来源：煤炭与新能源融合发展场景与关键技术[J].中国工程科学,2024,26(4):52-62.

  煤炭是支撑我们国家的国民经济和社会快速发展的主要能源，推动煤炭与新能源融合发展，探索并实践更多的融合发展场景与技术，对保障我国能源绿色转型和能源安全供应具有重要意义。

  中国工程院院刊《中国工程科学》2024年第4期发表华北电力大学研究团队的《煤炭与新能源融合发展场景与关键技术》一文。文章立足我国资源禀赋并考虑能源保供与转型需求，阐述了煤炭与新能源融合发展的重要意义，系统剖析了煤炭与新能源融合发展具备的基础条件。从煤炭开发，燃煤发电，煤化工，碳捕集、利用与封存（CCUS）分别与新能源融合的4个场景角度出发，总结了当前煤炭与新能源融合的主要形式、技术特征、应用情况等。着重关注煤炭开发与新能源融合、“风光火储”联合调度、太阳能光热与燃煤发电融合、太阳能光热与CCUS融合、绿氢与煤化工融合等5类技术，深入分析了煤炭与新能源融合技术体系的发展挑战与突破方向。研究建议，将煤炭与新能源融合发展上升为国家战略，系统推进煤炭与新能源融合发展，加大煤炭与新能源科技研发力度，完善煤炭与新能源融合发展相关的财政、金融和人才支持政策。

  我国能源消费结构偏煤，与能源相关的CO2排放中煤炭占比自2014年的80.7%降低至2022年的76.5%，煤炭仍是主要的碳排放源，碳减排压力显著。我国新能源资源丰富，是推动能源供应格局转变和应对气候变化的重要依托，而传统能源的逐步有序退出需建立在新能源安全可靠替代的基础上。为推动煤炭与新能源融合发展，我国发布了诸多政策加以引导。2021年的中央经济工作会议首次提出，立足以煤为主的基本国情，推动煤炭和新能源优化组合。《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（2022年）提出，按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，在基地规划建设运营中鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。

  推动煤炭与新能源融合发展，探索并实践更多的融合发展场景与技术，对保障我国能源绿色转型和能源安全供应具有重要意义。近年来，煤炭与新能源融合发展的研究主要涉及：区域矿山与新能源融合发展路径和“零碳矿山”构建，煤炭与煤电、煤电与新能源的“两个联营”模式，太阳能光热发电与燃煤机组及碳捕集、利用与封存（CCUS）技术集成，“风光火”联合调度等。然而，在煤炭与新能源融合发展的代表性场景、共性关键技术体系等方面的系统论述未见展开。

  为此，本文围绕煤炭与新能源融合发展，明确发展的重要意义、分析具备的基础条件、总结典型场景、把握发展趋势、凝练关键技术，提出发展建议，以期深化我国能源绿色低碳转型和安全稳定供应研究，并为相关工程实践提供参考。

  煤炭是支撑我国国民经济与社会加快速度进行发展的主要能源，自1949年以来，我国煤炭产量累计超过1×1011t，提供了70%以上的一次能源，为我国经济社会发展提供了关键支撑。与此同时也应看到，当前世界能源格局正发生剧烈变化，不稳定、不确定、难预料因素不断增加，油气供应危机频频出现，全球能源产业链、供应链加速重构。“能源的饭碗必须端在自己手里”为我国能源发展提供了根本遵循。我国煤炭资源相对丰富，储采比为37年。新能源可开发潜力显著，其中，风电资源总体技术可开发量超过5.5×109kW，太阳能技术总体可开发量达到1.56×1010kW。我国鲜明的能源禀赋特征，决定了在相当长时间内煤炭的主体能源地位不会变化。因此，推动煤炭与新能源融合发展是保障能源供应和能源安全的必然选择。

  我国作为世界上最大的能源消费国，为应对气候变化带来的挑战，推动能源结构的绿色低碳转型迫在眉睫。近年来，我国新能源产业发展实现了大规模跃升，2023年全国风电、光伏发电总装机规模突破了1×109kW，在电力新增装机中的主体地位更加巩固，风电、光伏发电量在全社会用电量中的占比超过了15%。然而，以风、光为主的新能源发电具有较强的随机性、波动性和间歇性，出力稳定性不足。目前，煤电仍是最经济可靠的支撑性电源和调峰电源，与新能源发电可以形成互补。我国化石能源资源的禀赋情况和油气对外依存度高决定了我国能源转型不可能走油气替代煤炭、新能源替代油气之路。我国能源转型不可能一蹴而就，需立足以煤为主的能源结构，坚持先立后破、稳妥有序的原则。推进煤炭与新能源深度融合发展是符合我国国情的能源转型之路。

  能源的安全稳定供应是保障经济社会可持续发展和群众生活平稳有序的重要基础。绿色发展是高质量发展的底色，新质生产力本身就是绿色生产力。经济的高质量发展对能源提出了更高要求，我国能源发展当前面临需求压力大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战，亟需大力发展新能源，解决新能源供应不稳定、新能源基地电力外送受限等问题。我国能源资源禀赋决定了煤炭在经济社会发展中的主体地位。经过多年发展，我国建立了以煤为主、多轮驱动的能源供应体系，有力支撑了经济的快速发展。加快推进煤炭与新能源融合发展，助力经济社会的全面绿色转型，是经济高质量发展的必然要求。

  煤炭是一种一次能源可储、二次能源可控的能源，但具有高碳特征；新能源具有一次能源不可储、二次能源约束可控的特点，普遍具有绿色低碳特征。煤炭与新能源具有较强的互补特性，在水电、气电等调节性电源容量不足的情况下，煤电与新能源发电的融合发展，不仅能够保证电力系统的稳定性，还能够减少电力行业的碳排放量。我国煤炭资源富集区与新能源富集区均位于“三北”地区，空间重合度高；煤矿矿区有大量的采煤沉陷区、退出的煤矿等土地资源，具有开发利用新能源的先天优势。依托矿区坑口清洁煤电和“沙戈荒”大型风光基地，可以建设“风光火储”一体化清洁基地，最大程度降低弃风、弃光，提高新能源利用率。

  我国新能源装机规模稳居世界领先地位，截至2023年年底，风电、光伏发电累计装机规模分别达4.4×108kW、6.1×108kW，风、光在总电源装机规模中的占比为36%，在新增装机中的占比为81%。我国风机产业发展已达到国际先进水平，建成了全球最大的风电装备生产基地，风机产量约占全球总产量的2/3以上，风机产品国产化程度高于90%，低风速、抗台风等风电技术达到世界领先水平，大容量机组开发基本实现与世界先进水平同步。光伏的全产业链具有国际竞争优势，形成了从上游原材料采集加工、中游电池片组件制造以及下游光伏电站建设运营的完整产业链。多种技术路线多次刷新电池转换效率的世界纪录，多晶硅、硅片、电池片及其组件实现完全国产化，2022年的生产能力分别占全球产量的76%、96%、83%和76%。

  风、光等新能源发电具有随机性、波动性、间歇性等特点，对电力系统的可靠稳定运行带来挑战。我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源较少，装机规模占比不到6%；煤电机组提供了大部分的系统灵活性，以不足50%的装机规模占比提供了70%的顶峰能力和近80%的调节能力，是电力系统的“压舱石”“稳定器”。灵活的煤电能够平抑新能源的出力波动，提升电力系统的调节能力，保障电力系统的平稳运行。截至2022年年底，煤电灵活性改造规模累计约为2.57×108kW，为大规模消纳新能源提供了关键支撑。

  煤炭利用方式从以燃料为主向原料、材料与燃料并重转变是煤炭绿色低碳转型的必然选择。近年来，我国在煤制油、煤（甲醇）制烯烃、煤（合成气）制乙二醇等现代煤化工关键技术攻关和装备研制方面不断取得突破。2022年，我国煤制油、煤（甲醇）制烯烃、煤（合成气）制乙二醇的产能总计约为4×107t。氢气是煤化工的重要基础原料，应用广泛，在合成氨、合成甲醇等过程中的消费量约占85%。随着煤化工生产规模的进一步扩大，氢气需求量将持续增长，预计2050年，工业领域的氢气需求将超过3.5×107t。未来，绿色化将是煤化工行业发展的重要特征，“绿氢”作为连接新能源和煤化工产业的重要介质，在降低煤化工产业碳排放强度的同时，也为提高新能源消纳水平创造了条件。

  在新型能源体系和新型电力系统建设的背景下，煤炭与新能源融合发展可以充分借助新能源产业优势，带动能源高端制造业的高质量发展，同时保障能源的安全、稳定、清洁供应。随着我国能源结构转型的不断推进，新能源规模化发展逐渐提速，保障电力系统安全运行、确保能源稳定供应等需求不断涌现。煤炭在开发利用过程中会排放大量CO2，而新能源具有清洁低碳特征，煤炭与新能源融合发展的前景广阔，并衍生多种融合场景，包括煤炭开发、燃煤发电、煤化工以及CCUS与新能源融合发展场景。

  我国煤炭生产中心进一步向中西部地区集中，多数矿区不仅拥有丰富的煤炭资源，而且新能源资源丰富。我国井工煤矿开采的耗能情况为：电力占70%、煤炭占25%、油品占5%。利用采煤沉陷区、关闭退出煤矿、工业场地、排矸场等空间，发展风、光等新能源，构建“零碳矿山”，不仅可以优化用能结构，还可以降低煤炭开发过程的吨煤CO2排放量，实现煤炭开采行业的低碳转型。

  电力生产环节涉及发电过程、调度过程以及各运营主体之间的运行策略。在发电端，太阳能光热发电集发电与储能为一体，是出力可靠、调节灵活的新能源发电方式，可实现24 h连续稳定发电。太阳能光热与燃煤机组集成，利用聚光光热部分满足燃煤发电回热加热器、再热器等部件的加热功能，一方面可降低纯光热电站的投资和发电成本，减少煤电机组的耗煤量和CO2排放量，另一方面能够提升电力系统调峰和调频的能力。

  多资源联合调度是促进大规模新能源并网消纳的有效方法。“十四五”及未来一段时期，清洁能源大基地建设是新能源发展的重中之重，但也会伴生新能源送出和消纳困难、电力系统稳定性下降等问题。新能源大规模接入使我国电力系统由传统的常规资源调度向“风光水火储”多资源联合调度转变；同时随着传统调频资源的减少，系统调频需求增加，要求新能源场 / 站具备一定主动支撑能力。

  随着新能源装机规模的快速增长，煤电与新能源之间的发展矛盾日益凸显，针对内蒙古、甘肃、宁夏、青海等省份的风光大基地建设，国家适时提出了煤电与新能源联营（煤新联营）的指导意见。煤新联营通过在联营企业内部建立煤电与新能源的利益共享机制，促进利润双向流动，充分发挥煤电机组对高比例新能源电力系统的支撑调节作用，改善煤电企业的经营亏损状况，保障电力系统稳定供应和可持续发展。煤新联营通常具有4种模式：一是合约联营模式，煤电与新能源企业以长期协议的方式来保障煤电对新能源发电的支撑调节以及煤电企业自身的可持续发展；二是一体化联营模式，该模式下煤电项目与新能源项目由同一法人主体进行开发运营，建立统一核算的经营主体；三是专业子公司联营模式，煤电企业或新能源发电企业通过设立相关专业化子公司，实现煤电项目与新能源项目由同一法人主体控股开发、同一企业内部合并核算；四是资产联营模式，煤电与新能源发电企业通过资本注入、股权置换等方式实现资产联营。目前，山西、内蒙古、湖北、山东、河南、江西等多个省份已发布相关政策，积极推动煤新联营。煤新联营不仅适用于风光大基地建设，同样适用于其他地区，如2023年8月，贵州省首个煤电联营项目开工建设，并在煤电联营基础上，进一步与新能源联营，旨在打造成贵州省第一批“风光火储一体化”高效清洁能源项目。

  发展煤化工对促进煤炭清洁高效利用、保障国家能源安全具备极其重大意义，但煤化工单位产品的CO2排放量高，亟需通过技术创新，实现行业碳减排。CO变换反应制取氢气调整氢碳比是化工产品和油品生产的关键环节，该过程排放的CO2占整个煤化工过程的70%左右。利用风、光等新能源制取的绿氢与煤化工耦合，可减小甚至取消CO变换装置规模，同时还能够减小空气分离装置规模，实现煤化工源头大幅减碳，也为绿电、绿氢提供巨大的应用场景。

  我国燃煤发电、煤化工行业排放的CO2分别约占全国CO2排放总量的40%、5%。CCUS技术是实现深度碳减排的关键技术，其中，基于化学吸收法的燃烧后CO2捕集技术是目前最成熟的工艺，其技术瓶颈是CO2解吸时再生能耗高。以燃煤发电为例，通常采用中压缸排汽为碳捕集装置供能，导致发电效率降低20%~30%，发电成本升高约60%。抽取蒸汽作为再生热源将降低原有系统的效率，利用太阳能集热为CCUS系统吸收剂解吸提供热源，能够减少热蒸汽抽取使系统维持固有效率。

  煤炭与新能源融合发展场景中的煤炭绿色开发、电力生产节能降碳、新能源发电高效消纳、煤炭清洁转换、碳捕集等是需要解决的关键问题。煤炭与新能源融合技术能够减少能源消耗和碳排放，降低单位产品的碳排放强度，促使新能源制氢替代化石原料，支撑节能降耗和绿色化、低碳化发展，是煤炭与新能源融合场景形成和发展的基础。

  现阶段，依托煤炭矿区发展新能源的主流技术路径为：利用光伏发电和风电来供应绿电与制热（见图1）。在光伏发电方面，一是利用工业场所中的办公楼、洗煤车间、园区屋顶等空间建设分布式光伏，采用自发自用、余电上网等模式，首要用于工业生产和办公生活，如内蒙古蒙泰不连沟煤业有限责任公司2021年启动的分布式光伏项目。二是利用煤矿沉陷区、矸石场等大规模建设光伏+生态治理 / 农牧渔产业，如伊金霍洛旗采煤沉陷区建设的5×105kW的生态治理光伏发电项目、淮南采煤塌陷区建设的水上漂浮式渔光互补光伏发电项目。三是建设“光储充换”一体化项目，通过对光伏发电优先消纳、余量存入储能、充满之后上网，用于特定设备或新能源重型卡车充电，实现清洁能源存储和就地消纳。与光伏发电相比，风电项目对资源分布、地质稳定性的要求更高，除可选用矿区交界处的天然牧草地以及未利用土地上的煤柱边界外，还可以将周边集中式风电融入煤矿一体化开发。

  热负荷是煤矿矿区用能的重要特征，包含矿井井筒防冻热负荷、生产及建筑采暖热负荷和生活热负荷，目前矿区用热多由小型燃煤锅炉提供。值得注意的是，矿井丰富的伴生能源蕴含着大量的热能，如矿井回风余热、矿井排水余热、瓦斯发电余热、空压机余热等，在煤炭开采过程中，此部分热量可与新能源供热形成有效互补。

  未来在煤炭开发与新能源融合方面，煤矿矿区用电可以因地制宜建设分布式光伏发电、分散式风电、“光伏+”项目，优先采用自发自用、余电上网模式。对于煤炭矿区用热，以矿井伴生能源为基础负荷、新能源+储热为备用负荷是构建低碳供热系统的可行方法。矿井伴生能源中矿井回风余热和矿井（排）水余热最为丰富，可利用高效空气源和水源热泵技术进行余热回收[31]；利用瓦斯发电余热，多矿区可联合建立瓦斯发电厂，通过余热回收技术回收热量用于矿区生产生活。我国不同地区的煤矿矿区冬季温度相差较大，煤矿热负荷需求不同：在东中部地区，可以采用矿井回风余热或矿井排水余热；在中西部地区，可以采用矿井伴生能源+跨季节储热模式；在西北部地区，可以构建矿井伴生能源+跨季节储热+新能源模式。

  太阳能跨季节储热供热技术是解决传统太阳能供热面临的季节性限制的有效方法。目前，跨季节储热技术主要包括罐式储热、池式储热、地埋管储热与含水层储热等方式，前两种方式存在投资高、设计复杂等短板；后两种方式对地质条件要求高，存在储能密度低、热损失大等问题。风能直接制热技术是一种新兴的制热技术，通过风力机传动链直接驱动热泵系统压缩机做功。我国仅开展了100 kW风热机组供热示范，尚未大规模应用。在矿井伴生能源利用技术方面，极端气候条件下的热泵工作效率不高，低浓度、超低浓度瓦斯难以收集利用，燃用低浓度瓦斯内燃机效率低、污染物排放高，以及乏风瓦斯蓄热氧化面临工作温度高、可靠性低和经济性差等难题仍需要重点攻关。

  多资源联合调度是基于多资源的互补特性，通过充分利用调节能力、优化调度、联合运行，成为提高新能源利用率、提升电力系统稳定性和可靠性的重要手段，其实质是实现多目标、多约束条件下最优控制。

  目前，火电与新能源联合调度的模式有多种，具体如下。① 光热发电 - 火电联合调峰控制模式，分为“下调峰”时段和其他时段，可以采用以系统受阻风／光电最小为目标的光热发电 - 火电联合调峰优化控制方法；② 考虑风、光等资源的不确定性，可以建立风电 - 光伏发电 - 光热 - 火电联合发电系统两阶段随机协调调度模型，包括风电 - 光伏 - 光热联合“削峰”模型和火电经济调度模型；③ “风光火”打捆多直流外送电网安全稳定防御系统模型；④ 储能具有快速响应、双向调节等技术优势，能够提升电力系统调节能力和灵活性，在“源网荷”侧应用广泛，为此，可以建立“风光火储”系统分层优化调度模型，分别以新能源出力最大、负荷波动最小和系统运行成本最低为目标进行优化求解。

  联合调度涉及智能感知、智能决策和智能控制全流程，需要依靠智能化的调度控制系统，根据“源网荷”侧的实际情况，对多资源电源进行动态调度。相关支撑技术包括新能源监控技术、多资源协同控制技术、适应“风光火”联合送出模式的电网稳定控制技术等。新能源监控技术是对新能源发电单元进行预测、监视、跟踪、评估的全过程感知技术，可以实现新能源出力预测、故障诊断、机组逻辑控制、调节控制等功能。多资源协同控制技术的目的是实现控制分区、控制对象、控制量等多目标的实时智能决策。

  传统的火电通过合理调整机组启停和机组间负荷分配来实现优化调度。风、光等新能源的不确定性、反调峰特性以及较大的预测误差导致电力系统调度运行难度增加。未来，在以新能源为主体的新型电力系统中，主要的调度资源包括相对可控的发电资源、随机波动电源、储能设备以及负荷侧资源，联合调度涉及的资源呈现量大面宽的趋势。因此，“风光火储”联合调度需要考虑时间和空间约束以进行动态优化。在时间维度上，主要采用日前发电计划和实时调度相结合的协调控制方式，重点考虑日前预测精度不高等制约因素；在空间维度上，进行协调优化的方法通常要将整个电网划为数个子区域，调度部门通过设定联络线的输电计划来保证各子区域发／供电平衡和输电安全，同时各子区域根据负荷变化和发电资源进行动态调整。在目标控制方面，需由以经济性为主的单目标优化转向综合经济性、安全和节能环保等多目标优化。调度资源的协调优化则要面向不同情景下“风光火储”系统中优化调度运行控制策略。

  我国并网光热电站中的槽式、塔式光热系统约占91.2%，因此，与燃煤机组互补集成的相关研究也集中于槽式、塔式光热系统。槽式光热系统一般采用导热油作为工质，聚光集热温度通常不超过400 ℃，多用于部分替代燃煤机组回热抽汽或省煤器等设备，其耦合方案主要为替代回热抽汽加热锅炉给水和进一步加热经高压加热器加热后的给水。塔式光热系统通常采用熔融盐作为工质，温度可达600 ℃，与燃煤机组集成方案较多，具体有，塔式光热替代高温回热抽汽加热给水、加热锅炉给水、加热再热蒸汽和锅炉给水、加热再热蒸汽并替代高压加热器回热抽汽。其中，塔式光热替代高温回热抽汽加热给水、加热锅炉给水两种分案分别如图2中的方案1、方案2所示。

  自太阳能光热与燃煤互补集成系统（SAPG）构思提出以来，众多专家学者在不同集成方案下，对SAPG的性能差异、耦合机理、能量相互影响关系等方面进行了深入探究。槽式与塔式光热系统也可同时集成于燃煤机组，通过分段加热换热流体提高集成系统的性能。

  太阳能光热电站的规模有限，与燃煤机组的集成技术处于理论研究阶段，工程示范相对较少，缺乏集成经验。我国光煤互补示范电站仅有山西国金电力有限公司1 MW塔式光热系统集成350 MW燃煤机组项目，而光热容量小于国外光煤互补电站。光热发电核心技术仍面临一些瓶颈，发展进展缓慢。槽式光热系统存在导热油在高温下易分解氧化、运行温度受限、系统效率不高、低流速下导热油易结焦、停运循环泵须使油温降到80 ℃以下等问题。塔式光热系统面临站址受太阳辐照、地理维度、环境温度等多重限制；受制于定日镜与接收器的距离，规模受限，定日镜的稳定性难以保证；接收器暴露在高空，存在热发射率和对流损失大等诸多问题。此外，光热电站的单位建设成本远高于燃煤电站，如初始投资高昂，其中聚光、吸热、换热系统占初始投资的主要部分，因而发电成本较高，目前新建光热电站的度电成本约为0.7~1元/kW·h。

  规模化推广光热发电需要大幅降低光热发电成本。就本体技术而言，应加大光热发电关键核心和原创技术的攻关力度，通过设立专项资金，支持核心设备，储热材料，聚光集热、储热、换热技术研发以及SAPG工程示范。在系统方面，研究太阳辐照瞬态变化及不连续情况对SAPG的动态影响特性，燃煤机组变工况下集成系统运行的稳定性，储热时长配置的最佳经济性，探索光热发电和燃煤发电共享储热系统。在运行策略方面，挖掘SAPG调峰能力，开发SAPG深度调峰的运行控制策略。此外，建立有效的光热发电成本疏导机制，提升光热发电在调峰市场中的竞争力。

  利用清洁的太阳能作为外部热源辅助碳捕集设备，并回收碳捕集系统内部余热是充分利用新能源、提高能源利用效率、实现节能减排的有效途径。太阳能光热系统与CCUS技术常见的集成形式主要有4种：① 采用太阳能替代中压缸抽汽给再沸器供热；② 抽取机组部分给水经低压省煤器和太阳能光热系统加热后给碳捕集系统吸收剂解吸提供热量；③ 太阳能光热系统加热主凝结水提供溶液再生能耗，并集成有机朗肯循环（ORC）系统回收CO2压缩过程及再沸器冷凝水的余热；④ 太阳能不直接作为再沸器的热源，通过加热给水，提高给水蒸发潜热并减少机组抽汽，提高机组效率，并通过集成ORC系统回收光热系统加热给水后的工质余热。其中①、④两种集成形式分别如图3中的方案1、方案2所示。

  CCUS技术与机组的集成方式、再沸器热源选择、机组热力系统优化布局等方面是当前研究热点，但在太阳辐照度波动及不连续情况下的系统性能研究较少。当太阳能无法为碳捕集提供充足的能量时，仍需抽取蒸汽为CCUS工艺提供热量，不但增加了系统复杂程度，而且增大了系统的投资费用和运行维护难度。引入熔盐储热装置是解决太阳能不连续、不稳定性的有效措施，但也会带来成本增加、运行维护难度增大。除了研制低成本、长时储热技术及装备之外，还应研究太阳辐照连续变化对光热与CCUS系统运行参数的动态影响特性。

  煤化工行业的氢气需求量大，目前以使用灰氢为主，利用新能源制氢进行原料替代是煤化工与新能源融合场景开展节能降碳首要突破的问题。新能源制取绿氢与煤化工融合技术是解决上述问题的手段。绿氢与煤化工耦合技术如图4所示，绿氢可替代水煤气变换制氢，绿氧可替代空分制氧。通过风、光等新能源发电进行电解水制氢，所生产的绿氢基本没有CO2排放。目前，电解水是制取绿氢的核心技术，碱性水电解和质子交换膜电解已实现商业化，固体氧化物电解和碱性阴离子交换膜电解仍处于初步探索阶段。就电解水技术而言，碱性电解水制氢技术的成熟度最高，成本最低，但存在易腐蚀问题，且启停响应时间较长，不适合波动性电源，同时无法快速调节制氢的速度，适配性较差；质子交换膜电解具有结构紧凑、体积小、利于快速变载，电解槽效率高、气体纯度高、能耗低等特征，能够适应新能源的波动性。

  目前，绿氢的生产成本是灰氢的4~6倍，经济性是制约其发展的关键因素。影响绿氢成本的因素较多，降低电价和提高设备利用率是主要路径。研究表明，电力成本每下降0.1元/kW·h，氢气制取成本平均下降约6元/kg；设备利用时长若由2000 h提升1倍，制氢的单位成本可降低20%~30%。我国制氢技术以并网型系统为主，如2022年宁夏宝丰能源集团股份有限公司建成当时全球规模最大的电解水制氢综合示范项目，将光伏发电先上网再从电网购电制氢，而离网型制氢系统尚处起步阶段。由于新能源的波动性，离网型制氢系统的设备利用率低、经济效益较低，而并网型系统虽能够提高利用时长，但难以保证用电全是绿电。对于企业来说，煤化工投资大、改造难度大，难以承受改造造成现有装置生产效益和稳定性降低的代价。

  绿氢产业尚不成熟，在“制储运用”方面均存在瓶颈，经济性差和生产不连续限制了其在煤化工行业的大规模应用，绿氢与煤化工融合技术仍面临技术和经济性挑战。在促进绿氢与煤化工耦合方面，还需要不断完善绿氢与煤化工耦合全流程的技术工艺、设备选型、参数设计等标准和规范，研究绿氢直接替代灰氢工艺流程的可行性及经济性。在开展绿氢与煤化工耦合全流程工艺示范方面，可以选取典型工艺路线进行试点示范，并研究发布相关补贴机制，提高企业示范和改造的积极性。

  煤炭与新能源融合发展技术研究在推动能源转型、保障能源安全稳定供应中具有重要的价值。本文对煤炭与新能源融合发展的意义和基础条件进行了分析，从煤炭开发、燃煤发电、煤化工以及CCUS等方面提出了煤炭与新能源融合发展的场景，针对融合场景涉及的关键技术进行了剖析，研判了关键技术面临的难点堵点。推动煤炭与新能源融合发展场景加快形成，应重点发展煤炭开发与新能源融合技术、“风光火储”联合调度技术、太阳能光热与燃煤发电融合技术、太阳能光热与CCUS融合技术、绿氢与煤化工融合技术，以实现煤炭开采过程的源头节能降碳，提高高比例新能源电力系统新能源消纳率，降低燃煤发电能源消耗并提升灵活性，解决碳捕集过程高化石能源消耗和煤化工单位产品高碳排放等问题。

  为促进煤炭与新能源的深度融合发展，提出如下建议。一是将煤炭与新能源融合发展上升为国家战略，明确和制定煤炭与新能源融合发展的行动方案。设立煤炭与新能源融合场景发展目标，明确相关融合技术示范应用的优先级，遴选典型场景，科学部署一批重大项目，在资金、政策、创新等方面出台相关保障措施。二是制定行动目标和路线图，系统和科学推进煤炭与新能源融合发展。在能源“金三角”、新疆尔自治区等煤炭和新能源资源富集区建设大型能源基地，推进煤电“风光储”一体化示范；明确煤炭与新能源融合技术体系研究、应用、示范进展，制定发展路线。三是加强科技创新引领，加大煤炭与新能源融合的科学技术研发力度。依托国家能源实验室、全国重点实验室和优势企业的研发机构，针对难点卡点进行重点攻关，如新能源跨季节储热用于煤炭开采、太阳能光热在燃煤发电和CCUS领域应用的连续性、绿氢与煤化工融合的可行性等；开展一批重大工程示范项目，如大型光热电站与煤电融合项目等，推动科技成果推广应用。四是强化政策保障，完善煤炭与新能源融合发展相关的财政、金融和人才支持政策。建议设立专项财政、绿色金融资金，建立多元化投入机制；加速培养研发煤炭与新能源融合发展的领军人才和杰出团队，青年拔尖人才，跨领域、复合型专家。

  对此，国务院台办发言人朱凤莲表示，我们向不幸遇难的同胞表达哀悼，向遇难者家属和受伤同胞表达诚挚的慰问。

  校方回应“不让120急救车入内”：此门不通车，学生已被搀扶到校门口不远处

  据深圳广电都市频道《第一现场》12月21日报道：19日，辽宁传媒学院学生发视频称同学身体不适，叫了120，但保安不让急救车进校。

  300多名老人参加1580元重庆三亚双飞游到机场被告知没买票，海南文旅：顶格处罚

  12月19日，重庆市，有网友发布视频，反映有几百位老人到旅行社要求退钱，原因是他们向旅行社交了钱，准备飞往三亚旅游，结果到了机场，却被告知旅行社没有买机票。从现场视频看，大量人员聚集在酒店大厅内，视频记录者称，这些旅客从下午两点钟聚在这里要求退钱，但始终没退到钱。

  凛冬已至，羽绒服成为各大服装品牌争相布局的单品。12月18日，波司登（联合哈尔滨马迭尔文旅投资集团举办了一场“致敬冰雪”尔滨×波司登战略成果发布会，并在哈尔滨索菲亚教堂广场上演时尚大秀。

  12月12日，衡阳市自然资源和规划局、衡阳市住房和城乡建设局、衡阳市发展和改革委员会联合发布《关于全市商品房销售实行套内建筑面积计价的通知》。明确自2025年1月1日起，衡阳市商品房销售实行套内建筑面积计价。

  午夜梦回，她总是能看见那个两岁的小孩，远远朝自己扑过来喊妈妈，让自己去救救他，而每每睁眼，眼前只是一片孤寂的房间。这样的夜晚一过就是三十多年，整整熬了32年之后，李静芝终于失而复得，重新找到了儿子的踪迹。