太陽能發電主要分為太陽能光伏發電和太陽熱能發電兩種。2011年全球新增太陽能發電裝機容量約2800萬千瓦，累計裝機容量達6900萬千瓦，當年全球太陽能產值為930億美元。歐盟在太陽能發電方面居于領先地位，但美國和中國的發展勢頭迅猛。今年3月美國太陽能產業協會和GTM市場調研公司共同發布的報告預計，到2016年美國占全球太陽能板市場的份額將由2011年7%提升至15%。屆時，美國與中國可能將成為全球兩大領先的太陽能市場。

太陽能光伏發電是利用太陽能電池將太陽光能直接轉化為電能。光伏發電系統主要由太陽能電池、蓄電池、控制器和逆變器組成，其中太陽能電池是光伏發電系統的關鍵部分，太陽能電池板的質量和成本將直接決定整個系統的質量和成本。太陽能電池主要分為晶體硅電池和薄膜電池兩類，前者包括單晶硅電池、多晶硅電池兩種，后者主要包括非晶體硅太陽能電池、銅銦鎵硒太陽能電池和碲化鎘太陽能電池。

單晶硅太陽能電池的光電轉換效率為15%左右，最高可達23%，在太陽能電池中光電轉換效率最高，但其制造成本高。單晶硅太陽能電池的使用壽命一般可達15年，最高可達25年。多晶硅太陽能電池的光電轉換效率為14%到16%，其制作成本低于單晶硅太陽能電池，因此得到大量發展，但多晶硅太陽能電池的使用壽命要比單晶硅太陽能電池要短。

提高太陽能發電競爭力的途徑，就是要提高其光電轉換效率，降低生產成本。因此，硅太陽能電池的研發主要圍繞以下兩個方面進行：一是提高太陽光輻照能轉化為電能的光電轉換效率;二是大幅度降低單瓦成本。

2010年美國能源部啟動了“太陽計劃”，旨在降低太陽能發電的均化成本，計劃到2020年在沒有補貼的前提下將其降為每千瓦50到60美元。就公用事業電站項目的太陽能發電而言，其安裝成本必須降至每瓦1美元，其中太陽能電池模塊的成本為每瓦0.5美元，并入常規電網的成本為每瓦0.1美元，軟性成本(包括安裝、許可證的獲取和其他成本等)為每瓦0.4美元。據美國SunRun發布的一份報告顯示，地方審批流程這一項就使每戶住宅的光伏安裝成本增加2500多美元，降低這類軟性成本也有利于提高太陽能的競爭優勢，而“太陽計劃”的目標之一就是致力于降低軟性成本以降低模塊成本。

由于產能過剩、全球經濟不景氣，以及工程和制造技術的創新，硅太陽能模塊的售價自2008年第2季度以來大幅降低：從原來的每瓦4美元降為每瓦1美元。隨著未來技術創新步伐的加快，其售價將會降為每瓦0.8美元，2020年將降為每瓦0.5美元。相比之下，軟性成本的降幅不大。

薄膜太陽能電池是用硅、硫化鎘、砷化鎵等薄膜為基體材料的太陽能電池。薄膜太陽能電池可以使用質輕、價低的基底材料(如玻璃、塑料、陶瓷等)來制造，形成可產生電壓的薄膜厚度不到1微米，便于運輸和安裝。然而，沉淀在異質基底上的薄膜會產生一些缺陷，因此現有的碲化鎘和銅銦鎵硒太陽能電池的規模化量產轉換效率只有12%到14%，而其理論上限可達29%。如果在生產過程中能夠減少碲化鎘的缺陷，將會增加電池的壽命，并提高其轉化效率。這就需要研究缺陷產生的原因，以及減少缺陷和控制質量的途徑。太陽能電池界面也很關鍵，需要大量的研發投入。

此外，也需要設計一套在線監測和控制系統，以改進生產質量控制，并將之作為一種長期性措施。目前，碲化鎘薄膜太陽能板的成本最低(大約為每瓦0.7美元)。未來20到25年，所有新型太陽能發電技術都將受惠于財政貼息政策，因此光伏發電技術必將有相當大的發展空間，這將增強該項技術的市場競爭力。如果能夠將光電轉化率從17%提高到20%，太陽能電板的成本和某些軟性成本將會大幅度降低，這將會給未來的市場帶來變革性的重大影響，其影響可以與將多晶硅太陽能電池的光電轉化效率提高到18%以上相媲美。

高效多結太陽能電池技術也非常引人注目。高效多結太陽能電池是指針對太陽光譜，在不同的波段選取不同帶寬的半導體材料做成多個太陽能子電池，最后將這些子電池串聯形成多結太陽能電池。

太陽能光伏發電技術競爭異常激烈，從經濟性的角度考慮，任何一項技術只有在商業化規模上能將太陽電池板的成本降為每瓦0.5美元，才有實際應用價值。

太陽熱能發電是利用集熱器將太陽輻射能轉換為熱能，并通過熱力循環過程進行發電，其均化成本可以降為每千瓦時50到60美元。太陽熱能發電系統有三類：拋物槽式聚焦系統、塔式聚焦系統和碟式系統，轉換效率大約為30%到35%。聚焦式太陽能熱發電系統的傳熱工質主要是水、水蒸汽和熔鹽等，這些傳熱工質在接收器內可以加熱到攝氏450度然后用于發電。此外，該發電方式的儲熱系統可以將熱能暫時儲存數小時，以備用電高峰時之需。

拋物槽式聚焦系統是利用拋物柱面槽式發射鏡將陽光聚集到管形的接收器上，并將管內傳熱工質加熱，在熱換氣器內產生蒸汽，推動常規汽輪機發電。塔式太陽能熱發電系統是利用一組獨立跟蹤太陽的定日鏡，將陽光聚集到一個固定塔頂部的接收器上以產生高溫。

為了實現均化成本為每千瓦時50到60美元的目標，必須提高熱機的效率。這需要將傳熱工質的溫度加熱到攝氏600度，需要研制性能更好的拋物柱面太陽能反射鏡和發電塔。此外，也需要研發太陽能聚熱器使用的低成本、耐高溫新型材料。如果能將太陽聚熱器內傳熱工質的溫度加熱到攝氏600度以上，太陽熱能發電將能與天然氣混合循環發電技術相媲美。

另一個有潛力的途徑是將太陽能光伏發電和熱能發電有機地結合起來。可將聚光太陽輻射中的可見光譜過濾出來用于光伏發電，其余光譜用于熱能發電;此外，由于太陽熱能發電極少能完全利用聚光太陽輻射，這也為光伏發電和太陽能聚熱器的有機整合提供了可能性。

利用太陽熱能發電需要及時準確預測太陽輻射量的變化情況，以適應計劃配電的需要。同時還需要開發相應的電力儲能技術，以克服太陽能發電波動性所帶來的諸多不便。

風能發電

風能發電是可再生能源領域中技術最成熟、最具商業化發展前景的發電方式之一。全球風能理事會今年2月發布的報告指出，2011年全球風力發電設備的安裝量為41GW(1GW為10億瓦)，比2010年增加了21個百分點，全球的安裝總量達到238GW。此外，全球75%的國家安裝了商用風力發電項目，且這些國家中的22%，安裝量還超過了1GW。

風力發電機組由風輪、發電機和風能塔三部分組成。其發電原理是利用風力帶動風車葉片旋轉，再透過增速機將旋轉的速度提升來促使發電機發電。目前全球最大風力渦輪機的發電容量為7.5兆瓦，而大多數渦輪機的容量為1.5到2兆瓦。近年來渦輪機、葉片和變速箱等領域的巨大技術進步，以及風能塔高度的不斷增高，使風能發電成本也不斷降低。

海上風力發電是風電的一個新增長點。目前全球海上風電裝機容量為100萬千瓦，歐盟風能協會預測到2020年風電裝機容量將達到1.8億千瓦，其中海上風電約為8000萬千瓦。英國的塔奈特海上風力發電場是目前全球最大的海上風力發電場，它由100多座巨型渦輪機組成，發電總量最高可達3兆瓦。

海上風力發電具有風力資源豐富、風速穩定、對環境負面影響較少等優點，但對風機質量和可靠性要求很高。海上風電機組必須能夠承受海上強風、腐蝕和波浪沖擊等惡劣環境，其基礎結構復雜，技術難度和建設成本都很高。此外，海上風電場的運行和維護費用也很高，如風電機組需要采取防腐處理等特別措施，也需要設計、安裝特殊的維修裝置,這些都會導致發電成本的增加。目前在海上風電場的總投資中，基礎結構占15%到25%，而陸上風電場僅為5%到10%。因此，發展低成本的海上風電基礎結構是降低其成本的主要途徑。據世界風能協會預測，2020年海上風機的造價將降低40%以上 。[page]

低碳化技術(CCS和CCUS)

為保證全球能夠繼續使用化石燃料發電，在未來數十年內必須大幅降低發電廠等主要二氧化碳排放源的排放量。一方面，需要進一步提高熱力效率改善成本效益，合理地采用熱電聯產和廢熱利用等途徑;另一方面，必須對煤炭和天然氣電廠及其他大規模的二氧化碳排放源(如水泥廠等)采用碳捕獲和封存技術(CCS)。

CCS是指通過碳捕捉技術，將工業和某些能源產業所生產的二氧化碳分離出來，再通過碳儲存手段，將其輸送并封存到海底或地下等與大氣隔絕的地方。碳捕獲和封存分為三個階段：捕獲階段，從電力生產、工業生產和燃料處理過程中分離、收集二氧化碳，并將其凈化和壓縮。目前采用的方法是燃燒后捕獲、燃燒前捕獲和富氧燃燒捕獲;運輸階段，將收集到的二氧化碳通過管道和船只等運輸到封存地;封存階段，主要采用地質封存、海洋封存和化學封存三種方式。

目前CCS技術仍處于試驗階段，因其成本過高而難以大規模推廣。據麥肯錫咨詢公司估計，捕獲和處理二氧化碳的成本大約為每噸75到115美元，與開發風能、太陽能等可再生能源的成本相比并不具備競爭優勢。此外，由于被捕獲的二氧化碳缺乏良好的工業應用，封存是碳捕捉的最終路徑。CCS技術的普及與二氧化碳的排放價格也密切相關，當二氧化碳價格為每噸25到30美元時，CCS技術的推廣速度將會加快。2012年5月，由歐盟資助的目前世界最大的碳捕獲和封存示范工程在挪威建成，其總投資為10億美元，設計能力為年捕獲二氧化碳10萬噸。

如果利用CCS技術將現有煤焚電廠進行技術改造，可以捕獲其二氧化碳排放量的90%，但所需費用相當于重新建造一座電廠。此外，發電廠生產的電力將有20%到40%被用于二氧化碳的分離、壓縮和輸送。因此，只有那些最具有超臨界或超超臨界機組的發電廠采用這種技術才比較合算。全球知名的埃森哲咨詢公司曾對配備碳捕獲和封存設備的發電場的成本進行預估，結果顯示到2020年，將現有電廠翻新配備碳捕獲設備并將捕獲的碳加以封存，將使每度電的成本增加約3美分，使其成本增加為8美分左右，接近于2015年風力發電和2050年太陽能發電的預估價格。由于碳捕獲和封存的成本仍高于國際上的碳交易價格，而配備碳捕獲與封存設備將使燃煤發電廠的成本提高，因此除非政府提供補助，或開征高額碳稅以增加廠商的經濟誘因，否則碳捕獲與封存尚難以產生具有利潤的商業模式。

基于此，開發碳捕獲、利用和封存技術(CCUS)，探索利用二氧化碳進行油氣增產和地熱增產的相關技術途徑，將成為一個具有吸引力的方向。研究人員可以利用高清晰仿真模擬技術來研究先進的CCS和CCUS，以減少小規模示范性工程向大型實用化系統轉化過程中的風險，加快工業界采用這些技術的進程。

核能發電

核能發電是利用核反應堆中核裂變所釋放出的熱能進行發電，它是實現低碳發電的一種重要方式。國際原子能機構2011年1月公布的數據顯示，全球正在運行的核電機組共442座，核電發電量約占全球發電總量的16%。擁有核電機組最多的國家依次為：美國、法國、日本和俄羅斯。

2011年，日本福島核電站事故影響了全球核電發展的步伐。當年德國和日本共減少了180太瓦時的核能發電量，核能發電占全球發電總量的比例下降為12%。此外，福島核事故也促使一些國家紛紛重新審視和調整了各自的核電政策。

2011年，德國宣布所有的核電站都將按計劃在2022年全部停運，它將成為近25年來首個放棄核能發電的主要工業化國家，意大利和瑞士也相繼宣布將全面放棄核電。2012年9月，日本政府在其出臺的“可再生能源及環境戰略”草案中，提出“早日擺脫依賴核電”的目標。計劃分兩個階段實現“零核電”，2030年核電發電比例低于15%，此后再力爭廢除核電。

美國、法國等國家則堅持發展核電的既定方針。美國核管理委員會提出了一系列建議，希望核電站有能力應對超出原設計標準的意外情況，包括長時間電力中斷和多座反應堆同時受損。2012年2月，該委員會批準佐治亞州一座核電站可修建兩個新的核反應堆，這是美國30多年來首次批準新建核反應堆。法國的核電占全國用電量的75%，是世界上核電使用比例最高的國家。法國政府表示不會放棄核電，認為采用核電是確保其能源獨立必不可少的條件。英國也堅持繼續發展核電。在其最新提出的核電建設計劃中，準備新建總裝機容量達1600萬千瓦的核電站，并計劃在2050年之前重新建設22座反應堆，以替代目前正在運行的20個反應堆。俄羅斯國內18%的電力供應來自核電，預計到2020年俄羅斯的核電裝機將在目前的基礎上增加一倍。印度核能發電目前占全國電力供應的3%，它計劃2030年將這一比例提高到13%，2050年達到25%。

核電站的安全性和核能發電的成本是制約核電發展的兩個重要因素。在美國，一座核電廠的正常運營成本是每兆瓦時23美元,其中包括每兆瓦時1美元的核廢料基金，用于支付核燃料處理費用。據估算，每座核電廠退役的成本為5000萬美元，其中包括廢棄核燃料處置費用和核電站現場恢復費用。盡管核能發電存在潛在的安全隱患，甚至可能涉及核武器擴散問題，但面對全球變暖帶來的嚴峻挑戰，人類依然需要以積極穩妥的方式發展核電。

第三代核能發電廠較之前的核電廠更為安全可靠。一旦核反應堆發生緊急關閉的情況，在無法從外部獲得應急電力和冷卻水的情況下，新反應堆可以安全地冷卻3天。其最終目標是實現被動式安全，在反應堆突然關閉時不需要外界的主動控制就可以基本保證反應堆的安全。

新建核電廠的均化成本約為每兆瓦時100到120美元，雖與天然氣發電相比缺乏競爭力，但低于配備CCS技術的化石燃料電廠的成本。另一個挑戰是，一座發電量為1.0到1.5GW的反應堆在配置冷卻系統和電力配送設備后的體積較大。這種核發應堆的建設成本包括核工程設計費、采購和建造費、運營和維護費以及退役處理費等，每千瓦容量的平均成本約為6000到6600美元，相當于天然氣發電平均成本的6倍。因此，建造這樣一座核反應堆的總造價大約為60億到100億美元。此外，巨大的財務風險、建造風險和運營許可證被耽擱等因素都會增加核電廠的建設成本。

應美國核管制委員會的要求，目前美能源部積極推進裝機容量為80到300百萬瓦的小型模塊化核反應堆開發和設計認證的研究。采用這種核反應堆，利用核能的方式可以更加安全。未來的核電廠可以由十幾個經濟可靠型的小型模塊化反應堆組成，而不是采用以前一次性建造一個大型核反應堆的做法。與此同時，隨著獲得核電站運營許可證和建造工期延誤等方面風險的減少，發展中小型核反應堆可能代表未來核電發展的一種新模式。

早在2011年5月美能源部就成立了“先進輕水反應堆模擬仿真聯盟”，利用超級計算機來研究輕水反應堆的性能，并開發高度復雜的模型來進行模擬仿真，以加快傳統核反應堆及小型模塊化反應堆的開發和設計認證進程。今年1月，美國又宣布了一項為期5年、總金額達4.52億美元的成本分攤計劃，以支持首批兩個小型模塊化反應堆的設計、設計認證和許可證申請工作。[page]

電力儲能技術

如何保持電力生產和供應之間的平衡并使之最優化是一個巨大的挑戰，這需要統籌協調技術進步、商業運作和管理政策等諸多因素。電力儲能技術是智能電網、可分布式發電、微電網以及可再生能源并入常規電網不可或缺的支撐技術，有助于電網系統的安全、穩定、高效運行，大規模儲能技術則有望將可再生能源發電并入常規電網的比例提高到20%以上。據PikeResearch預測，從2011年到2021年的十年間，儲能技術應用領域的全球總投資將超過1220億美元，其中用于可再生能源并網(特別是風電)和電力市場削峰填谷的投資將分別占50%和31%。

由于受到季節、氣象和地域等條件的影響，風能和太陽能發電等可再生能源發電存在明顯的隨機性、間隙性和波動性等問題，其電力大規模并入常規電網會對電網調峰和系統安全運行帶來顯著影響。研究表明，如果風力發電裝機占電網容量比例達20%以上，電網的調峰能力和安全運行將面臨巨大挑戰。而電力儲能技術在很大程度上解決了上述問題，使大規模風力發電和太陽能發電能夠方便可靠地并入常規電網，因而成為提高電網運行穩定性、調整頻率、補償負荷波動的一種有效手段。

儲能技術主要分為物理儲能(如抽水儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等)、化學儲能(如鉛酸電池、氧化還原液流電池、鈉流電池、鋰離子電池)和電磁儲能(如超導電磁儲能、超級電容器儲能等)三大類。根據各種儲能技術的特點，飛輪儲能、超導電磁儲能和超級電容器儲能適合于需要提供短時較大的脈沖功率場合，如應對電壓暫降和瞬時停電、提高用戶的用電質量，抑制電力系統低頻振蕩、提高系統穩定性等;而抽水儲能、壓縮空氣儲能和電化學電池儲能適合于系統調峰、大型應急電源、可再生能源并入等大規模、大容量的應用場合。

目前最成熟的大規模儲能方式是抽水蓄能，它需要配建上、下游兩個水庫。在負荷低谷時段抽水蓄能設備處于電動機工作狀態，將下游水庫的水抽到上游水庫保存，在負荷高峰時設備處于發電機工作狀態，利用儲存在上游水庫中的水發電。其能量轉換效率在70%到75%左右。但由于受建站選址要求高、建設周期長和動態調節響應速度慢等因素的影響，抽水儲能技術的大規模推廣應用受到一定程度的限制。目前全球抽水儲能電站總裝機容量9000萬千瓦，約占全球發電裝機容量的3%。

壓縮空氣儲能是另一種能實現大規模工業應用的儲能方式。利用這種儲能方式，在電網負荷低谷期將富余電能用于驅動空氣壓縮機，將空氣高壓密封在山洞、報廢礦井和過期油氣井中;在電網負荷高峰期釋放壓縮空氣推動燃汽輪機發電。由于具有效率高、壽命長、響應速度快等特點，且能源轉化效率較高(約為75%左右)，因而壓縮空氣儲能是具有發展潛力的儲能技術之一。

加快開發新能源是人類的明智選擇

隨著化石能源的不斷發現和采掘技術的進步，未來數十年內其成本依然會比其他零碳排放能源具有競爭優勢。此外，從美國目前的狀況來看，未來50年能源供應結構依然會保持能源形式多樣化的局面。但為了能夠及時減緩未來全球氣候變暖的風險，必須加速清潔能源和可再生能源技術大規模商業化應用的步伐。雖然任何技術創新將取決于其所能帶來的效益，但人類的惰性、現實狀況及可預見的財務風險等因素，使人們更傾向于維持現狀。為此，各國政府的政策必須致力于激勵發明和創新，并使之能與市場力量密切配合。

過去30年間，全球發生極端天氣事件(如極端高溫、洪水和干旱等)的頻度不斷增加，由此造成的經濟損失每年超過1500億美元，而越來越多的證據也表明極端天氣事件與全球氣候變暖有關。雖然緩解這種狀況的總體代價具有巨大的不確定性，但我們需要制定相關政策，將各種能源形式的總體成本直接考量到其市場價格中。

未來幾十年，全球范圍內使用經濟合算的可再生能源的需求將會不斷增加，人類利用可再生能源的效率也將會不斷提高，其成本也會越來越具有競爭優勢。隨著科技的進步、研發投入的加大、公共政策關注力度的增加，以及公眾認識程度的逐步提高，人類利用經濟合算、可獲取和具有可持續性的能源步伐一定會加快，并將以此推動作為經濟增長的動力，增加能源安全和減緩全球氣候變暖的風險。否則，人類將會遇到難以預測的后果。正如國際能源署在《全球能源展望》中所指出的那樣——“如果我們人類不改變目前的方向，未來將會在這條道路上毀滅自己。”