氫能助力寧東能源化工產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展技術(shù)路徑探索

安廣萍，唐衛(wèi)龍，李瑞龍，趙 瑞，楊靖華，李 云

(1.國家能源集團寧夏煤業(yè)有限責(zé)任公司，寧夏回族自治區(qū)銀川市，750011；2.寧夏新能源產(chǎn)業(yè)研究院，寧夏回族自治區(qū)銀川市，750027 )

1 寧東氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢

寧夏自治區(qū)銀川市寧東能源化工基地(以下簡稱“寧東基地”)擁有豐富的煤炭等礦產(chǎn)資源，形成了以煤炭、煤化工為基礎(chǔ)的上下游一體化發(fā)展的現(xiàn)代產(chǎn)業(yè)集群。隨著“雙碳”目標的提出，以煤炭為基礎(chǔ)的產(chǎn)業(yè)集群高碳、少氫矛盾日益突出，還存在大量高濃度二氧化碳直接排放的問題，對寧東基地經(jīng)濟的高質(zhì)量發(fā)展形成了瓶頸制約。氫能作為世界公認的綠色、清潔能源，將在替代化石能源、解決能源危機和治理全球變暖等環(huán)境問題方面發(fā)揮重要作用。走綠色、創(chuàng)新、發(fā)展之路，大力發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，積極探尋煤炭以外的“第二燃料”“第二原料”，可以有效降低能源消耗和產(chǎn)業(yè)過程中的二氧化碳排放，助推寧東基地高質(zhì)量發(fā)展。

在寧東基地產(chǎn)業(yè)集群發(fā)展中，傳統(tǒng)及新興氫氣消費領(lǐng)域集聚，氫氣產(chǎn)能初具規(guī)模。根據(jù)現(xiàn)場調(diào)研統(tǒng)計，截至2022年底，寧東基地已有氫氣產(chǎn)能約257萬t/a，約占全國氫產(chǎn)量的8%，其中煤化工產(chǎn)、用氫總量約249萬t/a，主要為煤制氫，也叫“灰氫”。按現(xiàn)有產(chǎn)業(yè)規(guī)模初步測算，如用“綠氫”耦合煤化工部分的煤制氫，寧東基地每年可實現(xiàn)壓減煤炭消費 1 600萬t，減排二氧化碳高于3 000萬t，降低能耗1 100萬t標煤[1]。按照“1主線+N特色”的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展思路，寧東基地管委會成立了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中心，專職負責(zé)、統(tǒng)籌推進設(shè)計規(guī)劃、政策扶持、技術(shù)創(chuàng)新、招商引資、項目建設(shè)、資源配置、協(xié)調(diào)服務(wù)等工作。同時，寧東基地發(fā)展改革委以及建設(shè)交通、自然資源、應(yīng)急管理和環(huán)境保護等職能部門各司其職，確保項目審批、用地手續(xù)及安全監(jiān)管及時有效。目前，已出臺《寧東基地促進氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干措施(試行》，鼓勵和支持能源化工企業(yè)使用“綠氫”逐步替代“灰氫”，積極布局和推進“制-儲-加-用”全產(chǎn)業(yè)鏈氫能項目。根據(jù)調(diào)研數(shù)據(jù)，寧東基地目前已經(jīng)規(guī)劃或在建的氫能及配套產(chǎn)業(yè)項目達17項，這些項目中的絕大部分為“綠氫”、小部分為工業(yè)副產(chǎn)氫(“藍氫”)，按照項目現(xiàn)有進度，預(yù)計“十四五”期間能夠形成8萬t/a以上“綠氫”產(chǎn)能，并壓減90萬t標煤能耗、減排二氧化碳220萬t，“綠氫”正在成為寧東基地氫能產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展的基本方向。寧東基地已規(guī)劃或在建氫能及配套產(chǎn)業(yè)項目見表1。

表1 寧東基地已規(guī)劃或在建氫能及配套產(chǎn)業(yè)項目

2 寧東基地氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的優(yōu)勢及挑戰(zhàn)分析

2.1 優(yōu)勢分析

寧東基地完善的能源化工工業(yè)基礎(chǔ)及公輔配套設(shè)施，不僅為氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供了極為便利的條件，還能夠提供天然的多元化應(yīng)用場景，具有諸多獨特優(yōu)勢。

(1)作為產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級的“剛需”，在寧東基地發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)符合客觀規(guī)律和實踐需求。寧東基地產(chǎn)業(yè)發(fā)展的基礎(chǔ)支撐是煤炭，是所有化石能源中碳含量最高、氫含量最低的化石能源。無論是進行化學(xué)轉(zhuǎn)化，還是發(fā)展下游產(chǎn)業(yè)鏈進行深加工，產(chǎn)業(yè)運行過程本身大多都需要氫氣的參與，同時還存在大量高濃度二氧化碳直接排放的問題。以400萬t/a 煤制油項目為例，油品合成反應(yīng)氣要求氫碳比平均達到約1.6，而項目采用干煤粉氣化技術(shù)生產(chǎn)的粗合成氣的有效氣中氫氣占比約26.6%、一氧化碳占比約73.4%，遠不能達到油品合成反應(yīng)氣的氫碳比要求。為此，需要通過變換工藝讓粗合成氣中的一氧化碳與水蒸氣反應(yīng)得到氫氣，這一過程將產(chǎn)生大量的二氧化碳排放并造成碳資源的浪費。如果對這部分氫氣進行“綠氫”替代，每替代1%將產(chǎn)生1.21萬t/a的“綠氫”需求，同時降低二氧化碳排放26.72萬t/a，可節(jié)約煤炭資源約20萬t/a。加之當前寧東基地現(xiàn)有煤炭產(chǎn)能已經(jīng)逐漸不能滿足原料消耗，煤炭外購量正在逐漸增加。必須通過發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，進一步完善寧東基地產(chǎn)業(yè)一體化體系，降低能源消耗和產(chǎn)業(yè)過程中二氧化碳的排放，促進現(xiàn)有煤基產(chǎn)業(yè)的轉(zhuǎn)型升級，方能實現(xiàn)寧東基地經(jīng)濟量的持續(xù)合理增長和質(zhì)的穩(wěn)步提升。

(2)制氫資源豐富，前端供應(yīng)充沛。寧東基地不僅擁有極為豐富的煤炭資源用于開展煤制氫，還可利用大量的工業(yè)馳放氣和尾氣制氫。在寧東基地，煤制油、煤制甲醇及煤制烯烴等多個項目都是采取煤氣化與變換組合的煤制氫為主、PSA變壓吸附回收工業(yè)馳放氣中制取的氫氣為輔。目前寧東基地257萬t/a氫氣產(chǎn)能的90%以上都來自于煤制氫及工業(yè)副產(chǎn)氫這2種方式。同時，寧東基地屬于我國接受太陽能輻射量較高的一類地區(qū)，光照資源極為豐富，光伏發(fā)電時間長達1 700 h，且擁有約134 km2不能布局工業(yè)項目的采煤沉陷區(qū)和煤礦備采區(qū)，這些地區(qū)恰好可以布局光伏發(fā)電。截至2022年底，寧東基地并網(wǎng)光伏電站66座，總裝機容量達4 425 MW；風(fēng)電場23座，總裝機容量2 903 MW；火電裝機容量1 735萬kW、外送電能達1 200萬kW。電解水制氫資源豐富。目前，寧東基地某企業(yè)2萬Nm3電解水制氫一期項目產(chǎn)生的氫氣已經(jīng)建成投產(chǎn)?？傊?，寧東基地集聚了煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫及電解水制氫3種主要工業(yè)制氫技術(shù)的前端資源優(yōu)勢，氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展前端供應(yīng)充沛且成本相對較低。

(3)工業(yè)基礎(chǔ)及設(shè)施完善，發(fā)展條件便利。寧東基地高起點、高標準規(guī)劃建設(shè)了工業(yè)園區(qū)配套的公用設(shè)施，建成鴛鴦湖等3大供水工程和29.9 km用于工業(yè)輸送的公用管廊及61 km的供熱管網(wǎng)，啟動并開建了首條入廊氫氣輸送管道，供水、供電、供汽和道路交通及污水、危廢處理等工業(yè)配套設(shè)施完善，工業(yè)土地達到了“七通一平”水平，具備優(yōu)良的工業(yè)基礎(chǔ)，可以為氫能企業(yè)入駐和氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供極為便利的條件。同時，寧東基地初步規(guī)劃或在建的17項氫能及配套產(chǎn)業(yè)項目，基本涵蓋了氫能“制-儲-加-用”各環(huán)節(jié)，產(chǎn)業(yè)全鏈同步發(fā)展、齊頭并進的優(yōu)勢突出。

(4)應(yīng)用場景多元，發(fā)展前景光明。寧東基地的煤基化學(xué)品、煤制油及煤基化工新材料等生產(chǎn)過程有大量的直接用氫需求，例如寧東基地400萬t/a 煤制油、65萬t/a聚丙烯項目在生產(chǎn)過程中，反應(yīng)氣的氫碳比要求區(qū)間都在1.60～2.05，其他煤制甲醇、精細化工項目，氫氣也都是重要的生產(chǎn)原料氣之一。同時，還有燃煤電廠與煤礦及物流園區(qū)的重卡車輛、煉化企業(yè)冶煉爐等，都有將氫作為清潔能源的使用需求。目前初步計劃購置60臺49 t 氫能重卡為寧東基地部分企業(yè)開展煤炭運輸；研發(fā)的首臺“寧東號”氫動力機車已于2023年6月舉行了下線儀式；氫能汽車零部件制造和維保中心正在建設(shè)；同時還將配套建設(shè)500 kg/d撬裝式加氫站?？傊?，寧東基地具備多元應(yīng)用氫場景的天然優(yōu)勢，氫氣作為原料和能源的雙重屬性可以在寧東基地得到完美體現(xiàn)，氫需求量大，發(fā)展前景光明。

2.2 面臨的挑戰(zhàn)分析

寧東基地氫能產(chǎn)業(yè)尚處于起步階段，支持產(chǎn)業(yè)發(fā)展的基礎(chǔ)性制度還不完善，政策措施、體制機制等還在健全和完善之中，一些示范項目在落地實施的過程中還存在一些障礙，必須直面問題和挑戰(zhàn)。

(1)“綠氫”成本高、產(chǎn)能規(guī)模不足。與“灰氫”“藍氫”相比，目前“綠氫”成本依然較高。根據(jù)趙元琪、姚強等人[2]分析，若對400萬t煤制油項目外購“綠氫”進行“灰氫”“藍氫”的替代，按照“綠氫”1.4元/m3進行計算，通過外購“綠氫”可減少1臺氣化爐運行，但與此同時利潤也將減少2.41億元/a。根據(jù)課題組搭建的模型計算，綜合考慮投資、稅費、折舊、原料等因素，當煤炭價格在200～1 000元/t時，煤制氫成本為7.40～14.21元/kg。而電解水制氫成本主要包括電力成本和設(shè)備成本兩部分，其中電力成占40%～80%，新能源電力價格直接決定電解水制氫中“綠氫”的經(jīng)濟性。一方面受制于當前可再生能源電力成本依然較高，另一方面電解槽裝備產(chǎn)業(yè)尚未形成規(guī)模經(jīng)濟效益，尤其是適合于波動性可再生能源制氫的PEM電解水制氫裝備價格高、規(guī)模小。搭建模型計算可知，假設(shè)其他條件不變，電價為0.1～0.6元/(kW·h)時，堿性電解槽電解水制氫成本為13.31～37.46元/kg。當電價為0.4元/(kW·h)時，堿性電解水制氫總成本中電耗成本將達到89%；當電價降為0.3元/(kW·h)時，堿性和PEM電解項目的平均制氫成本分別為17.71元/kg和23.3元/kg，電耗成本占總成本分別為80%和60%。根據(jù)測算，電價每下降0.1元/(kW·h)，電解水制氫成本約下降0.5元/Nm3，若電價達到0.2元/(kW·h)，電解水制氫成本方能同當前寧東基地煤制氫成本基本持平。

(2)“綠氫”生產(chǎn)的間歇性、波動性缺陷與工業(yè)應(yīng)用的持續(xù)性之間存在矛盾。寧東基地氫氣用戶端主要為煤化工裝置，多為連續(xù)生產(chǎn)且消費量大，無論是光伏制氫還是風(fēng)電制氫，都存在間歇性和波動性的問題，無法單純通過新能源制“綠氫”實現(xiàn)其持續(xù)、大量的用氫需求。以煤化工裝置為例，年生產(chǎn)運行小時數(shù)一般都在8 000 h，而寧東地區(qū)光伏發(fā)電小時數(shù)在1 700 h，對于連續(xù)運行的化工裝置而言，存在近6 000 h的運行缺口。在如此巨大的年運行小時數(shù)缺口下，預(yù)期通過風(fēng)力發(fā)電可以進行一定的彌補，但是在季節(jié)、晝夜甚至小時區(qū)間上，依然需要克服波動性問題，從而需要進行相應(yīng)的儲氫、儲能或者電網(wǎng)調(diào)峰規(guī)劃，不僅要充分考慮儲氫、儲能的經(jīng)濟性，還可能對現(xiàn)有的電網(wǎng)負荷造成大的波動，對電網(wǎng)建設(shè)也將提出更高的要求。未來，還需要綜合上述因素，在風(fēng)、光、儲等多能互補技術(shù)及火電調(diào)峰、綠電交易等方面進一步研究和優(yōu)化。

(3)“綠氫”生產(chǎn)和消費空間存在錯配，儲氫和輸氫存在堵點。寧東基地聚集了寧夏地區(qū)規(guī)模最大的煤化工產(chǎn)業(yè)和氫能用戶端，但是寧夏光伏和風(fēng)電等新能源裝機主要分布于寧夏南部地區(qū)。寧夏南部地區(qū)的光伏和風(fēng)電上網(wǎng)后，通過電網(wǎng)輸送到寧東基地，那么將在制氫取電時因執(zhí)行市售電價而失去經(jīng)濟性。若通過寧東基地煤化工企業(yè)上光伏自發(fā)自用制備、使用“綠氫”，則在光伏規(guī)模上存在一定的限制，無法滿足大規(guī)模煤化工企業(yè)的用氫需求。而且當前儲氫項目多處在實驗探索階段[3-5]，無論是高壓氣態(tài)、低溫液態(tài)儲存，還是高表面積吸附儲存、金屬氫化物和有機液體儲存，同大型工業(yè)化應(yīng)用實際需求相比，都有不足。管道輸送方面，寧東基地雖已開始首條入廊氫氣輸送管道建設(shè)，但是線路還比較單一，輸送距離、輸送量和抗波動能力有限，“綠氫”還無法做到像煤制氫一樣在廠區(qū)隨制隨用。因此，要在寧東基地大規(guī)模應(yīng)用“綠氫”，不僅需要充分整合、優(yōu)化寧夏區(qū)域風(fēng)、光等自然資源，還取決于氫儲運技術(shù)及其裝備的進步以及局部輸氫管網(wǎng)的建設(shè)和完善。

(4)氫能政策體系還不完善，“綠氫”生產(chǎn)最后“一公里”沒有打通。雖然國家、地方都先后出臺了文件明確鼓勵光伏、風(fēng)電用于新能源制氫，但是在實操層面的支持內(nèi)容并不多，可操作性不強，且只有寧東基地配套了財政專項資金，導(dǎo)致企業(yè)“綠氫”生產(chǎn)推進進度未達預(yù)期，“綠氫”項目立項多、落地少。以寧東基地企業(yè)光伏制氫為例，若“綠氫”生產(chǎn)企業(yè)選擇分布式光伏自發(fā)電制“綠氫”，則分布式自發(fā)電規(guī)模必須在6 MW以下，折合制氫只能達到0.03萬t/a(按照2 700 h運行計算)，對于大型煤化工企業(yè)而言，“綠氫”產(chǎn)能完全不能滿足實際用氫需求；若選擇政府配套光伏項目直供綠電生產(chǎn)“綠氫”，則往往配給的直供光伏規(guī)模遠超企業(yè)制氫電耗需求，多余綠電按規(guī)定只能用于制“綠氫”、不得用于“綠氫”以外其他裝置生產(chǎn)，導(dǎo)致企業(yè)“綠氫”產(chǎn)能過剩、自身難以消納。這些問題成為“綠氫”項目落地最后“一公里”的梗阻，需要當?shù)卣谡唧w系上進一步優(yōu)化完善。

(5)CCUS技術(shù)還不夠成熟、工業(yè)化應(yīng)用不足，寧東基地用氫潛力尚未得到充分釋放。CCUS技術(shù)可以將CO2與氫進行耦合，起到消納氫能的作用。例如多個研究團隊提出以二氧化碳與氫氣反應(yīng)制取甲醇、煤油或其他烴類[6-9]，典型的有李燦院士團隊提出的“液體陽光燃料項目”，已經(jīng)在蘭州建設(shè)示范，如果未來能夠大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用成功，將對氫的消納和CCUS技術(shù)進步產(chǎn)生極大的推動。寧東基地二氧化碳排放量大，而且濃度較高，但目前CCUS技術(shù)多處于理論研究和實驗開發(fā)階段，工業(yè)化應(yīng)用案例少且規(guī)模較小，CCUS對于氫能的消納尚未激發(fā)。未來還需加快推進CCUS技術(shù)在工業(yè)化應(yīng)用方面取得關(guān)鍵突破，進一步釋放寧東基地的用氫潛力。

(6)“綠氫”原材料成本波動，對“綠氫”產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展形成隱形制約。2021年以來光伏組件價格、大宗材料價格居高不下，增加了企業(yè)氫能項目建設(shè)成本，目前仍未回歸到市場期待的理性價格區(qū)間，影響了企業(yè)投資積極性，客觀上造成了企業(yè)對市場的等待和觀望。因此，需要引導(dǎo)“綠氫”原材料市場穩(wěn)定及有序健康發(fā)展。

3 適宜寧東基地的制氫技術(shù)路徑及對策建議

目前廣泛應(yīng)用的各種制氫技術(shù)均存在自身技術(shù)優(yōu)勢和劣勢，尚不存在單一的最優(yōu)技術(shù)路徑。在制氫工藝路線選擇上，主要依據(jù)不同地區(qū)資源稟賦和產(chǎn)業(yè)發(fā)展布局等因地制宜選取最合適的工藝路線。寧東基地“依煤而建、因煤而興”，在設(shè)計制氫技術(shù)路徑時必須立足產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，與當?shù)孛夯ぜ捌渖罴庸ぎa(chǎn)業(yè)鏈進行深度耦合；同時應(yīng)著眼長遠，加快開辟和發(fā)展新能源制、用“綠氫”賽道，盤活利用當?shù)仫L(fēng)、光等新能源資源，盡早布局和發(fā)展“綠氫”技術(shù)，暢通“綠氫”制、儲、運、用全鏈條產(chǎn)業(yè)發(fā)展，方能在未來的全球能源、資源競爭中贏得主動，進而在我國實現(xiàn)“雙碳”目標進程中，更好地發(fā)揮示范引領(lǐng)作用。為此筆者提出設(shè)想，寧東基地未來可以通過“新能源發(fā)電+儲能、工廠余熱發(fā)電及電網(wǎng)谷電綜合調(diào)峰+電解水制‘綠氫’+煤化工耦合這樣一條“綠電”“綠氫”耦合煤化工的零碳發(fā)展路徑，或?qū)⒅崿F(xiàn)“綠氫”對現(xiàn)有煤制氫的全面替代。寧東基地未來“綠電“綠氫”耦合煤化工零碳發(fā)展路徑設(shè)想如圖1所示。而該路徑要從設(shè)想轉(zhuǎn)變?yōu)楝F(xiàn)實，將受到新能源發(fā)電價格、電解水制氫裝備水平、儲能技術(shù)發(fā)展和政策等多重因素制約。對此，提出以下相關(guān)建議。

圖1 寧東基地未來“綠電“綠氫”耦合煤化工”零碳發(fā)展路徑設(shè)想

(1)加強組織領(lǐng)導(dǎo)。成立推動有關(guān)工作領(lǐng)導(dǎo)小組，圍繞寧東基地氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的“綠氫”資源與需求的匹配、成本與降耗減碳間的平衡、產(chǎn)業(yè)鏈的科學(xué)構(gòu)建、產(chǎn)業(yè)政策體系的完善、氫能創(chuàng)新資源的引進等問題，明確工作機制及責(zé)任主體，統(tǒng)籌推進寧東基地氫能資源開發(fā)和產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

(2)加強頂層設(shè)計。結(jié)合寧東基地自身實際，從全產(chǎn)業(yè)鏈系統(tǒng)謀劃，健全氫能政策、法規(guī)，積極推動“雙碳”目標下“綠電”“綠氫”以及碳市場交易體系的互聯(lián)互通，緊盯“綠氫”耦合煤化工產(chǎn)業(yè)這條主線，做好“綠氫”應(yīng)用經(jīng)濟性和脫碳目標的協(xié)同，穩(wěn)步推進“綠氫”應(yīng)用和替代，促進氫能資源開發(fā)及碳氫產(chǎn)業(yè)協(xié)同、健康、有序發(fā)展。

(3)加強技術(shù)自主研發(fā)與應(yīng)用示范。要從制氫端到應(yīng)用端統(tǒng)籌考慮現(xiàn)有資源的開發(fā)和應(yīng)用場景的融合，吸引氫能產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)優(yōu)質(zhì)企業(yè)入駐寧東基地，做強做大“綠氫”產(chǎn)業(yè)鏈。進一步完善平臺體系建設(shè)，加強跨專業(yè)聯(lián)合攻關(guān)，鼓勵和支持風(fēng)光氫儲基礎(chǔ)研究、裝備制造和氫能交通等特色應(yīng)用場景落地發(fā)展，加快突破電解槽規(guī)模、PEM膜以及電極壽命和燃料電池的電堆效率等關(guān)鍵技術(shù)和卡脖子技術(shù)[10]。對于技術(shù)成熟具備產(chǎn)業(yè)化條件的，積極提供技術(shù)轉(zhuǎn)化孵化平臺、政策優(yōu)惠和金融扶持，加快推動典型示范工程建設(shè)和輸氫通道、區(qū)域性輸氫網(wǎng)絡(luò)搭建，持續(xù)降低產(chǎn)業(yè)發(fā)展成本，加速寧東基地氫能規(guī)模化利用和傳統(tǒng)能源清潔化利用進程。

(4)實施數(shù)智化發(fā)展。注重氫能基礎(chǔ)設(shè)施和數(shù)字經(jīng)濟、智能技術(shù)的融合共建，推動寧東基地氫能產(chǎn)業(yè)和新一代智能技術(shù)、數(shù)字經(jīng)濟的互融互通，加快相關(guān)氫能產(chǎn)業(yè)標準體系建設(shè)，進一步促進氫安全和氫能制備、儲運、加注以及應(yīng)用全鏈條的數(shù)字化實時管控平臺建設(shè)。

(5)出臺操作性強、含金量高的扶持政策。出臺電解水制氫裝置多元供電的支持政策，加快整合區(qū)域風(fēng)、光、煤電力資源，實施多能互補耦合發(fā)電的制氫方案[11]，建立健全寧東基地制氫光伏與主電網(wǎng)調(diào)峰機制，解決“綠氫”的連續(xù)穩(wěn)定和安全生產(chǎn)。逐步放開對于企業(yè)利用煤化工裝置就地消納電解水制氫光伏余電的限制，推動煤化工裝置“綠電”“綠氫”同步消納，進一步激發(fā)“綠氫”生產(chǎn)企業(yè)的積極性。

4 結(jié)語

“綠氫”時代正在開啟世界能源競爭的新賽道。大力發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，積極推動“綠電”“綠氫”與寧東基地產(chǎn)業(yè)的多元、深度耦合發(fā)展，將為寧東煤基產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級摸索出一條綠色、創(chuàng)新、發(fā)展的示范之路。未來的寧東基地，產(chǎn)業(yè)一體化體系將更加完善，在實現(xiàn)經(jīng)濟量的合理增長和質(zhì)的穩(wěn)步提升上邁出更加堅實的步伐。