我国煤炭液化技术研究和产业实践已有多年历史。上世纪50年代初，锦州石油六厂采用固定床钴基催化剂技术，建设规模为3万吨/年液体燃料的工厂。1951-1963年期间，该厂共生产40万吨的产品。随着大庆等油田的发现和开发，该厂在1963年停产。中国科学院大连石油研究所自上世纪50年代初开展了费托合成煤间接液化技术的研究工作，在催化剂研究、催化剂制备放大和反应器放大的反应工程方面取得了一些研究结果。但随着大庆等油田的发现和国家对石油天然气资源的重视，使得煤炭液化技术显得缺乏吸引力，研究工作相继中止，煤炭液化技术的研究开发工作在我国停滞近20年。
由于上世纪70年代的两次石油危机的冲击，以及我国多煤少油的能源结构，改革开放后自上世纪80年代初恢复了煤炭间接液化合成油技术的研究工作。以中国科学院山西煤炭化学研究所为代表的国内科研机构开展了自主的第一代煤炭间接液化技术的研究工作，分别在山西代县和晋城进行了中间试验和工业示范试验。装置规模分别为100吨/年和2000吨/年，在催化剂和固定床反应器技术方面积累了一些经验。但在“九五”以前，我国的煤炭间接液化合成油技术研究一直是在科研投入极为有限的条件下艰难地进行着，尽管在费托合成催化剂技术方面积累了很好的经验，但研究开发工作与技术产业化脱节严重，致使过程经济性方面长期得不到改善。
在“九五”后期和“十五”期间，中国科学院山西煤炭化学研究所合成油品工程研究中心在前期研究工作的基础上，总结过去的经验和教训，充分分析了费托合成技术的发展方向，从技术水平的高起点切入，开展了煤炭间接液化技术－费托合成浆态床合成油技术的研究与开发，并最终实现了项目的工业化。
对于煤直接液化技术，煤科院、神华集团是我国煤直接液化技术的主要研发机构。煤直接液化先后被列入中国“六五”“七五”科技攻关项目，国家在一定程度上支持煤直接液化技术的开发。上世纪70年代石油危机后日本启动了“新阳光技术”，在我国寻找适合直接液化的煤，并提供了一套煤直接液化设备和试验经费，以及80年代我国与德国的液化技术合作，在很大程度上推动了我国煤直接技术的开发。上世纪90年代末，神华集团进入煤直接液化产业和技术开发，并最终实现了我国的煤直接液化技术的成功和工业化，2008年建成108万吨/年商业化运行装置。
间接液化方面，“十一五”期间我国分别在内蒙、山西等地陆续建成三套16万吨级煤间接液化示范装置。三个项目均采用中科院山西煤化所技术，浆态床反应器、F-T合成催化剂、油品加工和系统集成全部由国内自主开发，打破了国外技术垄断，油品质量高，市场前景好，为百万吨级油品生产打下了基础。2015年兖矿榆林100万吨/年间接液化装置投产，2016年底神华宁煤400万吨/年间接液化装置投产，我国煤间接液化制油产业实现了飞跃。
我国煤制油产业发展初具规模。煤制油技术路线分为直接液化和间接液化两种，当前，这两种技术路线在中国均已建成示范项目，掌握了自主知识产权，打通了工艺流程，步入商业化发展阶段。截至2017年年底，中国煤制油产能达到801万吨/年，其中直接液化产能153万吨/年，间接液化产能648万吨/年。
煤制油园区化、基地化格局初步形成。在内蒙古、陕西、宁夏、山西等富煤省区，初步形成了内蒙古鄂尔多斯、陕西榆横、宁夏宁东、山西长治等煤制油基地。
我国煤制油产业规模情况
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序号 |
企业名称 |
厂址 |
规模 |
备注 |
|---|---|---|---|---|
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1 |
神华煤制油化工有限公司 |
内蒙古鄂尔多斯伊金霍洛旗 |
108 |
直接液化，2008年投产 |
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16 |
间接液化，2009年投产 |
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2 |
内蒙古伊泰煤间接液化项目 |
内蒙古鄂尔多斯准格尔旗 |
16 |
间接液化，2008年投产 |
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3 |
山西潞安煤间接液化项目 |
山西长治 |
16 |
间接液化，2008年投产 |
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4 |
延长榆林煤油共炼项目 |
陕西榆林 |
45 |
直接液化，以煤炭和渣油为原料，2015年投产 |
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5 |
兖矿未来能源 |
陕西榆林 |
100 |
间接液化，2015年投产 |
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6 |
神华宁煤 |
宁夏宁东 |
400 |
间接液化，2016年投产 |
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7 |
潞安集团 |
山西长治 |
100 |
间接液化，2017年投产 |
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合计 |
|
801 |
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煤制油产业关键技术除与其他煤化工产业通用的煤气化、变换、净化、硫回收等技术外，还包括煤直接液化、费托合成（间接液化）等独有关键技术。其中煤气化、变换、净化、硫回收等通用技术早在煤制化肥、甲醇行业得到充分应用和实践，近几年来通过示范装置的建设和投产，这些单元技术已逐渐成熟，且部分已实现国产化，为产业的发展提供了有效技术支撑。对于煤制油产业的关键技术——直接液化和费托合成，目前均已实现国产化且均已建成规模化工业装置，且对于费拓合成中铁基催化剂、钴基催化剂、低温费拓合成和高温费托合成均有工业化示范装置建成。示范项目的长周期平稳运行，验证了煤制油技术工艺，标志着中国已掌握具有自主知识产权的煤直接液化、煤间接液化等工艺技术，煤制油整体达到世界领先水平，填补了国内空白。煤制油装备国产化水平也显著提高。2016年建成的神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目重大技术、装备及材料国产化率高达98.5%，尤其是大容量、压力等级高的煤气化炉实现了国产化，大型空分、大型压缩机的研发、设计和制造能力不断提高，与国际先进水平的差距不断缩小，有的甚至具备了国际竞争力。
与石化路线油品相比，煤制油品具有低硫、低氮、低芳烃含量等特点，属于高清洁燃料，可明显降低颗粒物排放。煤直接液化油品还有低凝点、大比重、高体积热值等特点，适宜作为军用和航空领域的特种油品，近年来已在飞机、火箭领域和极寒地区开展了燃料试验。煤间接液化油品具有高十六烷值的特点，适宜作为清洁调和油品，与普通柴油混兑，可提升油品等级，大幅度减少车辆尾气污染物的排放，已取得良好的试用效果。煤直接液化和煤间接液化油品还存在很好的优势互补关系，可形成独具特色的煤基油品体系。
近年来在打通工艺流程的基础上，通过工艺技术优化完善、管理水平的提升，煤制油能耗和水耗在不断降低。例如，神华煤直接液化项目吨油综合能耗由2.12吨标准煤/吨降低到1.69吨标准煤/吨，吨油水耗由设计的10吨降到6吨以下。通过持续的科技攻关，煤制油在生产化工产品和清洁能源产品的同时，污染物控制水平不断提高，煤直接液化实现废水零排放，废气废渣等均符合国家排放标准，神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目污水回用率97％，含盐废水回用率98%，最终实现工业废水近零排放。随着示范项目的稳定运行，工艺技术、能效、环保技术等还将有较大的提升空间。
我国煤制油产业的发展基本依靠自主创新，尤其是核心的煤加氢直接液化、间接液化费托合成技术均为自主技术。实践证明，我国自主创新技术完全能够支撑煤制油产业的发展，是我国煤制油产业持续发展的坚实基础。
随着新型煤化工示范项目的陆续投产运行，示范项目通过优化工艺技术、完善管理，运行水平不断提高，基本实现长周期、满负荷稳定运行，能耗指标和环保水平不断提高。2015年12月神华煤直接液化项目第一条生产线通过环保部的竣工环境保护验收。伊泰16万吨/年间接液化项目5年装置负荷率一直保持在90-110%。神华包头煤制烯烃项目年均负荷率90%以上，大唐克旗、新疆庆华、内蒙古汇能等煤制天然气示范项目经过技术攻关改造，装置运行时间和负荷正在不断提高。多套煤制乙二醇装置逐渐运行稳定，产品逐渐得到多家聚酯企业的认可。随着示范项目工业化装置建成投产，通过改造优化，进一步验证了新型煤化工产业在技术路线上的可行性。经过“十二五”期间的发展，我国新型煤化工产业关键技术和装备水平进一步提高，整体处于世界先进水平。
随着大型煤制油装置不断建成投产，培养了一批骨干企业和人才队伍。神华集团、兖矿集团、内蒙古伊泰集团等企业成为推动产业发展的重要力量。国家能源煤基液体燃料研发中心、中石化集团、中国化学工程集团、大连金重等机构和企业成为技术研发和装备制造的骨干。
自从2014年底国际原油价格断崖式下跌以来，到2016年1月份一度跌至30美元/桶以下，目前在60~70美元/桶左右徘徊。国际原油价格的下跌带动了国内油价下跌。煤制油产品作为鲜明的石油替代产品，直面油价下跌带来的巨大冲击。煤制油项目盈利大幅下降。国际原油价格的低位是煤制油产业面临的最严峻挑战。
当前，我国大气污染环境保护形势严峻，以可吸入颗粒物、细颗粒物为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出。随着我国工业化、城镇化的深入推进，能源资源消耗持续增加，大气污染、水污染防治压力将继续加大。煤制油项目对煤、水资源和环境承载要求较高。西部地区煤炭资源丰富，具备大规模发展煤制油产业的资源优势，但大部分地区生态环境敏感脆弱，缺乏废水排放空间。
我国政府高度重视生态文明建设，“十二五”期间修订出台了更加严格的环境保护法规《环境保护法》，实施发布了“大气污染防治行动计划”、“水污染防治行动计划”等纲领性文件环境保护行动计划。今后政府对生态环境保护的要求和标准将越发严格，生态环境的挑战不仅影响煤制油产业布局和发展规模，也要求煤制油产业必须进一步提升环保技术水平，势必增加生产成本，影响产业竞争力，生态环境对产业发展的约束越发突出。
我国石油消费依然保持增长，2017年我国石油表观消费量5.88亿吨，比2016年的5.78亿吨增长了1.7%。2017年我国石油净进口量稳步增长，达到3.96亿吨，比2016年的3.78亿吨增长了4.8%。2017年我国石油对外依存度达到67.3%，比2016年的65.4%上升了1.9个百分点。虽然我国能源消费增速放缓，但是石油对外依存度仍然不断上升。能源安全保障仍然是我国能源行业的重要课题。
我国是世界上最大的能源生产国和消费国。基于我国富煤缺油少气能源禀赋特点，今后相当长一段时期内，煤炭仍将占据能源消费主体地位。当前我国进行能源革命，加快创新煤炭利用模式，开辟煤炭清洁高效利用路线，提高煤炭洁净高效利用程度，是应对大气污染、优化煤炭终端消费结构的现实选择。新型煤化工产业为煤炭清洁利用提供了重要方向，将长期具有生命力。
未来应将煤制油产业定位为保障中国能源安全的战略性新兴产业，是实现煤炭资源高效清洁转化、促进煤炭行业和西部产煤大省转型升级的重要途径，是石油基产品的重要补充，是高端特种油品的重要来源，是石化产业原料多元化路径之一，也是提高国家制造业创新能力的重要方向。
“十三五”期间，煤制油产业发展仍应以石油替代产品和石油安全应急保障能力建设为重点，有序开展煤直接液化、煤间接液化和多联产技术的产业化升级示范，逐步完善工艺技术装备和系统集成。在产能规模方面，按照已建成、在建和规划建设项目计算，“十三五”末我国煤制油产能可能达到1000万吨/年。在工艺技术方面，努力实现大型现代煤制油化工项目投产3年内产能利用率达到90%以上，基本达到设计指标，实现“安全、稳定、长周期、满负荷、优质”运行；大型现代煤制油项目的设备国产化率不低于85%；能效、煤耗、水耗和排放等指标达到或超过单位产品能源消耗限额的基准值。
不同产品工艺中部分流程相同或相近是包括煤制油在内的新型煤化工产业的一大特点。新型煤化工产业基本都是以煤炭气化为龙头生产合成气，以合成气为原料生产不同的产品。因此新型煤化工产业具有基地化布局一体化发展的内生优势。基地化发展能够提高投资的效率，形成集群效应，发挥规模效益；一体化发展提高产品附加值和耦合集约程度。未来煤制油产业的发展重点是在生产常规油品的基础上根据产品特点优化加工方案，联产烯烃、芳烃，生产α烯烃、高档溶剂油、润滑油等高档油品。通过基地化一体化发展，最大限度节约投资，提高转化效率，增加抵抗油价波动的能力。
煤制油的发展应因地制宜，根据资源、市场、环境等条件选择发展模式。新疆、鄂尔多斯等煤炭资源集中丰富的地区应以煤制油及煤化工基地模式发展。基地内煤气化、净化、空分、公用工程等新型煤化工产业共用流程及配套设施宜统筹考虑、联合布局，充分发挥协同效应。产品宜以油、气、烯烃、芳烃等大宗产品为主，同时发挥基地发展的规模化效益上下游一体化发展。中东部地区宜根据当地特点，以多联产项目模式为主发展，重点以氨油联产、甲醇制汽油等联产和二次加工为主。从原料和产品优化角度，原料煤中油含量高的宜发展油品等能源型产品，劣质煤宜通过气化发展化工型产品。具备油、煤双重资源优势的地方可以适度发展煤油共炼。
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