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　　当前全球能源体系正经历深刻变革，低碳化、数智化转型加速推进。在全球应对气候变化和实现碳中和目标的背景下，“技术就是资源”的趋势更加明显。世界各国纷纷将能源技术创新置于国家战略层面，积极布局前沿领域，抢占发展制高点。本报告聚焦可再生能源发电、氢能与储能、传统能源清洁利用以及新兴前沿技术等重点领域，系统梳理全球能源关键技术的最新进展与趋势动向，从创新突破、成熟度及产业化前景等多维度开展综合分析，旨在动态把握能源科技发展的战略方向与演进路径，为研判未来技术突破口、优化科技布局与制定创新战略提供决策参考。

　　从区域竞争格局来看，中国、美国和欧盟已成为全球能源创新的三大核心力量。南网能源研究院发布的《全球领先企业创新发展报告（2025年）》显示，2024年中国能源电力行业研发投入位居全球首位，在光伏制造、新型储能和特高压输电等领域已形成全产业链优势。美国则专注于人工智能、大数据与能源系统的深度融合，私营部门风险投资表现活跃，2024年投资规模实现显著增长。欧盟依托“绿色协议”及配套产业计划、创新基金等政策工具，重点推动氢能、海上风电等领域发展，但在研发资源协调、供应链自主性和产业竞争力方面仍面临挑战。

　　根据国际能源署数据，2024年全球能源投资总额首次突破3万亿美元，其中清洁能源投资达到2万亿美元，占比显著提升，反映出全球能源转型加速推进的整体趋势。中国已成为全球最大的能源投资国，其清洁能源投资规模与结构变化对全球市场产生深远影响。《中国能源生态报告》显示，2024年中国清洁能源投资规模达到约6250亿美元，占全球清洁能源总投资规模的近三分之一，持续巩固其全球清洁能源投资引领者的地位。中国在光伏制造、风电装机以及动力电池等多个关键领域均保持全球领先地位，并已提前六年实现2030年风光装机目标。与此同时，中国能源投资结构日趋多元，民营资本加速涌入可再生能源、储能及能源互联网等领域，对外投资也更聚焦清洁能源项目，通过国际产能合作推动全球绿色产业链发展。

　　细分技术领域的知识产权竞争态势各异。在光伏领域，TOPCon等N型电池技术已成为专利诉讼的高发区。据统计，2024年至2025年初，全球涉及中国光伏企业的专利纠纷高达22起，天合光能、晶科能源、晶澳科技、隆基绿能等头部企业均卷入多起专利诉讼，纠纷范围覆盖中国、美国、欧洲、日本、澳大利亚等主要光伏市场。在储能技术领域，专利活动保持高度活跃，年均增长率维持在15%～20%之间。全球固态电池技术的专利申请总量截至2025年5月已突破4.6万件。从技术来源国别分布来看，日本以37%的占比保持领先，中国以30%的申请量紧随其后，两国技术差距呈现持续收窄态势。从专利申请所在国别来看，中国已经赶超日本，是全球固态电池专利布局最多的市场，约占35%。

　　当前全球能源治理体系正处于深度调整与重构的关键阶段。发达国家积极运用碳边境调节机制（CBAM）等新型政策工具，试图维持其在全球能源治理体系中的主导地位，这一趋势与发展中国家追求公平转型和共同发展的诉求形成显著对立。在技术标准领域，主要经济体持续加大投入，竞相推动本国标准国际化。欧盟凭借其先发优势，持续主导可再生能源和能效领域标准制定；美国则通过推动先进核能、碳捕集利用与封存（CCUS）等技术标准，强化其全球技术影响力；中国在特高压输电、光伏等优势领域积极推进标准国际化，但在构建全面标准体系方面仍需完善。

　　全球可再生能源发电技术正呈现多元化创新格局。光伏电池领域，BC、TOPCon、HJT及钙钛矿/叠层等多种高效率技术路线并行发展，持续推动产业化升级。海上风电加速向大容量、轻量化、智能化及深远海方向演进。光热发电凭借独特储能优势，在全球范围内形成差异化发展路径。地热能开发不断向高效化、深层化和智能化迈进，钻探技术与系统优化成为重点。海洋能利用方面，潮汐能技术较为成熟，潮流能逐步推广应用，温差能、波浪能和盐差能仍处于不同阶段的研发与示范中。

　　在风机大型化方面，高效大容量机组已成为行业主流。陆上风电机组单机容量已从早期的5～6兆瓦提升至15兆瓦以上，海上风电机组更不断突破容量极限。2024年10月，中国东方电气集团自主研制成功26兆瓦级海上风电机组，是目前全球单机容量最大、叶轮直径最长的海上风电机组。在技术研发层面，韩国群山国立大学通过分析NREL IEA-15兆瓦大型海上风机的运行数据，确定最佳风速和叶片俯仰角工作范围；中国大连理工大学创新提出三弹簧模型，为大型风机单桩基础侧向承载力评估提供更精确的方法。

　　在深远海开发方面，漂浮式风电技术展现出广阔前景。虽然目前仍处于商业化早期阶段，但其工程经济性已逐步显现，特别是在水深超过60米的海域优势明显。韩国科研人员开发新型五足吸力桶基础结构，有效提升浮式风机极限承载能力；江原大学研究团队提出复合控制算法，显著降低15兆瓦半潜式漂浮风机的负载和运动响应。西班牙研究人员则聚焦垂荡板减振效果评估，提出了改进的无量纲模型来评估设计安全裕度。应用方面，挪威Equinor公司的Hywind Tampen项目成为全球首个为海上油气平台供电的漂浮式风电场，年减碳20万吨以上；法国FloatGen项目采用驳船式技术，在33米水深海域成功部署2兆瓦漂浮式风机，为3000户家庭稳定供电。

　　欧洲作为光热技术的发源地，继续保持技术创新领先地位。西班牙拥有全球最大的在运光热电站集群，总装机容量约2.3吉瓦，约占全球总装机容量的三分之一。近年来，西班牙计划重启光热发电市场，其国家能源和气候综合计划（PNEC）提出到2025年将光热发电装机容量提升至4.8吉瓦，到2030年进一步达到7.3吉瓦的目标。希腊太阳能热利用装置增长显著，2023年其太阳能热系统总面积达570万平方米，覆盖38.1%的家庭热水需求，政府还推出了2.23亿欧元的支持计划，为住宅太阳能热系统提供补贴。塞浦路斯则推进创新技术项目，其50兆瓦的Eos光热发电项目采用石墨作为传热和储热工质，是全球首个此类商业化尝试，该项目获得了欧盟6020万欧元的资金扶持。

　　从全球视角来看，中国光热发电产业的发展速度和技术水平已处于世界前列。2025年8月，中国电建总承包的青海格尔木10万千瓦光热项目成功实现满负荷发电，该项目采用塔式聚光技术，配置12小时熔盐储能系统，年发电量达2.27亿千瓦时。截至2025年7月，中国光热发电建成装机达1400兆瓦，预计全年新增装机将突破1800兆瓦。成本方面，100兆瓦塔式光热电站单位造价已从早期的29770元/千瓦降至16209元/千瓦，降幅达45.6%。中国在“光热+光伏”多能互补模式方面创新显著，并通过装备制造优势占据全球光热供应链58%的份额。

　　在钻探技术方面，美国Quaise Energy公司开发的微波钻探技术取得重大突破。该技术采用2.45GHz毫米波发生器，通过激发岩石内部水分子高频振动产生热能，实现岩石熔化和破碎，大幅降低了钻头磨损。实验数据显示，该技术使用直径20厘米的波导装置可在1小时内穿透20米厚花岗岩，效率达到传统钻机的三倍。根据公司规划，2025年将在得克萨斯州开展现场测试，2026年实现15000米钻探目标，2028年建成首座20000米级地热电站。

　　当前，各国正积极推进海洋能技术研发，不同技术路线处于差异化发展阶段。潮汐能技术已趋于成熟，温差能技术具备一定成熟度但发展相对缓慢，潮流能技术逐步进入稳定应用阶段，盐差能技术仍主要处于实验室研究层面，而波浪能技术尚未形成统一的技术路线。在潮流能领域，中国浙江舟山兆瓦级潮流能发电工程已实现连续稳定运行超过八年。根据最新公开数据，LHD海洋潮流能工程累计上网电量超过783万千瓦时，所有发电均通过国家电网实现全额消纳，相当于节约标准煤3132吨，减少二氧化碳排放7811吨。在波浪能领域，全球研发中的发电装置概念超过200种，主要技术类型包括振荡水柱式、振荡浮子式和越浪式。中国已成功开发出鸭式、鹰式、摆式等多种基于不同振荡体结构的波浪能装置。美国通过TEAMER计划资助多个海洋能源项目，重点关注波浪能转换器系泊系统设计和水动力性能测试等关键技术环节。

　　在成本效益方面，随着技术不断成熟和商业化进程加速，叠加项目规模化效应显现，海洋能发电的平准化度电成本（LCOE）呈现持续下降趋势。国际能源署海洋能源系统技术合作计划（IEA-OES）预测，全球潮流能装机容量有望达到1.8亿千瓦，若保持12.5%的年均成本下降率，预计2049年前后实现平价上网。英国研究显示，当波浪能与潮汐能总装机规模达到260万千瓦时，LCOE可降低至0.114美元/千瓦时。国际可再生能源署预计，到2030年潮流能LCOE将降至0.11美元/千瓦时，经济性将显著提升。

　　特高压技术领域，中国2025年投运陇东—山东±800千伏特高压直流工程，采用±800千伏额定电压、800万千瓦额定容量的“双八百”特高压直流输电技术，输电距离915公里，总投资202亿元。沙特中南±500千伏柔直输电工程作为沙特“2030愿景”关键项目，输送容量高达700万千瓦，可满足约1300万人口用电需求，采用混合桥拓扑结构彰显了柔性直流输电技术的进步。在环保型设备方面，中国2025年投运的全球首台500千伏植物油变压器采用天然酯绝缘油，可减少碳排放72.8吨，噪音降低近30%，且绝缘油可完全生物降解。吴江变压器有限公司研制的BKD-320000/1100-145特高压电抗器噪声控制在61.6dB(A)，底部振幅仅5微米，突破了大容量设备减振降噪的技术瓶颈。

　　超导输电技术取得工程突破，美国VEIR公司利用高温超导带和开环被动氮气冷却系统，实现了4000安培传输电流，容量达400兆瓦，较传统线倍输送能力。中国上海宝山变电站的千米级超导电缆示范工程输电容量达到2200安培，是世界上首条纳入城市电网实际运行的超导线路。数字化与智能化技术深度赋能输电系统，美国太平洋煤气电力公司应用数字孪生平台实现输电线路实时监测与寿命预测，将运维成本降低约15%。中联重科新能源牵张设备采用电驱系统替代燃油驱动，实现施工过程零排放，噪声降低20%～30%，作业效率提升10%以上。

　　智能微电网的技术创新主要体现在智能控制算法与系统集成方面。人工智能算法深度应用于能源管理，如基于人工神经网络的最大功率点跟踪（MPPT）策略能够增强风力涡轮机和光伏系统的效能，实现最大化能源利用，同时减少对额外传感器的依赖。数字孪生技术实现设备实时监测与寿命预测，部分项目运维成本降低约15%。中国的泰开工业园项目作为山东省首个规模化“光储直柔”技术应用园区，集成了电能路由器、柔性互联装置与智能控制技术，实现了绿电就地利用率100%，年消纳绿电约1100万千瓦时，节省电费超过500万元，减少二氧化碳排放9300余吨。

　　近年来，V2G（车辆到电网）技术逐步从实验示范走向规模化应用，成为提升电网灵活性和促进可再生能源消纳的重要路径。尽管其发展长期受限于用户对电池损耗的顾虑，市场普遍认为频繁充放电可能加速电池衰减，但最新研究成果为该问题提供了突破性解决方案。2025年，清华大学欧阳明高院士团队在《Journal of Energy Storage》发表重要研究，提出一种基于双向脉冲电流（BPC）的电池调控策略。该策略可在车辆闲置时段（通常超过80%）施加特定频率与强度的脉冲电流，有效调节电池内部电化学状态，抑制固体电解质界面膜（SEI）的过度生长和锂离子库存损失。实验表明，采用BPC策略的电池在提供V2G调频服务的同时，日历寿命延长9.03%，循环寿命显著提升98.7%。这不仅从根本上缓解了用户对电池寿命的担忧，更将V2G从“必要成本”转化为“增值服务”，为技术的大规模推广提供了关键科学依据。

　　碱性电解水（ALK）技术成熟度高、成本较低，是目前商业化应用最广泛的电解技术。分析显示，2024年，ALK电解槽价格降至1203元/千瓦，较2023年下降12%。中国在该领域占据全球近70%的产能，中能建松原绿色氢氨醇一体化项目采用320兆瓦碱性电解槽，总投资达296亿元。技术方面，双良集团推出5000标准立方米/小时电解槽，电流密度最高达10600安/平方米，电能消耗为4.7千瓦时/标准立方米，其电解槽的最低运行负荷可降低至10%，且在此状态下氢气中的氧含量始终保持在1.5%以下。派瑞氢能推出的3000标准立方米/小时碱性电解槽，运行电流密度提升17%，质量减轻13%，动态调节范围达30%～110%。南开大学团队开发的新型碱性制氢电催化剂，使电解槽在10000安/平方米电流密度下稳定运行1000小时未出现性能衰退。

　　质子交换膜电解（PEM）技术因其高效率和快速响应特性，在可再生能源制氢场景备受关注。据了解，2024年PEM电解槽价格降至6050元/千瓦，较2023年下降20%。中国清能股份推出的1兆瓦PEM电解槽电能消耗为3.6～4.3千瓦时/标准立方米，体积仅0.223立方米，紧凑性突出。阳光氢能推出的300标准立方米/小时PEM电解槽工作压力达3.5兆帕，额定直流电耗低于4.15千瓦时/标准立方米，负荷调节速率达10%/秒。阴离子交换膜电解（AEM）技术采用非贵金属催化剂，成本优势明显，但材料耐久性仍是关键挑战。南方电网兆瓦级制加氢一体化示范站建设项目包含1.25兆瓦AEM制氢系统，山西吕梁3兆瓦绿电制氢项目采用400标准立方米/小时AEM设备。在技术方面，西湖大学团队通过一步异相成核策略开发的镍铁基催化剂，实现了15200小时的水氧化稳定性。

　　高压气态储运技术仍是当前最成熟且应用最广泛的技术，各国正推动压力等级和容量提升。中国已具备20～30兆帕氢气运输车制造能力，单车运氢量达627千克，并研发90兆帕站用储氢瓶组。国外已小规模使用50兆帕Ⅳ型管束式集束柜，单车运氢量达1350千克，预计中国2030年前完成50兆帕以上压力气瓶开发。在车载储氢领域，中国35兆帕Ⅲ型瓶已商业化，70兆帕Ⅳ型瓶进入示范阶段，重点攻关内胆材料国产化及瓶口密封技术。美国StellarJet公司开发的固态储氢罐采用金属氢化物技术，重量储氢密度达23%，能量密度6.6千瓦时/千克，支持零下60至零上80摄氏度环境安全运行，适用于航空领域。

　　低温液态储运（液氢）技术因体积密度高，在航空、轨道交通等领域取得新进展。韩国铁路技术研究院开发了轨道车辆车载液氢供应系统，采用紧凑型控制装置，体积缩减10%、重量减轻5%，续航里程提升2倍以上。该系统集成压力—流量—温度控制，采用Kevlar支撑结构和双热源汽化技术，支持零下253摄氏度极低温储存，无需液氢泵即可维持17巴压力。中国中集安瑞科等企业推动液氢罐车及储氢装置商业化，国富氢能10吨级液氢装置落地山东。

　　固态储氢凭借高安全性成为研发热点，重点聚焦材料改性和系统优化。中国在镁基和钛基材料领域领先：江苏华镁百吨级镁基生产线投产，全球首套大型镁基设备出口；包头中科轩达建设年产3000吨钛基材料基地。复旦大学团队开发MgH2-CuNi合金材料，实现太阳能驱动可逆储氢，在35000瓦/平方米光照下15分钟完全脱氢，容量保持率95%。韩国团队利用废弃聚苯乙烯转化为LOHC，采用钌/铂催化剂和纳米氧化铝载体，既解决塑料污染又降低储氢成本。美国StellarJet的固态储氢罐在航空领域实现应用，支持30分钟快速加注。国际相关研究提出海上风电—电解水—储氢—应用全产业链耦合系统，采用AB2型合金（如TiMn2）和Mg基合金，体积储氢密度达液氢1.5倍。

　　有机液态储氢（LOHC）技术因可利用现有石油设施运输，成为长距离储运重点方向。韩国团队开发聚苯乙烯衍生LOHC技术，通过钌催化剂储氢、铂催化剂释氢，结合纳米氧化铝载体提升效率，并采用蒸馏步骤去除污染物，延长催化剂寿命。中国北京航空航天大学团队开发钴基催化剂，其中高度分布的单金属位点与小定义的纳米颗粒协同结合，可实现高效的甲酸脱氢。德国政府拨款7250万欧元资金，支持大型液态有机储氢项目发展，该项目旨在利用创新的LOHC技术建立绿氢供应中心，将部署3.2吉瓦的大型电解槽，建设2700公里的氢气输送管道，并侧重于使用新的LOHC技术将绿氢运输到德国南部。预计该项目自2028年起，将拥有向多瑙河地区巴伐利亚工业区供应1800吨绿氢的能力。

　　锂离子电池储能在新型储能装机中占据绝对主导地位，其市场份额超过90%。全球锂离子电池储能规模已突破百兆瓦级别，中国在山东、宁夏、湖南、湖北等地成功投运了多座百兆瓦级锂离子电池储能项目，为全球储能产业发展提供了重要实践案例。从技术创新角度看，正极材料研发持续推进，高压钴酸锂、锰基正极和高镍三元等新型材料不断涌现，通过改性和表面修饰等工艺显著提升了材料性能。与此同时，二维材料和金属有机骨架材料等新型包覆材料的探索也在不断深入。负极材料方面，行业正在从石墨材料向硅基材料升级，其中硅碳复合材料已实现量产应用，比容量达到450毫安时/克。不过，硅基负极存在的膨胀收缩问题仍需通过持续的材料改性来解决。在电解液和隔膜技术领域，有机液态电解液通过成分优化不断提升性能，而聚烯烃隔膜则以其优良特性成为市场主流，其中湿法隔膜是当前主要技术方向，涂覆隔膜则代表着未来发展趋势。

　　钠离子电池储能作为锂离子电池储能的重要补充，凭借其资源丰富、成本较低、低温性能优异、充放电倍率高和安全性能好等优势，正在全球范围内引发研究热潮。然而，该技术目前仍面临循环寿命较短和能量密度偏低等挑战。在正极材料方面，层状氧化物和聚阴离子化合物成为研究重点，其中层状氧化物主要包括铁基和锰基过渡金属氧化物，而聚阴离子化合物则以复合磷酸铁钠、硫酸铁钠和磷酸钒钠为主要技术路线。负极材料主要采用硬碳，通过表面改性、碱处理活化和掺杂改性等工艺不断提升性能。电解液体系与锂离子电池类似，以钠盐替代锂盐，隔膜则主要采用聚烯烃隔膜、陶瓷隔膜和凝胶隔膜等类型。2024年6月，中国大唐湖北50兆瓦/100兆瓦时钠离子新型储能电站一期工程成功投产，标志着钠离子电池储能技术在全球范围内首次实现大规模商业化应用。欧盟通过欧洲电池技术与创新平台发布了《2025年欧洲电池研发创新路线图》，为钠离子电池等新兴技术制定了明确的发展目标。与此同时，日本住友化学和德国巴斯夫等国际企业通过专利布局构建技术壁垒，美国能源部也设立了钠电池研发专项，共同推动高能量密度技术突破。

　　液流电池储能技术因其独特的结构和性能特点，在大规模长时储能领域展现出巨大应用潜力。这种将正负极电解液分开循环的设计理念，使其具有容量大、安全稳定性高、电解液可再利用和循环寿命长等显著优势。不过，该技术也面临着能量密度低、循环效率不高和投资成本较大等挑战。2022年中国大连百兆瓦级全钒液流电池储能项目成功并网，成为全球首套百兆瓦级全钒液流电池储能投运项目。从技术分类来看，液流电池可分为水系和非水系两大类，其中水系液流电池凭借更高的离子导电率和更低的成本优势，发展速度较快，目前已涌现出全钒液流电池、全铁液流电池、铁铬液流电池和锌溴液流电池等多种技术路线年欧洲电池研发创新路线图》指出，液流电池需要重点开发先进材料、高效膜以及创新性的系统概念，同时探索双应用化学体系。短期技术目标包括为低成熟度技术设计新型活性材料和先进组件，开发低成本无机材料、新型有机化合物和有机金属化合物，以及针对特定化学成分优化的电极和低成本催化剂。日本住友化学在电解液膜技术方面建立了强大的专利壁垒，展现出国际企业在该领域的技术优势。

　　压缩空气储能技术通过空气的压缩和膨胀过程实现能量转换，具有储能容量大、建设周期短、运行寿命长和环境友好等优势。该技术储能时长可达4小时以上，使用寿命超过三十年，系统效率维持在50%至70%之间。德国Huntorf电站和美国McIntosh电站作为最早投入商业运营的压缩空气储能项目，采用传统补燃技术，实际运行效率分别为42%和54%。目前绝热式、等温式、液态及超临界压缩空气储能等新型技术在中国均已开展工程示范。其中绝热压缩空气储能技术最为成熟，已进入300兆瓦级工程示范阶段，系统额定效率达到72.1%，处于国际领先水平。液态压缩空气储能技术实现10兆瓦级工程示范，超临界压缩空气储能技术达到1.5兆瓦级示范阶段，等温压缩空气储能技术则处于1兆瓦级试验示范阶段。当前研究重点集中在关键部件内部流动与传蓄热机制以及储气装置优化等方面，通过仿真建模探索系统工作流程，同时针对人工硐室储气库的选址标准、结构设计和密封系统等关键技术开展深入研究。

　　飞轮储能技术利用高速旋转的飞轮实现电能与动能的相互转换，具有能量转换效率高、响应速度快和使用寿命长等特点。欧美日等发达国家和地区在该领域开展了大量研究和应用工作。美国纽约8兆瓦飞轮项目于2011年投入运营，标志着飞轮储能开始实现电网规模商业化应用。中国飞轮储能技术虽然起步较晚但发展迅速，2024年10月完成国内首台套完全自主知识产权的4兆瓦/1兆瓦时磁悬浮飞轮吊装工作，多个飞轮电化学混合储能项目也相继签约。当前技术研究重点集中在材料开发、冷却与绝缘技术以及轴承系统优化等方面。其中，碳纤维复合材料虽已广泛应用，但其成本和制造工艺仍需进一步优化；高真空环境下大功率高速电机的冷却与绝缘技术成为关键研究方向，需要攻克高真空维持技术并开发复合散热系统；磁悬浮轴承系统存在功耗高和稳定性不足等问题，需要优化磁场设计与控制策略，以降低能量损耗并保障系统安全稳定运行。

　　重力储能技术通过提升重物储存势能，其工作原理与抽水蓄能类似但摆脱了地理条件约束。该技术主要包括活塞式、悬挂式、混凝土砌块储能塔和山地重力储能等形式，具有储能容量大、选址灵活和转换效率高等优势。国际上有瑞士Energy Vault、英国Gravitricity和美国Energy Cache等公司开展相关研究。2019年Energy Vault公司在瑞士建设5兆瓦/35兆瓦时塔式重力储能项目，并于2020年实现并网运行。中国天楹股份有限公司在江苏如东建成全球首座百兆瓦时重力储能示范电站，设计容量为25兆瓦/100兆瓦时，采用垂直式重力储能设计方案。该技术发展需要解决势能转化设备的高稳定性和高效率问题，同时优化电站土地空间利用率。

　　全球碳捕集利用与封存技术正处于快速发展阶段，项目数量和规模呈现显著增长态势。全球碳捕集与封存研究院发布《2024年全球碳捕集与封存（CCS）现状报告》显示，截至2024年7月，全球在开发和筹备中的CCS项目达到628个，同比增长60%。这些项目全部投入运营后，全球二氧化碳年捕集能力将实现翻番，达到每年1亿吨以上。现有项目的累计二氧化碳捕集能力为4.16亿吨每年，自2017年以来保持32%的年复合增长率。

　　从区域分布来看，美洲地区在CCS设施部署方面继续保持领先地位。报告显示，美国、巴西和加拿大共有27个项目处于运行状态，18个项目正在开工建设阶段。欧洲和英国地区有191个项目处于不同开发阶段，其中5个项目已经投入运营，10个项目进入建设阶段。亚洲地区的发展重点聚焦于地质封存中心和跨境CCS项目合作，地质封存资源有限的国家正在与封存资源丰富的国家探索合作机会。中东和非洲地区的CCS项目发展呈现出从提高石油采收率向工业脱碳和低碳燃料开发转型的趋势。

　　直接空气捕集和生物质能碳捕集与封存技术（BECCS）等新型碳去除技术受到日益重视。直接空气捕集技术研究重点包括金属有机框架材料、固态胺、沸石等固态技术，以及碱性氢氧化物溶液、胺溶液等液态技术。全球现有18个直接空气捕集设施正在运行，11个处于开发阶段。BECCS技术研究重点包括基于生物质燃烧发电的BECCS技术和基于生物质高效转化利用的BECCS技术。目前全球有18个BECCS项目处于运行状态，主要应用于乙醇生产、发电和废物转化为能源领域。第一代生物乙醇生产中的二氧化碳捕集是最成熟的BECCS路线，生物质燃烧厂的二氧化碳捕集处于商业示范阶段，用于合成气应用的生物质大规模气化仍处于试验验证阶段。

　　美国通过系统化的政策支持和资金投入，大力推动先进煤电技术研发。美国能源部化石能源办公室和国家能源技术实验室主导的“煤炭优先”计划，旨在开发提供安全、稳定电力且近乎零碳排放的燃煤电厂。2019年至2020年间，美国能源部累计投入2.18亿美元，重点支持超临界二氧化碳涡轮机高温密封件等关键部件研发，以及先进燃煤电厂的概念设计和系统集成研究。这些投入推动了多个技术领域的进展，包括先进整体煤气化联合循环技术商业示范、碳捕集增压流化床燃烧发电系统设计、燃煤发电状态监测传感器技术、超超临界锅炉耐腐蚀涂层材料等。值得注意的是，美国还通过税收优惠政策推动碳捕集利用与封存技术发展，对强化采油封存项目给予每吨35美元税收抵免，地质封存项目税收抵免达到每吨50美元。

　　欧盟成员国根据各自能源结构和政策目标，采取了差异化的清洁煤电技术发展路径。德国重点开发高效灵活的超超临界机组，在提升发电效率的同时，注重与可再生能源的协同运行。英国将研发重点放在碳捕集利用与封存技术上，投入大量资源推动燃煤电厂近零排放转型。波兰作为煤炭依赖度较高的欧盟国家，着力推进循环流化床燃烧技术优化升级，显著提高机组运行灵活性和环保性能。这些技术路线虽然各有侧重，但都体现了欧盟国家在保持能源安全的同时实现减排目标的战略考量。

　　中国在清洁高效煤电技术领域取得了显著进展。通过持续的节能降耗技术改造，先进煤电机组的供电煤耗已降至每千瓦时300克以下。650摄氏度超超临界发电技术的开发应用，预计可将供电煤耗进一步降低至每千瓦时254克，发电效率提升至50%水平。在循环流化床技术方面，中国不仅完成了300兆瓦等级机组的自主研制与示范运行，还实现了600兆瓦超临界循环流化床锅炉的商业化运营，标志着该技术达到国际先进水平。此外，中国在煤气化技术领域也取得重要突破，自主开发的煤气化甲烷化关键技术、焦炉煤气制天然气技术等均已建立中试装置或进入工艺试验阶段。

　　多能协同发展已成为油气行业清洁转型的重要方向。在风光储一体化应用方面，油气企业通过智能调度和数字化管理技术，实现了风电、光伏与储能系统的高效协同。国际领先企业如艾奎诺公司成功将海上风电与油气平台相结合，通过先进的能量管理系统动态平衡发电、储能和用电需求。油田联合站通过余热回收等创新技术，显著提高了能源利用效率。道达尔能源公司在海岛油气平台部署的风光发电系统，结合电解制氢技术，将多余电力转化为氢气储存，有效增强了能源系统的稳定性和灵活性。

　　风光水储一体化模式充分利用现有电网基础设施和水电资源，构建多元协同的清洁能源供应体系。该模式通过改造油田设施和利用地下空间，大幅提升了能源存储和调节能力。中国渤海油田“岸电入海”项目采用高压直流输电技术，实现了岸电向海上油田的高效输送。美国Quidnet Energy公司创新利用废弃油气井进行地下抽水蓄能，为能源储存提供了新的技术路径。巴西国家石油公司则通过浮式生产储油装置，整合海上风电、光伏和海水势能回收技术，构建了综合能源供应系统。

　　在等离子体高参数运行方面，各国研究机构相继刷新世界纪录。中国全超导托卡马克核聚变实验装置EAST成功实现1亿摄氏度下1066秒稳态长脉冲高约束模等离子体运行，这一突破为未来聚变堆的稳态运行提供了重要技术支撑。随后，中国核工业西南物理研究院的新一代人造太阳“中国环流三号”实现“双亿度”目标，标志着我国聚变装置具备了更高参数运行能力。欧洲方面，法国WEST装置在5000万摄氏度高温条件下将等离子体维持了1337秒，创造了新的稳定运行时间纪录。

　　装置创新和技术研发同样取得重要进展。美国DIII-D国家核聚变设施完成20万次实验性脉冲测试，实现了超过理论上限20%的等离子体密度，同时保持了高质量的约束性能。全球首台负三角度托卡马克装置SMART成功产生首束等离子体，为新型装置构形验证开辟了新路径。德国完成全球最大仿星器Wendelstein 7-X装置的全面升级，并在ASDEX Upgrade托卡马克装置上验证了共振磁扰动抑制边界局域模的物理机制。

　　在电力领域，数字化转型呈现出多元化发展态势。意大利国家电力公司计划到2025年投入640亿美元用于数字化建设，重点推进智能电表升级和电网自动化。该公司采用数字孪生技术实现设备连接与预测分析，显著提升了系统智能化水平。英国国家电网与人工智能企业深度合作，开发出能够处理海量信息的电力需求预测模型，通过机器学习算法优化电网运行管理。芬兰富腾公司则创新性地利用移动网络质量测量技术监控能源系统，有效提高了电网的运行效率和可靠性。