, 谭忠超2,31. 中国矿业大学 化工学院，徐州 221116，中国;
2. 清华大学 能源与动力工程系，北京 100084，中国;
3. 滑铁卢大学 机械与机电工程系，滑铁卢 N2L 3G1，加拿大
收稿日期：2022-10-26
基金项目：国家科技重大专项项目(Y2019-I-0022-0021)；国家自然科学基金资助项目(51878655)
作者简介：俞和胜(1984—)，男，教授
通讯作者：祁海鹰，教授，E-mail: hyqi@tsinghua.edu.cn;
谭忠超，教授，E-mail：tanz@uwaterloo.ca
摘要：碳达峰和碳中和战略目标对全球经济与社会发展意义非凡。能源动力行业是中国二氧化碳排放大户，也是构建新型能源系统与产业革命的主战场。日趋成熟的碳捕集、利用和封存(carbon capture，utilization and storage, CCUS)技术因高成本、高能耗面临产业界的强大阻力，转变能源结构至关重要，然而中国的资源禀赋和能源现状决定未来一段时间仍将继续依赖传统化石燃料。该文分析了催化裂解技术、碳材料和氢气利用、燃氢发电等多项前沿技术的可行性，提出了一个实现化石燃料高效清洁利用的革命性技术路线，以期高效、低排放、低成本地制备氢气和高附加值的碳材料，实现基于燃氢轮机的零排放发电。该技术路线有望解决相关能源动力企业的碳排放技术与经济难题，助力“双碳”目标实现。
关键词：双碳能源动力脱碳制氢新能源系统
Decarbonization, hydrogen production, and value-added utilization of conventional fossil fuels under the background of "double-carbon"
YU Hesheng1, QI Haiying2
, TAN Zhongchao2,31. School of Chemical Engineering and Technology, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221116, China;
2. Department of Energy and Power Engineering, Tsinghua University, Beijing 100084, China;
3. Department of Mechanical & Mechatronics Engineering, University of Waterloo, Waterloo N2L 3G1, Canada
Abstract: [Significance] China's strategic goals of "carbon peaks" and "carbon neutrality" will have a significant impact on the country's economic and social development despite the challenges along the way. The energy and power industry is an important player in carbon dioxide emissions in China and the main battlefield for constructing new energy systems and initiating relevant industrial revolutions. Despite the increasing maturity of carbon capture, utilization, and storage(CCUS) technologies, their deployment faces strong resistance from the industry because of the high cost and energy consumption. For example, the cost of carbon capture alone ranges between 260 and 280 RMB/t, corresponding to an increase in utility cost of 57.51% to 93.38%, depending on the region. More importantly, the planet earth has a physical limit for carbon storage, and an alternative technical route is needed to achieve cost-effective zero-carbon emissions. Nonetheless, despite the importance of constructing new energy systems, China's energy resources determine that we will continue to rely on traditional fossil fuels for decades to come. [Progress] Therefore, this study analyzes the feasibility of state-of-the-art technologies, such as catalytic conversion, carbon material and hydrogen utilization, and hydrogen-fired power generation. This study proposes the use of coal, gasoline, natural gas, and biomass as chemicals rather than fuels. The "fuels" are first converted into hydrogen-carbon chemicals and then decomposed into elemental carbon and hydrogen by catalytic conversion. The resultant elemental carbon is upgraded into high-value carbon materials, such as carbon nanotubes, graphene, and carbon fibers, which can be used for battery production. Meanwhile, hydrogen is used for energy production through combustion and fuel cells. The batteries produced using carbon materials can also support decentralized energy and energy storage from power plants. Regarding hydrogen-based energy production, developed countries, such as the USA, and Japan, have developed hydrogen-fired power generation aimed at commercialization in 2030 or earlier. We also conduct a feasibility study by pilot testing and techno-economic analysis. State-of-the-art experimental studies show that the key technical elements include (1) the production of carbon-hydrogen feedstock from coal, which is ready for deployment to the market; (2) the catalytic decomposition of hydrogen-carbon, e.g., CH4 and C3H6, into carbon nanotube and hydrogen, which is proven feasible at the pilot scale but requires further research and development in catalysis and fluidized bed reactor system for upscaled production; (3) the separation and purification of downstream products for high-purity carbon materials and hydrogen, where catalytic removal or recycling is essential to the pure carbon product, and membrane separation needs to be developed for pure hydrogen production; and (4) the most challenging, but essential, technology is the hydrogen-based gas turbine for power generation, with pilot plants built in the USA, Australia, and China for testing with 5% to 10% of hydrogen. Nonetheless, only catalytic conversion of CH4 can provide the amount of hydrogen needed in a power plant in real time. Thus, we conducted a techno-economic analysis by retrofitting a natural gas-fired power plant, where part of the natural gas is converted into hydrogen and the hydrogen is mixed with the incoming natural gas for power generation. The proposed pathway has been proven to be economically feasible, provided all of the technologies are ready. [Conclusions and Prospects] In conclusion, we propose a novel pathway to efficient and clean utilization of fossil fuels as resources to produce high-efficiency, low-carbon, and low-cost hydrogen and high-value-added carbon materials, as well as zero-emission power generation. Admittedly, it takes decades to reach the final goal, but this pathway is expected to tackle the economic challenges to achieving the "carbon peaks" and "carbon neutrality" goals (or "double carbon" goals) of the energy and power industry.
Key words: "double carbon"energy and powerdecarbonizationhydrogen productionnew energy systems
中国政府明确提出2030年碳达峰、2060年碳中和的重大战略目标。“双碳”战略能够推动与传统能源相关的产业突破发展瓶颈、加速转型升级，是未来中国经济发展的强劲驱动力[1]。实现“双碳”目标，需要充分发挥科技创新的支撑引领作用。《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022—2030年)》已明确指出，到2025年和2030年要分别完成关键领域低碳核心技术和碳中和前沿技术的研究与突破[2]。目前，能源消费相关活动排放的二氧化碳(CO2)量约占社会总排放量的87%[3]。由此可知，碳达峰、碳中和的深层次问题实为能源问题。新能源系统替代传统能源，化石燃料高效清洁利用是实现“双碳”目标的主导方向[4]。能源动力行业作为中国碳排放大户，将是产业革命和构建新型能源系统的主战场。因此，在守好能源安全底线的同时，进行能源产业革命是实现能源动力行业净零排放甚至负排放的重要策略之一。
本文梳理了“双碳”背景下相关能源、化工技术的现状与未来，通过分析关键技术挑战，提出了一条化工与能源技术相结合的零排放发电技术路线，并论证了该技术路线的可行性，以期为未来技术研发和应用提供参考。
1 中国能源动力行业碳捕集、利用与封存技术现状现有的碳中和技术以碳捕集、利用和封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)为主[5-6]。该类技术近年来虽然发展迅速，但因高能耗、高成本，其技术推广面临产业界的强大阻力，尤其是电力等行业最为突出[7-8]。研究表明：目前中国燃煤电厂的CCUS成本为260~280元/t[9-10]；若对中国不同地区现役燃煤电厂进行碳捕集改造，会导致相应燃煤电厂在建造运营周期内每千瓦时发电成本增加57.51%~93.38%[11]。碳利用技术将二氧化碳转化为有用物质或者直接再利用，但这种方法存在经济成本高和难以规模化生产的问题[12]。碳封存技术全流程成本约为250元/t，虽然目前陆地盐水层封存技术较为成熟，但受地质条件影响较大[13-14]，同时还需考虑二氧化碳运输成本问题。站在人类发展的高度来看，地球的碳存储能力必然存在局限，因此在研发推广碳捕集、运输、填埋技术的同时，必须面向人类的未来探索一条新的零排放发电技术路线。
综上所述，CCUS虽然得到一定发展，但在电力行业，尤其是燃煤发电企业，仍有待进一步提高。对电力行业而言，发电前脱碳工艺比正处于研发示范阶段的燃烧后碳捕捉技术的成本效益更高。考虑到中国资源禀赋和能源现状，未来一段时间中国仍将依赖传统化石燃料。在能源动力行业转型过渡期，形成更高效、经济的化石燃料利用策略并减少碳排放显得尤为重要。
2 化石能源脱碳制氢增值化利用氢气(H2)作为一种高热值、高能量密度、低污染的环保型燃料，被认为是可持续发展中重要的能源载体。随着欧、美、日等地区和国家相关技术的革新，燃氢发电预计将于2030年左右实现产业化。因此，中国能源动力行业发展氢能符合未来国际能源发展趋势。同时，氢能发展亦可促进氢燃料电池的研发，氢燃料电池可应用于新能源汽车，或作为大规模发电装置应用到发电站。此外，氢能在医药、工业原料(合成氨和甲醇的基础原料)等领域也占据着重要地位。大力发展氢能可确保能源结构逐步由过度依赖化石燃料向低碳环保的新型能源体系转型升级。
氢气的大规模制备是实现氢能战略的前提。目前，煤炭、天然气、石油等化石燃料是成熟制氢工艺的主要原料来源[15-17]。比如，通过煤制甲醇得到丙烯(C3H6)，丙烯再经过催化裂解产生氢气。除丙烯外，甲烷(CH4)也被认为是制备碳和氢气的良好资源。目前大规模甲烷制氢工艺主要为甲烷蒸气重整，而甲烷催化裂解工艺尚处在小规模生产阶段[18-20]。蒸汽重整技术碳排放量大、污染严重。相比之下，催化裂解工艺将碳元素以高附加值、单质碳的形式进行固定，不需要水汽置换和二氧化碳脱除过程，而且甲烷和氢气产品可通过膜技术高效分离制备高纯度氢，因此该技术可实现氢气的绿色制备，辅以氢能发电技术和碳材料的商业化利用，在提供电力和热能的同时，不产生任何碳排放，具有很高的经济性。该技术将给电力行业带来革命性改变，强力支撑能源动力行业实现“双碳”目标。
基于此，本文提出如图 1所示的化石能源脱碳制氢增值化利用技术路线，在推动能源转型进程中，以一种更高效、经济的策略实现化石燃料的清洁利用。该路线的技术内涵为：将化石燃料作为资源提供碳氢源，碳氢源(以甲烷和丙烯等为主)经大规模催化裂解制备氢气供给能源与动力行业，同时通过调控催化剂和反应温度制备高质量的碳纳米管等高附加值材料，用作电池及超级电容器的电极材料等。该技术路线可有效降低电池成本，大量生产电池用于储能，支持构建分布式能源结构，提高清洁能源(如生物质能、太阳能等)的利用效率；助力发展储能调峰，解决电力消纳问题，构建新型电力系统；此外，催化裂解制备的氢气也可用于燃料电池的研发、生产。
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| 图 1 化石能源脱碳制氢增值化利用技术路线 |
| 图选项 |
3 技术、经济可行性分析图 1所示技术路线涉及化学工程、新型材料、储能技术、能源动力等多个学科方向，当前关于催化裂解、碳材料、电池、氢能利用等各个环节的研究相对分散，缺乏各技术环节的有机融合，故仍需在多方面开展研究，以形成一套完整的系统性技术路线。
3.1 催化裂解技术催化裂解实现碳氢分离是多种技术结合的连接点。碳氢源直接催化裂解的核心技术包括：可用于大规模产业化生产的流化床反应器设计与优化、反应产物选择性调控、催化剂回收技术、降低材料制备过程所需温度以及余热利用。该催化裂解技术也与“双碳”背景下石化行业提出的“减油增化”战略不谋而合，将充分利用石化行业中生产的大量丙烯等化工原料[21-22]。
高温催化裂解所需碳氢源的制备技术成熟，来源丰富。碳氢源的选择主要取决于催化剂对其的选择性以及碳氢源本身的高温裂解特性，已知和已经过试验的碳氢源有丙烯、丙烷、乙烯和甲烷[23-25]。目前碳氢源以丙烯为主，用于生产碳材料，生产工艺成熟，经济性能显著。丙烯来源较丰富，可通过多种传统化石燃料进行制备，如通过煤制甲醇得到。煤制甲醇得到丙烯工艺符合中国多煤少油的资源结构特点，技术选择多样化，且中国相关生产技术已较为成熟[26]。受全球经济周期和产业周期的双重推动，近年丙烯产量大幅增长[27]。根据目前的趋势，未来几年丙烯产能和产量还将继续增加。甲烷也是受关注程度较高的碳氢源，其碳氢比低，是大规模制氢的最佳原料[28]，其世界范围内的来源也极为丰富，一方面源自自然赋存，另一方面可由化石燃料制得。
当前，高温催化裂解技术主要用于电池行业碳材料的制备，并未专注于电力行业所需的大规模氢气制备。相关工艺来自精细化工，一直处于低产量、高附加值的经济模式。以碳纳米管生产为例，自20世纪发现碳纳米管以来，关于碳纳米管开发及应用方面的论文达几千篇，与碳纳米管有关的专利技术也已超过百个[29-31]。当前亟需解决的不是材料科学，而是对应的工程化问题。虽经过多次技术和工艺迭代，碳纳米管生产仍然处于小型化、高能耗的状态，需要进一步升级设备和工艺，提升技术稳定性、安全性以及目标产品的品质和收率[32]。碳纳米管生产设备主要采用流化床，直径可超过500 mm，逐渐趋于成熟，更大直径的流化床反应器技术正在开发和试验中[32-33]。主流生产仍属于间歇性批次制备，目前单机设备运行约100批次，用时约7 d，停机维护后，继续进行批次性生产。大批量生产的设备开发需要同时解决高温、低量的技术问题。不久的将来，碳材料的使用量将呈指数增长，因而亟需大量万吨级生产设备，与电力、石油化工等行业的产能与需求匹配，实质性助力“双碳”目标实现。
催化剂的选择对催化裂解效果至关重要。催化剂在现有工艺中处在核心位置[16, 34]。需要针对不同碳氢源开发高效、经济的催化剂，在维持产品质量的前提下减少催化剂用量，并不断研发安全的催化剂储存技术和高效的催化剂分离、回收技术。
催化剂与碳产品的分离也对碳材料的纯度产生重要影响。碳材料工业化提纯与提质技术的核心包括催化剂与碳材料的有效分离、碳材料的形貌控制、重金属废液处理、高品质碳材料的产业化示范等。目前成熟的做法是酸洗后再沉淀出高含量的金属盐[35-36]。另一种方法是高温纯化，即将碳材料中的催化剂金属气化排出，因其含量较低，目前没有进行收集，另外高温条件下的耗能也很大[37-38]。此外，还有氯基处理方法，虽然该技术对相关碳材料提纯更高效、高质，但因环境风险太大，目前仅有少数厂家使用[39]。因此，需要不断开发新的催化剂和相关回收技术，如局部氧化法等，先将催化剂表面的碳材料通过部分氧化分离，再利用催化剂和碳材料在性质上的差异(如密度、粒径等)进行分离[40]。从更长期的角度看，单原子催化剂的使用将大幅降低催化剂的使用量，也有望降低催化裂解工艺后碳材料提纯的成本[41-42]。这些新技术需要通过未来的科研与产业化才可以量化其可行性和经济性。
催化裂解的另一产物——氢气的提纯分离，也是碳氢源脱碳制氢技术中尤为重要的一环。传统的变压吸附和低温蒸馏技术虽然能满足一部分工业需求，但仍面临氢气回收率低(约80%)、氢气产品纯度低(约95%)、分离设备占地面积大、能耗高等问题，极大地增加了制氢行业的运行成本[43-44]。因此，高效、低能耗、低成本的氢气分离技术仍是未来的研究重点。
相比之下，氢气的膜分离技术具有替代现有分离技术的发展潜力。膜分离技术具有操作简单，适用性强，工艺紧凑、占地面积小，模块化设计易于放大，运行维护成本低等多项优势[45-46]，因此新型的氢气膜分离材料与工艺设计将成为未来的研究热点。高级氢气分离技术的核心包括高通量、高选择性的膜材料研发，新型膜分离工艺流程设计与优化，烷烯烃裂解后气体膜分离提纯应用示范等。
3.2 碳材料利用通过调控催化剂和反应温度，丙烯和甲烷等碳氢源直接催化裂解可制备碳纳米管、石墨、无定形碳等高附加值碳材料。这些碳材料已被广泛应用于各个领域，以碳纳米管为例，因其独特的一维纳米结构而具有优异的力学性能与电、热、磁性能，工业应用前景广阔[47-49]。另外，碳纳米管由于具有独特的中空结构和较高的比表面积，可作为储氢材料和各种光、电催化剂的载体。其中单壁碳纳米管具有极佳的导电性，可用于电池和超级电容器的电极材料，为行业创造巨大利润。近年来，****们也对碳纳米管在电池和超级电容器电极材料中的应用进行了大量研究[50-51]。不过，通过甲烷催化裂解制得碳纳米管应用在电池行业尚鲜有研究，以甲烷为原料制备高性能碳管正处于科研攻关阶段。另外，以丙烯为原料制得的碳纳米管在电池等方面的应用性能优于通过甲烷制备的碳纳米管[32, 52-54]，故需进一步提升以甲烷为原料制备的碳纳米管品质。
应用碳纳米管等碳材料的前提是高品质碳纳米管的大规模工业化生产。目前，虽然多个国家成功实现了普通碳纳米管(尤其是聚团状多壁碳纳米管)的工业化生产，但只有少数国家掌握了高品质(单壁)碳纳米管的大规模宏量生产工艺[55]。电池等行业对碳材料的需求极大，因此，开发规模化生产高品质(单壁)碳纳米管的技术对推动中国乃至世界的碳纳米管生产和应用具有积极意义。高品质碳纳米管产业化能否成功实现的关键在于能否将前沿的纳米研究与目前工业界所使用的碳材料概念(如纯度、粒径和分散等较为宏观的特征)紧密结合[32]。因此，需要科研机构和相关企业相互合作，充分发挥各自优势，超越单一视角设计生产路径，促进前沿基础研究与产业化开发的有机结合。
3.3 氢能发电学界普遍认为，燃氢发电是火力发电领域实现零排放的终极方案[56-59]。甲烷裂解制氢已经成为西方发达国家的研究热点，这主要是由于西方国家不仅实现了甲烷提碳制氢，而且掌握了利用氢气高效清洁发电的关键技术。美国等已于2021年建立相关燃氢发电实验电厂，计划于2022年在广东惠州、2023年在澳大利亚建立类似电厂，并测试5%~10%的氢气-天然气混燃发电的可行性，相关技术有望逐步得到完善，实现2030年推向市场的目标。
氢气发电涉及的燃气轮机技术近年取得了长足进步，氢能发电不再遥不可及。氢气在天然气中的混燃比例可以为0~100%[60-62]，国外多个商业电厂已具有丰富的实践经验，通用电气公司(General Electric Company，GE)、Siemens公司等企业已推出多款富氢或纯氢涡轮机。燃氢轮机的核心技术仍掌握在美国、德国、日本等发达国家的供应商手中，而在中国国内与之相关的科研才刚刚启动，氢气在中国现阶段电力行业的作用微乎其微，作为燃料的发电量尚不足0.2%[63]。此外，将大规模催化裂解制备的氢气通过高效的燃氢轮机技术进行脱碳清洁发电的路线技术壁垒较高，随着“双碳”战略目标的提出，这一情况有望得到改变。
随着各类可再生能源使用比例逐渐增加，氢燃气轮机和联合循环燃气轮机将提升电力系统的灵活性，保证电网稳定，同时显著减少二氧化碳排放。中国已启动相关研发，力争解决纯氢燃烧、氢气和甲烷混燃的核心技术问题，如混燃相关设备开发、新型富氢或纯氢燃气的品质提升等。
图 1所示的技术路线涉及电力和化工行业的耦合协作问题。电力行业的设备处于变工况运行状态，而化工行业中的反应过程要求运行工况稳定，因此两个行业的结合存在矛盾。这也是基于煤气化的蒸汽联合循环发电系统无法商业化的症结所在[64-65]。为解决这一核心问题并实现催化裂解制氢与燃氢发电耦合，开发大型缓冲储氢设备是关键的一环。除此之外，将变工况化工生产作为一个新方向进行研究也非常必要。2022年10月，由国家电投内蒙古公司电力分公司负责推进的国内首台纯氢燃气轮机示范项目获得通辽市能源局核准批复，标志着中国在纯氢燃气轮机国产化替代方面迈出了重要的一步。该项目拟建设1套1.7 MW级纯氢燃气轮发电机组、1台单压余热锅炉、容量为20 000 Nm3的气态储氢装置配置。该项目由国家电投集团公司主导研发，选址于电力分公司A厂厂区，计划于2023年4月份开始安装样机，2023年年底投入运营，该项目将为储氢-发电回网积累运行经验，为新能源发电的高效利用探索新模式。
3.4 技术路线经济性分析国内外电力行业已对燃氢发电技术进行了初步探索，如燃气轮机的主要制造商已陆续推出可以支持氢气/天然气混烧的产品[66]；全球第一座专门建设的燃氢电厂已在美国长岭能源站投产，初期燃氢比例为5%[67]。但是，氢气本身的运输与储存等方面技术还不成熟，存在潜在的安全风险。因此相较于将异地生产的氢气引入燃氢发电厂，更加合理的方案应该是在电厂内增加现场制氢单元，以达到氢气“现制现用”的目的。本文研究团队在比较了诸多不同制氢技术后得出结论：甲烷催化裂解技术由于具有低二氧化碳排放，可生产高附加值固体碳产品等优势，最适合被选用为燃氢电厂的现场制氢技术[68-69]。
此外，本文研究团队还开展了以天然气作为初始燃料，具有甲烷催化裂解现场制氢单元的燃氢电厂模拟研究[70]。该工作探究了催化剂种类、天然气进入制氢单元的旁路比例、甲烷转化率等因素对电厂运行性能及经济性的影响。表 1为甲烷现场催化裂解制氢的燃氢电厂在使用不同催化剂时，其发电与天然气直接发电的比较。由表 1可知，相较于镍基催化剂和活性炭催化剂，使用铁基催化剂时，电厂的经济性能最优，并且出售由甲烷催化裂解所生产的碳纳米管可以大量补贴电厂的发电成本[71]。比如，在50%旁路比例与50%甲烷转化率的情况下，使用铁基催化剂的电厂，其净发电成本可以低至－123.4美元/(MW·h)，这表明此时的电厂仅靠出售碳纳米管产物就可以实现盈利。
表 1 甲烷现场催化裂解制氢的燃氢电厂在使用不同催化剂时其发电与天然气直接发电的比较
| 类别 | 直接发电 | 镍基催化剂 | 铁基催化剂 | 活性炭催化剂 |
| 年催化剂成本/(106美元·a-1) | — | 6 455.3 | 203.1 | 451.3 |
| 年废水处理成本/(103美元·a-1) | — | 58.1 | 279.0 | — |
| 发电功率/MW | 377.8 | 336.0 | 333.7 | 321.0 |
| 固定投资成本/(106美元·a-1) | 492.1 | 460.0 | 460.4 | 451.3 |
| 发电成本/(美元·(MW·h)-1) | 71.6 | 2 485.8 | 180.4 | 256.9 |
| 净发电成本/(美元·(MW·h)-1) | 71.6 | 2 183.9 | -123.4 | 118.3 |
| ??注：按照天然气50%旁路比例和50%甲烷转化率计算。 | ||||
表选项
该工作进一步探究了10%~100%天然气旁路比例和10%~100%甲烷转化率对燃氢电厂性能的综合影响。当这两项变量都为100%时，电厂的燃氢比例达到最高，为93.3%。此时，相较于普通天然气电厂，燃氢电厂可以减排二氧化碳达80.2%。此外，还考虑了催化剂价格和碳产品价格波动下的电厂盈利能力。总体来看，催化剂价格上涨与碳产品价格的下跌都会引起电厂盈利能力下降。但是，这些不利影响可以通过调整天然气旁路比例和甲烷转化率进行规避。图 2为推荐的燃氢电厂天然气旁路比例和甲烷转化率的参数选择。由图 2可知，在所推荐的旁路比例和甲烷转化率的参数区域内，燃氢电厂即使在催化剂价格上涨300%或碳材料价格下跌40%的情况下，相对于普通天然气电厂仍保有发电成本上的优势。
 |
| 注：推荐标准如下。 1) 发电功率≥80%×天然气直接发电功率。 2) 碳产品价格下跌至40%的情况下，净发电成本≤天然气直接发电成本。 3) 催化剂价格上涨至300%的情况下，净发电成本≤天然气直接发电成本。 图 2 燃氢电厂天然气旁路比例和甲烷转化率的选值 |
| 图选项 |
4 结论将化石燃料改造为碳氢资源并进行催化裂解的技术路线可实现传统化石能源的脱(低)碳、制氢和增值化利用，一方面，可提取高品质碳材料；另一方面，可制备用于发电的清洁氢气。这不仅可满足经济发展需求，还能极大降低碳排放甚至实现零排放。从更长远的战略角度分析，综合利用化石能源，并把碳材料和煤化工、电力等产业深度整合，将会是未来降低碳材料成本的核心，由此助力储能等领域的发展。更重要的是，高附加值的碳材料可为企业带来可观的(甚至高于发电主业务的)利润，解决困扰行业碳减排技术发展和普及的难题，推动“双碳”战略目标的实现。
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