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2016年，习近平总书记在神宁煤制油示范项目现场考察时，发出了“社会主义是干出来的”伟大号召，并在该项目建成投产时作出重要指示，明确了这一重大项目建成投产对我国增强能源自主保障能力、推动煤炭清洁高效利用、促进民族地区发展的重大意义。
追溯历史，第二次工业革命后，内燃机问世，汽车、飞机制造业兴起，各工业部门相继采用以石油为燃料的动力装置，石油消费量显著增加。上世纪60年代初，石油（气）的产量与消费量超过煤炭，世界能源进入“石油时代”。
世界石油消费长期位居一次性能源消费之首，意味着如今世界经济的发展，在很大程度上依赖于石油生产与供应，但世界已探明石油储量仅为1434×108吨。相比之下，煤炭储量为9842×108吨，比石油储量丰富得多。
我国每年原油总消费量接近6亿吨。其中，燃料使用原油2.5亿吨左右，化工原料使用原油2亿吨左右，其他少量原油作为特种油品使用。而我国每年自产原油不到2.1亿吨，存在3.8亿吨到3.9亿吨的缺口。目前，我国的石油依存度已超过65%。将“煤”转化为“油”，必要性可想而知。
煤制油技术起源于19世纪的德国，并在日本、法国、美国、加拿大等国家相继发展。在我国，改革开放后，特别是上世纪90年代以来，煤制油技术受到高度重视，迅速发展，煤制油技术工业化逐渐成熟。
据悉，“十三五”“十四五”期间，煤制油项目将继续进行升级示范，增强自主研发能力，力求全面实现装备国产化。
从研发引进到渐成规模
我国是世界上较早有煤合成油工厂的国家之一。
1923年至1945年，我国先后两次从德国购置了一套煤间接液化装置，煤制油试验历时数年未果。
中华人民共和国成立后，恢复扩建了煤制油装置，1959年规模最大时有70台箱式反应器，年产油品4.7万吨，1967年因大庆油田产油而停产。
改革开放后，山西煤制油试验再次上马。中科院山西煤化所开始进行煤制合成汽油的开发研究，并开发出两段法煤制油试验装置。
上世纪90年代，国际石油价格很低，煤制油的成本高于进口石油，加之当时我国已开始大量进口石油，煤制油工业化试验装置因经费问题，在试验成功后便不再开车。
1997年以后，随着我国石油需求快速增长，煤制油技术重新得到重视。进入21世纪，煤制油作为接替资源受到普遍关注。
2004年8月，神华集团（后重组为国家能源集团）拥有自主知识产权的第一条百万吨级煤直接液化生产线开工建设，全国各地纷纷将目光投向这一领域。
兖矿集团5万吨/年的间接液化煤制油项目、潞安集团和伊泰集团各16万吨/年的间接液化煤制油项目、神华集团18万吨/年的间接液化煤制油项目在“十一五”期间陆续开工建设，备受业内瞩目。
当时，除已进入国家规划的内蒙古、云南、黑龙江、陕西等省（自治区）以外，山西、山东、宁夏等十几个省（自治区）纷纷计划上马此类项目。
但由于煤制油技术的工业化尚处于示范阶段，且一次性投资巨大，如任由其无序发展，将导致巨大风险。
为此，国家发改委先后下发了《关于加强煤化工项目建设管理、促进产业健康发展的通知》《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》等文件，力求稳步推进煤制油产业的发展，规范投资行为。
目前，全国已投产的煤制油年总产能约900万吨。潞安集团共有年产116万吨的间接液化煤制油项目、伊泰集团共有年产216万吨的间接液化煤制油项目、兖矿集团共有年产100万吨的间接液化煤制油项目、国家能源集团共有年产418万吨的间接液化煤制油项目和年产108万吨的直接液化煤制油项目。其中，国家能源集团煤制油产能约占全国煤制油总产能的60%，并拥有全国唯一的直接液化生产线。
两条煤制油技术路径
煤和石油都是碳氢化合物，所含化学元素基本相同。典型烟煤的氢碳比为0.8左右，而原油的氢碳比为1.76左右。
煤液化，即根据大分子学说，将煤在高温高压条件下裂解，通过化学反应提高煤炭的氢碳原子比，降低氧碳原子比，转化成液态油（烷烃）和气态烃。
“煤炭的烃基转化，从技术上说有三种模式。一是液化，二是气化，三是碳化。”国家能源集团煤制油化工有限公司副总经理刘夏明说，“碳化多数属于传统煤化工范畴，液化和气化多数属于现代煤化工范畴。”
煤直接液化技术，是“液化”方式的烃基转化。而煤间接液化技术，则是通过“先气化、再液化”的方式进行烃基转化，最终合成油品。
近年来，中煤科工集团、国家能源集团、兖矿集团和中科合成油公司等都致力于煤制油技术的开发和研究，并取得了相应成果，相关硬件、催化剂的开发也获得相应突破，我国煤制油技术迅速进步。
我国煤间接液化技术，最早由兖矿集团引进并研发。
1998年，兖矿集团开始进行煤制油的技术储备。当时，兖矿集团从南非沙索尔公司请回了其副总工程师孙启文。
孙启文的回国加快了煤间接液化技术研发。但因历史上的企业决策因素，兖矿集团煤间接液化技术迟迟没有得到工业项目的验证，错过了技术推广的好时机。
2009年，中科院山西煤化所及其后来股份化的中科合成油公司与其他企业合作建设了3个煤间接液化工厂。同年，神华集团煤制油化工公司成功研制间接液化费托合成催化剂，并在间接液化装置上成功应用。
“煤间接液化技术较多，国内有兖矿的、山西煤化所的、中科合成油的，国际上还有南非沙索尔的。”刘夏明说。
目前，我国多数间接液化煤制油项目采用脱胎于中科院山西煤化所中科合成油公司开发研究的技术。
我国煤直接液化技术，由国家能源集团自主开发。
2000年前后，神华集团用3年时间，在煤炭科学研究总院863催化剂的开放基础上，对世界三大煤直接液化技术（美国HTI工艺、德国IGOR工艺和日本NEDOL工艺）进行对比，决定采用美国HTI煤直接液化工艺，并对工艺流程进行改进。
2004年6月，具有我国自主知识产权的煤直接液化工艺技术通过评估和鉴定，日耗煤6吨的直接液化实验装置试验成功。同年，在我国最大煤田——神府东胜煤田上，神华集团鄂尔多斯煤直接液化生产基地开工建设，并于4年后建成投产。
目前，我国此项煤直接液化技术已在全世界13个国家申请了专利技术。“经国家发改委委托中国石油和化学工业联合会评估，应用该项专利技术建设的第一条百万吨级的工业化示范生产线，基本达到了预期的工艺技术指标。总工艺流程在未来一段时间里不会发生较大变化，除非有更加高效的催化剂产生。”刘夏明说。
随着神宁、潞安、伊泰等百万吨级煤间接液化工厂的陆续建成投产，该技术的应用也逐渐趋于成熟。
从开始研究煤制油技术到现在，我国建立了具有国际先进水平的科学实验室，专门负责煤炭液化和液化油提质加工等方面的研究，并培养了一支专业的科研队伍。
环保投资占比一成左右
煤化工在控制大气污染物排放方面，具备先天性优势。
和传统的煤炭利用方式——燃煤发电相比较，同样加工1吨含硫量相同的煤，其二氧化硫排放量只有电厂超低排放量的1/5。在氮氧化物方面（产生PM2.5的主要物质），发电站为空气燃烧，空气中含有大量氮气，产生氮氧化物。而煤化工为纯氧燃烧，采用空分装置把氧气和氮气分离开，废气中氮氧化物含量极少。此外，煤化气的反应温度在一千摄氏度以上，在上百大气压下、高温高压全密闭环境中运行，不易产生粉尘。
经过煤化工装置排放的废气，二氧化碳浓度极高，一般在95%到98%之间。国家能源集团在鄂尔多斯煤制油厂区建设了中国首个CCS（二氧化碳捕集和封存）项目，目前已经封存了约30万吨的二氧化碳。“二氧化碳浓度越高，越有利于二氧化碳的高效捕集。”刘夏明说。
刘夏明认为，对于煤制油而言，环保方面最大的难点是污水处理。无论是直接液化还是间接液化，均会产生一定量的高浓度有机废水，处理难度较大。
“但区域特点又决定了我们没有排放废水的条件，需要实现水资源循环利用。经过数年的技术攻关，直接液化煤制油项目已基本实现这一目标，但也付出了较大的经济代价。”刘夏明说。
在煤间接液化方面，以神宁年产400万吨煤制油示范项目为例，由于国家环保指标提升，很多技术在新标准下达不到要求，新的环保技术正在开发。据神宁集团煤制油分公司总工程师黄斌介绍，以低温甲醇洗的尾气排放为例，总硫要求占比百万分之一，而根据早期数据，能控制在百万分之二十以内“已经很好了”。
开发新技术，既要控制投资和运行成本，还要保证达标，难度可想而知。“示范项目之所以叫‘示范’，就是需要一个研发、探索的过程。”黄斌说，“目前看来该项目运转良好。”
近年来，煤化工项目在环保方面技术飞速进步。但与之相对应的，是大量的环保投资。
据悉，一般的煤化工项目在环保方面的投资占项目总投资的7%到15%，环保投资成为煤化工产品成本的重要组成部分。
探寻煤制油发展空间
按目前既有技术水平和指标计算，每3.3吨到3.5吨的标准煤，可生产出1吨成品油。
成品油成本主要由原料（煤炭）的价格和固定成本组成。以直接液化煤制油项目为例，以热值5500大卡以上的坑口煤价格为370元/吨计，生产1吨成品油的原料成本约1200元。
国家能源集团年产108万吨直接液化煤制油项目投产之初，油价在每桶80美金以上，项目每年有4亿至5亿元的利润。但在2015年后，油价下跌，消费税相应增加。2015年至2017年，项目连续亏损。
“今年7月之后，随着油价回升，企业开始盈利。按照目前的运行成本和消费政策来看，每桶石油价格60美金时，直接液化煤制油项目可实现盈利。”刘夏明说。
根据相关政策，高油价时，国家为稳定成品油价格，下调消费税；低油价时，国家为防止过度消费、污染环境，适当上调消费税。
然而，成品油消费税不适用原油以外来源的其他油品。以煤制油为例，国际油价高时，煤制油企业利润高而消费税低；国际油价低时，煤制油企业利润低，同时还要承担高额消费税，企业生存困难。
据介绍，在原油低价位水平运行情况下，要避开油品的高额消费税，进一步提升煤制油项目的经济性，须延伸产业链，增加高附加值化工产品的种类。全球第一家煤制油工业化、规模化的南非沙索尔公司已经有一些成功的经验。目前我国各煤制油项目也正在按照这个思路积极探索推进。
值得注意的是，全国目前投产的煤制油项目，总体量不到1000万吨。《能源发展“十三五”规划》提出，“十三五”期间，煤制油生产能力达到1300万吨左右。而我国每年自产原油2.1亿吨不到，缺口为3.8亿吨到3.9亿吨。
“和3.8亿吨的缺口相比，1000多万吨的煤制油体量很小。但正如温家宝总理当年在直接液化煤制油项目现场视察时指出的那样，‘在国家需要时用得上’。”刘夏明说，“应充分发挥人工合成油低硫、低凝点、大比重等优势，开发特种油品。”
据悉，目前在航空煤油、火箭燃料等方面，人工合成油应用已经取得阶段性成果。
煤化工发展尚待全面
烯烃和芳烃，是三大合成材料（合成塑料、合成纤维、合成橡胶）的基础原料。一个国家石油化工的水平，通过烯烃和芳烃这两种基础原料来衡量。
“煤化工技术在中国取得了革命性突破，但发展尚不全面。”刘夏明坦言。刘夏明所指的不全面，一方面是煤制油和煤制烯烃的体量不够大，且彼此关联不足。石化行业目前已实现千万吨级的炼油和百万吨级烯烃的“炼化一体化”，而煤化工行业尚不具备此条件。
另一方面，虽然我国煤化工项目在煤制烯烃、煤制油方面有所突破，但在煤制芳烃上的技术还未取得根本性突破。合成原料受限，导致下游合成产品较为单一，煤化工行业同质化产品竞争激烈，尚未实现多元化发展。
除此之外，目前我国煤化工产品以固体产品为主，液体产品较少，生产出的油品就近销售或消耗，很难外运。市场在东南沿海，产地在西北地区，这给液体产品的运输带来不便。
和煤化工产地与市场一样逆向分布的，还有水资源和煤炭资源。我国煤炭资源集中在中西部的山西、内蒙古和陕西等地，为干旱或半干旱地区，水资源匮乏。
数据显示，年产100万吨的直接液化煤制油项目，日需水约为2万立方米。年产150万吨的间接液化煤制油项目，日需水约为5万立方米。煤制油技术的产业化受水资源的约束。
目前，在我国西部地区，只有宁东煤制油基地初具规模。宁东煤化工基地规划面积3000多平方公里，环境容量目前已经饱和。
在设备国产化方面，部分精密仪表、自动化控制系统等，目前仍需从国外引进。
“我们国家差就差在材料工艺上，尤其是一些高强度、高耐磨性、耐低温的材料。”刘夏明说，“但经过几十年的发展，煤制油项目在开车过程中和国内的装备制造业相互配合，国产化率已大幅提升。”
据悉，我国煤直接液化技术的设备国产化率达95%以上，煤间接液化技术的设备国产化程度相对更高。
