一、问题：压差能源长期浪费，技术瓶颈制约推广 天然气从高压输气干线输送至中下游用户，通常需调压站减压。减压过程中蕴含可回收的压力能，理论上可通过压差透平膨胀机转化为电能，实现二次利用。但天然气膨胀降压会导致温度快速下降，管道内残余水分容易结冰，形成“冰堵”，对管网安全运行构成威胁。 为避免冰堵，传统方案多采用燃气加热炉等外部热源对出口天然气加热复温。这不仅额外消耗天然气并带来碳排放，也显著抬高运行成本，削弱了压差发电的节能减排收益。上述瓶颈长期限制了天然气压差发电的规模化推广和商业化应用。 二、原因：十余年持续攻关，原创理论破局 中国科学院工程热物理研究所自2013年起在国内率先开展天然气压差发电系统研究，是国内较早布局该方向的科研机构。经过十余年攻关，团队提出零碳复温天然气压差发电新原理，通过流程创新实现出口天然气复温，过程不额外消耗天然气，也不需外部电能，从根本上摆脱了对燃气加热炉等外部热源的依赖。 在关键技术上，团队相继突破高效紧凑式换热器、高膨胀比膨胀机、变工况运行控制等难题，形成覆盖系统设计、核心装备制造与集成控制的研发体系。2021年12月，团队联合中科九朗（北京）能源科技有限公司在山东淄博建成国内首套300千瓦天然气压差发电示范项目。项目已稳定运行逾4年，最高年发电量达240万度，每年节约复温用天然气8万标准立方米，年减少二氧化碳排放1985吨，为后续迭代积累了工程经验。 2022年起，双方在国际上率先启动零碳复温天然气压差发电系统研制，经过3年多集中攻关，于2025年12月完成国际首套系统研制，并在中石化天然气分公司、济宁市能源局、国家电网山东省电力公司等单位协同支持下，在曲阜分输站实现并网发电。 三、影响：多项指标国际领先，零碳场站目标实现 曲阜投运系统最高功率500千瓦，年发电量超过330万度，核心装备及工艺自主化率达100%。该系统在国际上首次实现冬季“零燃料、零外部补热”条件下，出口温度仍保持在0摄氏度以上，解决了行业长期面临的冰堵问题，有关指标达到国际领先水平。 系统并网后实现电网调控与天然气管网运行的耦合：所发电能优先满足场站自用，余电接入公共电网。在推动场站零碳化运营的同时，对外输出清洁电力，实现零碳天然气场站建设目标。 四、对策：多方共同推进，产业生态加速形成 项目落地得益于科研机构、能源企业与地方政府协同推进：中国科学院工程热物理研究所提供核心技术支撑，中科九朗（北京）能源科技有限公司负责工程转化与产业化实施；中石化天然气分公司、国家电网山东省电力公司、济宁市能源局在资源对接、并网接入、政策保障等提供支持。该协同模式为后续规模化复制提供了参考路径。 五、前景：巨量门站有望转型，双碳目标获有力支撑 我国天然气管网覆盖广，全国门站、分输站数量众多，普遍具备可观的压差资源。若零碳复温天然气压差发电技术实现规模化推广，相关场站有望转型为分布式零碳发电站，将原本耗散的压力能转化为清洁电力，在不增加一次能源消耗的前提下扩大绿色电力供给。 从更宏观层面看，该技术路径契合“双碳”目标：不依赖新建大型集中式设施，而是通过对既有能源基础设施的技术改造，挖掘存量系统中的可用能源价值，以较低边际成本获得可观减碳效果，具备经济性与可复制性。
在全球能源转型加速的背景下，这项拥有完全自主知识产权的技术创新不仅表明了我国在清洁能源领域的研发能力，也为传统能源的绿色化利用提供了新路径；从实验室走向工程应用的过程表明，关键技术突破需要长期投入与持续迭代；也提示我们，在推进“双碳”目标过程中，既要发展新能源，也要重视传统能源系统的提质增效，通过技术创新释放存量资源的潜力。