2011年，我国多类传统煤化工产品产量居世界第一，但产业结构较为落后，产能过剩问题严重。而新型煤化工产品则存在较大供需缺口，市场空间广阔。我国煤矿资源丰富，在国际石油长期看涨的大背景下，发展现代煤化工，实现煤炭对石油的部分替代，是解决我国能源问题的一条现实途径。作为新型煤化工的重要部分，煤制油可在其中担当重要角色。
我国发展煤制油项目的背景
煤制油（也称“煤液化”）技术起源于上世纪二、三十年代的德国，距今已有80多年历史，但截至目前，世界上仅有南非萨索尔（SASOL）公司进行了煤制油间接液化的商业化生产。
我国于30年前开始进行煤制油技术研究，目前已经可以合成高品质的汽柴油，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为高清洁油品全套技术的国家之一，但仍处于示范工程阶段。我国煤炭资源丰富，因此企业对煤制油项目积极性很高，“十一五”期间曾出现投资过热倾向。
为规范煤制油项目发展，国家发改委先后于2006年7月、9月及2008年9月三次暂停煤制油项目审批。同时，在相继出台的《煤炭工业“十一五”规划》、《能源发展“十一五”规划》和《石化产业调整和振兴规划》三个文件中，又通过推进煤液化示范工程建设等举措来鼓励煤制油项目发展。三次“叫停”与三项规划，体现了国家对煤制油项目审慎而积极的态度。
当前，我国煤炭库存高企，石油供需矛盾凸显，对外依存度居高不下，以及油价高位震荡、煤炭价格有所回落的市场态势等因素，为我国煤制油项目进一步发展提供了良好机遇，重启煤制油项目正当其时。
推动煤制油发展对保障我国能源安全具有重要战略意义
我国石油消费快速增长的趋势不可避免。近年来，我国石油生产和消费之间的缺口不断扩大，每年达2亿吨以上，已成为仅次于美国的世界第二大原油进口国，进口依存度从2000年的28.2%快速攀升至2011年的54.8%。经济发展对油品的巨大需求和石油供应能力不足之间的矛盾，已成为我国近中期面临的重大挑战之一。据BP公司预计，我国未来石油消费还将快速增长，2020年能源消费总量将达50亿吨标煤，石油进口依存度将高达71%。
我国“富煤贫油少气”，目前是世界上最大的煤炭生产国，煤炭探明储量居世界第三位，通过煤制油技术将相对丰富的煤炭资源转化为石油产品，实现对石油需求的部分替代，是解决石油资源缺乏的一条重要途径，对缓解我国石油供需矛盾，减少对进口石油的过度依赖，保障我国能源安全具有深远战略意义。
同时，煤制油可为经济增长回落中的煤炭“去库存”提供出路。今年以来，由于宏观经济下行，煤炭消费大幅减少，出现供过于求局面，行业亏损面不断扩大，煤炭滞销积压严重。数据显示，今年上半年，40家上市煤企合计存货金额568亿元，平均每家公司存货达14.2亿元。“十二五”是我国“调结构、转方式”的关键时期，加之欧债危机、美国经济增长乏力等国际经济不利因素影响，经济增速放缓在所难免。推进煤制油项目发展，近期可为消化高企的煤炭库存提供出路，中长期可为煤炭产能提供更大市场，有利于宏观经济平稳增长。 重启煤制油项目的条件已经具备
自2006年以来，经过对煤化工行业的调整和规范，煤制油生产从技术、经济、装备制造以及人才储备方面均实现了很好的积累，目前国内需求迫切，产业前景可期。重启煤制油项目，推动我国新型煤化工产业发展，可为当前宏观经济稳增长、调结构和振兴我国实体经济发挥积极作用。
工艺先进，技术成熟。我国对煤制油技术的研发较早，近10多年取得重大进展，除神华集团直接液化工程取得成功外，在间接液化方面，形成了原创的高温浆态床成套过程技术，包括：大型高温浆态床反应器和配套装备技术、成套的工艺集成技术等，特别是高温浆态床铁基催化剂技术生产能力是国际水平的4－6倍，自主技术的煤制油过程能量效率为45%－47%，高出国际同类技术4－6个百分点。2009年，神华集团、内蒙古伊泰集团、山西潞安集团采用上述技术建设的6万吨示范项目陆续建成，均已顺利产油，且油品质量优异。
市场形势乐观，经济性较好。对煤制油效益产生影响的因素主要是煤炭价格和国际油价。当前油煤比价下，煤制油市场前景广阔，具有良好的经济性。我国神华等大型煤炭企业拥有成本低廉的坑口煤，价格远远不到市场平均水平，其煤制油项目能够获得巨大的成本优势。
示范项目建设标准高、节能减排潜力大。事实上，在空气污染方面，煤液化远低于电厂；在水耗方面，其远低于化肥项目和煤制甲醇；在能效方面，与传统的燃煤发电30%－43%的效率相比，煤制油的能源转换效率可达到40%－65%。因此，煤制油产业建设不一定会对节能减排造成负面影响，关键是选址布局时，要兼顾好资源和环境因素，并从技术上高起点、高标准建设。从我国一些煤炭净调出省的示范工程运行效果看，煤制油完全可以成为煤炭清洁利用最为实际和可行的途径。例如，根据内蒙古伊泰集团540万吨煤制油产业化的可研结果，自主煤制油技术在煤耗方面可达3.2吨标煤/吨油，在水耗方面可达3.4吨水/吨油，仅为同类规模甲醇、煤制天然气项目耗水量的1/5，单位国内生产总值（GDP）CO2排放量为火电厂的1/2－1/4，水可以实现零排放。同时，煤制油过程中85%的CO2已经在油品生产中捕获，为碳排放的彻底控制创造了条件，通过封存处理后，排放量低于石化项目。目前，伊泰集团正在论证利用捕获的高纯CO2和少量气化含氨废水生产海藻示范项目，探索主动处理CO2的科学途径。
奠定了必要的设备制造、人才基础。需要注意的是，只有持续发展，才能稳住来之不易形成的人才队伍。德国和美国是煤制油技术的先行国，但由于煤制油产业没有形成，研发未能持续，历经多年积淀而成的研发团队全部流失，这些国家目前甚至已不具备建设早期向南非SASOL公司输出的煤炭间接液化技术能力。我国历经多年，才形成了一批技术研发和专业人才队伍，这个技术团队若不能存续于大规模产业化建设中，若干年后将需再从头开始。吸取已有经验教训，我国宜在未来5－10年内形成一定规模的煤制油产业，以容纳足够规模的技术团队，保持技术的不断进步。
推动煤制油发展的政策建议
建议尽快出台相关发展规划，重启煤制油项目审批。示范工程是手段，不是目的，只有实现煤制油的产业化规模化发展，才能对解决我国石油供需矛盾产生实质性影响。煤制油发展尚未建立科学的政策体系，产业发展缺乏统筹规划、定位不明、发展目标不清晰。目前，将对“十二五”煤化工起纲领性引导作用的《煤炭深加工示范项目规划》和《煤炭深加工产业发展政策》两个文件，已报至国务院。煤制油工业化工程从立项到生产大约需要 5年建设周期，建议国务院尽快批复这两个文件，重启一批基础好、起点高的大型煤制油项目，进一步明确“十二五”期间煤制油发展目标和重点，加快我国新型煤化工产业发展，为缓解我国石油供需矛盾做好前瞻性准备。建议在“十二五”后期布局煤制油产业化发展，将我国2020年煤炭液化生产的规模扩大到5000万吨左右，以届时形成对进口石油比较实质的替代。
出台配套政策，着力解决水资源和碳减排两大关键问题。规划方面，坚持因地制宜，优先在煤炭资源净调出、后备资源丰富的地区进行布局；研究依托北煤南运铁路专用线建设，在南方富水地区建立煤制油基地可行性；坚持规模经营、集约发展，防止项目建设一哄而上和遍地开花。政策方面，应支持企业借鉴SASOL公司经验，大力发展循环水资源利用技术，促进清洁生产；尽快出台碳税政策，大力发展CO2捕集、利用和封存技术，以有效解决煤制油过程中的大量碳排放问题。
建立煤制油长效发展机制。油价波动是影响煤制油产业发展的重要因素。受政治、经济、自然等因素影响，油价波动已成常态，为实现煤制油项目可持续发展，建立保护机制十分必要。一方面，要通过政策调节实现煤制油清洁生产，实现资源综合利用，提高经济效益；另一方面，通过补贴、税收等经济政策杠杆进行扶持，待其实现规模化且具备较强的抗风险能力之后再取消政策优惠。（中国国际经济交流中心 景春梅）
