2012年8月中旬，美国能源部长朱棣文博士和先进能源研究项目署署长阿伦·马宗达博士在《自然》杂志上，联名发表了题为《可持续性能源未来所面临的挑战和机遇》一文，提出为保障未来全球的持续繁荣、可持续性和安全的能源供应，目前需要一场新的工业革命。文章以交通运输和电力生产两大领域为重点，分析了人类在提高化石能源利用效率、开发利用新型电池，以及开发天然气燃料、生物燃料、风能、太阳能、核能等诸多清洁能源和可再生能源方面，所面临的各种机会和挑战，为读者详尽地了解该问题提供了全面而清晰的轮廓。
全球可持续性能源供应呼唤新的工业革命
自工业革命以来，能够利用稳定可靠、经济合算的清洁能源一直是保持全球经济增长和持续繁荣的重要基石，21世纪人类对能源的获取和利用也必须具备可持续性的特点。然而，未来全球能源供应将面临着双重巨大挑战：一方面，全球人口数量的增加和经济增长将产生巨大的能源需求，在能源供给压力陡增的同时，势必会增加二氧化碳排放量。工业革命初期全球总人口为7亿，目前为70亿，预计到2050年和2100年将分别增加到90亿和100亿;另一方面，为缓解全球气候变暖趋势的进一步恶化，各国必须在既定时间框架内实现二氧化碳减排目标。2009年全球能源需求总量为120亿吨油当量，二氧化碳排放量为290吨。据国际能源署预测，如果全球继续实施现行的能源政策，上述两项指标2035年将分别增加为180亿吨油当量和430亿吨;如果未来采取积极的应对方案，它们将分别降为170亿吨油当量和360亿吨。
为了应对上述挑战，全球需要一场新的工业革命，以保证未来能源供应的可靠性、经济性和可持续性。提高化石能源的利用效率、节约能源，以及实现能源的低碳化，大力开发利用新能源电池、天然气燃料、生物燃料、太阳能、风能及核能等清洁能源和可再生能源是这场革命的必然选择。
目前，化石能源占全球能源消费总量的86%。从1980至2008年，全球每年消费的石油总量增加了31%，随着近年来石油探测和采掘技术的进步，全球已探明石油储量也在增加。此外，近年来世界各地也相继发现了丰富的页岩气储量。相比之下，尽管全球零排放可再生能源的利用总量也在不断增加，但过去20年间其在全球能源供应总量中所占的比例基本没有变化，对此必须保持清醒的认识。
能源系统可以分为运输和固定两个分系统。每个系统内的供应、需求和分配设施都是高度相适配的，但相互之间却是独立的。我们需要对一些重要研究领域进行深入研究，如提高能源利用效率，将电力输送、分配和存储系统与各种可再生能源进行有机整合等，以改善未来的能源供应状况。生物燃料、太阳能等技术依然处于研发阶段，尚不能真正满足人类的能源需求，因而必须进行持续不断的创新，改进并完善现有技术或者开发全新的技术方案。
改善能源运输系统和提高燃料使用效率
在目前的能源运输基础设施中，运输由石油衍生的各种液态燃料占据主导地位。随着石油储藏量的新发现、勘探和采掘技术的进步，可资利用石油资源的地理分布也在发生变化。然而，通常情况下石油供应地和需求地在地理位置上相距甚远，一些国家严重依赖进口石油，甚至对其贸易平衡和国家安全带来了严峻挑战，这给全球石油运输带来了巨大压力。2011年，全球石油消费总量为26.9亿吨油，其中18.95吨原油和7.91吨油当量精炼油都需要跨国间运输，未来更多油田和天然气田的发现将有望改变这种状况。同时，运输技术的进步将会有助于缓解石油运输系统所面临的压力。例如未来很多拟建基础设施在选址时，将会统筹考虑如何最大限度地保证具有可持续性的石油输送潜力，理想的、经济合算的公共运输功能将会与都市建设规划更好地相融合，而在运输系统中合理地使用信息技术也可望大大减少燃料消耗。
美国能源部最新出版的四年一度技术评估报告，全面考察了可供未来研究的最新技术和机会。报告指出，采取措施提高交通运输工具的效率能够大幅降低人类对石油的依赖程度。其中增加轻型新材料的应用(如先进的超高抗拉强度钢、聚合物和碳纤维增强复合材料等)，尤其是在车辆中使用轻型材料更为重要，这将大大减轻运输车辆的自身重量。未来10到20年，在不降低安全性能的前提下交通运输车辆的自身重量将减轻20%到40%，而自身重量每减轻10%，就会节约燃料消耗量的6%到8%。
减少能量损失是节省燃料的一个途径。车辆在正常行驶过程中，废气排放热能损失、冷却损失占燃料燃烧所提供能量的60%以上，再加上克服空气阻力和轮胎的滚动摩擦阻力等所造成的损失等因素，用于驱动车辆正常运行的能量只占行车燃料所提供能量的21.5%。摩擦学、废热能量再利用和空气动力学等能够提高成本效益的技术进步，在短期内有望将效率提升20%，在未来15到25年最高可提升60%。
未来几十年，使用液态运输燃料的内燃机仍将居汽车动力的主导地位，进一步提升内燃机效率是降低化石燃料消耗量的最重要途径。目前大多数火花点火式发动机的效率为25%到35%，压燃式柴油发动机的效率大约是40%到50%。因此内燃机效率具备很大的提升空间。
美环保局的研究成果显示，从1987年到2006年，美国汽车发动机的效率每年约提升1.4%，这些提升主要是通过提高燃烧效率和热效率、降低机械摩擦损失和附件消耗等手段来实现。借助于缸内直喷技术、稀燃技术和涡轮增压技术，使用高标号辛烷值燃料，火花点火式发动机效率也可以达到柴油机器的水准。高性能计算机的模拟功能在内燃机研制过程中的作用也日益凸显，利用这种方式研究人员已在提高内燃机效率和减少废弃排放方面取得进展。低成本的余热回收也可以提高内燃机的效率，这对重型车辆来说效果更佳。其他技术途径包括采用朗肯循环回收并再利用内燃机废气能量、开发低成本高效率的固态热电系统等。
蓄电池混合动力燃料
插电式混合动力车和全电动轻型、中型及重型汽车将有潜力取代相当数量的液体燃料汽车。该技术所面临的主要挑战是电池系统的性能和成本。电池系统的性能是由能量密度、功率密度、循环寿命和耐用性等因素决定。在过去5到6年内，研究人员在电池阴极、阳极和电解质等方面的研发已经取得了一系列重要进展，有助于设计出具有微米和纳米级内部结构的柔性导电膜。最先进的石墨阳极电池和锂电池正步入商业化阶段。在未来几年内，能量储存密度为每公斤200瓦时(是现有电池能量密度的2倍)、3个小时内可以完成充电的电池有望得以应用。目前汽车用电池系统的成本为每公斤千瓦时650美元，2030年将降为150美元。
2012年3月美国公布了“EV-Everywhere”计划，将于2022年前建立世界通用的5人乘坐型普通价格电动汽车的量产体系。该计划要求将电池系统的成本降为每公斤千瓦时190到300美元。采用阳极保护材料和非可燃电解质的第三代锂电池，将具有在高压和高温(摄氏55℃)条件下保持稳定性的优势。锂硫电池和金属空气电池，则有望破解锂电池的成本和容量难题，其能量密度是现有锂电池的10倍，但这需要开发出理想的阴极和阳极保护材料、非可燃电解质，以确保电池的电化学稳定性。
通常情况下，电池组自耗电量为蓄电池容量的50%，为保证电池寿命必须限制其充电速度。如能成功开发出可持续监测单个蓄电池的某些特性(如温度、充电状态等)的声纳技术，就可以延长电池的使用寿命并增加其容量。利用能够与由原始设备制造商提供的电池组热管理系统相配套的标准化蓄电池，同样可以降低电池的成本。
燃料电池
相对低价位的燃料电池电动车汽车，具有续航能力远和充电速度较快的优势。近年来燃料电池的成本已经降低，其寿命也已增加，但依然有提升的空间。在氢燃料电池中，铂及铂合金是加快化学反应速度的最为有效的催化剂。铂是唯一能承受电池中酸性环境的金属，但其昂贵的价格限制了燃料电池的大规模应用。自2005年以来，科研人员已经成功地开发出一种新型催化剂，使燃料电池所需的铂仅为目前用量的五分之一。但依然需要进一步减少铂的用量，或开发出能够替代铂、成本更低的其他催化剂。此外，还可以通过采用具有更高温度和更好传导性能的质子交换膜、改进控制系统设计制造(如湿度调节器、压缩机以及热流设计与成本等)来降低燃料电池的成本，提高其效率。
燃料电池汽车的车用储氢器必须具有较高的单位质量储氢密度。美能源部认为，车用高压储氢的单位质量密度至少应为6%，即每立方米储存60公斤氢气。为了满足汽车480公里续航能力的要求，一次需储氢大约4到7公斤。目前小型汽车的车用储氢方式大多采用高压储氢，工作压力为70兆帕(Mpa)的碳纤维储氢瓶是目前家用汽车的最佳选择，其售价大约为3000美元。研究人员正在致力于开发新的材料和制造工艺，以进一步降低储氢气瓶成本。目前正在进行的另一研究方向是，通过采用高表面积材料研究低压吸附储存氢气。
另一个挑战是加氢站的建立和氢气来源。近年来页岩气的大量使用将对运输部门产生重要的影响，低价格的页岩气可能会有助于加快氢气充气站的建设步伐。此外，通过改革商业运作模式(如建立混合发电厂)也可以获取具有经济性的氢气。但从长远来说，必须开发出一种具有成本优势、二氧化碳净排放量低的氢气制取方法。[page]
天然气燃料
天然气燃料是各种替代燃料中最早广泛使用的一种，它分为压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)两种。作为汽车燃料，天然气具有单位热值高、排气污染小、供应可靠、价格低等优点，目前已成为世界车用清洁燃料的发展方向，而天然气汽车则已成为发展最快、使用量最多的新能源汽车。国际天然气汽车组织的统计显示，近10年来天然气汽车的年均增长速度为20.8%，目前全世界共有大约1270万辆使用天然气的车辆，2020年总量将达7000万辆，其中大部分是压缩天然气汽车。目前美国仅拥有11.2万辆天然气汽车，不到全球总量的1%，也不到美国车辆总数的1/10，因而具有很大的发展空间。
近年来美国境内天然气价格的大幅降低，为天然气汽车的发展和进一步推广提供了新动力。由于经济上的合理性，美国国内重型长途运输卡车采用液化天然气取代柴油已成一个普遍选择。一辆重型长途运输卡车每年消耗燃料9万升(依目前价格计算约为8万美元)，目前液化天然气卡车用的低温储罐和相关配套设备售价为1万美元，其成本回收期为3到4年，未来随着低温储罐和相关配套设备售价的逐步降低，其成本回收期会更短。重型运输卡车的续航里程为800到960公里，这需要每隔240到320公里建立一个天然气燃料添加站。目前已有私营部门计划对这项基础设施网进行投资，其商业前景得以提升。此外，有关部门正在考虑在货运列车上使用液化天然气为动力燃料的方案。
轻型车辆所耗燃料占全美陆路行驶车辆所耗燃料总量的75%，减少轻型车辆的耗油总量更有利于节能。目前美国境内的公共汽车、货运卡车和轻型车辆已采用压缩天然气。在没有补贴的情况下，需要开发低成本的压缩天然气储藏技术，才能使汽车使用压缩天然气时较为经济合算。一辆平均行驶里程的汽车配置压缩天然气供应系统设备后，其成本回收期为10到15年，年均行驶里程高于平均值的车辆或每公里耗油量较少的汽车，其回收期肯定会更短。如果能将成本回收期缩短到5年以内，使用压缩天然气汽车和建立燃料充加系统的目标就具有经济可行性。这就需要深入研发碳纤维复合材料以研制轻质高压存储罐，同时也需要开发用于低压天然气储藏的吸附剂。全美共有大约16万个加油站，如果建立类似遍布全美的压缩天然气供应站，其耗资远超过1000亿美元，这是一个巨大的挑战。解决该问题途径之一是研制多种燃料内燃机。如采用压缩天然气—汽油双燃料内燃机的汽车，以压缩天然气为驱动燃料行驶30到60公里后，切换为以汽油为驱动燃料行驶，可以保证车辆能正常抵达下一个压缩天然气充加站。
当然，也可以利用费托合成技术或甲醇工艺将天然气转化液态燃料。目前已经能够大规模地从天然气中生产工业用甲醇，其成本大致与汽油生产成本相当。然而，以甲醇为基础的燃料运输也将面临添加站点的瓶颈。
生物燃料
生物燃料是指从植物特别是农作物中提取适用于汽油或柴油发动机的燃料，包括生物乙醇、生物柴油等。目前，主要以可食用农作物为原料生产的第一代生物燃料已成功实现商业化，而以非食用农作物为主要原料生产的第二代生物燃料——纤维素乙醇目前仍处于中试和示范的阶段。此外，研究人员也正致力于人工光合作用技术和电燃料技术的研发。
作为替代化石燃料的理想选择，未来生物燃料将步入高速发展时代。今年5月国际能源署发布的《交通用生物燃料技术路线图》指出，在不对环境及粮食安全带来重大负面影响的前提下，2050年生物燃料可以替代5500万吨到7500万吨石油，生物燃料在运输燃料中的比例将由目前的2%大幅上升为27%。生物燃料持续生产后每年可避免21亿吨的二氧化碳排放，成为交通行业第五重要的减排源。美国、巴西和欧洲等国在发展生物燃料方面居世界前列。2009年美国发布《国家生物燃料行动计划》，提出到2020年生物燃料将占其能源总消费量的25%，2050年将达到50%。巴西早在2006年就已实现40%以上的汽油消费由乙醇汽油取代，成为世界上唯一不供应纯汽油的国家。
第一代生物燃料以可食用农作物(主要是玉米、大豆和甘蔗)为原料，主要是生产燃料乙醇和生物柴油。其最大缺点是与人畜争夺食物资源，有可能导致粮食价格上涨并威胁全球粮食安全。3年前欧盟曾提出，要求2020年交通燃料的10%来自于可再生来源(其中大部分则是以粮食为基础的生物燃料)。据报道，今年9月欧盟提出了一份立法草案，拟对以食用农作物为原料的生物燃料加以限制。草案提出欧洲交通部门在2020年的总体能源消耗中，油菜籽、小麦等食用农作物生产的生物燃料所占比例不得超过5%(目前这一比例为4.5%)。其主要原因就是欧盟组织的科学研究对这种燃料的减排效应提出了质疑，而重点粮食产区的歉收又引发了对粮食短缺的进一步担忧。
第二代生物燃料则以非食用农作物(如麦秆、草和木材等农林废弃物)为主要原料，采用生物纤维素转化为生物燃料的模式发展纤维素乙醇。这种生物燃料具有很多优点：首先是汽车发动机不需要改造就可以直接使用掺入了生物乙醇的汽油或柴油;其次是秸秆等纤维素类农业废弃物大量存在，供给非常充足。此外其二氧化碳减排效果明显。美国能源部的研究结果表明，第二代生物燃料有望减少最高达96%的二氧化碳排放;而第一代以玉米等为原料的燃料乙醇，平均仅可以减少约20%的二氧化碳排放。
要真正实现纤维素乙醇生产的商业化，关键在于克服木质素降解难度大、成本高等难题。可喜的是，2012年2月，丹麦诺维信生物技术公司面向全球市场推出了适用于纤维素乙醇商业生产的新型高效酶，这是目前市场上性价比最佳并确保纤维素乙醇工厂达到最低生产成本的酶制剂产品，这将成为推动纤维素乙醇商业化的重要契机。今年2月，一份题为《通向新一代乙醇经济》的研究报告预测，2030年前以农作物秸秆为原料生产生物燃料将为全球创造数百万个就业岗位，同时促进经济增长，减少温室气体排放，提升能源供应安全性。
藻类生物燃料也是一个发展潜力巨大的方向。这种燃料是利用一些藻类(主要是硅藻和蓝藻等)的代谢特征，以淡水、海水甚至生活污水作为营养源，让藻类在太阳光和二氧化碳的环境中进行光合作用，生产出某些特定物质，将这些物质提炼后就可以直接用作汽车等交通工具的燃料。目前用于生产藻类生物燃料的方法主要是光合反应器法、封闭环路系统法和开放池塘法。
藻类具有分布广、油脂含量高、环境适应能力强、生长周期短、产量高等特点。截至目前藻类生物燃料的产量仍非常有限，但与其他非食物基原料相比，藻类的发展有明显优势。2010年荷兰科学家发表的研究成果表明，在过去的20年中微藻生产生物柴油的成本已从每加仑数百美元下降至数十美元，未来十年微藻生物燃料将与常规燃料的生产成本持平。美国Pike研究咨询公司2011年的研究报告则预测，到2020年全球藻类生物燃料的市场将达到13亿美元。
电燃料技术是利用微生物特别是细菌吸收化学能或电能，将二氧化碳转化为液体运输燃料的新方法。通过代谢工程和合成生物学的方法，这种技术可以将二氧化碳高效地转化为液体燃料，特别是开发能够从氢、金属离子、氧化还原活性物种或直接从电流中释放能量的有机物。2010年4月，美国能源部拨款1.06亿美元资助先进的生物燃料技术开发项目，其中与生物能源相关的领域就是电燃料。
人工光合作用技术是借助于阳光，用水、二氧化碳制造燃料和化学原料的技术。其最大优势是能够将太阳能转换为氢气、甲醇或乙醇等化学燃料，可以直接用在汽车等燃烧液态燃料的机械中。在自然界中光合作用利用太阳能将二氧化碳和水转变成糖和其他碳氢化合物，其效率不到1%，人工光合作用的目标是将转化率提高到20%以上，为此必须研制出能快速让水氧化的太阳能催化剂，这是提高人工光合作用效率的关键。2010年美国能源部资助建立了“人工光合作用联合中心”，5年内将共投入1.22亿美元致力于实现人工光合作用技术的实用化。
经济合算是清洁能源和可再生能源发电的生命力
2012年9月世界经济论坛与HIS剑桥能源研究协会联合发布的《2012年最新能源展望报告》指出，目前已有100多个国家制定了可再生能源发展目标，新能源产业的增长能够将气候、能源和金融领域的危机转变为全新的可持续增长机遇，从而为世界经济发展提供新动力。2011年全球可再生能源发电量比2010年增长了17.7%，连续8年呈两位数增长，可再生能源发电量占当年全球发电总量的3.8%。其中风能发电量增长了25.8%，首次超过当年可再生能源发电总量的50%。受日本福岛核事故的影响，2011年全球核电总发电量为2518太瓦时，比2010年减少了4.3%。
尽管前景诱人，但要广泛应用可再生能源发电必须有效地降低其成本。2011年5月，联合国政府间气候变化专门委员会发布的一份报告指出，目前全球已有的可再生能源技术潜力只有2.5%得到了利用，如果这些潜力能够在正确的公共政策支持下得到充分利用，到2050年可再生能源将能提供全球每年能源需求的77%，并能减少总量高达2200到5600吨的二氧化碳排放。报告同时指出，可再生能源的推广在经济性和技术方面都将面临巨大的挑战。
据国际能源署预测，未来很多国家都将会采取碳定价等措施，努力减少发电过程中温室气体的排放量，但可再生能源发电未来成本的降幅却并不令人乐观，如2020年海上风能发电站的均化成本为每千瓦时90美元(以2010年美元的实际价值计算)，美国能源信息署预测2016年其成本为每千瓦时80到120美元。
从发电站的均化成本来看，风能发电站(发电风速为每秒7到7.5米)为每千瓦时73美元(不包含电力输送成本)，专家预计2020年将降为每千瓦时60美元以下。2011到2012年期间建成的公用事业太阳能光伏发电站，在没有任何补贴的情况下其成本为每千瓦时150美元，这与《通向新一代乙醇经济》研究报告的估算基本吻合。在某些自然条件较好的地区，未来太阳能光伏发电成本可以降为每千瓦时60到120美元。目前美国传统的天然气循环发电站成本最低，为每千瓦时50到60美元。除了均化成本之外，电站规模、储存电力的潜力等因素也同样十分重要。
对某些均化成本超过每千瓦时200美元的地区来说，目前可再生能源发电已经具备了价格优势。据预测，未来全球范围内风能、太阳能发电的成本将会越来越趋于经济合算。此外，随着高性能、低成本和耐用的储能电池的研发，电力储能技术将有望使中、小规模输电网络满足偏远农村地区的用电需求。
尽管未来各种可再生能源发电成本将会持续降低，但要充分发挥其作用必须将其与现有发电方式进行有效整合，克服可再生能源发电在输送、分配、存储等环节的瓶颈。2050年可再生能源发电将占全美电力供应总量的8%，即使要实现该目标的一半，依然需要在技术创新、运营程序、商业运作模式和管理措施等方面对现有电力系统进行改革。[page]
太阳能发电
太阳能发电主要分为太阳能光伏发电和太阳热能发电两种。2011年全球新增太阳能发电装机容量约2800万千瓦，累计装机容量达6900万千瓦，当年全球太阳能产值为930亿美元。欧盟在太阳能发电方面居于领先地位，但美国和中国的发展势头迅猛。今年3月美国太阳能产业协会和GTM市场调研公司共同发布的报告预计，到2016年美国占全球太阳能板市场的份额将由2011年7%提升至15%。届时，美国与中国可能将成为全球两大领先的太阳能市场。
太阳能光伏发电是利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。光伏发电系统主要由太阳能电池、蓄电池、控制器和逆变器组成，其中太阳能电池是光伏发电系统的关键部分，太阳能电池板的质量和成本将直接决定整个系统的质量和成本。太阳能电池主要分为晶体硅电池和薄膜电池两类，前者包括单晶硅电池、多晶硅电池两种，后者主要包括非晶体硅太阳能电池、铜铟镓硒太阳能电池和碲化镉太阳能电池。
单晶硅太阳能电池的光电转换效率为15%左右，最高可达23%，在太阳能电池中光电转换效率最高，但其制造成本高。单晶硅太阳能电池的使用寿命一般可达15年，最高可达25年。多晶硅太阳能电池的光电转换效率为14%到16%，其制作成本低于单晶硅太阳能电池，因此得到大量发展，但多晶硅太阳能电池的使用寿命要比单晶硅太阳能电池要短。
提高太阳能发电竞争力的途径，就是要提高其光电转换效率，降低生产成本。因此，硅太阳能电池的研发主要围绕以下两个方面进行：一是提高太阳光辐照能转化为电能的光电转换效率;二是大幅度降低单瓦成本。
2010年美国能源部启动了“太阳计划”，旨在降低太阳能发电的均化成本，计划到2020年在没有补贴的前提下将其降为每千瓦50到60美元。就公用事业电站项目的太阳能发电而言，其安装成本必须降至每瓦1美元，其中太阳能电池模块的成本为每瓦0.5美元，并入常规电网的成本为每瓦0.1美元，软性成本(包括安装、许可证的获取和其他成本等)为每瓦0.4美元。据美国SunRun发布的一份报告显示，地方审批流程这一项就使每户住宅的光伏安装成本增加2500多美元，降低这类软性成本也有利于提高太阳能的竞争优势，而“太阳计划”的目标之一就是致力于降低软性成本以降低模块成本。
由于产能过剩、全球经济不景气，以及工程和制造技术的创新，硅太阳能模块的售价自2008年第2季度以来大幅降低：从原来的每瓦4美元降为每瓦1美元。随着未来技术创新步伐的加快，其售价将会降为每瓦0.8美元，2020年将降为每瓦0.5美元。相比之下，软性成本的降幅不大。
薄膜太阳能电池是用硅、硫化镉、砷化镓等薄膜为基体材料的太阳能电池。薄膜太阳能电池可以使用质轻、价低的基底材料(如玻璃、塑料、陶瓷等)来制造，形成可产生电压的薄膜厚度不到1微米，便于运输和安装。然而，沉淀在异质基底上的薄膜会产生一些缺陷，因此现有的碲化镉和铜铟镓硒太阳能电池的规模化量产转换效率只有12%到14%，而其理论上限可达29%。如果在生产过程中能够减少碲化镉的缺陷，将会增加电池的寿命，并提高其转化效率。这就需要研究缺陷产生的原因，以及减少缺陷和控制质量的途径。太阳能电池界面也很关键，需要大量的研发投入。
此外，也需要设计一套在线监测和控制系统，以改进生产质量控制，并将之作为一种长期性措施。目前，碲化镉薄膜太阳能板的成本最低(大约为每瓦0.7美元)。未来20到25年，所有新型太阳能发电技术都将受惠于财政贴息政策，因此光伏发电技术必将有相当大的发展空间，这将增强该项技术的市场竞争力。如果能够将光电转化率从17%提高到20%，太阳能电板的成本和某些软性成本将会大幅度降低，这将会给未来的市场带来变革性的重大影响，其影响可以与将多晶硅太阳能电池的光电转化效率提高到18%以上相媲美。
高效多结太阳能电池技术也非常引人注目。高效多结太阳能电池是指针对太阳光谱，在不同的波段选取不同带宽的半导体材料做成多个太阳能子电池，最后将这些子电池串联形成多结太阳能电池。
太阳能光伏发电技术竞争异常激烈，从经济性的角度考虑，任何一项技术只有在商业化规模上能将太阳电池板的成本降为每瓦0.5美元，才有实际应用价值。
太阳热能发电是利用集热器将太阳辐射能转换为热能，并通过热力循环过程进行发电，其均化成本可以降为每千瓦时50到60美元。太阳热能发电系统有三类：抛物槽式聚焦系统、塔式聚焦系统和碟式系统，转换效率大约为30%到35%。聚焦式太阳能热发电系统的传热工质主要是水、水蒸汽和熔盐等，这些传热工质在接收器内可以加热到摄氏450度然后用于发电。此外，该发电方式的储热系统可以将热能暂时储存数小时，以备用电高峰时之需。
抛物槽式聚焦系统是利用抛物柱面槽式发射镜将阳光聚集到管形的接收器上，并将管内传热工质加热，在热换气器内产生蒸汽，推动常规汽轮机发电。塔式太阳能热发电系统是利用一组独立跟踪太阳的定日镜，将阳光聚集到一个固定塔顶部的接收器上以产生高温。
为了实现均化成本为每千瓦时50到60美元的目标，必须提高热机的效率。这需要将传热工质的温度加热到摄氏600度，需要研制性能更好的抛物柱面太阳能反射镜和发电塔。此外，也需要研发太阳能聚热器使用的低成本、耐高温新型材料。如果能将太阳聚热器内传热工质的温度加热到摄氏600度以上，太阳热能发电将能与天然气混合循环发电技术相媲美。
另一个有潜力的途径是将太阳能光伏发电和热能发电有机地结合起来。可将聚光太阳辐射中的可见光谱过滤出来用于光伏发电，其余光谱用于热能发电;此外，由于太阳热能发电极少能完全利用聚光太阳辐射，这也为光伏发电和太阳能聚热器的有机整合提供了可能性。
利用太阳热能发电需要及时准确预测太阳辐射量的变化情况，以适应计划配电的需要。同时还需要开发相应的电力储能技术，以克服太阳能发电波动性所带来的诸多不便。
风能发电
风能发电是可再生能源领域中技术最成熟、最具商业化发展前景的发电方式之一。全球风能理事会今年2月发布的报告指出，2011年全球风力发电设备的安装量为41GW(1GW为10亿瓦)，比2010年增加了21个百分点，全球的安装总量达到238GW。此外，全球75%的国家安装了商用风力发电项目，且这些国家中的22%，安装量还超过了1GW。
风力发电机组由风轮、发电机和风能塔三部分组成。其发电原理是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升来促使发电机发电。目前全球最大风力涡轮机的发电容量为7.5兆瓦，而大多数涡轮机的容量为1.5到2兆瓦。近年来涡轮机、叶片和变速箱等领域的巨大技术进步，以及风能塔高度的不断增高，使风能发电成本也不断降低。
海上风力发电是风电的一个新增长点。目前全球海上风电装机容量为100万千瓦，欧盟风能协会预测到2020年风电装机容量将达到1.8亿千瓦，其中海上风电约为8000万千瓦。英国的塔奈特海上风力发电场是目前全球最大的海上风力发电场，它由100多座巨型涡轮机组成，发电总量最高可达3兆瓦。
海上风力发电具有风力资源丰富、风速稳定、对环境负面影响较少等优点，但对风机质量和可靠性要求很高。海上风电机组必须能够承受海上强风、腐蚀和波浪冲击等恶劣环境，其基础结构复杂，技术难度和建设成本都很高。此外，海上风电场的运行和维护费用也很高，如风电机组需要采取防腐处理等特别措施，也需要设计、安装特殊的维修装置,这些都会导致发电成本的增加。目前在海上风电场的总投资中，基础结构占15%到25%，而陆上风电场仅为5%到10%。因此，发展低成本的海上风电基础结构是降低其成本的主要途径。据世界风能协会预测，2020年海上风机的造价将降低40%以上，发电成本也可同幅下降。
低碳化技术(CCS和CCUS)
为保证全球能够继续使用化石燃料发电，在未来数十年内必须大幅降低发电厂等主要二氧化碳排放源的排放量。一方面，需要进一步提高热力效率改善成本效益，合理地采用热电联产和废热利用等途径;另一方面，必须对煤炭和天然气电厂及其他大规模的二氧化碳排放源(如水泥厂等)采用碳捕获和封存技术(CCS)。
CCS是指通过碳捕捉技术，将工业和某些能源产业所生产的二氧化碳分离出来，再通过碳储存手段，将其输送并封存到海底或地下等与大气隔绝的地方。碳捕获和封存分为三个阶段：捕获阶段，从电力生产、工业生产和燃料处理过程中分离、收集二氧化碳，并将其净化和压缩。目前采用的方法是燃烧后捕获、燃烧前捕获和富氧燃烧捕获;运输阶段，将收集到的二氧化碳通过管道和船只等运输到封存地;封存阶段，主要采用地质封存、海洋封存和化学封存三种方式。
目前CCS技术仍处于试验阶段，因其成本过高而难以大规模推广。据麦肯锡咨询公司估计，捕获和处理二氧化碳的成本大约为每吨75到115美元，与开发风能、太阳能等可再生能源的成本相比并不具备竞争优势。此外，由于被捕获的二氧化碳缺乏良好的工业应用，封存是碳捕捉的最终路径。CCS技术的普及与二氧化碳的排放价格也密切相关，当二氧化碳价格为每吨25到30美元时，CCS技术的推广速度将会加快。2012年5月，由欧盟资助的目前世界最大的碳捕获和封存示范工程在挪威建成，其总投资为10亿美元，设计能力为年捕获二氧化碳10万吨。
如果利用CCS技术将现有煤焚电厂进行技术改造，可以捕获其二氧化碳排放量的90%，但所需费用相当于重新建造一座电厂。此外，发电厂生产的电力将有20%到40%被用于二氧化碳的分离、压缩和输送。因此，只有那些最具有超临界或超超临界机组的发电厂采用这种技术才比较合算。全球知名的埃森哲咨询公司曾对配备碳捕获和封存设备的发电场的成本进行预估，结果显示到2020年，将现有电厂翻新配备碳捕获设备并将捕获的碳加以封存，将使每度电的成本增加约3美分，使其成本增加为8美分左右，接近于2015年风力发电和2050年太阳能发电的预估价格。由于碳捕获和封存的成本仍高于国际上的碳交易价格，而配备碳捕获与封存设备将使燃煤发电厂的成本提高，因此除非政府提供补助，或开征高额碳税以增加厂商的经济诱因，否则碳捕获与封存尚难以产生具有利润的商业模式。
基于此，开发碳捕获、利用和封存技术(CCUS)，探索利用二氧化碳进行油气增产和地热增产的相关技术途径，将成为一个具有吸引力的方向。研究人员可以利用高清晰仿真模拟技术来研究先进的CCS和CCUS，以减少小规模示范性工程向大型实用化系统转化过程中的风险，加快工业界采用这些技术的进程。[page]
核能发电
核能发电是利用核反应堆中核裂变所释放出的热能进行发电，它是实现低碳发电的一种重要方式。国际原子能机构2011年1月公布的数据显示，全球正在运行的核电机组共442座，核电发电量约占全球发电总量的16%。拥有核电机组最多的国家依次为：美国、法国、日本和俄罗斯。
2011年，日本福岛核电站事故影响了全球核电发展的步伐。当年德国和日本共减少了180太瓦时的核能发电量，核能发电占全球发电总量的比例下降为12%。此外，福岛核事故也促使一些国家纷纷重新审视和调整了各自的核电政策。
2011年，德国宣布所有的核电站都将按计划在2022年全部停运，它将成为近25年来首个放弃核能发电的主要工业化国家，意大利和瑞士也相继宣布将全面放弃核电。2012年9月，日本政府在其出台的“可再生能源及环境战略”草案中，提出“早日摆脱依赖核电”的目标。计划分两个阶段实现“零核电”，2030年核电发电比例低于15%，此后再力争废除核电。
美国、法国等国家则坚持发展核电的既定方针。美国核管理委员会提出了一系列建议，希望核电站有能力应对超出原设计标准的意外情况，包括长时间电力中断和多座反应堆同时受损。2012年2月，该委员会批准佐治亚州一座核电站可修建两个新的核反应堆，这是美国30多年来首次批准新建核反应堆。法国的核电占全国用电量的75%，是世界上核电使用比例最高的国家。法国政府表示不会放弃核电，认为采用核电是确保其能源独立必不可少的条件。英国也坚持继续发展核电。在其最新提出的核电建设计划中，准备新建总装机容量达1600万千瓦的核电站，并计划在2050年之前重新建设22座反应堆，以替代目前正在运行的20个反应堆。俄罗斯国内18%的电力供应来自核电，预计到2020年俄罗斯的核电装机将在目前的基础上增加一倍。印度核能发电目前占全国电力供应的3%，它计划2030年将这一比例提高到13%，2050年达到25%。
核电站的安全性和核能发电的成本是制约核电发展的两个重要因素。在美国，一座核电厂的正常运营成本是每兆瓦时23美元,其中包括每兆瓦时1美元的核废料基金，用于支付核燃料处理费用。据估算，每座核电厂退役的成本为5000万美元，其中包括废弃核燃料处置费用和核电站现场恢复费用。尽管核能发电存在潜在的安全隐患，甚至可能涉及核武器扩散问题，但面对全球变暖带来的严峻挑战，人类依然需要以积极稳妥的方式发展核电。
第三代核能发电厂较之前的核电厂更为安全可靠。一旦核反应堆发生紧急关闭的情况，在无法从外部获得应急电力和冷却水的情况下，新反应堆可以安全地冷却3天。其最终目标是实现被动式安全，在反应堆突然关闭时不需要外界的主动控制就可以基本保证反应堆的安全。
新建核电厂的均化成本约为每兆瓦时100到120美元，虽与天然气发电相比缺乏竞争力，但低于配备CCS技术的化石燃料电厂的成本。另一个挑战是，一座发电量为1.0到1.5GW的反应堆在配置冷却系统和电力配送设备后的体积较大。这种核发应堆的建设成本包括核工程设计费、采购和建造费、运营和维护费以及退役处理费等，每千瓦容量的平均成本约为6000到6600美元，相当于天然气发电平均成本的6倍。因此，建造这样一座核反应堆的总造价大约为60亿到100亿美元。此外，巨大的财务风险、建造风险和运营许可证被耽搁等因素都会增加核电厂的建设成本。
应美国核管制委员会的要求，目前美能源部积极推进装机容量为80到300百万瓦的小型模块化核反应堆开发和设计认证的研究。采用这种核反应堆，利用核能的方式可以更加安全。未来的核电厂可以由十几个经济可靠型的小型模块化反应堆组成，而不是采用以前一次性建造一个大型核反应堆的做法。与此同时，随着获得核电站运营许可证和建造工期延误等方面风险的减少，发展中小型核反应堆可能代表未来核电发展的一种新模式。
早在2011年5月美能源部就成立了“先进轻水反应堆模拟仿真联盟”，利用超级计算机来研究轻水反应堆的性能，并开发高度复杂的模型来进行模拟仿真，以加快传统核反应堆及小型模块化反应堆的开发和设计认证进程。今年1月，美国又宣布了一项为期5年、总金额达4.52亿美元的成本分摊计划，以支持首批两个小型模块化反应堆的设计、设计认证和许可证申请工作。
电力储能技术
如何保持电力生产和供应之间的平衡并使之最优化是一个巨大的挑战，这需要统筹协调技术进步、商业运作和管理政策等诸多因素。电力储能技术是智能电网、可分布式发电、微电网以及可再生能源并入常规电网不可或缺的支撑技术，有助于电网系统的安全、稳定、高效运行，大规模储能技术则有望将可再生能源发电并入常规电网的比例提高到20%以上。据Pike Research预测，从2011年到2021年的十年间，储能技术应用领域的全球总投资将超过1220亿美元，其中用于可再生能源并网(特别是风电)和电力市场削峰填谷的投资将分别占50%和31%。
由于受到季节、气象和地域等条件的影响，风能和太阳能发电等可再生能源发电存在明显的随机性、间隙性和波动性等问题，其电力大规模并入常规电网会对电网调峰和系统安全运行带来显著影响。研究表明，如果风力发电装机占电网容量比例达20%以上，电网的调峰能力和安全运行将面临巨大挑战。而电力储能技术在很大程度上解决了上述问题，使大规模风力发电和太阳能发电能够方便可靠地并入常规电网，因而成为提高电网运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种有效手段。
储能技术主要分为物理储能(如抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等)、化学储能(如铅酸电池、氧化还原液流电池、钠流电池、锂离子电池)和电磁储能(如超导电磁储能、超级电容器储能等)三大类。根据各种储能技术的特点，飞轮储能、超导电磁储能和超级电容器储能适合于需要提供短时较大的脉冲功率场合，如应对电压暂降和瞬时停电、提高用户的用电质量，抑制电力系统低频振荡、提高系统稳定性等;而抽水储能、压缩空气储能和电化学电池储能适合于系统调峰、大型应急电源、可再生能源并入等大规模、大容量的应用场合。
目前最成熟的大规模储能方式是抽水蓄能，它需要配建上、下游两个水库。在负荷低谷时段抽水蓄能设备处于电动机工作状态，将下游水库的水抽到上游水库保存，在负荷高峰时设备处于发电机工作状态，利用储存在上游水库中的水发电。其能量转换效率在70%到75%左右。但由于受建站选址要求高、建设周期长和动态调节响应速度慢等因素的影响，抽水储能技术的大规模推广应用受到一定程度的限制。目前全球抽水储能电站总装机容量9000万千瓦，约占全球发电装机容量的3%。
压缩空气储能是另一种能实现大规模工业应用的储能方式。利用这种储能方式，在电网负荷低谷期将富余电能用于驱动空气压缩机，将空气高压密封在山洞、报废矿井和过期油气井中;在电网负荷高峰期释放压缩空气推动燃汽轮机发电。由于具有效率高、寿命长、响应速度快等特点，且能源转化效率较高(约为75%左右)，因而压缩空气储能是具有发展潜力的储能技术之一。
加快开发新能源是人类的明智选择
随着化石能源的不断发现和采掘技术的进步，未来数十年内其成本依然会比其他零碳排放能源具有竞争优势。此外，从美国目前的状况来看，未来50年能源供应结构依然会保持能源形式多样化的局面。但为了能够及时减缓未来全球气候变暖的风险，必须加速清洁能源和可再生能源技术大规模商业化应用的步伐。虽然任何技术创新将取决于其所能带来的效益，但人类的惰性、现实状况及可预见的财务风险等因素，使人们更倾向于维持现状。为此，各国政府的政策必须致力于激励发明和创新，并使之能与市场力量密切配合。
过去30年间，全球发生极端天气事件(如极端高温、洪水和干旱等)的频度不断增加，由此造成的经济损失每年超过1500亿美元，而越来越多的证据也表明极端天气事件与全球气候变暖有关。虽然缓解这种状况的总体代价具有巨大的不确定性，但我们需要制定相关政策，将各种能源形式的总体成本直接考量到其市场价格中。
未来几十年，全球范围内使用经济合算的可再生能源的需求将会不断增加，人类利用可再生能源的效率也将会不断提高，其成本也会越来越具有竞争优势。随着科技的进步、研发投入的加大、公共政策关注力度的增加，以及公众认识程度的逐步提高，人类利用经济合算、可获取和具有可持续性的能源步伐一定会加快，并将以此推动作为经济增长的动力，增加能源安全和减缓全球气候变暖的风险。否则，人类将会遇到难以预测的后果。正如国际能源署在《全球能源展望》中所指出的那样——“如果我们人类不改变目前的方向，未来将会在这条道路上毁灭自己。”
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