控制煤炭消费总量将是煤炭产业“十三五”规划中的重要任务。据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，到2020年，全国煤炭消费总量将控制在42亿吨左右，煤炭消费比重控制在62%以内。“这或许意味着能源发展思路在"十三五"期间发生改变。”中央财经大学中国煤炭经济研究院院长岳福斌向记者介绍，在过去很长一段时间里，中国煤炭产业面临的问题都是供给不足，导致在规划制定过程中，往往以供给侧为重点。

　　根据中国煤炭工业协会的一份报告显示，2006年以来，我国煤炭采选业固定资产累计投资高达3.1万亿元。全国煤炭产能目前已经达到40亿吨左右，在建产能11亿吨左右，产能过剩的问题已非常突出。“这就需要我们在制定"十三五"规划过程中，改变过去以供给侧为重点的思路，向需求侧转变。”岳福斌说。

　　重点推进煤炭清洁高效开发利用

　　根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》中提出的要求，煤电机组的准入标准将被提高，新建燃煤发电机组供电煤耗需要低于每千瓦时300克标准煤，污染物排放接近燃气机组排放水平。重点建设锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北等9个千万千瓦级大型煤电基地。同时稳妥实施煤制油、煤制气示范工程。按照清洁高效、量水而行、科学布局、突出示范、自主创新的原则，以新疆、陕西、山西等地为重点。

　　中国煤炭工业协会的数据显示，2013年全国煤炭实际产量37亿吨左右，煤炭消费量在36.1亿吨左右。如果以2020年全国煤炭消费总量控制在42亿吨计算，从2014?2020年，全国煤炭消费量只能增加5.9亿吨，平均每年增加不到1亿吨。“要想达到这一目标并不是一件容易的事。”全国政协常委、工业和信息化部原部长李毅中指出，必要的措施有两条，要大力关闭整合小煤矿，腾出市场空间;控制煤炭进口，减少低质煤炭的进入。

　　2013年10月，国务院办公厅《关于进一步加强煤矿安全生产工作的意见》明确,到2015年底全国要关闭2000处以上的小煤矿。其中，2013年已关闭了711处，2014年计划关闭800处小煤矿，剩下的则在2015年全部完成。

　　然而相比小煤矿的关闭，控制劣质煤的进口显得有些无力。虽然国家发改委、环保部等6部门制定的《商品煤质量管理暂行办法》于2015年1月1日起正式施行，但是其中的限制措施较之前征求意见稿宽松了不少，限制进口煤的效果可能并不如业界此前预期。

　　煤炭利用方向逐步从燃料向原料过渡

　　岳福斌认为，煤炭“十三五”期间发展的基础还是以产能规划为主，消化过剩产能还需要一段时间。他同时预计，以煤为主的能源结构将会长期存在，要控制好产能的释放，将煤炭利用的发展方向逐步从燃料向原料过渡。

　　孙启文也认为开好示范装置十分必要。煤制油工艺过程复杂、工艺路线长，要经过较长的示范装置验证，才能大规模扩产，还要在大型装备匹配性应用及过程优化集成方面进行进一步验证和技术攻关，才能保装置的稳定可靠长周期运行。

　　石油和化学工业规划院院长助理、能源化工处处长李志坚也曾表示，目前阶段国家对新型煤化工发展的态度是支持鼓励关键核心技术的开发和产业的升级示范，而并非大规模产业化发展。保障示范装置的安稳长满运行，不断完善工艺路线，取得关键性数据是当前主要的任务。

　　显然，在示范工程的运行当中，技术创新和工艺改进是不可或缺的。我国煤化工得以快速发展也是得益于在一批核心技术上取得突破，比如大型先进煤气化、煤制甲醇、煤直接制油和间接制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、万吨级煤制芳烃、低阶煤分质利用等技术。正是这些我国自主研发的核心技术，使得我国煤化工产业得以在短期内脱颖而出。

　　无论是要摆脱当前困境，还是着眼长远发展，胡迁林认为技术创新始终是产业得以前行的内在驱动力。目前技术创新应着眼于3方面：一是通过技术进步提高产品转化率、降低能耗，提高示范装置的经济性，提高产品的竞争力;二是延长产业链，开发新产品、拓宽煤化工产品的市场;三是要在提高装置的国产化率上下功夫。

　　多途径降本增效

　　事实上，即使在低油价时代煤化工也并非无路可走、无利可图。多位专家就认为，煤化工产品在与石油化工产品的竞技中，关键是要出奇制胜，准确把握市场走势，延长产业链，开发更多的高附加值、精细化、差异化的产品，避免与石油化工产品的正面冲突。

　　世界上第一个煤制油企业南非沙索公司的成功经验给我国的煤化工发展提供了有益的启示。沙索公司目前的主要利润出自于化工产品而非油品。数据显示，2013年沙索公司200多亿元的利润中，30%的利润来自于油品，70%的利润由化工产品贡献。而在其产品构成中，油品产量占到60%，化工品产量只有40%，但品种却多达130多种。由此可见，煤制油企业想要赚钱，还是要在下游产品开发上多下功夫。

　　据胡迁林介绍，煤制油联产化学品是提高煤制油企业经济效益的重要途径。煤间接液化工艺可以采用高温费托合成与低温费托合成相结合的方式，在生产汽柴油的同时副产烯烃(丙烯、α-烯烃等)、石蜡、醇、酮等高附加值化学品，从而实现煤制油与化学品的多联产，提高综合能效转化率;煤制乙二醇也可以通过产品多元化、系列化途径，联产草酸、草酸酯等高附加值精细化学品;煤制烯烃则应该加强聚烯烃专用料的开发，其他的一些精细化工原料环氧丙烷、环氧乙烷、苯酚、丙酮、丁辛醇、丙烯酸及酯等下游产品也都是不错的选择。

　　孙启文也表示，煤间接液化工艺在获得大量油品的同时，还可以获得较多的烯烃、含氧化合物等更高附加值的化学品，特别是α-烯烃以及高凝点超硬蜡、食品级高纯蜡等高端化工产品在石油路线中产量较小，通过费托合成获得的这部分产品可以弥足石化产品的不足，从而体现出更多的差异化优势。

　　“其实，煤制油联产化学品的投资不大，并可根据国际、国内市场需求，随时增加投资建设，一些高附加值的精细化工产品在技术上难度并不大。”孙启文表示。

　　除了在工艺路线、产品路线的选择上要突出煤化工产业自身特色，选择性地规划下游产品的开发、避免同质化竞争外，还有专家建议，现有已经开工的装置要在节能节水减排上做文章，降低能耗、水耗，减少污染，提高资源利用效率，这也是企业降低成本的有力措施。

　　全国化工节能(减排)中心专家委员会副主任委员、中国系统工程学会过程系统工程委员会主任杨友麒告诉记者：“与石油化工相比，煤制烯烃、煤制甲醇等煤化工项目除了前端原料不同外，后端合成工艺几乎没有区别。从理论上讲，煤化工路线和石油化工路线的能耗和水耗应该差别不大。经过几十年的发展，石油化工工艺已经相对成熟，公用工程系统经过多次优化改造，水资源和能源的消耗都已经达到了一个合理的水平。而我国煤化工产业才刚刚起步，项目都还处于示范工程和工业化开发阶段，在水网络和能源系统的优化上还有许多工作没有展开。如果能借鉴石化行业的经验，采用先进的系统优化方案，煤化工企业可以大幅度降低公用工程的能耗、水耗，进而降低生产成本。”

　　李志坚则表示，煤化工是资金密集型产业，投资回收期长，巨额的项目建设投资是煤化工难以在短期内盈利的一个重要原因。特别是在低油价时代，降低项目投资就显得十分必要。早期的煤化工项目为确保顺利实施，大多采用了进口设备，这也是煤化工项目投资巨大的重要原因。目前我国在一些重大装备上取得了长足进步，国产化装备已经足以支撑我国现代煤化工产业的发展，通过提高装备的国产化率以及加强项目建设管理，降低项目投资是完全有可能的。

　　据悉，近些年，我国自行开发制造的大型煤气化装置、变换炉、低温甲醇洗、12万等级大型空分、压缩机、百万吨级煤制油反应器、60万吨级甲醇制烯烃反应器等装备，以及配套的锁斗阀、煤浆阀、渣水阀等特殊阀门等也取得了长足的进步，其中阀门寿命已经接近于进口产品。神华鄂尔多斯煤制油分公司相关负责人就曾表示，仅就阀门而言，如果采用国产化产品替代进口，采购成本可以降低2/3。