基于能源戰略安全考慮，國家核準神化百萬噸級煤直接液化、兗礦100萬噸/年煤間接液化以及潞安、伊泰各16萬噸/年煤間接液化四個煤制油項目上馬。不過，上述煤制油項目的前景并不樂觀。　　

    運行、成本難達設計值　　

    煤直接液化所得的產品中，50%~60%為中油、10%~20%為重油，另有約7%是芳烴，不能當作汽、柴油直接使用，只有加氫重整或調和后方可使用，因此其經濟性只能與原油進行比較。煤直接液化的理論收益較石油煉制高出800~1000元/噸。　　

    但實際運行并非如此。以神華百萬噸級煤直接液化項目為例，雖然項目于2008年底打通全流程并成功生產出柴油和石腦油產品，卻因種種原因至今未達到設計能力，生產成本大大高于理論值。　　

    那么，煤間接制油的經濟效益又如何呢？　　

    7月31日，剛剛從南非薩索公司考察回國的北京石油化工工程公司董事長李大鵬告訴記者，薩索公司的煤間接制油工廠商業化運營十分成功，年利潤高達14 億~16億美元。但其高效益的前提有5個：一是所用煤炭價格不足20美元/噸，水資源幾乎不用掏錢，電價只有國內的1/3；二是早期項目建設資金由政府負擔；三是該公司已經開發了成套、成熟的工藝技術及配套設備，尤其能夠工業化生產4種不同要求的催化劑產品；四是產品包括汽油、柴油、芳烴等近20個品種，最大限度發揮了裝置的潛能；五是裝置運行率高達95%。　　

    這些條件國內企業并不具備。截至目前，我國煤制油的技術支撐體系尚未健全，尤其是漿態反應用高效催化劑還需下大力氣攻關，合成與加氫催化之間的耦聯等關鍵環節還未完全掌握，缺乏產業化運營經驗，這些都會增加裝置開停車次數。同時，國內企業環境治理費用也將不斷抬高。煤制油工藝每生產1噸油品，會排放 6~8噸二氧化碳，若進行捕集回收，產品成本至少再增加15%。　　

    中國工程院院士倪維斗認為，煤制油的戰略意義大于實際意義。他提出：“一旦甲醇燃料得到推廣應用，對煤制油將會形成沉重打擊。因為無論從煤炭轉化率、能源利用率，還是投入產出比或產品生命周期的清潔環保性考慮，煤制油都不如煤制甲醇燃料。”　　

    榆林版煤制油破解困局　　

    據陜西煤業化工集團副總經理尤西蒂介紹，榆林版煤制油工藝先將煤中高熱值的炭與低熱值的碳氫化合物及輕組分分離，將高熱值的炭用作冶煉、電廠的優質燃料；碳氫化合物及輕組分經加氫裂解，生產高質量的燃料油、石蠟、苯、芳烴等化工產品，因此產品附加值更高，競爭力更強。　　

    目前，陜西煤業化工集團已經掌握了此項技術，擁有完全自主知識產權。其下屬子公司神木天元化工有限公司50萬噸/年煤焦油加氫裝置運行近5個月的實踐表明：該工藝條件溫和，操作彈性大，能耗低，投入產出比高。與同等規模的煤直接或間接制油相比，其投資額僅為后者的1/5，用水量僅為1/4，綜合能耗下降23%~27%，萬噸油品減排二氧化碳4.8萬噸。　　

    精加工低消耗模式值得推廣　　

    中國工程院院士胡永康、陜西省化工學會名譽理事長賀永德、陜西省石化協會會長胡海峰等專家也一致認為：與傳統煤化工和新型煤化工每噸產品動輒消耗十幾、幾十噸水相比，榆林版煤制油工藝每噸產品耗水不過5噸，且無“三廢”排放，非常適合在富煤缺水的西部地區推廣應用。　　

    神木天元化工公司董事長毛世強則向記者透露，以目前的煤炭、焦炭和燃料油價格計算，僅焦炭就可基本收回所有生產成本。這樣，煤焦油輕質化所得的燃料油就成了企業的純利潤。天元公司50萬噸/年煤焦油加氫裝置106天的運行表明：榆林版煤制油每加工1噸煤，可實現利潤700余元，其競爭力不遜中東煉油企業。更為重要的是，由于榆林版煤制油可獲得燃料油和焦炭兩種產品，今后若煤炭價格上漲，焦炭價格將跟著上漲，企業能順利地將原料成本增加的壓力傳導出去。