煤炭是我国的主要能源，在我国化石能源资源结构中居主导地位。2010年，我国一次能源生产总量29.9亿tce，煤炭产量约占77.4%；能源消费总量32.5亿tce，煤炭消费约占68.6%。过去10年，煤炭生产和消费分别占我国一次能源的比例一直居高不下。
2010年，我国煤炭产量达32.4亿t，比2009年增长8.9%。2000年我国煤炭消费总量达14.1亿t，2010年达31.2亿t，10年间增长了约121.28%。
传统煤炭利用方式能源效率低，污染物治理技术有待提高，造成煤炭资源巨大浪费和生态环境严重污染，制约煤炭能源的健康及可持续发展。
近年来，我国污染防治工作稳步推进，成效明显，但污染物排放总量仍较大。2009年，我国SO2排放量总量2214.4万t，比上年下降4.6%，NOx排放总量超过2000万t，烟尘排放总量847.2万t，比上年下降6.0%。这些污染物的70%～80%来自于煤炭的直接燃烧。中国CO2排放量60亿t以上，约占世界排放总量的20%左右，其中，煤炭利用占82%。
煤炭作为我国未来相当长时间内的能源主要提供者，不得不用。传统煤炭利用方式能源效率低，污染物治理技术有待提高，造成煤炭资源浪费和严重的环境问题，制约煤炭能源的可持续发展。
随着我国经济的持续增长，如果不采取积极的措施实现煤炭的清洁高效利用，我国煤炭的需求量还将快速增长。据IEA预测，2020年我国CO2排放量将占全球29%，其它污染物排放也将持续增长，面临巨大的能源环境压力。
在全球共同应对气候变化问题的国际形势下，碳减排成为世界瞩目的焦点，气候变化和低碳经济成为国内外煤炭利用技术发展过程中必须考虑的重要因素，也是节能和调整能源结构的重要原因。2009年11月，中国正式对外宣布，2020年单位GDP的CO2排放量比2005年下降40%～45%。
因此，未来煤炭利用必须进一步实现清洁化。通过发展先进技术，提高煤炭利用效率，有效节约煤炭资源，少排放或者不排放SO2、NOx、烟尘等传统污染物以及CO2等温室气体，达到煤炭的清洁化利用，可以缓减或解决对环境的污染和破坏，是实现我国节能减排目标、改善环境、保障能源安全、积极应对国际气候变化的重要举措。
“绿煤”路径
目前，中国洁净煤技术的发展重点主要包括煤炭提质加工、高效洁净发电、清洁转化利用及工业锅炉等方面。
通过煤炭提质加工，为用户提供质量合格、稳定的商品煤，可提高煤炭后续利用的效率、有效节约煤炭资源、减少无效运输、降低污染。
煤炭洗选可提高煤炭利用效率，节约能源，减少污染。研究表明，发电用煤灰分每降低1%，发热量增加200~360J/g，发电标煤耗下降2~5g/kWh；工业锅炉和窑炉燃用洗选煤，热效率可提高3%~8%。同时，由于煤炭质量的提高，可有效降低烟尘、SO2和NOx排放量，减少运输能力浪费，同时还可减少汽、柴油等发动机燃料的消耗，降低运输费用和煤炭价格。
近几年我国原煤入选率提高较快。2009年全国原煤入洗量为14亿t，入洗率达45.9%。选煤厂向大型化方向发展。建成千万吨级选煤厂15座，最大规模达到35Mt/a，进入世界先进水平行列。模块化选煤厂快速发展，全国已投产和在建模块选煤厂110余座。高效的重介质选煤发展很快，在选煤工艺中所占比例已上升至45%左右，技术指标达到国际先进水平。节水型选煤技术得到完善、提高并推广应用，细粒煤分选和脱水技术有较大进展。
受我国整体工业发展水平的限制，我国大型选煤设备的制造能力和可靠性有待提高；一些大型振动筛、大型离心脱水机、大型重介质分选机等关键设备仍需进口。新型干法和节水型选煤技术还需完善。
“绿煤”的另一种路径是水煤浆。国内水煤浆的生产能力发展很快，自主设计生产的水平也有了显著提高。2005年国内第一条年产50万t水煤浆成套生产线在广东建成投产。据不完全统计，截至2010年底，全国各类制浆厂(燃料用)的设计生产能力已突破5000万t/年，生产和使用量已达到3000万t/年。随着水煤浆应用规模的不断扩大，制浆用煤正在从价高、量少、易成浆的中等变质程度的烟煤向较难成浆的低煤阶烟煤扩展。国家水煤浆工程技术研究中心成功开发的“低阶煤高浓度制浆技术”使制浆浓度提高3%～5%。
随着近几年国际油价的持续上涨以及国内环保意识的逐步加强，节能、环保的水煤浆在我国得到迅速的推广应用。由于国家政策、锅炉效率等方面的原因，水煤浆的利用应集中在中、小型工业锅炉及窑炉上。
水煤浆在推广应用过程中存在的主要问题是缺乏适合目前市场需求的水煤浆国家强制性标准。现行国家标准《水煤浆技术条件》GB/T18855—2008为非强制性标准，执行情况不佳，而且某些数值已不适应制浆用煤及工艺技术实际生产的需要，也无法适应当前环保需要。同时水煤浆锅炉的设计、安装、运行必须遵守一定的规范，才能达到较高的热效率和较低的排放水平。
另一方面，动力配煤可以充分利用各种煤炭资源，结合动力煤用户对煤质要求确定动力煤煤质评价指标。电厂锅炉、工业锅炉及窑炉采用动力配煤后，实现了供煤质量稳定且符合设计要求，燃烧时可提高效率，节约燃料费用，减少SO2和TSP排放量，有很好的经济效益与环境效益。
我国已经在枣庄、连云港等城市建成300万t/a动力配煤工程，提供的配煤产品性能稳定，发热量、挥发分、水分、硫分及灰分煤质指标等可以根据需要进行调节和控制。
另外，型煤也能够节约能源，促使煤炭变绿。型煤主要有锅炉型煤、气化型煤、窑炉型煤等产品，型煤用量达到4000万t/年以上。型煤技术较成熟，工艺较简单，型煤生产的投资和运行成本比较低。燃用型煤可代替散煤和块煤，节煤在10%以上，可减少烟尘排放量，在配入脱硫剂后，还能脱除燃煤烟气中的二氧化硫。减排、节能、经济效益都很显著。但在推广应用中由于缺乏相关标准，型煤产品质量难以保障。
清洁煤发电
燃煤发电是我国煤炭的主要利用方向，从2000年以来发电用煤逐年增长，由5.58亿t增长到2008年的13.4亿t，发电用煤占煤炭消费总量的比重也由2000年的42%上升到近年来的50%左右。
煤电是我国电力供应的主导，在我国电力结构中的比重一直占80%左右，2009年，我国电力装机总容量为8.74亿kW，年发电总量为3.68万亿kWh。其中，火电发电量为3.01万亿kWh，占80.3%。
近年，我国燃煤发电的效率逐年增加，但仍比国际先进水平低，NOx和CO2排放造成的环境问题依然比较突出。因此，提高能效，减少污染物排放，特别是减少CO2的排放是煤炭高效洁净发电技术发展的主要方向。
煤炭高效清洁发电主要通过提高发电效率，减少煤炭消耗，减少污染物排放和温室气体排放，也包括减少污染物排放的脱硫和脱氮等后处理技术。
超临界火电技术已经进入推广应用阶段，具有机组容量大、发电效率高和环保性能好等特点。我国已拥有自主知识产权的60万kW超临界机组。2008年，60万kW级超临界湿冷机组的供电煤耗为315.14gce/kWh，最低可达299.77gce/kWh。2008年华能上安电厂的60万kW超临界直接空冷机组投产，节水率达75%～85%。截至2009年底，全国已投运的100万kW超临界机组达21台。
超超临界发电技术是在超临界燃煤发电技术的基础上，进一步提高主蒸汽的温度和(或)压力等级来不断提高发电效率。以2006年华能玉环电厂100万kW等级超超临界机组投产为代表，我国开始拥有100万kW超超临界机组。截至2009年底，全国已投产运行的100万kW机组达到16台，还有14台百万千瓦超超临界机组新开工或续建。60万kW级超超临界机组的供电煤耗为300.18gce/kWh(统计9台机组的平均值)，最低可达到293.10gce/kWh。
目前，超(超)临界机组目前存在材料及装备研制不足、大型机组工程化经验不足等问题。
循环硫化床锅炉(CFB)技术适于劣质煤和其它低热值燃料燃烧，并可进行炉内脱硫，在国内外得到推广应用。CFB燃烧效率一般可达97%~98%，锅炉效率与煤粉锅炉的相当，脱硫效率可达90%以上。
我国是世界上亚临界循环流化床锅炉装机容量最多的国家，哈尔滨锅炉有限公司和东方锅炉有限公司已能自主开发300MW级电厂。600MW以上大型超临界循环流化床发电技术处于研发阶段。
我国循环硫化床锅炉存在可用率较低、供电效率低、国产大型化装备研发制造不足、部分企业并未发挥循环流化床机组的技术特点等问题。
整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术处于工业示范阶段，具有热效率高、环保性能好、原料适应性广、节水和调峰能力强等特点。目前，全世界约有18座IGCC电站运行，包括在建项目共有近30座IGCC示范电站，总装机容量约8000MW。目前，我国也在筹建多座IGCC示范电站。
烟气脱硫技术也是清洁煤发电的重要技术之一，该技术成熟，分为湿法、半干法和干法。湿法技术最为成熟，脱硫率最高可达90%以上，但投资较高、占地面积大，其中石灰石-石膏法(脱硫率>95%)应用最为广泛，占世界市场份额的90%。半干法技术脱硫率80%以上，我国也引进了多套装置。干法技术在我国已完成工业示范，进入推广阶段。2009年我国脱硫机组容量占火电装机容量的71%~72%(美国仅为47%)，其中91%安装的是世界上应用最为广泛的石灰石-石膏法。
我国正处于选择性催化还原法(SCR)烟气脱销项目示范阶段，新建脱硝装置中SCR工艺占70%以上。选择性非催化还原法(SNCR)在国内处于工业示范阶段，规模可配600MW级机组。
未来求解
以绿色煤炭为导向的高效洁净利用在中国有非常好的发展前景，不仅能够实现节能和保护环境，而且未来市场潜力巨大，其途径主要有以下几个方面。
首先，发展煤炭提质加工，提高用煤质量。通过煤炭提质加工，为用户提供质量合格、稳定的商品煤，可提高煤炭后续利用的效率、有效节约煤炭资源、减少无效运输、降低污染。
今后将逐步提高煤炭洗选加工比例，2020年将达到70%，使低质煤及褐煤提质加工技术得到规模化应用，长远发展目标是煤炭提质加工比例达到90%以上，大幅度提高煤炭质量。
其次，推进燃煤发电和工业锅炉清洁化发展。在燃煤发电方面，积极发展超(超)临界发电技术和先进的烟气脱硫脱氮技术。今后新增装机容量中均为超(超)临界发电技术；现有落后的燃煤发电技术由先进的超临界技术和烟气净化技术替代。到2020年末，超(超)临界机组占燃煤发电机组的40%以上，循环流化床占8%左右。
在燃煤工业锅炉方面，小型燃煤锅炉可采用清洁燃料替代，积极推行热电联产和集中供热，同时要加强先进燃煤工业锅炉技术的应用和锅炉改造工作。到2020年，锅炉总体热效率提高到70%以上。
再次，科学有序、多元化发展煤制清洁燃料及化工。煤炭化工转化产业发展过程中要以资源合理利用、技术进步、环境保护为原则；同时注重下游产品的开发和示范。
对于煤制醇醚等成熟煤化工技术，继续加大结构调整，淘汰落后装置，在路线、技术方面提升改造力度，加强市场协调和监管，促进能源综合利用效率和污染物治理水平有较大提高。煤制烯烃、煤制油、煤制天然气等现代煤化工项目处于产业化示范工程建设和试运行阶段，由于投资高，风险大，需要在示范工程投产后，稳定运行一个时期，进行全面总结，评价技术的先进性、可靠性、确定资源消耗指标、考核经济效益。综合来看，由于市场需求的多元化、技术成熟程度不同、能源效率不同、替代油气效果不同，煤制清洁燃料和化工品应多元化、阶段化发展。
最后，加强IGCC、CCS和煤基多联产的研发、示范和应用。IGCC、CCS和煤基多联产是未来解决我国能源、环境、液体燃料短缺等问题的重点战略方向，能使煤炭利用过程对环境更加友好，将对环境的不良影响降到最低，有效应对日益严格的碳减排压力和环境保护压力，实现可持续发展。但目前技术还处于研究和示范阶段，应积极加强相关研发、示范和推广应用工作，做好技术和市场培育。
