煤化工产业链.docx
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煤化工产业链
第三章煤化工产业链
第一节煤化工产业链简介
传统煤化工包括煤炼焦产业链、煤经合成氨制化肥产业链以及煤经电石制PVC产业链。
新型煤化工主要包括煤制乙二醇、煤制烯烃、煤制天然气、煤制油和煤制醇醚。
第二节传统煤化工运行分析
一、产能过剩严重，将面临调整
传统煤化产品例如焦炭、电石、甲醇等是国民经济的重要支柱产业，其产品广泛用于钢铁、轻工和建材等相关产业，对拉动国民经济增长和保障人民生活具有举足轻重的作用。
目前，我国传统煤化工产品生产规模均居世界第一，甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的43%、95%和71%，但由于国内产业结构不合理，加之部分工艺较为落后，市场竞争能力较差。
自2005年起，我国传统煤化项目蜂拥而起，经过近几年的发展，目前无论是技术还是产能已达到峰值，产能出现结构性过剩。
据2011年数据检测，煤焦化产品（包括煤化产品及深加工产品）64%的产品产量过剩，仅有36%的产品因装置联产因素限制，开工不足，年产量尚未能满足市场需求。
图1煤化产品及其下游产品产量对比图
可以看出，传统煤化产品产量增速日趋减缓。
其中电石、煤焦油、煤沥青、工业萘、焦化苯减水剂等产品在最近五年内平均增长率在10%以下，而焦化苯则出现负增长，产量下降11%左右。
乙烯、预焙阳极、粗苯、醋酸、甲醇、加氢苯等产品平均增长比仍保持在10%以上。
加氢苯的产量增长速度较快，自2009年起，粗苯加氢工艺盛行，多数酸洗苯企业陆续退出市场，逐渐被加氢工艺所取代，2009年加氢苯的产能增速是较为快速的一年，年增长率高达100%以上，加氢苯产能迅速释放，但由于原料粗苯的供应受限，此后几年内，加氢苯的增长速度逐渐放缓，截至2011年加氢苯同期累计增长比下降至44.1%。
二、传统煤化工面临三大挑战
由于存在能耗高、污染重、规模小、工艺技术落后等局限，其发展正面临着原料供应、环境保护、新兴产业冲击等三个方面的挑战。
能否有效解决这些难题，将决定传统煤化工产业未来的命运。
（一）原料供应日益紧张
传统的合成氨装置采用固定床造气技术，所用原料为无烟块煤或焦炭，电石和焦化生产所用原料则以肥煤为主。
无论肥煤还是无烟煤，在我国的煤炭资源总量中所占比例都很小。
譬如，肥煤探明资源量不足全国探明煤炭资源量的5%，无烟煤资源量不足全国煤炭资源总量的10%。
由于我国钢铁、冶金行业近几年持续快速增长，带动焦炭产量连续5年增幅超过10%，再加上电石生产对兰炭需求的增加，使我国每年肥煤消费量高达4.6亿吨；合成氨、陶瓷、冶金锻造等领域每年消耗的无烟煤超过2亿吨。
两者之和占我国煤炭年消费总量的30%。
巨大的需求与有限的资源形成反差，使我国肥煤与无烟煤供需矛盾日渐突出。
又由于这两个煤种产地集中，用户分散，而我国铁路运力又十分有限，加剧了供需矛盾。
目前，不少地方的化肥企业无煤可用，焦化企业无煤可焦。
随着需求量的进一步放大和资源量的减少，传统煤化工产业今后面临的原料供应问题将愈发突出，甚至会威胁到企业的生存和产业的持续发展。
（二）新型煤化工形成冲击
新型煤化工指以先进煤气化技术为龙头发展起来的煤化工产业，包括煤制甲醇、煤制油、煤制烯烃以及煤制合成氨等。
与传统煤化工产业相比，新型煤化工装置规模大、科技含量高、能耗低、环境友好、原料来源广泛、产品附加值高。
以合成氨为例，传统煤化工技术比新型煤化工技术的合成氨综合成本高出700元/吨，其在市场竞争中的劣势地位不言而喻。
再拿传统煤化工另外两个产品电石、焦炭，与新型煤化工的代表产品甲醇相比，虽然供应偏紧引发电石、焦炭价格飙升，但受原料涨价及成本增加影响，其利润大多在300元/吨以内。
而以烟煤为原料的新型煤化工造气技术制取甲醇，其完全成本约2000元/吨，今年以来的甲醇出厂价最低也在2700元/吨（目前已达3300元/吨），利润在700元/吨以上。
如果再延长甲醇产业链，生产二甲醚、醋酸、甲醛等产品，则利润会更高。
虽然新型煤化工产业不会与传统煤化工争夺日益紧缺的肥煤和无烟煤，但其对劣质煤的大量需求推动了煤炭价格的全面上扬，无疑支持并推动优质煤价格持续大幅上涨，抬高了传统煤化工产业的成本，使其竞争劣势更加明显。
（三）节能减排压力陡增
在国家发改委确定的8个高耗能产业中，传统煤化工的电石、焦化位列其中；在石油化工行业确定的5大高耗能产业中，同样有焦化、电石以及合成氨。
随着我国环保要求的不断提高和节能减排工作的推进，焦化、电石、合成氨等高耗能、高污染产业面临的压力越来越大。
2004年以来，国家产业政策已经发生了改变，对电石、焦化产业的发展进行严格限制。
随着产业结构调整步伐的加快，外部环境对电石、焦化产业发展的制约会愈发明显，企业的安全环保及节能减排的投入会越来越大，成本陡增，利润空间愈来愈小。
2005年以来，已累计有8000万吨焦化和200万吨电石产能因能耗高、污染严重而被淘汰。
在全国400余家小氮肥企业中，受原料供应、成本激增以及安全环保和节能减排压力加大而改产或停产的企业也超过了200家。
可以预期，随着更多新型、大型、先进化肥装置的相继建成投产，以无烟煤为原料的传统合成氨装置将逐步被淘汰。
传统煤化工产业正面临“大换血”和前所未有的考验。
传统煤化工产品市场日趋成熟，随着淘汰落后产能政策的实施和产业向中西部资源地转移，总量会保持稳定增长，但产业结构会有较大改善。
那么新型煤化产业陆续受到人们的关注，尤其煤制烯烃、煤制油、煤制天然气以及煤制乙二醇等项目受到国家政策扶持，部分示范项目也将陆续进行后续建设。
新型煤化工产品主要是替代石油产品，市场容量大，发展前景好。
据海关总署公布数据显示，2011年中国原油进口量为25378万吨，同比增长6%。
2011年我国石油对外依存度达到了56.5%，比2010年上升了1.7个百分点，我国原油对外依存度已多年持续上升。
此外，由于原油价格飙升，全年进口原油共花费1966.6447亿美元，同比增长45.3%。
而我国煤炭资源丰富，探明的直接利用的煤炭储量1886亿吨，利用开发煤炭资源将是今后着重发展的一个方向，包括煤制油、煤制烯烃、煤制天然气等。
三、传统煤化工结构调整的主要任务
我国是世界上最大的煤化工生产国，传统煤化工产业和现代煤化工产业发展迅速，呈现出各自的特点，“十二五”也面临着不同的发展思路。
传统煤化工总思路为控总量、调结构。
控总量：
实施上大压小、产能置换、总量控制等方式，提升技术水平和产业集中度，降低能耗和排放，提高竞争力；调结构：
产业布局逐步向中西部资源地转移（13个大煤炭基地）；实施上下游一体化发展；严格执行产业准入条件（规模、排放与能耗）。
传统煤化工方面。
进入“十二五”，我国传统煤化工通过市场、行政等手段淘汰了部分落后产能，但全国产能、产量仍同比增长。
预计“十二五”期间，合成氨新增年产能将达到1452万吨，甲醇新增年产能达到1110万吨。
由此，总量控制、淘汰落后，以及优化布局、技术升级、节能减排、循环经济是我国传统煤化工的发展重点。
焦化行业：
坚持控制焦炭产能、淘汰落后工艺、合理利用资源、减少环境污染、促进联合重组的原则，加快由外延式发展向内涵式发展的转变。
保持焦炭总产能基本不变，全部淘汰炭化室高度小于4.3米焦炉（3.2米及以上捣固焦炉除外），使符合《焦化行业准入条件》的焦炭产能占总产能的80%以上，钢铁企业的焦炭产能占总产能的50%以上，形成一批具有国际竞争力的企业或集团。
焦化企业“三废”基本实现达标排放。
加强煤焦油和焦炉气利用工作，着重推广应用新型焦化技术和设备，提高能源转换效率。
电石行业：
严格执行《电石行业准入条件》，提升行业整体水平和产业集中度。
全面淘汰5000千伏安以下（1万吨/年以下）电石炉及开放式电石炉、排放不达标的电石炉;大型、现代化电石生产装置的比重增加，密闭电石炉产能占到总量的50%以上;新增产能必须与下游PVC等化工产品配套;副产品综合利用率达到100%，鼓励企业利用电石炉气生产化工产品;鼓励企业实施兼并重组，争取到2015年，全国电石企业平均规模由目前的年产5万吨上升至10万吨。
氮肥行业：
通过企业整合和重组，以及大型化肥基地建设，使氮肥企业数量减少到200家以下，大中型企业产能比重达到80%以上。
原料本地化率达到50%。
甲醇行业：
控制商品甲醇产能发展速度，到2015年，焦炉气甲醇比重将提高到5.6%，平均规模年产10万吨以上;煤制甲醇企业平均规模将由目前年产5万吨提高到2015年的25万吨，企业数量保持在150家左右。
全国天然气甲醇比重将由2008年的34%下降到2015年的15%。
推动甲醇企业向深加工方向发展，提高产品附加值。
第三节新型煤化工运行分析
一、政策是行业的主旋律
国家对于新兴煤化工产业的政策基本上保持着严格控制的姿态。
面对国内不断升温的煤化工投资热情，国家从“十一五”初期就开始通过一系列的产业政策遏制产业盲目发展的势头。
通过回收审批权、审批示范性项目、设置技术、规模门槛等多种手段予以调控。
在实现源头管控的同时，有效遏制煤化工产业盲目发展的势头，从而推进整个行业步入健康有序、良性发展的阶段。
2011年3月，国家发改委发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》，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。
通知明确指出：
在新的核准目录出台之前，禁止建设年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。
上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发改委核准。
相比之前出台的38号文件，本次出台的政策更加严格、更加细化并且采取措施有所升级。
通过一批示范性项目的建成运转，新型煤化工项目将得到进一步验证，但为遏制我国煤化工产业盲目发展的势头，国家在推进新型煤化工产业时仍保持“谨慎”的态度。
预计“十二五”期间国家仍将对现代煤化工项目的总体规模予以控制，合理进行项目布局，通过技术方案、能耗水耗、三废排放等多个技术指标来对项目予以审查和监管。
二、我国现代煤化工产业发展现状
“十一五”期间，我国先后建设了十余套现代煤化工项目，其中大部分已经建设完成并成功运行。
表1目前现代煤化工示范性项目列表
序号
项目名称
装置规模（万吨/年）
试车时间
采用技术
1
神华集团鄂尔多斯直接煤制油项目
108
2008年12月
自主技术
2
内蒙古伊泰集团间接煤制油项目
16
2009年3月
自主技术
山西潞安集团
16
2008年12月
自主技术
神华集团
18
自主技术
3
神华集团包头煤化工有限公司煤制烯烃项目
60
2010年8月
DMTO
4
神华集团宁东公司煤制烯烃项目
50
2010年11月
MTP
5
大唐集团多伦煤制烯烃项目
50
2011年8月
MTP
6
内蒙古金煤化工有限公司煤制乙二醇项目
20
2009年12月
自有技术
7
中天合创能源公司煤制二甲醚项目
430
缓建
8
内蒙古新奥集团煤制二甲醚项目
40
2009年9月
9
大唐集团内蒙古克旗公司煤制天然气项目
40亿方
在建
Davy
10
大唐集团阜新公司煤制天然气项目
40亿方
在建
Davy
11
内蒙古汇能公司煤制天然气项目
16亿方
在建
TREMP
数据来源：
世经未来
示范性装置的运行情况显示，从技术成熟度的角度来看，煤制烯烃>煤制天然气>煤间接制油>煤制乙二醇>煤制芳烃等。
从项目经济性的角度来看，当油价低于50美元/桶时，现代煤化工产业的经济竞争力都不理想；当油价高于60美元/桶、低于70美元/桶时，现代煤化工产业初步具有了经济竞争力，顺序是：
煤制烯烃≈煤制乙二醇>煤制油；当油价高于70美元/桶时，现代煤化工产业的经济竞争力进一步提升，煤制乙二醇效益最好，其次是煤制烯烃，而煤制油和煤制二甲醚基本相当。
总体上，随着油价的提高，煤基化工产品（乙二醇、烯烃）的经济竞争力会大大好于煤基能源产品（油品、天然气），即煤基化工产品的盈利能力比煤制能源产品的盈利能力更强。
综合来看，煤制烯烃和煤制天然气项目转化效率较高，市场前景较好，产品的输送和下游市场成熟；煤液化项目，技术上需继续完善和流程优化；煤制乙二醇项目，技术上尚需进一步改进，争取实现长周期稳定运行；煤制芳烃和低质煤提质项目，尚需示范性项目进一步验证。
表2目前现代煤化工示范性项目列表
技术成熟度
经济效益
新批项目数（套）
十二五预期总投资额（亿人民币）
完成投资额（亿人民币）
煤制烯烃
成熟
好
6-8
950-1300
700-900
煤制天然气
成熟
受管网气价决定
4-6
1000-1500
900-1200
煤制油
尚需大型装置验证
较好
1-3
500-1000
300-600
煤制乙二醇
尚需验证
好
4-8
100-160
80-120
煤制二甲醚
成熟
较差
合计
2500-4000
2000-2800
数据来源：
世经未来
（一）煤制烯烃示范项目运转顺利
三套煤制烯烃示范工程先后建成并相继投入试运行，其中神华包头60万吨/年DMTO（MTO，甲醇制低碳烯烃）项目于2010年8月投料试车成功，产出合格聚烯烃产品，并于2011年正式进入商业化运行阶段，神华宁煤50万吨/年MTP（MTP，甲醇制丙烯）项目打通全流程，大唐国际多伦50万吨/年MTP项目也基本打通全流程，生产出合格的产品。
神华包头DMTO示范工程成功商业化运行，验证了国内自主开发DMTO技术的可行性，目前已开发出二代技术，吨烯烃甲醇消耗量由3吨降低到不到2.7吨；清华大学、东华科技、中国化学三方联合开发的FMTP技术也已通过3万吨中试装置的，目前正在进一步工程放大示范；中石化开发的SMTO技术已通过1500吨/年装置的验证，目前在中原石化乙烯原料路线改造项目中应用，产能为20万吨/年。
表3目前主要的甲醇制烯烃技术
技术
技术来源
产品方案
目前工业化规模（万吨/年）
1
MTP
鲁奇公司
丙烯
50
2
DMTO
大连物化所
乙烯：
丙烯=0.75-1.5:
1
60
3
FMTP
清华大学
丙烯
3
4
SMTO
中国石化
乙烯：
丙烯=0.75-1.5:
1
20万吨装置建设中
数据来源：
世经未来
煤制烯烃示范工程的初步成功再次激发了国内企业投资煤制烯烃项目的热情。
目前，中煤能源、延长石油、陕煤化集团、中国石化、华能、国投等大型能源、化工企业均在进行煤制烯烃项目的前期工作，其中部分项目已进入实质性运作阶段。
此外，在沿海地区依托临港物流条件好、临近消费市场的优势，外购甲醇制烯烃项目也能获得较好的效益。
目前，宁波禾元、大连大化福佳、浙江兴兴新能源科技、江苏盛虹集团、正大能源化工等宣布了类似计划。
目前，国家有关部门已经明确煤制烯烃正处于升级示范阶段，重点考核能耗、水耗、单位产品投资、二氧化碳排放等。
我们预计按照现在“偏紧”的煤化工产业政策，保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤制烯烃项目（不含进口甲醇制烯烃项目）6-8套。
到“十二五”末煤制烯烃的产能规模将由现在的160万吨/年提高到400-500万吨/年，2012-2015年实现固定资产总投资700-900亿元。
（二）煤制天然气应重点关注管输和价格
在国内天然气新增技术和经济可采储量减少，勘探难度增加，新发现储量品质下降的大背景下，国内企业有针对性的开展煤制天然气项目的工业化进程工作。
截至目前，获得国家发改委正式核准的煤制天然气项目有大唐内蒙古赤峰40亿立方米/年、大唐辽宁阜新40亿立方米/年、汇能内蒙古鄂尔多斯16亿立方米/年和庆华新疆伊犁55亿立方米/年，产能合计151亿立方米/年。
目前，国内煤制天然气示范项目已进入施工建设阶段，其中大唐克旗40亿立方米/年煤制天然气项目一期工程预计将于2012年建成。
针对国内煤制天然气项目趋于过热的态势，2010年6月18日，国家发展改革委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，上收了煤制气项目的审批权，对在建项目和批建项目都有较大的约束。
通知要求：
在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准。
对于已经备案和核准的项目，各地发展改革委应进行认真筛选和清理，对不具备资源、技术、资金等条件的项目严禁开工建设，符合规定的也仍需上报国家发展改革委进行审核。
尽管煤制天然气政策有所收紧，但天然气的需求前景和价格改革预期仍然在吸引着各路资金的进入。
其中主力为神华、中海油、华能、华电、大唐、国电、中电投等大型能源央企，而新汶矿业、同煤、潞安、北京控股等地方国企也在积极跑马圈地。
随着天然气产业的发展，我国将形成多种气源并存的格局，包括常规天然气、煤层气、页岩气、进口LNG、进口管道气和煤制天然气等。
与其它类型的天然气类似，煤制天然气的输送主要还是依托天然气管网。
目前中石油、中石化已针对内蒙古锡林浩特煤制气、鄂尔多斯煤制气和新疆准东煤制气、伊犁煤制气规划外输管道。
部分煤制气项目，如大唐赤峰、大唐阜新、中海油等也在酝酿自建管网，但需要与目标市场相关单位达成长期用气协议。
由于单个项目产能有限，因而自建管道的前提是项目离目标市场距离不能太远，否则，投资和运行成本将过高。
我们预计按照现在“偏紧”的煤化工产业政策，保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤制天然气项目4-8套。
到“十二五”末煤制天然气的将达到150-250亿方，2012-2015年实现固定资产总投资900-1200亿元。
（三）煤制油技术经济尚需百万吨级验证
目前，几套示范性煤制油示范工程基本实现了长周期稳定运行，自主知识产权煤制油技术得到商业化验证。
在煤制油生产进入长周期运行的同时，产品销售问题已得到解决。
2010年2月，内蒙古伊泰成品油销售有限公司获得商务部赋予的成品油批发经营资格，这是继神华煤制油化工有限公司、神华鄂尔多斯煤制油分公司获得成品油批发经营资格后，我国煤制油行业再次获得成品油批发经营资格。
神华集团的直接液化装置通过实施技改，截止2010年底，已累计投煤超过6,200小时，开工率超过70%；产品以柴油为主（大约占70%），另有20%的石脑油，还有液化石油气等其他产品。
全套装置的负荷率最大达到设计的80%~85%；煤转化率达到了设计的91%，产品收率达到了57%。
此外，采用中科合成油公司铁基浆态床间接液化技术的三套工业试验装置也均实现长周期满负荷稳定运行状态，煤制油示范装置经济性已经经受了市场考验，为我国煤制油产业的发展奠定了产业化基础。
在国际油价不断攀升的趋势和国内成品油定价机制改革的背景下，未来国内新建大规模商业煤制油装置的经济性将更为乐观。
我国采用自主技术建设的煤制油产业正在向成熟化和大型化迈进。
相对于直接液化，间接液化运行稳定性、经济效益更好。
我们预计“十二五”期间会进行百万吨级煤间接液化装置的工业性示范。
保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤间接液化项目1-3套。
到“十二五”末煤间接液化的产能将达到200-400万吨，2012-2015年实现固定资产总投资300-600亿元。
（四）煤制乙二醇尚待技术突破
乙二醇作为乙烯的下游产品，必须依托乙烯装置配套建设，民营企业很难涉足使得我国乙二醇产业发展态势不及聚酯的另一主要上游PTA产业的发展。
乙二醇的巨大供需缺口和良好的盈利前景使煤制乙二醇成为煤化工发展的新热点。
2010年，通辽金煤针对20万吨/年煤制乙二醇示范工程试车过程中暴露的问题，对产品方案进行优化，调整为年产15万吨乙二醇和10万吨草酸。
经过联动试车，于2010年5月试产出合格的草酸产品，目前仍在装置试运行过程中。
此外华鲁恒升利用上海戊正技术新建一套5万吨/年装置，目前已建成。
此外，国内部分企业积极与工程公司、科研机构合作攻关煤制乙二醇技术，目前国内煤制乙二醇技术研发情况如下表所示：
表4目前煤制乙二醇技术进展情况
研发单位
技术来源
规模（吨/年）
装置地点
丹化科技
福建物构所
20万
通辽
华鲁恒升
上海戊正
5万
德州
东华科技等
日本宇部
3000
浙江
五环科技等
湖北省化学研究院
300
鹤壁
上海华谊
1,500
上海
上海浦景
华东理工大学
1,000
淮南
山东能源集团
天津大学
10,000
枣庄
数据来源：
世经未来
煤制乙二醇技术仍处于进一步开发完善阶段，大规模工业化推广仍需时日。
此外，我国发展煤制乙二醇存在着一些制约因素，如主消费市场煤炭资源短缺，煤炭资源丰富的地区存在产品运输和下游配套原料不易获得的问题。
尤其是中东地区以廉价的乙烷裂解原料生产乙二醇产品，生产成本低，不仅对国内石油路线乙二醇形成冲击，也在一定程度上影响煤制乙二醇产品。
乙二醇工艺、技术尚待工业化装置验证，一旦获得突破，装置可以长周期稳定运行，产品质量达到聚合要求，煤制乙二醇将会得到迅速的发展。
保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤间接液化项目4-8套。
到“十二五”末煤制乙二醇的产能将达到60-120万吨，2012-2015年实现固定资产总投资80-120亿元。
（五）二甲醚市场仍存不确定因素
新奥集团股份有限公司年产60万吨甲醇/40万吨二甲醚项目已在内蒙古鄂尔多斯市建成投产。
目前装置运行平稳，生产负荷达到70%以上。
广汇股份年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚项目也已打通全流程。
但是，纵观整个二甲醚市场，仍旧比较低迷。
由于缺乏微观配套政策技术平台支持（尽管二甲醚的产品标准已实施，但是掺混于LPG的标准仍然没有出台，用于民用燃气需要专用设备，直接掺混受到质监部门的查处），同时产业发展依然面临产能过剩、用途单一（二甲醚90%用于民用燃气）等一系列问题，二甲醚的发展还存在一定难度和变数。
三、现代煤化工特点
现代煤化工的主要特点是资源密集、技术密集、资金密集。
资源密集：
煤资源、水资源消耗量大；
技术密集：
当今最为前沿的化工生产技术，复杂性远高于传统石油化工；
资金密集：
投资额达几十亿，甚至数百亿。
除此以外，现代煤化工还有废水、废气、废渣排放量大；运输量大；要求配套交通便利；项目风险大的特点。
四、新型煤化工行业发展趋势
“十一五”时期，我国煤炭液化、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制天然气等示范工程取得了阶段性成果。
因此，项目产业化、大型装备自主化、能效提升、环保水平提高是现代煤化工的发展目标。
具体有以下领域。
煤电化热一体化（多联产）：
要开展煤电化热一体化、煤炭分级利用等煤基多联产示范;实现煤化工与电力（热力）联产和负荷的双向调节。
煤炭液化：
发展重点包括神华108万吨/年煤直接液化装置进一步完善技术，实现装置长期稳定运行;加快实施我国具有自主知识产权煤间接液化技术的大型化工程示范;重点解决大型费托合成浆态床反应器设计与制造、超大型空分装置的自主化、副产醇类催化氧化处理、合成尾气甲烷转化利用费托合成反应热回收利用等关键技术问题;进行系统集成优化，实现百万吨级以上大型装置安全稳定长周期运行;建设以提高产品附加值为目标的高温费托合成示范装置。
煤制天然气：
要推进大唐克旗40亿立方米/年、大唐阜新40亿立方米/年、内蒙古汇能16亿立方米/年3个煤制天然气项目尽快开车达产、达标;开展煤制天然气升级示范;依托示范项目，实现甲烷化关键技术国产化;提高固定床气化的压力以提高气化炉出口甲烷含量、减少后系统负荷;示范高效污水处理和回用技术，降低处理成本;探索煤气化技术组合的应用;示范气、化、电一体化多联产和综合调峰技术。
煤制烯烃：
应采用国内自主开发的甲醇制烯烃技术
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