图为华润三塘湖250兆瓦/1000兆瓦时储能项目。 受访单位供图

近日,国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》,提出到2030年,我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%。记者在能源大省陕西调研发现,在电力、油气、煤炭三个能源减碳的主战场,一系列技术创新和产业实践正在加速落地。作为国家重要的能源基地,陕西既承担着西电东送、油气保供的重任,也面临着高碳产业转型的迫切压力,其探索实践正是全国能源减碳的生动缩影。

电力:发得出、送得到、用得好

电力节能降碳,关键在于打通“发—送—用”全链条。在陕西,一场围绕这三个环节的技术实践正在展开。

8月下旬,由中国能建中电工程西北院总承包的100兆瓦线性菲涅尔光热项目完成试运行。这座电站采用熔盐储热技术,白天用反射镜将阳光汇聚加热熔盐储存热量,夜间释放热量驱动汽轮机发电,与配套光伏互补实现了24小时连续发电,突破了绿电“靠天吃饭”的限制。

把西部的绿电送到中东部用电负荷中心,是电力领域减碳最直接的路径。陕北至安徽±800千伏特高压直流输电工程已于今年6月投运。这条横跨陕豫皖三省、全长1055公里的“电力高速路”,每年将超过360亿千瓦时的电力送至江淮大地,其中新能源电量占比超过50%,相当于每年替代燃煤消耗550万吨、减排二氧化碳1420万吨。

绿电不仅要能发得出、送得到,还得用得好。

然而,风电、光伏的波动性决定了其出力并不总是与用电高峰匹配,有时供大于求造成弃风弃光,有时供不应求需要火电顶峰。如何让绿电在终端被高效、灵活地利用起来,成为减碳的关键一环。虚拟电厂正是解决这一问题的技术手段之一。在西安广林汇智能源科技有限公司,记者看到,显示屏上实时跳动着可调节容量、用电负荷等数据。作为西北地区首家参与省际调峰辅助服务的负荷聚合商,这家企业已聚合各类企业800余家,通过虚拟电厂智慧管控平台统一调度分散的用电资源和储能设备。

“虚拟电厂可以精准削减高峰负荷或释放储能电量,缓解电网短期供电压力。”华北电力大学科学技术研究院副院长彭跃辉说。数据显示,目前,陕西省虚拟电厂管理平台已接入21家虚拟电厂,聚合312户市场化用户,可调资源155.8万千瓦,规模相当于一座大型火电厂,每年可减少碳排放约728万吨。

电力领域要实现节能降碳,不仅需要调度手段,还要有存储能力。北京海博思创科技股份有限公司参与建设的华润三塘湖250兆瓦/1000兆瓦时储能项目,年充放绿电3.5亿千瓦时,相当于把原本可能因电网调节能力不足而“弃掉”的风电,通过存储转化成了稳定可用的清洁电力,每年减碳约30万吨。

虽然电力领域节能降碳取得了一定成效,但在实际运行中仍面临不少堵点。受访专家直言,虚拟电厂在跨省注册流程、各地接入规范统一、省间交易等方面仍有待突破,储能项目也面临“建而不用”的现实困境。国网陕西省电力有限公司相关负责人建议,应进一步完善新型主体参与市场的规则体系,简化分散资源的入市流程,建立更加灵活的价格信号传导机制,才能让绿电从“发得出、送得到”真正走向“调得稳、用得好”。

油气:“两条腿”实现减碳增效

2025年1月1日,能源法正式施行,明确提出加快构建碳排放总量和强度双控制度体系。对于石油化工企业来说,碳排放正在从一项环保指标变成真实的成本约束——碳配额交易价格逐步走高,谁排放得多,谁就要真金白银地掏钱。

面对这种成本压力,企业必须找到既减碳又不伤效益的路径。陕西延长石油(集团)有限责任公司(以下简称“延长石油”)给出的答案是用“两条腿”实现减碳增效。

第一条腿是“减油增化”——从源头减少碳排放。在延安洛川,千万吨级炼化一体化项目正在推进纳规核准,产出高端聚烯烃、α-烯烃、POE等高端化工品。与之形成对照的是,分布在洛川、永坪、靖边的5套落后常压装置、共计1240万吨/年炼油产能将陆续关停淘汰。这一“增”一“减”之间,成品油年产量将从1200万吨压减至900多万吨,化工品产量大幅增加,碳排放强度随之降低。

第二条腿是CCUS,即二氧化碳捕集、利用与封存。简单说,就是把煤化工排放的二氧化碳捕集起来,通过管道输送至油田,注入地下油藏驱油增产,同时实现碳封存。

2007年起,延长石油从一口井、一吨碳起步,逐步打通了捕集、输送、驱油、封存全链条。目前,延长石油已建成30万吨捕集和41万吨注入能力,累计注入二氧化碳超50万吨,示范区采收率在注水驱油基础上提升8个百分点。

中国工程院院士、延长石油首席科学家王香增介绍,企业在陕北的4个煤化工园区和12个低渗致密油田同处一地,排放源与封存地高度重合,捕集成本约105元每吨,远低于电力、水泥等行业200至600元每吨的水平。

不过,CCUS距离规模化商业推广仍有距离。全链条综合成本仍超300元每吨,而当前碳市场收盘价约97元每吨,减排收益远低于投入成本。同时,监测、核算等核心技术仍需攻关,全链条规范和标准体系亟待建立。

对此,业界普遍期待CCUS尽快纳入国家核证自愿减排量体系,让减排价值成为可交易的绿色资产。

煤炭:推动全生命周期清洁化

煤炭领域的节能降碳,路径集中在两个层面:一是让烧煤更高效,通过火电机组升级和控制系统智能化,把每一吨煤的热值榨干用尽;二是让废料变资源,把矸石、瓦斯、矿井水等伴生物从环境负担转化为可利用的能源或材料。在陕西,这两条路径正在同步推进。

在陕西彬州,世界首台660兆瓦超超临界循环流化床示范机组自2024年11月投运以来,累计发电量已突破20亿千瓦时。该项目供电煤耗每千瓦时可减少煤耗19克,年节约标准煤约5.32万吨。

在火电机组效率提升的同时,控制系统的优化也在挖掘更多降碳空间。和利时科技集团有限公司(以下简称“和利时”)工业AI副总裁李昱介绍,在煤炭生产过程中,控制系统正在改变粗放式的用能习惯——主运皮带根据煤量自动调速,通风系统按需供风,排水泵在电价低谷时段集中运行。在和利时陕西榆林的煤矿AI智能化升级项目中,锅炉、公用辅助系统的自动投入率超过95%,吨汽煤耗降低0.8%。

伴生资源的综合利用则是煤炭产业的另一条减碳路径。陕西煤业化工集团有限责任公司(以下简称“陕煤集团”)在彬长矿区建成井下矸石就地充填系统,通过“破碎制浆—高压泵送—采空区充填”全流程闭环,将矸石与矿井水配比成浆体精准注入采空区。矸石不出井、不上山,既避免了地面堆存自燃产生的二氧化碳和甲烷排放,又省去了长距离运输的能耗。这一技术已在山东济宁、安徽淮北等10余个大型矿区推广应用,累计无害化处理矸石、粉煤灰等矿山固废1108万吨,盘活压煤921万吨。

陕煤集团还在多个矿区推进能源系统改造。在彬长矿区,瓦斯被全量收集用于发电供热,替代了燃煤锅炉。在西卓煤矿,以井下地热替代供暖,配合瓦斯发电和光伏绿电,形成矿区清洁用能的闭环,每年节约标准煤约1.2万吨,减排二氧化碳3.12万吨。在龙华矿区,采煤沉陷区上立起光伏板,板下种植耐阴作物,一块地同时产出绿电和农产品,发电收益反哺生态修复,形成发电、农业、治理协同推进的格局。

当前,煤炭领域正在形成一条从生产到治理的完整减碳链条。但这条链条上的环节还没有全部打通。我国煤炭开采、洗选环节的电力用能占比约60%,新能源替代比例仍有提升空间,部分矿区的采掘运输设备、供暖制冷设施仍依赖传统化石燃料驱动。李昱表示,技术已经具备条件,难点在于如何从单个矿区的实践转化为全行业可复制的标准方案,这需要标准、核算和激励机制的系统性突破。