山西煤电产业向绿色低碳综合能源服务转型的基本思路

王 璟

（山西省宏观经济研究院， 山西 太原 030001）

0 引言

碳达峰碳中和背景下，能源产业发展的基本方向是发展绿色低碳能源，推进能源革命，构建绿色低碳、满足多元需求、安全高效的能源体系。新工业革命背景下，向绿色低碳综合能源服务商转型是山西煤电产业深化能源革命、构建多元能源体系的具体路径。

1 基本情况

1.1 山西煤电产业现状

1.1.1 煤电是全省主力能源

从省内情况看，统计数据显示，一次能源产量中原煤占绝对多数，2011—2020 年间，由99.55%逐步降至96.77%。加工转换能源中，2011—2020 年间，火电、洗精煤及其他洗煤、焦炭占比分别从12.46%降至11.83%、21.05%升至60.07%、11.80%升至13.49%。这说明，山西能源供给主体为原煤及煤炭制品。2022年，全省发电装机12 080 万kW，其中，火电装机4 962 万kW。火电仍是山西主力电源，火电装机排名全国第5。2022 年全省发电量4153 万kW，火电占比超过89%。从全国能源格局看，2022 年山西原煤产量13.07 亿t，煤炭先进产能占比达到80%，以长协价保供24 个省份电煤6.2 亿t，位居全国第一。

1.1.2 煤电是山西能源消费主体

山西能源产品主要供外省市消费使用，或者说，山西是能源供给大省，但不是消费大省，2020 年山西能源消费总量20 980.55 万t 标准煤，占全国比重为4.21%，人均能源消费6.01 t 标准煤，约为全国1.70倍。新中国成立以来，山西外调原煤140 多亿t，素有“点亮了全国一半的灯，烧热了华北一半的炕”之称。改革开放以来，山西煤炭产量、调出量和出口量，分别占到全国总量的1/4、3/4 和70%以上[1]。从省内消费总体情况看，省内一次能源消费的83.67%为煤炭，高出全国26.87 个百分点，非化石能源占一次能源消费的比重6.82%，低于全国9.08 个百分点。从能源消费品种看，煤炭占到一次能源消费总量的80%以上。

1.1.3 燃煤是山西碳排放主要来源

山西处于工业化、城市化、现代化步伐加快发展过程中，工业生产技术水平较为落后，用电质量不高，能耗水平较高，全省经济结构较重的局面仍未改变，2022 年用电量全国排名第12，GDP 全国排名第20，单位GDP 电耗1 154.48 kW·h/万元，高于全国726.85 kW·h/万元。此外，煤炭是山西主体能源，火电外送任务繁重，燃煤是全省碳排放主要来源，导致全省碳排放总体水平较高，2019 年全省碳排放总量约为5 亿t，位居全国第6，同年经济总量全国排名仅为21名。全省2019 年单位GDP 碳排放量约为全国平均水平的3 倍，位居全国第三；人均碳排放量约为全国平均水平的2 倍，位居全国第四。全省森林覆盖率刚刚超过全国平均水平（23%），森林碳汇仅占全国总量的1%，仅可吸收全省碳排放总量的2%左右[2]。

1.1.4 低碳能源迅速发展

山西风电、光伏迅猛发展，“十三五”期间，风电、光伏装机年均增长分别为24.16%和63.22%，其中，光伏领跑基地装机规模达到400 万kW，居全国第一，光伏扶贫工作进展顺利，晋北风力发电基地建成，中南部低风速资源有序开发。从装机容量占比看，截至“十三五”末，山西省发电装机容量达到1.038 亿kW，较2015 年增长49%，其中，新能源发电装机容量3 282.7万kW，占全省装机容量的31.6%，较2015 年末提升20.39 个百分点。全省电力结构已经发生根本转变，已经具备建设以清洁火电和可再生能源为主体的新型电力系统基础。新能源消纳率2020 年达到97.03%，基本不存在“窝风”“窝光”问题。

1.1.5 煤电技术取得一定突破

近年来，山西重点围绕煤炭开采、煤层气、煤化工、新材料、煤电及新能源、节能环保等煤基低碳领域重大科学问题及共性关键技术与工程基础问题，开展技术攻关。“十三五”期间，全省试点煤炭绿色开采矿井达到55 座，智能矿山建设加快推进，10 座国家首批智能化建设示范煤矿已经开工建设，26 座煤矿实施全矿井智能化建设，64 处智能化采煤工作面实现减人60%～70%的目标，全省煤矿先进产能占比由不足30%提高到68%，与华为共建的智能矿山实验室开始运行。34 个“卡脖子”关键共性技术攻关项目积极推进，“低渗煤层煤层气分段压裂水平井增产技术研究”“煤基石墨烯及其复合材料批量化制备技术开发”等重大专项顺利推进，“煤矸石煤泥清洁高效利用关键技术及应用”通过国家科学技术奖初评。积极开展CO2捕集利用封存技术攻关示范，设立“碳达峰碳中和关键技术研究和示范”重点专项，围绕减碳、零碳、负碳开展集中攻关，探索捕集、纯化煤电烟气中的CO2，并转化为碳纳米管、轻量发泡材料等，技术水平达到国内领先。

1.1.6 市场化能源交易体系初步建立

山西于2019 年9 月起，在国家电网系统内率先进入结算试运行阶段。2021 年4 月，山西开展第七次长周期不间断连续结算试运行，至今已近9 个月，累计试运行天数全国第一。电力交易市场规则体系日趋健全，交易规则已经更新至V9.0 版本，已经初步实现可长周期结算。稳步推进增量配电网市场化改革，增量配电试点项目建设顺利，增量配电网企业供电服务规范正式印发。战略性新兴产业电价改革成效初显，符合条件的企业可以享受0.3 元/kW·h 优惠电价，资源优势初步转化为发展优势和竞争优势。电力交易机构股份制改革取得重大进展，山西电力交易中心实现股东多元化，省电力公司持股比例降至47%，股权分布由电网企业绝对控股调整为相对控股。省属能源企业专业化整合平稳起步，煤企整合为晋能控股集团、焦煤集团，组建华新燃气、华阳新材料、潞安化工等非煤能源企业，能源市场结构更加优化，能源领域国有企业“腾笼换鸟”加快推进，年度净回笼资金50亿元左右。

1.2 综合能源服务主要内容

1.2.1 基本内涵

综合能源服务，是为了满足能源消费者不同用能需求，将多种能源集成在一个系统，通过泛在电力物联网、能源互联网等平台，提升能源消费者用能体验的新型能源服务模式。比较而言，传统能源服务，以能源管网为核心，满足用户基本用能需求。综合能源服务集中在电力商品产业链下游，主要包括能源规划设计、综能项目投资建设、能源托管检测、电气设备运营服务等方面。综合能源服务物理架构包含外部能源供应子系统、能源转换子系统、能源传输网络、用户端子系统等，分为多种能源输入、多种能源输出、多种能源转换等三个维度。

1.2.2 背景情况

综合能源服务是能源革命兴起的产物，起源于能源供给品种增加、能源消费需求提升、能源科技创新、能源体制改革，是能源产业变革、能源结构重塑、综合能源系统建设和发展的必然结果。在传统能源服务模式下，用户对不同能源需求需要通过相对应的供应商提供，这就会出现管网建设重复、用能形式单一、需求响应不及时、能源供给效率低下等问题。综合能源服务可以满足用户对电、热、冷、气等多种能源的需求，根据实际需求，制定差异化、个性化套餐式服务。目前，开展综合能源服务较早的是电网企业，主要原因在于电网企业拥有较为完善的能源输送通道，与石油、天然气、供暖等相比，管网建设已经趋于完善，可以更加高效地连接能源供给侧和需求侧。目前，我国电力市场建设趋于完善，综合能源服务主要满足的是日前和日内两级市场购电需求，鉴于综合能源商往往要参与天然气交易，综合能源商需要解决电力、天然气等能源品种间优化配置问题。由此可知，综合能源服务经常面临上游市场风险问题，比如实时电价变化、不可控负荷等。

综合能源系统包含供给端、输送端、需求端三部分。从供给端看，能源品种包含煤炭、石油、天然气、电力、风电、光伏发电、生物质能、氢能等多种能源，在面对不同能源品种时，供给端需要提供稳定、足量的能源供给。输送端需要将用户需求实时反馈供给端，并保障所需能源及时、足量输送到需求端。需求端往往是工商业用户、居民用户、政府部门用户等。

1.2.3 必要性

综合能源服务是推动能源革命、能源转型发展的重要路径，是提升能源开发使用效率、提高可再生能源消纳比例的重要发展方向。综合能源服务可以满足用户个性化用能需求、能源大市场竞争、低碳经济发展等。用户对能源的需求种类多样，传统能源服务模式下，用户需要通过各种能源供给渠道，才能获得所需全部能源，在综合能源服务模式下，用户可以通过一条输送通道，获得所需各种能源，还可以提出个性化的能源需求方案。在市场化改革推动下，各能源品种在市场规则约束下，开展公平竞争，能源品种间的替代作用、竞争作用充分展现，综合能源服务模式可以更好发挥市场竞争的作用，有助于深化能源领域市场化改革。在综合能源服务模式下，可再生能源通过转化为电力的方式，与煤炭等不可再生能源开展竞争，天然气等清洁能源通过冷热联供方式参与能源市场竞争。

1.2.4 主要障碍

现阶段，综合能源服务模式遇到的主要障碍，体现在各能源品种间融合不足、经济效益差、可再生能源接入难、储能技术发展滞后、不同能源品种间的调度协调难度大等方面。各能源品种受自身存在形态、消费方式限制，采用的输送通道、方式不尽相同，综合能源服务模式要求采用统一输送通道为各能源品种融合难度较大，比如，石油天然气和电力组成能源供给服务套餐时，面临配额分配、集中输送等问题。综合能源服务模式，要求建立统一的市场体系，前提是要有完备的能源输送、交易基础设施，提高了能源交易成本，导致经济性较差，此外，综合能源服务模式下，各能源品种交易规模较小、频次较高，导致成本进一步提高。综合能源服务模式下，可再生能源主要通过转化为电力的方式参与市场交易，风力发电、光伏发电受自然条件约束较大，供应稳定性较差，与煤炭、火电等传统能源相比接入综合能源服务市场难度较大。综合能源服务要求建立源网荷储一体化发展的能源供应体系，目前受技术制约，储能发展较为缓慢，不能很好地抑制能源供需中的“波峰”“波谷”现象。各能源品种间存在显著的竞争，协调难度较大，此外，天然气、风电、光伏发电等能源供应存在“峰谷”现象，在这些能源集中供应期内，其他能源供应会受到冲击。

1.2.5 技术因素

综合能源服务模式，是通过电力将各能源品种连接起来，实现能源流、信息流、价值流耦合，实现能源供给效率最优。电能贯穿能源生产、供给、消费各环节，将分布式能源、冷热电三联供、储能、热泵等能源要素有效连接，是实现多能互补的关键环节，可以大范围配置可再生能源，是可再生能源承担主体能源的关键因素。

综合能源服务需要建设信息系统平台，实现数据集成和信息共享，为消费者提供多品种、多方式、个性化的能源产品方案。平台是以能源互联网为基础，能源互联网的发展，强化能源品种之间互联、能源和信息融合，尤其是在5G 技术支持下，能源互联网作用发挥更为明显。能源互联网具有开放性，可以方便地促进能源行业和其他行业耦合。能源互联网具有普适性，可以方便地实现各能源系统间的接口连接。

热电联供技术、新能源发电技术、储能技术发展，为更好发挥电力这一能源中介作用提供了坚实基础，有助于各能源品种共同参与能源市场竞争。信息技术，特别是物联网、云计算、大数据、人工智能等技术发展，促进各能源品种高效互联、用户侧友好交互，集合了大量数据资产，将数据资产转换为能源增值服务。能源区块链技术，实现分布式能源P2P 交易，降低交易成本、提高交易效率。

1.2.6 遵循的基本原则

需求导向。以能源需求为导向，从消费者用能需求、能源需求特性、消费者粘性等角度，制定符合实际的综合能源服务方案。

市场化运作。将综合能源服务作为能源市场化改革的重要内容，通过研究能源消费市场、评估投资效益、建立市场化运作机制、防范市场风险，夯实综合能源服务的基础，提升能源企业经营效益。

创新驱动。重点围绕泛在电力物联网、能源大数据、分布式能源、先进储能等技术，开展联合攻关与应用创新，开展能源托管、直接交易，建立创新型、智慧型综合能源服务体系。

1.3 综合能源服务基本模式

国内外在综合能源服务发展过程中，形成了多种可供借鉴的经验模式，共同的特征是立足本国（地）能源供需实际，在保证能源供应安全的基础上，提高能源供给的灵活性、有效性、经济性。

1.3.1 英国多能源品种集成模式

英国是现代工业起源地，煤炭工业和燃煤发电起步较早，本土及周边石油天然气资源富集程度高，能源禀赋条件优越，能源基本可以满足自给。从地理条件考虑，英国远离欧洲大陆，电力跨洋传输难度较大，与欧洲大陆的电网连接采取高压直流线路，线路容量小，供给基本依靠本土发电。基于地理条件限制，英国能源系统非常注重安全可靠和可持续发展能力建设，强调煤炭、电力、天然气等能源间的集成和应用[3]，比较重视能源独立性，大量开展区域综合能源系统应用。

1.3.2 美国能源高效管理模式

美国能源部负责能源政策制定，能源监管机构负责落实能源政策，平抑能源价格无序波动，各能源系统之间配合较为协调[4]。美国重视综合能源技术开发，较早开展分布式能源、冷热电联供、智能电网等技术，在《能源独立与安全法案》中，要求主要供能环节开展综合能源规划，依托智能电网构建综合能源系统，实现高效能、低投资、安全可靠、灵活应变。美国充分运用大数据、云平台，培育具有全球竞争力的能源数据分析企业，引领全球综合能源服务商业模式创新。在政策上，美国采取专项补贴、投资减税、独立固定电价等措施。

1.3.3 日本智能社区模式

日本本土能源匮乏，对能源的需求极为敏感，认为构建综合能源系统是实现温室气体排放的重要路径。较早开展综合能源服务工作，综合能源系统基本覆盖全国，面向终端的多能源集成系统解决方案基本成熟。日本电力企业发展基础较好，一体化发展程度较高，是综合能源服务的主导者。日本综合能源服务的主要特色是，基于用户类型的差异化策略。在政策上，日本采取了专项补贴、投资减税、优惠贷款、独立固定电价等措施。东京燃气公司构建了涵盖电力、热力、燃气、氢能于一体的综合能源系统，构建不同的能源使用设备、能源转换和存储单元共存的终端综合能源系统，将电动汽车接入智能家居用能系统，集中调节、优化家居用能[5]。东京电力公司的做法主要包括：将客户分为大客户和居民客户两类，采取差异化服务策略；为用户提供节能服务，建立智能用电系统，引导错峰用电；开展智能家居、建筑节能、电动汽车等领域技术研究。

1.3.4 丹麦公共部门合同能源管理模式

丹麦综合能源服务市场显著特征是以市场需求为导向，能源供给以风电、光伏等可再生能源为主，主要向公共部门提供服务。丹麦国家电网公司是丹麦境内电力和燃气传输企业，通过传统业务创新和引入数字化等方式开展综合能源服务业务。扩展输电业务，预测、管理风能和热电联产出力，跟踪发电单位出力情况，灵活调度多种能源。扩展天然气传输业务，提高燃气管网氢气混合运输比例，构建氢气制取、运输、存储、使用产业链[6]。将数字技术引入能源领域，开展数据中心业务，市场参与者可以查询、上传电力生产、消费等数据。在政策上，丹麦采取了强制配额、优惠贷款、独立固定电价等措施。

1.3.5 南方电网公司合同能源管理模式

南方电网公司于2010 年设立子公司，从电源、电网、用户三个维度，开展综合能源服务，重点围绕节能服务、新能源、分布式能源与能源综合利用三项业务，拓展售电、电动汽车、碳交易、互联网+能源服务等新型业务，形成“3+N”业务体系，依托南方电网营销渠道、客户资源、技术平台、品牌形象等，通过BT、BOT、EMC、PPP 等方式，开展全产业链综合能源服务。南方电网公司主要采取合同能源管理（EMC）模式，开展商业化运营。

1.3.6 协鑫集团分布式能源模式

协鑫集团构建“源—网—售—用—云”能源互联网模式，积极探索智慧能源模式，重点发展天然气分布式能源，移动式、锂电池储能、集中式+分布式储能集群，大力发展配电网和售电服务，以及多能互补微网[7]，清洁能源发电占比较高。延伸产业链，为客户提供系统解决方案，提供的服务种类丰富，可以满足用户多种需求，优化用户体验。

1.3.7 新奥公司泛能网模式

新奥能源控股有限公司提出建设泛能网，利用能源和信息技术，将能源网、物联网、互联网高效集成，属于区域能源互联网模式。新奥公司通过开发冷热电联产的分布式能源项目，向用户提供燃气、冷、热、电，主要应用于工商业园区、大型企业、大型建筑等。在长沙黄花机场项目，新奥公司采取建设—拥有—运营模式，黄花机场向新奥公司支付综合能源服务费。

2 促进煤电产业向综合能源服务转型的路径

2.1 强化顶层设计

将综合能源服务纳入省“十四五”能源规划，并专门研究编制全省“十四五”综合能源服务专项规划，组织政府部门、科研院所、能源企业共同开展综合能源服务顶层设计。由市场监管部门牵头，制定综合能源服务标准体系，指导综合能源服务规范发展。开展关键技术联合攻关，依托能源重点企业、科研院所、实验室等平台，围绕综合能源服务关键技术，以揭榜制等形式开展攻关。推动先行先试，鼓励重点能源企业向综合能源服务商转型，建设综合能源服务试点项目，带动更多煤电企业参与综合能源服务体系建设。

2.2 促进煤电企业由保供给向提供服务转型

选择1～2 家实力较强的煤电企业作为试点，围绕构建全产业链模式，开展综合能源服务模式创新，培育能源领域头部企业。推动试点企业向上游兼并重组可再生能源企业，提高“绿电”在全部能源产品中的占比，大力发展分布式能源。开展能源项目设计、规划、投资、运营管理，摆脱煤电企业“傻大黑”形象，推动试点企业进入服务业领域。推动试点企业投资、建设中游管网设施，围绕电力体制改革、石油天然气体制机制改革等能源领域重大改革机遇，进入管输环节，特别是增量配网领域，积极参与市场化的电力交易中心组建，培育建设更加开放的能源交易中心。推动试点企业向下游延伸，积极开展售电业务等能源交易，拓展能源领域期、现货交易业务，开展能源金融。推动煤电企业建设需求侧管理平台，整合用户数据管理、用户微网控制、售电偏差控制等功能，融合互联网技术，建设能源云平台。

2.3 以工业园区为试点

工业园区基础条件较好，工商业企业较为集中，用能市场集中，便于开展综合能源服务。根据国内外实践，工业园区开展综合能源服务的模式主要有EPC模式、BOT 模式及PPP 模式。改造工业园区基础设施，使之满足多能联供条件，由园区统一提供电、气、热、冷、油等多种能源，降低企业采购成本。对自备电厂开展绿色低碳技术改造，充分利用自备电厂提供能源，提高能源供应效率。发展多流程循环硫化床锅炉+背压式机组热电联产的小型分布式能源系统[8]，满足园区级综合能源服务用能需求。建设储能设施，配合可再生能源发电，为用户提供“绿电”。推动企业开展节能减排改造，用好技改资金，降低能耗水平。开展跨区域交易，推动工业园区使用供电区域外的风电、光伏发电。开展需求侧管理，从价格角度，制定分时电价、实时电价、尖峰电价政策，引导用户将用电时段调整到低电价时段，从激励角度，鼓励用户采取直接负荷控制、可中断负荷、需求侧竞价、紧急需求响应和容量/辅助服务计划等，在供电稳定不足或电价较高时，积极响应削减负荷。

2.4 以城市为重点

城市是能源消费的主要载体，能源领域人才、资金、技术等要素在城市高度集聚，能源技术创新主要发生在城市。一定程度上，城市引领能源革命，是能源革命主要发生地。

2.4.1 调整城市能源消费结构

提高风力发电、光伏发电、氢能、地热能等低碳能源的消费比重，控制煤炭消费，县城和城乡结合部重点控制散煤燃烧，发展电动汽车和充电桩等配套设施。推动重点行业降低煤炭消费，推动电力、钢铁、有色、建材等行业降低能源消耗，实施重大节能降耗技术示范工程，推动绿色低能耗技术产业化示范应用。

2.4.2 提高煤电经济效率

坚持节能优先，加快现役火电机组节能升级和灵活性改造，大力实施供热机组改造。统筹煤电产业发展和保供调峰，推动煤电在实现基础保障的同时向系统调节性电源转型，在建设风电、光伏发电基地时，严格限制新建煤电调峰机组规模，优先选择已有先进煤电机组作为调峰机组，特别是可以接入风电、光伏发电基地外送通道的先进煤电机组。合理控制先进煤电项目建设进度，有序淘汰落后煤电机组，推进服役期限超过30 年的老旧燃煤机组停运。

2.5 打造综合能源服务产业链

围绕贯通综合能源服务上、中、下游业务目标，拓展综合能源输配服务范围，发展分布式能源开发利用、售电、节能环保等业务，开展综合能源服务设计、建设、运营业务，开展综合储能业务。依托电网企业，整合能源数据资源，围绕数据标准统一、数据传输、数据分析、数据安全等环节，实现能源流、数据流、业务流融合发展[9]。拓展节能服务业务，加大力度与节能公司、科研院所合作，建立节能产业技术联盟，加强节能技术研发应用，探索节能服务模式，试点节能公司公平参与需求响应，以节能服务和能效管理为核心，强化节能服务业务和服务体系建设，组建节能服务公司，成立能效服务小组，建设覆盖全省的能效服务网络，积极拓展省外市场。

创建智慧能源产业示范区，开展多能互补改造，提高新能源应用比例。构建现代能源综合服务体系，加快打造集购售电、配电设备管理、能效管理、分布式管理、数据采集等功能于一体的山西“能源云”，实现能源流和信息流闭环联动。开展山西大数据创新应用综合改革试点，依托中国（太原）煤炭交易中心、山西“能源云”，打造能源大数据平台，推动山西由能源产品输出向能源服务输出，构建现代能源综合服务体系。

建设综合能效服务平台。目前，综合能源服务平台主要有能效物联网平台、能源服务电商平台、混合型服务平台三种。从发展情况看，能效物联网平台主要开展在线用能监测和预警服务，存在的主要问题是提供增值服务质量不高，难以建立产业生态，连接主体类型单一。能源服务电商平台主要开展能源项目供需对接的撮合交易服务，存在的主要问题是提供的服务吸引力不足，对服务商和用能主体聚合力不足[10]。

2.6 突破关键技术

综合能源服务相关技术主要包含分布式能源生产技术、能源配置技术、能源存储技术、能源消费及综合利用技术、“能源+ 互联网”技术等，先进信息技术将成为综合能源服务的关键技术[11]。重点分析当前亟需突破的泛在电力物联网技术、能源区块链技术等。

2.6.1 泛在电力物联网技术

泛在电力物联网技术，覆盖能源生产、传输、交易、消费各环节[12]，全面提高对电力系统及其设备的深度感知能力，构建源网荷储友好互动体系和智慧能源服务体系，让多种能源通过电网和谐相处，并最终为能源互联网生态体系赋能，助力全社会提升能效水平[13]。

山西需要加强与国家电网公司、电规总院、华北电力大学等企业、科研院所合作，基于可再生能源和低碳煤电为主体电力、低碳煤电同时承担调峰任务的新型电力系统框架下，发展适合山西能源生产和消费特征的泛在电力物联网技术。依托国网山西公司，制定泛在电力物联网年度建设方案和任务，编制泛在电力物联网总体设计和信息系统架构，完成泛在电力物联网体系框架设计和标准体系建设。当前，智能电表已经进入替换周期，电力无线专网建设已经具备一定基础，坚强智能电网在全国范围内已经进入尾声，电网企业有避免被“管道化”的意愿，因此，电网企业有着实现综合能源服务的强烈愿望。

2.6.2 能源区块链技术

区块链技术凭借其去中心化特征，颠覆互联网发展模式，强力保障交易信任，促进高效运行。能源区块链技术，有力促进多种能源、市场参与主体协同，提高信息和物理系统进一步融合，实现交易多元化和低成本化[14]。区块链技术保证能源计量、认证的权威性，大幅度降低交易成本，保障交易安全可靠，促进实现分布式交易协同，有助于实现能源金融。能源生产端大量接入分布式新能源，促进系统调度从集中式向分布式发展，提升能源管输网络能源流、信息流容量和可靠性，提高能源需求侧灵活性和响应能力，提高储能参与市场积极性。

3 促进煤电产业向绿色低碳转型的路径

客观认识碳减排，碳减排要找到符合中国能源实际的路径，在保证能源安全前提下，提升煤电产业发展质量，在发展过程中找到节能降耗减排的路径，统筹稳妥有序推进煤电产业碳减排。在能源供给市场仍存在较大不确定性的前提下，需坚持煤炭主体能源地位，煤电产业和新能源产业不是非此即彼的关系，煤炭仍是核心需求和保底需求，新能源将迎来更大发展机遇。煤电产业高质量发展的核心路径是绿色低碳发展，要以煤电产业绿色低碳发展时间，为新能源产业发展换取空间，最终实现能源结构转型。

3.1 合理控制煤炭产能

科学谋划煤炭开采时序进度，全面提高煤炭供给体系质量，制定全省煤炭绿色开发利用基地总体规划，按照能源保供和清洁低碳发展要求，结合区域煤质和煤层赋存特点，优化各矿区开发布局，培育优质先进产能，通过实施减量置换、产能核增、减人提效等方式，建设符合先进产能标准的煤矿，有效提高优质产能占比，提升煤炭绿色供应保障能力。全面推广保水开采、充填开采、无煤柱切顶成巷、特殊煤层开采、减少地面沉降、减少资源损耗、煤炭与瓦斯共采、煤矸石填充支护等绿色开采技术，实现生态保护和煤炭资源高效开发利用。提升煤矿智能化水平，加快煤矿智能化改造，进一步提高煤炭开采效率，保障煤矿安全。开展煤炭分质分级梯级利用试点，推动煤转煤粉应用，探索“分质分级、能化结合、集成联产”的新型煤炭利用方式，采取煤化电热一体化、多联产方式，大力推动现代煤化工与煤炭开采、电力、石油化工、冶金建材等产业融合发展。推动焦化企业超低排放改造，推进非电用煤清洁利用，实现焦化产业绿色发展。打造中部（吕梁—晋中）、南部（临汾—运城）、东部（长治）三大省级焦化集聚区，鼓励焦化企业通过产能置换、股权置换、产权流转和合资合作等方式实施并购重组，推动规模集聚，发展焦炉煤气制氢、制天然气、甲醇、乙二醇、合成氨、合成化学品、燃气- 蒸气联合循环发电等多联产项目，努力实现焦化行业“绿色、集聚、智能、高端”发展。

3.2 构建以先进火电与可再生能源为主体的新型电力系统

加快推进新能源开发利用基地建设，依托晋北丰富风能资源，以朔州、忻州为核心，推进风电基地建设。合理有序开发中南部丘陵和山区地区低风速资源，布置适当容量风电机组。推进晋北、晋西光伏发电基地建设，加快寿阳光伏应用领跑基地、长治光伏发电技术领跑基地建设，鼓励可利用建筑物屋顶进行光伏开发。在农林秸秆资源富裕地区大力推进生物质热电联产，在人口密集且垃圾分类推广较好的城镇周边，合理布局垃圾焚烧发电项目，有序推进垃圾焚烧发电健康化发展，把垃圾焚烧发电作为改善生态环境、发展循环经济的重要内容。在农林生物质、养殖业资源丰富且天然气管网比较成熟的地区，加快发展生物天然气产业，增加天然气供应，保护城乡生态环境，促进生态文明建设。

发展低碳先进的火电机组。发展先进超超临界发电技术，推动煤炭从主体能源向基础能源转变。发展先进整体煤气化燃气蒸汽联合循环（IGCC）、整体煤气化燃料电池联合循环（IGFC），提高煤炭清洁利用水平。发展碳捕获利用与封存技术（CCUS），推动煤电产业大规模减排CO2。探索复合发电技术、超临界CO2动力循环系统等技术，进一步提升碳减排水平。推动循环流化床机组向大型化、高参数、燃料适应性广方向发展。围绕“等容量、减煤量、减排量、深度调峰”的总体要求，建设等容量替代煤电项目。加大现有煤电机组技术改造，统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动。提高供热机组调峰能力，采取储能、电锅炉、旁热供能、低压缸零出力、高背压供热等技术措施解除或弱化机组“热—电”强耦合关系[15]。

3.3 支持非常规天然气增储上产

和煤炭相比，天然气碳排放表现更为优秀，在释放同等热量前提下，燃气释放的CO2仅为燃煤的一半左右。杰森·辛克（2020）认为，今后10 年里中国将成为天然气需求边际增长的最大来源。山西是煤层气主产区，煤层气、页岩气、致密气“三气共采”已经初具规模，具备建设成为国家非常规天然气基地的资源优势和产业优势。在能源供给不确定因素增加的背景下，山西应当加速发展非常规天然气产业，提高能源供给能力。加快非常规天然气增储上产，精准对接京津冀和省内需求，有序建设晋中、沁源—古县、保德一河曲等省级以上煤层气规划矿区。促进煤层气全产业链协调发展，支持建设晋城煤层气示范基地，在煤层气关键技术攻关、煤层气管理体制改革等方面先行先试，打造形成煤层气全产业链竞争优势。建设太原、晋城两个煤层气装备制造业基地。

促进非常规天然气就地转化。天然气发电因其调峰能力突出，在一些国家（比如美国）成为最为理想的发电燃料。在临汾、吕梁、长治、晋中、晋城、忻州等地大力推广煤矿瓦斯分级利用方式和实施瓦斯发电项目，鼓励煤层气就地转化，提高资源的利用规模和转化能力，不断扩大煤层气开发和利用范围，促进煤层气全产业链发展。推动管网互联互通和储气能力建设，加快推进省内天然气管道互联互通，加强第三方公平接入监管，实现管道设施向各类社会主体公平开放。加快推进省际联络线通道建设，实现与周边省市输气管网对接，打造全国输气管网重要枢纽，为雄安新区、京津冀等提供清洁能源保障。推进燃气企业储气能力建设，鼓励各类投资主体合资合作建设储气设施，实现储气设施集约化、规模化运营，探索废弃矿井建设储气库。

3.4 发展先进储能

挖掘用户侧需求响应资源，建设“源网荷储”互动系统，调动电网调节能力，提升电网综合能效，积累电网侧储能领域建设运营经验。开展“新能源+储能”试点，推动储域的应用，推进抽水蓄能电站、储能电池、锂离子电池、新能源汽车等项目建设，实现各种类型储能技术与风电、光伏等新能源系统集成和互补利用。储能方面，重点发展抽水蓄能电站。开展高比能铿硫电池关键技术、高性能低成本硅碳负极、大容量超级电容储能技术等技术攻关。积极开展“新能源+储能”试点示范。编制综合储能技术应用示范实施方案，加快储能技术在新能源领域的应用，实现各种类型储能技术与风电、太阳能等间歇性新能源的系统集成和互补利用。鼓励大型场站风光水火储多能互补，探索可推广商业发展模式，提高新能源系统的稳定性和电网友好性，引导新能源+储能的市场化发展。

3.5 建设智能坚强电网

围绕供电能力充裕、完善网架、合理布点、协调发展目标，适当提高智能坚强电网建设速度，提升能源安全韧性。优化电网结构和输送通道布局，提升向江苏等地外送电能力，保障山西中部城市群等重点区域用电，推动太忻一体化经济区、综改示范区建设国内一流的城市配电网，加快建设新型城镇配电网，稳步提高山西“获得电力”指数提高。完善乡村电力基础设施，提高农业、农村电气化水平。加大革命老区电网建设力度。建设智能充换电网络，稳步推进“煤改电”清洁取暖。推广智能用电，提高异常实时预警、故障智能研判、抢修主动发起能力。开展中低压交直流配电网关键技术、能源互联网技术、液态金属储能电池的关键技术研究等技术攻关。

3.6 推广新能源汽车应用

实施“绿色交通”行动，加快城市客运、公路运输行业和旅游景区等公共服务领域推广使用清洁能源、新能源汽车。积极推广电动汽车，支持太原市、临汾市等有条件的市创建国家“公交都市”。设区市建成区实施新能源货车差异化管理政策，延长新能源货车通行时间、扩大新能源货车通行范围，鼓励对新能源轻型箱式货车、封闭式货车缩短限行时间，纯电动货车不受机动车尾号限行管理措施约束。鼓励建设高速公路充电设施，新建住宅小区必须配套建设充电基础设施，支持在老旧小区改造工程中建设充电基础设施。鼓励实施新能源汽车停车收费优惠政策，在政府投资或利用国有资源建设的停车场减半收取新能源汽车停车费。拓展电动汽车服务业务，加大电动汽车产业链相关企业合作，开展充电桩及智能设备研发生产、充电设施运营、充电设施检测、电动汽车租赁、电动汽车充电增值服务等业务。

4 结语

山西能源产业基础较为雄厚，在产生巨大经济贡献的同时，面临转型发展的重任。从区域经济发展看，以煤为主的发展路径，已经为区域造成了路径依赖和生态恶化等问题。如何在保证能源供给的前提下，实现能源绿色低碳发展，保证区域经济结构平稳有序调整，由能源生产商向服务商转型，实现产业链、价值链、创新链延伸，是全省能源领域面临的重大问题。