解决中国能源供应的关键还是煤
解决中国能源供应的关键还是煤
steve_yuhuang
本人从事石油工业超过三十年，石油工程硕士、工商管理硕士，教授级高级经济师、高级工程师。给国企、民企、上市公司打过工，干技术出身，对石油经济有一定研究和特殊见解，在国际石油资产和公司并购方面具有丰富经验
自从2020年9月22日，习近平主席在75届联大一般性辩论会上提出中国的“双碳”目标以来，国内外专家及各能源公司立即表态支持，并制定了各自的路线图和时间表。总体来看，把太阳能、风能等可再生能源以及氢能作为未来的主要发展方向，把传统化石能源产业作为夕阳行业，连石油、煤炭等能源公司自己都在“唾弃”自己的主业、转向可再生能源产业的趋势。这些除了所谓政治正确以外，并不现实，也不是最优选择。
就目前各方面提出的“碳中和”路线图来看，都没有充分考虑以下基本事实：
一是中国是全球最大的能源消费体，2 021 年占全球总的能源消费量的 26.5% ，是排在第二的美国的1.7倍， 是整个欧洲能源消费总量的1 .9 倍 ；
二是中国是全球第一制造业大国，制造业传统上都是依赖一次能源，很多工艺上难以改造成依赖二次能源——电，也就是说制造业对一次能源消费具有极强的消费惯性；
三是近十年来，中国在可再生能源方面投资超过9 000 亿美元，补贴超过5 000 亿元。2 021 年底可再生能源发电装机能力已经超过煤电装机能力，但发电量却只有火电的5 0% 、占全国总发电量的1 /3 ，其中拿到投资和补贴最大的光伏和风电的发电量只占全国总发电量的1 1.3% ，占再生能源总发电量的1 /3;
四是光伏、风能具有很强的地域性和时空不连续性。平价上网其实是个伪命题，关键是谁来承担长距离输电成本和线损、季节性和昼夜不均衡保供和调峰的成本，肯定不能由终端用户，只能由发电企业承担，输电、保供和调峰所产生的的成本是发电成本的数倍。因此，光伏、风能最适合就地消化，也就是分布式能源，不可能成为未来的主力能源。
五是中国一次能源消费结构中，化石能源占比一直在8 0% 以上，2 020 年中国化石能源消费占比为8 4.1% （主要是煤炭占5 6.6% ），光伏、风能只占4 .4% ，其他清洁能源如水力、核能以及生物质能源等占了1 1.5% 。中国能源消费中终端能源消费占8 0% 左右，而三种化石能源占终端能源消费的2 /3 ，用于工业的终端能源消费一直占总的终端能源消费的2/3左右，这是中国制造业大国的产业结构所决定的。工业生产技术具有明显的高碳消费特征，也就是说制造业对化石能源消费具有较强的消费惯性。
六是中国已探明的能源矿产中，煤炭占9 1.3% ，占绝对统治地位，中国煤炭总资源量达5 .9 万亿吨，探明率只有3 .62% 。现有探明的煤炭储量只是埋深少于1 000 米的部分，大部分在是深层超过1 000 米的地层中。
七是能源和粮食安全是国家基础安全，必须立足本国。中国能源资源丰富，尤其是煤炭资源潜力巨大，煤炭才是中国能源的“压舱石”。2 022 年俄乌战争给欧洲带来前所未有的能源危机，最主要的是欧洲去掉了本土煤炭资源的利用，而过分依赖俄罗斯的石油和天然气，俄乌战争导致供应中断，这是一个非常沉重的教训。
因此，煤炭才是解决中国能源供应的关键。当然，煤炭也是造成中国碳排放巨大的主要原因。要解决煤炭作为主要能源的问题，除了煤炭的清洁化利用，还有就是从源头上解决煤炭清洁化开采。
本文试图从分析中国能源消费结构、煤炭资源利用现状出发，提出改变煤炭开采方式，即由井工开采也就是物理开采变成化学开采，从源头上解决煤炭的清洁化利用难题。
一、 中国能源生产及消费结构分析
（一）中国是全球最大的能源消费体
据《bp 世界能源统计年鉴》（2022 年版），全球8大主要经济体，能源消费总量占全球的73.7%。2 021 年中国能源总消费量为 157.65 艾焦（相当于5 2.4 亿吨标煤），占全球总的能源消费量的 26.5% ，为全球第一大能源消费大国；排在第二的是美国，其能源消费总量为 92.97 艾焦（全球占比1 5.6% ）。中国能源消费总量是美国的1 .7 倍，是整个欧洲能源消费总量的1.9倍。在各种能源品种的消费上，中国煤炭消费占全球煤炭总消费量的53.8%，超过一半，处于无可撼动的绝对地位；石油消费占全球的16.6%，排第二；天然气消费占9.4%，排第四位；核电占14.6%，排第三；水电占30.4%，排第一；可再生能源占28.4%，排第一。
（二） 中国能源生产结构
2 012 - 2021 年的十年间，煤炭基本维持在年产4 0 亿吨左右，石油维持在2亿吨左右，但2 021 年天然气产量比2 012 年增加了 87.8% ，2 021 年发电量比2 012 年增加了 71.1% 。能源生产朝清洁化更进了一步。
不同品种能源占比呈现不同趋势。原煤生产占比持续下降， 2021年较 2012 年下降 9.2 个百分点。原油生产总量占比持续下降， 2021 年较 2012 年下降 1.9 个百分点。天然气生产2021 年较 2012 年提升 2 个百分点，水电、核电、风电等一次电力生产占比大幅提升， 2021 年较 2012 年提升 8.5个百分点。
（三）中国一次能源消费
2 021 年，中国一次能源消费总量5 2.4 亿吨标煤，其中煤炭占5 6% ，石油占1 8.5% ，天然气占8 .9% ，非化石能源占1 6.6% 。
2 012 - 2021 年间，煤炭消费总量没有太大变化，只增加了 5.1% ，而石油消费增加了 48.8% ，天然气更是翻倍、增加了 145.8% ，电力增加了 70.9% 。
从消费占比来看，煤炭消费占比下降了1 2.5 个百分点，而石油增加了1 .5 个百分点、天然气增加了4 .1 个百分点，一次电力等增加了6 .9 个百分点。
（四）中国终端能源消费
电力用能实际占比不足中国能源消费量的一半。2020年，中国以发电耗煤法计算的能源消费总量约在49.83亿吨标准煤左右，同期电力消费量约为7.76万亿千瓦时（能源统计年鉴口径）；根据2020年版的折煤标准系数计算，电力消费约合22.26亿吨标准煤，占能源消费总量的45.60%。同期以电热当量法计算的电力消费占比约20.93%（二者间的差异实际表明了发电效率偏低）。无论以何种口径计算，三大化石能源在电力系统之外的消费量实际均大于电力系统之内。
2 020 年，中国终端能源消费量3 6.03 亿吨标煤（按电热当量法，占总能源消费量的7 9.07% ），是2 000 年（1 0.6 亿吨标煤）的3 .23 倍。2 0 年来，分行业用能结构基本没变，分品种用能结构显著调整。
三大化石能源在工业、交通、建筑领域的需求短期恐难替代。除发电外，煤炭、石油的主要需求分别在工业及交通领域，天然气在工业及建筑领域也有一定使用。三大化石能源除石油需求通过交通领域油改电可小幅下降外，其余需求短期内恐难替代，且随着经济发展可能进一步扩张。
2 020 年，化石能源直接用于终端消费占比67.3%，其中煤炭占32.9%、石油占25.1%、天然气占9.3%。 用于工业的终端能源消费一直占总的终端能源消费的2 /3 左右，这是中国制造业大国的产业结构所决定的。作为“世界工厂” ， 中国生产了全球一半以上的钢铁与水泥 ， 工业生产技术具有明显的高碳消费特征，也就是说制造业对化石能源消费具有极强的消费惯性 。
（五）主要能源品种对外依存情况
中国主要能源品种进口情况见下表：
2021年中国总的能源对外依存度是21.32%，对外依存度严重的是石油，2021年进口占比达72.06%，其次是天然气，2021年达44.66%。
（六）对中国能源消费结构的几点认识
通过以上分析，可以得出以下几点认识：
一是中国是全球最大的能源消费体，2021年占全球总的能源消费量的26.5%，是排在第二的美国的1.7倍，是整个欧洲能源消费总量的1.9倍；
二是中国一次能源消费构成中，严重依赖化石能源，2 012 年至2 021 年十年间，化石能源占比一直在8 0% 以上。
三是中国终端能源消费量占总能源消费量接近8 0% ，化石能源直接用于终端消费占比67.3%，其中煤炭占32.9%、石油占25.1%、天然气占9.3%。 用于工业的终端能源消费一直占总的终端能源消费的2/3左右，这是中国制造业大国的产业结构所决定的。工业生产技术具有明显的高碳消费特征，也就是说制造业对化石能源消费具有较强的消费惯性。
四是中国能源自给率接近8 0% ，主要是石油和天然气严重依赖进口，2 021 年对外依存度为2 1.32% 。2017年起，石油对外依存度超过70%，2 021 年对外依存度为7 2% ；天然气对外依存度自2 018 年以来一直在4 0% 以上， 2021 年对外依存度4 5% 。
二、可再生能源难以成为主力能源
（一）可再生能源产业发展迅速
中国自 2006 年起对可再生能源发电实行补贴。财政部指出， 2012 年至 2020 年 10 月期间， 可再生能源发电的补贴资金累计已超过 5,000 亿元。由于水电的上网价格普遍低于火电， 因此风电和光伏太阳能发电项目成为了国家补贴的主要拨付对象。
在强大的政策支持和财政补贴鼓励下，过去10年间里，中国已经成为全球可再生能源领域的最大投资国。据联合国环境规划署发布的《2019可再生能源投资全球趋势》的分析报告称，从2010-2019年上半年，中国以7580亿美元的投资额位居榜首，到2 021 年底累计超过9 000 亿美元 （合6万亿元人民币） 。
2 012 - 2021 年十年间，可再生能源电源投资占全部电源投资的8 0% 左右，风电投资占的比例最高，2020、2021 年风电投资占电源总投资的比重分别为 50.1%、44.8%。
2012-2021 年分类型电源投资
2021 年，全国电力投资 10481 亿元，非化石能源发电投资占电源投资比重达到 88.6%。其中，水电投资 988 亿元；核电投资 538 亿元，；风电投资 2478 亿元。
在政策和投资的支持下，非化石能源总装机规模已经超过煤电。截至 2021 年底，全国发电装机容量约 23.8 亿千瓦，全国全口径火电装机容量 13.0 亿千瓦，其中，煤电 11.1 亿千瓦，占总发电装机容量的比重为 46.7%。2021 年全口径非化石能源装机达 11.2 亿千瓦，占总发电装机容量比重为 47%，首次超过煤电装机规模。水电、风电、太阳能发电装机均突破 3 亿千瓦。其中，水电装机容量 3.9 亿千瓦（常规水电 3.5亿千瓦，抽水蓄能 3639 万千瓦）；风电 3.3 亿千瓦（陆上 3.0 亿千瓦，海上 2639万千瓦）；太阳能发电装机 3.1 亿千瓦（集中式 2.0 亿千瓦，分布式 1.1 亿千瓦，光热 57 万千瓦）。核电 5326 万千瓦。生物质发电 3798 万千瓦。
2012-2021 年全国电力装机结构
非化石能源发电装机结构
（二） 可再生能源发电装机与发电能力不匹配
下表2021 年中国各种电源发电装机能力和发电量对比，可以看出：火电（含煤电和气电）装机能力占5 4.5% ，发电量占了6 6.7% ；非化石能源发电装机占4 5.5% ，而发电量只占3 3.3% ，其中水电、核电和生物质发电装机能力占1 8.6% ，但发电量占2 2% ，跟火电一样发电量占比超过装机能力占比，拖后腿的是风电和太阳能发电装机能力占2 6.8% ，而发电量只占1 1.3% 。
2012-2021 年不同电源发电设备利用小时数
（三）非化石能源的自然禀赋决定了其规模和利用水平
1 . 风光资源丰富，但地域和时空分布不均衡
中国西北、东北和华北地区（即“三北”地区）拥有丰富的风、光资源，中国的电力负荷中心位于中东部省份。
（1）地域不均衡
中国“三北”地区风光资源丰富，常规能源也丰富，但其经济发展水平较低，用能也较少，大部分能源需要外输至东部发达地区，成本较高，线损也大，尤其是风光能源的不稳定性，技术难度也很大。
中国光伏装机集中在以大型地面电站为主的西北和以分布式为主的华东、 华北地区。
中国陆上风能资源主要分布在东北、 华北、 西北地区， “三北”地区风能资源量占全国90%以上， 海上风能资源主要分布在东南沿海。
（2）季节不均衡
以风光为代表的可再生能源最大特点是发电出力不稳定，且与用电需求存在明显错配。因此，随着可再生能源发电占比的不断提升，电网面临的跨季保供和日内调峰需求都将不断增大。
从年内维度看，用电需求为冬夏高、春秋低；而光伏发电通常是春秋高、冬夏低（夏季虽阳光充足，但气温高、湿度大、强降雨等均对光伏发电有负面影响；风力发电则是春秋冬三季较多，而夏季较少，且区域差异较大。这导致电网存在跨季保供需求。
风电、光伏发电量季节性与需求不匹配（2017-2021净发电量均值，亿kWh）
（3）昼夜不均衡
从日内维度看 ，用电需求为深夜低，早晨至入睡前高；而风电夜晚出力大，光伏正午出力大。这导致电网存在日内调峰需求。
日内能源出力与用电峰谷错配（示意）
此外，可再生能源发电还具有不可预测的特性，偶发的气象条件变化会对电力供应形成巨大冲击。
2. 水力发电季节不均衡 ，可利用资源有限
中国水能蕴藏量丰富，可开发河流主要集中在西南地区对应流域，全国水能资源蕴藏量 6.8 亿千瓦，高居世界第一。近几十年来中国水电装机容量和水力发电量平稳上升，2020 年全国水电装机容量 3.7GW，已经占水能蕴藏量的54%，已开发比例非常高了，即使全部开发，也无法对整个能源结构造成根本性变化。
水力资源具有不可复制性，一条河流无法在同一处修建两座水电站，后来者只能另寻他处，然而水力资源受自然环境限制，在可以预见的很长时间内不会发生巨变，总量基本保持稳定。因此，虽然中国水力资源虽然极为丰富，但经过长时间的开发建设，开发成本较低的河段基本上已被开发完毕，新建水电站开发难度不断加大，建设成本逐渐上升，对行业进入者或者行业内寻求扩张的竞争者构筑了无形的壁垒。
另外，水力发电跟随汛期。夏季降水量大，河流水位高，水电发电量大。但在冬春季。属于枯水季节，发电量少，而冬春季是用电高峰期。
水力发电量季节性与需求不匹配（2017-2021净发电量均值，亿kWh）
3. 核电利用受安全性限制
核电是最优质的清洁能源，利用率在7 800 小时以上，是利用率最高的发电方式。出于安全性考虑，一般只能在沿海建造，因此规模必然受限。《“十四五”现代能源体系规划》明确，到 2025 年，全国核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右。总的体量不足以改变国家的能源结构。
4. 生物质能源本身体量很小
生物质能源整个体量很小，只能对整个能源供应起到一个补充作用，没有大规模的应用基础。
5 . 地热资源丰富，但目前利用程度很低
世界地热能基础资源总量折合42700万亿吨标准煤，按 2021年世界能源总消费 197.8亿吨标准煤计算，可满足人类216万年的能源需求。
中国是地热资源相对丰富的国家，中国浅层地热能年可开采资源量折合 7亿吨标准煤；全国水热型地热资源量折合 1.25 万亿吨标准煤，年可开采资源量折合 19 亿吨标准煤；埋深在 3000-10000米的干热岩资源量折合 856 万亿吨标准煤。
中国地热资源丰富，但地热资源利用只占能源消费总量的0.3%左右。中国只是浅层及水热型地热年可采资源量达26亿吨标煤，如果能充分利用这部分地热资源，就可以将解决中国5 0% 左右的能源消费。
地热能是蕴藏在地球内部的热能，具有储量大、分布广、绿色低碳、可循环利用、稳定可靠等特点，是一种现实可行且具有竞争力的清洁能源。地热能是最优质的的可再生能源，既可发电，亦可直接利用，包括供热、制冷、烘干、温泉洗浴等。地热利用没有时空不均衡问题，基本上是全国各地都有地热，每天24小时可以利用。
地热 梯级开发和综合利用能够提高地热资源的开发利用率和技术含量，在提升地热资源经济效益的同时带来明显的社会效益与环境效益。
（四）可再生能源平价上网，但保供和调峰成本高
1. 风光发电进入平价上网时代
2021 年 6 月 7 日，国家发展改革委印发《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确， 2021 年起，对新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。
2009-2021 年风电上网电价（单位：元/千瓦时，含税）
2021 年5 月，国家能源局印发《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》明确， 2021 年给予户用光伏发电项目国家财政补贴 5 亿元，由电网企业保障电量并网消纳。6 月，国家发展改革委印发《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确， 2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。
2011-2021 年太阳能发电上网电价（单位：元/千瓦时，含税）
2 . 可再生能源出力不稳，保供和调峰成本高
“风光”发电具有强烈的间歇性、多变性和不确定性，它们不能独立向负荷地区供电。
根据电力系统的运行原理，西部输送端系统的风电和光伏发电需要与当地的火电、水电等出力可控机组打捆成比较平稳的功率，再输送给终端的电力用户。这种情况下，其实是使用火电或者水电来调峰。另外，就是通过储能实现稳定供应。
（1）跨季保供
在跨季保供方面，火电、水电及核电均可作为应对风电、光伏出力错位的手段。其中，火电最为灵活可控；水电跟随汛期，可用于补充夏季用电；核电也可以通过规划换料周期少量弥补用电缺口。
（2）日内调峰
在日内调峰方面，电源侧调峰主要有火电（煤炭/天然气）灵活出力和电源侧储能两大手段，而电网侧、用户侧调峰则刚刚起步。我们重点分析电源侧调峰，其中：
1）电源侧储能主要有抽水蓄能和电化学储能，但短期看均已形成有力支撑。一方面，抽水蓄能是优秀的调峰手段，调峰能力强、转换效率高。然而，其电站建设对地理环境要求高，产能扩大受限。“十四五”抽水蓄能新增装机量目标为力争达到6200万kW，而2021年底为3639万kW，据此测算2021-2025年抽水蓄能新增装机年复合增速仅为14.2%，增速相对有限。另一方面， 电化学储能目前仍处于发展初期，装机规模与占比均较小，且受制于电池成本高昂，短期也难以成为主要调峰手段。
当前抽水蓄能电站投资功率成本约 5500 ~7000 元/ kW，度电成本 0. 21 ~ 0. 25 元/ ( kW· h)，未来随选址经济性降低，度电成本会有小幅上升；容量型电化学储能技术中经济性较好的是铅蓄电池和磷酸铁锂电池，但相较抽水蓄能仍然偏高，度电成本为0. 6 1 ~ 1.21 元/ (kW· h)。
几类典型储能技术的系统能量成本和系统功率成本
2）火电灵活机组调峰是新型调峰手段，其中燃气调峰灵活性优势显著，但量价制约仍然较大。
燃气机组具有灵活性优势。燃气机组启停快、运行灵活，单循环燃气轮机机组调峰能力可以达到100%，联合循环机组调峰能力可达70-100%，相较燃煤机组具有显著优势。然而，目前中国的燃气机组调峰在量、价方面均具有一定限制。总量方面，截至2022年7月，全国燃气机组共计1.1亿kW且无法全部用于调峰；同时气电天然气供应的优先级在居民及工业用气之后，调峰用气难以保障；这两点均导致天然气调峰缺乏可靠性。价格方面，由于中国天然气工业起步较晚、管网及储库建设仍不完善，天然气供应量不足、气价高昂，通过燃气机组调峰成本较高，典型地区燃气电厂发电成本约为0.56-0.58元/kWh，相较燃煤机组缺乏竞争力。
3）燃煤机组同样是中国重要的调峰手段，且由于煤电总量空间较大、煤炭供应充足，其短期是最为稳妥的调峰选项。
如果使用煤电来调峰，不发电时不可能不燃煤，因此这种调峰将增加煤电企业的成本，有人估计增加发电成本在10%以上。这种调峰并非正常的调峰，其成本不应该由用户承担，应该由不稳定发电企业承担即“风光”发电企业承担。
所以，平价上网其实是一个伪命题，关键是由谁来承担长距离输送和线损、保供和调峰的成本，终端用户肯定不承担，只能发电企业承担，这些成本将是发电成本的数倍。
（五）可再生能源在中国能源结构占比很低
尽管中国可再生能源在全球排第一，但其在整个能源消费也才5 .4 % （不含核电和水电，这两者占10.6%）。
可再生能源主要是用来发电，在中国能源终端消费中，电力消费只占 25.5% ，其余都是化石能源。因此，可再生能源在可预见的将来是无法替代化石能源。
（六）小 结
在国家投资及财政补贴的强力支持下，中国可再生能源产业发展迅速。2 021 年底，中国可再生能源发电装机能力已经超过煤电装机能力，但其发电的贡献只相当于火电的5 0% ，尤其是风光发电装机能力为火电的4 9.2% ，而发电量只为火电的1 6.9% 。
可再生能源（除核电和生物质能源外）的自然禀赋具有地域不均衡、季节不均衡和昼夜不均衡性，导致可再生能源出力不稳，输送、线损、保供和调峰成本高，这些成本是发电成本的数倍，因此，风光电平价上网其实是一个伪命题。
尽管中国可再生能源在全球排第一，但其在整个能源消费也才5.4%（不含核电和水电），中长期看，难以替代传统化石能源。
中国地热资源丰富，是唯一可以部分替代化石能源的非化石能源。
三、煤炭是中国能源的“压舱石”
（一）中国煤炭供需情况
2021年中国煤炭产量为41.3亿吨，是世界上煤炭第一生产大国，占全球煤炭产量为81.73亿吨的50.5%。2012-2021年中国原煤产量先从 2 012 年的3 9.45 亿吨，降低到2 016 年的3 4.11 亿吨，自2 017 年起逐年上涨，到2 021 年达到高峰4 1.3 亿吨。自2 020 年起，中国煤炭产量占占全球煤炭产量的一半以上。而同期全球煤炭产量基本上维持在8 0 亿吨左右。
资料来源：《bp 世界能源统计年鉴》 2022 年版
中国煤炭自给率接近1 00% ，今年来每年进口3亿吨左右。煤炭直接消费以加工转换为主，占比达8 2% 。
（二）中国煤炭消费结构
中国煤炭消费主要集中在电力、钢铁、建材及煤化工行业，其中电力行业消费占比最大，2 021 年达58.6%；钢铁行业的煤炭消费量2021 占比为 16.71%；建材行业煤炭消费2021年占比为13.08%；煤化工行业煤炭消费量2021 年占比为 8.14%；其他行业煤炭消费量占比近年呈现逐渐降低趋势，特别是 2015 年禁止散煤燃烧，大力推行“煤改气”、“煤改电”及清洁煤替代政策后，散煤消费量显著降低，2021 年占比降低到的 3.49%。
2000-2020 年中国分行业煤炭消费量
（三）煤炭储量占中国能源矿产储量9 0% 以上
自然资源部发布《中国矿产资源报告2022》 显示，截至 2021 年底，能源矿产13种，主要能源矿产储量为： 煤炭2078.85亿吨、石油为36.89亿吨、天然气63392.67亿立方米、煤层气5440.62亿立方米、页岩气3659.68亿立方米。按标煤当量计算，煤炭储量占全部能源矿产储量的91.34%，石油储量占3.24%，天然气储量占5.42%。
据《bp 世界能源统计年鉴》（2022 年版） ，煤炭储量相对集中，前十位国家的煤炭储量占全球总储量的90.7%，中国剩余可采储量1432亿吨（与中国公布2079亿吨差别较大，主要是可采储量的计算方法上的差异），全球排第四，储采比最低，为37（即37年可以采完）。美国排第一，占全球总储量的23.2%，高出中国近10个百分点，储采比达514（也就是要514年才能采完）。
在中国的自然资源中，基本特点是富煤、贫油、少气。根据2 014 年国土资源部发布的《全国煤炭资源潜力评价》报告，全国共圈定预测区2880个，总面积42.84万平方千米，预测资源量3.88万亿吨，可靠级（334-1）15676亿吨，可能级（334-2）12190亿吨，推断级（334-3）10930亿吨。优等预测资源量9815亿吨，良等11345亿吨，差等17650亿吨。综合预测评价结果，全国2000米以浅煤炭资源总量5.9万亿吨，其中，探获煤炭资源储量2.02万亿吨，预测资源量3.88万亿吨。
中国煤炭资源的潜力很大，目前探明率只有3 .52 % ，探获资源量的探明率也只有10.29%。探明的煤炭储量只是部分适合井工开采的资源量，大多埋深在1000米以内。再深部的，在目前技术经济水平下是不可采的。
（四）煤炭引发的环境问题严重
传统煤炭开发破坏了地下水系、引起了地面塌陷，煤炭利用排放了 SO 2 、烟尘和 CO 2 等，引起了严重环境问题，其发展方式不可持续。
煤炭等化石能源生产消费相关的碳排放是中国碳排放的重要来源。从碳排放来看，中国由化石能源消费产生的碳排放总量为 100 亿吨左右，2021 年煤炭利用过程碳排放总量 74亿吨左右，占全部碳排放的7 4% 。其中燃煤发电碳排放 42.74 亿吨，占煤炭利用碳排放的57.17%；煤化工 4.25 亿吨，占比 5.68%；钢铁行业用煤（焦化、高炉喷吹等）碳排放 15.42 亿吨，占比 20.62%；建材行业用煤（燃煤锅炉的燃烧）碳排放 9.62 亿吨，占比 12.87%；其他行业（散煤燃烧等）2.73 亿吨，占比 3.66%。
（五）煤炭高效清洁利用刻不容缓
实现碳中和、保障能源安全与满足能源总需求的三重目标，决定了中国既不能短时间内完全退出传统能源，又不能大幅放缓能源转型的推进速度。因此，对于传统能源利用效率及方式的提升，将成为中国能源转型的重中之重。
1 . 煤炭能源利用效率有待提高
2020 年，以电热当量法计算的中国能源效率约为 78.54% ，这意味着约有四分之一的能源因各种因素而损耗掉；而其中，火力发电是造成加工转换损失的主要因素，未来提升效率的空间巨大。
火力发电导致的加工转换损失占比最高，因此提升能源效率的首要因素，即是提升火力发电效率。其对应的最典型方式是通过超临界、超超临界机组等替换亚临界及以下机组。
所谓超临界及超超临界机组，即是提升蒸汽压力、温度等参数至临界状态以上 （22.12MPa， 374.3℃）进行发电的机组。由于超临界及超超临界机组热效率高，其煤耗更低且更易于碳排放捕捉，对于保障能源安全及减少碳排放具有双向支撑作用。当前中国超超临界机组占煤电总装机容量的26%，市场容量仍大。
2021 年 10 月末，国家发改委及国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》提出，按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于 270 克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于 285 克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于 300 克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到 2025 年，全国火电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千瓦时以下（2021年为302.5gce/kWh）。这一要求将进一步推动超超临界机组的使用。
2 . 煤炭清洁化利用已经有了较大进展
20 世纪 80 年代以来，中国对煤炭化工转化科技攻关投入不断加大，新技术不断出现并持续迭代，一些工艺和技术已达到国际先进甚至领先水平。特别是进入 21 世纪后，经过多年发展，中国现代煤化工产业已经取得长足进步。
一是总体规模在全球前列。截至 2020 年，中国煤制油产能 931 万吨/年，煤制烯烃产能 1582 万吨/年，煤制乙二醇产能为 489 万吨/年，煤制气产能为 51.05 亿方/年。
二是示范或生产装置运行水平不断提高。采用具有国内自主知识产权技术建成的 400 万吨/年煤间接液化示范项目、百万吨级煤直接液化示范项目和数十套 50—60 万吨/年煤制烯烃（MTO）项目实现了安全稳定长周期运行，物耗、能耗、水耗和“三废”排放量不断降低，产品差异化水平有所提升。
三是相当一部分技术处于国际先进或领先水平。具体来说，大型煤气化技术已经处于国际水平，高温费—托合成技术处于国际先进水平，煤制烯烃、煤制芳烃、低温费托合成、煤制乙二醇处于国际领先水平，煤直接液化等技术属于国际首创。
3. 现代煤化工环境问题突出
一是碳排放较大。目前煤化工产品的碳排放整体高于石油裂解产品，如煤制烯烃产品碳排放达到了10.52吨/吨，与石油裂解制烯烃相比碳排放高出7.3吨/吨，对提升煤化工产品的绿色属性形成制约。
现代煤化工全行业二氧化碳中，约 33%来源于化石燃料燃烧碳排放，约 3.5%来源于外购电、热间接碳排放，约 63.5%来源于工艺过程碳排放，工艺过程碳排放主要是变换工序产生的 CO 2 ，在低温甲醇洗脱碳工序排放。由此可见，工艺排放是现代煤化工产业碳排放中的重点，主要是通过变换净化工序排放。变换是为了将合成气中的CO 变换为H 2 ，以调节后续合成反应的H 2 / CO 比。从煤气化中获得合成气中的C元素，有相当一部分通过后续变换生成 CO 2 排放到了大气中。
煤化工产业中，煤制烯烃碳排放约占 23.3%、煤制油碳排放约占 10.9%、煤制天然气碳排放约占 6.8%、煤制乙二醇碳排放约占 6.2%、煤制甲醇(不含煤制烯烃中甲醇)碳排放占比最大，约 52.8%。
二是消耗大量新鲜水。例如煤间接液化制油需要消耗3 .6 吨标煤，而每吨标煤需要消耗2 .75 吨新鲜水，也就是说生产一吨油需要9 .9 吨新鲜水。
因此，如果不解决煤化工生产过程中碳排放问题，煤化工就不能算是煤炭清洁化利用，但确实解决了煤炭运输的方便性，提高了煤炭的附加值。
（六）结论
中国以煤为主的能源资源禀赋，形成了“煤为基础，多元发展”的能源生产和消费格局。随着中国经济发展，人们生活质量逐步提高，煤炭供给和消费带来的相关问题逐步凸显，如传统煤矿开发引发了采煤沉陷区破坏，煤炭利用排放了 SO 2 、烟尘和CO 2 等等，传统的煤炭生产、消费方式不可持续。
在能源低碳转型的大趋势下，煤炭在未来能源结构中的兜底保障和对新能源发展的支撑作用，以及日益增长的能源资源安全、可靠性调峰作用将愈发凸显，煤炭作为中国能源安全的“稳定器”和“压舱石”作用突出。
煤炭利用产生的碳排放占中国总碳排放量的7 4% ，由于煤炭消费总量基数非常大，提升煤炭资源高效清洁利用水平任重而道远。一方面要 提升 CO 2 大规模低能耗捕集、资源化利用与可靠封存技术水平，突破大容量富氧燃烧、燃烧后 CO 2 捕集、 CO 2 的驱油 / 气 / 水、 CO 2 封存、监测预警和工程体系等关键技术壁垒 ；另一方面则要突破燃烧前 CO 2 捕集 、封存等技术。
四、地下煤气化是煤炭高效清洁利用的最有效方法
传统的煤炭开采方式主要是露天开采（占6 -7% ）和地下井工开采（占9 3-94% ），传统的开采方式也称为物理可开采方式。
煤炭地下气化 ( Underground Coal Gasification，UCG)就是将处于地下的煤炭直接在原位进行有控制地燃烧，通过对煤的热作用及化学作用而产生可燃气体的过程。该过程集建井、采煤、地面气化三大工艺为一体，变传统的物理采煤为化学采煤，省去了庞大的煤炭开采、运输洗选、气化等工艺的设备，因而具有安全性好、投资少、效益高、污染少等优点，深受世界各国的重视，被誉为第二代采煤方法。
（一）煤炭地下气化机理
单个煤炭地下气化单元主要由1口注入井、1口生产井、地下气化炉、点火系统、监测系统等部分组成（见下图），独立单元或多个单元运行过程中，还需配套地面监控室、地面注入设备和产出气处理系统等。
煤炭地下气化示意图
煤炭地下气化是由一系列连续阶段构成的复杂物理化学过程，气化过程主要是在气固两相界面进行，按照化学反应强弱程度，沿气化通道轴向分为氧化带、还原带和干馏干燥带（见下图）。
煤炭地下气化原理
1 . 氧化带
气化剂中的O 2 通过注入井注入后，在点火处经点火后遇煤燃烧产生CO 2 ，并释放大量的反应热，形成面状燃烧空间即气化面，燃烧区称为氧化带，当注入气化剂中O 2 浓度接近于零时，不再发生燃烧反应，氧化区结束。氧化区反应均为放热反应，反应温度为800～1200℃。
氧化反应 ( 燃烧反应 ) ：
C+O 2 == CO 2 +393.8 MJ/kmol
碳的部分氧化反应 ( 不完全燃烧反应 ) ：
2C+ O 2 == 2CO + 221.1 MJ/kmol
CO 氧化反应 (CO 燃烧反应 ) ：
2CO+ O 2 == 2CO 2 + 570.1 MJ/kmol
2 . 还原带
氧化带产生的反应热使还原区煤层处于炽热状态，氧化区生成的CO 2 与炽热的炭发生还原反应生成CO，水蒸气与炽热的炭发生还原反应生成CO、H 2 等。由于还原反应是吸热反应，随着反应的进行煤层和气流温度逐渐降低，当温度降低使还原反应程度较弱时，还原区结束，还原区反应温度为600～900℃。
CO 2 还原反应 ( 发生炉煤气反应 ) ：
CO 2 +C == 2CO — 162.4 MJ/kmol
水蒸汽分解反应 ( 水煤气反应 ) ：
H 2 O+C == H 2 +CO — 131.5 MJ/kmol
水蒸汽分解反应 ：
2H 2 O+C == 2H 2 +CO 2 — 90.0 MJ/kmol
CO 变换反应 ：
CO+ H 2 O == H 2 +CO 2 + 41.0 MJ/kmol
碳的加氢反应 ：
C+2 H 2 == CH 4 + 74.9 MJ/kmol
3 . 干馏干燥带
还原带结束后，气流温度仍然很高，对紧邻的干馏干燥带煤层进行加热，释放出热解可燃气，同时产生甲烷化反应，反应温度为200～600℃。
煤热解反应 ：
煤 ------ CH 4 + H 2 + H 2 O +CO+CO 2 + ……
甲烷化反应 ：
CO+3H 2 == CH 4 + H 2 O + 206.4 MJ/kmol
2CO+2H 2 == CH 4 + CO 2 + 247.4 MJ/kmol
CO 2 +4H 2 == CH 4 +2 H 2 O + 165.4 MJ/kmol
从化学反应角度来讲，3个带没有严格的界限，氧化带、还原带也有煤的热解反应，3个带的划分仅指示气化通道中氧化、还原、热解反应的相对强弱。经过这3个反应带以后，生成了可燃组分主要为H 2 、CO、CH 4 的合成气。随着气化反应过程的不断进行，气化反应带逐渐向生产井移动。因此，可燃气体主要来源于3种反应：煤的燃烧热解、CO 2 的还原和水蒸气的分解。反应带温度和反应比表面积控制这3个反应的强度，同时也决定了合成气的组分和热值。受不同煤阶及煤岩煤质的影响，一般情况下1吨煤经地下气化可生产净煤气1 490-2470 方，热值为4187～1 3780 焦/方。
（二）气化 炉
1 . 矿井式气化炉
矿井式气化又称有井式气化。在开采或废弃的煤矿井中建地下气化炉，以人工掘进的方式在煤层中建立气化巷道，并在进气孔底部巷道筑一道密闭墙（促使定向燃烧煤层），然后便可将密闭墙前面的煤炭点燃气化，从一个井筒鼓风，通过平巷，由另一个井筒排出煤气。
此法只应用于关闭矿井中遗弃资源的回收，须进行井下施工，作业环境和安全性差，这对其应用带来不利。
2 . 石油钻井式气化
钻井式气化又称无井式气化。该法采用常规的油气钻井技术钻孔，很好地发挥了石油企业的钻井技术优势，免去了巷道式建地下气化炉的条件限制。相比于“有井式”气化炉，“无井式"气化建炉具有工艺简单、建设周期短的特点，适用于整装煤田的大规模地下气化，也可用于深部及水下煤层气化。
根据煤层和地面情况，无井式有以下 几种方式：
（1）单孔式
气化剂注入和合成煤气出口在同一口井，在井筒内下一个有关注入气化剂，而合成煤气从套管环空出来。这种方式适合厚煤层。
（2）双孔直井
从地面向煤层打间距１０～４０米的一系列井眼，两井眼之间贯通形成气化通道，点火气化。双孔式气化技术中两孔间的贯通方法常用的有低压火力渗透贯通法、高压火力渗透贯通法、电力贯通法、水力压裂贯通法等方式。
这种方式建井适合中到厚煤层（> 6 米），薄煤层需要太多的井，成本较高。
（3）“U”型井
首先打一口直井，再打一口水平井与其对接，水平段一般大于7 00 米。直井为生产井，水平井为气化剂注入井，通过连续油管输送氧气和蒸汽到燃烧腔，根据燃烧腔推进情况，连续油管自动后退。这种方式适合薄到中厚煤层。
（ 4 ）双“L”型井
也就是注入井和生产井都是水平井的方式，两口井水平段平行，间距约3 0 米，水平段大于6 00 米，埋深需要超过2 00 米。这种方式是对“U”型井的改进方式，即在井下形成“U”型气化炉。
（5）双“U”型井
由三口井形成一个生产单元，中间一口直井为生产井，在其左右钻两口水平井与其对接，两口水平井从两个相反方向注入气化剂，然后相向后退。
3 . 气化炉比选
两种工艺方式对比如下：
矿井式气化需要利用井下巷道施工气化通道和气流通道，布置操作与控制设备。施工过程中需要施工密闭墙和预留隔离煤柱，建炉过程需人工井下作业，一般适用于遗弃矿井煤资源的二次回收和煤层埋深较浅的煤层气化，规模较小。矿井式地下气化工程简单，投资少。这种方式仍需井工作业，加之废弃的矿井，存在安全隐患，气化区可能会产生地面塌陷等。因此，这种气化炉应用场面较少，适合一些废弃矿井的剩余资源利用，或者地下气化试验，无法做到大规模应用。
石油钻井式气化可以充分利用石油企业成熟的勘探和开采技术，从地质认识、勘探、钻井、完井、气化点火到气体净化、分离处理，以及CO 2 的捕集、利用和封存，都有成熟的工艺技术可以借鉴。因此，可以大面积推广。
（三） 气化炉选址
不同地区煤田地质构造、煤质条件、煤层赋存条件、煤层围岩性质及水文地质条件等存在差异，直接影响气化区的合理选址和气化炉的建立。
1 . 煤阶
煤是一种结构非常复杂、含有害元素等杂质的可燃有机岩。煤中水分、灰分、挥发分、黏结性、灰熔点、结渣性及二氧化碳反应活性、热稳定性等都会影响煤气化结果。
煤炭地下气化，从褐煤到无烟煤都可以作为气化目标煤层，低煤阶煤相对于高煤阶煤气化反应性较强。
2 . 赋存条件
煤层的赋存条件主要是煤层厚度和煤层埋深。
煤层厚度主要影响煤炭地下气化开采过程的气化效率，煤炭地下气化项目的煤层厚度一般要求大于2 米。
不同煤层厚度条件下空气气化剂吨煤气化水量对合成煤气热值的影响：
煤炭地下气化项目的煤层应具有合适的埋藏深度，同时还应考虑钻井成本带来的投资回报率。
埋深小于200米的气化项目会引起地面沉降等环境问题；煤层埋深越大对含水层的污染越小；煤气热值在一定范围内随着深度的增加而增大。
3 . 其他条件
煤炭地下气化煤层的适宜倾角为0°~70°，气化煤层的角度变化<2°。
气化煤层距离断层>200米，两条主要断层间的距离至少相距1000米。
煤层水分<15%，灰分<50%，硫分<1%，直接顶板厚度>15 米。
（四）煤炭地下气化模式
根据不同条件下煤炭地下气化主要反应过程及产物组分的差别，大致将煤炭地下气化按深度分为3个层段，小于500米的浅层（气化反应压力一般小于4.0兆帕、气化反应温度大于1000℃）、500～2200米的中深层（气化反应压力一般大于等于4.0兆帕、小于22.1兆帕，气化反应温度大于1000℃）和大于2200米的深层（气化反应压力一般大于等于22.1兆帕、温度大于1000℃），对应深度范围内煤炭地下气化有3种开发模式（见下图）：
煤炭地下气化的3种开发模式
1 . 浅层富氢模式
低压下气化剂经过3个反应区与煤反应生成合成气，以干馏反应、产物富含氢为特征，如波兰巴巴拉现场试验选用埋深20米的煤层，产出气中 CH 4 体积占比为2.5%， H 2 占 36%，CO占32%，CO 2 占15%，N 2 占13% ；
2 . 中深层富甲烷模式
随着压力的升高，反应向气体体积减小方向进行直至达到平衡， 由于CO和CO2的甲烷化反应都是体积缩小的反应，因此，此时CH4产率随着压力提高迅速增加，这一过程以甲烷化反应占主导、产物以富含甲烷为特征，如加拿大天鹅山现场试验项目选取埋深1400米的煤层，产出物中CH4占37%，H2占15%，CO占5% ， CO2占41%。
3, 深层超临界极富氢模式
当压力持续增加至22.1兆帕以后，气化剂中的水蒸气进入超临界状态（374.3℃，22.1兆帕），此时化学反应超出上述的一般非均相和均相反应的范畴，转为以超临界水作为气化反应介质发生超临界气化，实现煤的热解、气化、净化、变换和分离同时进行，此时以水的超临界反应、产物极富氢为特征，地面超临界水煤气化实验结果显示产出气中 CH4占3%～4%，H2占55%～62%，CO占1%，CO2占32%～39%。
（五）气化剂及气化产品产率
1 . 气化剂
现有的煤炭地下气化氧化剂主要有：空气、富氧、富氧-水蒸气或水、富氧-二氧化碳等。
使用空气产生的低热值空气煤气可作为燃料用于锅炉燃烧或发电。
使用富氧气化剂产生的煤气可作为燃料用于工业窑炉燃烧或发电，分离H 2 和CH 4 。
使用富氧-水蒸气（或水）混合物，作为燃料外，也可用于化工合成气。
2 . 产气率与煤气组分
产气率与煤质、赋存条件以及采用的气化剂种类等有关。
煤炭中含碳量是影响煤气产率的关键因素。
净煤气是煤气中有效成分CO +H 2 +CH 4 +C m H m 。粗煤气产率取决于煤种和气化剂，差别非常大。首先影响的是煤气的组分构成，中国不同煤种在地面发生炉空气气化下的净煤气组分构成在4 0% 左右。
如果以纯氧+蒸汽作为气化剂，其净煤气含量将大幅度提高，地面气化工艺，最低为6 6.7% ，最高达9 2.1% ，地下煤气化水煤气中的净煤气达8 0.2% 。
目前已进行多个地下煤气化，试验煤种、气化剂和工艺方式各不相同，下表为不同实验项目的煤气组分和净煤气含量情况，以空气为气化剂的共1 5 个项目，平均净煤气含量 35.5% ；以富氧+蒸汽作为气化剂的共1 2 个项目，净煤气含量平均为6 7.4% ；如果以纯氧+超临界蒸汽作为气化剂，净煤气含量达到9 3% 。
统计我国以空气作为地下煤气化的9个试验项目， 煤种包括气肥煤、贫瘦煤、无烟煤、气煤、不粘煤、褐煤和长焰煤等，净煤气比例从2 3.4% 到3 6% ，平均3 1.3% 。
在我国五个以富氧+蒸汽为气化剂的地下气化试验项目中，煤种包括气肥煤、无烟煤、气煤和长焰煤等，净煤气比例从 70.4 %到 83 %，平均 74.8 %。
地下煤气化时，取上述项目平均值，空气作为气化剂的净煤气比例为 31.3% ，富氧+蒸汽作为气化剂的净煤气比例为 74.8% ，则不同煤种气化的粗煤气产率见下表：
3. 比消耗
煤炭气化过程中的比消耗，与煤炭品质（主要是碳含量）以及煤炭本身含水情况有关。
褐煤中含水率较高，气化过程中耗水比较少，尤其是地下气化时，不需要消耗太多的水。以下为地面气化时的比消耗情况。
（五）地下气化煤气的利用模式
与地面气化煤气相比，地下气化煤气具有成本低、质量优等优点，而合理利用地下气化煤气，是进一步提高煤炭地下气化经济效益的重要途径。
根据煤气成分和应用条件，地下气化煤气可用于联合循环发电、提取纯H 2 以及用作化工原料气、工业燃料气、城市民用煤气等。地下气化煤气综合利用途径如图所示。
目前地面气化主要是用来合成油、天然气、甲醇等，地面气化时产生大量的CO 2 排放以及消耗大量淡水资源，合成的产品还是跟石油一样的产品。因此，不主张地下煤气化产生的煤气用于化工合成。建议将地下气化产生的粗煤气经净化后，CO 2 经收集捕获，回注到采空的油气田或者废弃的气化炉，然后以下列方式利用：
1. 直接销售净煤气作为天然气的替代产品；
2. 直接发电转化为清洁能源，发电产生的CO 2 经收集捕获后，回注到采空的油气田或者废弃的气化炉；
3. 进一步分离出CO、H 2 和CH 4 ，CO井口发电用于气化过程中的制氧、净化、分离、氧化等过程耗电，多余的可以上网销售；H 2 作为最清洁的能源，直接销售或者与CO一块发电；C H 4 通过液化成LNG或者直接通过天然气管道销售。
1 . 直接销售煤气
地下气化所产生的的净煤气可以作为天然气的替代品直接销售给火电厂、居民用户或者工业终端用户。
相比于地面气化，地下气化具有投资少，成本低、环境污染低的特点，直接销售具有很强市场竞争力。
实例：山西吕梁市煤炭地下气化工业性试验项目，日产富氧煤气15万方，煤气热值8～11兆焦/方，为管道天然气热值3 9.82 兆焦/方的2 0% ～4 7.7% ，煤气成本0.14元/立方，市场售价0.35元/方，每方毛利达0 .21 元/方。
2 . 发电
直接发电的工艺流程见下图。从地下汽化炉经净化和脱CO 2 后，直接进入燃气发电机组发电。
当有多个气化炉联合生产时，考虑使用燃气——蒸汽联合循环发电。整体煤气化燃气——蒸汽联合循环发电（简称IGCC）是在70年代西方国家石油危机时期开始研究的一种洁净煤发电技术，其技术要领和路线是：使煤在气化炉中气化成为中热值或低热值煤气，然后通过处理，把粗煤气中的灰分、含硫化合物等有害物质除净，供到燃气——蒸汽联合循环中去做功，借以达到以煤代油（或天然气）的目的。这样，就能间接地实现在供电效率很高的燃气—蒸汽联合循环中燃用固体燃料煤的愿望。使用这种发电技术，将使地下气化炉煤气带出来的热能、燃气发电的余热得到充分利用，大大提高煤炭地下气化的热能和煤气的利用效率。
乌兹别克斯坦安集延煤炭地下气化站运行了7 0 多年，主要指标对比如下：
美国 GasTech 公司(2008 )，在美国怀俄明州波德(Powder)盆地煤地下气化合成气中，将燃气～蒸汽联合循 环发 电(UCG —IGCC ) 的投资与地面气化发电作了比较 ，其发电成本只有0 .012 美元/度，相当于0 .08 元/度，优势十分明显。
据统计目前已建成的U CG- IGCC发电项目超过20个，国外项目发电 规模都在2 00 兆瓦以上。
3 . 绿色利用“H 2 + 发电+天然气或LNG + CCS”
从气化炉出来的粗煤气，经过净化系统，除去其中的粉尘、废水、焦油、硫磺等，进入气体分离系统，分别分理处煤气中重要成分 CH4 、 CO 、 H2 、 CO2 ；分离器分离出来的 H 2 ，可以直接作为商品出售，也可以发电或者作为进一步化工合成原料；分离出来的 CH 4 ，可以直接液化以 LNG 方式出售，或者直接进入天然气管道作为商品天然气出售；分离出来的 CO ，进入燃气发电系统发电，余热进入蒸汽轮机发电和制造气化剂水蒸气； CO 产生的电，作为制氧、净化、分离装置或者液化厂用电，剩余的电可以上网销售；分离出来的 CO 2 以及 CO 燃气发电后产生的CO 2 ，收集起来回注到采空的油气田、废弃的气化炉中，实现CCS或者CCUS。该模式下，最终商品是清洁能源“电+氢气+甲烷”，过程中产生的二氧化碳全部回注到采空的油气田、废弃的气化炉中。生产过程不排放二氧化碳，商品中只有甲烷少量含碳，电和氢气是完全绿色能源。
气化过程产生的CO 2 和CO发电转换的CO 2 都很容易捕获并就近封存，考虑CO 2 封存成本，这种清洁化生产模式下，氢气（相当于所谓“绿氢”）生产成本从4 .06-6.77 元/公斤，比目前最便宜的制氢方式——地面煤气化制氢成本大约1 4 元/公斤要便宜的多，而且这种地面煤气化制氢所产生的CO 2 未做封存处理；LNG生产成本为 1815-2646 元/吨，国内LNG工厂目前挂牌价6 400-6800 元/吨；发电成本0 .288-0.42 元/度，相对于大多数地区的上网价格仍有较大空间。
如果不考虑CO 2 封存，成本更低，氢气制造成本为2 .08-3.1 元/公斤，LNG生产成本8 14-1210 元/吨，CO发电成本0 .129-0.192 元/度。C O 2 封存成本占产品成本的 2 / 3 左右。不过，这时生产的氢叫“灰氢”。
（六）地下气化的安全管理和环境保护
煤炭地下气化对环境影响主要包括地下水污染及大量CO 2 的排放。
地下水污染的途径包括污染物随煤气通过围岩裂隙向周围地层扩散和渗透以及在地下水中浸出并随之迁移，污染物包括苯及其衍生物、酚类化合物、多环芳烃、杂环化合物等有机污染物及氨氮、氰化物和金属元素等无机污染物，这些污染物可以有效防控，但无法低成本根除。这种情况对浅层地下气化尤其是矿井式气化炉可能性较大，对中深层（埋深> 600 米）地下气化基本上不存在。
美国、前苏联、欧盟以及澳大利亚等进行过大量的地下煤气化现场试验，有的项目还在运行中，环境影响监测和评价是这些项目的重要组成部分，结果表明，地表下，煤气经过长距离（近千米）的迁移引起严重污染是非常不可能的。即使考虑到延迟作用，在现实时间标度内，大量污染物迁移的风险可以忽略。中国也进行过1 0 多次不同形势的地下煤气化工业性试验，至今未见严重污染报告。
产出煤气中CO 2 是煤炭地下气化规模化生产后必须面对的主要环境问题。
1 . 地下煤气化更有利于碳捕获
二氧化碳捕获分为燃烧前捕集、富氧燃烧捕集和燃烧后捕集，从捕集成本上看，燃烧前捕集和富氧燃烧捕集成本最低。
地下煤气化所产生的煤气经过净化和分离后，将二氧化碳、氢气、甲烷、一氧化碳分离，一氧化碳经过燃气发电转化为二氧化碳，实现前端脱碳，最终产品是电、氢气和甲烷，实现清洁化生产。同时，在地下气化过程中，使用富氧+蒸汽作为气化剂，所产生的二氧化碳更有利于捕获。
2 . 二氧化碳利用—C CUS
C O 2 捕获、利用和封存（“CCUS”）中的碳利用环节不仅可以完全转化碳捕集过程中捕集的C O 2 ，还可以产生相当比例的经济效益。从经济角度来看，从高到底依次是碳纳米管、C O 2 化工转化、C O 2 生物转化、C O 2 矿化利用（水泥、矿渣等），经济价值最低的是C O 2 强化石油开采技术、驱替煤层气、矿山灭火等。
中国大部分盆地具有煤、油、气共生的资源特点，在采用煤炭地下气化技术气化煤炭资源时，产生的粗煤气分离成二氧化碳、甲烷、一氧化碳和氢气，甲烷经压缩后可以生产液化天然气（LNG）或压缩天然气（CNG），一氧化碳和氢气可用于发电，二氧化碳注入下部的油层、煤层气层，在提高石油、煤层气采收率的同时实现二氧化碳地下封存，从而实现化石能源的低碳循环开采及能源的梯级综合利用。
CO 2 驱油指将CO 2 注入油藏，补充油藏能量，同时利用CO 2 与原油的相互作用，最高能够提高石油的开采率7%以上，从而达到原油增产并封存CO 2 的目的。在CO 2 驱油过程中，大约有50%～67%的CO 2 会和原油一起被开采出来。但是为了降低技术成本往往会把采出的CO 2 从原油中分离出来后，重新回注入地层中，实现CO 2 再利用。部分注入后的CO 2 也能够溶于地层流体、成矿固化，或被构造圈闭捕获，实现永久封存于储层中。当油藏开采到没有经济价值的时候，CO 2 驱油技术即转化为枯竭油藏CO 2 地质封存，注入后的CO 2 会被全部封存在地层中。
3. 二氧化碳封存—C CS
CO 2 的封存 则是指将CO 2 运输到适合的地点后，利用加压装置将CO 2 注入至深部地下的咸水层、油气藏等，为提高注入量，通过是将CO 2 超临界注入。
碳捕集与封存示意图（据澳大利亚温室气体技术合作研究中心）
CO 2 超临界可以实现最多的CO 2 封存。CO 2 的超临界为温度超过3 0.98 ℃ 、压力大于7 3.77 个大气压（7 .377 兆帕）。假设地温梯度为2 5 ℃ / 千米，地面温度1 5 ℃ ，在地层埋深7 00 米左右，就能达到CO 2 的超临界状态。超临界状态下，二氧化碳密度为0 .468 吨/方（温度> 30.98 ℃ ,压力7 .377 兆帕）到0 .7 吨/方（温度> 30.98 ℃ ,压力 15 兆帕），特别适合采空的油气田或者废弃的地下气化封存地下气化的二氧化碳。
地下煤气化所产生的的CO 2 ，距离最近的封存就是废弃的气化炉周边的采空油气田。
煤炭地下气化所产生的的CO 2 距离最近的封存，就是利用废弃的气化炉封存。
以单个富氧+蒸汽气化气化炉，年消耗煤炭 2.99 万吨，气化生产过程产生的CO 2 以及CO发电转化的CO 2 总量 4.57 万吨。按密度1 .3 吨/方测算，煤炭体积为 2.3 万方，灰渣约占用体积1 5% ，剩余空间为 1.96 万方。气化炉废弃后，温度肯定高于3 0.98 ℃ ，只要将注入压力在7兆帕以上，就能实现超临界存储CO 2 。理论上气化炉剩余空间可以存储 1 万吨CO 2 ，为其产生的CO 2 总量的 21.9% 。虽然不能全部原位存储，但能解决2 0% 左右CO 2 封存问题。
油气田也有很大的储存空间。中国年产原油2亿吨，注采比理论上应该是1: 1 ，但实际上远未达到，大体上在0 .5 左右，也就是亏空量在一半左右。假设平均原油密度0 .85 吨/方，原油体积系数1 .1 ，亏空体积为1 .07 亿方。 按CO 2 超临界状态密度0 .5 吨/方，则可以封存5 350 万吨CO 2 。 中国2 021 年产天然气2 076 亿方，天然气都是衰竭式开采，假设气井平均井深2 500 米，地温梯度2 5 ℃ /千米，地温7 7.5 ℃ ，静水柱压力 25 兆帕，压缩比大约是2 00 倍。因此，地下孔隙空间约为 10.38 亿方。按CO 2 超临界状态密度0. 5 吨/方，则可以封存 5.19 亿吨CO 2 。两者相加，每年可增加 5.73 亿吨CO 2 封存。
中国1 965- 2 021 年，累计生产原油 76.6 亿吨，亏空体积 81.9 亿立方米，则可以封存4 1 亿吨CO 2 。累计采气 26566.4 亿方，亏空孔隙体积为1 32.83 亿立方米，则可以封存 66.4 亿吨CO 2 。油气田累计亏空体积2 14.73 亿立方米，可以封存 107.4 亿吨CO 2 。
中国油气田累计亏空可以封存1 07.4 亿吨CO 2 ，每年生产增加的亏空，可以封存5 .73 亿吨CO 2 ，为地下煤气化所产生的CO 2 提供了足够的封存空间。
另一种就是咸水层二氧化碳（CO 2 ）封存。沉积盆地深部地下空间中，分布有广泛的咸水层，这些咸水近乎静止，也无法抽采利用，因此可以用来封存CO 2 。注入咸水层后的CO 2 ，会被咸水层上覆的泥质盖层封隔（图a）、孔隙束缚（图b），进一步溶解于咸水中（图c）或与水、岩石矿物反应而固定下来（图d）。
中国深部咸水层CO 2 地质封存潜力巨大，占咸水层和油气藏总潜力的90%以上，是未来支撑碳中和目标的主力封存空间。中国陆域塔里木、鄂尔多斯、松辽等13个大中型盆地，以及海域东海陆架、渤海、珠江口等16个大中型沉积盆地，咸水层CO 2 封存潜力大，储盖层条件相对较好。
（七）中国煤炭资源地下气化开发潜力巨大
国土资源部重大项目“全国煤炭资源潜力评价”的成果显示，全国埋深2000m以浅的煤炭资源总量为5.9亿吨，主要分布在华北、西北和东北晚石炭世—早二叠世、晚二叠世、早中侏罗世以及晚侏罗世—早白垩世等4个主要成煤期的煤系中，其中探获煤炭资源量2.02亿吨，预测资源量3.88亿吨。目前煤矿企业开采深度集中在1000米以浅，埋深1000～2000米的煤炭资源由于暂不具备矿井开采技术和经济条件而没有开展精细评价，埋深2000米米以上深度的煤炭资源更是没有进行规模勘查，1000米以上深度的煤炭资源是地下气化主要目标，可气化潜力大。
据预测，中国陆上埋深1000～3000米的煤炭资源量为3.77亿吨，主要分布在鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、二连、海拉尔、松辽等含油气盆地中，这些中深层煤炭经过地下气化可生成巨量的甲烷和氢气。按气化动用率40%计算，使用纯氧+蒸汽作为气化剂气化，气化后各产品量如下（暂不考虑煤阶及地表条件影响）：
通过地下煤气化得到的甲烷气 385 万亿方，为常规天然气资源量的 4.9 倍，比常规天然气加非常规资源量总和3 63 万亿方还高出2 2 万亿方。
资料来源：邹才能院士等《煤炭地下气化及对中国天然气发展的战略意义》，本报告测算
与此同时，还可产出氢气 2105 万亿方，一氧化碳 655 万亿方，资源潜力巨大。
假设每年通过地下气化煤炭资源1 0 亿吨（相当于目前煤炭产量的1 /4 ），可以生产甲烷（天然气） 2553 亿方、氢气1 3959 亿方、一氧化碳4 345 亿方。所生产的甲烷，相当于与2 021 年天然气产量2 076 亿方的 123% ，为2 021 年进口天然气量 1675 亿方的 152% 。生产H 2 + CO 18304 亿方，如果全部用来发电，可以发电 26146 亿度，为2 021 年年发电量 86987 亿度的 30% 。也就是说，如果地下气化1 0 亿吨煤，只利用了3 .77 万亿吨资源量的万分之2 .65 ，就能解决我国能源全部可以自给问题，还能解决部分碳排放问题。
（七）结论
地下煤气化的优势：
一是煤炭地下气化技术具有较好的环境效益。煤炭地下气化燃烧后的灰渣留在地下，超临界CO 2 气化炉原位回注，保持地层压力减少地表下沉风险，无固体物质排放。因此，煤炭地下气化减少了废物和粉煤灰堆放面积及对地面环境的破坏，这是其他洁净煤技术无法比拟的。
二是与传统地面气化相比，地下煤气化所产生的煤气，经净化、分离后，CO经发电变换电，将CO 2 分离出来储存到附近采空油气田或废弃的气化炉原位封存或作其他用途，从而得到洁净能源“电+H 2 + 甲烷”。因此，煤炭地下气化有利于解决煤炭碳排放问题。
三是煤炭地下气化提高了煤炭资源的利用率。传统的采煤方式，煤炭的综合利用率在3 5% 左右，而煤炭地下气化技术可大大提高资源回收率，使传统工艺难以开采埋藏太深的煤、边角煤、“三下”压煤、已经或即将报废矿井遗留的保护性煤柱和按国家环保规定不准开采的高硫高灰劣质煤得到开采，大大提高了煤炭资源的利用率到7 5% 以上。
四是安全性好。煤炭地下气化技术由于实现了井下无人、无设备生产煤气。因此具有较好的安全性,可避免传统采煤的煤矿塌陷、透水、瓦斯突出等事故。
五是投资少、经济效益好。与矿井和矿场建设相比，建设地下煤气化站的投资低 ２.５倍，与地面气化相比投资显著降低。
六是劳动生产率高。生产管理操作简单，用人少，效率高，成本低,利润高，比井工开采可提高工效 ３倍以上，节约成本一半多，而且生产安全性好。
七是省去了煤的运输和装卸。由此没有运输过程中的燃料损失和煤尘等污染物排放，并减少相应的费用。
尽管地下煤气化具有上述优点或优势，但技术上仍存在多种局限，距离广泛工业化推广仍有一定距离：
一是煤炭地下气化过程的控制不能达到像地面煤气化的程度，很多的过程变量，诸如水注入速度、气化区中反应物分布、孔穴增长速度，只能通过测量温度和产品气的质量和数量进行估计。
二是有井式地下气化不排除会对地下及地表环境造成重大影响，比如地下蓄水层污染和地表塌陷，同时地下煤层燃烧可能存在造成地表植物干枯的风险。石油钻井式跟天然气开采方式基本相似，可以避免这些问题。
三是我国石油钻井式地下试验只进行过小间距的直井贯通试验，对于水平井长距离贯通以及点火技术，尚未有过现场试验。
尽管 技术上存在一些问题，但实际应用并无大碍 ，为什么没有大面积推广，主要有以下三个方面的原因：
一是政策上有障碍。首先是许可证问题，煤矿开采是固体矿藏开采许可，需要非常严格的安评和环评。煤炭地下气化，在地下是固体矿藏，但出来的是气体产品，矿权许可证成了大问题。所以，到目前为止，中国没有颁发过一张地下煤气化矿权许可。其次是矿区使用费或者资源费问题，煤矿在拿矿权时要一次性缴纳资源费，按资源量每吨多少钱一次缴纳，而石油、天然气的资源税是按开采量交纳的。
二是条块分割。我国煤炭行业的只是到人能够得着的地方开采，目前人能够得着的深度最深到6 00 米左右，也有部分上千米，但成本巨高。因此，导致中深层煤炭资源被闲置，勘探力度不够，开发更无从谈起。石油行业虽然勘探开发石油过程中，钻遇过非常多的煤层，只是当做一个钻遇地层而已。由于条块分割现实，石油人从不去碰煤炭。但中深层煤炭的勘探开发，还必须钻头说了算，还必须石油人的介入。
三是“代入式”思维和“屁股式”观点障碍。“代入式”思维，一提起煤炭地下化，很多专家、学者或官员首先就会怀疑会不会把整个煤层给烧了，殊不知燃烧必须要有氧气的供给，在地下密闭环境下，停止供氧，燃烧就会停止，除非燃烧的煤层是断层通天的或者很浅的煤层，而地下煤气化都是选择中深层封闭地层中进行的；其次怀疑燃烧产生的焦油会污染地层水，这种情况浅层有可能，但中深层不会，就像石油开采一样，没有发现过石油迁移到地层水里面，除非是固井质量非常差；第三是怀疑燃烧导致资源浪费，其实地下燃烧是为合成煤气提供能量，跟地面气化炉一样，当然能量利用效率孰高孰低，单从能源效率肯定是地面气化，但综合来看应该是地下气化，把气化炉中所有煤炭都能气化了，提高了煤炭资源利用率。“屁股式”观点，一些专家、学者或官员，受“屁股”所坐位置的影响，难免会提出很多具有很强“屁股决定脑袋”的观点，只要找到一点对自己位置上事情有利的，就加以大力鼓吹；这要找到一点对自己位置上事情不利的或者跟自己无关的，就不顾一切去反对。
五、结论 与建议
中国是全球最大的能源消费体，2021年占全球总的能源消费量的26.5%，是排在第二的美国的1.7倍，是整个欧洲能源消费总量的1.9倍。
中国一次能源消费构成中，严重依赖化石能源，2012年至2021年十年间，化石能源占比一直在80%以上，其中煤炭在5 0% 以上。
中国终端能源消费量占总能源消费量 8 0% 左右，化石能源直接用于终端消费占比2/3左右。三大化石能源需求短期内恐难替代，这是中国制造业大国的产业 结构所决定的，工业生产技术具有明显的高碳消费特征，制造业对化石能源消费具有较强的消费惯性。
可再生能源（除核电和生物质能源外）的自然禀赋具有地域不均衡、季节不均衡和昼夜不均衡性，导致可再生能源出力不稳，输送、线损、保供和调峰成本高，这些成本是发电成本的数倍。可再生能源装机规模虽大，尽管中国可再生能源在全球排第一，但其在整个能源消费也才5.4%（不含核电和水电），难以替代传统化石能源成为主力能源。
煤炭是中国能源保障的“压舱石”。煤炭储量在中国能源矿产储量占比超过90%；2 021 年中国煤炭消费占总能源消费的5 6% ；产量占全球煤炭产量的5 0% 以上；中国煤炭资源总量巨大，但探明率很低，只有3.52%。
实现碳中和、保障能源安全与满足能源总需求的三重目标，决定了中国既不能短时间内完全退出传统能源，又不能大幅放缓能源转型的推进速度。因此，对于传统能源利用效率及方式的提升，将成为中国能源转型的重中之重。
煤炭地下气化就是变传统的物理采煤为化学采煤，具有安全性好、投资少、效益高、污染少等优点，被誉为第二代采煤方法。与地面气化煤气相比，地下气化煤气具有成本低、质量优等优点。煤炭地下气化技术上基本成熟，尤其是随着现代石油钻完井技术的进步，通过石油钻井方式对固态煤炭实现化学开采。
地下气化煤气的最佳利用方式是“发电+H 2 + CH 4 +CCS或CCUS”，生产出绿色产品“电+H 2 +CH 4 ”。中国陆上埋深 1000～3000米的煤炭资源量为 3.77万亿吨，可以制造绿色能源产品天然气385万亿方、氢气2105万亿方、一氧化碳655万亿方，资源潜力巨大，远超我国石油和天然气资源量。
煤炭地下气化技术上虽存在一些问题，但在实际应用并无大碍，主要是政策层面必须要进行改革，提出以下建议：
一是许可证方面，对于埋藏深度超过600米的煤炭地下气化项目，颁发类似煤层气或页岩气许可证，只能使用石油钻井式开采；对于埋藏深度少于600米的，地质复杂、煤质差且井工开采技术经济不可行的，需要建立全国统一技术经济标准，满足相关条件，可以颁发类似煤层气或页岩气许可证，只能使用石油钻井式开采；对于已关闭矿井实施有井式地下气化，如果目标矿井仍属于煤矿矿权业主，不需要单独颁发矿权许可；如果属于政府，可以颁发类似煤层气或页岩气许可证，只能使用有井式开采。
二是资源使用税，参照煤层气，按采出量交纳，但对煤矿矿权业主对其自有的关闭关井实施地下气化的，不另缴资源使用税。
三是安评、环评方面，使用石油钻井式进行地下气化的，参照煤层气、页岩气进行安评、环评；使用有井式地下气化，参照煤矿开采的安评、环评。
四是产业政策，地下气化所生产的煤气、甲烷（天然气）、氢气参照煤层气鼓励政策，每方补贴金额按热值折算。
五是鼓励氢能源利用，解决煤炭地下气化产生的大量氢气的出路。包括：终端直接利用，尤其是是工业、发电、民用和交通运输行业，推广煤改氢、油改氢和天然气掺氢；管道天然气掺氢运输，掺氢比例先从5%（体积）开始，逐步增加到20%（根据技术条件确定）；鼓励各种液态、压缩和固态等储氢、运氢技术的商业化发展；鼓励氢能终端设备制造，如氢燃料电池、燃氢或者掺氢发电机、燃情或掺氢汽车等。
煤炭地下气化实现煤炭的高效和清洁化利用，按照习总书记提出的“双碳目标”，完全依靠本土资源，贯彻落实2 021 年10月21日习总书记在视察胜利油田时“石油能源建设对我们国家意义重大，中国作为制造业大国，要发展实体经济， 能源的饭碗必须端在自己手里”的重要指示精神，成就煤炭地下原位“电+H 2 + CH 4 ” 产业链，开创煤炭开采业和我国能源产业的新时代。这个新的产业链规模将超过目前的煤炭和石油产业总和，将有力解决中国能源的安全保障 。