CEFC中国能源焦点2014：清洁煤炭利用报告调查观点摘要
1. 煤炭清洁利用的概念在中国延伸的较为广泛，其不单涵盖国际上热门的碳捕捉及储存技术，更囊括一系列如煤电机组效率提升，现代煤
化工，以及煤炭预处理在内的技术。然而，在当前的
政策环境下，特别是煤炭利用的环境成本很少被货币化的前提下，针对煤炭清洁利用技术如何在中国行之有效的推广，仍存在很多不同意见。
2. 针对煤炭消费峰值何时到来以及峰值水平的
问题，存在不同意见。中国政府虽然设立了意图将煤炭消费总量于2020年控制在42亿吨的目标，然而，不同受访专家对中国煤炭消费峰值到来的时间及峰值水平存在诸多不同意见，跨度从2016年40亿吨，到2020年前达到45.5亿吨不等。
3. 煤电领域不应该被归咎于目前导致中国大气污染的最主要原因。尽管中国大部分的煤炭消费来自
电力部门，但电力领域燃煤的环保表现其实好于许多任务业燃煤锅炉，主要得益于其近年对安装污染物控制设施的投入。环保部最新数据表明，目前中国燃煤电厂平均二氧化硫排放仅1.9克/千瓦时，氧氮化物排放仅2.6克/千瓦时，颗粒物排放仅0.4克/千瓦时。这些数据对于一个发展中国家而言实在难能可贵。
4. 中国燃煤电厂当前的整体效率表现良好极具竞争力，哪怕与发达国家比较也不遑多让。这主要得益于近年来大量先进煤电厂的快速落成。截至2013年末，中国全国煤电机组平均供电煤耗率仅为321克/千瓦时，低于美国2012年平均约359克/千瓦时的水平，接近日本同期约306克/千瓦时的水平。目前，中国政府目标在2020年，将全国煤电机组的平均供电煤耗率进一步提高至310克/千瓦时的水平.
5. 考虑到超临界煤电机组(SC)及超超临界机组(USC)在高效及经济性方面的优势，预计他们在中国的应用在短期内将会继续扩大。中国目前是世界上最大的超临界及超超临界机组运行国，并且预计其装机规模将会继续扩大，以应对中国对提升煤电机组效率，减少发电煤耗的要求。2010年，中国超临界及超超临界机组装机总量已超过120GW，截至2013年末，中国百万千瓦超超临界煤电机组数量已超过62台。
6. 整体煤气化联合循环技术(IGCC)相较于传统煤电技术，环保表现较好，但其较高的运行及维护成本将导致其在中国的大规模商业应用变得非常困难。根据最新数据资料，IGCC技术在中国的平均运行成本在人民币0.8-0.9元/千瓦时之间，差不多是粉煤发电成本的5倍，哪怕算上当前政府给予IGCC项目的补贴，预计实际运行中仍将存在人民币0.3元/千瓦时左右的亏损。
7. 煤基化工项目目前在中国正高速发展，并且被认为是中国清洁高效利用煤炭措施的一部分。然而，煤化工项目的经济性与否取决于多方因素，如煤转化技术的成熟度，原料煤价格，煤化工项目商的运营经验等。另外，替代燃料的价格波动，如石油、天然气等，也是影响中国煤化工项目盈利能力的重要因素。
8. 在当前所有煤化工项目分类中，煤制气被认为是最具争议也是盈利能力最不乐观的项目。目前中国天然气零售价格并不能完全弥补煤气化项目的高资本投入及长距离
运输成本，导致煤制气项目普遍被认为是最不具盈利能力的项目。尽管能源局规划了2020年约500亿立方米的煤制气产能，但实际项目中能有多少投产仍然是未知数。
9. 煤制油项目在报告中被认为是在高油价背景下，中国煤化工项目中最具盈利前景的板块，特别是考虑到煤制油项目相对较低的产品成本以及在提供进口原油替代方面的作用。根据访问所得到的最新数据显示，当前每吨煤制油的成本可低至人民币2850元/吨(约64美元/桶)远低于高企时的原油价格。相信通过技术上的不断成熟，煤制油项目的经济性还有进一步提升的空间。
10.煤制烯烃项目目前的盈利边际主要来自于中国西部煤矿低企的原煤价格，以及其相对于传统石脑油制烯烃的原料成本优势。然而，这种原料成本优势能够维持多久，却很不确定。另外，煤制烯烃产能的扩张还可能影响中国本土石脑油制烯烃项目当前的盈利能力。另外，面对北美及中东快速扩张的基于廉价天然气的烯烃产能，本土煤制烯烃能否长期保持价格优势，也属未知数。
11.除了经济性因素之外，水资源的制约也是影响中国煤化工产业至关重要的因素之一。由于煤化工项目普遍耗水巨大，如何保证稳定，充足的水资源供给，并平衡煤化工用水与其他产业用水之间的矛盾需要谨慎评估。另外，煤化工项目本身的运营效率及其配套水处理系统的成熟程度，也将决定煤化工项目在水循环利用及污水处理方面的表现。
12. 碳捕捉、利用及储存系统(CCUS)目前在中国已有多个示范项目投入运营。目前中国单煤电一个领域便已有三大CCUS项目投入运行，两大先进项目在建，三项工程待政府批准。但考虑到CCUS项目的高运营及投资成本，今后该技术在中国进一步的推广很大程度还要取决于政策措施的到位，如有效的碳定价系统及成熟的
碳交易市场。
