卡诺循环进行再认识和应用创新，提出“热机冷下来”。希望借此带来理论界的新的探索，改变能源应用主要模式，提高热机的效率，实现各行业大幅度的节能、减排、增效。
4、 碳捕获并资源化利用
l 碳捕集
二氧化碳利用的前提是如何持续稳定地获取二氧化碳资源，而这方面的技术已经基本成熟。对于大量分散型的CO2排放源是难于实现碳的收集，因此碳捕获的主要目标是像化石燃料电厂、钢铁厂、水泥厂、炼油厂、合成氨厂等CO2的集中排放源。
首先有一种方法通过“富氧燃烧”提高排放废气中二氧化碳的浓度，便于高效率回收，采用直接冷却、压缩就可以实现碳捕捉。针对二氧化碳含量不同的各种废气，也已经形成了相应的回收方法，包括低温蒸馏法、膜分离法、催化燃烧法和变压吸附法等。
本文将提出一种简单、高效、环保、低成本，可以适用各种浓度、不同成分的含二氧化碳废气的冷凝回收方法，还可以同时分类回收其他温室气体和有害气体。
l 碳埋存
近年来人们尝试把集中收集到的二氧化碳浓缩液化、固化后深埋地下、深海。但从长远来说，这只是一个“鸵鸟政策”，并且能处理的碳和自然界消化、固定的碳相比，微乎其微，也留下严重生态危机隐患。
还有一种利用金属和金属化合物与二氧化碳再反应生成金属固化物封存的办法，反应过程还能释放热量，是一种另类的燃烧过程，通常需要在2000℃以上或更高的温度下实现，但产生其他更复杂污染物的情况将更加严重，目前行业技术进展不大。
l 碳利用
二氧化碳可以用于食品、化工、消防、农业、石油、人工降雨等诸多领域。从每吨600~800元的价格，就能反映出他的价值。
二氧化碳作为化学品原料加以利用已初具规模。尿素是固定二氧化碳的最大宗产品，其次是无机碳酸盐，还有利用二氧化碳制碱、制糖、合成可降解塑料等。
虽然二氧化碳是非常优秀的灭火剂，但是实际使用还不够普及，特别当它用于大范围常规火灾（如森林火灾）或一般性危化品火灾（天津滨海新区危化品火灾）时，有非常好的灭火效果。今后应进一步推广应用，同时也实现了大量的碳存储。
二氧化碳是绿色植物光合作用不可缺少的原料，一定范围内，二氧化碳的浓度越高，植物的光合作用也越强，因此二氧化碳是最好的气肥。有实验证明二氧化碳在农作物的生长旺盛期和成熟期使用，效果显着。在这两个时期中，如果每周喷射两次二氧化碳气体，喷上4～5次后，蔬菜可增产90%，水稻增产70%，大豆增产60%，高粱甚至可以增产200%。我们可以利用这种方式，给森林“施肥”，主动促进植被的生长，大幅度增加环境绿色植物吸收二氧化碳的能力。
收集到的二氧化碳不是低温就是高压存储，根据我们的“热机冷下来”理论，固态、液态二氧化碳还可以吸收环境或其它介质里免费的热量，气化膨胀为高压气体，用于推动机械工作。实验室里已经将现有内燃机稍加改动，就可以成为一个“气动机”，使用高压二氧化碳气体作为动力源。有实验证明，使用液态二氧化碳作为“动力”，携带介质体积比汽油大5~8倍，但综合成本是汽油的二分之一或相近，有推广应用的商业价值。
想象一下不久的将来，一个远洋货轮，携带大量液态二氧化碳作为媒介，吸收海水的热量膨胀为高压二氧化碳气体，成为轮船的动力来源，最后排放到大海里，增加海洋吸碳量，减少兴波阻力，一举数得！一辆经过改装的长途汽车、火车头，携带液态二氧化碳，当途径一个山路、草原的时候，启动气动模式，二氧化碳吸收环境空气的热量变成高压二氧化碳气体，继续推动车辆前进，排出的二氧化碳尾气成为山间、草原绿色植物的“气肥”。
五、 冷凝回收碳排放
现有的气体冷凝收集虽然是一种常用的手段，但是采用极低的温度来对沸点很低的废气、污染气体进行吸收的具体应用还不多。我们提出一个利用超低温冷源，对成分复杂的工业尾气、废气进行分级冷却、冷凝处理，将尾气中所含的温室气体液化，初步分离、分类存放，可以变废为宝，进一步集中处理，实现尾气零排放。同时可以将尾气所含的显热、潜热部分转换为电能、机械能的解决方案。
1、 利用液态空气冷源
液态空气是把空气制冷降温到空气的沸点以下，空气从常温的气态变为接近-200℃的液态。利用这样的液体作为冷源，通过一个装置，对废气进行制冷，最后沸点较高的二氧化碳等气体液化、固化，低沸点的液态空气吸热气化后排放，通过液体置换，实现了废气中污染气体、温室气体的收集。系统
示意图如下：

废气从废气入口进入风冷蒸发器进一步降温，再进入回热换热器（如板翅换热器或套管式换热器）利用处理后的冷气逐步降温，进一步到换热器进一步降温；到低温冷凝器达到最低温度，废气中二氧化碳冷凝，处理后干净的气体再回到回热换热器，利用排气低温对新进入的废气预冷，冷量充分利用，最后回升到接近进气温度后再排放；液态空气被低温泵送入低温冷凝器作为冷源，同时吸热气化成为高压气体，再经换热器进一步换热升温后，进入膨胀机做功带动发电机发电；膨胀机排出的气体也进入回热换热器对进气预冷。废气中的水蒸气冷凝后再次喷淋到风冷蒸发器蒸发，提高冷量的利用率。
这样的系统，设备成本约每吨位15000元；用1Kg、-191℃、汽化热约37、气体比热0.25的液态空气，经过膨胀机做功发电后再次吸热，大约可以置换 -78℃、汽化热137的二氧化碳0.6Kg，同时可以发电0.15KwH。1吨液态空气批发价150元，回收的0.6吨二氧化碳按批发价650元计算价值390元，还能发电150KwH价值75元，毛利润约315元；还能回收少量浓硫酸盐、硝酸盐溶液。
2、 利用热泵冷源

以现有的二级制冷压缩式热泵系统，很容易实现-80℃ 的输出，利用这样的冷源，通过一个装置，对废气进行制冷，将废气中的二氧化碳等气体液化、固化，实现了废气中沸点低于冷源温度的污染气体、温室气体的收集。系统示意图如下：

废气从废气入口进入回热换热器（如板翅换热器或套管式换热器）利用处理后的冷气逐步降温，到低温冷凝器达到最低温度，废气中二氧化碳冷凝，处理后干净的气体再回到回热换热器，利用排气低温对新进入的废气预冷，冷量充分利用，最后回升到接近进气温度后再排放；冷凝热被热泵转移到储水罐的热水中备用。
这样的系统，设备成本约3000元/KwH；用1KwH的电能，成本0.5元，制冷效率0.85（理论值是2），能输出大约可以输出“冷量”714Kcal，约回收-78℃、汽化热137、气体比热0.25的二氧化碳4.4Kg，按批发价650元/吨计算价值2.86元。同时还能输出120℃的水蒸气2Kg，或者温升50℃的热水31Kg，按每吨热水25元计算，价值0.7元，毛利润约3元。
根据中欧煤炭利用近零排放合作项目在2009年年底作出的报告，二氧化碳的捕集成本为18欧元/吨, 捕集和封存二氧化碳的综合成本为25-30欧元/吨。本文提出的方案和已有数据接近甚至更低，综合效果也更好。
从上述两种方式分析，均具有较好的经济性，设备成本不高，通用性强，投资回收期短，社会推广的价值很大，企业的积极性会很高！
六、 实施阶段展望
在推广应用上述碳收集资源化方案的步骤，应该首先从碳排放比较集中的环节下手。例如各种锅炉、窑炉、大型内燃机等。
例如从采暖锅炉、工业生产蒸汽锅炉、发电厂的燃煤锅炉排烟口、烟囱，获取本来要排放的烟气，将其中的污染气体、温室气体回收。热泵冷源系统采用的设备，都是工业领域里成熟的系统，制冷冷源从数千瓦到数千千瓦都可以生产，换热系统、冷凝器也都是成熟产品，低温储罐早都有国家标准，很快可以实现规模化生产。这样的系统安装试用过程中，对原有的生产系统不需要改造，具有很好的可行性、安全性，易于工程化，系统安装调试、投入使用过程可以逐阶段实施，实现平稳过渡。后续使用过程中也可以灵活启动、停止。由于具有良好的经济性，企业的改造、使用的积极性会很容易调动起来，市场化操作非常容易整合各方的产能、资金、资源。
液态空气冷源方法具有系统简单，可以输出辅助电力、动力等特点，适用于机动车尾气回收。可以由政府带头示范，在城市公交、环保环卫车辆上优先试用，逐步向重点运输单位、物流等企业推广，让他们在减排的同时，也能从节约燃料、销售回收的资源等多方面获得更好的经济效益。
针对有条件利用二氧化碳作为动力介质，将二氧化碳带到海洋、森林、草原等环境释放的企业，可以进一步给予奖励、补偿，实现国家、企业、环境多方受益的目的。
七、 结束语
一位生物学家在玻璃杯里放了一只跳蚤，这个可跳到自己身体400倍高度的“跳高冠军”，毫不客气就跳了出来。后来，试验者在玻璃杯口上放了一个玻璃盖，这只不知情的跳蚤便连续不断地撞在玻璃盖上。不断地撞击之后，这只跳蚤适应了这个高度，再也没有一次撞到玻璃盖。这时，试验者取走了玻璃盖。却发现，这只跳蚤再也跳不出杯子了。一周过去，情形依旧。这只跳蚤只会把自己的跳跃保持到这个高度了。怕撞头，不敢再跳？已经习惯，懒得再跳？还是已经默认这只杯子，就是自己无法逾越的高度？看来，它是被自己通过亲身实践而总结的成功经验束缚住了。
今天，我们人类不能当那个跳蚤，需要打破惯性思维，对已经习惯了、想当然的、传统的工业生产过程重新梳理，利用技术进步的成果进行基本理论、工艺过程的再认识，实现创新发展，再来一次能充分发挥自己能力的“飞跃”！我们需要通过能量、动力、排放的变革，彻底解决能源、资源高效利用和环境污染问题。

参考文献：
【1】李芬芬等，电厂烟气中二氧化碳的捕获，化学工程与技术 2011，1，4-10
【2】田超，二氧化碳的利用前景，大氮肥，2002，第25卷第3期
【3】刘文宗，二氧化碳的资源化利用，科学发展 2007，5，413期
【4】沈国良，二氧化碳在化工中的利用，二氧化碳减排控制技术与资源化利用研讨会，2008年9月
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【6】陈健等，全球碳排放市场现状及对我国的启示分析，中国环境科学学会学术年会论文集，2014，700页
【7】周伟等，中国碳排放：国际比较与减排战略，资源科学，2010年8月第32卷
【8】朱维群，零碳排放的煤炭清洁利用技术开发，第六届能源科学家论坛，大连,2015.8

I. 瓦斯发电的碳排放如何申请国家的补助

环球能源网根据碳监测行动(CARMA)网站提供的数据,对全球各国的CO2排放量进行了比较排行,详见下表。数据表明,美国仍是二氧化碳排放最多的国家,由于这个国家的工业化程度很高,火力发电厂较多,因此光美国发电厂二氧化碳排放量就占到了全球发电厂排放总量的25%。中国是唯一在排放上最接近于美国的国家,不过,中国的人均二氧化碳排放仅为2吨,而每个美国人每年排放二氧化碳不少于9吨。而总排放量位居全球第7名的澳大利亚实际人均排放二氧化碳为11吨,为世界首位。值得一提的是,澳大利亚的电力公司排放的二氧化碳十分惊人,此外其牲畜的排放也是一个主要因素。尽管澳大利亚和美国是全球最大的“污染者”,它们却都不愿意加入任何就减排达成一致的国际协定。他们以前没有签署将于2012年到期的《京都议定书》,看起来以后也不想加入。俄罗斯由于自1999年-2005年,大规模扩大工业化生产,其以二氧化碳为主的温室气体排放量也有明显增加,不过,即使如此,2005年底,俄罗斯温室气体排放量也只为1990年的74%。环球能源网认为,这不仅由于俄罗斯的主力能源是清洁能源(天然气),也因为俄罗斯自2002年起就开始实施节能增效措施,如对,高耗能、高污染排放企业技术设备升级换代,以及利用自己的碳市场配额吸引国际游动资金投入专项生态项目,以减少温室气体排放和改善环境。印度的人均年排放只有0.5吨,不过,因为印度的工业化惯性发展,印度总的二氧化碳排放量未来几年将会有明显增加。日本的二氧化碳排放量近年来有明显增加态势,其国内产业部门的减排虽然取得了明显进展,但公场所和民用减排却无所建树,并且明显滞后。日本有关部门已公开承认,无法完成《京都议定书》制订的相关目标,即到2012年日本的二氧化碳排放量要比1990年减少6%。德国是可再生能源的领军地和大本营,德国宣称,2020年将电能从再生能源中获取的比例从目前的9.4%,提高到25%。也就是说,德国的减排将更有成效,并用近年来德国从碳排放额中尝到的“甜头”使其国内经济的发展也可圈可点。南非近年来成为石油的新兴资源地,而石油带来的排放也不容小觑。而南非经常出现的燃烧森林木材现象也大大加重了环境污染。对英国的布朗政府来说,怎样完成其上周提出的减排60%的目标是一个很困难的课题,而韩国,也需要在削减二氧化碳上下下功夫了。

J. 碳排放列入环评,企业如何应对

1月5日，生态环境部正式发布《碳排放权交易管理办法（试行）》（下称《管理办法》），对全国碳排放权交易及相关活动进行了规定，包括碳排放配额分配和清缴，碳排放权登记、交易、结算，温室气体排放报告与核查等。该《管理办法》将于2月1日起正式施行。

与此同时，生态环境部首先将发电行业纳入全国碳排放交易市场，并印发了配套的配额分配方案和2225家重点排放单位名单。

作为推动我国碳减排工作的重要抓手，我国碳市场自2011年在北京、上海等七个省市启动试点以来，进行了大量的探索实践。在业内人士看来，此次一系列文件的正式发布，是我国碳市场建设的重要“里程碑”，标志着全国碳排放权交易体系建设向前迈了实质性一步。