“双碳”目标下资源综合利用转型路径分析

杨方亮

(中国煤炭加工利用协会，北京 100013)

长期以来，煤炭作为我国能源生产与消费结构的主体能源，在保障经济社会发展的能源需求方面发挥了重要的作用。根据自然资源部发布的数据，2020年煤炭矿产储量为1 622.88亿t(证实储量与可信储量之和)，石油仅为36.19亿t、天然气为62 665.78亿m3、煤层气为3 315.54亿m3、页岩气为4 026.17亿m3(均为剩余技术可采储量)[1]。从能源禀赋情况看，煤炭依然是我国一次能源资源的主体，是保障国内能源安全稳定供应的“压舱石”和“稳定器”。煤炭产业作为地下矿产资源开发行业，其煤炭采掘和洗选加工过程会产生和排放煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯及其他煤系共伴生矿物，上述副产废弃物和共伴生矿物产排量随煤炭生产规模的调整趋势变化而变化[2]，自2011年我国煤炭产量突破35亿t后，十年间，全国煤炭产量均保持在35亿t以上的规模波动[3]。这一时期，煤矸石、矿井水和煤矿瓦斯等废弃物和共伴生矿物的排放量也保持在高位，从国家到地方到企业，进一步加大了对煤炭资源综合利用工作的支持力度和工作力度，着力解决煤炭采选过程副产物和共伴生矿物大规模排放问题。2020年9月，国家确定了2030年实现碳达峰目标和2060年达成碳中和愿景，“双碳”目标战略布局的确立，深刻地影响能源及能源上下游关联产业未来的发展格局，煤炭资源开发、加工转化与终端消费过程也迎来新的挑战。与之对应的，煤炭行业资源综合利用产业也需适应“双碳”战略下的新发展格局，优化和调整产业发展路径，为煤炭产业“双碳”目标下的转型发展奠定基础，为保障碳达峰、碳中和目标下我国能源结构全面转型战略目标的实现发挥积极作用。

1 煤炭行业资源综合利用基本情况

1.1 煤炭行业资源综合利用内涵

煤炭行业资源综合利用的概念最早来源于煤炭的综合利用，煤炭的综合利用提法是毛泽东同志在1958年2月13日视察抚顺市西露天矿时提出的。在露天矿视察结束后，毛泽东同志指出“煤的综合利用很重要，你们要好好抓一抓”[6]。从此之后，以抚顺市煤炭产业为起点，煤炭行业的综合利用开始蓬勃开展起来，早期煤炭的综合利用包括煤炭加工转化(炼油、炼焦等)、煤炭开采副产物(煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯、油母页岩等)的综合利用和粉煤灰综合利用等内容。进入改革开放阶段，广义上的煤炭综合利用内容进一步扩充，完整覆盖了基于煤炭的物理、化学特性而开展的燃料和原料利用过程，这一时期，为进一步解决资源开发和工业生产过程中废弃物的资源化问题，国务院1985年9月30日批转了《国家经委关于开展资源综合利用若干问题的暂行规定的通知》，首次明确提出了国家鼓励企业积极开展资源综合利用，对综合利用资源的生产和建设，实行优惠政策，享受优惠待遇的范围，按照本规定所附《资源综合利用目录》执行。该通知中初步指明了资源综合利用是指对工矿企业生产的废渣、废气、废水、余热和压差等进行综合利用。1996年8月31日，在《国务院转发国家经贸委等部关于进一步开展资源综合利用意见的通知》(国发﹝1996﹞36号)中，明确界定了资源综合利用主要包括：在矿产资源开采过程中对共生、伴生矿进行综合开发与合理利用；对生产过程中产生的废渣、废水(液)、废气、余热、余压等进行回收和合理利用；对社会生产和消费过程中产生的各种废旧物资进行回收和再生利用。从36号文开始，煤炭行业的资源综合利用概念主要特指煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯和煤系共伴生矿物的资源化利用过程。从《“九五”时期煤炭工业改革与发展纲要》开始，到煤炭工业发展“九五”“十五”，直至“十三五”规划，都有涉及推动煤炭行业资源综合利用发展的相关内容和预期性指标。随着“十三五”煤炭行业去产能工作的推进，关闭退出矿井的规模逐步扩大，矿井关闭退出后的残留资源(如稳定沉陷土地、井工矿巷道、地下空间等)的综合利用，也开始进入煤炭行业资源综合利用工作的视野范围。

1.2 煤炭行业资源综合利用现状

按照传统狭义的定义，煤炭行业资源综合利用情况分析，主要是聚焦于煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯和煤系共伴生矿物的综合利用。经过多年的发展，截至“十三五”末，煤炭行业的资源综合利用产业发展取得了积极的成效，无论是产业规模和体量，还是技术和装备水平等方面，都取得了积极进步。煤矸石资源综合利用率由2010年的61%增长至2020年的72.2%，矿井水利用率由2010年的59%增长至2020年的78.7%，地面煤层气抽采量由2010年的14.5亿m3增至2020年的85.5亿m3，井下瓦斯抽采利用量由25亿m3增至2020年的57.4亿m3[2-9]。相关情况如图1、图2、图3所示。

图1 煤矸石资源综合利用情况

图2 矿井水综合利用情况

图3 地面煤层气和井下瓦斯抽采利用情况

从资源综合利用技术的发展和装备水平方面看，在煤矸石资源化利用方面，煤矸石井下充填开采、深部采选充一体化矿井协同开采技术[10]、煤矸石路基材料、煤矸石相变蓄热材料、矿质有机肥、煤基储能材料等技术研发和应用逐步兴起；在矿井水处理与利用方面，高矿化度矿井水处理技术、含特殊组分矿井水精准处理技术、矿井水井下直滤技术等研发进程和应用示范步伐加快[11]；在煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用方面，低浓度煤层气提浓技术、常温中低压瓦斯液化技术、热电冷联供瓦斯发电技术及设备国产化、低浓度瓦斯安全输送与利用技术、乏风瓦斯蓄热氧化技术等在“十三五”期间也取得了积极突破[12-14]。

2 煤炭行业资源综合利用现状与问题分析

2.1 资源综合利用方式与途径分析

目前，煤矸石资源综合利用从利用方式和利用途径上看，主要以资源综合利用发电为主的，年利用的煤矸石量在1.5亿t左右，占煤矸石综合利用的比例为28%，煤矸石建材化利用占比在11%左右，用于填坑筑路、土地复垦和充填采空区的煤矸石量占利用量的57%左右，详细情况如图4所示。从利用途径上看，煤矸石资源化利用主要还是以相对低端的填坑筑路、充填采空区等方式为主，井下充填开采、发电、建材利用方式占比之和约为43%，占比不足50%，且受能耗双控、煤炭减量替代和环境保护等政策的影响，发电和建材利用煤矸石的方式面临较大的压力，总体呈萎缩的趋势。以油母页岩为代表的煤系共伴生矿物资源化利用发展较为平稳，除油母页岩炼油、发电等综合利用方式较为成熟外，其他如煤系高岭土制备、稀贵金属提取等利用仍然处于技术示范阶段。

图4 煤矸石资源综合利用的主要方式

近年来，随着煤炭行业去产能政策的推进，煤炭产能结构发生了较大的变化，东北地区、西南地区、中部地区和华东地区等传统大涌水矿区产量呈大幅下降趋势，煤炭开采过程的吨煤涌水量也在逐步降低。据测算，截至2020年底，煤炭行业矿井水涌水量在54亿m3，矿井水综合利用的主要方向仍然以三大利用方向为主。首先是矿区主要工业生产用水，主要用于煤炭生产、煤炭洗选加工、焦化厂、燃煤电厂、煤化工项目等工业用水环节，约占矿井水利用量的70%，不同地区这一比重差异较大，一般来说，缺水矿区矿井水用于工业环节的比重更高；第二个利用途径是用于矿区环境绿化、景观用水及周边农业生产用水等，比较典型的如唐山南湖景区、大同塔山工业园，淮南生态园等用水，约占矿井水利用量的15%左右，北方地区大涌水煤矿矿井水利用途径有限的情况下，用于农业灌溉、地表和生态补水的规模普遍较大；第三是矿区及周边城镇居民的生活饮用水。在缺水矿区，矿井水经深度净化处理后，达到生活用水标准，供矿区居民饮用和生活用水，约占矿井水利用率的10%左右；四是高附加值利用。少数矿区的矿井水，富含对人体保健有益的微量元素，已经加工成矿泉水等水产品并创出了品牌，但这一方面的占比很小。从矿井水处理技术和工艺上看，目前主流的水处理和净化技术基本都已在矿井水处理与利用过程中得到较为广泛的应用，工程规模与装备水平不断提高。

进入本世纪以来，国家进一步加大了对煤矿瓦斯抽采利用和煤层气开发的支持力度，地面煤层气预抽采和井下瓦斯抽采的规模大幅增长。从煤层气(煤矿瓦斯)的利用途径上看，目前地面煤层气抽采主要以工业应用为主、民用为辅，包括加压后通过管道(PNG)、槽车(CNG)运输，或是液化后通过槽车运输(LNG)，以山西、贵州两省为代表。井下抽采瓦斯，根据浓度的高低，分别用于民用燃料、工业燃料和发电等领域，其中瓦斯发电所占比重非常高。从技术装备水平上看，经过多年的发展，高浓度瓦斯利用已达到了较高的水平，低浓度和乏风瓦斯利用规模正在逐步扩大，国内目前已形成了抽采、提纯、液化、发电、输送和低浓度瓦斯蓄热氧化(逆流氧化)等技术应用和装备制造体系。

2.2 煤炭行业资源综合利用存在的问题

2.2.1 煤矸石资源综合利用面临诸多困境

(1)资源综合利用电厂逐步退出，煤矸石综合利用途径收缩。受能耗双控、环保政策加码、大量矿井退出燃料来源断绝等多因素影响，“十三五”以来，华北、华东和华中及西南等地区的一大批中、小型煤矸石综合电厂关闭退出运行，大型煤矸石综合电厂和低热值煤综合利用电厂虽有增加，但对煤矸石等消纳能力提升有限，总体上看，综合利用发电利用的煤矸石量已达到峰值，正处于逐步下降阶段。

(2)利用煤矸石生产建材产品发展面临技术、经济等诸多障碍。利用煤矸石生产建材产品，与其他建材产品相比，单位成本造价高，需要在环保方面投入更多的成本，且在技术层面，煤矸石建材产品的技术附加值普遍偏低，产品竞争力有限，难以进入高端建材市场。同时，随着煤炭产业布局的调整，煤炭主产区距离综合利用产品的消费距离也逐步扩大，西部、西北部地区的煤矸石建材项目距离消费市场距离远远超出煤矸石建材产品的经济运输半径，再加上当地市场消纳能力和潜力都有限，很难通过发展煤矸石建材项目解决煤矸石大规模排放问题。

(3)煤矸石井下充填成本依然偏高，大规模推广有待技术突破和扶持政策加码。当前，煤矸石井下充填开采的技术应用仍集中在河北、山东、安徽、河南等省区，其他煤炭主产区虽有小规模的应用示范，但总体规模仍然不高，据不完全统计在1 000万t左右。2021年12月，在财政部最新发布的资源综合利用产品所得税优惠目录中，虽已经将煤矸石充填采出置换的呆滞煤录入所得税减免目录，加上此前已有的充填采出煤炭资源减免50%资源税的优惠政策，依然存在包括成本、技术等方面的障碍有待突破的问题。

党的十八大以来，在应对“把绿水青山转化为金山银山”的问题上，江西因势而定、乘势而上，坚持把发展绿色产业、促进产业绿色化，作为促进经济发展与资源环境相协调的基本途径。

2.2.2 进一步提升矿井水综合利用规模的难度加大

一方面，“十二五”以来政府主管部门推动的煤炭矿区矿井水产业化示范工作难以铺开，除了东北三省外，华北和华东及西南主要产煤省，甚至个别西北地区均有大涌水煤矿将净化处理合格的矿井水直接排入地表径流或湖泊，产业化利用长期难以推进，仅通过矿井水低端利用方式对矿井水进行处置。矿井水产业化利用，仍需要克服市场、政策及资金等多方面的制约。另一方面，随着西部、西北部地区高矿化度矿井水用水量的增加，低成本的保水开采技术和高矿化度矿井水净化技术亟待开发和应用。

2.2.3 煤矿抽采瓦斯和乏风瓦斯综合利用规模亟待提高

必须看到，近年来地面煤层气和井下瓦斯的抽采利用规模虽然逐年在扩大，煤炭行业结构性改革推进也关闭退出了大量高瓦斯矿井，但每年仍有大量的井下抽采瓦斯和乏风瓦斯直接对空排放，低浓度、超低浓度抽采瓦斯和乏风瓦斯的综合利用技术和经济成本依然过高，现有的激励扶持政策难以有效提高煤炭企业的积极性，成本和技术及装备问题依然制约着煤矿瓦斯综合利用率进一步提升，需要通过支持相关技术和装备的研发，有效降低低浓度和超低浓度瓦斯及乏风瓦斯利用的单位成本，同时进一步完善低浓度瓦斯、超低浓度瓦斯提纯利用及乏风瓦斯蓄热氧化等综合利用方式的政策支持力度，有针对性的出台相关措施，有效解决当前煤矿瓦斯综合利用方面面临的主要问题。

3 煤炭行业资源综合利用影响因素分析

3.1 “双碳”目标对煤炭产业的影响

碳达峰和碳中和目标的确定，对煤炭产业的影响主要体现在两个方面：一是对煤炭终端消费需求的影响，在“双碳”目标下，能源结构要从以煤炭等化石能源为主向以新能源、可再生能源为主的能源结构转变，电力、冶金、建材和化工等主要用能行业对煤炭的消费需求预期将会发生新的变化，在现有政策体系下，煤炭消费需求或已达到峰值。煤炭产品的市场竞争在“双碳”目标下未来将会更加激烈，这一趋势将进一步加快煤炭行业结构性改革步伐，生产成本高、资源条件和安全及环保水平相对较差的煤矿将加快退出步伐，煤炭产能将进一步向晋、陕、蒙、新等煤炭资源条件好的区域集中。同时也会进一步扩大退出关闭矿井的规模，关闭退出矿井残留资源的综合利用必将成为下一时期煤炭行业资源综合利用的重要内容；二是对煤炭生产方式和煤炭企业发展战略的影响，双碳目标下，传统的煤炭采选加工转化方式将迎来新的挑战，煤炭资源绿色低碳安全高效开发将成为煤炭资源开采过程的必然要求，充填开采、保水开采等绿色开采方式的应用范围将进一步拓宽，智能化矿山建设步伐将进一步加快，提高煤炭资源产出率，降低开采过程能源消耗，减少资源开发过程的环境扰动，减少煤矸石、矿井水和煤矿瓦斯的排放量，提高废弃资源利用效率，都将成为煤炭企业未来发展过程中需要考虑的重要问题。煤炭企业发展将需要更多考虑煤炭产能逐步压减前景下，如何利用好企业现有资源，实现有效转型的目标。

3.2 “双碳”目标对资源综合利用方式的影响

碳达峰和碳中和目标的确定，对煤炭行业资源综合利用的影响主要在对资源综合利用方式的发展前景影响上。随着“双碳”目标的确立，碳排放量、碳排放强度未来将逐步成为考核和衡量企业未来发展前景的重要指标，煤炭企业作为资源开发型行业，直接的碳排放主要来自煤炭生产、加工和转化过程利用的煤炭、油品等化石能源和电力、热能等产品，生产过程中排放的煤矿瓦斯和资源综合利用项目排放的二氧化碳。目前煤矸石资源综合利用的主要方式中，煤矸石综合利用发电、煤矸石建材产品均以煤矸石作为燃料进行燃烧利用，在碳排放总量和碳排放强度的约束下，未来这两种利用方式必然面临较大的碳减排压力。与此同时，随着《中美关于在二十一世纪二十年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》的发布[15]，煤炭行业甲烷减排的问题也将列入新的议事日程，煤炭企业进一步提高煤炭开采过程的煤矿瓦斯综合利用水平，降低煤矿瓦斯排放，特别是解决部分井下抽采瓦斯和乏风瓦斯直接排放问题，也将会成为煤炭企业新的重要任务。

4 “双碳”目标下煤炭行业资源综合利用发展路径分析

4.1 废弃物源头减量

要解决“双碳”目标下，煤炭行业资源综合利用发展面临的一系列问题，最重要的发展路径是通过优化资源开发工艺，从源头缩减煤矸石、矿井水和煤矿瓦斯的排放量，从而实现降低资源综合利用过程的碳排放问题。主要的途径有：

(2)优化煤炭开采工序，通过优化矿井开采工艺，降低煤矸石混入原煤量和升井量；通过实施保水开采和充填开采，降低矿井涌水量和煤矸石井下综合利用规模；通过应用边抽边采工艺，进一步提高井下瓦斯抽采率，应用煤矿瓦斯提纯技术，提高抽采瓦斯浓度，降低混入乏风瓦斯的煤矿瓦斯量，集合上述多种方式从源头缩减废弃物产生量。

(3)优化煤炭洗选工艺，通过发展井下预排矸、预筛分、采选充一体化等方式，将白矸留在井下；通过优化原煤洗选工艺，进一步提高煤炭回收率，降低洗矸含碳量，便于下游非燃烧利用。

4.2 调整煤矸石资源综合利用方向

适应“双碳”战略目标下的新发展方向要求，调整煤矸石资源综合利用以发电、建材为主的方式，进一步提高煤矸石井下充填规模，提高煤矸石用于筑路、砂石骨料、土地复垦、充填采空区等非燃烧利用方式的比重，切实降低燃烧利用方式消纳的煤矸石规模；对暂时还需以发电和建材利用方式消纳煤矸石的项目，进一步优化生产工艺流程，提高资源利用效率和能效水平，切实降低单位终端产品产出的碳排放强度。

4.3 矿井水综合利用与煤基产业链园区发展相结合

在“双碳”战略目标下，推进矿井水综合利用，应与煤基产业链相关园区发展相结合，充分发挥园区水、电、热等资源综合利用效率高，产出相对有保障的优势，切实提高矿井水综合利用效率，避免水资源浪费，尤其是在煤炭产能进一步向黄河流域集中的形势下，严格落实《黄河流域水资源节约集约利用实施方案》的要求，推进陇东、宁东、蒙西、陕北、晋西等能源基地的煤炭矿井水综合利用。

4.4 推进井下抽采瓦斯和乏风瓦斯综合利用

在“双碳”目标下，解决井下抽采瓦斯利用率不高，乏风瓦斯综合利用和销毁规模偏低的问题将是煤炭企业的另一项重要任务。在现有的扶持政策机制下，煤炭企业应提前谋划和布局井下瓦斯抽采利用和乏风瓦斯蓄热氧化等相关项目，积极跟进相关前沿技术的研发应用情况，降低低浓度、超低浓度瓦斯和乏风瓦斯综合利用成本，及时响应国家关于削减甲烷排放的号召和政策要求，通过发展瓦斯综合利用，回收电能、热能等资源，用以替代燃煤和外购电等能源，提高温室气体减排能力。

4.5 加大关闭退出矿井资源的综合利用力度

积极适应和提前谋划“双碳”背景下煤炭行业结构性改革步伐，充分利用关闭退出矿井的巷道、土地、工业广场、矿井水和煤矿瓦斯等资源，发展地下空间利用(储油、储能等)、抽水蓄能、太阳能和发电等新能源、森林碳汇、生态农业等相关产业，以及利用关闭煤矿的瓦斯进行资源化利用，避免瓦斯直接对空排放。通过多种方式，盘活关闭退出矿井的残留资源，发挥综合效能，为煤炭企业转型发展拓宽路径，为企业发展储备碳汇和碳资产。

5 相关意见和建议

基于上述分析，为确保“双碳”目标下煤炭行业资源综合利用产业的有序健康发展，提出下列建议：

(1)转变发展理念，加快推进产业转型。按照绿色发展、循环发展和低碳发展理念，提升煤炭企业发展质量，促进行业高质量发展。借助结构性改革和“双碳”转型契机，优化煤炭产业布局，充分运用科技创新成果，提高新技术、新装备应用推广力度，创新煤炭企业发展新模式，将大数据、智能化等新兴技术与传统煤炭资源开发过程有机结合，实现煤炭传统发展模式向现代化、智能化清洁能源供应商转变。

(2)强化责任意识，推动行业绿色发展。增强煤炭企业在突进资源综合利用发展方面的主体责任意识，认真履行社会责任，加强行业自律，自觉遵守生态环境保护相关各项法律规章。各级煤炭企业应严格按照相关标准规范的要求，落实源头减量、过程控制和末端治理等综合措施，切实提升煤炭行业资源综合利用产业的发展水平。

(3)加大资金投入，提升技术装备水平。加大煤炭企业在资源综合利用四大方向上的资金投入，加快落后技术装备淘汰进程，通过升级改造、新增新建等方式引入有利于提升节能环保水平的技术工艺装备，加大企业相关从业人员的专业培训力度，全面提升资源综合利用产业的绿色生产水平。充分发挥新技术、新装备、新工艺、新模式的作用，通过增加资金、技术投入，提升企业自身科技研发水平，加快相关科技成果转化，提高行业内资源综合利用企业在“双碳”转型过程中的自我造血能力，提高企业发展内生动力。

(4)落实政策支持，加大政策引导力度。一方面，进一步完善相关产业政策和资源综合利用优惠扶持政策，扩大对煤矸石井下充填、低浓度瓦斯和超低浓度瓦斯及乏风瓦斯综合利用，以及关闭退出矿井残留资源综合利用的支持范围，加大财政支持和税收优惠力度，积极推进扶持政策的落实，鼓励和支持煤炭企业和外部相关企业加大在煤炭资源综合利用产业上的资金和技术投入，为实现2030年碳达峰和2060年碳中和目标而贡献行业力量。

DOI：10.16200/j.cnki.11-2627/td.2018.09.021.

DOI：10.19880/j.cnki.ccm.2021.05.012.

DOI：10.19880/j.cnki.ccm.2020.10.011.

DOI：10.13247/j.cnki.jcumt.001276.

DOI：10.13225/j.cnki.jccs.2021.0917.

DOI：10.16200/j.cnki.11-2627/td.2020.07.025.

DOI：10.13199/j.cnki.cst.2018.12.011.