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我国煤制油产业前景纷争又起自去年下半年以来，国际油价的下降和国内煤价的上涨，让我国煤制油企业体验了“生不逢时”的尴尬，加上环保、水耗、能效等方面的争议，煤制油发展面临一定的压力。
记者近期采访了解到，去年12月以来，我国首批煤直接、间接制油产业化示范项目试车相继成功，产出了高品质柴油、石脑油等产品，显示出煤制油技术的产业化步伐正在加快。
专家认为，从长远看，煤制油的前景依然颇具吸引力。
产业化取得重大突破3月23日内蒙古伊泰集团对外宣布，位于内蒙古准格尔旗的16万吨煤间接制油示范项目试车成功，产出了柴油等目标产品。
据中科院煤转化国家重点实验室副主任兼煤制油项目首席科学家李永旺介绍，这是我国首套试产出油的大规模煤间接制油产业化装置，所产的柴油符合欧Ⅳ标准，标志着我国自主开发的煤间接制油技术产业化已取得重大突破。
就在去年12月31日，神华集团煤直接制油项目首条百万吨级示范生产线也打通了流程，试产出了合格的产品。
目前，神华集团正继续调试和完善生产线，努力准备5月份的1000个小时试产。
作为国家能源战略的重要组成部分，神华集团煤直接制油项目位于煤炭资源丰富的内蒙古伊金霍洛旗，于2005年5月开工，工程规划总规模为500万吨，其中一期规划建设三条生产线、年产能320万吨。
仅试产成功的首条示范生产线，投产后每年即可转化约350万吨煤，生产柴油、石脑油等产品108万吨，产量相当于一个亿吨级油田。
据介绍，神华集团煤直接制油项目试产成功，标志着我国已成为全球首个掌握百万吨级煤直接制油关键技术的国家。
与此同时，其他企业实施的煤制油项目也取得了突破。
其中，去年12月22日，山西潞安矿业集团的一座小型煤间接制油装置也合成出了油品，依托中科院山西煤炭化学研究所技术兴建的16万吨煤间接制油项目也在加紧调试，预计近期将试车。
富煤、少油、缺气的资源禀赋，导致煤在我国的能源生产结构中占70%以上。
随着经济发展，我国的石油产需矛盾日趋尖锐。
煤制油发展难现“一路平坦”2015.8自2008年神华集团第一套煤炭直接液化装置成功投产后，作为战略性替代能源，煤制油名声渐起。
近3年来，煤炭行业疲软，各省煤炭企业面临转型，煤制油更是受到油品市场关注。
2015年，陕西未来能源100万吨/年煤制油项目投产；2016年下半年神华集团400万吨/年煤制油、伊泰集团200万吨/年煤制油项目也均将完成建设。
然而，在不断增加的产能背后，煤制油行业缺陷入窘境，来自环保、税收等多方面的压力使得其未来前途叵测。
本文从原油、环保、税收、指标四方面入手分析煤制油市场当前所面临的问题。
看原油“脸色”? 隐患较大上半年国际原油呈现震荡走势，2月中旬与5月后原油均出现较大跌幅。
作为成品油市场的风向标，山东地炼柴油走势与原油走势基本一致，而煤制油柴油价格则与石油走势并不太相符，特别是原油跌至55-65美元/桶后，煤制柴油价格已开始趋于稳定，调整次数较少，这样也侧面印证了煤制油生产成本线在60美元/桶的说法。
从生产原料看，几百元的煤炭变成几千元的柴油，看似利润很高。
然而，目前煤制油过程中每4吨煤才能生产1吨油，生产工艺要经过煤气化、净化、合成等多项复杂工艺，加上目前煤制油项目多为高投资项目，企业负债率较高，这均使得煤制油的整体成本居高不下。
目前国际原油均已经跌破60美元/桶，煤制油项目亏损也在所难免。
原油方面，美国页岩油革命已改变原油市场供应格局，下半年伊朗的回归再度造成市场预期供应增加，这或许造成原油数年内很难再出现百美元每桶的高价。
而如若原油长期维持在65美元/桶左右，对于煤制油企业无疑会形成较大成本威胁。
煤炭变油耗水高排引环保争议煤制油在发展过程中，其高耗能、高排放的缺点一直备受争议。
在早期投产的煤制油项目中，单吨油耗水高达12吨。
2013年，神华集团通过完成污水处理循环利用技术，使其煤制油项目单吨油耗水降至6吨左右。
但由于煤制油建设项目多集中在水源并不富裕的西部地区（内蒙古、陕西），高耗水以及污染地下水的问题始终都备受环保人士质疑。
****学院 毕业设计说明书（毕业论文）题目：中国煤制油行业发展现状学生姓名：*** 学 专 班 号：*** 业：化学工程与工艺 级：***指导教师：***摘要我国煤炭资源丰富，一直是主要的能源和化工原料，但目前煤炭主要用于燃烧发电、 炼焦等，存在资源利用率低和对环境带来严重污染等问题。
为了更有效地利用我国的煤炭 资源，发展洁净煤技术成为研究的热点。
煤炭液化作为一种重要的洁净煤技术，具有转化 利用率高，污染小的特点，在当前原油价格飙升的市场条件下，越来越受到人们的关注。
本文简要介绍了煤直接液化燃油和煤间接液化燃油的工艺特点及国内煤制油企业的发 展现状，论述了发展煤制油事业对我国能源安全战略的重要意义。
文中指出了煤制油行业 所面临的问题，提出了解决问题的合理化建议。
关键词 :煤制油；煤直接液化；煤间接液化目 录1 引言我国是富煤少油贫气的国家，随着经济的发展，石油供需矛盾将会日益加剧。
多元 化保证石油供给，在未来相当长的一段时期内将是我国能源建设的重要任务。
煤炭的液化 过程可以脱除煤中硫、氮等污染大气的元素以及灰分等，获得的液体产品是优质洁净的液 体燃料和化学品。
煤炭液化不仅具有重大的环保意义，而且具有保障能源安全的战略意义。
据有关资料统计，2013 年，中国消耗煤炭总量 36.1 亿吨，消耗石油 4.98 亿吨，同 比分别增长 1.7%，石油对外依存度为 58.1%，预计到 2020 年，石油的对外依存度可能接 近 64.5%，如此大规模的石油进口，必须支付大量的外汇，2011 年，中国购买的原油成本 达到 2000 亿美元，2012 达到 2237 亿美元。
国际石油市场的波动和变化将直接影响到国 内经济、政治的安全与稳定。
煤炭是我国最丰富的能源资源。
全国累计探明可直接利用的煤炭储量 1886 亿吨，位 列美国俄罗斯之后。
煤通过液化技术生产油品，是解决我国石油资源短缺的一条重要途径。
2 煤炭液化技术简介煤炭液化是通过化学加工将固体的煤炭转化为液体的化学产品，有直接液化和间接 液化两种液化方式。
煤炭资源的煤制油与煤化工产业煤炭是我国最主要的能源资源之一，然而，随着环境保护意识的增强和对可再生能源的需求不断增加，煤制油与煤化工产业也越来越受到关注。
本文将探讨煤炭资源的煤制油与煤化工产业的发展现状、挑战与前景。
一、煤制油技术的发展煤制油，顾名思义，就是利用煤炭资源通过一系列的化学反应转化为石油产品，如汽油、柴油和航空煤油等。
虽然煤制油技术早在20世纪初就被应用于工业生产，但由于其高能耗、高污染排放和低效率等问题，长期以来未能得到充分发展。
然而，在新的技术和环保政策的推动下，煤制油技术正逐渐迎来新的机遇。
目前，我国的煤制油技术主要采用间接液化和直接液化两种方法。
其中，间接液化技术主要包括煤气化制油和煤炭间接液化等过程，而直接液化技术则是将煤炭直接转化为液体燃料。
随着技术的突破和改进，我国的煤制油技术已经取得了一些进展，并且正在逐步商业化。
二、煤化工产业的现状与挑战除了煤制油，煤炭资源还可以用于煤化工产业。
煤化工是指利用煤炭资源进行化学加工和转化，生产出各种有机化学品、煤焦化产品和合成天然气等。
目前，我国煤化工产业已经发展成为一个庞大的产业体系，但也面临着一些挑战。
首先，煤化工产业的发展带来了环境污染问题。
由于煤炭资源的高含硫、高含氮特点，煤化工过程中排放的二氧化硫、氮氧化物等大气污染物严重，对环境造成了一定的压力。
因此，如何解决煤化工过程中的环境问题成为亟待解决的难题。
其次，煤化工产业还面临着技术水平的提升和创新的需求。
尽管我国在煤化工领域取得了一些重要的技术突破，但与国际先进水平相比，还存在一定差距。
因此，如何加强科技创新，提高煤化工技术水平，成为了煤化工产业发展的重要任务。
三、煤制油与煤化工产业的发展前景尽管煤制油与煤化工产业面临着一些挑战，但其发展前景仍然十分广阔。
首先，煤炭资源是我国最丰富的能源之一，发展煤制油与煤化工产业可以更好地利用这一资源，确保能源安全。
其次，煤制油与煤化工产业可以带动相关产业的发展，促进经济结构的升级和转型。
我国煤制油技术的发展现状及前景分析2015.3在可预见的未来，中国以煤为主的能源结构不会改变，而煤炭的使用引发了严重的坏境的污染问题，如何解决燃煤引起的环境污染问题已迫在眉睫。
再者，随着2014年之前国际石油价格不断突破历史新高（注：2014年下半年原油价格的断崖式下跌给煤制油及其它煤化工行业带来了成本挑战），更加激励了全球范围内替代石油项目的快速发展。
煤炭液化可增加液体燃料的供应能力，有利于煤炭工业的可持续发展。
煤炭通过液化可将硫等有害元素以灰分脱除，得到洁净的二次能源，对优化终端能源结构、减少环境污染具有重要的战略意义。
1.煤制油技术术介绍煤制油也被称为煤炭液化，是一种以煤为原料生产液体燃料和化工原料的煤化工技术。
目前全球只有直接液化和间接液化两种煤制油技术。
直接液化就是以煤炭为基础原料，加氢直接液化，典型代表是美国碳氢化合物研究(HTI)公司两段催化液化工艺。
间接液化则是通过气化煤炭生成合成气，再用催化剂把合成气合成液态烃类产品，这种技术的典型代表有Sasol工艺、SMDS合成工艺、中科院山西煤化所浆态床合成技术和兖矿煤制油技术开发等。
1.1 间接液化法煤间接液化是将煤首先经过气化制得合成气（CO＋H2），合成气再经催化合成（F-T合成等）转化成有机烃类。
煤间接液化的煤种适应性广，并且间接液化过程的操作条件温和，典型的煤间接液化的合成过程在250℃、15～40个大气压下操作。
此外，有关合成技术还可以用于天然气以及其他含碳有机物的转化，合成产品的质量高，污染小。
煤间接液化合成油技术在国外已实现大规模工业化。
南非基于本国丰富的煤炭资源优势，建成了年耗煤近4200万吨、生产合成油品约500万吨和200万吨化学品的合成油厂。
在技术方面，南非SASOL公司经历了固定床技术（1950～1980）、循环流化床（1970～1990）、固定流化床（1990～）、浆态床（1993～）4个阶段。
1.2 直接液化法直接液化是煤直接通过高压加氢获得液体燃料。
煤制油市场前景分析引言煤制油作为一种能源转换和利用技术，通过煤炭转化制造液体燃料，为能源供应和替代传统石油提供了新的途径。
本文将对煤制油市场的前景进行分析，探讨其潜在发展空间和挑战。
1. 煤制油技术概述煤制油技术是通过煤炭气化或煤浆液化等过程，将煤炭转化为液体燃料。
这种技术可以将煤炭转化为石油产品的替代品，满足能源需求多样化的需求。
2. 煤制油市场概况目前，全球煤制油市场正在迅速发展。
中国、美国、澳大利亚等国家都将煤炭转化为液体燃料的技术作为研究和发展的重点。
煤制油被视为缓解能源压力和替代石油输入的重要途径。
3. 煤制油市场前景分析3.1 市场需求推动随着全球能源需求的增长和石油资源的枯竭，煤制油作为一种新的能源转化技术，将逐渐成为供应能源的主要方式之一。
尤其在国内需求大的能源消费市场，煤制油有着广阔的发展前景。
3.2 能源安全保障煤制油技术的发展能够减少对进口石油的依赖，加强能源安全保障。
各国政府对于能源资源的稳定供给非常重视，因此煤制油技术的发展也受到政府政策的支持。
3.3 环境友好性相比传统石油燃料，煤制油的燃烧排放减少了大量的有害气体和颗粒物。
这对于改善空气质量和缓解环境污染具有积极的作用。
3.4 技术挑战和成本压力煤制油技术的发展仍然面临着技术难题和成本压力。
煤制油的生产过程复杂，需要高投入和复杂的设备。
技术上的突破和成本的降低是促进煤制油市场发展的关键。
4. 煤制油市场的风险和挑战4.1 煤炭资源减少煤炭作为煤制油的原料，其资源量并不是无限的。
随着煤炭资源的逐渐减少，煤制油所面临的供应压力将会增大。
4.2 环境问题煤制油的生产过程产生的废水、废气和固体废弃物会对环境造成一定的污染。
这也是煤制油市场发展过程中需要解决的重要问题。
4.3 竞争和替代能源煤制油市场面临来自传统石油产业以及其他替代能源的竞争。
如何在市场竞争中保持竞争力，是煤制油企业需要面对的挑战。
5. 结论煤制油作为一种能源转化和利用技术，具有广阔的发展前景。
煤制油的梦想与焦虑
20915.6
煤炭行业面临转型，让很多产煤大省、煤炭企业将目光转向煤制油项目上。
但由于国际油价持续低位运行、煤制油项目税负高等原因，一些煤制油项目出现亏损，质疑声也不绝于耳。
部分业内人士认为，煤制油项目风险与机遇并存。
对于一个新兴行业，有关部门应该“扶上马再送一程”，加大财税支持力度，给它一个战略调整期和适应市场变化的缓冲期，鼓励企业加快科技创新，掌握核心技术，更好发挥石油战略储备替代品功能。
技术水平世界领先
神华宁煤集团煤制油项目是全球单套装置规模最大的煤制油项目，总投资550亿元。
目前，有1.8万多名工作正在施工现场对气化、油品合成等主要装置进行安装工作。
神华宁煤集团副总经理姚敏向《财经国家周刊》记者介绍，神华宁煤煤制油项目是我国煤炭间接液化示范项目，年产油品405万吨，其中柴油274万吨、石脑油98万吨、液化气34万吨；副产硫磺20万吨、混醇7.5万吨，等等。
该项目承担国家重大技术、装备及材料自主国产化等37项示范任务。
预计2016年9月油品合成A线投料试车，12月油品合成B线投料试车。
“适当发展煤制油可为适应后石油时代，抢占技术制高点提供技术战略储备，降低对外依存度。
”神华宁煤集团董事长王俭对记者说，煤制油多联产的产品中既有石油燃料，又有发展精细化工的原材料，给煤炭企业转型升级提供了难得机遇。
神华宁煤集团400万吨煤制油项目每年可转化煤炭2459万吨。
如果再增加一套装置，每年消化的煤炭超过5000万吨，可彻底解决宁夏煤炭外销难题。
煤制油对资源利用率高，以神华宁煤集团400吨煤制油为例，油品煤耗为3.5吨标煤，明显优于火电、煤制烯烃项目。
在水资源利用方面，吨油品水耗仅为6.1吨。
项目万元工业增加值水耗约16吨，明显优于《全国水资源综合规划》2020年65吨的远景目标。
神华宁煤集团煤制油分公司总工程师刘万洲表示，煤制油品质优于石油炼油，其生产的合成油品具有超低硫、低芳烃、高十六烷值的特点，均优于国5和欧5标准，有利于降低二氧化硫、氮氧化物、碳氢化合物和颗粒物等污染物的排放，可有效降低城市空气污染，对于推进油品质量升级作用明显。
值得一提的是，神华宁煤集团煤制油项目还投入了大量环保资金，以确保“近零排放”。
比如，通过硫回收新技术进行尾气处理，年可回收硫磺近20万吨，回收率达到99.98%；通过脱硝工艺处理烟气中的硫化物和氮氧化物，回
收率分别达到99.8%和87%左右；对废水采取清污分流、分类回用及节水措施，基本可以实现全厂废水“近零排放”；对废渣综合治理、循环综合利用，气化炉炉渣及锅炉废灰渣的43.2%作为砖、陶瓷等建筑材料原料，其他固体废弃物全部得到无害化处理。
另外，目前国内煤制油项目正走向量产，兖矿集团、潞安集团、伊泰集团等纷纷上马大规模装置，神华宁煤集团煤炭间接液化技术在部分领域已超过南非沙索尔公司。
亚化咨询研究表明，中国煤制油行业2017年将有23个项目（包含煤基MTG项目）投入运行，总产能达1720万吨/年。
投资大风险大争议多
当然，煤制油项目也存在种种风险，这是其受到争议的主要原因。
煤制油项目投资少则一两百亿元，多则四五百亿元，但受油价下跌、税负重、不掌握定价权、资金压力大等因素影响，在未来3、5年风险较大。
随着原油价格持续下滑，煤制油项目跌破60美元/桶盈利平衡点，尤其是受美国页岩油产量放量和利比亚、伊拉克等传统产油国生产恢复等因素影响，未来油价走势尚不确定，这也导致煤制油项目经济性风险高。
业内人士认为，现在国内百万吨级的煤制油项目还未运
转起来，在建的一批煤制油项目预计3年后进入投产高峰期，那时候低油价对煤制油项目产生的影响更大。
税负重也制约了煤制油发展。
按照当前国内柴油市场价格测算，煤制油项目投产后增值税税负率为7.74%，高于2013年度原油加工行业增值税平均税负率 2.53%，也高于2104年化工行业增值税预警税负率3.35%；按照当前柴油消费税税率每升1.2元计算，400万吨煤制油项目投产后柴油产品年支出消费税38.26亿元，占当期柴油产品销售收入的29.64%。
另外，成品油消费税是针对原油价格波动，以保证炼化企业内部收益率为基础，同时兼顾宏观调控需要和社会承受能力进行调控的。
原油价格下跌，则消费税上涨，对于煤制油企业来说，原油价格下跌，将造成企业内部收益率下降；消费税上涨，因煤制油产品主要由炼化企业回购，则税负全部转嫁煤制油厂家承担。
更严重的问题是，煤制油企业不具有油品定价权，销售环节存在较大风险。
煤制油产业主要集中在煤炭开采企业，无广泛完备的零售网点和产、炼、销一体化的产业链，所生产的油品主要需要通过“三桶油”进行低价回购调合后出售。
如果油企为垄断成品油供应链，拒绝回购，煤制油企业或陷入危险境地。
除以上问题外，项目资金紧张、融资环境恶化对煤制油
项目也是不利因素。
神华宁煤集团煤制油项目投资550亿元，装置规模庞大、建设周期长、投资额度高，部分需要通过贷款融资。
随着经济下行压力加大，企业负债率上升，银行也收紧银根，贷款条件日益苛刻，给项目建设带来资金压力。
中国工程院院士、清华大学化工科学与技术研究院院长金涌曾公开表示，煤制油现在不能搞商业化，只能作为一种战略储备。
部分受访企业认为，现代煤化工技术发展迅速，如果不投入商业化生产，相关技术也难以储备并更新。
当然，低油价会对一些高开采成本如页岩油、油砂以及新能源等具有挤出效应，如果未来几年油价重新回升，煤制油项目进入大规模投产期，有可能获利。
新兴产业需要调整和缓冲
今年来，煤炭企业亏损面已超80%，而全国煤炭行业从业人员有600多万，煤炭企业降薪、欠薪现象越来越多，行业发展举步维艰。
煤炭转化势在必行，单靠挖煤买煤没有希望。
王俭认为，由于我国中长期以煤为主的能源格局很难发生改变，关停、限产等措施也不能根本解决煤炭行业问题，必须寻找新出路。
煤制油多联产就是一条比煤制烯烃、煤制天然气更好的工艺路线，有助于推动煤炭企业摆脱危机。
从南非发展煤制油的经验来看，在国家支持下，煤制油项目可
实现大规模生产，而且煤炭液化技术衍生出来的产品已遍布整个化工领域。
如今，煤制油项目刚起步就遭遇重大风险，有关部门应从减免消费税、建立调节基金、纳入高新技术扶持范围等方面加以扶持，给煤制油新兴产业一个战略调整期和适应市场变化的缓冲期。
借鉴南非对煤制油项目的扶持政策，在企业建成后的35年免除消费税，使煤制油企业度过试生产及系统改造优化、产能最低、成本最高的特殊阶段。
对煤制油企业采取阶梯式税收政策，同国际油价或国内成品油价格挂钩，在油价波动的不同时期实行差别税率，切实减轻企业负担。
由于煤制油产业的税负含消费税、增值税和所得税等税种，税负总比例已达销售收入的40%，在国际油价较低的情况下企业负担非常沉重，因此有必要建立煤制油产业调节基金。
有关部门应进行有效调控，从煤制油产品的定价、销售、物流方面的许可等方面作出规定，同时建立产业平衡发展基金，在油价过高或过低时，启动基金进行干预。
业内人士还建议把煤炭间接液化纳入《国家重点支持的高新技术领域》目录，加大对行业的扶持力度。
目前，只有产品（服务）属于《国家重点支持的高新技术领域》规定的范围，能享受高新技术企业15%的优惠税率政策。
但是，该目录中不包含煤炭间接液化项目。
鉴于神华宁煤集团400万
吨煤炭间接液化示范项目承担着国家重大技术和重要装备国产化任务，并积极推广新技术、新工艺和新设备，应将煤炭间接液化示范项目纳入国家重点支持的高新技术领域范围加以扶持。
（来源：财经国家周刊）。
