煤炭学报

作者：王兵, 姜鑫茹, 陆峰, 李雪, 冯豪豪, 刘小琳,

关键词：煤基燃气发电, 碳排放, 平准化成本, 敏感性分析, 流态化,

电力部门是我国碳排放量最高的部门，在“双碳”目标背景下，中国煤电行业须实施大规模的减排。煤基燃气发电相比于传统燃煤发电具有一定的降碳潜力，但其碳排放和成本评估尚未形成系统性研究。因此，基于全生命周期视角，提出考虑电力均等化的成本和碳排放核算模型，即不同技术生产1 kWh的电力所排放的CO2量以及所耗费的成本，来衡量不同煤基燃气发电技术的经济可行性。结果表明：在碳排放方面，超超临界燃煤发电(USC-PC)、煤炭地下气化联合循环发电(UGCC)、整体煤气化联合循环发电(IGCC)、煤层气−蒸汽轮机循环发电(CBM-CCGT)以及煤制天然气−燃气轮机联合循环发电(SNG-CCGT)每单位电力的碳排放分别为1 009.148、1 028.829、1 033.973、471.403和1 140.712 g/kWh，发电效率、煤制气的能量转化率以及煤炭的低位发热量对煤基燃气发电碳排放影响较大。在成本方面，UGCC、CBM-CCGT、SNG-CCGT、IGCC以及USC-PC的平准化度电成本分别为0.307、0.306、0.343、0.335和0.331元/kWh，煤炭运输以及煤价对于煤基燃气发电成本影响显著。加装碳捕集与封存(CCS)系统后，UGCC的碳排放降低，成本增加，将碳排放量货币化后，UGCC的总成本由原来的0.387元/kWh增加到0.560元/kWh。假定流态化煤气化结合UGCC进行发电，流态化UGCC发电比传统UGCC总成本要低0.052元/kWh，加装CCS系统后，流态化UGCC发电总成本由原来0.334元/kWh增加到0.515元/kWh。因此，建议通过推动技术进步提高发电效率、煤气转化效率和结合CCS技术来降低煤基燃气发电技术碳排放，鼓励公司通过内部化环境影响来投资更清洁的设备，对于低碳企业应给予清洁煤炭价格补贴等政策支持。

来源：2026年第4期

《煤炭学报》期刊编辑部

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