（四）煤制化学品
1.功能定位。生产烯烃、芳烃、含氧化合物等基础化工原料及化学品，弥补石化原料不足，降低石化产品成本，形成与传统石化产业互为补充、有序竞争的市场格局，促进有机化工及精细化工等产业健康发展。
2.重点任务。优化完善甲醇制芳烃技术，开展百万吨级工业化示范。开发新一代甲醇制烯烃技术，进一步提升催化 剂、反应器等关键技术，适时推动百万吨级工业化示范。开发新型煤制乙二醇技术，提高产品质量和运行稳定性，研究 非贵金属催化剂和更大规模反应器。开发合成气制高碳伯醇等技术，研究高性能催化剂，提高目标产品选择性，开展相应的中间试验。加强合成气一步法制烯烃、乙醇等技术基础理论研究，攻克工程技术难题，推动工程放大和试验示范。
3.示范项目。支持企业和地方依托《石化产业规划布局方案》、《现代煤化工产业创新发展布局方案》、《石化和化学工业发展规划（2016-2020 年）》等相关规划部署的大型工程， 开展上述示范任务。
（五）煤炭与石油综合利用
1.功能定位。采用先进煤化工技术改造炼油过程，统筹优化煤炭和石油资源的加工利用，更高效率、高收率、低成本地生产优质油品。
2.重点任务。开展煤气化、费托合成、油煤共炼等技术与炼油工艺技术的优化集成研究，依托大型炼厂开展煤与石油综合利用工业化示范。采用煤气化为核心的制氢系统，节省天然气。配套建设费托合成装置，提供超清洁成品油组分油，副产的富含直链烷烃的石脑油补充作为乙烯裂解原料。配套建设油煤共炼装置对炼厂重油和煤炭进行加氢，提供超清洁成品油组分油，副产的高芳潜石脑油补充作为重整原料。炼厂所产劣质石油焦、渣油以及油煤共炼装置所产液化残渣进行气化后，补充合成气资源。借鉴加氢稳定、费托合成等煤制油成熟单元技术，开展适用于炼厂重油加工的悬浮床、浆态床加氢技术工业化示范。
3.示范项目。支持企业和地方依托已有炼化项目或《石化产业规划布局方案》、炼油行业专项规划等相关规划确定的炼化项目，开展上述示范任务。
（六）通用技术装备
开发煤炭在线原位快速检测技术，研制大规模磨煤机、 流化床干燥、冷凝水回收等装备，提高备煤系统自动化水平和煤质的稳定性。研发并示范废水制浆、先进预处理、生化 处理、光催化、电催化、高效膜提浓等废水处理技术，结晶分盐、盐湖排放等高盐废水处置技术以及结晶盐资源化技术。采用水夹点技术、优化设计全系统水平衡，示范高效节水消雾技术、闭式循环水技术、高效空冷技术。优化全系统 蒸汽平衡，加强低位热能利用。结合大型油气田开采，开展二氧化碳驱油驱气工业化示范。开展大型空压机、增压机、增压透平膨胀机、高压板式换热器、高压液氧液氮泵、高压固体输送泵、高压浆液泵、特种阀门等通用装备和控制系统的自主化应用示范。利用煤炭深加工产业的合成气、副产氢，开展与燃料电池产业衔接的相关技术、装备研发。
四、保障措施
（一）切实加强调控引导
强化规划的指导作用，严格按照本规划确定的方针、目标和任务，推动“十三五”期间煤炭深加工产业示范，建立示范项目的动态调整和退出机制，并结合实际进展进行评估。列入规划的新建项目应抓紧开展相关工作，在履行项目核准和报建审批手续后，精心组织实施，落实好各项示范任务。列入规划的储备项目应先调整为新建项目，再申请核准。储备项目在符合区域规模控制要求并符合重大项目评估工作细则中有关新建项目的条件的前提下，由省级发展改革委（能源局）提出申请，并经研究论证后方可调整为新建项目。国家能源局将持续跟踪规划内项目进展，适时开展评估，对主动放弃、推动不力、进展迟缓、无故拖延的项目，取消新建项目或储备项目资格；同时根据煤炭深加工技术发展及市场变化等情况，研究论证新的示范项目，并择优增补纳入规划。加强规划实施监管工作，严禁项目违规审批、未批先建。
（二）优化自主创新环境
加强政府政策引导，支持煤炭深加工企业联合科研院所、高等院校及工程设计、装备制造、工程施工等单位，围绕产业重大需求，加大技术研发力度，加快先进成果转化，加大对技术转化过程中高投入、高风险环节的支持力度，打通科技创新与产业发展的通道。加强煤炭深加工领域技术研发平台的建设，发挥其吸引与培养人才、汇聚创新资源的作用，提高对产业发展的支撑能力。（三）推动市场公平准入
加强煤制清洁油品和煤制天然气市场推广应用。支持煤 制油企业公平参与油品质量升级，进入清洁油品批发和零售市场，逐步拓宽销售渠道。支持煤制天然气企业与下游用户直接签订售气合同，落实气量和价格，并与管道企业（或由下游用户与管道企业）签订管输服务合同，通过多方协商共同承担天然气调峰任务。推动天然气管网设施、成品油管网设施分别向煤制天然气、煤制油品公平开放。鼓励煤制油 （气）企业和其他社会资本投资建设输送油（气）管道。
（四）研究完善支持政策
有关部门对列入国家规划的煤炭深加工示范项目在土地预审、资源配置、环境影响评价、水资源论证、水土保持 方案审批等方面给予政策支持、鼓励金融机构对符合条件的项目提供融资支持。研究通过国家专项建设基金和产业基金 等支持煤炭深加工示范项目建设的可行性。充分考虑煤制油与炼油行业的不同特点，研究制定适用于煤制油品的税收政策。加大金融支持力度，拓宽煤炭深加工企业融资渠道，降低融资成本。推动煤炭深加工企业与发电企业直接交易，自备燃煤发电机组符合国家相关规定的，其自用有余的上网电量可以享受超低排放电价支持政策。
（五）加快标准体系建设
以标准化工作改革为契机，加快建立科学合理的煤炭深加工行业标准化体系。切实发挥煤炭深加工企业在标准研制、实施中的主体作用，建立企业产品和服务标准自我声明公开和监督制度。依托行业组织或产业技术联盟，大力培育发展团体标准，增加标准供给，固化创新成果。加大对煤炭深加工行业标准化工作的投入，加强相关的基础研究，加快制定产品、安全、环保和方法类等产业发展急需的标准，推进装备、工程设计与建设标准规范的制定，以高质量标准引领和规范产业发展。
（六）加强国际交流合作
加强煤炭清洁高效利用领域相关政策和技术的对外交流与合作。支持我国煤炭深加工企业与在该领域处于全球领先地位的国外创新企业开展联合研究和技术开发。结合我国 “一带一路”战略的实施，在充分尊重资源国意愿的前提下， 坚持市场商业化和互利共赢的原则，适时支持企业利用国外资源建设煤炭深加工项目，形成能源资源上下游一体化合作格局，不断拓展产业发展空间。五、环境影响评价
（一）环境影响分析
煤炭深加工产业主要布局在中西部地区，其中鄂尔多斯盆地、新疆伊犁和准东地区的项目较为集中。除新疆伊犁外，大多数地区水资源开发利用程度高，水资源供需矛盾较为突出，并且没有纳污水体。这些地区人口密度相对较低，平整、 开阔的未开发用地较多，工业项目一般距离敏感目标较远。部分地区由于发展大量的传统化工产业，导致局部特征污染物超标。
1.生产环节。煤炭深加工生产环节对环境的影响主要包括：动力中心、工艺加热炉排放的烟气及酸性气回收装置、火炬等排放的废气，动静密封点、有机液体储存和装卸、污 水收集暂存和处理系统等逸散与排放的废气，气化、液化工艺产生的有机废水，气化炉和锅炉排放的灰渣，污水处理过 程中产生的结晶盐等。
预计到 2020 年，煤炭深加工项目年用水总量约为 2.1 亿吨，排放烟尘 0.19 万吨、二氧化硫 9842 吨、氮氧化物 9564 吨。煤炭深加工项目主要取用黄河、伊犁河等水系地表水， 同时不断扩大利用矿井水、中水等非常规水资源，超出水资源控制总量的地区，通过水权置换取得用水指标。绝大部分项目废水不外排，少数项目废水达标排放；挥发性有机物、恶臭物质及有毒有害污染物的逸散与排放得到有效控制；非正常排放废气应送专有设备或火炬等设施处理；气化炉和锅 炉的灰渣等实施资源综合利用或作为一般固体废物处理；危险废物严格按照有关规定处置。在合理控制项目的选址和规模，强化污染防治措施和风险防范措施的前提下，煤炭深加工产业对环境的影响基本可控。
2.消费环节。煤制天然气替代民用散煤、工业锅炉和工业窑炉用煤，可有效解决用煤方式粗放、难以脱硫、脱硝、除尘和大量污染物直接外排的问题。据测算，煤制天然气作为燃料，与散煤燃烧相比可减排二氧化硫 55 万吨/年，与工业锅炉燃煤相比可减排二氧化硫 10.4 万吨/年，同时大幅减少氮氧化物和粉尘的排放量。煤制清洁油品具有硫、氮、烯 烃、芳烃含量低等特点，清洁程度优于国五标准车用油品，有利于减少机动车污染物的排放。使用煤制清洁油品，与国五标准车用油品相比，可减排二氧化硫 230 吨/年，同时降 低细颗粒物（PM2.5）排放达 50%、一氧化碳排放达 25%。
（二）环境保护措施
1.优化规划布局，减轻环境影响。严格执行“大气十条”、 “水十条”、“土十条”、《现代煤化工建设项目环境准入条件》 等相关法律法规和国家政策的规定，优化产业布局，重点在煤炭资源丰富、生态环境可承受、水资源有保障、运输便捷的中西部地区布局示范项目。京津冀、长三角、珠三角和缺水地区，严格控制新建煤炭深加工项目。煤炭深加工项目应布设在工业园区。园区规划应依法开展环境影响评价。
2.坚持预防为主，提升治理水平。通过优选工艺和环保技术，提升产业环保水平。严格控制煤炭深加工项目的原料煤选择，限制低水平、小规模的落后工艺技术，避免因工艺技术选择不当或工艺与煤种不匹配而造成环保问题。强化清污分流、污污分治、深度处理、分质回用的污水处置方案，优选推广工艺成熟的污水处理集成技术，避免因水处理工艺不合理而造成污染。
3.加强风险防范，完善应急措施。强化环境风险防范措施，加强环境监测。根据相关标准设置事故水池，对事故废水进行有效收集和妥善处理，禁止直接外排。制定有效的地下水和地表水监控和应急措施，强化企业的主体责任。建立覆盖常规污染物、特征污染物的环境监测体系，加强非正常 排放工况污染物监测，并与当地环保部门联网。
（三）环境治理预期效果
示范项目的水资源消耗进一步降低，每吨煤制油品水耗 从“十二五”期间的 10 吨以上降至 7.5 吨以下，每千标准立方米煤制天然气水耗从当前的 10 吨以上降至 6 吨以下，煤炭分质利用的水耗控制在 1 吨/吨原料煤以内，行业平均 的污水回用率大幅提高至 80%以上。对环评报告批复允许外排废水（含排入蒸发塘）的已建和续建示范项目，煤制油项目吨油品外排废水量由 1～8 吨降至 1 吨以下，煤制天然气项目千标立方米天然气外排废水量从 1～5 吨降至 1 吨以下， 煤炭分质利用项目转化每吨原料煤的外排废水量控制在 1 吨以内。无纳污水体的新建示范项目通过利用结晶分盐等技 术，将高含盐废水资源化利用，实现污水不外排。示范项目通过直供电、集中供电供热等方案，避免建设小规模、低效 率自备热电站，粉尘、氮氧化物、二氧化硫、二氧化碳等排放量大幅降低。在煤化工行业污染物排放标准出台前，加热 炉烟气、酸性气回收装置尾气以及挥发性有机物等全部达到 《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570）或《石油化 学工业污染物排放标准》（GB 31571）的相关要求。