保定市煤炭等量替代计划（保定市煤炭等量替代计划公示）
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碳中和加速供改，布局龙头剩者为王
1、 动力煤行业：“碳中和”重塑能源结构，存量竞争助力龙头煤企突围
1.1、“碳中和”提升非化石能源占比，煤炭短期仍是支柱
我国是世界上最大的能源生产国与消费国，同时也是最大的碳排放国，根据英国石油公司 BP 数据，2019 年我国二氧化碳排放量为 98.26 亿吨，全球占比 28.8%，位列第一。对煤炭的大规模利用是我国碳排放的主要来源，从能源结构来看，2019 年我国一次能源消费中，煤炭消费占比为 57.7%。因此，为实现“2030 年碳达峰、2060年碳中和”的承诺，能源减排以及低碳转型势必会对能源结构进行重塑。
“碳中和”实现路径可分三阶段有序实施。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国 2060 年前碳中和研究报告》，我国实现全 社会 碳中和可分为三个阶段：（1）尽早达峰阶段（2030 年前）；（2）快速减排阶段（2030~2050 年）；（3）全面中和阶段（2050~2060 年）。根据国网能源研究院发布的《中国能源发展展望 2020》报告，能源消费产生的碳排放于 2025 年前后达峰，2035 年后进入快速下降通道，2050年单位 GDP 二氧化碳排放量将比 2005 年下降 90%以上。
提升非化石能源占比是实现“碳中和”承诺的关键。从我国做出“3060 碳达峰、碳中和”目标以来，多项国家层面的政策文件均对非化石能源占比的提升做出要求：
根据总书记在气候雄心峰会上的承诺，我国 2030 年非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上；根据国家发改委发布的《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》，2025 年非化石能源消费占比提高到20%左右，单位GDP能源消耗降低13.5%，单位GDP二氧化碳排放降低18%。
参考对于非化石能源消费占比、单位 GDP 能源消耗以及单位 GDP 碳排放量等已有的政策指引，我们对碳中和进程中的能源结构趋势进行预测。预计 2025、2030、 2050、2060 年四个关键时期，我国非化石能源消费占比可分别达到 20%、25%、60%、 80%；对应煤炭消费比重分别为 50%、45%、20%、6%。即在 2025 年煤炭消费占比降至总量的一半，在“碳达峰”之后的快速减排阶段，非化石能源会对煤炭加速替代。
煤炭需求或于 2030 年触及天花板，但短期内能源支柱地位不会动摇。根据国家统计局数据，2020 年全国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤，其中 56.8%为煤炭消费，约为 28.3 亿吨标准煤。在“碳中和”背景下，我们认为煤炭消费量或将呈先增后降趋势：短期内煤炭作为能源支柱仍有增长，但增速或持续放缓，预计于 2030 年前后伴随“碳达峰”而触及需求天花板，其后伴随风光电等非化石能源机组装机量的提升，火电占比下降，煤炭作为能源的消费量将持续下滑。短期来看（2035 年之前）根据国家发改委发布的“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要，煤炭仍起到能源兜底的作用。短期内，风光电等清洁能源仍面临消纳、储能的问题，尚无法稳定供应电 力，“富煤、贫油、少气”的能源结构也决定了在国家积极降低能源对外依赖的战略背景下，在保障国家能源的安全稳定供应方面，煤炭作为国内能源压舱石的地位短期内无法替代。
CCUS 技术的未来突破或可为煤炭赢得发展空间。CCUS 技术即二氧化碳捕集、利用与封存技术，可将二氧化碳从排放源中分离后捕集、直接加以利用或封存，以实现碳减排。通过 CCUS 技术可以将二氧化碳资源化，目前主要包括二氧化碳制塑料以及二氧化碳驱油等方向。目前该技术由于高昂成本仍不能实现产业化和经济化，在“碳中和”政策背景下，随着研发力度的加大以及产业投资的加入，CCUS 技术或可迎来实质性的突破，为煤炭能源的利用赢得发展空间。
1.2、 “碳中和”加速推进行业供给侧改革
供改政策持续深化，行业集中度加速提升。根据中煤协制定的煤炭行业“十四五”发展规划，化解过剩产能、淘汰落后产能仍是下一阶段推动行业转型升级的重点任务，到“十四五”末，全国煤矿数量将减少到 4000 处左右。具体来看，煤炭产能将更多的集中在大型煤企手中，行业集中度仍有提升空间，并且伴随小产能加速退出单矿产能规模将进一步提升。2020 年，全国煤矿数量约 4700 处；国内前 8 家大型企业原煤产量为 18.55 亿吨，以产量计算 CR8 为 47.6%；平均单矿产能为 110 万吨。
另一方面，产能将进一步向资源禀赋好、开采条件好的西部地区集中，不具备大规模资源赋存、开采效率较差的东部、中部地区将持续发力退出落后产能。2020 年西部地区产量占比为 59.7%，中部地区占比为 33.4%，其余地区占比为 6.9%，由此可见，在“碳中和”背景下，全国产能供给仍有优化调整的空间。
能源产业集群化趋势也在促进煤炭产能向优势地区集中。国家发改委在《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》文件中提到，将推动煤炭生产向资源富集地区集中，完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系，提高特高压输电通道利用率，建设一批多能互补的清洁能源基地。在“碳中和”背景下，能源产业集群化发展趋势将会加速，一方面集群化发展可有效发挥规模优势，充分提升能源生产及运输效率，同时可以高效地对能源碳排放进行集中控制，另一方面多能互补可有效保障能源供应的稳定性。
1.3、 “碳中和”助力龙头煤企突围
在“碳中和”压减煤炭消费占比的趋势下，我们认为动力煤价格中枢在长周期内或呈先升后降的趋势。2030 年之前，供给端收紧，需求端仍有增长，动力煤价受益紧平衡的供需基本面稳中有涨；2030 年之后，煤炭消费量开始下滑，对动力煤价格形成压制。
短期来看，供给收紧，龙头煤企受益定价优势。在 2030 年碳达峰前，煤炭需求仍有增长空间，而煤炭供给端在经历“十三五”供给侧改革之后产能增量受到政策约束，2018 年以来产量同比增速持续放缓，随着“十四五”加快推进中小产能退出，供给弹性相对难以释放，相比之下，需求增速或快于供给增速，因此会导致煤炭供需处于紧平衡状态。作为供给端的主要存量，龙头煤企的定价能力将得到提升，在优势煤价作用下获益。
长期来看，需求收缩，龙头煤企具备防御优势。在 2030 年碳达峰之后，由于非化石能源的加速替代作用，煤炭消费量或逐步下滑。需求端的持续收缩将会对煤价形成打压，势必会引起煤炭行业的竞争与变革。在这个阶段，龙头煤企通过资源禀赋，优质的开采条件，规模效应，以及高度机械化、智能化、信息化装备，所打造出的低成本优势将更能对冲煤价下行所带来的影响，从而保障盈利能力的稳定性和持续性。
2、 双焦行业：冶金刚需较难替代，碳中和或收紧供给
双焦之于钢铁短期较难替代。不同于动力煤消费可被清洁能源替代，炼焦煤与焦炭需求则与钢铁生产息息相关，焦炭作为还原剂仍是冶金刚需，较难通过其他技术工艺实现大范围替代。目前具备替代传统长流程炼钢潜力的技术工艺主要有短流程电炉钢和氢能炼钢技术，但均存在一定发展障碍，如电炉钢所需的废钢供应仍无法廉价获得，且电力成本较高经济性不足；氢能炼钢则面临氢气成本高昂，储氢较难等困境。长期来看，在“碳中和”政策背景下，传统炼钢的碳排放成本或将提升，而替代技术的突破降低成本或使传统炼钢失去成本优势，从而促使双焦需求下滑。但短期内，双焦在炼钢流程中仍较难替代。
“碳中和”背景下，钢材需求仍具备增长潜力。2016 年以来，钢铁行业不断深化供给侧改革，落后产能持续出清，供给端结构的到优化，伴随经济稳定增长，基建力度加大，国内粗钢及钢材产量重新进入持续增长通道。2020 年即使在新冠疫情冲击影响下，国内钢铁行业仍然实现了明显的产量正增长，钢铁消费量创下 历史 新高，全年新增钢铁消费高达 1 亿吨。“十四五”期间“两新一重”指引下新老基建共同发力，同时“碳中和”背景下特高压电网布局、风光电等清洁能源建设、新能源 汽车 普及等多方面贡献需求增长点，钢铁需求仍有增长潜力。虽然近期政策端提出控制钢产量以达到环保及减排的目的，但我们认为市场化原则应是主要手段，限产仅是手段而不是目的，控制钢产量应是长期目标，在需求具备增长潜力的基础上，对于产量的控制重心更多是在供给端过快增长以及产能结构优化调整等方面，高质量的供需匹配或是未来主要方向。
“碳中和”推动焦炭行业再度供改，供给收紧预期增强。2020 年焦炭行业去产能力度加大，多地政府出台相应政策，推进焦化环保改造规划任务按期完成，各主产地省份均加大了去产能力度，河北、山东、河南、江苏四省同比减产明显。2020 年全国焦炭累计产量为 4.71 亿吨，同比持平。根据 Mysteel 数据，2020 年或共计淘汰产能达 7600 万吨，实现产能净减少 2100 万吨左右，约占 2019 年总产能的 4%。“碳中和”背景下，政策对于新增产能的批复愈发严格。例如 2021 年 2 月内蒙古发布能耗“双控”规划，其中提到对新上焦炭项目实行能耗量等量或减量置换，不得突破现有能耗上限。可以预见，焦炭行业将面临存量减少、增量受限的供给格局，供给端收紧的预期增强。
紧供给格局铸就焦炭高盈利性。中长期来看，焦炭供给将处于收紧趋势，基本面利好焦价中枢上移。从 2020 年去产能过程中来看，焦炭价格在去产能收紧供给后快速上涨，焦企盈利性在供需改善过程中达到 历史 新高。“碳中和”背景下，焦化行业壁垒提升，将有利于巩固供给侧改革所带来的盈利改善。
焦煤集中度提升，或受益产业链价格传导。与动力煤供改逻辑同理，炼焦煤供给结构伴随去产能及产业整合也将得到优化，集中度得到提升。不同的是，炼焦煤由于其资源分布相对分散、产业链上下游联系紧密，主要呈区域性集中，主要为山西、安徽、贵州等地。由于焦炭价格中枢上移，在产业链价格传导作用下，焦煤价格或预期向好。
3、 投资建议：布局龙头，“剩”者为王
动力煤：短期煤炭需求仍处于增长阶段，“碳中和”背景下供给弹性难以释放，煤炭供需处于紧平衡状态，龙头煤企可在优势煤价作用下获益；长期来看，由于非化石能源加速替代，煤炭消费或逐步下滑，对煤价形成打压，龙头煤企通过资源禀赋，优质开采条件，规模效应，以及高度机械化、智能化、信息化装备，所打造出的低成本优势将更能对冲煤价下行所带来的影响，从而保障盈利能力的稳定性和持续性，中国神华、陕西煤业或将受益。另外，兖州煤业发展出海外扩张的独特路线，对澳洲煤炭资源的布局可助力其走出国内“碳中和”对煤炭的限制。
受益标的：中国神华、陕西煤业、兖州煤业
炼焦煤：“碳中和”将加速行业供给侧改革，炼焦煤由于其资源分布相对分散、产业链上下游联系紧密，主要呈区域性集中，主要为山西、安徽、河南、贵州等地。由于焦炭价格中枢上移，在产业链价格传导作用下，焦煤价格或预期向好。山西焦煤在山西国改深化背景下，有望凭借集团力量整合省内优质焦煤资源，进一步巩固焦煤龙头地位。盘江股份作为区域性龙头，在西南独立市场中的影响力将愈发凸显。
受益标的：山西焦煤、盘江股份
焦炭：“碳中和”背景下，焦炭存量减少、增量受限，供给将处于收紧趋势，行业壁垒提升，利好焦价中枢上移，将有利于巩固供改带来的盈利改善，存量中龙头焦企将具备更高盈利弹性。同时，龙头焦化企业在炼焦基础上积极延伸下游煤化工及精细化工产业，综合利用副产焦炉煤气发展氢能产业，顺应了“碳中和”背景下固碳减排以及清洁能源利用的趋势，可有效对冲焦化环节的碳排放，中国旭阳集团、美锦能源或将受益。另外，金能 科技 转型布局低碳低能耗的丙烷脱氢业务，开辟第二增长曲线，顺应“碳中和”趋势。 受益标的：金能 科技 、中国旭阳集团（H 股）、美锦能源。
4、 风险提示
非化石能源加速替代；
供给侧改革政策执行不及预期；
碳排放成本超预期；
“十三五”现代煤化工面临哪些挑战
现代煤化工产业，一度被认为是化解煤炭过剩、实现煤炭高效清洁利用的重要途径。曾备受资本热捧的现代煤化工如今却面临着如此窘境：前有低价油，后有页岩气;上有日趋严格的环保政策，下有难见起色的市场需求。煤化工项目高耗能、高耗水、高污染排放等问题也让其备受争议。近期，不少地方在“十三五”规划中对现代煤化工的定位，也开始变得谨慎起来。那么，“十三五”现代煤化工产业发展前景如何?面临着哪些挑战?究竟该如何实现突围?中国化工报记者对此进行了采访。
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
德州市燃煤污染防治办法
第一章 总 则第一条 为了防治燃煤污染，保护和改善环境，保障公众健康，推进生态文明建设，根据《中华人民共和国环境保护法》《中华人民共和国大气污染防治法》《中华人民共和国煤炭法》和《山东省大气污染防治条例》等法律、法规，结合本市实际，制定本办法。第二条 本办法适用于本市行政区域内燃煤污染防治及其监督管理活动。第三条 燃煤污染防治遵循源头防治、综合治理、分级负责、属地管理的原则。第四条 市、县（市、区）人民政府对本行政区域内燃煤污染防治工作负责，应当将燃煤污染防治纳入生态环境保护目标责任制和网格化监管体系，建立协调保障工作机制，构建清洁、高效、安全、可持续的煤炭清洁利用体系。
乡镇人民政府、街道办事处应当按照上级人民政府的规定或者相关部门依法提出的要求，做好本辖区内燃煤污染防治相关工作。第五条 市、县（市、区）人民政府相关部门在燃煤污染防治监督管理中应当履行下列职责：
（一）发展和改革部门负责本行政区域煤炭行业的监督管理，指导和推进能源、产业结构调整，按照职责调度、协调、督导全市煤炭清洁高效利用等工作。
（二）工业和信息化部门负责工业企业应用新技术、新材料、新工艺的推广工作，依法督导工业企业节约利用煤炭资源。
（三）公安机关负责查处煤炭运输车辆的道路交通违法行为和阻碍燃煤污染防治行政执法的违法行为。
（四）生态环境部门对本行政区域的燃煤污染治理实施统一监督管理，按照职责负责单位煤炭使用和存储过程中环境污染的监测监管。
（五）交通运输部门、城市管理部门按照职责分工负责煤炭道路运输行为的监督管理。
（六）市场监督管理部门按照职责依法对煤炭质量实施监督管理，负责查处销售不符合质量标准的煤炭、无照经营煤炭以及在高污染燃料禁燃区内销售不符合相应要求的煤炭等违法行为。
自然资源、住房和城乡建设、农业农村、统计、税务等部门应当按照各自职责，依法做好煤炭清洁高效利用、燃煤污染防治等相关工作。第六条 任何单位和个人都有燃煤污染防治的环境保护义务。
企业事业单位和其他生产经营者应当防止、减少燃煤污染，对因燃煤污染造成的生态环境损害依法承担责任。
公民应当增强环境保护意识，采取低碳、节俭的生活方式，自觉履行防止、减少燃煤污染的环境保护义务。第七条 广播、电视、报刊、网络等新闻媒体应当开展燃煤污染防治宣传，加强舆论监督，增强公众燃煤污染防治意识。第八条 公民、法人和其他组织有权投诉举报燃煤污染违法行为。
生态环境部门和其他负有燃煤污染防治监督管理职责的部门应当公布投诉举报电话、电子邮箱等，方便公众对燃煤污染违法行为投诉举报，并依法查处。第二章 煤炭消费总量与质量第九条 本市实行煤炭消费总量控制制度。
市发展和改革部门应当会同工业和信息化、生态环境、市场监督管理等部门拟定本市煤炭消费总量控制目标及控制措施，报市人民政府批准后组织实施。
县（市、区）人民政府应当根据本行政区域煤炭消费总量控制规划和控制目标，制定本行政区域的煤炭消费总量控制计划并组织实施。第十条 市、县（市、区）人民政府应当严格控制耗煤行业准入。新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭等量或者减量替代。第十一条 市、县（市、区）人民政府应当制定鼓励政策和煤炭替代措施，推广液化石油气、天然气、电能、太阳能等清洁能源的使用，逐步减少煤炭消费总量。第十二条 煤炭及其制品生产、加工、储运、购销、使用单位和个人应当严格执行燃煤质量强制标准，不得进口、销售、燃用不符合质量标准的煤炭及其制品。
市、县（市、区）人民政府应当采取措施，加强民用散煤的管理，禁止销售不符合民用散煤质量标准的煤炭。
鼓励企业燃用严于强制标准的煤炭。第十三条 煤炭及其制品加工、储运、销售、进口、使用企业应当建立煤炭质量保证制度，建立商品煤质量档案。
煤炭销售者应当建立并执行进货检查验收制度，验明煤炭产品合格证明和其他标识。第三章 煤炭经营者责任第十四条 从事煤炭经营活动应当遵守有关法律、法规和规章，符合煤炭产业政策，保证煤炭质量，促进环境保护。
