“双碳”目标下煤基能源产业高质量发展路径研究

2023-02-03朱静茂宋绍伟

中国煤炭 2023年12期

朱静茂，宋绍伟

(国家能源投资集团有限责任公司，北京市东城区，100011)

0 引言

气候变化是当今人类社会发展所面临的最大非传统安全挑战之一，减少温室气体排放以应对气候变化已成为全球共识。2020年9月22日，我国正式宣布了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标。

我国是全球第二大经济体，同时也是全球能源消费和碳排放大国。我国能源消费长期以来以煤为主，2022年全国能源消费总量54.1亿t标煤，煤炭消费量占能源消费总量的56.2%[1]，碳排放量约106亿t，占全球碳排放总量的30.86%[2]。以煤为主的能源结构决定了我国能源系统碳排放强度较高，“双碳”目标下，控制煤炭消费及其碳排放是我国当前碳减排的首要着力点。在此背景下，我国超大规模的煤炭、煤电、煤化工等煤基产业如何绿色低碳转型发展，平衡煤炭利用与碳减排之间的矛盾，将是煤基能源产业长期面临的问题和挑战，也是我国“双碳”战略实施路径研究的重要课题之一。

1 煤基能源产业面临的风险挑战

1.1 能源安全保供和碳减排统筹难度大

我国富煤、贫油、少气的能源资源禀赋，决定了“双碳”目标的实现与西方发达国家相比任务更艰巨，同时面临复杂的系统性挑战，需结合我国人口规模、经济体量、发展阶段、发展速度以及资源禀赋等客观实际，尤其应把握好能源转型节奏，科学统筹好碳减排与能源安全保供。一方面，我国尚处工业化、城镇化发展的中后期，人均能源消费量与发达国家相比还有较大差距，碳排放仍处于上升期；另一方面，随着风电、光伏等大规模快速发展与渗透，在季节性或气候性等因素叠加下，当前我国电力系统仍面临着保障安全稳定运行的能源安全风险，油气供应对外依存度高的压力犹存。

近期，面对国际局势紧张和国内能源保供实际，必须清醒地认识到，在以新能源为主体的新型电力系统构建成熟之前，煤炭仍是我国当前和今后相当一段时期保障能源安全稳定供应的“压舱石”，对此，2021年12月召开的中央经济工作会议已然明确，实现碳达峰、碳中和不可能毕其功于一役，传统化石能源的逐步退出要建立在新能源能安全可靠替代的基础上。

1.2 生态环保约束日趋强化

二氧化碳和常规污染物的排放具有同源性，在煤炭开发利用过程中，不同程度伴随着生态破坏、环境污染等问题，我国为此开展了一系列生态治理、污染防治攻坚行动，尤其党的十八大以来取得历史性成就，但离实现美丽中国建设和碳达峰碳中和目标愿景还有不小差距。

我国煤炭资源与环境容量在空间上的逆向分布，更加重了煤炭开发利用在生态环保方面的约束。我国安全高效煤矿主要集中在环境承载能力弱的“陕蒙宁新”等地区，井工矿井的地面塌陷和矸石山复垦、露天矿井排土场复垦绿化等生态治理任务依然较重，个别煤矿还触及耕地和生态保护红线，落实黄河流域高质量发展战略的任务十分艰巨。而高能耗、高水耗、高排放的煤化工也大多布局在煤炭资源丰富的“陕蒙宁新”等地区，这些地区同时具有生态环境敏感或生态承载力弱、水资源短缺等特点[3]。现代煤化工项目虽经技术创新和系统优化已大幅度降低了单位产品水耗，但其耗水总量依然很大。例如，某煤化工企业烯烃用水单耗从2015年的41.2 m3/t下降到2020年的15.8 m3/t，但年度总取水量仍高达6 300万m3。

煤电方面，我国已建成世界最大规模的清洁高效煤电机组，截至2022年底，我国已有10.5亿kW煤电机组实现超低排放[4]，煤电发展的主要制约因素已从常规污染物控制转变为低碳排放及其碳履约，然而，煤电碳减排仍处于早期示范阶段，碳捕集成本依然很高。此外，煤电全面实现污染控制还有困难，副产品处置和利用也存在污染转移、经济性等问题。

1.3 科技支撑作用仍然不足

“双碳”目标下，我国煤基能源产业的低碳高质量发展已成为共识，但相应的科技支撑明显不足。煤矿方面，瓦斯突出、冲击地压等灾害机理尚未取得突破性成果，智能化高效开采关键装备的技术水平亟待提升。煤电方面，机组的灵活性难以支撑新能源的消纳，大部分煤电机组调峰灵活性不足，低负荷工况安全性、经济性和环保性较差；进一步提高煤电机组发电效率面临新循环、新工质、新材料及工艺开发等技术瓶颈。现代煤化工则在能量转换、回收等环节也存在工艺瓶颈。

此外，低碳技术战略储备不足，关键技术自给率较低，示范阶段的低碳技术协同乏力，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等问题。例如，碳捕集、利用和封存(CCUS)投资高、耗能高[5]，单位发电能耗增加14%～25%[6]，距离规模化、全流程、商业化应用仍存在较大差距。

1.4 面临资产搁浅的风险

煤炭、煤电、煤化工均属于重资产行业，其投资决策、审批、建设周期长，投资回收周转期更长，且严重依附资源地及上下游产业链，一旦因政策、市场、成本等因素变化发生停建、停产或提前退役导致资产搁浅，影响甚广。从生态环境角度看，煤基能源资产搁浅的风险因素，既包括应对气候变化的“双碳”目标和生态环保的硬约束，也包括在政策引导激发下的技术进步和产业升级/替代，以及大众绿色消费升级趋势下的市场变化等。

当前，包括欧盟、美国、中国在内的数十个国家和地区已明确提出了“碳中和”目标，更有包括德国、英国、荷兰等30多个国家基于自身国情提出了“弃煤”时间表[7-8]，呼吁停止新建燃煤电厂，我国2023年也对外承诺不再新建境外煤电项目。煤基能源企业融资难度增加，投资界转向绿色金融和可再生能源，加大对环境、社会和治理绩效表现的审查力度。譬如，世界银行、亚投行等120多家银行和保险公司均已发布退出或限制在煤炭和煤电领域投资的政策和声明，以最大程度地避免高额资产搁浅风险；澳大利亚许多金融机构不再参与煤炭融资，许多保险公司不再为煤炭投资承保、续保。

1.5 新能源安全可靠替代尚未成熟

新能源倍增式发展倒逼电力系统提升调节能力。根据电力规划设计总院预测，要实现习近平总书记提出的2030年非化石能源占比达到25%的目标，风光装机至少要达到16.4亿kW。对比新能源发展较好的国家和地区，我国电力系统调峰资源明显不足。我国发电装机结构中，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，尤其是在新能源富集的“三北”地区，灵活调节电源更是不足3%。相较而言，欧美装机结构中的灵活调节电源占比远高于我国，西班牙(风光装机占比30%)、德国(风光装机占比46%)、美国(风光装机占比15%)灵活调节电源占比分别为34%、18%、49%。

新能源发电占比逐步提高，电力系统出力不确定性增强，特别是日趋频发的极端天气等给电力系统安全稳定运行带来了严峻挑战。2021年四季度东北地区长时静稳天气导致电力供应短缺，2022年8月川渝地区高温干旱导致“拉闸限电”，随着可再生能源占比提高，极端天气下电力系统应对能力弱、供电顶峰难、电网互济难的风险加大，将严重危及区域电力供应安全。

2 煤基能源产业低碳转型高质量发展路径

煤炭和煤电是我国主要的一次能源和二次能源，煤炭作为我国主体能源，在今后较长时间内仍是我国能源安全稳定供应的“稳定器”和“压舱石”[9]。实现碳达峰碳中和，煤基能源产业面临前所未有的风险与挑战，必须积极应对、科学布局，探索走出一条符合国情和产业特色的低碳高质量发展新路径[10]，统筹有序处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期，以及减污降碳与能源安全、产业链供应链安全等关系。

2.1 推进煤炭产业安全高效绿色智能发展

“双碳”背景下，煤炭行业依靠规模扩张、产量增加的传统发展模式已难以为继，必须贯彻新发展理念，转变发展方式，使产业升级与转型并重，走资源利用效率高、创新能力强、经济效益好、安全智能水平高、绿色低碳可持续的发展之路。

(1)落实能源安全保供，积极优化产能结构。统筹资源接续和矿区可持续发展，增加先进产能，积极化解落后产能，做好西北地区各煤炭供应保障基地的智能化示范煤矿、优质先进产能煤矿和与现代煤化工和煤电示范项目配套煤矿的建设。

(2)积极探索创新，推进安全高效绿色开采。因地制宜推广使用充填开采、保水开采等绿色开采技术；全面实施节能降耗，健全矿区节能减污降碳标准体系；加大瓦斯抽采利用，鼓励开展余热、余压、节水、节电等综合利用节能项目；推进绿色矿山建设，加大废弃物资源化利用与无害化处置，加快采煤沉陷区综合治理，强化生态环境修复。

(3)加快智能煤矿建设，促进煤矿生产“安全、少人无人、高效”，切实提高煤炭质量和选煤加工水平，精准供应符合市场需求、品质稳定的煤炭产品，实现煤炭行业高质量发展。

2.2 推进煤电产业扩容升级清洁降耗发展

我国煤电机组“存量大、机组新、效率高”，大多已实现超低排放改造，大量先进的清洁高效煤电机组短期内难以退出。面临“减排难、发展难、转型难、生存难”困境的煤电必须做好“煤电大事”，统筹处理好发展与减排、保供与转型的关系，必须坚定不移走煤电清洁化发展道路。

(1)要坚持煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源并重，再向安全保障性转型的发展导向，新建扩容升级要审慎决策、择优布局，以最先进的技术和最严格的标准建设适应新型电力系统的大型清洁高效煤电机组，把握好煤电建设的科学布局和节奏，在西部新能源大基地项目建设中做好煤电配套，在东中部地区以保障电力系统稳定为目标提高煤电支撑能力建设，在城市周边及工业园区则宜积极布局热电联产机组，打造综合能源基地，发挥“煤电+”耦合生物质和处置城市废弃物的协同效用。

(2)要做好落后产能机组的关停并转，深化存量机组节能降耗改造、灵活性改造、供热改造的“三改联动”，持续提质增效、清洁降耗，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，并推进综合能源服务，加大“城市电厂”和“园区电厂”改造，打造融入城市发展的共享型燃煤电站，充分发挥节能降耗综合效益。

(3)需进一步提高现有煤电的深度清洁化水平，推进非常规煤电机组超低排放改造，加强煤场、灰场等环节无组织排放控制，加大废污水深度处理回用，积极采用空冷系统、新型干法脱硫等节水工艺，提高循环冷却水浓缩倍率，推动脱硫废水“零排放”。

(4)煤电清洁化发展仍需加大科技创新支撑，大力推进煤电产业低碳发展关键技术攻关，聚焦高效、灵活、智能、低碳重点方向，加快研发新一代超高参数和超临界二氧化碳等先进煤电技术，加强智能灵活发电技术创新，深化以清洁高效煤电为基础的多能融合发展及其综合能源应用，为煤电产业低碳转型发展持续注入新动能。

2.3 推进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展

现代煤化工是煤炭清洁高效利用的有效途径，有利于一定时期内我国以“富煤、贫油、少气”的资源禀赋构建能源结构的多元化局面。习近平总书记在考察国能榆林化工有限公司时指出，“煤化工产业潜力巨大、大有前途，要提高煤炭作为化工原料的综合利用效能，促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展，把加强科技创新作为最紧迫任务，加快关键核心技术攻关，积极发展煤基特种燃料、煤基生物可降解材料等”，为我国发展煤化工指明了方向。

(1)现代煤化工产业应立足国家战略和民生需求，坚持科技创新谋发展，加快关键核心技术攻关，提高自身产业技术含量，优化产业结构，加快形成“油-化-新材料”多元化产品体系。发展煤基特种新燃料，推动煤制油产业标准化、产品系列化；发挥煤炭原料属性，加大新材料产品开发力度，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，提高产品附加值，建设煤基新材料延伸产业链项目[11-14]。2022年11月1日，国家发展改革委、国家统计局联合发布《进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，对我国煤化工行业将产生重大利好，影响深远。

(2)现代煤化工应加强与绿电、绿氢等新能源产业耦合发展，加大相关固碳、减碳、负碳技术的开发，推动源头减碳和过程降碳。现代煤化工产业碳排放量巨大，2021年排放量超过3.2亿t，约占我国化工产业总排放的25%，其中化工工艺过程排放占56%～67%，动力中心燃烧排放占33%～44%。理论上煤化工与绿氢耦合可取消变换装置，将降低工艺碳排放95%以上，煤化工与绿电耦合可将动力中心燃烧排放下降至近零，但考虑装置运行的平稳性和可靠性，绿氢、绿电替代将经历从低比例到高比例逐步替代的过程。部分地方政府发布配套政策推动煤化工与新能源耦合发展，譬如内蒙古发布《内蒙古自治区风光制氢一体化示范项目实施细则》，明确“绿氢”项目申报条件、运营管理、审批等条件细则，已累计批复“绿氢”类项目多达33个。

(3)现代煤化工还应积极应对生态环保约束，开展深度节水、节能与清洁生产，采用变换冷凝液分离回用等措施节约用水、降低废水产生量，推动煤化工全过程和各环节用能管理持续提升能效水平，加大高盐废水处理处置的研发示范，做好挥发性有机物有效管控与治理等。

2.4 深化多产业融合发展

“双碳”目标下，煤基能源产业的绿色、低碳、转型发展要有系统思维，深化多产业的协同、融合，努力探索以CO2减排为目标的产业融合创新发展新路径、新模式。例如，采用清洁高效热电联产技术打造综合能源基地服务周边产业，可充分发挥综合节能降耗效益；煤基能源产业在与石油化工、天然气化工、冶金建材等产业的耦合过程中，还可发挥资源物料的优化整合，一方的废料可能成为另一方的原料，通过能耗物耗的优化互补，实现系统性降碳。

在推动与新能源-氢能产业融合发展方面，煤基能源产业应发挥自身优势，积极布局与绿电-绿氢-储氢/储能一体化发展的示范基地，促进系统性降碳。从利用厂区矿区屋顶、空余场地积极开发分布式光伏，到积极开发“风光水火储”一体化多能互补综合能源项目，再到新能源制氢耦合煤化工、使用“绿氢”部分替代煤制氢，等等，无不展示出产业协同融合所能带来的系统性减碳巨大潜力。譬如，宝武钢铁集团碳中和行动方案中提出，在富氢碳循环高炉或氢基竖炉的基础上，配套上光-电-氢、风-电-氢绿色能源，形成与钢铁冶金工艺相匹配的全循环、封闭的流程，建设绿氢全流程零碳工厂。中海油集团提出，未来将改变原有海上平台用能模式，探索利用陆地大电网为海上油田生产供电，有效提高发电效率，削减海上温室气体和污染气体的排放。

2.5 加强CCUS技术研发攻关与示范

面向未来碳中和的严峻压力，煤基能源产业还应着眼长远，加大末端环节CCUS技术的研发与示范。加强新一代高效低能耗技术的研发与示范，在高效低损耗吸收/吸附剂、与新型发电系统耦合集成、CO2资源化能源化利用等方面突破“卡脖子”关键技术；依托规模示范验证与迭代升级，不断降低能耗与成本。尤其，现代煤化工尾气CO2浓度高，碳捕集成本显著低于其他行业，是CCUS技术创新和大规模先行实践的良好平台。现代煤化工企业应紧跟国家政策与产业发展动态，积极开展跨行业上下游合作，突破行业壁垒，推动CO2强化采油(CO2-EOR)、CO2驱替煤层气(CO2-ECBM)、CO2制备化工产品等技术工业化示范，建设一批具有示范效应的大型CCUS项目，为CCUS全流程、规模化和产业化应用积累经验、奠定基础、做好储备。