“十二五”时期中国煤炭行业的发展趋势

一 “十二五”时期我国将构建现代能源产业体系

（一）调整优化能源结构

2011年3月16日发布的《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出，要坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。这为“十二五”时期能源发展指明了方向。

能源是国民经济发展的基础。转变能源发展方式是“十二五”时期能源行业的一项非常重要的任务。所谓转变就是要多元发展，变革能源的生产、利用方式，总的指导思想是节约优先、保护环境，目的是调整优化能源结构，构建现代能源产业体系。

（二）推进能源多元清洁发展

“十二五”规划纲要中明确提出，我国非化石能源占一次能源消费比重达到11.4%，单位国内生产总值能源消耗降低16%，单位国内生产总值CO₂排放降低17%。

过去5年，我国迅速崛起为世界能源大国，一次能源生产总量和消费总量均跃居世界第一位，供应能力显著增强，能源结构明显优化，新能源迅猛发展。但同时也要看到，我国以煤炭为主的能源消费结构十分突出，煤炭占一次能源消费总量的比例接近70%，而石油、天然气和其他可再生能源的比重远低于发达国家水平。因此，推进能源多元清洁发展十分必要。

针对“十二五”规划纲要关于降低能耗和排放的要求，首先要改变传统能源发展方式。煤炭方面，“十二五”时期，要通过发展安全高效煤矿，推进煤炭资源整合和煤矿企业兼并重组，发展大型煤炭企业集团。同时，有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范，稳步推进产业化发展。石油方面，要加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增长。同时，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，提高能源利用效率。电力方面，积极发展清洁高效、大容量燃煤机组，优先发展大中城市、工业园区热电联产机组，以及大型坑口燃煤电站和煤矸石等综合利用电站。

面对“十二五”规划纲要提出的非化石能源占一次能源消费比重达到11.4%的目标，“十二五”时期，我国能源发展要在继续贯彻落实节约优先、立足国内、多元发展、加强环保指导方针的同时，针对国内外能源发展环境变化的特点，重点加强清洁能源和非化石能源的发展。据报道，预计到2015年，我国天然气利用规模可能会达到2600亿立方米，在能源消费结构中的比例将从目前的3.9%提高到8.3%左右；水电利用规模将达到2.5亿千瓦；其他非水能可再生能源利用规模也将达到1.1亿吨标准煤，占一次能源消费总量的比重提高1.8个百分点。由于清洁能源和非化石能源的快速增长，煤炭在一次能源消费中的比重可能会从2009年的70%以上下降到63%左右。

（三）优化能源开发布局

我国能源资源主要分布在西部，能源消费主要集中在东部，长距离、大规模的北煤南运、西电东送、北油南运、西气东输是我国能源运输的基本格局。能源分布的不均，给我国能源利用带来了不小的压力。因此，“十二五”规划纲要明确提出，要统筹规划全国能源开发布局和建设重点。

国家能源局相关负责人表示，要实现这个目标，需要统筹我国东、中、西部能源开发，综合考虑能源资源赋存、水资源分布、生态环境承载能力和区域经济发展水平等因素，按照“加快西部、稳定中部、优化东部”的原则，构筑区域能源优势互补、资源高效配置、能源开发与环境相和谐的能源发展布局。

在西部地区，继续加快能源资源开发利用。要建设大型煤炭基地和现代化矿井，发展大型煤电基地和坑口电站群，加强油气资源勘探开发，大力发展风能和太阳能。

在中部地区，稳定能源开发。要稳定山西煤炭资源开发；河南、安徽煤炭资源在逐步减少，要调整开发强度，在提高回采率上多下工夫；合理布局燃煤电站建设；因地制宜发展可再生能源。

在东部地区，优化能源资源开发。要加快海上油气带建设，稳定陆上油气生产，控制东部煤炭资源开采，大力发展风电等新能源和可再生能源，因地制宜发展燃气调峰电站和热电联产。

同时，还要加强国家综合能源基地建设。山西、鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆5个区域的煤炭、油气、水力资源蕴藏量占全国的70%以上，要统筹作好开发规划，把握开发强度、节奏和时序，把这5个能源资源集聚区域打造成为支撑我国经济长期发展的国家能源战略基地。

（四）加强能源输送通道建设

当前，我国能源分布和地区发展差异决定了能源仍需在东、西部长距离运输。围绕如何提高能源在东、西部流通和利用效率，“十二五”规划纲要明确提出，“十二五”时期，要加强能源输送通道建设。

国家能源局相关负责人表示，“十一五”时期，通过不懈的努力，我国油气骨干管网初步建成，为我国能源跨区域调度作出了巨大贡献。“十二五”时期，我国要继续加快油气管网建设。要加快西北、东北、西南和海上进口油气战略通道建设，完善国内油气主干管网；统筹天然气进口管道、液化天然气接收站、跨区域骨干输气网和配气管网建设，初步形成天然气、煤层气、煤制气协调发展的供气格局；建设中哈原油管道二期、中缅油气管道境内段、中亚天然气管道二期，以及西气东输三线、四线工程，到2015年，我国输油气管道总长度将达到15万千米左右。

电力输送具有实时、快速、低成本的特点，是能源就地转化的重要途径，也是新能源和可再生能源的重要实现途径。“十二五”时期，我国还将适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性。

煤炭仍将是我国能源的主要组成部分，因此，要继续推进煤炭运输通道建设。要加强“三西”地区及蒙东、新疆东部外运通道建设，提高北煤南运、西煤东运能力；加强沿海主要煤炭装卸港泊位和长江中部下水港能力建设。

二 “十二五”时期煤炭产业发展趋势展望

2011年3月中旬，《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》（以下简称《纲要》）正式发布，对我国“十二五”期间能源领域的发展进行了详细阐述。《纲要》指出，“十二五”时期，气候变化和能源安全等全球性问题将更加突出，因此，今后要进一步控制温室气体排放，健全节能减排激励约束机制，加强资源节约和管理，大力推进节能降耗。针对我国能源分布与消费在地域上严重失衡的情况，《纲要》提出，“十二五”期间要继续优化能源开发布局，建设山西、鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆五大国家综合能源基地。同时，加强能源输送通道建设，减小一次能源大规模长距离输送压力，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术。《纲要》明确指出，“十二五”期间要继续完善资源性产品价格形成机制，积极推进电价改革，完善输配电价形成机制，适当提高资源税税负，完善计征方式，将重要资源产品由从量定额征收改为从价定率征收，促进资源合理开发利用。

根据《纲要》确定的能源领域整体发展，未来5年我国煤炭行业或将呈现如下三大发展趋势。

（一）“十二五”时期我国煤炭需求增速将逐步放缓

煤炭需求会继续增长，主要是因为“富煤、缺油、少气”的能源结构决定了煤炭在我国能源供需中的基础地位在长时间内难以改变。目前，煤炭在我国一次能源生产和消费中所占比重均在70%以上，在我国电力供应结构中，火电占比仍然高达80%以上。因此，正常情况下，只要经济增长保持一定速度，煤炭需求就会继续增长。此外，《纲要》提出，未来我国能源生产和利用要坚持节约优先、立足国内、多元发展和保护环境。立足国内，意味着满足未来我国能源需求将更多地立足于国内资源。在我国一次化石能源中，煤炭储量最为丰富，在能源需求立足国内的同时，煤炭需求更是会立足国内，煤炭进口只能作为补充。这决定了未来我国新增煤炭需求主要是对国内煤炭的需求。之所以认为未来煤炭需求增速将逐步放缓，主要是基于以下几点考虑。

1.未来5年国民经济增长步伐可能会适当放缓

《纲要》将“十二五”期间国内生产总值（GDP）年均增速目标定为7%，这与“十一五”期间的发展目标相比，下降了0.5个百分点。调低发展速度并不是简单的数字游戏，而是政府已经越来越意识到，一方面，未来经济持续高速增长的难度日益加大；另一方面，转变经济发展方式、调整经济结构已经刻不容缓。因此，即便“十二五”期间GDP年均增速高于7%的既定目标，也可能会显著低于“十一五”期间年均GDP实际增速。在加快转变经济发展方式和加大经济结构调整力度的前提下，GDP增长放缓必然会减缓煤炭等能源需求增长。

2.能源结构进一步多元化，新能源有望实现跨越式发展

《纲要》提出，“十二五”末，非化石能源占一次能源消费的比重将达到11.4%，与“十一五”末相比，提升了3.1个百分点。为了实现这一目标，《纲要》提出要推动新能源产业实现跨越式发展。在能源发展多元化思想指导下，核能、太阳能、风能、生物质能以及地热能等均有望获得长足发展。新能源的发展也会在一定程度上减缓煤炭等传统化石能源需求的增长。日本遭遇核危机之后，短期内我国核电发展也会受到一定影响，从而给我国能源利用方式转型带来一些挑战，但是，由于我国转变能源利用方式已经刻不容缓，因此，日本核危机既不会从根本上改变我国能源多元化发展道路，也不会影响新能源实现跨越式发展的目标。

3.节能降耗有望持续推进

随着气候问题日益突出，未来温室气体的排放将会得到进一步控制，而降低传统化石能源的消耗强度则是减少二氧化碳排放的最佳手段。因此，未来政府会进一步健全节能减排的市场机制，节能降耗有望持续推进。这势必也会在一定程度上减缓煤炭需求增长速度。

（二）煤炭资源整合与企业大型化成为必然趋势

根据2007年11月国家发改委公布的《煤炭产业政策规划》，全国要建13个大型煤炭基地，到2010年底，全国年产量1亿吨以上和5000万吨以上的特大型煤炭企业集团要分别达到6～8个和8～10个。到了2009年，整顿治理小煤矿的工作从中央到地方更是重拳频出。2009年8月，国家安监总局等14个部委联合下发《关于深化煤矿整顿关闭工作的指导意见》，重申力争到2010年把全国小煤矿数量控制在1万座以内。2009年4月15日，山西省政府下发《关于进一步加快推进煤矿企业兼并重组整合有关问题的通知》，并出台一系列相关配套规定。这无疑吹响了煤炭资源整合和企业兼并重组攻坚战的号角。截至2010年底，山西煤矿兼并重组整合工作已基本完成，全省煤矿数量由“十五”期末的4278座减少到2010年的1053座，办矿企业由2200多家缩减至130家。全省583座重组改造建设矿井中，已有303座矿井开工建设。目前，无论是从煤炭产量还是从产出增量分布看，煤炭行业的集中度都在大幅提高，煤炭行业正迈入大矿时代，中国煤炭资源出现并将延续两大集中趋势：向西北集中、向大集团集中。

我国将在当前和今后一个时期，加快推进煤矿企业兼并重组，稳步推进矿业权整合，建设大型煤炭基地。加快推进煤矿企业兼并重组，是保护和集约开发煤炭资源，转变煤炭发展方式，推进产业结构调整，提高发展质量和效益的有效途径，是煤炭工业一项紧迫的全局性任务。做好兼并重组工作，要注重统一规划，整体推进，遵循市场规律，鼓励国内各类所有制煤矿企业以产权为纽带，以股份制为主要形式，实现兼并重组。同时，要稳步推进矿业权整合，科学合理划分矿区，制定矿区总体规划，按照一个矿区原则上由一个主体开发的要求，整合分散矿权的矿区，整合小矿业权和不合理矿业权，提高资源勘查规模化，重点对陕西、山西、内蒙古、宁夏、贵州新矿区实现矿业权整合。由于对小煤矿的关闭已经上升到国家层面，在山西整合告一段落后，其他产煤大省也欲复制“山西模式”整合煤企，河南、山东、黑龙江、河北、新疆维吾尔自治区阜康市都派员赴晋进行考察调研。各产煤大省整合重组的结果无疑是行业集中度的进一步提升。同时，以大型煤炭企业集团作为大型煤炭基地建设的主体，支持具有经济、技术和管理优势的企业兼并重组落后企业，支持优势企业开展跨地区、跨行业、跨所有制兼并重组。要鼓励弱势企业强强联手，鼓励发展煤炭、电力、化工、铁路、港口等联营，特别是煤炭、电力、运输一体化经营，促进煤炭和下游产业经济协调发展，支持大型企业到境外投资办厂。

“十一五”期间，我国在大型煤炭基地建设上奠定了比较好的基础，“十二五”期间要稳步推进晋北、晋东、陕北、黄陇、蒙东、神东、云贵、新疆、鲁西、两淮、冀中等大型煤炭基地建设。“十二五”期间是构建新型煤炭工业体系，实现煤炭工业健康发展的重要时期。在此期间，煤炭工业总体发展目标是：开发布局明显优化，资源配置及勘查规范有序；煤炭生产以大型煤炭企业、大型煤炭基地和大型现代化煤矿为主，基本形成稳定供应格局，到2015年，形成10个亿吨级、10个5000万吨级特大型煤炭企业；科技创新取得新进展，煤炭工业面貌进一步改善，全国煤矿采煤机械化程度达到75%以上，千万吨级煤矿达到60处；重特大事故大幅度减少，安全生产形势明显好转；资源综合利用和循环经济较快发展，采煤沉陷区治理取得较大进展，矿区生态环境明显改善；棚户区改造基本完成，职工生活质量进一步提高。

（三）大型煤炭基地规划与实施

按照“控制东部、稳定中部，发展西部”的原则，优化煤炭开发布局，加快陕北、黄陇、神东、蒙东（东北）、宁东5个大型煤炭基地开发建设，科学编制矿区总体规划，开工建设一批大型骨干矿井，稳步扩大煤炭开发规模，积极开展新疆煤炭资源前期开发研究，具备条件地区可适当加快开发，到“十二五”末，上述五大基地新增规模占全国煤炭新增产能的80%～90%。在保持生产规模基本稳定的前提下，积极优化晋北、晋中、晋东、云贵4个大型煤炭基地开发布局，大力实施矿区资源整合，提高集约化水平。适度控制鲁西、两淮、冀中、河南4个大型煤炭基地的开发规模，做好新老矿区发展的衔接，维持区内生产能力的相对稳定。按照“生产规模化、装备现代化、队伍专业化、管理信息化”的要求，以大型能源企业集团为主体，以资产为纽带，推进煤矿兼并重组，提高煤炭企业产业集中度，到“十二五”末，全国形成10个亿吨级和10个5000万吨级特大型煤炭企业。加大大型煤炭基地洗选比例，在重点褐煤生产基地积极开展褐煤提质示范工程，加快建立煤炭组分分级利用体系，到2015年，全国煤炭洗选比例达到55%。加强七台河、离柳等地区优质炼焦煤的保护性开采和利用。

国家规划“十二五”期末形成10个亿吨级、10个5000万吨级煤炭企业及60处1000万吨级煤矿，并鼓励跨地区、跨行业和跨所有制兼并重组，预计在政策推动下行业集中度将大幅提高。以大型企业为主体的整合战略将增强国家对煤炭供给的控制能力，而新基地包括内蒙古、陕西、宁夏和新疆等在内均以大型企业和大型现代化煤矿开发为主。各煤炭基地规划建设规模详细情况如下。

陕北基地：开工建设西湾、金鸡滩、曹家滩、乌素等煤矿，建设规模年产量6000万吨。

宁东基地：做好马家滩、积家井、红墩子资源勘查，建设石槽村、永安等矿井，建设规模年产量2000万吨。

黄陇基地：加大重点区域资源勘查及现有矿区煤矿的技术改造，建设东风、山阳、青岗坪、核桃峪、新庄、毛家川等煤矿，增加生产能力约6000万吨。

神东基地：建设孙家岔、沙沟岔、李家豪、高家梁、色连、酸刺沟、西王寨、段寨、察哈素等一批特大型煤矿，建设规模约年产量1亿吨。

蒙东（东北）基地：加大白音华、胜利等矿区的开发，建设胜利东二号、谢尔塔拉、扎泥河等大型露天矿以及朝克乌拉、高头七星河南、东荣四矿等矿井。

晋北基地：重点建设东周窖、四台、北辛窖、马营堡、梵王寺、丰予等煤矿。

晋中基地：重点建设高阳、庞庞塔二号、邢家社等矿井，增加生产能力4000万吨。

晋东基地：重点建设西上庄、于家庄、岳山、寺河、柿庄等矿井，增加生产能力约年产量4000万吨。

云贵基地：继续推进贵州五轮山一期、发耳一期、松河、文家坝、肥田、戴家田等煤矿建设，开工磨盘山、花秋一矿、肥田、杨家湾等煤矿，增加生产能力约3000万吨。

鲁西基地：做好黄河北煤田勘探和规划，集中开发巨野、菏泽煤田，建设官庄、黑虎庙等矿井，维持基地生产规模基本稳定。

两淮基地：重点建设口孜东、朱集东、朱集西、信湖、单集、展沟、赵集等大型矿井，维持区内生产规模稳定。

冀中基地：加大煤炭资源整合，提高既有矿区生产集中度，建设开滦矿区宋家营、新军屯煤矿以及蔚州矿区北阳庄、德胜庄等煤矿。

河南基地：加大老矿区深部及外围资源勘探，建设赵固、曲梁、李粮店、扒村二矿等矿井，维持基地生产能力基本稳定。

新疆基地：制定基地开发总体规划，以准东、吐哈、伊犁、库拜四大基地为重点，推进五彩湖、哈密大库湖、伊宁、库东俄霍布拉克等一批矿井建设。

（四）煤炭生产重心继续西移

我国能源资源主要集中在西部地区，随着经济持续快速发展带动能源需求不断增加，中东部地区的能源供应越来越不能满足需求，最近两年我国能源生产重心尤其是煤炭生产重心快速西移。在生产重心西移的情况下，由于铁路建设滞后，运输瓶颈日益凸显，使得国内煤炭市场一分为二，这在很大程度上影响了煤炭市场的健康发展。

在能源需求要立足国内思想指导下，《纲要》明确提出，“十二五”期间要重点建设山西、鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆五大国家综合能源基地，这5个综合能源基地也将是我国未来重要的煤炭生产基地，它们将共同承担起为未来国内经济发展提供能源保障的重任。因此，未来我国煤炭生产重心将继续西移。五大能源基地中，鄂尔多斯的煤炭工业在“十一五”期间已经获得了长足发展，尽管运输瓶颈对其构成很大制约。新疆作为五大能源基地之一，不仅拥有丰富的油气资源，而且煤炭储量也极其丰富，保有储量约占全国的40%以上。“十二五”期间，新疆除了继续发展油气产业之外，煤炭产业也有望进入快速发展通道。

在煤炭生产重心不断西移的情况下，为了保障国内能源稳定供应，促使能源市场平稳健康发展，《纲要》中提出要提高能源就地转化水平，加强立体式能源输送通道建设。在加大铁路运输通道建设的同时，加快油气战略通道建设，完善国内油气主干管网，加快现代电网体系建设，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术。煤炭铁路运输通道建设能够直接缓解煤炭外运压力，而油气通道和特高压电网的建设在很大程度上能够促进煤炭资源就地转化，提高就地转化水平，从而间接缓解铁路煤炭运输压力。

综合来看，虽然未来煤炭生产重心会继续西移，但是，随着就地转化水平的不断提高和立体式能源输送通道加快建设，未来煤炭运输瓶颈将大大缓解。

（五）煤炭价格季节性波动进一步减弱，但煤价有望获得持续支撑

未来，受益于立体式能源输送通道的形成和煤炭运输瓶颈的缓解，国内产地和销地的煤炭市场将进一步统一，之前局部地区煤炭市场的频繁波动有望得到明显改观。此外，《纲要》提出，要合理规划建设能源储备设施，加强煤炭储备与调峰应急能力建设。国家煤炭应急储备正在快速推进，国家发改委曾召开专门会议要求各有关方面要高度重视国家煤炭应急储备工作，并在2010年5月份之前落实好第一批500万吨的实物煤炭储备。未来，我国煤炭应急储备规模还可能进一步扩大，这对稳定煤炭市场、减弱煤炭市场的季节性波动也将发挥积极作用。

由于煤炭生产重心加快西移，未来我国煤炭平均运距和运时将会显著延长，这无疑会增加煤炭的运输成本，从而在一定程度上抬高煤炭价格。除此之外，讨论多年的电价改革和资源税改革在“十二五”期间可能也将取得重大进展。电价改革之后，发电企业所增加的成本将能够比较顺利地转嫁出去，多年受到压制的重点合同煤价格也将有望获得上涨空间。而资源税改革将直接提高煤炭企业的经营成本，在煤炭行业集中度日益提高、企业市场控制力不断增强的情况下，煤炭企业至少会将一部分新增成本通过涨价的方式转嫁出去，最终抬高市场整体煤价。

综合来看，受益于运输瓶颈的缓解和应急储备的加大，未来煤炭价格的季节性波动有望进一步减弱，但运距的延长、电价改革和资源税改革的推进，又会在一定程度上抬高煤炭成本和推高煤炭价格，从而使煤价获得持续支撑。

三 现代煤化工产业对煤炭行业的影响

煤化工是以煤为原料，经化学加工转化为气体、液体和固体以及化学品的过程。具体可以分为煤气化、液化（直接液化和间接液化）、固化（包括干馏、焦油加工和电石乙炔化工）三种主要形式，涵盖以煤为原料生产的焦炭及焦化产品、电石、合成氨、醋酸、甲醇、二甲醚、油品、烯烃等。

（一）传统煤化工产业产能过剩

近年来，随着我国地方经济的迅速发展和资源丰富地区的崛起，传统煤化工和部分产品产能较快增长。从产品的供需来看，中国传统煤化工总体上呈现产能过剩的局面。2009年，中国焦炭消费量约3.4亿吨，产能约为年产量3.8亿吨，装置平均开工率约91%；电石消费量约1500万吨，总产能约年产量2200万吨，装置平均开工率低于70%；甲醇消费量约1660万吨，总产能高达年产量3000万吨左右，装置平均开工率仅37.4%。其中甲醇作为新型煤化工的重要中间体，受到了众多投资者的青睐。据统计，2010年拟在建的甲醇项目产能达年产量2500万吨左右，预计到2012年，中国甲醇总产能将达到年产量5000万吨以上，而届时甲醇需求量最乐观预计也仅增加到3100万吨左右，产能过剩将进一步加剧。

（二）现代煤化工产业发展迅速

近年来，在高油价的推动下，我国新型煤化工产业得到了较快发展，在煤液化合成油、煤基甲醇制烯烃、煤基甲醇制二甲醚、煤制乙二醇等方面取得了突破性进展。

1.首条煤直接液化百万吨级工业示范生产装置已建成投产

我国的煤直接液化技术最早是由中国煤炭科学研究总院和中国石化洛阳工程公司合作，在消化吸收国外技术的基础上自主创新开发成功的。中国神华集团在内蒙古鄂尔多斯市的伊金霍洛旗，分两期建设总规模为年产量500万吨的煤直接液化工程。2008年12月30日，一期工程的先期工程年产量100万吨煤直接液化合成油装置一次投料试车成功，生产出合格油品和化工品。这标志着我国已经掌握了百万吨级煤直接液化关键技术。

2.煤间接液化示范工程成功建成

国内从事煤炭间接液化技术研发的单位主要有中科院山西煤炭化学研究所和兖矿集团。

20世纪80年代以来，山西煤化所在消化吸收国外工艺的基础上，成功自主开发了煤间接液化技术。其研发的煤间接液化工艺已经应用到山西潞安集团、内蒙古伊泰集团、神华集团等三套年生产能力16万吨示范项目中，目前已相继投产。神华宁夏煤业集团与南非萨索尔公司合资的宁东煤炭间接液化项目已经上报国家发改委核准。

3.煤制烯烃工业示范装置正在建设

国内拥有煤制烯烃技术的研究机构主要有中国科学院大连化学物理研究所和中国石油化工集团公司。

“八五”期间，中国科学院大连化物所开发的甲醇制低碳烯烃技术（DMTO）完成了中试。2005年，大连化物所与陕西新兴煤化工科技发展有限公司以及中国石化集团洛阳石化工程公司合作，在陕西建设了规模为年产量1.5万吨（以原料甲醇计）的工业试验装置。2006年2月，装置投料试车，8月通过了国家级鉴定。这项技术实现了约99.18%的甲醇转化率，双烯（乙烯+丙烯）碳基选择性达78.71%。神华集团采用这项技术，于2010年5月31日在内蒙古包头建成了年产量60万吨（以双烯计）的MTO装置。

中国石化上海研究院开发的具有自主知识产权的甲醇制烯烃（SMTO）技术，已在燕山石化建成了甲醇进料规模为年产量3.6万吨的中试装置，并进行了累计116天的工业试验。中试结果显示，乙烯+丙烯选择性平均达80.51%，甲醇转化率平均为99.74%。已完成了年产量180万吨（以甲醇计）的SMTO装置工艺包设计，并在中原石化建设年产量60万吨（以甲醇计）的SMTO装置，计划2011年底建成投产。中国石化上海研究院从2003年起就开始进行甲醇制丙烯（MTP）技术（固定床工艺）的研究，已完成了中试。结果表明甲醇转化率大于99%，丙烯单程选择性为45.6%，达到国际先进水平。这项工艺在2010年进行工业侧线试验，同时开展大型工业化装置工艺包的研发。清华大学、中化集团和安徽淮化联合开发了流化床甲醇制丙烯（FMTP）技术，其规模为年产量3万吨甲醇进料的试验装置连续运行了470小时，甲醇转化率为99.9%，丙烯选择性67.3%，吨丙烯耗甲醇3.39吨。

4.开发出拥有自主知识产权的煤气化技术

煤气化技术是煤化工的基础技术，煤气化装置作为煤化工产业链中的龙头装置，具有投入大、可靠性要求高等特点，是整个产业链的关键技术。

为降低化肥原料成本，国内石化企业引进德士古和壳牌公司的煤气化技术，用于生产合成氨等煤化工产品，并在生产过程中实现了装置的长周期安全稳定生产。我国在消化吸收国外煤气化技术的基础上，已经开发出多种拥有自主知识产权的煤气化技术，包括四喷嘴气化技术、非熔渣—熔渣分级气化技术、两段式干粉气化技术、航天炉气化技术、多元料浆气化技术、单喷嘴粉煤气化技术及灰熔聚煤气化技术等。其中，四喷嘴气化技术、非熔渣—熔渣分级气化技术已成功应用于工业化装置中，前者有兖矿国泰化工、华鲁恒升化工等，后者有山西丰喜肥业集团等。

5.煤制乙二醇进入商业化应用

20世纪八九十年代，国家组织开展了CO氧化偶联技术研究。2009年，由中国科学院福建物质结构研究所与江苏丹化集团有限责任公司、上海金煤化工新技术有限公司联合研发的煤制乙二醇技术，通过了万吨级工业示范装置的成果鉴定。2009年12月底，采用该技术的通辽金煤一期年产量20万吨煤制乙二醇项目成功实现了工业化生产。

6.一步法甲醇转化制汽油工业示范工程正在建设

中科院山西煤炭化学研究所与化学工业第二设计院共同研发出一步法甲醇转化制汽油工艺，采用自主研发的ZSM-5分子筛催化剂，汽油选择性达到37%～38%，可以生产辛烷值（RON）在93以上、低烯烃、低苯含量、无硫的优质汽油产品。2009年，该技术在山西晋城取得万吨级试验装置的成功运行。云南解化集团正在建设年产量20万吨的MTG装置。

7.煤制二甲醚产能过剩

我国二甲醚产能已从2006年的年产量44.5万吨猛增到2007年的年产量220万吨，2008年又几乎翻了一番，达到432万吨。预计到2012年，二甲醚的产能将增加到940万吨左右。从消费来看，国内90%左右的二甲醚被掺入液化石油气作为民用燃料，2008年的消费量在150万吨左右，预计2012年将增加到580万吨。国内二甲醚产业已经面临产能过剩局面。

8.IGCC发电得到较快发展

随着环境保护和节能减排要求的日益严格，IGCC技术得到较快发展。2005年底，中国石化将IGCC装置作为公用工程的核心装置应用于福建炼油乙烯一体化工程之中，已在2009年建成投产。兖矿集团也建有IGCC联产甲醇和醋酸的示范装置，拥有80MW的装机容量、甲醇年产量30万吨和醋酸年产量22万吨的联产能力。从2006年起，各大发电集团也积极开展IGCC技术在国内的发展和应用。

尽管近年来诸多煤化工技术突飞猛进，推动了国内煤化工项目的建设，但在看到煤化工产业取得进步和成绩的同时，我们也必须清醒地注意到四个问题：一是多数煤化工技术尚不十分成熟，还存在诸多风险，一定要防止盲目建设、一哄而上；二是必须注意到煤化工发展的同时也带来了CO₂排放的问题，只有妥善解决了CO₂排放问题才能实现低碳经济；三是发展煤化工的基本条件之一是要解决水资源问题，要注意水资源的合理利用和节水技术的开发应用；四是煤化工项目的投资强度较高，只有在高油价下，其才具有一定的生命力。

从世界经验看，煤化工的兴衰始终与石油和天然气化工紧密相关，在世界石油供应紧张和价格居高不下的压力下，煤化工才可能成为替代石油供应的重要选择。

目前发展煤化工的最大意义在于生产煤基石油产品，而煤制车用燃料和煤制烯烃是现代煤化工的关键，也是传统煤化工通往石油化工的桥梁。采用煤原料路线生产石油替代燃料，包括煤制合成油、甲醇、二甲醚等醇醚燃料，在生产和应用技术上已基本可行，而关键取决于经济竞争力、资源支撑和资金投入能力。

总之，煤化工产品可以在一定程度上替代石油，补充石油资源的不足。在煤炭和石油的市场供求关系和政治因素影响下，未来煤炭与石油的相对比价将决定煤化工的经济性和竞争力，是煤化工生存与发展的关键因素。

（三）重点产煤省份对现代煤化工热情高涨

经过“十一五”的发展，我国现代煤化工产业粗具规模。最新统计数据显示，我国现代煤化工的年产能为：煤质天然气超过1000亿立方米，煤制烯烃超过2000万吨，煤制二甲醚达1000万吨。随着国际油价的不断攀升，地方发展现代煤化工的热情高涨，山西、内蒙古、陕西、新疆四大产煤省份纷纷表示在“十二五”期间做大做强现代煤化工产业。以山西为例，山西省拟规划“十二五”煤化工产业集群，在晋北（忻州、朔州、大同）、晋东南（晋城、长治地区）、吕梁这三大地区布局现代煤化工基地，重点发展吕梁交城、临汾洪洞、晋中介休、灵石等特色化工园区。“十二五”期间，山西将重点打造一批100万吨级的现代煤化工项目以及现代煤化工产业集群，使之成为新的支柱产业，预计总投资达到8000亿元。预计“十二五”末，山西省煤炭资源就地转化率达到50%以上。

其次以内蒙古为例，为吸引有实力的能源企业投资开发，内蒙古自治区调整了资源、土地、环境、产业和技术等方面政策，对在内蒙古投资办电厂或煤化工的大型企业集团，实行了“两个50%”的政策，即按项目转化量1∶2配置煤炭资源，50%就地转化，50%进入市场。目前，内蒙古境内坐落三大煤化工示范项目，一是神华鄂尔多斯煤直接液化项目，一期年生产能力108万吨；二是伊泰集团年生产能力16万吨煤间接液化项目，已累计生产油品4.1万吨；三是大唐国际煤制天然气项目，位于内蒙古克什克腾旗，总投资257亿元，预计2011年可供气13.4亿立方米，2012年最终达产40亿立方米。内蒙古“十二五”规划提出，力争将内蒙古西部7盟市打造成国家重要的新型能源和新能源基地、新型化工基地、有色金属工业基地。煤化工是内蒙古产业发展规划的重要内容之一。煤化工重点布局在大路、达旗、上海庙工业园区，目标是打造世界先进水平的煤化工园区。上述煤化工园区中的所有煤化工项目都已得到国家发改委的批复。

此外，宁夏沙索煤炭间接液化项目于2011年4月通过国家环境保护部审批后，该项目落户宁东能源化工基地。这是全球唯一一个煤炭间接液化公司沙索与宁夏的合作项目。该项目利用宁东地区的煤炭资源，采用沙索专利技术估基催化剂和低温浆态床工艺，并引进国外先进技术生产合成油，这是国家煤炭间接液化示范项目，符合国家产业政策、宁东能源化工基地开发总体规划和清洁生产要求。项目建成后，将年产柴油316.59万吨、石脑油65.55万吨、液化石油气2.42万吨、副产硫黄16.76万吨。配套建设灰渣场、蒸发塘、事故池、危险废物填埋场，总投资为500多亿元。

同时，新疆维吾尔自治区现代煤化工项目也进行得如火如荼，由于受交通运输条件的限制，新疆将煤炭资源就地转化作为本区“十二五”重点发展方向。河南煤化集团投资211亿元年产40亿立方米的煤制天然气项目开工建设，预计2014年12月份建成投产。项目建成后，年转化煤炭1300万吨，预计年产值近90亿元、利税30亿元，可带动上千人就业。煤制天然气不仅可满足资源开发地各族群众的生产生活需要，还可以通过“西气东输”管道输送到我国天然气需求旺盛的东部和南部地区。

（四）现代煤化工对煤炭需求激增，但受地域限制

我国目前拟建煤化工项目投资金额和预算累计已经超过了1万亿元。其中，仅山西省就已经明确要向煤化工领域投资8000亿元以上。据初步估计，目前我国在建和拟建煤化工项目投资需以“数万亿元”计。

目前，包括中海油、鲁能、晋煤、中化、中煤、中电投、中国航天等在内的企业都先后赶赴山西、内蒙古、新疆、黑龙江等省投资煤化工。除此以外，五大发电集团进军煤化工行业的步伐也在提速。

固然，煤化工产业的快速发展对于缓解我国石油、天然气等能源供求矛盾，调整能源结构，促进化工、钢铁等相关产业的发展发挥了重要的作用。但是，值得注意的是，煤化工作为高耗能、高排放及对水资源消耗相当大的行业，对我国资源、生态环境等方面产生了巨大的压力。更重要的是，一些地方的煤化工行业存在重复建设、盲目规划、无序扩张的情况，这也将对我国节能减排目标的实现产生负面影响。

早在2006年7月，国家发改委就发布了《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》，要求各级主管部门暂停煤变油项目核准，一般不批准年产规模在300万吨以下的煤变油项目。2011年4月中旬，国家发改委又发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》（以下简称《通知》），表示收紧大型煤化工项目的审批，并再次明确列出禁批目录，直至煤化工产业规划出台。

《通知》指出，目前全国在建和已批待建煤化工项目新增用煤已超过亿吨，各地规划拟建项目新增用煤总量还有几亿吨。煤化工盲目建设和过度发展不仅加剧了煤炭供需矛盾，也直接影响到合理控制全国能源消费总量的目标。

央企等大企业是《通知》中指出问题的背后推手，但是地方政府扶持煤化工的热情也起到了推波助澜的作用。究其原因，无非是央企的进入能给当地的GDP增长带来好处，但一拥而上的煤化工项目将会给能源、资源带来承载压力，破坏当地环境协调发展。

虽然煤制天然气等项目在技术上相对成熟，但是否能够做到商业化运行、产生商业效益还要受制于煤价、油价的变化。因此，在央企投资冲动和地方政府GDP挂帅的背景下，须警惕煤化工产业化过热。

四 节能减排对煤炭行业的影响

全球气候变暖正越来越受到国际社会的关注，我国作为二氧化碳排放大国，国际减排压力也正变得越来越大，在气候变化问题上，中国面临的危机远比发达国家曾经遭遇过的危机更为严重。

国际社会对减排虽然有许多高指标承诺，但理想与现实之间有距离，实现起来并不容易。美国因国会和产业工会的反对而不能积极推行减排措施，退出《京都议定书》，迟迟通不过碳基金法案；澳大利亚推行碳税受阻也是一例。日本在气候谈判上一直很积极，在发展低碳社会方面已创出了“低碳社会”的成功模式，但其在《京都议定书》中承诺的2010年减排6%的目标不仅没有实现，反而增加了8%。日本政府在哥本哈根会议上承诺减排25%，但国内产业界反对强烈，表明最多只能削减18%，加上政治原因，使其再三推迟《推动地球温暖化防止法案》在国会的审议，碳排放交易制度的推广也遭搁浅。更令人遗憾的是，日本在坎昆会议上以排放大国美国和中国没有参加为由反对延长《京都议定书》。

中国的GDP已超过日本成为世界第二，如果中国继续保持高速增长，可能会大大快于国际机构预测，在2020年以前超过美国成为世界第一大经济体。但与此同时，二氧化碳排放也超过美国成为世界第一。

作为世界第二大经济体、全球最大出口贸易国、工业化和城市化进程最快的国家，中国的资源和环境是否能够满足经济增长的巨大需求，成为一大疑问。因此，节能减排不仅有来自国际的压力，更主要是出于中国自身发展的需要。

中国作为全球化最大的受益者，必须负起全球性的责任，承诺减排目标。中国的“十二五”规划把绿色发展作为经济社会发展的基本原则，这将大大推进中国的节能减排与环境改善，为实现中国的对外承诺提供保障。

（一）“十一五”节能降耗目标基本实现

作为一个负责任的发展中国家，我国对气候变化和环境问题高度重视。“十一五”期间，我国采取了多项举措不断优化升级能源结构，使“十一五”单位GDP能耗下降20%的目标基本实现。国家发展和改革委员会主任张平表示，这是我国首次公开宣布达到“2010年单位GDP能耗比2005年降低20%左右”的目标。

“十一五”期间，中国电力工业“上大压小”，关停煤耗高、污染重的小火电机组，建设超临界、超超临界60万和100万千瓦高效环保机组，火电供电标准煤耗5年下降30克，累计节约原煤超过3亿吨。

同时，我国大力发展非化石能源，水电、核电、风电发电量5年累计超过3万亿千瓦时，替代原煤15亿吨，减少二氧化碳排放近30亿吨。此外，我国还加快天然气开发利用和成品油质量升级，提高煤炭回采率和油田采收率，降低电网线损率，开展节能调度和发电权交易，对节能减排也发挥了积极作用。

我国2010年一次能源生产总量达到29.6亿吨标准煤，较2006年提高27.5%。“十一五”期间，我国一次能源生产总量已跃居世界第一。2010年，我国人均一次能源消费水平约为2.38吨标准煤，比2005年提高了32%。

“十一五”期间，各地区把节能作为促进科学发展的重要抓手，采取了强化目标责任、实施重点工程、完善激励政策等一系列措施，节能降耗取得积极进展。全国单位GDP能耗逐年降低，实现了“十一五”规划节能目标，扭转了“十五”后期单位GDP能耗上升的趋势，能源生产力水平（即单位能源消费对应的经济产出）逐年提高，促进了经济增长质量不断提高。我国节能付出的努力和取得的成绩举世瞩目，为支撑经济平稳健康发展作出了重要贡献。

（二）“十二五”期间合理控制能源消费总量

“十二五”期间，我国能源发展将以转变能源发展方式、大力调整能源结构、合理控制能源消费总量为指导思想，推动能源生产和利用方式变革，到“十二五”末期，将争取使非化石能源在一次能源消费中的比重达到11.4%。

2009年9月，胡锦涛主席在联合国气候变化峰会上提出，争取到2020年我国非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右。同年，温家宝总理在哥本哈根气候变化大会上向全世界郑重宣布，到2020年，我国单位GDP的CO₂排放比2005年下降40%～45%。

“十二五”期间是落实上述两个目标的关键时期。重点任务是：采取有效措施加大节能力度，提高传统能源清洁利用水平；扩大天然气等清洁能源的利用规模；加快推进水电和核电的开发建设，积极做好风能、太阳能、生物质能等可再生能源的转化利用，大力推进能源结构优化调整；统筹规划重点能源基地和跨区域能源输送通道建设，促进能源资源优化配置。

预计到2015年，天然气利用规模达到2600亿立方米，在能源消费结构中的比例将从目前的3.9%提高到8.3%左右；水电利用规模达到2.5亿千瓦，核电利用规模达到3900万千瓦，水电和核电在一次能源消费中的比重将提高1.5个百分点；其他非水能可再生能源利用规模也将达到1.1亿吨标准煤，占一次能源消费总量的比重提高1.8个百分点。届时，我国非化石能源占一次能源消费的比重将有望达到11%左右。

由于清洁能源和非化石能源的快速增长，煤炭在一次能源消费中的比重可能会从2009年的70%以上下降到63%左右。这将会明显改变我国煤炭消费比重多年来居高不下的局面。

未来的煤炭消费占比将出现较大幅度下降，而天然气等清洁能源的发展速度则得到快速提升。

“十二五”是实现全面建设小康社会奋斗目标承上启下的关键时期，是深入贯彻落实科学发展观、加快发展方式转变的重要时期。“十二五”期间，我国仍处于工业化、城镇化加快发展的历史阶段，在应对全球气候变化的新形势下，保持能源消费的适度增长，同时不失时机地大力推进能源结构调整，加快能源发展方式转变，为国民经济和社会发展提供稳定、清洁、可靠的能源安全保障仍是能源工作的基本要求。

“十二五”期间，能源发展要在继续贯彻落实节约优先、立足国内、多元发展、加强环保的指导方针的同时，针对国内外能源发展环境变化的特点，加强清洁能源和非化石能源的发展。

“十一五”节能的经验表明，单靠能源强度目标不能有效控制能源消费总量过快增长。单位GDP能耗下降20%左右的目标是一个相对控制指标，是在GDP规划增速7.5%的前提条件下，对经济增长内容和质量提出的约束性要求。从实际看，“十一五”期间，GDP年均增速超过11%，而且主要依靠工业增长。在努力完成20%节能目标情况下，2010年全国能源消费总量仍超过32亿吨标准煤，较2005年增加约10亿吨标准煤，远高于27亿吨标准煤的规划值。由于新增能源消费主要依靠煤炭和石油，总量过快增长给资源保障、环境保护和能源安全带来一系列负面影响，能源供应保障压力加大，煤炭安全生产矛盾突出。

当前，全球范围内绿色经济、低碳技术正在兴起，抢占未来发展制高点的竞争日趋激烈。不少发达国家在应对国际金融危机中提出“绿色新政”，制定发展战略，投入巨额资金，支持节能环保、新能源和低碳技术研发。发展节能环保和新能源产业已成为国际竞争的新领域。同时，国际金融危机影响深远，气候变化以及能源资源安全等全球性问题会更加突出。“十二五”时期是我国由中等收入国家向中等发达国家迈进的重要阶段，工业化和城镇化进程将进一步加快，能源需求呈刚性增长，资源环境约束突出，传统增长模式面临新挑战。实现我国政府提出的到2020年单位GDP的CO₂排放比2005年下降40%～45%的目标，需要付出艰苦的努力。

我国现阶段控制温室气体排放主要靠节能和提高能效，“十一五”期间，节能对碳强度下降的贡献率接近94%，未来的贡献率也将维持在90%左右。因此，我国加快经济发展方式转变，大力推进节能减排，发展绿色经济，推广低碳技术，走节能、低碳、绿色发展之路，才能实现经济又好又快发展。

为此，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》明确提出，面对日趋强化的资源环境约束，必须增强危机意识，树立绿色、低碳发展理念，以节能减排为重点，健全激励和约束机制，加快构建资源节约、环境友好的生产方式和消费模式，增强可持续发展能力。在把大幅降低能源消耗强度和CO₂排放强度作为约束性指标的同时，要合理控制能源消费总量，抑制高耗能产业过快增长，提高能源利用效率。

我国正处在工业化和城市化快速推进的发展阶段，控制能源消费总量必然会给各地区、各行业的发展速度和发展方式带来重大影响，如何合理控制，是“十二五”期间面临的一项重大政策问题。当前最迫切的问题是要提升全社会对节能减排工作的认识，统一思想，把宏观调控和引导工作做在前面，把“十二五”节能减排的各项任务落到实处，为“十二五”节能减排开好局，避免出现一些地方在实际工作中因前半程犹豫、拖沓、放松而后半程吃紧和工作简单化而给节能减排工作带来负面影响。

资源节约和环境保护是我国的两大基本国策之一，而节能减排正是落实这项基本国策的具体行动，节能减排对我国经济社会能否可持续发展具有决定性作用。节能减排与落实科学发展观、建设资源节约型和环境友好型社会一脉相承，节能减排是手段而不是目的，节能减排本质上就是形成倒逼机制促进加快转变发展方式和提高经济增长质量，通过约束不合理能源需求过快增长，抑制低质量、不可持续的增长因素，从而给高质量增长因素腾挪出必需的资源、环境等方面的发展空间，促进人口、资源、环境、经济相协调，实现可持续发展。或抑或扬，彰显节能减排推动发展方式转变的本质内涵。因此，从本质而言，节能减排体现着广大人民群众的核心利益，也符合企业增强核心竞争力的长远发展利益。

当然，节能减排推动转变发展方式，必然要求对现有的一些因素进行调整，需要付出一定代价，需要统筹考虑当前利益和长远利益，需要提高对节能减排重要意义的认识，需要统一思想，增强节能减排的责任心和自觉性，才能克服实际工作中可能遇到的各种阻力和困难，把节能减排工作落到实处。

目前，一些地方还存在片面追求GDP增长，不顾资源环境条件盲目发展高耗能产业的问题。此外，结构调整进展缓慢，节能减排的激励和约束机制尚不完善，企业缺乏节能减排的内生动力，监管不到位，能力建设滞后等，都需要在“十二五”期间认真地加以解决。2011年是“十二五”的开局之年，要从落实节能减排责任、加强法制、完善政策等方面抓紧开展工作，形成有效的激励和约束机制；要把调整优化产业结构、推动节能技术进步与加强节能管理相结合，大幅度提高能源利用效率；要加快构建以企业为主体、政府为主导、市场有效驱动、全社会共同参与、适应社会主义市场经济要求的节能长效机制。

（三）2011年节能降耗目标：单位GDP能耗下降3.5%

国家发改委已公布了2011年的节能降耗目标，单位国内生产总值能耗比上年下降3.5%；二氧化硫、化学需氧量、氨氮和氮氧化物四项主要污染物排放量均比上年减少1.5%。工业节能方面，万元工业增加值用水量比上年下降7%，工业固体废物综合利用率比上年提高1个百分点。此外，城市污水处理率达到80%，城市生活垃圾无害化处理率达到74%。

此前公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》要求，“十二五”期间，单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放分别降低16%和17%。据此测算，如果分解到每一年，年均能耗强度则需要下降3.6%左右。

国家统计局新近发布的数据显示，2010年，我国的能源消费总量已经达到32.5亿吨标准煤，从“十二五”期间内一次能源消费总量必须控制在42亿吨标准煤以内这一目标来看，未来几年内我国面临着巨大的节能降耗压力。

在2011年全国能源工作会议上，国家能源局表示，“十二五”期间要把控制能源消费总量落到实处，提高能源利用效率，重点是控制煤炭过快增长，压缩不合理消费需求，淘汰落后产能。

（四）节能减排的高投入、低产出成为制约煤炭企业发展的“瓶颈”

随着节能减排的进一步实施，国家节能减排指标成为硬性规定，一些地方政府为了突击完成任务，对高能耗企业采取“一刀切”式的停产、减产、拉闸限电等手段，给企业发展带来较大影响。

2010年5月4日，国务院发布《关于进一步加大力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》。与2009年淘汰产能任务相比，主要行业中炼铁行业产能淘汰量增加387万吨、炼钢行业减少1091万吨、电解铝行业增加1.65万吨、水泥减少2416万吨、造纸增加2.3万吨、新增淘汰小火电1000万千瓦时。煤炭在我国能源消耗中所占比重较大，文件针对的主要标的行业大部分与煤炭行业相关，因此短期内对煤炭行业将产生不可避免的负面影响。

煤炭企业属于高耗能、高排放、高污染行业，必须采取措施减少资源消耗和降低环境污染，否则，将陷入经济发展以环境为代价的恶性循环，得不偿失。但是，因受地质条件、经济实力等多种因素的影响，煤矿污染治理存在很多障碍，在短期内采取强硬的“一刀切”式的节能减排政策，对煤炭企业来说，实在是弊大于利。

（五）高能耗企业的停产、减产以及拉闸限电，导致煤炭市场需求下降

在煤炭的开采过程中，不可避免地大量产生煤矸石、煤层气、矿井水，煤矸石、矿井瓦斯和矿井水排放，以及采煤引起的地表沉陷自然就成为煤炭生产给环境带来的主要污染。由于煤矸石、煤泥、煤矿瓦斯和矿井水等资源的综合利用技术不成熟和投入成本过高，严重制约着企业的发展。比如煤矸石山的征地赔偿、绿化环保、污染治理，需要企业花巨资建立一套完善的减排系统，才能收到效果；矿井水水质成分的复杂性以及净化处理技术的不成熟，造成矿井水能耗大，而处理后的水质和水量得不到保证；瓦斯利用技术主要依靠企业自行开发，虽然国内企业的部分技术取得了国际领先水平，但企业自身投入能力有限，综合利用技术尚不成熟。特别是低浓度瓦斯的主要用途仅有瓦斯发电一项成熟技术，由于需要一套复杂的安全输送系统，按市场价格销售不可能实现盈利。

受地质条件、经济实力等多种因素的影响，煤炭工业技术装备参差不齐，机械化、部分机械化和手工作业并存，整体技术装备水平和机械化程度偏低。煤电公司各单位有很多20世纪七八十年代的落后工艺、设备、技术仍在使用，这些高耗能设备的淘汰，新设备、新工艺、新产品的开发应用和构建煤电、煤建材、煤焦化等产业链，实现相关产业一体化经营，改变煤炭工业长期以来以煤为主的粗放式、单一化的发展方式，加快煤炭产业结构调整，提高煤炭经济发展质量，发展低碳经济、建设绿色生态矿山等节能减排措施的实施，都需要企业有大量的资金投入，这对于近几年才稍有起色的煤炭企业来说，将是不堪承载的重负。

“十一五”以来，煤炭行业通过大力发展循环经济产业，节能减排工作取得了较大进展。截至2009年底，我国煤矸石、煤泥发电装机容量达到2500万千瓦，比2005年增加1600万千瓦；共消耗煤矸石、洗中煤、煤泥约1.2亿吨，相当于回收能源4000万吨标准煤，减少占压土地300公顷。煤层气抽采利用量持续上升，2009年煤矿瓦斯抽采量达到64.5亿立方米，利用19.3亿立方米，5年间增长了3倍。在煤种细分方面，动力配煤技术的研究和应用也取得较大进展，型煤技术已经成熟，水煤浆技术走在世界前列。与“十一五”开局之年相比，现有的煤炭工业发展理念、发展模式、发展基础都发生了重大变化，通过节能减排转变发展方式已经成为煤炭企业的共识。但是由于节能减排法律法规不完善，缺乏明确的循环经济产业标准，导致不同行业、不同部门对其认识不一，相关优惠政策得不到充分落实。

当前，只有煤矸石发电和瓦斯利用项目能享受循环经济优惠政策，而矿井水回用、加强技术装备研发以提高资源回收率等业内公认的节能减排项目，却得不到循环经济的政策“优待”。在项目的审批上，节能减排项目也有着“长不大”的尴尬。多数节能减排的项目从原来的边角料中“抠”能耗，项目规模天生就小。以煤矸石电厂为例，一个年产1000万吨的煤矿，一年产生的发电用煤矸石只有100万吨左右，企业不可能建大电厂，只能建十几万或者几万千瓦的小电厂。但这样的项目在报批时，往往会因为“小”而被“卡脖子”。

节能减排、提高资源的利用效率是解决能源资源不足的重要途径，也是保护环境的最佳手段。必须认识到，节能减排是一项长期的极其复杂艰巨的系统工程，而与资源环境直接相关的经济结构不合理、增长方式粗放等问题的解决，更是需要时日和艰苦的努力。真正实现节能环保的目标，需要有一个长效机制。只有有了长效机制，节能环保才能取得长期巩固的效果，经济的发展才能真正实现转型发展、跨越发展。

（六）节能减排政策“短板”阻碍煤炭企业发展

在“十一五”前4年，全国单位国内生产总值能耗累计下降15.61%，但2010年上半年单位GDP能耗不降反增0.09%，距离年内下降20%的目标相去甚远。浙江、江苏等地对高耗能行业均采取了比较强硬的措施，实行停产、减产，同时，国内最大的钢铁产地河北省也对小钢厂实施了关停限产的措施。从节能减排情况来看，主要的重工业基地都面临着大规模降低能源消耗目标实现的问题。短期内，节能减排以及拉闸限电的措施会减弱煤炭的需求，因为降低能耗的任务主要集中在钢铁、水泥、有色金属等高耗能行业，这些行业在生产过程中会直接使用煤炭，一旦产量下降，则会引起煤炭行业需求的下降。

对高耗能企业进行拉闸限电，就必然会减少全社会的用电量，用电量减少导致对发电企业的发电需求也随之减少，进而火电企业也会相应地减少购煤量。这对正处在技改扩能、新井建设有序推进、不断做大做强的所有煤电公司来说，所带来的负面影响是不能忽视的。

五 加强管理，促进煤炭工业健康发展

（一）加强煤炭产业链全过程管理，推进清洁生产利用，具有重要的战略意义

加强煤炭产业链全过程管理，就是对从煤炭生产、洗（选）加工、煤炭转化、燃烧利用以及煤矸石、矿井水、煤层气（煤矿瓦斯）等与煤共伴生资源的综合利用到采煤沉陷区土地复垦进行系统管理，建立煤炭上下游产业有效协调机制。在煤炭产业链的各个环节上推广应用清洁生产利用技术和工艺，建立相关政策支持与约束机制，具有重要的战略意义。

（二）加强煤炭生产过程管理，可以有效提高资源回收率，控制或减缓地面沉降

加强煤炭生产过程管理，重点是通过推广应用绿色开采技术体系，主要包括“煤炭高效开采”技术、“保水开采”技术、“充填开采”技术、“煤与瓦斯共采”技术等，最大限度地回收煤炭资源，提高资源开发利用率；利用煤矸石进行巷道充填与采空区充填，从源头减少矿区环境污染；在矿井浅部煤层采用房柱式与条带式采煤法，对其他煤层进行间歇式开采和煤层配采，控制或减缓地表下沉，防止地表水体漏失；推广应用煤与瓦斯的协调开采配套技术以及煤矿瓦斯利用技术，提高瓦斯抽采利用率，有效降低采煤工作面瓦斯浓度，提高煤矿安全保障程度。

（三）加强煤炭加工转化过程管理，提高原煤入洗（选）率，有效控制或减少污染物排放

加强煤炭加工转化过程管理，一方面要加大原煤入洗（选）比重，降低商品煤中的硫分、灰分和其他有害物质，提高煤炭燃烧效率。据统计分析，我国原煤中矸石平均含量20%左右，经过洗选加工排矸后，可以减少2亿～3亿吨的铁路运力，节约运费近200亿元。我国原煤平均硫分为1.01%，原煤硫分大，2%的中高硫煤及高硫煤占13%左右，通过洗选加工后，平均硫分可以降至0.68%左右。如果全国原煤入洗选率达到50%，可排出硫分近500万吨，相当于减排SO₂近800万吨。原煤经过洗选加工降低灰分后，可以大幅度提高工业锅炉和窑炉的燃烧效率，降低发电机组单耗。另一方面要加大煤炭深加工转化技术攻关与工程示范，提高煤炭的工业原料属性，充分挖掘煤炭利用价值。针对我国油气资源相对不足的现实，加大洁净煤技术研发力度，促进煤炭深加工转化为清洁、高效的能源和石油化工替代产品，缓解我国大量油气进口的压力，具有重要战略意义。神华集团煤炭直接液化示范工程取得重大进展，在成功试车1225小时后，已正式进入工业化生产试验阶段，生产出中高质量的油品。

（四）加强煤炭需求管理，淘汰高能耗的生产技术和工艺，可以大幅提高煤炭利用效率

加强煤炭需求管理，重点是加大电力、冶金、建材和化工等四大耗煤行业的结构调整力度，淘汰耗能高、效率低、污染严重的小机组、小高炉、小窑炉、小化工等落后产能，提高煤炭综合利用效率。目前，我国燃煤工业锅炉平均运行效率仅为60%～65%，比国外先进水平低15～20个百分点，能源浪费巨大。而国内自主开发研制的新型高效煤粉锅炉，采用密闭运行、自动控制、高效燃煤、炉内脱硫、小空气过剩系数等先进技术，运行效率可达86%以上，比传统锅炉节煤30%以上。我国燃烧发电耗煤占全国煤炭总消费量的50%以上。通过支持发展大型高参数、低煤耗和节能环保发电机组和热电冷联产，有效降低电厂发电单耗；推广干熄焦、余热、废气等二次能源综合利用技术和工艺，降低冶金行业煤耗；推广新型干法水泥生产工艺，淘汰落后的立窑生产工艺，大幅提高煤炭效率；鼓励发展大型煤化工和煤炭转化技术，开展煤炭液化、深加工转化项目示范工程，缓解我国油气资源的不足。