目前延长石油集团每生产销售100元的成品油，就要上缴各类税费61元，税费负担堪比烟草行业。在这种情况下，以石油开采炼制为主营业务，并刚刚建成两套煤基油品生产装置的延长石油集团，目前生产经营面临空前压力，甚至可能出现实质性亏损。
　　压力山大： 环保加码政策趋严
　　今年7月，山西潞安煤制油项目环评被拒，受到业界强烈关注。这意味着这个从2010年就开始准备、2012年7月获得国家发改委&路条&、规模为180万吨/年的国家&十二五&重点攻关项目将推迟运营。业内普遍关注的焦点在于，这标志着环保已经真正成为左右项目生存发展的关键因素。煤制油的目标是煤炭清洁高效利用，但示范项目近几年暴露出来的水资源需求量大、碳排放量大、污染难处理等问题，成为环保加压的重要原因。
　　&潞安煤制油项目环评被否，说明环保部来真格的了。&石油和化学工业规划院一位专家表示，低油价下煤制油项目经济性受到很大影响，企业的投资回报率降低，现在又要面临更加严格的环保监管，企业的实际投资也都超出预期，后期发展将面临较大困难。
　　资料显示，仅按潞安煤制油项目原规划，环保投资就达23亿元，占总投资的近10%。潞安此前测算，煤制油项目达产后可实现年销售收入121亿元，利润21.8亿元。这意味着即使在原来的油价水平以及原来的环保设计方案下，环保投资也将吃掉项目一年的净利润，这还不包括后期的运维成本。而事实上，环评被拒后的潞安煤制油项目要想通过环评，还需要大量追加环保投入，同时项目面临经济性重估，年销售收入、利润的预期可能大幅下调。
　　除了前期环保投入，随着新《环保法》、《安生生产法》、&水十条&等环保政策接连出台，公众环保安全意识不断增强，煤制油项目面临的日常监管也日益趋严，使得环保安全成本高企。例如，我国煤制油工业化示范项目之一云南先锋煤制油项目就因环保问题屡遭投诉，而不得不于今年初停产整改，再投资8000万元进行封闭改造。
　　此外，不少企业反映，煤制油项目还面临着舆论&打压&、政策收紧的尴尬局面。前几年，煤制油项目显著的经济效益引发了投资与开发热潮。据记者了解，目前我国已经成功开发了十多种煤基油品生产技术，建成33个煤基油品项目，合计产能752万吨/年。据业界人士介绍，如果在建和正在做前期工作的项目全部按计划实施，到2020年，我国煤基油品项目总产能将达3900万吨/年。
　　由此，对煤制油过热的担忧先出现在各大媒体上，随后又反映在国家政策的转向上。近年来，对煤制油等煤化工项目的审批一再收紧，部分地区优惠政策取消。
　　但煤制油真的过热了吗？在孙启文看来，&煤制油仅是舆论过热&。
　　他表示，由于煤制油有着较高的技术、资金、人才、环保、资源等多重门槛，产业实际发展非常缓慢，再加上油价低迷，计划建设的煤制油项目很多处于搁浅状态，一些已投产项目也运行不佳。例如，国内曾估算到2015年形成煤制油1200万吨产能，目前来看根本不可能达到，2020年产能的&宏伟目标&恐怕也无法实现。煤制油&火&起来有10来年了，但现在全国已经投产的几百万吨规模，还抵不上一家大型炼油企业的规模，谈不上真正的过热。
　　业界普遍认为，谨慎发展不代表不发展，我国煤制油示范项目建设仍需扎实推进。国家在严格准入的基础上还应给予一定扶持，给符合条件的企业提供相对宽松的政策空间，使煤制油产业能够继续自我完善、创新发展。
　　业界呼吁： 尽快调整税费制度
　　谢克昌认为，一直以来，我国能源禀赋的特点是&富煤缺油少气&。中国经济发展使工业生产对原料燃料的需求持续增加，导致我国原油对外依存度不断创下历史新高，也使我国能源安全受到威胁。同时，&煤炭革命&的核心是清洁利用，煤炭液化技术将成为新型煤化工产业的重要方向之一。发展煤制油项目对国家有利、对社会有益、也对企业有利。
　　业界普遍认为，在低油价时期提高成品油消费税，以抑制石油过度消费，促进节能减排和能源替代，可以理解。但以煤为原料的煤制油比照石油炼制企业收税的做法不合理。中国煤制油产业正处于示范试点阶段，在低油价冲击下，投资大、成本高的煤制油再遇高税收，很可能被扼杀创新、阻碍进步，无法完成示范任务。
　　面对煤制油企业目前的困局，不少专家呼吁，国家应尽快调整油品税费制度，尤其是调整成品油消费税。陕煤化集团神木富油能源科技有限公司总经理杨占彪、石油和化学工业规划院副总工程师刘延伟等专家纷纷建议，综合考虑国家财政收入、社会影响与企业承受力，核准一个科学合理的固定税率，并以此为基础，从价计征成品油消费税。
　　神华煤制油化工公司鄂尔多斯煤制油分公司总工程师舒格平提出，希望国家对煤基燃油取消消费税。内蒙古伊泰煤制油有限公司总经理齐亚平也表示，应对煤制油企业实行消费税减半征收或免税5年后再征收，或者阶梯征收。
　　孙启文则建议，有关部门充分考虑煤制油作为示范产业的特殊性，改变煤制油企业税收参照石油企业税收的做法，实行差别化较低税收政策。可以在油价上升、企业赚钱时，多征收一些；油价下降、不赚钱时则少征一些，或者参照国家对其他新兴产业、高新技术产业的扶持政策，减免相应的税收或进行财政补贴。曾在全球煤制油主要生产国南非工作多年的孙启文还介绍，在南非，当国际油价走低时，政府会根据油价的变化和企业的盈利平衡点，给予煤制油企业一定的补贴，这种做法值得借鉴。
　　&由于煤制油行业刚刚起步，其发展壮大无论对保证我国能源安全、促进煤炭行业转行升级和煤炭高效清洁利用，还是在增加我国进口油气资源谈判的主动性方面都会产生积极影响。因此希望国家多予扶持、少些打压，至少不应让居高不下的税费成为压倒煤制油产业的最后一根稻草。&业内人士急切地呼吁。
　　根本出路： 升级技术，节能减排，延伸下游
　　面对当前困境，煤制油企业又该如何破局？
　　装置能否安全稳定长周期运行，是影响煤制油盈利能力发挥的重要因素。据舒格平透露，除了低油价和高税率，神华鄂尔多斯煤制油的亏损还有另一个原因：第一条生产线由于多种因素影响，还没有达到设计值。&我们在第二、三条生产线的设计过程中将消除各种影响因素，达到设计值。&舒格平说。业内人士均表示，对于煤制油这样复杂、庞大的生产系统，只有技术过硬，装置安稳运行，才能降低成本，增强盈利能力。
　　&有人说煤制油产品链短，其实完全不是这样，而是没有好好地开发。煤制油项目可以向下延伸生产多种化工产品，有些产品是石油化工无法生产的。而向下游延伸、产品多元化、多联产是煤制油的增效之道。&孙启文介绍，世界煤制油巨头南非沙索公司可生产136种下游化工产品，总量在40%的化工产品占利润的70%以上。而未来能源公司就有向下拓展化工产品的规划。
　　煤制油本来应该是一项煤炭清洁利用项目，但现在的发展却受到环保制约，因此加快节能减排步伐、提高资源利用率、搞好生态保护成为业内共识。而在环保方面走在前面的企业获得了发展优势。由于未来能源煤制油项目是在当前严格环保要求下投产的，建立了资源循环利用系统，所以在节能减排、清洁生产方面，孙启文表示很有信心。
　　谢克昌指出，煤制油企业要想良性发展，必须在节能减排上进一步做文章，最大限度地降低综合成本，开发高附加值的化工产品，提高经济效益。而这首先就要完善和升级技术工艺。煤液化及煤化工国家重点实验室将加强基础研究工作，着力提高项目能效，促进以示范装置为依托的多联产技术研发进程。
　　&从目前来看，未来30～50年，煤炭在我国能源结构中占有不可动摇的主导地位，而煤制油项目将承担起保障国家能源安全和煤炭资源清洁高效利用的历史重任。我相信，不断完善技术工艺，加大节能减排力度，并积极延伸产业链，煤制油的前景一定非常光明。&谢克昌说。
国内煤制油项目概况
　　煤基油品即通常所说的煤制油，是对以煤为原料生产液体燃料的统称，包括煤直接液化、煤间接液化、中低温煤焦油加氢、煤油混炼、焦炉煤气合成油，以及煤（焦炉煤气）经甲醇制汽油（MTG）等诸多技术路径。
　　据统计，目前我国已投入运行的煤直接液化项目1个，产能108万吨/年；煤间接液化项目6个，合计产能170万吨/年；中低温煤焦油加氢项目10个，合计产能283万吨/年；煤油混炼项目1个，产能45万吨/年；焦炉煤气制合成油项目1个，产能6万吨/年；煤（焦炉煤气）经甲醇制汽油（MTG）项目14个，合计产能140万吨/年。
　　神华集团、伊泰集团、潞安集团、晋煤集团、云南先峰、兖矿集团、延长石油等企业是国内煤制油项目的主要投资和参与者，目前建成的工业化示范项目也以这些企业的项目为代表。
　　此外，正在建设或开展前期工作的项目主要如下：
　　神华鄂尔多斯& 从2013年开始，已获核准的鄂尔多斯神华煤直接液化项目一期工程第二、三条生产线（油品总产能约200万吨/年）开始了各项前期工作的招标，目前净水场等配套工程已开工。
　　神华宁煤& 神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目号称世界单套装置规模最大煤制油项目，2013年9月奠基开工。项目位于宁夏宁东能源化工基地，总投资约550亿元，计划2017年投入商业化运营。
　　伊泰集团& 伊泰集团共有三个煤制油项目处于建设或前期工作阶段，分别位于新疆伊犁、新疆乌鲁木齐、鄂尔多斯准格尔旗和鄂尔多斯杭锦旗。
　　伊泰伊犁煤制油项目首期100万吨/年煤制油项目投资190亿元，后续产能将逐步扩展至540万吨/年。2014年7月，首期工程气化装置开工，计划于2016年竣工。
　　2014年7月，伊泰新疆能源有限公司伊泰&华电甘泉堡200万吨/年煤制油项目气化装置开工。该项目总投资约326亿元，规模为200万吨/年，产品主要为柴油、石脑油及LPG。
　　2013年12月，内蒙古伊泰煤制油有限公司200万吨/年煤炭间接液化项目获路条。该项目位于鄂尔多斯准格尔旗大路工业园区，总投资约300亿元，项目建设周期为3～4年。
　　晋煤集团& 晋煤集团华昱公司100万吨/年甲醇制清洁燃料技术改造项目2012年7月份开工建设。目前，综合仓库、综合楼、中控楼、综合罐区等已完工，主装置合成油界区钢结构基本完工，设备陆续开始安装，预计一期50万吨/年MTG装置于2016年12月安装完成。
　　山西潞安& 山西潞安高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目位于山西长治市襄垣县，建设规模为180万吨/年煤制油，总投资200多亿元。项目于2012年7月获发改委路条，计划2015年建成投产，却在2015年7月环评被拒。
　　渝富能源& 2014年4月，贵州毕节200万吨/年煤制清洁燃料项目获国家发改委路条。项目主要工程内容为年产200万吨油品和化学品装置以及相关的公用工程和辅助工程，由贵州渝富能源开发股份有限公司牵头开展前期工作。
　　延长石油& 延长石油榆林煤化15万吨/年合成气制油示范项目2014年底收尾，2015年转入试车试产阶段。
　　（吴金慧整理）业务与产品
神华集团有限责任公司主要经营国务院授权范围内的国有资产，开展煤炭等资源性产品，煤制油，煤化...
商务与服务
责任与创新
神华集团设立社会责任相关委员会，评估公司愿景、环境、安全、健康、慈善捐款、法律及道德遵守等方面的政策、计划与实践，是否与...
我们将探索低碳和循环利用的绿色开发模式，推进生态文明建设。继续以落实节能减排目标责任制为主...
责任与创新
煤制油化工
近年来，神华集团公司坚持“高碳产业低碳发展”与“科技创造绿色能源”
的理念，积极实施“支撑神华科学发展、引领行业科技进步、提升国家科技实力、领先全球煤炭科技”的创新战略，不断探索实践充分利用社会科技资源的开放式创新模式，积极发挥企业在技术创新决策、研发投入、科研组织和成果应用中的主体作用，初步形成了以科学技术委员会、专家咨询委员会为决策层，集团公司科技发展部为管理层，北京低碳能源研究所、神华研究院、板块技术中心、为研发层,科技发展公司、各基层单位为成果转化应用层的创新体系，开展产学研协同创新和技术创新示范工程建设，实现了我国煤炭安全高效开发与清洁转化关键技术的重大突破和自主创新能力的跨越式提升。
阶段性成果
（一）百万吨级煤直接液化关键技术
“煤直接液化关键技术”是国家列入“863”计划项目。2003年5月至2005年12月，由神华集团公司牵头，煤炭科学研究总院、石油化工科学研究院、中国石化工程建设公司共同承担，完成了0.1吨/天连续试验装置（BSU）的改造和6吨/天的煤直接液化工艺开发装置（PDU）建设和试验运转，进行了示范工程配套技术和关键技术的研发，完成了神华上湾煤不同条件下的液化试验和连续运转考核试验，应用“863”高效催化剂技术，开发了具有自主知识产权的神华煤直接液化工艺，完成了100万吨/年煤直接液化工艺包设计，共申请国内外专利26项。
项目成果成功应用于神华煤直接液化工艺和100万吨/年神华煤直接液化工艺设计包和工业示范装置的设计建设。课题。神华鄂尔多斯百万吨级煤直接液化示范项目于日一次开车成功，2011年1月示范工程进入商业化运行，获得2011年度中国煤炭工业协会科技特等奖。“一种煤炭直接液化的方法”作为神华煤直接液化的核心技术，已在美国、日本、加拿大、印度尼西亚等8个国家获发明授权，并获得了第十四届中国专利金奖，成为我国煤炭行业的第一个中国专利金奖。
（二）2008年国家发改煤炭直接液化国家工程实验室建设与运营
委授牌&煤炭直接液化国家工程实验室&（以下简称国家工程实验室）于神华集团。国家工程实验室建设在上海研究院，历时3年。先后建成并投入使用了一幢综合研发楼、一幢研发车间和7个煤直接液化相关工艺和设备开发试验平台。&煤炭直接液化国家工程实验室建设&项目于日通过国家发改委组织的验收。
国家工程实验室实行&开放、流动、联合、竞争&的运行机制，设有理事会及技术委员会，国家工程实验室实行理事会领导下的主任负责制、技术委员会咨询制，科技创新目实施实行项目组负责制，科研人员实行矩阵式管理。
国家工程实验室2012全面投入运行，0.18t/d试验装置创造了世界煤直接液化小试规模中工艺技术水平最高，运转时间最长纪录。最近两年共承担神华集团科技创新项目14项，验收10项，还承担国家基金委项目2项，提交专利申请70项，授权24项，进一步优化了煤直接液化关键工艺，推进了核心设备的研发。
（三）煤直接液化高压差压阀研制
煤直接液化技术在工程化过程中涉及大量特殊阀门，这些阀门往往只能进口且独家制造，从而造成煤直接液化项目工程投资与生产运营费用大幅增加，其中高压差压阀使用环境最为苛刻：介质固体含量高；温度420℃，压差约16MPa。
神华集团联合国内研究、设计与制造相关单位，对高压差压阀进行了全面优化。
项目完成后，减压阀最长使用时间达到2146小时，有力保障了煤直接液化项目的长周期稳定经济运行。
（四）煤基费托合成反应铁系催化剂研究
2007年3月，催化剂研发实验室建成。2008年5月，催化剂制造中型研发装置建成；2008年12月，催化剂评价中试装置建成。2009年12月，开发的催化剂在工业示范装置上投料还原活化，最终获得了300吨/年规模的催化剂工业化生产定型技术，完成了工业化费托合成催化剂技术的开发。神华自主产权费托合成催化剂SFT418的工业应用证明该催化剂具有活性高、选择性好、机械强度高的特点，能够满足间接液化装置长周期连续运转的要求，实现了煤间接液化装置大规模集成的工程化和运行。
（五）神华包头煤制烯烃示范项目成套工业化技术开发及应用
神华包头煤制烯烃示范工程2011年进入商业化运行，是世界首套、全球最大以煤为原料，经甲醇制取低碳烯烃的工业化装置。项目主要的生产装置包括：4套6万标立/时制氧空分、180万吨/年煤制甲醇、60万吨/年甲醇制烯烃、30万吨/年聚乙烯、30万吨/年聚丙烯装置。
神华包头煤制烯烃示范工程采取的工艺技术路线首次集成了包括煤气化、合成气净化、甲醇合成、甲醇制烯烃、烯烃分离、烯烃聚合等技术，其中：甲醇制烯烃技术为核心技术，首次由1.67万吨级（进料）/年的中试装置放大至180万吨级（进料）/年的工业化装置；首次使用煤基甲醇制烯烃生产的乙烯和丙烯来生产聚乙烯、聚丙烯树脂；煤气化、合成气净化、甲醇合成技术均为世界最大的以煤为原料的工业化装置；制氧能力为6万Nm3/h空分为国产技术最大规模的工业化装置；煤制烯烃工业化示范工程污水处理和回用成套技术也是全世界首次技术开发和工业化应用。项目已取得授权发明专利25项，核心技术拥有自主知识产权，获2013年度中国石油和化学工业联合会科技进步奖特等奖。
（六）甲醇制烯烃催化剂的研制及应用
神华包头MTO装置采用的是国内中科院大连物化所的技术，催化剂也由大化所提供，为降低煤制烯烃工厂的生产运行成本，神华集团于2007开始立项研发自主知识产权MTO催化剂及催化剂的工业生产技术。技术方案包括活性组分SAPO-34分子筛制备工艺、MTO催化剂基础配方及基础制备工艺、催化剂制备中试放大。2012年3月第一次向系统加入新催化剂，结果表明：试用的神华自主研发催化剂，在装置满负荷条件下，甲醇转化率、生焦率、主要产品选择性、甲醇单耗等指标与原催化剂相当或略好于原催化剂，催化剂单耗略高于原催化剂，总体性能比原催化剂略好，能够适应MTO工业化装置的生产要求。
（七）二氧化碳捕集与地质封存技术开发及示范
神华集团从2002年发展煤制油和煤化工以来就开始对CO2的减排和CCS技术给予重视，陆续开展了多项研究工作。项目首先将煤气化合成气净化单元排放的高浓度CO2液化提纯得到适合封存的液态CO2，然后加压输送至封存地点的缓冲罐，将储罐的CO2再次加温、加压注入到地下米之间的16个咸水层和5个灰岩裂隙层，共计21个注入层，累计注入厚度119.8m,&注入规模为10万吨/年。2011年1月，神华10万吨/年CCS示范工程打通全流程，成功将超临界状态二氧化碳注入到2243.6米深的山西组地层。试注后，采取压裂增渗等措施后，注入量及注入指标满足注入要求。项目是国际上首次与煤化工相结合实现高浓度二氧化碳捕集与深部咸水层埋存的全流程工业化示范项目，为CCS产业化发展摸索出产学研一体化的管理经验并提供了技术储备。
（八）百万吨级呼伦贝尔褐煤提质技术工艺包开发
褐煤约占我国全部煤炭储量的40%，开发经济、可行的褐煤提质工艺及技术对于增强我国能源安全、优化能源结构、节能减排等具有重大战略意义。神华集团在呼伦贝尔具有大量的褐煤储量，为充分利用这一块资源，低碳研究所通过两年左右的时间做了大量的创新、改进和放大研究开发工作，结合呼伦贝尔褐煤的特性开发形成了百万吨级褐煤提质技术，即第一代神华煤分级炼制技术（CoalRefTM）。百万吨级褐煤提质技术工艺包于2013年5月通过了专家论证，专家组认为工艺包中所描述的褐煤提质技术具有创新性和可行性，主要技术路线正确可行，各技术细节设计合理，工艺包框架内容基本完整，满足启动下一步基础设计的需要。同时该项目完成了成套的干燥器、热解器和激冷盘工程设计；1000万吨级褐煤提质项目的可行性研究和技术经济分析；建成热态实验装置4套，冷态实验装置1套，支撑了褐煤提质工艺和设备开发。项目发表期刊论文3篇，会议论文2篇，申请发明专利13项、实用新型专利4项（其中3项已授权）。
（九）高性能聚烯烃材料的研发及应用
项目旨在增加煤制聚烯烃高性能化方面的高端产品市场开发，为神华煤制聚烯烃产品开发提供了技术储备。项目通过两年的研发，建立了聚丙烯与弹性体共混和聚乙烯分子增强两个重要技术平台，掌握了聚丙烯弹性体共混、热熔可控交联、聚烯烃多层共挤等核心技术。成功开发了汽车内饰用高性能聚丙烯弹性体专用料、高性能轻量化耐冲箱体用聚烯烃材料、可用于热塑法加工之高性能防腐耐温钢内衬材料等产品,并完成满足关键性能指标的客户验证试验。项目成功解决&注塑制品浇口易断&技术难题，可为神华提供20多亿元的新产品应用市场。项目已申请7项国家发明专利，2项PCT国际专利。
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我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。2003年我国总达11.783亿吨，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然气占2.5%，水电占5.43%，核能占0.83%。我国拥有较丰富的煤炭资源，年探明储量均为1145亿吨，储采比由年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明储量2003年为32亿吨，储采比为19.1年。在较长一段时间内，我国原油产量只能保持在1.6~1.7亿吨/年的水平。
煤制油基本信息
煤制油简介
煤制油（Coal-to-liquids, CTL）是以煤炭为原料，通过化学加工过程生产油品和石油化工产品的一项技术，包含煤直接液化和煤间接液化两种技术路线。煤的直接液化将煤在高温高压条件下，通过直接液化合成液态，并脱除硫、氮、氧等。具有对煤的种类适应性差，反应及操作条件苛刻，产出燃油的芳烃、硫和氮等杂质含量高，低的特点，在发动机上直接燃用较为困难。工艺是以合成气为原料制备烃类化合物的过程。合成气可由天然气、煤炭、轻烃、、等原料制备。根据合成气的原料不同，费托合成油可分为：煤制油（Coal-to-liquids, CTL）、(生物质制油 Biomass-to-liquids, BTL)和天然气制油(Gas-to-liquids, GTL)。煤的间接液化首先把煤气化，再通过费托合成转化为烃类燃料。生产的油品具有十六烷值高、H/C含量较高、低硫和低芳烃以及能和普通以任意比例互溶等特性。同时，CTL具有低，密度小、体积热值低等特点。
煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首选燃料。在本世纪前50年内，煤
煤制油装置
炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比例将由%、%、%达到2005年50%左右。我国每年烧掉的约3000万吨，的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油已成为我国能源战略的一个重要趋势。
煤制油相关政策
从2006年到2011年，国家几乎每年都要出台一个关于煤化工的指导文件：2006年，发改委连发两道禁令——“不批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目”以及“在国家煤炭液化发展规划编制完成前，暂停煤炭液化项目核准”；日，发改委再次发布《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》，明确指出煤制油项目投资风险大，不能一哄而起，全面铺开；2009年年底，下发了《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》，抑制煤化工产业的盲目发展。
煤制油间接液化
煤制油技术梗概
煤的间接液化工艺就是先对原料煤进行气化，再做净化处理后，得到一氧化碳和氢气的原料气．然后在270C ~350C左右，2.5MPa以及催化剂的作用下合成出有关油品或化工产品。即先将煤气化为合成气(CO+H2)，合成气经脱除硫、氮和氧净化后，经反应使H2/CO比调整到合适值，再Fischer-Tropsch合成液体燃料。典型的(Fischer-Tropsch)催化反应合成柴油工艺包括：煤的气化及煤气净化、变换和；F-T合成反应；油品加工等3个步骤。气化装置产出的粗煤气经除尘、冷却得到净煤气，净煤气经CO宽温耐硫变换和脱除，得到成分合格的合成气．合成气进入合成反应器，在一定温度、压力及催化剂作用下，H2和CO转化为直链烃类、水及少量的含氧有机化合物．其中油相采用常规石油炼制手段，经进一步加工得到合格的柴油。F-T合成柴油的特点是：合成条件较温和，无论是、流化床还是浆态床，反应温度均低于350℃，反应压力为2.0~3.0MPa，且高。间接几乎不依赖于煤种(适用于天然气及其它含碳资源)，而且反应及操作条件温和。间接法虽然流程复杂、投资较高，但对煤种要求不高，产物主要由链状烃构成，因此所获得的很高，几乎不含硫和。
由生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非1955年起就采用煤炭气化技术和合成技术，生产汽油、、柴油、合成蜡、氨、、、α-等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。
煤制油技术发展
当前，我国己投入工业化示范的煤制油项目有5个，产能达160万吨。根据煤制油项目进展情况和几个煤制油企业规划，到2015年煤制油产能可达1200万吨，2020年可达3300万吨的规模。
预计，按照高中低三种增速计算，到2015年我国煤制油的生产规模分别达到600万吨/年、1000万吨/年、1200万吨/年。到2020年高增长情景下可达5000万吨/年。
现阶段，我国煤制油行业处在大型国有煤炭企业中试点阶段。数据监测显示，截至2012年底，已经投产的项目中煤制油总产能为170万吨/年，其中神华集团居于主导地位，占总产能的74%。根据煤制油项目投产企业的占比，推算出2012年中国煤制油项目生产油品的总规模达到106.08万吨，与2011年相比，有所下降。
我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还设想到2008年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。最近，总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，计划2005年建成投产。产品将包括不低于90号且不含硫氮的及合成柴油等近500种化工延伸产品。
2015年9月，我国首套百万吨级煤间接液化制油项目，在位于陕西省榆林市的陕西未来能源化工有限公司投产，并产出了优质油品。该项目核心技术采用兖矿集团自主研发的低温费托合成专利技术。该技术与国内外同类技术相比，具有诸多优势：吨油品催化剂消耗低，为国内外同类催化剂消耗的30%左右;柴油选择性高，柴油收率达75%以上，比国内同类技术高30%以上；费托合成反应器生产强度大，是同类直径反应器产能的1.5倍;碳转化率高，煤气化单元采用兖矿集团与华东理工大学共同研发的多喷嘴对置式水煤浆加压气化技术，碳转化率高达98%～99%；热电联供系统总体热效率可超过90%。[1]
我国煤炭资源丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，2001年国家科技部”863”计划和联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30%，中硫含量小于0．5×10－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清洁燃料。
煤制油直接液化
煤制油技术历史
早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。1973年的世界，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。我国北京煤化所自1980年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂，液化油收率达50%以上，煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、6.75万吨、3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。
煤制油可行性研究
我国首家大型神华煤直接液化油，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为内蒙古自治区境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是2001年3月经国务院批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油资源的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。
煤制油甘肃煤技术突破
甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配油产率高于单煤液化，据测算，采用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次采用配煤的方式，将甘肃大有和两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。
甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供资源保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63%，如配煤产油率可达69.66%。该项目付诸实施后，将为甘肃省、靖远、窑街等煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。
煤制油其他相关
煤制油技术总结
洁净煤技术的开发利用正处方兴未艾之势，我国应加大煤炭气化技术、煤间接液化和煤直接液化技术的开发和推行力度，并引进吸收消化国外先进技术，将我国洁净煤技术和应用水平提到一个新的高度，为我国能源工业的可持续发展作出新的贡献。
煤制油煤变油的开发
发达国家不搞煤变油的历史
据了解，目前南非拥有一套年产800万吨油品的煤变油工厂，是世界上唯一大规模的煤变油商业工厂，并为该国提供了60%的运输油料。其实美、德、日等发达国家也都有成熟技术，但它们为什么没有投入工业化生产？
据介绍，早在上世纪30年代末，由于石油紧缺，德国就开始研究煤制油技术。二战前，德国已建成17个工厂，生产420多万吨汽柴油。到了40年代末、50年代初，随着中东大油田的开采，低成本的石油大量充斥市场，每桶2—10美元。在这种情况下，再搞煤变油在经济上就很不合算。直到1973年，中东实行石油禁运，油价被炒高，达到每桶30多美元（相当于现在价格80多美元），这时，大规模的煤制油研发又掀起高潮，美、日、德都纷纷投巨资研究，并建设了试验工厂。但是，在这些国家，煤变油始终没有真正投入商业运行。这是为什么呢？
据专家测算，当原油价格在28美元以上，煤变油在经济上就比较划算；低于这个价格，煤制油就不划算。因此，上世纪80年代中期至90年代中期，国际油价一直处在低位，煤变油自然不会受到重视。但是，各国技术已相当成熟，可以说倚马可待，只要市场需要，就可进行大规模工业化。直到最近两年，国际油价一再攀升，煤制油重新被各国提上议事日程。美国去年起又开始搞间接液化，法国、意大利也开始进行。但从项目启动到开工建设，至少需要5年准备时间，而油价频繁变动，时高时低，人们往往反应滞后，使决策举棋不定。
中国搞煤变油有优势，但不会成为油品生产的主方向专家认为，在我国搞煤变油有着显著的优势。我国富煤少油，近年来随着经济的发展，进口原油逐年攀升，从年10年间，年均递增15%以上，进口依存度越来越高。10年间，我国进口原油增长9.18倍，每年花去大量外汇。由于油价上涨，2004年进口原油比上年多支付550亿元人民币。因此，专家认为，从我国能源安全的战略角度考虑，也应该努力想办法，从多元化出发，解决能源长期可靠供应问题，而煤变油是可行途径之一。[2]
同时，中国是产煤大国，西部产煤成本（特别是坑口煤）相对较低。神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长给记者算了一笔账：吨煤开采成本美国是20.5美元，神华神东矿区不到100元人民币，很显然，神华煤很有优势。
此外，中国投资成本和劳动力成本相对较低。据估算，年产250万吨柴汽油的生产线，在美国需投资32亿美元，而在中国仅需20亿美元。
煤制油煤制油技术意义
早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如供氢溶剂法（EDS）、（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、美国的氢-煤法（H-Coal）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。1973年的世界，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国研究（HTI）公司的两段催化液化工艺。我国北京煤化所自1980年重新开展了煤直接液化技术研究，现已建成油品改质加工、煤直接液化实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、6.75万吨、3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。
目前，中国远远满足不了对石油高速增长的需求，造成对进口原油和的过度依赖。同时，进口容易受到出口国家政治经济是否稳定、运输路线是否受到干扰等因素的影响，中国的能源问题愈发突出。这样的被动局面是需要改变的。为此，寻找原油日趋重要，对煤炭的利用再次引起人们的关注。
南非在这方面走在了世界前列。当时南非政府开始研究煤液化的可能性，主要目的在于摆脱对石油的高度依赖性，保护南非，提高能源供给安全。几十年过去，通过妥善利用大量，南非还获得了诸多方面的利益，包括增加就业机会，使原本过度依赖农业与采矿业的国民经济实现了工业化。
中国现在所处的环境条件与沙索在南非初创之际极为相似，特点就是 “富煤少油”，特别是经济的飞速发展使得对能源的需求急剧增加。据介绍，15家商业规模的煤液化工厂的总产量将可以替代中国2020年石油进口量的15%。
当今，人类石油需求量逐年增多，而世界的储量逐年下降，两个曲线之间会形成一个越来越大的空位。‘煤制油’便可以填补这个空位。”“煤制油”技术有助于中国摆脱对进口原油和石油产品的过度依赖，从而提高能源安全。从中国的来看，中国具备开发 ‘煤制油’产业的各种战略驱动因素。”
．电缆网[引用日期]
．中国新闻网[引用日期]