中石化經研院的“減煤、控油、增氣、強非”思考

高歌2021-12-29 19:35

經濟觀察網 記者 高歌 12月29日,在2022中國能源化工產業發展論壇上,中國石化集團經濟技術研究院有限公司產業發展研究所分享有關“雙碳”目標下能源行業發展路徑的思考,提煉出保障供應、提升能效、調整結構和培育新機四個關鍵詞。

中國油氣對外依存度在一定時期內都將保持在較高的水平。中國石化集團經濟技術研究院有限公司產業發展研究所所長助理劉紅光表示,預計原油對外依存度2050年前都將在50%以上,天然氣對外依存度2055年前都將在40%以上,因此需要以保證供應為最基本的要求,防范風險、安全降碳。

在保障供應方面,首先需要持續加大勘探開發力度,提升自主供應和保障的能力,原油力爭穩定在2億噸水平,遠期控制緩慢下降,天然氣需要實現產量的倍增,力爭達到3600億方的峰值水平。

其次,需要將加強油氣儲備建設及動用的能力,一方面是要夯實原油儲備建設已取得成果和基礎,另外一方面還是要高度重視天然氣的供應安全,尤其是今年來歐洲天然氣市場的現象已經敲響警鐘,接下來要進一步加大天然氣儲備調峰能力的建設。

今年9月,國家糧食和物資儲備局首次以輪換方式分期分批組織投放國家儲備原油,主要面向國內煉化一體化企業投放,用于緩解生產型企業的原材料價格上漲壓力。劉紅光表示,這對于平抑油價起到很大作用,接下來在戰術上則需用好儲備,繼續探索成熟有效的儲備動用機制。

在多舉措降低資源獲取成本上,劉紅光認為其中的重點是天然氣,需要科學引導國內天然氣的需求預期,來降低國際市場震蕩和貿易行為對地區價格的過度影響,同時發揮好交易中心的作用,縮窄天然氣進口成本與國內煤炭、油品等轉換能源之間的價差。

在保證供應的基礎上,還需要做到提升能效,這一方面可以降耗降本,也可促進減碳,兼具經濟效益和環境效益。需要看到的是,在近中期,尤其是碳達峰期,各類顛覆性簡單技術還難以快速成熟,因而能效提升將會在這個階段承擔起減碳的主要責任。

經過中國石化集團經濟技術研究院有限公司產業發展研究所的測算,從經濟效益來看,能效每提升1%可以節約直接用能成本上千億元、間接用能成本數千億元;環境效益方面,能源每提升1%,現階段能夠降低1億噸二氧化碳排放量。

根據該單位對2030年中國煉化產業碳排放壓減量構成的測算,可以了解到,能效提升帶來的壓減量占比達到78%,遠超能源結構調整(8%)、外購能源低碳化(8%)、CCUS(3%)和綠氫替代的占比(3%)。

調整能源結構方面,基于現狀,產業發展研究所列出四項工作:減煤、控油、增氣、強非。其中每個階段的側重點都有所區別,總體原則仍是,先立后破,穩妥推動。

煤炭是能源安全的壓艙石,減煤需要平衡好安全降碳和經濟發展等多方面的目標,需要從易到難循序漸進。根據產業發展研究所的分析,易壓減量約為24.5億噸,主要覆蓋發電與供熱(22.1億噸)、工業低熱燃料(1.1億噸)以及居民等其他行業(1.3億噸),總體占煤炭消費總量的6成左右;難壓減部分,主要是工業高熱燃料,包括水泥、鋼鐵和有色等領域,約為3.8億噸,煤化工、煉焦等行業約有9.5億噸,加之其他領域的2.4億噸,總計約為15.7億噸。

有關減煤路徑及節奏,劉紅光建議,近期需嚴格控煤,重點要穩妥推進氣代煤和綠電代煤,力爭在“十四五”時期煤炭消費達峰,“十五五”進入下行通道;中期需要加速減煤,包括制造業用煤和發電用煤的同步下降,其中制造業用煤涉及高耗能工業項目的規模大自然收縮以及工業領域用能結構的調整,發電用煤減量則是由于煤電機組的逐步退役或轉為調峰機組,這一階段的末期預計會在2050年左右;遠期則需深度去煤,重點是工業領域的深度脫碳,在2060年保留極難壓減和安全所需的用煤量,大概會有2億多噸。

再看控油,產業發展研究所認為仍需堅持“減油增化”,這是市場趨勢和減碳目標的共同要求。目前中國的煉油產能利用率不到80%,處于較為嚴重的過剩狀態,需控制煉油以及成品油的出口規模;同時經濟產業的發展以及居民生活的需求對于優質化工產品的增長留有很大的空間。

12月8—10日舉行的中央經濟工作會議提出,新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制。劉紅光認為“減油增化”能夠起到的降低全生命周期碳排放的作用即可體現上述要求的內涵。

根據測算,煉化企業生產化工產品會增加自身的碳排放,但是可為全社會降低碳排放作出貢獻:汽煤柴潤油品總收率每減少1%,化工用輕質油氣比例每調高1%,相當于生產化工產品會增加碳排放0.5%—0.9%,同時化工產品固碳1.2%—1.5%,總體碳排放量仍是降低的。

有關增氣,劉紅光提出,即便今年全國碳市場建立,且其未來的覆蓋面還將繼續擴大,但碳市場目前僅可實現部分環境成本的內部化,天然氣的清潔能源屬性仍需價格成本的降低和鼓勵政策的加持。

“天然氣在化石能源中較為清潔,相比可再生能源又更加可靠,具有較好的環境效益,在近幾年也取得了非??焖俚脑鲩L,但其中政策托舉的作用仍為主導,因為天然氣成本是煤炭的2—3倍,因而天然氣的環境效益沒能實現完全的內部化。”劉紅光表示:“根據我們的分析,假設煤炭價格800元每噸,天然氣價格為3元每方,要實現終端用氣和用煤的等價,需要碳價升高到1150元每噸的水平,這在近期來看顯然是不可能的。”

12月29日,全國碳市場碳排放配額(CEA)掛牌協議交易成交量1,048,544噸,成交額59,388,506.55元,開盤價54.50元/噸,最高價56.86元/噸,最低價54.50元/噸,收盤價56.64元/噸,較前一日上漲9.58%。

調結構的最后一個方面是“強非”,在現階段非化石能源的規模已經達到非常大的水平,需要增強的是其安全性和穩定性。

綜合宏觀指標,劉紅光表示,“十三五”時期中國年均用電量增速為6.1%,名義裝機增速為7.4%,實現了供需協調同步增長,且保持了供略大于需的良好局面。但需要看到的是,風光的可用裝機容量僅為名義裝機容量的20%左右,折合成可用裝機容量,“十三五”時期實際可用裝機增速為5%,明顯低于同時期的用電增速。這也解釋了為什么在用電緊張的情況下,會出現用電短缺的現象。

因此,對于可再生能源的關注要從電力轉向電量,其中的關鍵因素之一是儲能。今年發改委出臺了加快推動新型儲能發展的指導意見,提出到2025年實現抽水蓄能以外的新型儲能裝機規模要達到30GW以上??紤]接下來風電光伏的快速發展,劉紅光認為實際的需求量可能會高于這一目標。

根據產業發展研究所的計算,假設2030年風電光伏的裝機容量達到1600GW或以上,以儲新比為13%的水平測算,新型儲能裝機扣除抽蓄要達到100GW以上,明顯高于上述已經提出的要求。

培育新機會主要是指地質封存和化學轉化的技術優勢,主要為全社會提供減碳的兜底保障。上游涉及碳捕集,下游主要包括地質封存和化學轉化。從目前到2035年,產業鏈上游主要以燃煤發電領域為主,工業領域囿于對成本敏感性較高且排放源分散,因而覆蓋較慢;下游目前部分EOR項目可盈利,但CCS和CCUS尚不具經濟性,仍在探索過程中。

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