“雙碳”背景下煤制天然氣與LNG產(chǎn)業(yè)及可再生能源協(xié)同發(fā)展路徑的思考

宋鵬飛

中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心

0 引言

中國(guó)煤炭資源豐富，截至2020年底煤炭?jī)?chǔ)量為1 431.97×108t，占全球總量的13.3%，位居全球第四，占全國(guó)化石能源總儲(chǔ)量95.6%，屬于絕對(duì)主體［1-2］。中國(guó)的資源稟賦特征和經(jīng)濟(jì)發(fā)展階段決定了煤炭是當(dāng)前乃至今后相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)期的主體能源［3］。近年來(lái)中國(guó)通過(guò)供給側(cè)改革，引導(dǎo)淘汰落后產(chǎn)能，對(duì)鋼鐵、發(fā)電等領(lǐng)域進(jìn)行了一系列的政策調(diào)整和關(guān)停，使煤炭在一次能源生產(chǎn)和消費(fèi)的占比逐年下降。截至2020年底，煤炭占能源消費(fèi)比例已經(jīng)從1980年的72%下降至約57%。但煤炭的主體能源地位仍很穩(wěn)固，2020年中國(guó)煤炭產(chǎn)量仍高達(dá)8 091×108t，位居全球第一，占全球總產(chǎn)量的 50.7%；煤炭消費(fèi)量達(dá)到了8 227×108t，占全球消費(fèi)總量的54.3%［2］。從中長(zhǎng)期發(fā)展來(lái)看，煤炭是保障能源安全和經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展的“壓艙石”和“穩(wěn)定器”。

煤炭不僅是用于燃燒的能源資源，還是化工原料的材料資源。煤炭消費(fèi)中電煤占比最大，超過(guò)60%，煤化工占比約5%。煤化工能夠把煤炭生成油品、天然氣、甲醇、醋酸、乙二醇、烯烴等多種產(chǎn)品，是石油化工的優(yōu)良補(bǔ)充，廣泛應(yīng)用于各領(lǐng)域［4］。煤化工也是增加煤炭產(chǎn)業(yè)附加值、實(shí)現(xiàn)高碳能源低碳化利用的重要力量，已成為發(fā)揮能源資源稟賦特長(zhǎng)、支撐國(guó)家現(xiàn)代化的重要途徑和手段［5］。中國(guó)是全球煤化工生產(chǎn)大國(guó)，已經(jīng)走出了一條中國(guó)特色的能源與化工融合發(fā)展的清潔高效的工業(yè)化之路。可以確定的是，煤炭在中國(guó)化工領(lǐng)域短期內(nèi)很難被完全替代，未來(lái)煤炭的清潔高效利用將是煤化工領(lǐng)域的重中之重。煤制天然氣（SNG）是煤化工的重要組成，整體轉(zhuǎn)化效率（55%～60%）遠(yuǎn)高于其他煤化工類型，而且水耗較低，是煤炭清潔化利用的重要方向之一。

1 “雙碳”背景下中國(guó)煤制天然氣的發(fā)展預(yù)期

煤制天然氣是把煤炭轉(zhuǎn)化為能量密度更高的天然氣的化工過(guò)程，即把煤經(jīng)過(guò)氣化、除塵、變換、脫酸脫碳后，再通過(guò)甲烷化技術(shù)化學(xué)合成清潔的合成天然氣。典型的采用碎煤加壓氣化的煤制天然氣工藝流程見(jiàn)圖 1［6］。煤制天然氣技術(shù)鏈中，最核心的技術(shù)是煤氣化和甲烷化，這兩項(xiàng)技術(shù)目前都已經(jīng)打破國(guó)外技術(shù)壟斷，實(shí)現(xiàn)了完全國(guó)產(chǎn)化。

圖1 典型碎煤加壓氣化的煤制天然氣工藝流程框圖

煤制天然氣的主產(chǎn)品為天然氣，產(chǎn)品中C2及以上的烴類、硫化物、氧氣等經(jīng)過(guò)凈化、甲烷化工序后基本被轉(zhuǎn)化或吸收，殘留微量的CO2和惰性氣體，組成與傳統(tǒng)天然氣類似（見(jiàn)表1），可以同輸同用，具有互換性，品質(zhì)能夠滿足管輸氣國(guó)家一類天然氣標(biāo)準(zhǔn)。副產(chǎn)品有石腦油、焦油、粗酚、硫酸銨、硫黃等。

表1 典型煤制天然氣項(xiàng)目設(shè)計(jì)產(chǎn)品組成

從能源流通角度看，煤制天然氣能夠從一定程度上解決國(guó)內(nèi)資源分布和能源消費(fèi)市場(chǎng)不匹配這一矛盾。在煤炭資源豐富的西北地區(qū)發(fā)展煤制天然氣，用天然氣長(zhǎng)輸管線送到全國(guó)消費(fèi)市場(chǎng)，既開(kāi)拓了清潔能源生產(chǎn)的新途徑，相比煤炭直接運(yùn)輸又降低了流通成本，減少了運(yùn)輸過(guò)程的能源消耗和污染排放。

目前國(guó)內(nèi)已投產(chǎn)的煤制天然氣項(xiàng)目共4個(gè)，設(shè)計(jì)總產(chǎn)能為131×108m3/a，分別為內(nèi)蒙古大唐國(guó)際克什克騰煤制天然氣有限責(zé)任公司40×108m3/a煤制氣項(xiàng)目、內(nèi)蒙古匯能煤化工有限公司16×108m3/a煤制氣項(xiàng)目、新疆慶華能源集團(tuán)有限公司55×108m3/a煤制氣項(xiàng)目、伊犁新天煤化工有限責(zé)任公司（簡(jiǎn)稱伊犁新天）20×108m3/a煤制氣項(xiàng)目，其中前三個(gè)項(xiàng)目都只投產(chǎn)了一期工程，產(chǎn)能分別為13.3×108m3/a、4×108m3/a、13.75×108m3/a，均為設(shè)計(jì)產(chǎn)能的三分之一，僅有伊犁新天項(xiàng)目一次性建成20×108m3/a。自2009年以來(lái)，國(guó)家有關(guān)部門(mén)對(duì)煤制天然氣陸續(xù)出臺(tái)了一系列政策，經(jīng)歷了由限制到適度發(fā)展的轉(zhuǎn)變，目前對(duì)煤制天然氣的整體定位為“戰(zhàn)略技術(shù)儲(chǔ)備和產(chǎn)能儲(chǔ)備”［7-8］。從產(chǎn)能角度來(lái)看，2020年中國(guó)煤制天然氣產(chǎn)量 47×108m3，約占全國(guó)天然氣生產(chǎn)量的2.5%，占比較小。從技術(shù)儲(chǔ)備角度來(lái)看，中國(guó)已基本掌握了包括煤氣化、變換、低溫甲醇洗、大型甲烷化等煤制天然氣全流程的關(guān)鍵核心技術(shù)，以及工廠設(shè)計(jì)、裝備制造、工程施工、生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)等技術(shù)，關(guān)鍵設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化制造，具備設(shè)計(jì)、建設(shè)和運(yùn)營(yíng)世界先進(jìn)煤制天然氣工廠的能力。

近年來(lái)國(guó)家能源局一直未批復(fù)新的示范項(xiàng)目，對(duì)煤制天然氣行業(yè)持謹(jǐn)慎規(guī)劃和管控的態(tài)度，形成了示范為主、有序發(fā)展的整體政策導(dǎo)向［9-11］。在“雙碳”目標(biāo)的大背景下，新能源和可再生能源對(duì)傳統(tǒng)能源的替代能力將顯著增強(qiáng)，來(lái)自資源、環(huán)境、安全等多方因素的約束將更加強(qiáng)化［12-13］。在這些因素博弈下，預(yù)計(jì)未來(lái)新建煤制天然氣項(xiàng)目將審批更加嚴(yán)格，如果不能解決碳排放問(wèn)題，煤制天然氣產(chǎn)業(yè)整體很難有大幅增長(zhǎng)，新建項(xiàng)目的機(jī)會(huì)不多，但已獲批項(xiàng)目的二期有望會(huì)繼續(xù)得到支持。

在“雙碳”戰(zhàn)略背景下，新要求、新挑戰(zhàn)的不斷涌現(xiàn)，使煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展面臨更大的碳減排壓力，但同時(shí)也為產(chǎn)業(yè)的綠色轉(zhuǎn)型和技術(shù)升級(jí)提供了寶貴機(jī)遇。煤制天然氣產(chǎn)業(yè)需在原料調(diào)整、過(guò)程強(qiáng)化、產(chǎn)品升級(jí)上加大探索，優(yōu)化生產(chǎn)要素配置、能源梯級(jí)利用，把市場(chǎng)與新材料、新能源、新技術(shù)緊密融合，提高能效、降低資源消耗和污染排放，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)高端化、多元化、低碳化和高質(zhì)量發(fā)展，走出適應(yīng)“雙碳”目標(biāo)的新發(fā)展路徑。未來(lái)具備成本優(yōu)勢(shì)并且率先在碳中和領(lǐng)域布局的煤制天然氣項(xiàng)目仍將更具競(jìng)爭(zhēng)力和生命力?！疤歼_(dá)峰、碳中和”會(huì)進(jìn)一步倒逼煤制天然氣項(xiàng)目與LNG（液化天然氣）產(chǎn)業(yè)、可再生能源等融合協(xié)同發(fā)展，進(jìn)一步提高綜合利用效能，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)高端化、多元化、低碳化，實(shí)現(xiàn)綠色發(fā)展。

2 與LNG產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展

煤制天然氣可以與進(jìn)口 LNG形成良好的互補(bǔ)和協(xié)同效應(yīng)，有利于對(duì)沖國(guó)際LNG價(jià)格波動(dòng)，解決天然氣供求矛盾和儲(chǔ)備調(diào)峰，是天然氣供應(yīng)格局中的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

2.1 煤制天然氣與國(guó)際LNG價(jià)格波動(dòng)形成對(duì)沖機(jī)制

以典型的伊犁新天項(xiàng)目為例，20×108m3/a煤制天然氣建設(shè)投資約120×108元，天然氣產(chǎn)品的生產(chǎn)成本僅約 1.05～1.2元/m3，成本構(gòu)成中以原料煤、燃料煤和折舊占比最大（見(jiàn)圖2）。影響煤制天然氣項(xiàng)目收益率的因素包括建設(shè)投資、天然氣價(jià)格、煤炭?jī)r(jià)格和生產(chǎn)負(fù)荷等，影響程度從高到低依次為：天然氣價(jià)格、生產(chǎn)負(fù)荷、建設(shè)投資、煤炭?jī)r(jià)格。國(guó)家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司（簡(jiǎn)稱國(guó)家管網(wǎng)公司）成立后，天然氣長(zhǎng)輸管道形成了互聯(lián)互通、統(tǒng)一調(diào)度的公共平臺(tái)，管輸成本更加透明、公平，使煤制天然氣能夠更加公平地參與市場(chǎng)銷售和競(jìng)爭(zhēng)，解開(kāi)了束縛煤制天然氣項(xiàng)目外輸和市場(chǎng)開(kāi)發(fā)的枷鎖。相對(duì)低價(jià)且價(jià)格波動(dòng)相對(duì)平穩(wěn)的煤制天然氣資源可以作為進(jìn)口LNG價(jià)格波動(dòng)的對(duì)沖工具。

國(guó)際LNG價(jià)格波動(dòng)受供需、地緣政治、大國(guó)博弈、市場(chǎng)情緒等復(fù)雜因素的影響，尤其是近年來(lái)在新冠疫情、中美貿(mào)易摩擦的影響下出現(xiàn)了大幅度波動(dòng)。中國(guó)LNG進(jìn)口多以長(zhǎng)期合同為主，交易價(jià)格與國(guó)際原油價(jià)格聯(lián)動(dòng)，隨著國(guó)際油價(jià)的大幅震蕩而劇烈波動(dòng)。LNG現(xiàn)貨交易價(jià)格低于甚至大大低于長(zhǎng)協(xié)價(jià)格的現(xiàn)象周期性出現(xiàn)。這種情況出現(xiàn)時(shí)中國(guó)LNG進(jìn)口企業(yè)會(huì)面臨巨大的經(jīng)營(yíng)壓力，為沖抵高成本只能進(jìn)口更多的LNG現(xiàn)貨以攤薄成本。有必要建立應(yīng)對(duì)國(guó)際LNG價(jià)格波動(dòng)的高效機(jī)制，才能更好地抵御風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)健經(jīng)營(yíng)。除了通過(guò)國(guó)內(nèi)外天然氣與原油期貨、期權(quán)合約作為金融對(duì)沖手段外，把低價(jià)、穩(wěn)定的煤制天然氣作為企業(yè)天然氣資源池的“底倉(cāng)”，也是一種對(duì)沖LNG價(jià)格波動(dòng)的可選方式。

2.2 協(xié)同開(kāi)拓中西部市場(chǎng)

LNG接收站需要船舶接卸，主要分布在有良好航運(yùn)條件的沿海省市，LNG產(chǎn)品主要通過(guò)液態(tài)槽車運(yùn)輸和天然氣管道的方式向內(nèi)陸市場(chǎng)輻射。對(duì)于距離較遠(yuǎn)的中西部地區(qū)，LNG產(chǎn)品難以體現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性和競(jìng)爭(zhēng)力。國(guó)家管網(wǎng)公司成立后，LNG進(jìn)口企業(yè)可以通過(guò)把沿海天然氣資源與內(nèi)陸資源進(jìn)行互換、購(gòu)銷煤制天然氣資源后通過(guò)管網(wǎng)銷售等方式在中西部獲取資源和市場(chǎng)。中國(guó)煤制天然氣主要集中新疆、內(nèi)蒙古等西北地區(qū)省份，以伊犁新天項(xiàng)目為例，主要借助國(guó)家管網(wǎng)公司的西氣東輸二線管道實(shí)現(xiàn)產(chǎn)品外輸。西氣東輸二線干線長(zhǎng)4 978 km，8條支干線總長(zhǎng)3 726 km，設(shè)計(jì)輸氣能力達(dá)300×108m3/a，西起新疆霍爾果斯口岸，南至廣州，途經(jīng)新疆、甘肅、寧夏、陜西、河南、湖北、江西、湖南、廣東、廣西等14個(gè)省份，可以輻射覆蓋中西部、珠三角等用氣區(qū)域，形成“國(guó)內(nèi)+海外”的多元化資源獲取格局。

2.3 協(xié)同資源調(diào)配與儲(chǔ)氣調(diào)峰

受近年來(lái)“煤改氣”、供暖用戶增加、熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目集中大規(guī)模投產(chǎn)等因素影響，北方地區(qū)用氣的季節(jié)峰谷差進(jìn)一步拉大。以北京為例，冬夏峰谷差可達(dá)3倍。尤其是冬季保供時(shí)期，LNG接收站需要面臨巨大的資源調(diào)配與儲(chǔ)氣調(diào)峰挑戰(zhàn)。

煤制天然氣屬于生產(chǎn)型氣源，生產(chǎn)負(fù)荷一般可以在50%～100%范圍內(nèi)調(diào)節(jié)，當(dāng)冬季保供天然氣緊缺時(shí)加大生產(chǎn)，在夏季需求低谷時(shí)減少生產(chǎn)，或聯(lián)產(chǎn)其他產(chǎn)品實(shí)現(xiàn)負(fù)荷調(diào)整，可以與下游用氣市場(chǎng)需求相匹配，提高了天然氣的儲(chǔ)氣和季節(jié)調(diào)峰功能。LNG由于其長(zhǎng)期合同中的“照付不議”條款，調(diào)配難度大，可以通過(guò)煤制天然氣進(jìn)行綜合資源調(diào)配。據(jù)悉，國(guó)家有關(guān)部門(mén)已經(jīng)將對(duì)煤制天然氣的研究視為天然氣儲(chǔ)備和調(diào)峰的前期研究工作。

3 與可再生能源協(xié)同發(fā)展

煤制天然氣產(chǎn)業(yè)有高碳屬性，碳排放主要集中在煤炭開(kāi)采和煤制天然氣兩個(gè)階段，占煤制氣產(chǎn)業(yè)全生命周期碳排放的97%［14-15］。其中煤制天然氣工序中碳排放來(lái)源主要是工藝排放和燃燒排放。工藝排放源自煤氣化爐中煤炭被氧化釋放熱量，以及CO被氧化為CO2時(shí)產(chǎn)生H2的過(guò)程。在低溫甲醇洗工段會(huì)把大部分的 CO2吸附并脫除，從而排出高純度的CO2。煤炭燃燒的排放主要是為配套的熱電中心鍋爐供能，為全廠提供蒸汽驅(qū)動(dòng)空分透平的高壓蒸汽和氣化用工藝蒸汽等，還要為全廠提供所需的電力。

煤炭的氫碳原子比為 0.2～1.0，而天然氣產(chǎn)品的氫碳原子比為4.0，多出的碳原子都會(huì)以CO2的形式產(chǎn)生。一個(gè)年產(chǎn)量為40×108m3煤制天然氣工程年用煤量約970×104t，總帶入碳的約36%進(jìn)入天然氣產(chǎn)品及粗酚、焦油等副產(chǎn)品，其余以 CO2形成排放，排放量約1 700×104t［16-18］。煤制天然氣過(guò)程整體富碳缺氫，如果有充足廉價(jià)的H2供給，無(wú)需變換和脫碳，僅需要進(jìn)行脫硫處理，在甲烷化工段把CO、CO2充分和H2反應(yīng)，把碳盡量多的加氫轉(zhuǎn)化為CH4。這不僅能充分利用煤中的碳資源，還能省去 CO變換單元和脫碳工序，大幅度提高產(chǎn)品生產(chǎn)量。對(duì)于甲烷化工段來(lái)講，補(bǔ)氫甲烷化后反應(yīng)負(fù)荷有所增加，但通過(guò)對(duì)工藝和設(shè)備進(jìn)行調(diào)整，如調(diào)控循環(huán)比和汽氣比等手段，在技術(shù)上是可以實(shí)現(xiàn)的。這種構(gòu)思最大的瓶頸在于大量廉價(jià) H2的獲取。根據(jù)甲烷化反應(yīng)，1 mol的CO需要消耗3 mol的H2，而每1 mol的CO2需要消耗 4 mol的H2。

如果非并網(wǎng)可再生能源電力能夠提供大量廉價(jià)的H2，則對(duì)煤制天然氣整體工藝流程可以進(jìn)行大幅度簡(jiǎn)化和優(yōu)化。相比于原工藝流程可以省去變換單元和脫碳工序，并把電解水過(guò)程中的O2替代一部分空分制氧，送入氣化爐用于氣化。在甲烷化工段把CO、CO2充分和H2反應(yīng)，把碳盡量多的加氫轉(zhuǎn)化為甲烷產(chǎn)品，甚至可能實(shí)現(xiàn)“零碳”排放［19-23］。傳統(tǒng)煤制天然氣流程與可再生能源電力-氫-煤制天然氣的流程示意圖對(duì)比見(jiàn)圖3。

圖3 傳統(tǒng)煤制天然氣流程與可再生能源-氫-煤制天然氣的流程示意圖對(duì)比

中國(guó)煤化工和可再生能源的集中分布重合度高，主要在“三北”地區(qū)，便于就近融合發(fā)展。通過(guò)可再生能源制取 H2和 O2與煤制天然氣產(chǎn)業(yè)結(jié)合應(yīng)用，有利于充分利用碳資源，把綠色能源轉(zhuǎn)化為天然氣產(chǎn)品的化學(xué)能，并實(shí)現(xiàn)大宗 CO2的資源化、循環(huán)利用，給煤制天然氣帶來(lái)綠色轉(zhuǎn)型。

另外，煤制天然氣工藝中產(chǎn)生的 CO2濃度高，易于開(kāi)展捕集封存與綜合利用。把捕集的 CO2與綠氫結(jié)合，通過(guò)化學(xué)轉(zhuǎn)化制成零碳天然氣（PTM）和液態(tài)燃料（PTL），能夠?qū)崿F(xiàn)可再生能源和氫能的深度融合，實(shí)現(xiàn)大規(guī)模的CO2資源化化學(xué)利用（見(jiàn)圖4）。

圖4 煤制天然氣CO2與可再生能源制氫融合發(fā)展模式

可再生能源與煤化工融合發(fā)展的趨勢(shì)在國(guó)內(nèi)已初現(xiàn)，2020年寧夏寶豐能源集團(tuán)股份有限公司投資建設(shè)了太陽(yáng)能電解制氫示范項(xiàng)目，年產(chǎn) 2.16×104t綠氫，綠氫直供化工裝置生產(chǎn)高附加值的煤基新材料產(chǎn)品，副產(chǎn)綠氧替代空分裝置所產(chǎn)的氧氣，減少燃料煤消耗，每年可減少 CO2排放 66×104t。2021年中國(guó)石油化工集團(tuán)有限公司啟動(dòng)了新疆庫(kù)車市萬(wàn)噸級(jí)光伏綠氫示范項(xiàng)目，年產(chǎn)綠氫2×104t，供應(yīng)中國(guó)石化塔河煉化公司，每年可減少 CO2排放 48.5×104t。未來(lái)傳統(tǒng)煤化工通過(guò)引入綠氫實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)升級(jí)和減排的項(xiàng)目將更多。

4 結(jié)論與建議

中國(guó)能源未來(lái)在相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)期仍然以煤炭為主，煤制天然氣是煤炭低碳化利用的方向之一，是獲取非常規(guī)天然氣的重要來(lái)源?！半p碳”戰(zhàn)略一方面為煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展帶來(lái)更大的碳減排壓力，另一方面在面對(duì)新要求、新挑戰(zhàn)的同時(shí)，為煤制天然氣產(chǎn)業(yè)與LNG產(chǎn)業(yè)和可再生能源融合協(xié)同發(fā)展，實(shí)現(xiàn)綠色轉(zhuǎn)型和技術(shù)升級(jí)提供了寶貴機(jī)遇。

“雙碳”目標(biāo)對(duì)煤制天然氣提出了更高的降碳和環(huán)保要求，建議積極探索與LNG產(chǎn)業(yè)和可再生能源協(xié)同與融合發(fā)展的新技術(shù)、新模式，實(shí)現(xiàn)技術(shù)升級(jí)和低碳轉(zhuǎn)型。

在多因素博弈下，預(yù)計(jì)中國(guó)未來(lái)新建煤制天然氣項(xiàng)目將受到更加嚴(yán)格審批限制，煤制天然氣產(chǎn)業(yè)整體很難有大幅的增長(zhǎng)，新建項(xiàng)目的機(jī)會(huì)不多，但已獲批項(xiàng)目的二期建設(shè)有望會(huì)繼續(xù)得到支持。

煤制天然氣具有穩(wěn)定、低價(jià)的優(yōu)勢(shì)，可以與進(jìn)口 LNG形成良好的互補(bǔ)和協(xié)同效應(yīng)，與國(guó)際 LNG價(jià)格波動(dòng)形成對(duì)沖機(jī)制，協(xié)同開(kāi)拓中西部市場(chǎng)和資源調(diào)配與儲(chǔ)氣調(diào)峰，建議LNG產(chǎn)業(yè)積極參與已建煤制天然氣項(xiàng)目的技術(shù)升級(jí)和綠色轉(zhuǎn)型。

通過(guò)大規(guī)?？稍偕茉粗茪?，以“綠氫”融入煤制天然氣工藝流程中，通過(guò)甲烷化把 CO2與綠氫合成為 CH4產(chǎn)品，可以簡(jiǎn)化工藝流程，大幅度降低碳排放。也可以把捕集后的 CO2與綠氫結(jié)合，通過(guò)PTM生產(chǎn)“零碳”天然氣，PTL生產(chǎn)“零碳”燃料，助力下游用戶脫碳。這種理念是可再生能源與傳統(tǒng)化石能源的融合發(fā)展模式，既實(shí)現(xiàn)了可再生能源的消納，高碳行業(yè)的減碳，也替代以低碳或“零碳”天然氣和汽油、柴油、航油等燃料產(chǎn)品進(jìn)入下游，避免因?yàn)槟茉崔D(zhuǎn)型導(dǎo)致使用終端大幅度替換和淘汰與傳統(tǒng)化石能源生產(chǎn)之間的矛盾而帶來(lái)的高昂社會(huì)成本，是未來(lái)能源融合低碳發(fā)展的方向和趨勢(shì)。