来源：【人民日报中央厨房-能言善道工作室】

能源转型离不开煤炭与新能源的优化组合、融合发展。伴随可再生能源发电装机不断增长，煤电调峰任务艰巨，助力新能源消纳的同时，发电成本和排放也同步提高，如何算清这笔账仍是待解之题。此外，当前煤与新能源的深度耦合利用正处于探索阶段，煤电与新能源发电协同发展，以及产炭不排碳、无煤煤化工等新尝试也在不断涌现。

主体能源并未改变

中国工程院院士王双明指出，我国新能源资源类型齐全、理论总量丰富，但产能利用率不高。2023年，全国6000千瓦及以上电厂光伏设备利用1286小时；1—11月全国风电设备平均利用2029小时。“相比之下，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3592小时，可见风光发电利用时长并未达到平均水平。”

据《中国能源报》记者了解，多重因素导致新能源现阶段消费贡献较少。“尽管非化石能源在我国一次能源消费中的占比逐年上升，但2023年仅占17.6%。若按2011年到2021年新能源在在一次能源消费中的占比增速推算，约40年后，非化石能源的消费占比才能达到50%以上。”王双明表示。

“规模大、产出低、贡献少”是新能源当前的特征。从全球范围看，新能源间断性、波动性问题在技术上仍难以解决。”王双明指出，2021年，化石能源在全球能源消费中的占比仍超80%，煤电依然是全球电力的主力军。“‘煤油气’发电占总发电量比重大于60%，其中煤炭大于36%，煤炭依然是世界主体能源。”

中国工程院院士王国法表示，能源可靠稳定供给是能源转型的前提，煤炭是可以实现安全高效开采与清洁低碳利用的最安全、最经济的能源，能源转型需适应煤炭与新能源的优化组合、融合发展要求。

王国法指出，当前新能源规模发展正面临诸多技术和经济局限，其增加了电力系统对灵活调节资源的需求，煤电调峰作用更凸显。

不过王双明也表示，煤电调峰任务的加强，也带来煤耗和成本难题。“以一座60万千瓦煤电机组为例，若将功率调到30万千瓦，空出其余30万千瓦消纳新能源发电，那么机组度电煤耗就要从约300克增至320克。如果功率调至20万千瓦，煤耗则会进一步增至360克左右。一边是消纳新能源，另一边是发电成本和排放增加，是损是益，这笔账目前很难算清。”

持续探索耦合发展

王国法认为，当前煤炭与新能源协同耦合更多体现在电力方面。“深度耦合利用技术仍处于探索阶段，化学转化、电力、热力等形式亟待开展，新能源制氢与煤转化过程耦合、生物质能与煤共转化等多项深度耦合技术仍需攻关。”

近年来，多家煤炭企业持续探索煤与电，煤电与新能源协同耦合发展。

山东能源集团副总经理张若祥介绍：“山东能源集团新产业三年间从无到有，现运、在建、筹备装机容量已达1211万千瓦。在山东主导开发渤中海上风电资源，一期90万千瓦A风场成为我国‘十四五’五大海上风电基地最大规模全容量并网项目。”

围绕煤电化氢耦合发展，中国中煤集团副总经理、总工程师马世志表示，“两个联营”机制带动下，我国新型能源供应体系正在形成。“通过煤、电联营，破解煤电博弈，对冲煤炭煤电市场周期性波动风险；通过煤电与可再生能源联营，以及煤电化氢多元耦合模式，形成碳排放对冲机制。”

“现有煤化工主要工序分为气化、变换、合成三个步骤，少煤化工主要解决变换过程中氢的来源问题。通过新能源制氢，补充取代高排放的煤制氢，使煤化工实现二氧化碳近零排放，提高煤炭使用效率。无煤煤化工则是通过二氧化碳捕集与生物质等碳源提取，取代煤炭中的碳元素，与新能源制氢合成化工产品。”马世志表示，近年一批重大示范工程落地内蒙古鄂尔多斯和山西朔州的现代煤化工基地，一条产炭不排碳、无煤煤化工的路径逐渐明晰。

编辑：李慧颖

审核：张鹏

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