基于中深层煤原位清洁转化技术构建低碳能源生态圈

孔令峰 东 振 陈艳鹏 薛俊杰 徐加放

1. 中国石油大学（华东）石油工程学院 2. 中国石油天然气集团有限公司发展计划部 3. 中国石油勘探开发研究院

中国是世界第一大工业国，能源生产和消费总量已经连续多年保持世界第一。根据国家统计局数据[1]，2021年中国原煤产量40.7×108t，原油产量1.99×108t，天然气产量2 053×108m3；
与美国相比，中国一次能源消费结构中煤炭占比高、油气占比低，这是中国“富煤、贫油、少气”的化石能源资源禀赋特点所决定的。近年来可再生能源发电量和装机容量保持快速增长，根据国家能源局数据[2]，2021年我国全社会用电量8.3×1012kW·h，其中风电发电量6 526×108kW·h，光伏发电量3 259×108kW·h，二者合计占全社会用电量的11.8%，2021年可再生能源装机容量占全部电力装机容量比例已经提高到44.8%，但是市场消纳和调峰储能滞后问题依然突出[3]。在构建“清洁低碳、安全高效”的能源体系过程中，相对“高碳”的煤炭行业、“低碳”的油气行业、“零碳”的可再生能源行业都遇到了各种各样的发展困境[4]，例如传统煤炭产能增长受安全环保等因素抑制、油气产量提升难度大、清洁电力调峰储能设施不足且成本较高等。部分问题可以通过各行业的技术进步和管理创新逐步缓解，但类似煤炭清洁开发利用、大幅提升油气产量、清洁电力调峰储能、降低碳排放等重大问题，则需要各能源行业之间的通力合作才能够有效解决，有必要探索多种能源互相融合发展的低碳能源生态圈建设问题。

为此，在国家加快构建清洁低碳、安全高效能源体系大背景下，笔者提出了基于中深层煤原位清洁转化技术（ISCCC）构建低碳能源生态圈的设想。首先，提出了中深层ISCCC构建低碳能源生态圈内涵，基于中深层ISCCC发展基础与技术优势，构建了低碳能源生态圈战略和技术路线，以期推动煤炭、油气、可再生能源发电行业融合，实现高质量发展。

煤炭企业面临的最大问题是产能增长受到安全环保等因素抑制[5]，煤炭属于“高碳”能源，环保问题一直备受诟病，特别是我国“双碳”目标的提出对煤炭清洁开发利用提出了更高要求[6-7]。我国中东部煤炭开采深度加深、开采难度加大、成本上升明显；
西北地区煤炭资源丰富，但距离东部消费市场较远，运输成本高，就地转化成为主要发展方向。地面煤制油、煤制气项目淡水消耗量大、碳排放强度高、环保制约因素较大，投资经济性受国际原油价格影响很大。2020年初，受主要石油出口国争夺市场份额和全球新型冠状病毒疫情爆发等因素影响，国际油价（布伦特）一度暴跌至20美元/桶（1 桶＝158.98 L）以下，煤化工行业一度陷入大面积亏损。

油气开采企业面临的最大问题是国内油气资源品质劣质化趋势持续加剧，原油产能提升难度大，近年来天然气产量虽然保持快速增长（2021年已超过1.6×108t油当量），但主要增量来自超深层天然气、致密气、页岩气等非常规天然气资源，成本相对较高，继续保持快速增长的潜力逐步减小[8]。为实现国内2×108t原油稳产目标，需要加大在勘探开发与技术创新研发上的投入，如果国际油价（布伦特）长期保持在50美元/桶以下，国内大部分新增原油产能的完全成本将高于进口原油。一些老油田仍有继续提高采收率的潜力，随着CO2驱油、减氧空气驱等提高采收率（EOR）技术日益成熟[9-10]，如果能够保障低价、稳定的CO2和N2供应，国内老油田产能规模有望大幅提高[11]。

可再生能源发电企业的发展受到发电波动性大、传输成本高、绿电上网难度大等各种因素制约。近几年，中国新增发电装机主要来自可再生能源发电，风光发电资源主要集中在“三北”地区，远离主要用电中心[12]，电力生产中心与消费中心地域跨度大、远距离输送成本高；
可再生能源发电具有较强的“季节性、间歇性、波动性”，大量接入骨干电网后，会对电网安全平稳运行、调峰难度、调峰成本造成挑战。目前天然气发电装机比例较小，电网调峰仍主要依靠备用煤电机组，以油气行业为代表的区域性企业自备电网，是“三北地区”重要的大型负荷中心，就地消纳分布式清洁电力的潜力很大。

中国作为一个工业生产大国，煤炭、石油、天然气等化石能源在较长一个时期内仍将是能源供应保障主体，为建设现代能源体系，必须同时解决能源安全供应和低碳效益开发两大问题。近年来，一些能源企业主动采取革命性举措突破发展困境，在能源转型发展和多能融合发展方面取得了一些突破。例如，一批煤炭、电力和油气企业开拓煤炭转化领域，投资建设煤制油气和化工品项目，2021年全国煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇产能分别达到931×104t、61.25×108m3、1 672×104t和 675×104t[13]。煤炭开采与发电企业兼并重组，保障了电煤资源供应，降低了中间成本，也为煤炭生产锁定了市场，促进了煤炭和电力行业互利双赢；
主要发电企业大规模投资可再生能源发电项目，推动了风电和光伏发电装机规模的快速发展。国内油气开采企业也在致力于清洁转型发展，利用自备电网积极消纳清洁电力，提高清洁能源生产和消费比重，促进天然气与可再生能源融合发展；
同时积极布局油气资源战略接替问题，设立公司重大科技专项攻关中深层煤炭地下气化技术[14-17]。

国内主要含油气盆地内煤炭与油气资源广泛叠合分布，油气开采所需电力供应主要来自煤电，煤化工产业发展也需要油气基础设施的支持。在广袤的“三北”地区，风能、太阳能资源极为丰富，是近年来可再生能源发电装机快速增长的主战场，油气田自备电网多是覆盖面积很广的大型工业配电网，消纳可再生能源发电的潜力很大；
一旦电解水技术成熟，有望通过绿电电解水制氢为附近煤化工提供规模氢气，减少燃料煤用量和碳排放。随着大量油藏逐步进入生产后期以及大量低渗透原油储量投入开发，大规模实施气驱EOR项目对CO2的需求量很大[18]，利用枯竭油气藏埋藏CO2的潜力也很大[19]，这也为煤化工项目的“碳减排”创造了条件。跨界融合发展，需要以资源、技术和市场的“全面共享”为基础，发挥各自传统优势，通过优劣互补降低生产成本、提高市场竞争力、促进清洁发展、实现互利共赢。便利的能源基础设施、优越的地理位置条件、跨行业优势互补，为合力构建化石能源与可再生能源全面融合发展的低碳能源生态圈创造了基础条件。

3.1 中深层ISCCC构建低碳能源生态圈内涵

在煤炭资源清洁开发利用领域，煤原位清洁转化（In-situ Coal Clean Conversion，缩写为 ISCCC）是一项非常有潜力的颠覆性技术，能够很好地实现煤炭清洁开发和转化利用目标。ISCCC是指通过石油工程技术在原始煤层构建“地下气化炉”，将大量没有机械开采价值的中深层煤炭资源原位转化为CH4、H2、CO、低碳烃等可燃气体和焦油等液体产品，同时将产生的CO2用于气体驱油或者回填到地下气化腔、枯竭油气藏或咸水层。区别于传统意义上的煤炭地下气化概念，煤原位清洁转化更强调合成气中CO2的利用和埋藏，更符合“双碳”目标下的化石能源发展要求。目标煤层埋深越大、气化允许的上限压力越高，ISCCC的工程难度也会呈现几何级数增加，在运行安全性、气化燃烧可控性、井下监测实时性、井筒完整性、设备工具可靠性等方面都会面临更大的技术挑战。国内外已经开展的现场试验主要集中在埋深500 m以浅的深度范围，根据当前工程技术水平并参考国内煤矿主要开采深度范围，本文将埋深500～4 000 m的煤层统称“中深层”，其中500～1 000 m为“中等埋深层”、1 000～2 000 m为“深层”、2 000～4 000 m为“超深层”，除非另有所指。

中深层ISCCC与化石能源、可再生能源之间都有很好的融合性，能够发挥关键枢纽作用协同“油、气、热、电、氢”五大能源领域、拓展化工领域，通过“油气增产、余热利用、灰氢与蓝氢制备、清洁发电、低碳开发、新型煤化工生产”打造低碳能源生态圈（图1）。具体来说，在油气增产方面，合成气中的CH4和焦油可进一步转化为国产天然气、成品油；
副产品CO2和N2可用于气驱提高原油采收率，短期大幅提高国内油气产量。在余热利用方面，由于生产井口合成气温度远高于地热水，可用于油田生产热利用、余热发电或者外供采暖。在灰氢与蓝氢制备方面，灰氢可通过合成气提纯获得；
西安交通大学室内实验结果表明，在超临界水气化条件下（温度大于等于374.3 ℃、压力大于等于22.1 MPa）煤的气化反应更高效，H2在合成气中的体积比可超过50%[20]，一旦超深层煤超临界水气化和碳捕获、利用与封存技术成熟推广，可规模供应H2用于化工、交通领域或支撑氢冶金等行业深度脱碳，成为蓝氢制备的重要途径之一。在清洁发电方面，通过建设氢燃料电池、固体氧化物燃料电池（Solid Oxide Fuel Cell，缩写为SOFC）、联合循环发电（Integrated Gasification Combined Cycle，缩写为IGCC），生产清洁电力供矿区自用或为风光发电并网提供调峰服务。低碳开发方面，与传统煤制油气相比，ISCCC具有环境友好、水资源消耗低、生产流程短、资源利用率高、综合经济效益显著的优势，废弃气化腔可用于就近埋藏CO2，还可以将废弃气化腔改造成地下储气库，开展地下空间综合利用。在新型煤化工方面，ISCCC产出的合成气具有一定温度、压力，适宜作为附近煤化工企业的原料气，利用新疆、内蒙古等地区风电和光伏发电项目电解水制绿氢，将绿氢与合成气按照氢碳比2∶1的比例混合，用以生产甲醇、烯烃等单碳或双碳化工原料，缩短现代煤化工产业链，实现煤炭开采、原料供应、化工生产一体化。

图1 基于ISCCC的低碳能源生态圈示意图

3.2 中深层ISCCC发展基础与技术优势

中深层ISCCC既是煤炭行业的革命，也是油气行业和电力行业的革命，也有条件催生一场“碳减排”领域的革命。国家能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）明确提出，要在2030年实现规模化地下气化开采工业示范，中深层ISCCC作为构建低碳能源生态圈的关键枢纽，在资源规模、产业互补、协同经济效益方面具有优势。

3.2.1 资源潜力巨大，技术成熟度不断提高

根据中国石油天然气集团公司在鄂尔多斯盆地油气勘查资料[15]，全盆地埋深4 000 m以浅的煤炭预测总资源量为6.92×1012t，其中埋深介于1 000～3 000 m的资源量约为4.4×1012t，这个数字已经超过国土资源部发布的全国2 000 m以浅煤炭总资源量5.9×1012t。据各省地矿部门发布的资料初步分析，准东、哈密、三塘湖、二连、海拉尔等地区蕴藏上万亿吨埋深500～2 500 m的优质褐煤和低变质烟煤资源，很多已经超出机械开采范围，适于实施原位清洁转化开发。在不与现有煤炭开采、煤电、煤化工产业争煤前提下，保守预测全国埋深500～4 000 m煤炭总资源量约6×1012t[15,17,21-22]，Marc[23]认为全球平均适宜地下气化的煤炭资源比例约为7%，假设5%的煤炭资源（约3 000×108t）实施原位转化开发，按照气化率60%、吨煤平均转化320 m3的CH4测算，相当于增加57.6×1012m3的“天然气可采储量”。需要说明的是，CH4的吨煤转化率与煤层埋深、煤阶煤质、气化剂类型、气化工艺、技术成熟度等都有关，并且随着埋深增加出现“浅层富氢、深层富CH4、超深层超临界水气化极富氢”3种开发模式[17]，考虑研究埋深范围不同，本文在吨煤CH4产率的取值上将有所差异。

目前国内外ISCCC试验主要倾向于“水平井＋连续油管”为基础的注入点可控后退（Controlled Retracting Injection Point，缩写为CRIP）技术理念，重点瞄准中深煤层攻关中高压富氧气化工艺，强化“甲烷化”反应提高CH4产率。2019年10月，鄂尔多斯唐家会煤炭地下气化项目成功实施世界上首次中等埋深煤层（煤层埋深522 m）平行水平井组（Parallel CRIP，缩写为P-CRIP）气化试验，首次应用了大口径同心连续油管，试验3 MPa纯氧气化，为推进中深层ISCCC技术的扩大试验和商业化迈出了关键一大步[14]，中国石油在内的能源企业积极设立科技专项攻关研发关键技术与装备工具。目前中深层ISCCC还有待尝试更大埋深和更高气化压力下的多井组长周期连续气化试验，确保将单井组日产和累产气量提高到商业门槛以上，为实施地下地面一体化的商业化示范项目创造条件。

3.2.2 产品类型丰富，多产业融合优势明显

由于煤质、气化剂类型和气化压力不同，合成气的组分各有差异，可以根据市场需求选择不同产品路线。图2是以CH4为主要产品方向的中深层ISCCC协同发展项目，从提高能效和投资效益角度，选择地面短流程、放弃地面甲烷化装置（甲烷化反应在地下完成），将CO变换后深冷分离CH4和H2。CH4以LNG形式销售，焦油和低碳烃用于化工领域，H2可以作为化工原料，也可以通过管道外输或液化后外销，还可以通过氢燃料电池发电站生产清洁电力，产生的优质纯水返回气化系统循环利用。项目主要副产品为CO2和地面空分系统副产N2，部分CO2可以就地埋藏于废弃气化腔中（900 m以深煤层，理论上废弃气化腔、上部裂隙带能以超临界状态埋藏超过50%的自产CO2），其余CO2可用于驱油提高采收率或埋藏到枯竭油气田；
N2除了少部分用于系统工艺外（管线吹扫、井筒保护等），大部分可以直接用于减氧空气驱提高石油采收率[10]。风电、光伏发电生产的绿电通过电解水反应生产绿氢，与净化后的合成气共同输送到附近化工厂生产甲醇等化工原料，也可以与N2通过化学反应制氨，拓展工业制氨新途径；
同时电解水生产的氧气可用于原位转化反应，减少地面空分装置规模，降低地面投资。

图2 中深层煤原位清洁转化协同发展项目示意图

3.2.3 低碳能源生态圈协同经济效益有竞争力

京津冀地区的天然气、电力等清洁能源需求旺盛，蒙东地区油田气驱提高采收率面临气源供给不稳定、售价高等难题，以蒙东地区埋深约700 m的高挥发分、高热值长焰煤ISCCC协同项目为例[24]分析经济效益。项目以CH4作为主产品，采用地下5 MPa纯氧气化工艺和地面短流程工艺设计，除了空分和给水系统，主要建设合成气净化、水煤气变换、CH4和H2深冷分离、氢燃料电池电站和配套安全环保设施等。按照效益最大化原则，CH4以LNG形式销售，低碳烃和焦油销售给炼厂；
H2就地用于氢燃料电池发电，余电上网销售；
CO2捕集后用于驱油提高采收率，N2经过管输用于低渗透—特低渗透油藏减氧空气驱；
硫磺和其他副产品暂不计收入。假设单井组平均日气化煤炭260 t，产CH4约8.4×104m3（CH4产率为 320 m3/t）、H2约 10.5×104m3（含 CO变换产量）、低碳烃和焦油约6.7 t（产率为2.5%），副产CO2约15×104m3、N2约55×104m3。一个批次同时运行18个P-CRIP井组，依次投产4个批次共72个井组，每批次服役期5年，项目生产期20年。

考虑氢气产量波动和生产运输过程损耗，项目设计建设100 MW氢燃料电池电站（能量转换率40%），每天满额发电量240×104kW·h，相比地面煤制天然气项目，原位转化在加压用能、废水废渣处理方面具有节能优势，测算每天用电约80×104kW·h（总发电量30%），余电上网外供，同时每天生产中高温纯水约1 500 t。按照自发自用电成本0.45 元/（kW·h）测算CO2捕集成本仅为50元/t，考虑200 km以内管输成本，CO2抵达气驱井口的总成本不超过100元/t。根据国内CO2驱油项目经验，平均每注入3 t CO2可以增产1 t原油，该项目可以支撑50×104t/a规模的CO2驱油项目。副产品N2用于驱油提高采收率，可以按照“零成本”敞开供应，按照工业制氮平均成本500元/t反算管输距离，足以支撑500 km管输距离以内的N2驱油项目。

从全项目成本看，项目每天消耗煤炭约4 700 t，生 产 150×104m3天 然 气（CH4产 率为 320 m3/t）、120 t低碳烃和焦油等产品，考虑项目耗电波动等情况，外输电力按总发电量的60%和70%分别测算，按照CH4（LNG）出厂价格3 200 元/t、低碳烃和焦油售价2 000 元/t、外销电价0.45 元/（kW·h）计算。按照现行工程造价水平估算，整个原位转化＋氢燃料电池发电联合项目总投资约52亿元，其中地下原位转化系统4批次共72个井组总投资约21.6亿元、地面系统投资约18.4亿元、100 MW氢燃料电池发电站投资约12亿元。联合项目每天折旧费用约78万元；
参照地面煤制气项目，估算每天生产运行费用约200万元[25]。项目不考虑CO2、N2销售和余热发电收益，扣除资源税、所得税后粗算项目年收益分别为3.67亿元和3.91亿元，投资收益率约为9%～10%，投资回收期约15年。需要说明的是，本案例项目考虑的条件比较理想（产品全部销售、CO2全部用于驱油项目等），建议在具体生产项目的经济性分析过程中，考虑能源政策、价格波动、产能波动、邻近市场对产品消纳能力、实际生产时间等因素对经济效益的影响，以便为项目建设提供更准确的参考依据。

4.1 低碳能源生态圈发展路线

以“油气增产、协同开发”“天然气接替，蓝氢上产”“清洁转型，氢电为主”作为三个阶段发展目标，按照“中等埋深—深层—超深层”逐步攻克ISCCC系列关键技术并实现商业化开发，制定低碳能源生态圈发展路线（表1）。

表1 低碳能源生态圈三步走发展战略表

4.1.1 中等埋深低碳能源生态圈

石油行业的加入将显著加快ISCCC技术研发试验进程，2025年有望完成中等埋深ISCCC先导试验，到2035年项目将覆盖多数中等埋深煤炭资源富集区和油气生产区，预计每年气化煤炭2.5×108t，天然气产能达到500×108m3/a（因煤层埋深较浅导致气化压力上限较低，吨煤CH4产率按200 m3/t计算）、低碳烃和焦油产能达到400×104t/a、H2产能达到1 000×104t/a。副产品CO2足以支撑5 000×104t/a产能规模的CO2驱油提高采收率项目，副产品N2足以支撑上亿吨产能规模的低渗透油藏减氧空气驱高效开发项目，通过大范围实施老油田提高采收率工程，推动数十亿吨特低渗透难动用石油储量的经济有效开发。

4.1.2 深层低碳能源生态圈

深层高压气化有利于强化“甲烷化”反应，从而提高合成气中CH4比例，考虑到油气资源战略接替的迫切需要，油气行业有必要在2030年突破深层ISCCC技术，继续解放中东部地区大量深层煤炭资源。中东部地区距离天然气和氢气的高端市场更近，氢气通过管输或液氢运输成本更低[26-28]，将为“氢能产业链”建设提供有力支撑。深层ISCCC的废弃气化腔也可以产生价值，能够以超临界状态就地埋藏CO2或者改造为大容量、低运行成本的煤穴储气库[29]，以平均埋深1 500 m的深层ISCCC项目为例，每气化1×108t煤炭资源，地下能够形成约0.4×108m3的有效体积空间（煤密度1.4 t/m3、气化效率60%），理论上可以形成超过60×108m3的天然气库容（按15 MPa计算），可以获得20×108m3有效工作气量（有效工作气量占总库容40%），在库址资源稀缺的中东部地区十分珍贵。

4.1.3 超深层低碳能源生态圈

2 000 m以深的超深煤层有利于开展近临界水气化或超临界水气化[16-17]，气化产物极富氢，地面配套工艺流程更短；
超临界水煤气化制氢发电，有望在能效和清洁生产方面给传统煤电行业带来一场革命。利用天然地层作为“反应容器”，能够大幅降低工程造价、提高项目投资经济性，但对井筒和井下工具的材质要求很高，需要同时满足超高压、高温和强氧化、强腐蚀环境下的安全要求。超临界水煤气化技术的突破，对稠油的超临界水气化开发也具有借鉴意义，将低效率“采油”变为高效率“采气”，将会盘活大量超深层稠油资源[30]。

4.2 低碳能源生态圈背景下能源消费结构预测

根据前文分析结果，预计2050年中等埋深和深层ISCCC项目的CH4、H2产能有望达到3 500×108m3/a、4 000×104t/a；
超深层ISCCC项目的CH4、H2产能有望达到1 500×108m3/a、6 000×104t/a，二者累加后的中深层ISCCC项目（500～4 000 m）CH4总产能约 5 000×108m3/a、H2总产能约 1.0×108t/a（图 3）。届时每年约气化煤炭16×108t，相当于近一半的“煤炭产能”实现清洁转型，“国产天然气”产量增加1.5倍，可以支撑清洁电力装机增加2倍，并为“氢能社会”2亿辆氢燃料电池汽车提供低价氢源。如果将其中1/5的深层和超深层ISCCC废弃气化腔改造为煤穴储气库，到2050年总库容可达3 000×108m3，有效工作气量达到 1 200×108m3，将彻底解决地下储气库能力不足问题。根据相关试验项目估算[14,31-33]，我国建成低碳能源生态圈后，每年将产生约11×108t的CO2，其中废弃气化腔可以就地埋藏约6×108t[19]，EOR项目可以埋藏1.5×108t，剩余CO2可以全部埋藏到废弃油气藏或地下盐水层、煤层中[11]。

图3 中深层煤原位清洁转化产能预测图

按照中国能源转型中情景估计[34]，不考虑中深层ISCCC业务，到2050年我国能源消费结构有望转型为：煤炭31%、石油15%、天然气17%、水电和核电17%、其他可再生和氢能20%。考虑中深层ISCCC的突破，2050年能源结构有望进一步清洁化，提前建成氢能社会，调整为煤炭15%、石油15%、天然气25%、水电和核电17%、其他可再生和氢能28%，其中，中深层ISCCC业务总体能源贡献率约16%，但对能源结构的清洁化率贡献超过30%（图4）。

图4 2050年中国一次能源消费结构预测图

5.1 低碳能源生态圈前景分析

双碳目标下，化石能源的清洁低碳开发利用成为不可回避的重大科学问题，化石能源与可再生能源之间的融合发展也成为必然趋势，基于中深层煤原位清洁转化技术的低碳能源生态圈是我国未来能

源的潜在增长极之一，有望推动多种能源融合发展， 拥有广阔的发展前景，体现在以下三个方面。

1）能够大幅提升油气供给能力，夯实国内能源自主供给基础。国内持续攀升的油气对外依存度一直是影响我国能源安全的短板，技术创新与产业融合发展成为解决国内油气资源先天不足的根本手段。中深层ISCCC能够在短时间倍增天然气产量，快速提升国内天然气供给能力，作为副产品的CO2和N2，解决了一直制约气驱提高原油采油率技术推广的气源问题，同时为石油工程技术开辟了“固体资源流态化开发”的新战场，极大缓解油气地下储备空间不足的困局，对保障国内油气供给安全意义重大。

2）引领中深层煤炭资源清洁开发，推动煤炭产业绿色转型发展。中深层ISCCC不仅能够盘活中深层煤炭资源，避免井工开采中洗煤环节对水资源浪费，而且能够减少煤炭利用过程中固体废弃物、粉尘、污水、SO2等有害气体对生态环境的影响；
合成气兼具能源和原料属性，能够为现代煤化工提供清洁原料，大大缩短煤炭从开采到利用过程的产业链长度，是煤炭清洁转型的重要方向。低碳能源生态圈通过“源头减碳”从根本上解决煤炭利用中的温室气体排放问题，在保障国家能源安全供给的前提下加快推动我国煤炭产业绿色转型。

3）催生多产业融合发展的新业态，加速构建清洁能源多元化供应体系。低碳能源生态圈有望催生多产业融合发展的新业态，并带来整体经济效益的提升。超临界水作为气化过程中的载能工质和均相、高速反应媒介，能使煤炭化学能直接高效转化为氢气化学能，所含的硫、各种金属及无机矿物质成分，以灰渣形式留在地下，是未来极具发展潜力的地下原位制氢新模式，也是具有中国特色的原创技术。高温合成气为固体燃料电池的规模应用提供了新的工况场景，能够充分发挥固体燃料电池在吃粗粮、低成本、高能效、环境友好等方面的优势，为化石能源的高效清洁发电提供了新技术路径，新业态的出现有望为我国高质量发展贡献更多清洁能源。

5.2 低碳能源生态圈面临挑战与对策

1930年起苏联、欧洲、中国、美国、澳大利亚、加拿大等世界主要富煤国家都组织实施了煤炭地下气化现场试验，但由于环境污染（地层水污染、气体泄漏、地表沉降等）、安全事故（井下爆炸引发火灾、氧气短路增加合成气爆炸风险）、气化效率低（合成气热值低、组分波动大）、能源政策（澳大利亚昆士兰政府禁止开展现场试验）等原因未能实现商业化开发。中深层煤炭原位清洁转化在超高温（1 000～1 200 ℃）、中高压（5 MPa以上）、高腐蚀（H2O、H2、CO2、H2S)的密闭环境进行，在全生命周期安全性、气化燃烧可控性、产气高效性、井筒完整性、装备可靠性方面都面临巨大挑战。目前国内尚不具备中高压（5 MPa以上）大型气化物理模拟能力，在高压气化开发理论方面基础薄弱，存在中深层煤炭原位清洁转化地质—开发—工程一体化关键技术体系不成熟，可燃套管、井下燃烧器、连续油管等装备工具可靠性有待验证提高，500 m以深现场试验和多产业融合发展经验不足等问题。

为建成低碳能源生态圈，建议从国家政策、企业配套、技术攻关三个方面持续发力：①煤炭原位清洁转化属于煤炭清洁利用范畴，符合国家化石资源禀赋特点和清洁低碳发展要求，应积极推动国家出台多产业融合发展的鼓励政策，营造积极的发展环境。建议设立国家级煤炭原位清洁转化研发中心；
研究制定相应的税收激励、财政补贴、矿权保护等优惠政策；
建议不将煤原位清洁转化列入煤炭产能限制，利用规模不计入燃煤总量控制范围。②充分调动能源企业积极性，逐步完善企业体制机制，组织制定中深层煤原位清洁转化中长期科技和业务发展规划，以企业为主导构建产学研用联合创新平台，积极筹建煤原位清洁转化技术委员会和标准化组织，对组织开展产业协同示范的油田单位给予资金支持，通过优化考核机制以充分调动更多油田单位积极性，加快产业化进程。③加大科技攻关力度，建立多学科跨行业联合攻关机制，加快形成具有自主知识产权的全产业链技术体系，以技术引领产业发展。中深层煤炭原位转化是多学科多专业交叉的技术密集型新产业，是我国低碳能源生态圈能否建成的关键，目前该技术尚处于起步研究阶段，在安全地质评价与实验技术研发、可控气化燃烧与动态监测、高效产气与催化增产、井筒完整性研究与装备工具研发、合成气综合利用和废弃腔碳埋藏等方向持续加大攻关力度，培养一支专门从事中深层煤原位清洁转化的科研、技术、管理人才队伍，加快现场试验和产业化进度，进一步夯实低碳能源生态圈建设物质基础，争取早日探索形成一条具有中国特色的能源高质量融合发展新道路。

1）中国是世界最大的工业国，资源禀赋与经济社会发展基本国情，决定了能源清洁转型发展的现实路径是从“高碳”能源逐步转向“低碳”能源，不断提升“零碳”能源供应比重，而不是盲目追求100%的可再生能源供应。构建以中深层煤原位清洁转化技术为基础的低碳能源生态圈，能够为传统化石能源与可再生能源全面融合发展搭建桥梁，实现资源优化配置的同时解决各能源领域的发展难题，并带来可观的协同经济效益。

2）低碳能源生态圈将深刻改变我国能源产业格局，使中国化石能源由目前的煤、油分业发展，向煤、油、气、电、氢、化工组合发展的新格局转变。低碳能源生态圈能够大幅提高国内油气供应能力、有效解决煤炭资源清洁开发利用和可再生能源发电消纳、调峰难题，在新型能源体系中发挥支柱作用，是符合中国国情、具有中国特色的化石能源清洁转型发展之路。

3）中深层煤原位清洁转化是已知温度最高的化石能源原位开发方式，目前尚处于起步研究阶段，该技术一旦取得突破，将大大推动化石能源技术革命进程，对其他化石资源原位开发起到积极推动作用。油气企业在地下化石资源的勘探开发利用方面具有技术优势，同时具备井下特殊装备工具研发能力和油气资源接替现实需求，油气企业组织开展系统攻关研究，将有利于加快理论技术创新和现场试验进度，有望成为推动该技术和产业发展的主力军。

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