中石化经研院的“减煤、控油、增气、强非”思考

高歌 12月29日，在2022中国能源化工产业发展论坛上，中国石化集团经济技术研究院有限公司产业发展研究所分享有关“双碳”目标下能源行业发展路径的思考，提炼出保障供应、提升能效、调整结构和培育新机四个关键词。

中国油气对外依存度在一定时期内都将保持在较高的水平。中国石化集团经济技术研究院有限公司产业发展研究所所长助理刘红光表示，预计原油对外依存度2050年前都将在50%以上，天然气对外依存度2055年前都将在40%以上，因此需要以保证供应为最基本的要求，防范风险、安全降碳。

在保障供应方面，首先需要持续加大勘探开发力度，提升自主供应和保障的能力，原油力争稳定在2亿吨水平，远期控制缓慢下降，天然气需要实现产量的倍增，力争达到3600亿方的峰值水平。

其次，需要将加强油气储备建设及动用的能力，一方面是要夯实原油储备建设已取得成果和基础，另外一方面还是要高度重视天然气的供应安全，尤其是今年来欧洲天然气市场的现象已经敲响警钟，接下来要进一步加大天然气储备调峰能力的建设。

今年9月，国家粮食和物资储备局首次以轮换方式分期分批组织投放国家储备原油，主要面向国内炼化一体化企业投放，用于缓解生产型企业的原材料价格上涨压力。刘红光表示，这对于平抑油价起到很大作用，接下来在战术上则需用好储备，继续探索成熟有效的储备动用机制。

在多举措降低资源获取成本上，刘红光认为其中的重点是天然气，需要科学引导国内天然气的需求预期，来降低国际市场震荡和贸易行为对地区价格的过度影响，同时发挥好交易中心的作用，缩窄天然气进口成本与国内煤炭、油品等转换能源之间的价差。

在保证供应的基础上，还需要做到提升能效，这一方面可以降耗降本，也可促进减碳，兼具经济效益和环境效益。需要看到的是，在近中期，尤其是碳达峰期，各类颠覆性简单技术还难以快速成熟，因而能效提升将会在这个阶段承担起减碳的主要责任。

经过中国石化集团经济技术研究院有限公司产业发展研究所的测算，从经济效益来看，能效每提升1%可以节约直接用能成本上千亿元、间接用能成本数千亿元；环境效益方面，能源每提升1%，现阶段能够降低1亿吨二氧化碳排放量。

根据该单位对2030年中国炼化产业碳排放压减量构成的测算，可以了解到，能效提升带来的压减量占比达到78%，远超能源结构调整（8%）、外购能源低碳化（8%）、CCUS（3%）和绿氢替代的占比（3%）。

调整能源结构方面，基于现状，产业发展研究所列出四项工作：减煤、控油、增气、强非。其中每个阶段的侧重点都有所区别，总体原则仍是，先立后破，稳妥推动。

煤炭是能源安全的压舱石，减煤需要平衡好安全降碳和经济发展等多方面的目标，需要从易到难循序渐进。根据产业发展研究所的分析，易压减量约为24.5亿吨，主要覆盖发电与供热（22.1亿吨）、工业低热燃料（1.1亿吨）以及居民等其他行业（1.3亿吨），总体占煤炭消费总量的6成左右；难压减部分，主要是工业高热燃料，包括水泥、钢铁和有色等领域，约为3.8亿吨，煤化工、炼焦等行业约有9.5亿吨，加之其他领域的2.4亿吨，总计约为15.7亿吨。

有关减煤路径及节奏，刘红光建议，近期需严格控煤，重点要稳妥推进气代煤和绿电代煤，力争在“十四五”时期煤炭消费达峰，“十五五”进入下行通道；中期需要加速减煤，包括制造业用煤和发电用煤的同步下降，其中制造业用煤涉及高耗能工业项目的规模大自然收缩以及工业领域用能结构的调整，发电用煤减量则是由于煤电机组的逐步退役或转为调峰机组，这一阶段的末期预计会在2050年左右；远期则需深度去煤，重点是工业领域的深度脱碳，在2060年保留极难压减和安全所需的用煤量，大概会有2亿多吨。

再看控油，产业发展研究所认为仍需坚持“减油增化”，这是市场趋势和减碳目标的共同要求。目前中国的炼油产能利用率不到80%，处于较为严重的过剩状态，需控制炼油以及成品油的出口规模；同时经济产业的发展以及居民生活的需求对于优质化工产品的增长留有很大的空间。

12月8—10日举行的中央经济工作会议提出，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。刘红光认为“减油增化”能够起到的降低全生命周期碳排放的作用即可体现上述要求的内涵。

根据测算，炼化企业生产化工产品会增加自身的碳排放，但是可为全社会降低碳排放作出贡献：汽煤柴润油品总收率每减少1%，化工用轻质油气比例每调高1%，相当于生产化工产品会增加碳排放0.5%—0.9%，同时化工产品固碳1.2%—1.5%，总体碳排放量仍是降低的。

有关增气，刘红光提出，即便今年全国碳市场建立，且其未来的覆盖面还将继续扩大，但碳市场目前仅可实现部分环境成本的内部化，天然气的清洁能源属性仍需价格成本的降低和鼓励政策的加持。

“天然气在化石能源中较为清洁，相比可再生能源又更加可靠，具有较好的环境效益，在近几年也取得了非常快速的增长，但其中政策托举的作用仍为主导，因为天然气成本是煤炭的2—3倍，因而天然气的环境效益没能实现完全的内部化。”刘红光表示：“根据我们的分析，假设煤炭价格800元每吨，天然气价格为3元每方，要实现终端用气和用煤的等价，需要碳价升高到1150元每吨的水平，这在近期来看显然是不可能的。”

12月29日，全国碳市场碳排放配额（CEA）挂牌协议交易成交量1,048,544吨，成交额59,388,506.55元，开盘价54.50元/吨，最高价56.86元/吨，最低价54.50元/吨，收盘价56.64元/吨，较前一日上涨9.58%。

调结构的最后一个方面是“强非”，在现阶段非化石能源的规模已经达到非常大的水平，需要增强的是其安全性和稳定性。

综合宏观指标，刘红光表示，“十三五”时期中国年均用电量增速为6.1%，名义装机增速为7.4%，实现了供需协调同步增长，且保持了供略大于需的良好局面。但需要看到的是，风光的可用装机容量仅为名义装机容量的20%左右，折合成可用装机容量，“十三五”时期实际可用装机增速为5%，明显低于同时期的用电增速。这也解释了为什么在用电紧张的情况下，会出现用电短缺的现象。

因此，对于可再生能源的关注要从电力转向电量，其中的关键因素之一是储能。今年发改委出台了加快推动新型储能发展的指导意见，提出到2025年实现抽水蓄能以外的新型储能装机规模要达到30GW以上。考虑接下来风电光伏的快速发展，刘红光认为实际的需求量可能会高于这一目标。

根据产业发展研究所的计算，假设2030年风电光伏的装机容量达到1600GW或以上，以储新比为13%的水平测算，新型储能装机扣除抽蓄要达到100GW以上，明显高于上述已经提出的要求。

培育新机会主要是指地质封存和化学转化的技术优势，主要为全社会提供减碳的兜底保障。上游涉及碳捕集，下游主要包括地质封存和化学转化。从目前到2035年，产业链上游主要以燃煤发电领域为主，工业领域囿于对成本敏感性较高且排放源分散，因而覆盖较慢；下游目前部分EOR项目可盈利，但CCS和CCUS尚不具经济性，仍在探索过程中。

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