信用风险决策参考 2026-10-11
信用风险决策参考 2026-10-11
分析结论：
总体来说，陕西在电力、油气、煤炭三个层面的减碳路径十分清晰，但在推进过程中，目前仍然存在一些难点需要克服。在电力方面，需要进一步完善新型主体参与市场的规则体系，简化分散资源的入市流程，建立更加灵活的价格信号传导机制，才能让绿电从“发得出、送得到”真正走向“调得稳、用得好”。在油气方面，建议CCUS尽快纳入国家核证自愿减排量体系，让减排价值成为可交易的绿色资产。而对于技术已经具备条件的煤炭领域来说，难点在于如何从单个矿区的实践转化为全行业可复制的标准方案，这需要标准、核算和激励机制的系统性突破。(LEQ)
分析过程：
国务院印发的《“十五五”碳达峰行动方案》，提出到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%。在电力、油气、煤炭三个能源减碳的主战场，一系列技术创新和产业实践正在陕西加速落地。作为国家重要的能源基地，陕西既承担着西电东送、油气保供的重任，也面临着高碳产业转型的迫切压力，其探索实践正是全国能源减碳的生动缩影。
首先，在电力减碳层面，陕西的打法是贯通“发—送—用”全链条。在陕西，围绕这三个环节的技术实践正在展开。
在发电端。8月下旬，由中国能建中电工程西北院总承包的100兆瓦线性菲涅尔光热项目完成试运行。这座电站采用熔盐储热技术，白天用反射镜将阳光汇聚加热熔盐储存热量，夜间释放热量驱动汽轮机发电，与配套光伏互补实现了24小时连续发电，突破了绿电“靠天吃饭”的限制。在送电端。把西部的绿电送到中东部用电负荷中心，是电力领域减碳最直接的路径。陕北至安徽±800千伏特高压直流输电工程已于今年6月投运。这条横跨陕豫皖三省、全长1055公里的“电力高速路”，每年将超过360亿千瓦时的电力送至江淮大地，其中新能源电量占比超过50%，相当于每年替代燃煤消耗550万吨、减排二氧化碳1420万吨。在用电端。陕西则是以虚拟电厂来应对绿电供应的波动性，让绿电在终端被高效、灵活地利用起来。在西安广林汇智能源科技有限公司，显示屏上实时跳动着可调节容量、用电负荷等数据。作为西北地区首家参与省际调峰辅助服务的负荷聚合商，这家企业已聚合各类企业800余家，通过虚拟电厂智慧管控平台统一调度分散的用电资源和储能设备。华北电力大学科学技术研究院副院长彭跃辉说，“虚拟电厂可以精准削减高峰负荷或释放储能电量，缓解电网短期供电压力。”数据显示，目前，陕西省虚拟电厂管理平台已接入21家虚拟电厂，聚合312户市场化用户，可调资源155.8万千瓦，规模相当于一座大型火电厂，每年可减少碳排放约728万吨。此外，电力领域要实现节能降碳，不仅需要调度手段，还要有存储能力。北京海博思创科技股份有限公司参与建设的华润三塘湖250兆瓦/1000兆瓦时储能项目，年充放绿电3.5亿千瓦时，相当于把原本可能因电网调节能力不足而“弃掉”的风电，通过存储转化成了稳定可用的清洁电力，每年减碳约30万吨。
其次，在油气层面。2025年1月1日，能源法正式施行，明确提出加快构建碳排放总量和强度双控制度体系。对于石油化工企业来说，碳排放正在从一项环保指标变成真实的成本约束——碳配额交易价格逐步走高，谁排放得多，谁就要真金白银地掏钱。陕西的打法是“减油增化”与CCUS“两条腿”走路。
第一条腿是“减油增化”——从源头减少碳排放。在延安洛川，千万吨级炼化一体化项目正在推进纳规核准，产出高端聚烯烃、α-烯烃、POE等高端化工品。与之形成对照的是，分布在洛川、永坪、靖边的5套落后常压装置、共计1240万吨/年炼油产能将陆续关停淘汰。这一“增”一“减”之间，成品油年产量将从1200万吨压减至900多万吨，化工品产量大幅增加，碳排放强度随之降低。第二条腿是CCUS，即二氧化碳捕集、利用与封存。简单说，就是把煤化工排放的二氧化碳捕集起来，通过管道输送至油田，注入地下油藏驱油增产，同时实现碳封存。2007年起，延长石油从一口井、一吨碳起步，逐步打通了捕集、输送、驱油、封存全链条。目前，延长石油已建成30万吨捕集和41万吨注入能力，累计注入二氧化碳超50万吨，示范区采收率在注水驱油基础上提升8个百分点。中国工程院院士、延长石油首席科学家王香增介绍，企业在陕北的4个煤化工园区和12个低渗致密油田同处一地，排放源与封存地高度重合，捕集成本约105元每吨，远低于电力、水泥等行业200至600元每吨的水平。
再者，在煤炭层面，陕西正在同步推进两条路径：一是让烧煤更高效，通过火电机组升级和控制系统智能化，把每一吨煤的热值榨干用尽；二是让废料变资源，把矸石、瓦斯、矿井水等伴生物从环境负担转化为可利用的能源或材料。
在陕西彬州，世界首台660兆瓦超超临界循环流化床示范机组自2024年11月投运以来，累计发电量已突破20亿千瓦时。该项目供电煤耗每千瓦时可减少煤耗19克，年节约标准煤约5.32万吨。在火电机组效率提升的同时，控制系统的优化也在挖掘更多降碳空间。和利时科技集团有限公司(简称“和利时”)工业AI副总裁李昱介绍，在煤炭生产过程中，控制系统正在改变粗放式的用能习惯——主运皮带根据煤量自动调速，通风系统按需供风，排水泵在电价低谷时段集中运行。在和利时陕西榆林的煤矿AI智能化升级项目中，锅炉、公用辅助系统的自动投入率超过95%，吨汽煤耗降低0.8%。
伴生资源的综合利用则是煤炭产业的另一条减碳路径。陕西煤业化工集团有限责任公司(简称“陕煤集团”)在彬长矿区建成井下矸石就地充填系统，通过“破碎制浆—高压泵送—采空区充填”全流程闭环，将矸石与矿井水配比成浆体精准注入采空区。矸石不出井、不上山，既避免了地面堆存自燃产生的二氧化碳和甲烷排放，又省去了长距离运输的能耗。这一技术已在山东济宁、安徽淮北等10余个大型矿区推广应用，累计无害化处理矸石、粉煤灰等矿山固废1108万吨，盘活压煤921万吨。此外，陕煤集团还在多个矿区推进能源系统改造。在彬长矿区，瓦斯被全量收集用于发电供热，替代了燃煤锅炉。在西卓煤矿，以井下地热替代供暖，配合瓦斯发电和光伏绿电，形成矿区清洁用能的闭环，每年节约标准煤约1.2万吨，减排二氧化碳3.12万吨。在龙华矿区，采煤沉陷区上立起光伏板，板下种植耐阴作物，一块地同时产出绿电和农产品，发电收益反哺生态修复，形成发电、农业、治理协同推进的格局。
从陕西的能源降碳路径来说，方向够清晰、措施够精准。然而，在进展显著的同时，陕西在这三大能源降碳方面的实际落地上仍然有一些堵点。具体而言，电力方面，虚拟电厂在跨省注册流程、各地接入规范统一、省间交易等方面仍有待突破，储能项目也面临“建而不用”的现实困境。同样地，CCUS距离规模化商业推广仍有距离。全链条综合成本仍超300元每吨，而当前碳市场收盘价约97元每吨，减排收益远低于投入成本。同时，监测、核算等核心技术仍需攻关，全链条规范和标准体系亟待建立。此外，当前，煤炭从生产到治理的完整减碳链条上的环节还没有全部打通。我国煤炭开采、洗选环节的电力用能占比约60%，新能源替代比例仍有提升空间，部分矿区的采掘运输设备、供暖制冷设施仍依赖传统化石燃料驱动。这些实际落地过程中的堵点仍需要多方协同克服，方能真正实现能源降碳减碳。
