从碳中和的两个侧面探讨煤电企业“双碳”路径

引言

中国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，也是碳排放量排名第一的国家。虽然，煤炭在中国一次能源生产和消费构成中的占比从2012年开始缓慢下降，但却一直保持在70%左右[1]。《中华人民共和国2022年国民经济和社会发展统计公报》显示，中国在2022年的原煤产量45.6亿吨，同比增长10.5%。煤炭消费量占能源消耗总量的56.2%，较上年上升0.3个百分点。火电发电量58887.9亿千瓦时，同比增长1.4%。现阶段，煤炭在中国一次能源的生产和消费中仍占据重要地位。煤炭开采、洗选、燃烧过程会产生大量的温室气体，加速全球变暖，通过查询《中国碳核算数据库》可知，2022年中国碳排放量累计110亿吨，约占全球碳排放总量的28.87%。为了减少碳排放量，中国主动承担应对全球气候变化的责任，2022年9月22日，中国在75届联合国大会上正式提出“双碳”目标，做出“力争在2030年前实现“碳达峰”、2060年前实现“碳中和”的承诺。2021年10月26日，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》中指出，在未来10年内碳达峰将贯穿经济社会发展的各个方面，并重点要求做好“碳达峰十大行动”。再次明确我国落实“双碳”目标的决心。

2 国内煤电企业碳排放现状

煤炭开发和利用过程产生的碳排放量约占全国碳排放总量的60%～70%。其中，煤炭利用过程的碳排放量占比近90%[2]，煤炭开发过程的碳排放量占比约10%[3]。由此看出，煤炭开发和利用过程产生的碳排放问题十分严峻，为顺利实现“双碳”目标，煤电企业切实做好碳减排工作刻不容缓。

煤炭开采、洗选、运输等过程中释放大量的甲烷气体，甲烷作为一种温室气体，其对大气环境的增温作用是二氧化碳的21倍，是导致全球变暖的第二大因素，贡献仅次于二氧化碳。美国环保部曾发布测算数据显示甲烷排放对当今人为气候变化的“贡献”在30%左右；国际能源署IEA专家指出，减少甲烷排放是近阶段最直接、最有效的应对气候变化的措施之一。梁运培[4]等提出，采空区残存甲烷的不断逸散，是废弃矿井主要污染来源，采用矿化修复方法封堵覆岩采动微裂隙，可低成本实现关闭/废弃煤矿甲烷减排。张宏[5]认为，“双碳” 目标下应推动煤炭数字化、智能化、专业化、定制化、集群化和绿色化发展，实现科学有效控排。王国法[6]等指出，在““双碳”目标下，煤炭工业发展的可能路径包括提升以智能化为支撑的煤炭柔性生产供给保障能力、降低煤炭开发利用能源消耗强度、推动煤炭从燃料向燃料和原料转变、研发实用的碳捕集封存和利用技术。

据国家电力共享平台数据显示，截至2023年4月，全国发电设备总装机容量达22.35亿千瓦，其中火电设备总装机容量12.61亿千瓦，全国核准在建的煤电项目容量1.88亿千瓦。行业发展的客观特征决定了煤电行业碳排放数量较大。据国际能源署统计数据显示，2020 年电力行业碳排放占全国碳排放总量超过 40%。在保障能源安全的前提下，推进煤炭消费替代和转型升级、大力发展新能源以及加快建设新型电力系统是实现“双碳”目标的重中之重。如李佳硕[7]等人阐述了“上大压小”是缓解中国煤电污染的核心政策之一，建立高效低排放燃煤机组，取缔100MW以下的高耗能燃煤机组，不仅能够节约燃料，也会降低碳排放。

2020年国家生态环境部发布《纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》，确定将年度碳排放达到2.6万吨二氧化碳当量的发电行业纳入国家管控，实施碳排放数据平台监控、定期碳核查、统一发放配额、监管履约等措施。2021年底，第一个履约周期工作落幕，全国95%的发电企业完成了配额清缴。

3 国内某大型煤电企业碳资产管理现状

3.1.A集团概况

A集团为省属大型骨干国有企业，以煤炭生产企业和发电企业为主，公共建筑运营企业和交通运输企业为辅，煤炭产量规模、电力规模最大均在全省前列，在地区经济发展和碳达峰、碳中和实践中占有举足轻重的地位。实现低碳转型、走高质量发展之路是A集团必然的战略选择。

3.2 A集团碳资产管理途径

“双碳”背景下，A集团主动承担国有企业碳减排责任，明确碳资产管理目标和任务，成立碳资产管理机构，完善碳排放核算体系，搭建碳资产信息管理系统，制定碳减排计划，积极参与碳市场交易。

3.2.1成立碳资产管理组织机构

A集团成立了碳资产管理领导小组，增设碳资产管理专业机构，明确碳排放数据、碳资产、碳交易、碳项目、碳减排等方面的管理要求，有序推进企业碳资产管理工作，着手碳资产全周期管理体系的搭建工作。

3.2.2建立碳资产管理制度体系

A集团把碳源侧管控作为当前碳排放重点工作，从上至下制定相关制度。制订并印发集团层面的《碳资产管理方案》、二级公司的《碳排放管理办法》，并完善配套细则如《碳排放数据质量及核算细则》、《碳排放内部盘查制度细则》及《碳交易及履约管理细则》等，构建适应企业自身发展的“1+N”碳排放体系。

3.2.3搭建碳资产管理信息系统

鉴于A集团产业板块丰富，下属单位众多，碳资产情况复杂，碳排放数据量大，也为了更好地挖掘企业碳减排项目开发潜力，促进企业积极参与碳市场交易，A集团以国家现行各行业碳排放核算指南为理论依据，建立起分行业、分板块的碳资产管理信息系统，该系统具有较高的行业性、独立性、复杂性、系统性，能充分体现企业多行业联动的产业特点，实现了企业排放单位碳排放数据在线监测、在线填报，碳排放报告模块化生成、碳排放数据自动存储分析等，有效提升了工作效率及专业化、信息化管理水平，为A集团碳资产管理工作提供有力抓手。

3.2.4完善碳排放原始数据库

A集团碳资产管理部自成立以来，即着手搭建相对完成的企业碳排放数据库，按照产业类型识别排放源，摸清2015年至今各单位的能源消耗及碳排放情况，定期现场碳盘查，指导碳排放监测作业，逐步搭建企业碳达峰预测模型，智能抓取企业能耗数据，核算企业碳排放量，预测行业配额量，分析碳交易市场行情等。

3.3 A集团碳排放情况分析

通过对A集团在2015年-2021年间（以下简称“研究期内”）能源消耗情况和碳排放情况的研究分析发现，若A集团在研究期内能源消耗总量为3000万吨标煤，则发电企业能源消耗量为2430万吨标煤，煤炭生产企业消耗量为330万吨标煤，分别约占总能耗的80%和10%。

若A集团在研究期内排放20000万吨二氧化碳，则发电企业排放量为6600万吨，约占总排放量的30%；煤炭生产企业排放量为12200万吨，约占总排放量的60%。

从A集团各类型企业的能源消耗结构及碳排放种类角度分析，发电企业能源消耗量占比超过集团总能耗的八成，但碳排放量只占集团总排放的三分之一，主要原因是煤炭开采、洗选、运输等过程均会导致赋存在煤层中的瓦斯(主要成分为甲烷）释放到大气，从而产生大量温室气体排放。研究期内，A集团煤炭生产企业井工开采及矿后活动中产生的温室气体逃逸排放量占据了煤炭生产企业碳排放总量的56%，其中，甲烷逃逸排放量（折合成二氧化碳当量）占温室气体逃逸排放总量的98%以上。由此看出，研究煤炭生产企业甲烷逃逸排放管控措施十分必要。

同时看到，煤电企业减排重点应放在厘清“上大压小”政策落实环境；逐渐关停“老旧高排”机组，新建“低能耗、低排放、高质量”的发电机组；打破传统煤电供应链局限性，提高燃煤效率，采用清洁能源，有效降低煤电供应链温室气体排放强度等。

4 从碳源及碳汇侧探讨碳达峰与碳中和路径

尽管一些大型煤炭、电力企业依托自身优势，逐步形成了各具特色的煤电联营发展模式，增强了能源安全保障能力，促进了资源优化配置。但是规模庞大的现存煤电机组和大量新增煤电项目增加了行业短期转型的难度，面临着严峻的减排任务。

煤电企业在国家“双碳”战略背景下求发展，需契合国家能源发展战略，坚持稳中求进工作总基调，加快构建新发展格局，以推动高质量发展为主题，以把能源饭碗牢牢地端在自己手里为目标，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，着力增强能源供应链的弹性和韧性；着力壮大清洁能源产业，加快推动发展方式绿色转型；着力推进能源产业现代化升级，充分发挥能源稳投资促增长的重要作用，实现能源更加安全、更加绿色、更加高效地发展。

因此，煤电企业要健康可持续发展，在煤电企业碳达峰即碳排放量达到饱和的前提下，还要分两步走实现碳中和，第一步降碳，第二步聚碳。

4.1建碳排放模型，预测碳达峰时间与量

从碳排放模型可以看出煤电企业两大主业煤炭和电力是其碳排放主要来源，在2030年前实现碳达峰是煤电企业当前首要任务。

4.1.1煤炭碳排放模型

煤炭生产企业的碳排放可拆解为：煤炭生产企业碳排放=井工开采甲烷逃逸排放+矿后活动甲烷逃逸排放+CO2逃逸排放+燃料燃烧排放+净购入电力、热力排放。

通过拆解排放源发现，每项排放源的影响因素都包括原煤产量，此外，井工开采甲烷逃逸排放的影响因素还包括相对瓦斯涌出量、瓦斯抽采率和瓦斯回收利用率；矿后活动甲烷逃逸排放的影响因素还包括矿后活动甲烷排放因子，该因子是由矿井瓦斯等级决定的，因此也与矿井相对瓦斯涌出量有关。CO2逃逸排放的影响因素还包括相对CO2涌出量。而燃料燃烧排放、净购入电力、热力排放等能源消耗引起的二氧化碳排放影响因素还包括单位产品能耗、能源结构。在现有矿井的地质条件维持现状不变，则相对瓦斯涌出量、相对 CO2涌出量、矿后活动甲烷排放因子均不产生变化；假设瓦斯抽采率、瓦斯回收利用率、单位产品能耗、能源结构均维持现有技术水平，则在基准线情景下，各个煤炭生产企业的碳排放量变化只与产量挂钩。

4.1.2电力碳排放模型

燃煤发电企业的碳排放可拆解为：燃煤电厂碳排放=煤电发电量×煤耗/煤电发电量×CO2排放/煤耗

通过拆解排放源，可以发现每项排放源的影响因素都包括对应类型发电量，而发电量可进一步分解为装机容量×年运行小时。此外，燃煤电厂碳排放的影响因素还包括发电煤耗，而单位煤耗碳排放均为相对常量。假设各类型电厂的发电能耗维持在当前技术水平，则在基准线情景下，各类型电厂的碳排放量变化只与对应类型发电量挂钩。

4.1.3煤电碳排放模型

煤电企业碳排放总量是煤炭与电力碳排放之和，其与煤炭原煤产量与电厂发电量成正比关系，在原煤产量和发电量完成企业发展目标的前提下，结合自身“十四五”规划，预测A集团会在2029年能实现碳达峰，契合国家2030年前实现碳达峰的目标要求。

4.2碳中和路径

4.2.1碳源侧降碳

4.2.1.1煤炭生产企业

A集团煤炭生产企业的碳排放达峰目标是在2029年，到2030年，原煤生产碳排放强度在2020年基础上下降 2.6 %左右。在实施方案上，主要包括：

一是全面建成智能化矿山。加快煤矿信息化、智能化发展趋势，以国家首批智能化示范建设煤的引领示范作用为基础，全面推进企业相关矿区以机电运输、“一通三防”、监视监控等为重点的煤矿智能化建设，改建、扩建、新建的所有矿区都为智能化矿区，各矿全面完成5G建设，此外，信息化系统项目全面上线运行，形成决策管理集约化、经营管理数字化、生产调度可视化、过程控制智能化等。

二是加快现有产业的收益回收。超前谋划发展与转型协同布局，保持煤炭行业相关企业的稳健发展，为未来煤炭行业转型与碳减排做好资金、技术、人才各方面的储备。加强煤炭生产与消费间的协调，做好整体产销计划，逐步实现以需定产，避免产能过剩问题，减少煤炭行业生产端的自我竞争。将现有及新增煤矿原煤产量控制在一定范围内，且保证此后不再增长。

三是煤炭开采绿色化。以某些成功经验如“110 工法”为参考，积极推广“110 工法”开采新技术在企业各煤矿企业的使用，极大地降低井下万吨掘进率，增加煤炭资源的回收率，增强煤矿的安全性；对现有煤矿企业综采设备进行智能化升级改造，开展各矿井提升、排水、压风、通风、瓦斯抽采、供电、注氮、井下运输等系统的改造升级；有效控制开采设备能源消耗，不断提升矿井吨煤综合能耗水平。

四是加快矿井供热系统改造升级。加快完成各矿供热系统改造升级工作，利用瓦斯氧化供热系统，建设电厂余热利用系统，建设燃气锅炉供热系统，全面降低单位供热能耗，有效降低碳排放。

五是提升瓦斯综合利用水平。通过对矿井瓦斯气源进行分级利用，扩大瓦斯利用规模和利用量，逐步实现瓦斯安全资源利用目标。

六是持续推进采煤、洗选过程中的节能降耗。推动“1.5 米直径无压三产品重介旋流器+煤泥重介+细煤泥预脱泥二次浮选+粗煤泥筛网沉降+尾煤压滤”等洗选工艺在选煤厂的使用，提高洗选煤的水平；推广变频节能技术在井下采煤系统（如采煤机、皮带输送机、矿井提升机、通风机等）中的应用，实现设备精细化管理，降低外购电使用，减少碳排放。

4.2.1.2发电企业

A集团电力板块的碳排放达峰时间为2029年，具体实施方案包括：

一是加强现役火电机组节能技改。推进煤炭清洁高效利用，优化煤炭利用结构，从淘汰落后用煤、节能技术更新、清洁利用技术改造等方面发展洁净煤技术；持续推进现有火电机组的节能技术与超低排放技术改造；加强余热利用技术，重点以电厂为热源，对周边煤矿进行供热；发展煤电热冷多联产，杜绝单一的热利用；因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用等成熟、适用的节能改造技术，从而提高煤炭利用效率，减少化石燃料燃烧二氧化碳排放，协同减少煤炭消耗总量和污染物排放。

二是优化火电现有装机结构。以大容量、高参数的先进机组逐步替代落后、高能耗的现有机组，从而提高电力板块整体发电转换效率，降低火电厂平均供电标准煤耗。

三是掺烧非煤燃料，进一步降低煤电碳排放。通过将燃煤与生物质耦合混烧进行发电，利用固体生物质燃料部分或全部代替煤炭，有效降低原有燃煤电厂的 CO2排放量；利用大容量高参数燃煤发电机组发电效率高的优势，大幅度提高生物质发电效率，节约生物质燃料资源；或利用已有的燃煤发电机组设备，只对燃料制备系统和锅炉燃烧设备进行必要的改造，也可大大降低生物质发电的投资成本。

四是加大电力行业科技创新。开展智慧电厂建设方案和技术研究：燃煤发电的高效灵活运行技术，煤与生物质、垃圾、污泥等新能源耦合发电技术，燃煤热电联产等新技术，并进行燃煤发电的高效灵活运行技术；对电厂低浓度瓦斯掺烧利用、电厂锅炉、发电机组用煤配煤标准研究，逐渐降低电力行业的碳排放。

4.2.2碳汇侧聚碳

碳中和以大气二氧化碳浓度不再增加为标志。煤电企业作为国家化石燃料消费最大的能源行业之一，很难实现绝对意义上的净零碳排放，要实现碳中和，需加快煤电与可再生能源联营发展，分步做好煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”协同发展。

4.2.2.1智能化管控企业碳资产

实现碳资产的科学化管理。通过碳资产管理信息平台，统一校核、核算和分析企业碳排放数据，开发CCER，及时掌握和填补配额缺口；稳步推进碳金融产品开发，充分发挥碳资产金融属性，获得增值收益；建立碳资产台账，合理调剂企业内部供需关系，科学制定碳资产交易计划；实现碳排放配额、CCER的统一交易，降低交易风险和履约成本，力争碳资产的增值保值。

4.2.2.2持续推进可再生能源开发

为实现能源结构转型，积极推行“两个联营”发展模式，争取将行业间竞争转化为部分内部协作问题。充分利用采矿塌陷区水域、废弃深矿坑等现有地质资源，发展“分布式光伏发电+煤矿矿井抽蓄储能”模式，实现清洁能源的高效利用和关停煤矿的二次利用。合理开发CCER项目，项目签发后用于抵消企业纳入全国碳市场范围内的碳排放，或参与碳市场交易。

4.2.2.3煤矿乏风瓦斯氧化利用

浓度高于10%的瓦斯进行回收利用发电；浓度小于10%的瓦斯，通过超低浓度瓦斯蓄热氧化技术加以利用；浓度低于1%的乏风瓦斯，通过热逆流再生氧化技术、乏风催化氧化技术加以利用。

4.2.2.4促进煤炭从能源向原料转变

突出煤炭的原料与安全应急保障属性，将煤电从基础能源转为可再生能源的备用电源，发挥“托底”作用。同时，将煤炭资源作为重要的工业原材料，基于煤炭转化技术打造定位原料与应急能源领域的新型煤炭行业。

5 结语

煤电企业介于自身行业特点，无法实现净零排放，只能实现相对零排放，在国家能源保供的大前提下，煤电企业需分步骤实现“双碳”目标，首先在契合自身企业发展的前提下保证2030年前实现碳达峰；其次是节能降碳，在保障产能的基础上降低碳排放强度；再次调整产业结构，用新能源，碳汇等技术、新方法，对冲企业排放出的CO2,达到碳排放量与碳固定量相当；最后煤电企业应把自身放入全国碳市场的大环境下，以购买某些大型新能源企业或碳汇企业碳排放权来实现自身企业的碳中和。2060年前实现碳中和，这对煤电企业而言是挑战更是机遇，把握当下，布局未来，碳中和之路任重道远。