倪 炜，朱吉茂，姜大霖，吴 璘，李 涛

(国家能源集团技术经济研究院，北京市昌平区，102211)

0 引言

2021年12月，中央经济工作会议提出“立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合”。2022年3月，国家能源局印发的《2022年能源工作指导意见》指出，要推动煤炭和新能源优化组合，稳步推进能源绿色低碳发展[1]。推动煤炭和新能源优化组合，既是煤炭等化石能源企业绿色低碳转型的重要路径，也是“双碳”目标下新能源规模化发展的必由之路。

推动煤炭与新能源优化组合有着深刻的现实背景。一方面，煤炭行业低碳转型是“双碳”目标的必然要求。2021年，我国煤炭消费仍占一次能源消费的56%，其产生的二氧化碳排放量约占能源消费总排放的70%左右。在电力系统中，煤电更是以不足50%的装机容量占比，生产了全国60%的电量，并承担了70%的顶峰任务。而“双碳”目标要求2030年非化石能源占比从2020年的15%提高至25%，2060年比重达到80%以上。另一方面，新能源短期内还不能满足社会发展需求。新能源不稳定性的显著缺点使其短期内难以占据主导能源地位。目前新能源的发展规模还不足以满足碳约束下的社会需求(2021年，全口径非化石能源发电量仅为2.9万亿kW·h，虽同比增长12.0%，但占全口径总发电量的比重只有34.6%)，且风、光等可再生能源的波动性、间歇性和随机性特征，决定了其大规模接入电网将给电力系统稳定性和安全性带来严峻挑战。

因此，传统能源的退出必须坚持先立后破，即只有新能源可以克服其固有缺点后才能逐渐降低化石能源份额，推动煤炭与新能源优化组合就成为解决当下能源结构转型矛盾的关键手段[2]。但目前我国煤炭与新能源耦合利用还处于初级阶段，煤炭与新能源优化组合的耦合方式还不清晰，耦合利用的空间及途径尚不明确。鉴于此，有必要厘清煤炭与新能源优化组合的可能途径，深入剖析煤炭与新能源优化组合面临的挑战，并据此提出对应的政策建议。

1 煤炭与新能源的优化组合方式

煤炭和新能源之间既有替代，又有互补，实现二者的优化组合是实现“双碳”目标和可持续发展的重中之重。具体而言，煤炭与新能源优化组合包含2种方式：一是强调煤电与新能源发电在电力系统中的协调发展，主要通过协同构建低碳高效的新型电力系统实现；二是关注二者在产业层面的耦合利用，主要通过相互协作的技术工艺流程实现[3]。

1.1 电力系统内的协调调度

2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上强调，实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，要把碳达峰碳中和纳入生态文明建设整体布局。并首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统，为我国电力系统转型升级指明了方向。新型电力系统应当具有绿色低碳、多能互补、源网荷储一体化、市场竞争自由化、电力系统智慧化五大特征，因此实现煤炭与新能源在电力供应中的高效协同与耦合具有较高的竞争力[4]。

煤炭与新能源在电力上的耦合，体现在未来新型电力系统的发展路径中。我国构建新型电力系统分为两个阶段。

(1)第一阶段为2035年前。在这一阶段，能源结构加速向电力化过渡，但电力并非终端用能的主要形式。“十四五”期间我国新能源装机容量快速增长，新增电力需求大部分由非化石能源满足。风电和光伏发电的装机总量到2025年和2035年分别达11.2亿kW和26.8亿kW，非化石能源发电量占总发电量的比重分别达43%和61%[5]。同时，煤电装机逐步下降且以调峰机组为主，到2025年后进入煤电装机规模的峰值平台期。

(2)第二阶段为2036-2060年。在该阶段，依赖较高的电力化水平，实现以光伏、风力为主的新能源对煤炭等化石能源的大规模替代。第一阶段较高的电气化水平限制了煤炭等化石能源的利用情景，为新能源大规模替代化石能源提供了空间。通过进一步扩大光伏、风电等新能源的装机规模，配备储能系统保障电力供应稳定性，削减煤电等传统电源的调峰机组，实现新能源对传统化石能源的充分替代。到2060年，风电和光伏发电的装机总量将达到56亿kW，非化石能源发电量占总发电量的比重也将高达95%。电气化水平的提升使煤炭等化石能源利用途径以发电利用为主，同时煤电由调峰电源逐渐转变为备用电源，并主要部署在东中部高负荷地区，发挥紧急情况下的安全保供作用[6]。因此，煤炭与新能源在电力系统中的优化组合最终将实现新能源对煤电的稳步替代，构建起以新能源为主体、煤电为备用电源的高效、稳定、低碳的电力系统。

1.2 煤炭与新能源的耦合利用

煤炭与新能源还可以在能源及下游产业间实现耦合利用。煤炭除了作为动力源外，还可作为工业原料。现代煤化工产业是实现该过程的关键，能够有效促进煤炭就地加工，实现原料化利用。并且，通过电化耦合可以将新能源作为动力实现资源就地组合，从而实现降碳，保障新旧能源产业协同运行。具体而言，煤炭与新能源在类似产业部门上的耦合利用中可以通过化学转化和电力等多种耦合形式实现[7]。

(1)煤炭深加工产业与新能源耦合发展。一方面，可再生能源制氢是与煤炭清洁利用进行耦合的主要方式。煤化工制氢过程主要采用化石能源重整制氢的技术路线，将煤炭进行热化学转化，合成气体后脱硫、净化以及分离，最终提纯实现制氢。这一过程主要包括煤气化、煤气净化、CO变换以及氢气提纯等，将产生较高的二氧化碳排放量。而依托可再生能源发电则能够实现更为清洁的水电解制氢，进而避免已有的煤化工制氢的污染排放，并且降低化学转化过程中煤炭消耗。同时，相关工艺流程还可与碳捕集、利用与封存(CCUS)技术协同，通过煤化工捕获的CO2与新能源制成的氢反应用以制备甲醇等基础化工品[8]。另一方面，生物质能源可耦合煤进行热转化。通过煤与生物质耦合共热解、气化、液化等多种方式，可以在提升煤炭转化效率的同时提高生物质能的利用比例。

(2)煤炭与新能源耦合发电。一方面，通过多种形式的电厂集成，能够实现煤炭与太阳能的耦合发电。以太阳能集热场替代抽气加热给水，改造燃煤电厂工艺流程，能够在不涉及对燃煤电厂内部结构改造的前提下，实现燃煤电厂对太阳能的耦合利用。同时，还可以利用光煤互补，将太阳能与燃煤互补，促进热电联供，从而在保障太阳能发电效率的同时降低煤耗率、汽轮机热耗率和汽耗率。另一方面，在可再生能源电力对煤电的替代过程中，煤与生物质能耦合发电可以作为重要的过渡手段。将生物质能源按比例掺混到煤炭中，利用改进的供电机组流程实现煤炭与生物质能源混燃。依赖于当前煤电机组的脱硫、脱硝等高效清洁技术体系，可以在较大程度上避免秸秆等生物质燃料的直接污染排放，并在一定程度上减少煤电机组的耗煤量，提升可再生能源发电量。目前，煤炭与生物质能源通过掺混实现耦合发电已经成为较具竞争力的混合能源发电模式，主要包括直接混燃耦合发电技术、分烧耦合发电技术以及生物质气化与煤混燃耦合发电技术。

2 煤炭与新能源优化组合的挑战

依托较为先进的技术与规模经济等优势，煤炭与新能源优化组合已经取得了众多进展，二者在电力系统和能源相关产业的耦合利用逐渐走向技术成熟。但作为构建新型能源系统的长期任务，目前仍面临诸多挑战。二者深度耦合方面，化学转化、电力、热力等方面深度耦合利用涉及的大部分关键技术仍处于研发示范的初级阶段，能源耦合利用效率亟待提升[9]。

2.1 新型电力系统建设面临的挑战

(1)在新型电力系统建设的第一阶段，电力系统的主要矛盾体现为需要协调经济性与高效性。一是新能源高速发展背景下系统整体并网消纳成本将大幅度增加。与常规能源相比，风、光等可再生能源具有显著的波动性、间歇性和随机性特征，系统可信度仅有5%～10%[2]。因此，大规模可再生能源接入将会较大程度地影响电力系统的输配调节，给电力系统稳定性和安全性带来严峻挑战[10]。二是不健全的市场机制导致电力资源无法实现大范围的优化配置，以及灵活性资源无法有效发挥对新能源的调节支撑作用。当前我国电力体制机制设计中缺少市场参与，难以依靠电力价格机制推动电源转型，且进一步增加了煤炭与新能源在电力系统协调调度上的系统性成本。三是煤电加速退出会带来沉没成本、市场更新、技术升级、CCUS技术发展落后等问题。具体表现为：煤电产业非自然退出造成较大社会沉没成本；“双碳”目标下现有煤电产业布局面临优化调整的较大压力；煤电灵活性改造面临技术和市场激励机制等挑战；CCUS技术规模化示范与产业化应用进程缓慢。

(2)在新型电力系统建设的第二阶段，安全性将成为电力系统的主要矛盾。一是能源供应的安全性存在挑战。随着新能源制造成本和消纳成本的持续下降，新能源制造业中矿产资源和稀土资源安全稳定供应的问题将可能成为约束。我国的能源供应也逐步从以化石能源供应风险为主，转向以新能源设备制造原料供应风险为主，安全性问题将面临新形势、新挑战。二是电力供应的安全性存在挑战。近年来，随着我国风、光建造技术的持续提升，装机成本持续下降，风、光布局及建设日益加快，装机规模及增长速度均处于世界前列，在电力结构中的发电占比也逐步提升。但是，随着新能源建设规模的持续扩大，其固有缺点对电力系统的冲击及影响也越来越大。并且，伴随新能源逐渐进入平价上网的新阶段，部分资源禀赋较好的地区也可能面临“圈地、抢装”的新困境。具体来看，水电和核电建设周期长，并且水电未来开发空间有限，同时第三代核电技术的成本比煤电高；天然气发电受气源等限制难以大规模增长；风力和光伏发电间歇性强、波动性大，与输配电网以及电力需求侧的匹配程度较差，且可调节性差，易受极端天气的影响，难以缓解越来越频繁出现的季节性、区域性能源短缺问题。

2.2 多能源系统耦合互补面临的挑战

(1)煤与新能源耦合制氢过程中存在技术及系统装备问题。一是大规模制氢技术及控制系统需进一步研发。水电解制氢是新能源参与制氢的主要方向，但目前无论是碱性电解水制氢，还是纯水电解制氢，大规模开发利用难度均较高。此外，大规模制氢还需要高质量的大型控制系统用以工艺流程中的实时检测、数据通讯和传输及控制[11]。但目前我国此类控制系统仍处于研发初期，缺少产业化利用能力。二是储存与运输装备及体系亟待完善。我国新能源大多建设在“三北”地区，与氢能的消费端存在空间差异。这也意味着新能源制氢的消纳除了需要较低成本的工艺流程外，还需要辅以氢能的大规模储备运输系统作为支撑。但目前我国氢能的储运体系仍处于示范的初级阶段，增加了煤炭与新能源耦合制氢的成本风险。三是配套政策体系尚需健全。我国已制定了一系列氢能发展规划和相应的行动计划，但氢能尚未明确纳入能源战略体系，氢与煤炭的耦合发展尚无专项规划和补贴支持；同时，现有规划局限在交通领域，较少涉及工业、能源领域。缺少政策体系的扶持与帮助，煤炭与新能源耦合制氢的外部激励不足，使耦合利用的成本下降速度较慢，不利于推动产业化进程。

(2)煤与可再生能源耦合发电存在技术薄弱、成本高昂、政策缺位等方面的问题。一是耦合发电技术薄弱。由于生物质能的属性缺陷，煤与生物耦合发电部分关键工程问题亟待解决，如生物质燃料的不稳定性、生物质灰的熔点低等。其中，生物质能源与煤粉直接混燃发电技术仅停留在理论和试验层面，产业化应用还有待考证；分烧耦合发电技术面临系统复杂、投资造价高的明显挑战；生物质气化与煤混燃耦合发电技术则会产生焦油等副产品，引起过滤和燃料管道堵塞等技术性问题。煤与太阳能光热耦合发电技术也存在系统集成、调控及电站灵活调峰等方面的短板。二是耦合发电成本相对较高。当前较高的生物质原料成本直接导致了与煤耦合发电的高成本。光伏和煤炭互补方面，太阳能替代汽轮机抽汽在初始阶段的转换效率高，对能量及集热场的面积要求较高，这也导致了较高的投资成本。三是产业规划及补贴政策尚需健全。目前生物质耦合燃煤发电、光煤互补等新业态还缺乏统一、全面的系统性规划，后续可能造成市场效率低下等负面竞争格局。此外，新能源耦合燃煤发电的上网电价、补贴标准等也未颁布相关指导政策，这使得耦合发电的市场利润空间不明确，增加了相关企业投资的不确定性风险。

3 煤炭与新能源优化组合的建议

煤炭是我国现行能源体系的核心能源，是保障国家能源安全的“压舱石”和“稳定器”。新能源是我国未来新型电力系统的主体，是实现国家“双碳”目标的“主力军”和“排头兵”。持续推进煤炭清洁高效利用，加快新能源发展，实现煤炭与新能源的优化组合，对保障能源安全稳定供应、推动经济社会高质量发展具有重大意义。面对煤炭与新能源优化组合发展的诸多挑战，需要从顶层设计、系统协调、技术创新、政策保障等角度共同发力。

3.1 煤电与新能源发电协调发展

(1)在保障经济性的基础上推动煤电加速改造升级。在役煤电机组的 “三改联动”应加速推进，即推进节能降耗改造以进一步推进煤电机组节能降耗，提高能源利用效率；推进供热改造以满足民生供热、供暖要求；推进灵活性改造以增加系统灵活调节能力，适应新能源发电随机性、间歇性、波动性特征，服务新能源更大规模发展。在联动过程中，必须注重因地制宜、因厂施策，针对不同区域的特点合理确定现役煤电机组的灵活性改造要求。此外，推进煤电“三改联动”需要大量资金，国家相关部门应出台针对性政策，设立煤电机组改造专项资金，补偿煤电“让路”和“托底”功能性成本，促进煤电加快功能定位转变。最后，要探索不同功能定位的煤电盈利新模式，通过市场激励的手段减少改革阻力，提升发电企业灵活性改造积极性。

(2)在保障安全性的基础上推动新能源加快发展。在发展规划上，应优先建设新能源项目。新增用电需求更多通过新能源发电来满足。在项目建设时，应以“风光火一体化”为指导原则，构建以大型风光基地与周边清洁高效的煤电相协调、以稳定安全可靠的特高压输变电为载体的新能源供给消纳体系。在调度运行上，应优先保障新能源发电消纳[12]。加快输配电网系统投资建设，进而提高大型风光基地的电源输送能力，在消纳更多新能源的同时为周边现有火电、水电等提供更多的契机，共同为电网的稳定安全运行保驾护航。此外，电网的智能化、数字化建设也要加大配套建设力度，助力电网安全稳定运行。

(3)加大煤电和新能源相关技术创新，提升电力系统高效性。对煤电来说，其技术创新包括现役煤电机组灵活改造技术和延寿综合改造技术、超临界二氧化碳发电技术。为实现碳中和目标，对于某些煤电生产消费过程中难以避免的碳排放应实施CCUS技术。因此，构建CCUS技术的配套政策激励体系是推动煤电低碳可持续发展的重中之重[13]。对新能源来说，应重视发展储能、储氢技术，尤其是长时储能。发展的关键在于降低储能成本、升级储能技术，提高“风光储”一体化系统的高效性。

3.2 煤炭与新能源耦合利用

(1)加快深度耦合利用技术研发。突破新能源大规模低成本制氢技术，进一步提高电解效率，加强对风、光等新能源随机性、波动性的适应能力。提高纯水电解等技术水平，加快煤炭与太阳能光热耦合发电的系统集成研发，突破关键耦合技术与相关设备制造壁垒，优化完善调控运行策略，实现灵活调峰。深入推进煤炭与生物质燃料共转化关键技术研发，尽快建立产业示范，为商业化布局奠定基础[14]。

(2)完善耦合利用配套供给体系。加快建设氢储运体系，提高储运技术水平，促进与煤转化的系统性耦合基础条件形成，打造“制氢—煤转化”一体化模式，减少运输距离，完善氢能供给产业链，促进新能源与煤转化的深度融合。完善生物质供给消纳体系，制定相关废弃物类原料利用办法，进一步降低原料供给成本，进而提升煤与生物质耦合利用的经济性，促进其产业化、规模化实施布局。

(3)建立健全政策体系与标准。秉承顶层设计与方案落地的思想，首先将煤炭与新能源耦合利用全面纳入顶层能源战略规划。针对国家重大战略需求的关键耦合利用技术，应研究制定工业及商业示范的专项政策，以更加包容的态度鼓励关键技术创新与应用，形成成果转化与技术研发的良性互动循环。具体方案上，既要建立促进煤炭与新能源耦合利用的财政补贴、税收优惠、贷款支持等政策，也要建立完善行业技术标准和认证机制，出台技术示范及设备标准目录。政策落地过程中，应对行业规模、结构、布局做好分层次、分阶段的发展规划，避免形成无序、重复、低效的投资竞争格局。

4 结语

能源结构转型是一个渐进的长期过程，立足煤炭稳定供应，坚持先立后破的转型原则，积极推进煤炭清洁高效利用，对发挥我国煤炭资源优势、缓解油气资源紧张局面、保障国家能源安全具有重要战略意义。在此背景下，推动煤炭和新能源优化组合既有利于我国实现“双碳”目标，也有利于传统煤炭企业绿色低碳转型。煤炭与新能源的优化组合，主要通过电力上的耦合和产业上的耦合利用实现。其中电力上的耦合主要表现新型电力系统的构建，依赖于煤电与新能源发电的协同互补；产业上的耦合则表现为煤炭和新能源能够通过化学转化和电力等形式实现协同发展、组合降碳。

针对目前我国煤炭与新能源优化组合面临的诸多挑战，未来我国应立足以煤为主的基本国情，从煤电与新能源协调发展、能源产业间耦合利用两方面，加快推动煤炭和新能源的优化组合，实现经济的高质量发展。