双碳背景下煤基产业绿色低碳转型之路

姜华，李艳萍，高健

中国环境科学研究院

推动实现碳达峰、碳中和，是以习近平同志为核心的党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，是着力解决资源环境约束突出问题、实现中华民族永续发展的必然选择[4]。2021年12月8—10日召开的中央经济工作会议再次强调，要正确认识和把握碳达峰、碳中和[5]。实现碳达峰、碳中和是推动

中国已经成为世界最大的温室气体排放国，排放以二氧化碳为主，其最大人为排放源是化石燃料的燃烧。根据《世界能源统计年鉴2020》[1]，中国煤炭消费量占世界总量的51.7%，其中约50%用于发电，中国控制二氧化碳排放首要的着力点就是要全过程控制煤炭消费，此外，煤炭行业的甲烷逃逸排放也不容忽视。2021年9月13日，习近平总书记在国家能源集团榆林化工有限公司视察调研并发表重要讲话，强调能源产业要继续发展，否则不足以支撑国家现代化，所以煤炭能源发展要转型升级，走绿色低碳发展的道路[2]。习近平总书记重要讲话进一步明确了煤炭在中国能源结构中的主体地位，指明了煤高质量发展的内在要求，但不可能毕其功于一役，传统化石能源逐步退出历史舞台要建立在新能源安全可靠的替代基础上。在相当长一段时间内，中国仍然要立足以煤为主的资源禀赋，抓好煤炭清洁高效利用，协同增加新能源消纳。因此，如何立足国情使用好煤炭，如何加快煤炭、煤电、煤化工等煤基产业的绿色低碳转型发展，是关系中国碳达峰、碳中和重大战略实施进程的一个重要课题。

1 我国煤基产业现状

1.1 煤炭行业

截至2019年底，我国煤炭探明资源储量约1.74万亿t[6]。2016—2020年我国原煤产量逐年增加（图1）。2020年我国煤炭消费量达39亿t，占一次能源消费总量（49.8亿t，以标准煤计）的56.8%[7]。2020年全国规模以上煤炭开采和洗选业实现营业收入20 001.9亿元，占国民总收入的2.0%。煤炭行业是我国人为甲烷气体排放量占比最高的行业，根据最新的国家温室气体清单数据，我国煤炭开采导致的甲烷排放占人为甲烷排放总量的38%，约为2 100万t。煤炭行业甲烷回收利用水平不高，浓度高于8%的瓦斯已经获得广泛应用，而浓度低于8%以及乏风的利用则成为实现矿井瓦斯综合利用的关键。

图 1 2016—2020年我国原煤产量Fig.1 China's raw coal output from 2016 to 2020

1.2 煤电行业

截至2020年底，我国发电装机容量达22亿kW，其中火电装机12.5亿kW（煤电10.8亿kW），风电2.8亿kW，光伏2.5亿kW。2020年，全国全口径发电量7.62万亿kW·h，其中火电发电量达5.17万亿kW·h（煤电4.63万亿kW·h），煤电发电量占比从2015年的67.9%下降至2020年的60.8%，非化石能源发电量占比从2015年的27.2%上升至2020年的33.9%。煤电仍是我国电力消费的主力来源，虽然约88%的燃煤机组都实施了超低排放改造，但其二氧化硫和氮氧化物排放量占全国总排放量的比例仍分别达到了11%和8%左右。同时，煤电是我国二氧化碳排放大户，其二氧化碳排放量占我国二氧化碳总排放量的40%左右。

煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料以及化学品的工业过程。煤化工分为传统煤化工和现代煤化工，传统煤化工主要产品是尿素、复合肥、焦炭和PVC，现代煤化工的产品主要是甲醇及下游醋酸、聚烯烃（乙烯、丙烯）、乙二醇、煤制油等。2020年中国煤制油产量为965万t，煤制天然气产量为47亿m3，煤制烯烃产量为1 539万t，煤制乙二醇产量为880.63万t，焦炭产量为4.7万t[8]。目前我国煤化工行业年碳排放量约5.99亿t，占全国能源消费相关碳排放的5%，其中传统煤化工年碳排放量为3.94亿t（占65%），现代煤化工年碳排放量为2.05亿t（占35%）。

2 绿色低碳发展面临的挑战

当前，中国的生态文明建设仍处于压力叠加、负重前行的关键期，生态环境保护结构性、根源性、趋势性压力总体上没有得到根本缓解，国家对生态环境保护和节能减排工作要求越来越高，标准越来越严，煤基产业绿色低碳转型面临多重挑战(图2)，具体分析如下。

图 2 煤基产业绿色低碳发展面临的挑战Fig.2 Risks and challenges faced by green and low-carbon development of coal-based industry

2.1 产业布局不合理

煤炭行业存在结构不平衡问题，目前全国仍有1 700余处30万t以下小煤矿，这些煤矿技术装备相对落后，生产效率相对较低。此外，煤炭行业存在区域发展不平衡问题，安全高效煤矿主要集中在山西、内蒙古、陕西、河南、山东等产煤大省（自治区），这些地区2019年煤炭产量占全国总产量的80.9%，安全高效煤矿达标数量占全国的91.8%，而新疆、贵州、云南等产煤大省(自治区)煤炭产量占比和安全高效煤矿达标数量占比仅分别为11.1%和2.1%。煤炭、煤电和煤化工行业与风电、光伏、地热等低碳产业布局尚未有效衔接，不利于煤基产业的绿色低碳发展。

2.2 生态环保压力较大

煤炭开采常伴随生态环境破坏，比如煤矿区的矿井水、洗煤废水、煤矸石淋溶水等不仅严重污染矿区周边地表水体，损害水生生物，而且通过采矿活动和废水渗入作用还会污染地下水体，同时污染矿区土壤，损害动植物；另外，煤炭开采过程中产生大量的煤矸石，堆放在地表占用大量土地，破坏地表植被，且煤矸石堆随风起尘或散发废气，污染周边环境。目前常规煤电废水全面实现零排放还有困难，现代煤化工存在高耗水、高排放、废水难处理、固废难利用或处置等难题。例如煤化工企业水处理设施运行不稳定，废水水质波动较大，废水处理问题较为突出；除了排放颗粒物、二氧化硫和氮氧化物外，煤化工企业也会排放硫化氢、苯等其他污染物。此外，长江和黄河流域呈现生态环境敏感或生态承载力弱、水环境敏感或水资源短缺等特点，对煤基产业的资源能源获取和开发利用要提出更严格的要求。

2.3 能源利用效率较低

碳达峰、碳中和目标引领下，能源保供与能耗双控的矛盾日益凸显。2021年以来，《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》《完善能源消费强度和总量双控制度方案》等政策文件对包括煤电和煤化工在内的“两高”项目建设提出了刚性约束，对节能“双控”提出了新的明确要求。《2030年前碳达峰行动方案》中明确指出，要加快推进煤炭消费替代和转型升级，严格控制新增煤电项目，有序淘汰煤电落后产能，严控传统煤化工生产能力，稳妥有序发展现代煤化工。在此背景下，新增煤电、煤化工项目建设明显放缓，存量落后煤电项目的替代更新困难重重。此外，煤基产业在节能减排方面仍存在许多不足，如部分煤电企业发电机组容量较小，技术落后，发电煤耗较高；煤化工行业存在产能过剩、生产工艺落后等问题，同时大部分煤化工企业节能减排设备不齐全，未配置能源计量的工具，难以对煤化工行业开展节能减排监测工作，不利于落实能耗“双控”的要求。

2.4 低碳技术创新不足

中国低碳技术战略储备不足，关键技术自给率较低，处在示范阶段的低碳技术面临资源不足、协同乏力、转移困难等问题，早期应用阶段的低碳技术面临市场需求不足、政策支持力度较弱、评估体系不完善等问题，成熟技术面临“中端技术锁定”、自主创新能力亟待提升、配套体系不健全等问题。以煤化工行业为例，其在减碳、零碳及负碳技术推广使用方面仍存在一些问题，主要包括技术不成熟、成本较高等。如煤炭分级液化成套技术、绿氢替代煤等低碳技术有待进一步研发及推广应用，碳捕集、利用和封存（CCUS）等负碳技术与煤化工生产的耦合工艺尚未成熟，并且相应技术成本较高。目前，国内正在探索应用的碳捕集工程，如碳捕集和封存(CCS)、碳捕集和利用(CCU)以及 CCUS，不仅投资大、运行费用高，而且面临高耗能、高风险等问题。例如，CCUS的单位发电能耗增加14%～25%，各环节成本高昂，导致难以大规模实际应用，且封存的二氧化碳存在泄漏风险。因此，低碳技术的创新研发与推广应用任重道远。

3 对策建议

持续做好煤炭、煤电、煤化工的“大文章”，需要加强煤基产业智能化建设，开展低碳、零碳、负碳等核心技术攻关，加快构建化石能源清洁化、清洁能源规模化、能源供应智慧化产业格局。

3.1 科学谋划产业布局

立足国情、控制总量、兜住底线，有序推进煤基产业减量替代；深化供给侧结构性改革，不断释放优质产能，储备接替产能，改造低效产能，退出无效产能；提升生产供给保障能力，推进煤炭消费转型升级，更好地发挥煤炭主体能源、煤电兜底保供作用。依据煤炭资源禀赋、市场区位、环境容量等因素优化安全高效煤矿建设布局，统筹考虑国家矿区布局规划、基础设施建设、相关产业发展布局和安全高效煤矿建设的衔接，实现有序合理开发，推广应用智能开采技术建设先进产能煤矿。提升煤电支撑和保障能力，准确把握兜底保供定位，充分发挥煤电机组在构建新型电力系统中的基础性保障作用，加快大型综合外送电基地规划建设，合理布局安全保供、应急备用、等容量替代等煤电项目，建设清洁高效机组。深化煤炭、煤电、煤化工与风电、光伏等能源耦合协同发展，做强做优煤电基础，由煤基能源一体化运行向多种协同创效实现稳链拓链强链转变。

3.2 加大生态环保力度

严守生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线，落实长江大保护、黄河流域生态保护和高质量发展等国家重大战略，加快推进生态环保欠账清零。推动矿区资源、经济和生态环境协调发展，因地制宜推广使用充填开采、保水开采等绿色开采技术，坚持煤炭开采与生态治理同步推进，推进绿色矿山建设，充分利用煤矿伴生能源和闲置资源，推进废物资源化利用与无害化处置。加快实施“废水、废盐、废气”资源化循环利用的研究示范，全面实现煤电机组超低排放，持续推动燃煤电厂废水零排放。推进煤炭资源的清洁高效转化利用，促进现代煤化工产业的提档升级。

3.3 强化节能改造提效

对于煤炭行业，健全煤矿节能减污降碳标准体系，积极开展余热、预压、节水、节电等综合利用节能项目，加大对生产生活区的绿色改造，科学合理开展节能减污降碳，实现矿区节能全覆盖。有序推进存量煤电机组节能、供热、灵活性改造，提升煤电机组节能降耗、辅助服务水平，增强对电网安全的保障能力。深入推进“火电+”综合能源产业发展，打造“多联产柔性电厂”“园区电厂”，拓展电热冷气水多联供、固废综合利用、火储调频、微电网等多元化发展，加快推进火电企业向综合能源企业转型。加强煤化工企业保温改造、循环水系统改造和减温减压蒸汽预压回收利用改造，从局部到全局分层次递进式优化，包括局部设备单元优化、装置工艺换热网络优化、装置间热联合优化、全局系统低温热整体优化、辅助公用工程系统优化和全厂蒸汽动力系统优化，推广全厂能量系统管理，实现本质节能。

3.4 聚焦技术创新应用

加快关键核心技术攻关，在煤炭绿色开发、煤炭液化等关键领域，实现产品深加工“延链”，耦合新能源“补链”，发展煤基新材料和煤基特种燃料“强链”。推动原料路线及工艺路线多元化，能源供给多元化，终端产品多元化，加大煤基新材料产业链延伸，积极发展煤基生物可降解材料、煤基特种材料和高等级碳素材料等战略新兴低碳产业。建设环境友好型绿色煤电企业，大力发展CCUS新技术，高标准实施CCUS示范工程和生态碳汇工程，攻关零碳、负碳能源颠覆性技术，促进减污降碳协同增效。推动源头减碳，充分利用产品固碳，生产含氧化合物减碳；推动过程减碳，开发合成气一步法直接制烯烃、芳烃、高碳醇等短流程低碳技术，并通过“绿电、绿氢、绿氧、储能、储热”等多种方案替代原料煤和燃料煤的消耗，推进技术创新实现绿电、绿氢等新能源与现代煤化工耦合发展；坚持主动减碳，利用现代煤化工二氧化碳排放浓度高、集中度高、易于低成本捕集的特点，探索大规模低能耗二氧化碳捕集、封存和综合利用路径。