加快推动煤炭清洁高效利用积极发展新能源扩大新能源在什么等领域的运用

煤炭清洁高效利用指煤炭洗选、燃料发电、清洁转化、分散燃烧等环节清洁和高效利用，关注效率提升和传统污染物控制。

在科技部“高效灵活二次再热发电机组研制及工程示范”项目中，包含两台660兆瓦超超临界二次再热机组。传统超超临界一次再热机组的发电效率一般为46%左右，而应用了二次再热技术后，发电效率可提升到48%以上。

在此基础上，2021年两台超超临界二次再热机组全年烟尘排放、二氧化硫、氮氧化物浓度均值比国家大气污染物超低排放标准低了一半左右，实现大气污染物超低排放。

新时代煤炭清洁高效利用，还要遵循“三高三低”特征，即：高效率、高安全度、高水平人才

首先，煤炭生产、运输和消费各环节应充分利用先进技术，做到节约高效；其次，要保证生产安全，使煤炭行业成为高安全度的行业；还要造就一支符合行业发展需求、能够引领行业进步的高水平人才队伍。三低是指低损害、低排放、低伤害。

最大程度降低煤炭开采对生态环境的影响；实现污染物、温室气体近零排放；改善矿井工作环境，保障煤炭行业从业者的身心健康。

探索实施碳捕获利用与封存示范工程的意义：

发展碳捕集、利用和封存，是在我国能源结构以煤为主的现实情况下，有效控制温室气体排放的一项重要举措，并有助于实现煤、石油等高碳资源的低碳化、集约化利用。

促进电力、煤化工、油气等高排放行业的转型和升级，带动其他相关产业的发展，对我国中长期应对气候变化、推进低碳发展具有重要意义。

含义

首先是提高新能源消费能力。促进煤炭与新能源优化组合，保障国家能源安全，减少碳排放，是我国低碳科技创新的重中之重。充分发挥国家战略科技实力和各类创新主体作用，进一步推进跨专业、跨领域深度协同、集成创新，构建适应碳减排目标的能源科技创新体系峰值和碳中和。针对能源绿色低碳转型的迫切需要，加强煤炭清洁高效利用大宗化学品等为基础，提供技术支持。

2004年,华能集团率先提出“绿色煤电”计划,计划用15年左右的时间,建成“绿色煤电”近零排放示范电站。2005年,华能联合国内的大唐、华电、国电、中电投、神华、国开投、中煤等能源公司,成立了由华能集团控股的绿色煤电有限公司,共同实施“绿色煤电”计划。2009年7月,中国首座IG C C示范工程———华能天津IG C C电站示范工程在天津正式开工。

根据我国技术和制造能力，“绿色煤电”计划拟分三个阶段实施，用10年左右的时间最终建成“绿色煤电”示范电站。

第一阶段(2006-2011年)：建设IG C C示范电站。从2006年开始，重点进行2000吨天级两段式干煤粉加压气化炉的工业化、实用化设计，验证大型高温煤气净化技术和大型电热化多联供的系统集成技术。计划于2011年建成250M W 级具有自主知识产权的IG C C电站，并在电站内同步建设“绿色煤电”实验室。

第二阶段(2012-2014年)：完善IG C C电站，研发“绿色煤电”关键技术。这个阶段是技术的巩固和发展阶段。一是完善和推广IG CC系统的集成和运行技术，同时进行气化炉放大的技术经济性论证；二是利用建成的“绿色煤电”实验室，进行中试系统研究，包括煤气制氢储氢技术，H 2和C O 2分离技术，C O 2封存和利用技术，燃料电池发电技术以及氢气燃机技术等，为第三阶段“绿色煤电”示范工程作好技术准备和前期工作。

第三阶段(2014-2016年)：实施“绿色煤电”示范项目。计划于2016年左右建成400M W级“绿色煤电”示范工程，集成大规模煤制氢和氢能发电、C O 2捕集和封存等关键技术，实现煤炭的高效利用以及污染物和C O 2的近零排放，同时不断提高“绿色煤电”系统的技术可靠性和经济可行性，为大规模商业化做好准备。

如今，在有着“能源金三角”美誉的内蒙古鄂尔多斯，国家能源集团旗下世界首套、全球唯一的百万吨级煤直接液化制油示范工程已经安全稳定运行了10年。这里丰富优质的煤炭资源为煤制油提供了可靠的原料，自主产权的“煤变油”技术更是点石成金，使黑色的煤炭化茧成蝶，华丽变身为清澈透明的高品质油品。

作为世界上最大的煤炭供应商，国家能源集团建设了世界首个百万吨级煤直接液化示范工程，成为我国石油替代战略的重要成果，也使我国成为世界上唯一掌握百万吨级煤直接液化关键技术的国家。

在鄂尔多斯煤制油分公司煤液化中心，记者看到比面粉还细的乌黑煤粉进入生产线，20多个小时后就能产出像矿泉水般清澈的柴油、石脑油等高端油品，这种奇幻的变化令人惊叹。“煤直接液化是以煤炭为原料，采用‘863’纳米级催化剂，在供氢溶剂的作用下，通过高温、高压液化反应及提质加工过程，使煤中复杂的有机高分子结构直接转化为液体燃料，生产出优质的清洁油品，主要产品有煤基直接液化柴油、汽油、石脑油和液化气，副产品有煤基沥青、粗酚、液氧、液氮和液体二氧化碳等。经过十余年的不断自主研发和工艺改进，鄂尔多斯煤制油分公司已经成为居世界领先地位的现代化大型煤直接液化工业化生产企业。”鄂尔多斯煤制油分公司总经理王建立向记者介绍说。

然而，多年来 社会 上对煤制油存在诸多误解和质疑，到底煤制成的油品有什么优点、煤制油有没有经济性和实用价值？“由于我国航空航天煤油须采用特定油田的特定原油加工，国内此种资源非常稀缺。国家能源集团煤直接液化的油品具有‘一大三高四低’的特点，即大比重，高热值、高热容、高热安定性，低凝点、低硫、低氮、低芳烃。”中国神华煤制油化工有限公司副总经理、总工程师舒歌平如是说。由于煤直接液化油品区别于石油基油品的优异品质，使其成为军用和航空领域特种油品的重要选项，未来将在能源供给革命中具有重要的战略意义，对我国能源安全和高端用油具有重要的保障作用。

我国的煤制油技术从无到有，从跟跑到领跑，离不开创新和创造。在鄂尔多斯煤制油分公司，记者注意到该公司把创新能手和劳动模范的事迹挂在显眼位置，激励、发动广大职工，鼓励自主创新，而这正是世界首套煤直接液化项目的动力之源。

据了解，液化装置中高差压减压阀是连接加氢反应器与下游生产环节的“关卡”，对生产线稳定运行至关重要。最初，生产线上的4套高差压减压阀全部为进口产品，单套购价880万元人民币，阀芯使用70个小时左右便碎裂失效。过去10多年里，鄂尔多斯煤制油分公司通过联合国内科研机构、生产厂家持续攻关，目前国产阀芯的使用寿命最新纪录达到2700多小时，远远超过了国外减压阀的使用寿命，整套系统可实现连续在线切换运行，每套国产产品的价格为200多万元，全套4台阀组节约2600余万元。王建立告诉记者，目前首条生产线的设备国产化率已经达到98%以上，既解决了生产线长周期稳定运行的瓶颈，还带动了中国煤化工关键装备的研发制造能力提升，为国内现代煤化工产业规模化发展扫除了障碍。

对于煤制油， 社会 上有很多疑问，特别是在西北内陆生态薄弱地区开展煤制油需要大量的水资源，鄂尔多斯煤制油公司是如何做到环境友好的？该公司党委副书记李瑞光告诉记者：“公司积极响应国家保护地下水资源的号召，主动担责，投资2.5亿元建设净水场，将经过净化处理的煤矿疏干水用于煤直接液化生产，实现了煤直接液化先期工程工业水源替代。在保护地下水资源的同时，解决了煤矿疏干水的综合利用难题，充分体现了央企维护地方生态的责任担当。而且，我们集成采用先进的污水处理工艺，摸索出‘清污分离、污污分治、分质回用’的治理方法，吨油水耗由设计的10吨降到6吨以下，可以说煤制油是水耗极低的煤化工项目。”

同时，在能源转化率方面煤直接液化也表现出明显的优势。“煤直接液化制油的能源转化率近60%，远远高于其他利用模式的40%左右，是煤生产液体产品中最有效的技术途径。由于其生产过程实现了煤炭资源的清洁和高效率转化，实现了传统能源清洁化利用。”王建立向记者介绍说。“此外，煤直接液化油品的低硫、低氮等特点，使油品燃烧废气所含的污染物极少。其中的硫氮排放小于1PPM，远低于国五标准10PPM的限值，甚至优于欧五标准，可有效减少环境污染，具有在城市和井下等环保要求较高场所使用的优势。”

在大力推进煤炭清洁转化的同时，国家能源集团积极关注二氧化碳减排和气候变化等重大议题。“我们建设了10万吨/年CCS全流程（二氧化碳捕集、封存）示范项目，将煤直接液化、气化生产中产生的二氧化碳捕集压缩注入封存到地下1500～2500米之间的咸水层，形成了二氧化碳捕集、输送、封存、监管等成套技术。”该公司总工程师陈茂山说。该项目每年可减少5100万立方米的二氧化碳排放量，相当于274公顷阔叶林吸收储存的二氧化碳总量，而且为实现大规模二氧化碳捕集和封存奠定了技术基础。

做好现代能源经济文章，为国家高质量发展打造“绿色引擎”，这是国家能源集团“煤制油人”多年来孜孜不倦的共同追求。近年来，鄂尔多斯煤制油分公司在前期发展成果基础上，充分挖掘产业优势，推动煤直接液化产业高质量发展。

众所周知，煤直接液化工艺、设备和操作较为复杂，安全管控难度远高于传统石化行业，鄂尔多斯煤制油分公司在安全生产、职业 健康 管理等方面有着独到的做法。“项目投产以来，一直强化安全风险预控管理体系运行，严格管控现场作业，自2008年底试生产以来，未发生过人员死亡及较大财产损失的安全生产事故，连续8年被评为集团安全体系建设一级单位，持续保持在集团安全管理第一方阵。”李瑞光告诉记者。

记者调研得知，在最近的两个生产周期里，煤液化装置单周期运行时间两次突破400天，分别达到420天和410天,远超310天的设计值。商业化运营以来，2011~2018年，企业累计生产油品665万吨，实现营业收入374.4亿元，利税合计73.6亿元，年均利税9.2亿元。国家能源局为公司开展的现场标定表明：煤直接液化工艺技术先进，装置设计合理，设备选择恰当，装置运行稳定、安全可靠，产品质量特点明显，能源转化效率高，三废排放达到国家标准要求，已取得明显的 社会 效益和经济效益。

1月13日，国家能源局、环境保护部、工业和信息化部联合发布《关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见》，提出到2020年，大型煤炭基地煤炭生产能力占全国总生产能力的95%左右；煤炭占一次能源消费比重控制在62%以内。到2020年，厚及特厚煤层、中厚煤层、薄煤层采区回采率分别达到70%、85%和90%以上；鼓励对“三下一上（建筑物、铁路、水体下，承压水体上）”煤炭资源、煤柱和边角残煤实施充填开采。到2020年，煤矸石综合利用率不低于75%；在水资源短缺矿区、一般水资源矿区、水资源丰富矿区，矿井水或露天矿矿坑水利用率分别不低于95%、80%、75%；煤矿稳定塌陷土地治理率达到80%以上，排矸场和露天矿排土场复垦率达到90%以上。到2020年，新增煤层气探明储量1万亿立方米。煤层气（煤矿瓦斯）产量400亿立方米。其中：地面开发200亿立方米，基本全部利用；井下抽采200亿立方米，利用率60%以上。到2020年，原煤入选率达到80%以上，实现应选尽选；重点建设环渤海、山东半岛、长三角、海西、珠三角、北部湾、中原、长株潭、泛武汉、环鄱阳湖、成渝等11个大型煤炭储配基地及一批物流园区。煤炭清洁高效利用水平显著提高，燃煤发电技术和单位供电煤耗达到世界先进水平，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上；燃煤工业锅炉平均运行效率在2013年基础上提高7个百分点，煤炭转化能源效率在2013年基础上提高2个百分点以上，低阶煤炭资源的开发和综合利用研究取得积极进展，新型煤化工产业实现高效、环保、低耗发展；实现资源利用率高、安全有保障、经济效益好、环境污染少和可持续的发展目标。

1月29日，中国煤炭工业协会会长王显政表示，政府将不再批准东部地区煤矿项目。

2月2日，国家发展改革委下发了《关于调整铁路货运价格进一步完善价格形成机制的通知》规定，大秦、京秦、京原、丰沙大铁路本线运输煤炭（指发、到站均在本线的煤炭）运价率每吨公里同步提高1分钱，即由现行9.01分钱提高到10.01分钱。取消马玉等3条铁路本线及跨线货物运输、长荆等10条铁路跨线货物运输特殊运价，改为执行调整后的国家铁路货物统一运价。

3月2日，由工信部、财政部共同推出《工业领域煤炭清洁高效利用行动计划》，初步设定的目标是到2020年力争节约煤炭消耗1.6亿吨以上。

3月24日，国家能源局发布《煤炭深加工示范工程标定管理办法》为有序推进煤炭深加工产业化示范，进一步规范示范工程标定评价工作，及时总结经验，提升科技创新、工程建设和运行管理水平。

3月25日，国家能源局公布《关于促进煤炭工业科学发展的指导意见》，进一步明确经济发展新常态下我国煤炭工业发展的指导思想和基本原则，并对优化煤炭开发布局、调整煤炭产业结构、加强煤炭规划管理等工作，提出十条具体意见。

4月14日，发改委等六部门下发了《关于开展煤矿违法违规建设生产情况核查工作的通知》，提出将在全国开展煤矿违法违规建设生产情况核查工作。将切实维护煤炭生产建设秩序，促进供需总量平衡。

4月14日，国家税务总局、国家能源局联合发布公告，对可享受税收优惠的衰竭期煤矿和充填开采置换煤炭的定义、减税方式、备案资料等进行明确。

5月5日，国家能源局发布《煤炭清洁高效利用行动计划（2015-2020年）》提出，全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时；到2020年，原煤入选率达到80%以上；现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克标准煤/千瓦时，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。

5月7日，国家能源局、国家煤矿安监局联合印发《关于严格治理煤矿超能力生产的通知》和《做好2015年煤炭行业淘汰落后产能工作的通知》，旨在遏制煤炭产量无序增长，调整产业供需结构。

6月3日，发改委、能源局和煤矿安监局共同下发的《关于落实违法违规煤矿煤炭相关治理措施的通知》称，需落实多项违法违规煤矿煤炭的相关治理措施，其中包括建立电煤合同执行与发电量奖惩挂钩制度。

7月9日，为进一步规范税收执法行为，优化纳税服务，方便纳税人办理涉税事宜，促进煤炭资源税管理的规范化，国家税务总局制定了《煤炭资源税征收管理办法（试行）》。

此外，自2014年7月14日，发改委联合煤炭行业相关单位、企业、政府等召开脱困工作联席会议，到目前已经连续召开了31次，会议中都将依法依规限制产量，改善供求关系作为重点工作来布置和研究。旨在改善国内煤炭市场供大于求、煤价大幅下跌的现状。

告别“大发展” 升级示范先行

“‘十三五’现代煤化工不能再提‘大发展’了。”这句话是记者在日前举行的中国煤炭加工利用协会六届四次理事会暨第九届全国低阶煤热解提质及下游产品技术研讨会上，听到与会代表说得最多的一句话。

“‘十二五’期间，现代煤化工的发展是石油和化工行业的最大亮点之一。从技术和产业规模看，我国现代煤化工已经走在了世界的前列。但是‘十三五’期间，现代煤化工产业最应该注重的是发展质量而不是发展速度。”中国化学工程集团股份有限公司总工程师汪寿建说。

石油和化学工业规划院副院长白颐也认为，“十三五”行业要重新认识现代煤化工，推动煤化工产业健康发展，而不能使其发展过热。发展煤化工对于我国来说是一个长期战略，无论油价涨跌，坚持煤炭资源清洁高效转化的大方向始终不变。当前的市场困境，恰恰可以使已经有过热苗头的煤化工产业冷静下来，重新审视和定位产业发展方向。

记者了解到，相比于昔日“逢煤必化”的发展冲动，如今煤化工行业已显得更为冷静和理性。比如，业界曾估算，2015年我国将形成煤制油产能1200万吨，但是根据最新的行业数据，预计到2020年，我国煤制油产能将达1200万吨，煤制天然气产能将达200亿立方米，煤制烯烃产能将达1600万吨，煤制芳烃产能将达100万吨，煤制乙二醇产能将达600万吨，相比之前的规划均有不同程度的缩水。

不少现代煤化工企业亦如此。今年1月，神华集团确定的“十三五”发展目标中，提出将现代煤制油化工产业建设成为行业升级示范标杆，主要煤化工产品中，油品583万吨、合成树脂366万吨、甲醇554万吨。

对此，白颐认为，“十三五”期间我国现代煤化工应该做好三件事一是研究低油价条件下的发展机会成本和竞争力二是加大各项技术创新和工艺优化的力度，提高发展效率三是完善和落实可持续发展措施，注重资源保护、环保和节能。

采访中，不少业内人士表示，目前现代煤化工发展遭遇困境，与其本身工艺技术还不够成熟不无关系，因此，“十三五”行业还应该以示范为主，并需要进一步升级示范。

中国煤炭加工利用协会理事长张绍强认为，投资大、水资源消耗大、碳排放强度大、对原料要求比较苛刻等，都是现代煤化工行业现存的问题。对此，业内要有清醒的认识，而不应该只盯着“高大上”的那几条工艺路线。

张绍强提出，“十三五”期间，要科学规划现代煤化工产业布局。总结煤制油、煤制烯烃、煤制气等示范工程取得的经验。深入研究煤质与气化炉的适应性，开展高富油、高挥发分低阶煤节水型干馏提质、高硫煤化工、新型催化剂等关键技术攻关，提高设备运行的稳定性和可靠性。有序建设一批大型煤制油、煤制烯烃、煤制气等示范项目，推进具有自主知识产权的煤炭间接液化技术研发示范和产业化进程，加大煤炭转化力度，推动煤炭由燃料向原料与燃料并重转变，提高煤炭对国家能源安全的保障能力。

汪寿建认为，“十三五”期间，现代煤化工产业应围绕能效、环保、节水及技术装备自主化等内容开展产业化升级示范工程，依托示范项目不断完善现代煤化工自主创新升级技术，加快转变煤炭清洁利用方式，为煤炭绿色化综合利用提供坚强支持。

汪寿建告诉记者，“十三五”期间要有序推进现代煤化工产业化、技术升级示范工程，规范标定评价工作，做好三个有数。一是掌握标定示范工程物耗、能耗、水耗以及“三废”排放等主要指标，如示范工程能源转化效率和二氧化硫、氮氧化物及二氧化碳排放强度二是掌握示范工程的生产负荷等各机组及转动设备运行情况、产品品种及质量指标、安全环保措施、投资强度及经济效益，判断以上指标是否达到设计值三是掌握示范工程运行经验并总结查找分析存在的问题，为进一步优化操作和技术升级改造提供可靠的数据依据。

面临五大挑战 低油价最头痛

现代煤化工产业未来发展仍然面临诸多挑战，这是与会代表们所达成的共识。汪寿建将现代煤化工产业所面临的挑战归纳为五个方面。

一是煤化工规划布局制约问题。“十三五”期间，国家对现代煤化工项目的布局有严格的要求，要优先布局在有煤炭资源的开发区和重点开发区，优先选择在水资源相对丰富、环境容量较好的地区进行布局，并符合环境保护规划对没有环境容量的地区布局现代煤化工项目，要先期开展经济结构调整、煤炭消费等量或减量替代等措施腾出环境容量，并采用先进工艺技术和污染控制技术，最大限度减少污染物的排放。

二是水资源利用瓶颈问题。我国煤炭资源和水资源分布不匹配。主要煤炭产地和煤化工项目基地多分布在水资源相对匮乏、环境相对脆弱的地区。由于煤化工要消耗大量的水资源，主要用于工艺蒸汽用水获取氢源、循环冷却水蒸发或跑冒滴漏损失需要系统补充水、除盐水补充水及生活用水等。同时产生大量废水，对环境产生巨大威胁。

“若不采取确实可行的节水措施，如开式循环冷却水系统节水技术、空冷技术、闭式冷凝液回收技术、水的梯级利用及重复利用等措施，单位水耗和废水排放量降不下来，布局的煤化工项目就会成为泡影。”汪寿建说。

三是环境排放污染问题。此前，我国现代煤化工由于废水不达标排放，或者排放标准过低，出现了一些“三废”排放污染环境、污染水源和沙漠的事件。目前高浓盐水和有机废水的处理回收技术还没有得到很好的解决。大量的二氧化碳排放也是产业发展不容回避的问题，如何综合利用如捕集、驱油和埋存，相关问题还有待于探索和完善。

“今年年初，环保部发布的《关于华电榆横煤基芳烃项目环境影响报告书审批权限的复函》指出，华电榆横煤基芳烃项目包括年产300万吨的煤制甲醇装置环境影响评价文件将由环保部直接审批。这说明，从2014年开工以来，目前华电榆横煤基芳烃项目还没有通过环保部环评。这也从侧面说明了现代煤化工环评难。”汪寿建说。

四是产品同质化问题。现代煤化工产业起步时间短、研发时间不长，加上投入资源有限，核心装备技术又不能完全掌握，导致煤化工的中间产品雷同现象比较严重。产业链也做不长，不少终端产品是低附加值产品，比如聚乙烯、聚丙烯等，产业竞争力不强。若不走差异化的发展道路，现代煤化工产业还将形成新一轮的产能过剩。

五是低价油气冲击经济性问题。在高油气价格的前提下，现代煤化工的竞争力毋庸置疑。但是到了低油气价阶段，如油价在每桶60美元、50美元以下的时候，煤化工成本优势遇到了极大的挑战。如何采取应对措施扶持政策，是行业和有关部门必须考虑的问题。

在业内人士看来，“十三五”现代煤化工面临的诸多挑战中，首当其冲的便是油价问题。

近日，国际原油期货价格跌至12年来新低点。对此，不少分析机构预计，整个“十三五”期间国际油价都将保持在中低位。

白颐表示，预计“十三五”期间，石油价格大部分时间将保持在每桶50～70美元，前3年价格会低一些，后2年价格会上涨一些，但是也有分析机构预计的油价更低。这说明，现代煤化工产业很可能将长期受到低油价的冲击。

新型煤化工包括煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇等，白颐指出，这些工艺产品对油价的承受能力各不相同。

煤价在每吨200～300元的情况下，煤制油项目可承受每桶70～80美元的油价，若煤制油项目享受30%税费优惠，则可承受每桶60～70美元的油价。

煤制天然气方面，目前世界各地区天然气定价机制存在显著差异，气价与油价脱钩已逐渐成为世界天然气贸易定价的新趋势，我国煤制天然气与油价不完全挂钩，所以煤制天然气项目更多的不是考虑油价，而是考虑目标市场和运输途径。

煤制烯烃方面，在煤炭价格每吨200～300元的情况下，新建煤/甲醇制烯烃项目可承受每桶70～80美元的油价，已建煤或甲醇制烯烃项目的承受能力(按照边际成本考虑)可承受每桶50～55美元的油价。价格和市场环境是煤制烯烃企业必须考虑的因素。白颐认为，东部地区项目将主要面临海外低价原料产品的冲击，如果项目在东部地区，船运费用较低，就要考虑国外产品的竞争项目要是在西部煤炭产地，就要考虑液体运输半径和消费能力，尽可能在周边解决销售问题。此外，煤制烯烃除了生产聚丙烯、聚乙烯等通用产品外，产品还要往高端和精细化学品方向发展。

由于项目投资高，煤制芳烃项目对原油价格下降的承受能力略低于煤制烯烃，而且PX不宜长距离运输、PTA产能过剩，白颐建议企业在进行布点时充分考虑产业链衔接。

煤制乙二醇项目还无法与乙烷路线工艺竞争，因此新建项目应尽可能分布在中西部地区，目标市场控制在一定销售半径内，以产业链形式发展。

突围需靠创新 瞄准成套技术

业内人士普遍认为，在当前的形势下，技术创新依然是现代煤化工行业实现困境突围的重要途径。业内专家认为，在示范阶段，应在煤炭分质高效利用、资源能源耦合利用、污染控制技术(如废水处理技术、废水处置方案、结晶盐利用与处置方案等)等方面承担环保示范任务，并提出示范技术达不到预期效果的应对措施同时严格限制将加工工艺、污染防治技术或综合利用技术尚不成熟的高含铝、砷、氟、油及其他稀有元素的煤种作为原料煤和燃料煤。

技术创新不仅在于原创性发明，更在于具有重大应用价值的技术集成。汪寿建表示，“十三五”期间，应通过对煤化工单项工艺技术、工程技术和信息技术的重组，获得具有统一整体功能的全新成套技术，并努力形成现代煤化工的品牌要进一步加大核心工艺技术、工程技术和环保技术的创新力度，在关键及核心技术方面取得突破煤化工项目应创新工艺技术、工程技术和环保节能减排技术，项目建设规模应符合国家产业政策要求，采用能源转换率高、污染物排放强度低的升级工艺技术，并确保原料煤质相对稳定。

在汪寿建看来，有四类技术是构成“十三五”现代煤化工生存和发展的关键。

一是现代煤化工污染物控制技术(“三废”处理排放及废弃物回收利用环保技术、节能技术和节水技术)二是现代煤化工核心工艺示范升级创新技术(煤气化、合成气净化、合成、煤质分质分级综合利用技术)三是现代煤化工后续产品链技术(合成材料、合成树脂、合成橡胶等高端化学新材料技术以及精细化学品专业化、高附加值化技术)四是现代煤化工耦合集成技术(产品耦合技术、催化剂技术、多领域多元节能信息控制技术耦合和国产大型装备技术)。

“第一类解决环保问题，第二类解决生存问题，第三类解决同质化问题，第四类解决现代煤化工智能竞争力问题。这些技术都有很大的创新空间，等待行业去开拓。”汪寿建说。

白颐介绍说，在热解提质技术方面，行业要注重规模化应用的工业热解反应设备开发，装备和自控的系统集成和整体提升，热解产品深加工技术开发，配套的环保节能技术的应用和创新在煤气化技术方面，要开发安全环保、可靠性强、效率高、消耗小、适应性强的技术，对煤种、煤质的适应性强(如高灰熔点)的气化技术，煤气化新工艺如催化气化工艺、共气化、地下气化等，开发国产大型煤气化装备，超高温3000～4000吨/天的大型气化炉，大型粉煤输送泵，煤气化废水处理技术。

在煤间接液化领域，要注重新型催化剂技术开发，产品要向特种油品、精细化学品方向发展，工艺向系统优化集成方向发展，关键技术装置向大型化、低能耗方向发展。在煤制天然气领域，要注重国产甲烷化工艺的优化及工业化、新型甲烷化反应器技术，创新国产催化剂的工业化应用，提高寿命、耐高温特性，注重节能降耗、余热利用。甲醇制烯烃领域，要注重催化剂改性、工艺条件和反应器优化、产品分离工艺，加强下游产品技术开发，减少同质化，优化原料结构，废水处理，节能降耗等。甲醇制芳烃领域，要注重国产技术的工业化验证，加强关键技术优化、提高芳烃产率、芳烃技术集成、煤制芳烃技术多元化、反应设备及优化。甲醇制汽油领域，要注重提高国产催化剂的活性、寿命、选择性，加强大型化反应器开发。工艺系统优化、副产物集成利用。

北京凯瑞英科技股份有限公司总经理唐强博士认为，以甲醇为原料生产聚甲氧基二甲醚(DMMn)，将DMMn用作柴油调和组分，能明显减少污染物排放，提升油品质量，可以利用我国已经过剩的甲醇，替代部分油品，是“十三五”现代煤化工产品多元化的发展方向之一。该公司与清华大学、山东玉皇化工集团合作，已经开发全球首个万吨级DMMn生产装置，并通过鉴定，总体技术处于国际领先水平。目前，90万吨DMMn生产项目已被列为山东省重点建设项目，一期30万吨装置设备加工安装及现场建设工作已经启动。“我国目前柴油年消费量超过1.6亿吨，如果DMMn能替代20%柴油，其年需求量将超过3000万吨，市场空间十分广阔。”唐强告诉记者。

来源：中国化工报

煤炭高效洁净利用

中国证券报：疫情对公司的影响如何？

唐国宏：疫情对行业影响较大。我们签的一些合同因疫情管控、人员难以及时到场等因素，开展工作受到影响，成本也有所增加。在这种情况下，预计今年业绩仍能保持与去年同一水平甚至略好已经相当不容易了。

中国证券报：“十四五”期间煤炭经济尤其是煤化工行业前景怎么判断？

唐国宏：煤化工的基本面没有变化。全世界煤炭储量大约是石油储量的6.3倍，煤是一个很好的资源。我们国家缺油、少气、富煤，用煤代替石油和天然气是国家级能源战略。这种状况“十四五”期间乃至更长时间不会改变。

煤炭的用处多，我们有百分之七八十的动力、化肥、热能来自煤炭，但煤炭高效、洁净利用率远远不够。要实现煤炭高效洁净利用，煤气化是重要途径。煤气化技术是把煤炭变成氢气和一氧化碳，其他污染物在气化过程中处理掉。煤气化技术是清洁能源技术，符合当前的环保要求及高质量发展，“十四五”以及今后很长一段时间还会往这个方向走。这是我们的基本判断。

创新让我们兴奋

中国证券报：公司发布的“航天炉无烟粉煤清洁高效转化技术”有何意义？

唐国宏：煤分为三类，无烟煤、烟煤、褐煤。无烟煤属于煤化程度最高的煤，含碳量90%以上，就像一块石头，比较难气化。无烟煤主要用于制化肥和制甲醇。以往只能使用传统的固定床技术，利用效率低、污染物环保处理难度大。我们发布的这套技术，可以有效解决无烟煤清洁高效气化难题，并在晋煤集团华昱高硫煤洁净利用化电热一体化示范项目一期年产百万吨甲醇工程中成功使用，给煤化工企业和当地无烟煤企业带来很大效益。

中国证券报：后续公司如何持续创新驱动，提高技术壁垒？

唐国宏：如何保证技术持续领先，这是我们一直在思考的问题。一方面要持续加大资金和资源投入，另一方面要扩大合作，与股东、高校、科研机构以及产业链伙伴展开广泛深入合作。此外，要加大激励奖励力度，帮助科研人员承担研发创新风险。

我们拥有的一些优势同行无法比拟。大股东是中国运载火箭研究院，其技术专业全面，旗下拥有十多家研究所。一些技术方面的难题，我们可以与股东合作来解决。航天人的骨子里就是创新，创新让我们兴奋。

煤制氢是现实途径

中国证券报：公司在氢能方面有何规划和布局？

唐国宏：现在氢能处在风口，其实并不是新事物。最早利用氢能的是航天系统，火箭发动机用的就是液氢液氧，我们已经积累了一些氢能制备、储存、运输等方面的经验。

氢的来源主要有三条路径，电解水、天然气制氢、煤制氢。从成本角度看，天然气制氢的价格比煤制氢高一倍，而电解水大约比天然气制氢高一倍。

我们认为最适合提供氢来源可能是煤制氢。电解水制氢太贵，而天然气少煤多，煤制氢是最现实的途径。我们的煤气化技术就是把煤变成氢气及一氧化碳。但这些氢气属于原料氢，需要提纯到燃料氢。我们正在研究煤基的氢气制备和提纯技术。

我们计划在沧州建立中试实验基地，首先给园区供氢气。另外投资设立了氢能公司，在条件具备情况下，为整个京津冀地区氢能布局提供基础保障。

中国证券报：公司如何开拓海外市场？

唐国宏：我们的国际化战略刚刚开始，国际市场的煤化工其实也是刚刚开始。在印尼、印度、澳大利亚等煤炭资源富集国家和地区，我们在谈一些大项目，估计“十四五”期间能开花结果。

海外业务拓展主要沿着“一带一路”。煤化工项目都比较大，我们会与当地大企业以及国内拥有海外经验的知名化工企业合作，行稳致远，相信能慢慢打开国际市场。

本文源自中国证券报