我國煤炭液化技術研究和產業實踐已有多年歷史。上世紀50年代初，錦州石油六廠采用固定床鈷基催化劑技術，建設規模為3萬噸/年液體燃料的工廠。1951-1963年期間，該廠共生產40萬噸的產品。隨著大慶等油田的發現和開發，該廠在1963年停產。中國科學院大連石油研究所自上世紀50年代初開展了費托合成煤間接液化技術的研究工作，在催化劑研究、催化劑制備放大和反應器放大的反應工程方面取得了一些研究結果。但隨著大慶等油田的發現和國家對石油天然氣資源的重視，使得煤炭液化技術顯得缺乏吸引力，研究工作相繼中止，煤炭液化技術的研究開發工作在我國停滯近20年。
由于上世紀70年代的兩次石油危機的沖擊，以及我國多煤少油的能源結構，改革開放后自上世紀80年代初恢復了煤炭間接液化合成油技術的研究工作。以中國科學院山西煤炭化學研究所為代表的國內科研機構開展了自主的第一代煤炭間接液化技術的研究工作，分別在山西代縣和晉城進行了中間試驗和工業示范試驗。裝置規模分別為100噸/年和2000噸/年，在催化劑和固定床反應器技術方面積累了一些經驗。但在“九五”以前，我國的煤炭間接液化合成油技術研究一直是在科研投入極為有限的條件下艱難地進行著，盡管在費托合成催化劑技術方面積累了很好的經驗，但研究開發工作與技術產業化脫節嚴重，致使過程經濟性方面長期得不到改善。
在“九五”后期和“十五”期間，中國科學院山西煤炭化學研究所合成油品工程研究中心在前期研究工作的基礎上，總結過去的經驗和教訓，充分分析了費托合成技術的發展方向，從技術水平的高起點切入，開展了煤炭間接液化技術－費托合成漿態床合成油技術的研究與開發，并最終實現了項目的工業化。
對于煤直接液化技術，煤科院、神華集團是我國煤直接液化技術的主要研發機構。煤直接液化先后被列入中國“六五”“七五”科技攻關項目，國家在一定程度上支持煤直接液化技術的開發。上世紀70年代石油危機后日本啟動了“新陽光技術”，在我國尋找適合直接液化的煤，并提供了一套煤直接液化設備和試驗經費，以及80年代我國與德國的液化技術合作，在很大程度上推動了我國煤直接技術的開發。上世紀90年代末，神華集團進入煤直接液化產業和技術開發，并最終實現了我國的煤直接液化技術的成功和工業化，2008年建成108萬噸/年商業化運行裝置。
間接液化方面，“十一五”期間我國分別在內蒙、山西等地陸續建成三套16萬噸級煤間接液化示范裝置。三個項目均采用中科院山西煤化所技術，漿態床反應器、F-T合成催化劑、油品加工和系統集成全部由國內自主開發，打破了國外技術壟斷，油品質量高，市場前景好，為百萬噸級油品生產打下了基礎。2015年兗礦榆林100萬噸/年間接液化裝置投產，2016年底神華寧煤400萬噸/年間接液化裝置投產，我國煤間接液化制油產業實現了飛躍。
我國煤制油產業發展初具規模。煤制油技術路線分為直接液化和間接液化兩種，當前，這兩種技術路線在中國均已建成示范項目，掌握了自主知識產權，打通了工藝流程，步入商業化發展階段。截至2017年年底，中國煤制油產能達到801萬噸/年，其中直接液化產能153萬噸/年，間接液化產能648萬噸/年。
煤制油園區化、基地化格局初步形成。在內蒙古、陜西、寧夏、山西等富煤省區，初步形成了內蒙古鄂爾多斯、陜西榆橫、寧夏寧東、山西長治等煤制油基地。
我國煤制油產業規模情況
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序號 |
企業名稱 |
廠址 |
規模 |
備注 |
|---|---|---|---|---|
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1 |
神華煤制油化工有限公司 |
內蒙古鄂爾多斯伊金霍洛旗 |
108 |
直接液化，2008年投產 |
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16 |
間接液化，2009年投產 |
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2 |
內蒙古伊泰煤間接液化項目 |
內蒙古鄂爾多斯準格爾旗 |
16 |
間接液化，2008年投產 |
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3 |
山西潞安煤間接液化項目 |
山西長治 |
16 |
間接液化，2008年投產 |
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4 |
延長榆林煤油共煉項目 |
陜西榆林 |
45 |
直接液化，以煤炭和渣油為原料，2015年投產 |
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5 |
兗礦未來能源 |
陜西榆林 |
100 |
間接液化，2015年投產 |
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6 |
神華寧煤 |
寧夏寧東 |
400 |
間接液化，2016年投產 |
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7 |
潞安集團 |
山西長治 |
100 |
間接液化，2017年投產 |
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合計 |
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801 |
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煤制油產業關鍵技術除與其他煤化工產業通用的煤氣化、變換、凈化、硫回收等技術外，還包括煤直接液化、費托合成（間接液化）等獨有關鍵技術。其中煤氣化、變換、凈化、硫回收等通用技術早在煤制化肥、甲醇行業得到充分應用和實踐，近幾年來通過示范裝置的建設和投產，這些單元技術已逐漸成熟，且部分已實現國產化，為產業的發展提供了有效技術支撐。對于煤制油產業的關鍵技術——直接液化和費托合成，目前均已實現國產化且均已建成規模化工業裝置，且對于費拓合成中鐵基催化劑、鈷基催化劑、低溫費拓合成和高溫費托合成均有工業化示范裝置建成。示范項目的長周期平穩運行，驗證了煤制油技術工藝，標志著中國已掌握具有自主知識產權的煤直接液化、煤間接液化等工藝技術，煤制油整體達到世界領先水平，填補了國內空白。煤制油裝備國產化水平也顯著提高。2016年建成的神華寧煤400萬噸/年煤炭間接液化項目重大技術、裝備及材料國產化率高達98.5%，尤其是大容量、壓力等級高的煤氣化爐實現了國產化，大型空分、大型壓縮機的研發、設計和制造能力不斷提高，與國際先進水平的差距不斷縮小，有的甚至具備了國際競爭力。
與石化路線油品相比，煤制油品具有低硫、低氮、低芳烴含量等特點，屬于高清潔燃料，可明顯降低顆粒物排放。煤直接液化油品還有低凝點、大比重、高體積熱值等特點，適宜作為軍用和航空領域的特種油品，近年來已在飛機、火箭領域和極寒地區開展了燃料試驗。煤間接液化油品具有高十六烷值的特點，適宜作為清潔調和油品，與普通柴油混兌，可提升油品等級，大幅度減少車輛尾氣污染物的排放，已取得良好的試用效果。煤直接液化和煤間接液化油品還存在很好的優勢互補關系，可形成獨具特色的煤基油品體系。
近年來在打通工藝流程的基礎上，通過工藝技術優化完善、管理水平的提升，煤制油能耗和水耗在不斷降低。例如，神華煤直接液化項目噸油綜合能耗由2.12噸標準煤/噸降低到1.69噸標準煤/噸，噸油水耗由設計的10噸降到6噸以下。通過持續的科技攻關，煤制油在生產化工產品和清潔能源產品的同時，污染物控制水平不斷提高，煤直接液化實現廢水零排放，廢氣廢渣等均符合國家排放標準，神華寧煤400萬噸/年煤炭間接液化項目污水回用率97％，含鹽廢水回用率98%，最終實現工業廢水近零排放。隨著示范項目的穩定運行，工藝技術、能效、環保技術等還將有較大的提升空間。
我國煤制油產業的發展基本依靠自主創新，尤其是核心的煤加氫直接液化、間接液化費托合成技術均為自主技術。實踐證明，我國自主創新技術完全能夠支撐煤制油產業的發展，是我國煤制油產業持續發展的堅實基礎。
隨著新型煤化工示范項目的陸續投產運行，示范項目通過優化工藝技術、完善管理，運行水平不斷提高，基本實現長周期、滿負荷穩定運行，能耗指標和環保水平不斷提高。2015年12月神華煤直接液化項目第一條生產線通過環保部的竣工環境保護驗收。伊泰16萬噸/年間接液化項目5年裝置負荷率一直保持在90-110%。神華包頭煤制烯烴項目年均負荷率90%以上，大唐克旗、新疆慶華、內蒙古匯能等煤制天然氣示范項目經過技術攻關改造，裝置運行時間和負荷正在不斷提高。多套煤制乙二醇裝置逐漸運行穩定，產品逐漸得到多家聚酯企業的認可。隨著示范項目工業化裝置建成投產，通過改造優化，進一步驗證了新型煤化工產業在技術路線上的可行性。經過“十二五”期間的發展，我國新型煤化工產業關鍵技術和裝備水平進一步提高，整體處于世界先進水平。
隨著大型煤制油裝置不斷建成投產，培養了一批骨干企業和人才隊伍。神華集團、兗礦集團、內蒙古伊泰集團等企業成為推動產業發展的重要力量。國家能源煤基液體燃料研發中心、中石化集團、中國化學工程集團、大連金重等機構和企業成為技術研發和裝備制造的骨干。
自從2014年底國際原油價格斷崖式下跌以來，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。國際原油價格的下跌帶動了國內油價下跌。煤制油產品作為鮮明的石油替代產品，直面油價下跌帶來的巨大沖擊。煤制油項目盈利大幅下降。國際原油價格的低位是煤制油產業面臨的最嚴峻挑戰。
當前，我國大氣污染環境保護形勢嚴峻，以可吸入顆粒物、細顆粒物為特征污染物的區域性大氣環境問題日益突出。隨著我國工業化、城鎮化的深入推進，能源資源消耗持續增加，大氣污染、水污染防治壓力將繼續加大。煤制油項目對煤、水資源和環境承載要求較高。西部地區煤炭資源豐富，具備大規模發展煤制油產業的資源優勢，但大部分地區生態環境敏感脆弱，缺乏廢水排放空間。
我國政府高度重視生態文明建設，“十二五”期間修訂出臺了更加嚴格的環境保護法規《環境保護法》，實施發布了“大氣污染防治行動計劃”、“水污染防治行動計劃”等綱領性文件環境保護行動計劃。今后政府對生態環境保護的要求和標準將越發嚴格，生態環境的挑戰不僅影響煤制油產業布局和發展規模，也要求煤制油產業必須進一步提升環保技術水平，勢必增加生產成本，影響產業競爭力，生態環境對產業發展的約束越發突出。
我國石油消費依然保持增長，2017年我國石油表觀消費量5.88億噸，比2016年的5.78億噸增長了1.7%。2017年我國石油凈進口量穩步增長，達到3.96億噸，比2016年的3.78億噸增長了4.8%。2017年我國石油對外依存度達到67.3%，比2016年的65.4%上升了1.9個百分點。雖然我國能源消費增速放緩，但是石油對外依存度仍然不斷上升。能源安全保障仍然是我國能源行業的重要課題。
我國是世界上最大的能源生產國和消費國。基于我國富煤缺油少氣能源稟賦特點，今后相當長一段時期內，煤炭仍將占據能源消費主體地位。當前我國進行能源革命，加快創新煤炭利用模式，開辟煤炭清潔高效利用路線，提高煤炭潔凈高效利用程度，是應對大氣污染、優化煤炭終端消費結構的現實選擇。新型煤化工產業為煤炭清潔利用提供了重要方向，將長期具有生命力。
未來應將煤制油產業定位為保障中國能源安全的戰略性新興產業，是實現煤炭資源高效清潔轉化、促進煤炭行業和西部產煤大省轉型升級的重要途徑，是石油基產品的重要補充，是高端特種油品的重要來源，是石化產業原料多元化路徑之一，也是提高國家制造業創新能力的重要方向。
“十三五”期間，煤制油產業發展仍應以石油替代產品和石油安全應急保障能力建設為重點，有序開展煤直接液化、煤間接液化和多聯產技術的產業化升級示范，逐步完善工藝技術裝備和系統集成。在產能規模方面，按照已建成、在建和規劃建設項目計算，“十三五”末我國煤制油產能可能達到1000萬噸/年。在工藝技術方面，努力實現大型現代煤制油化工項目投產3年內產能利用率達到90%以上，基本達到設計指標，實現“安全、穩定、長周期、滿負荷、優質”運行；大型現代煤制油項目的設備國產化率不低于85%；能效、煤耗、水耗和排放等指標達到或超過單位產品能源消耗限額的基準值。
不同產品工藝中部分流程相同或相近是包括煤制油在內的新型煤化工產業的一大特點。新型煤化工產業基本都是以煤炭氣化為龍頭生產合成氣，以合成氣為原料生產不同的產品。因此新型煤化工產業具有基地化布局一體化發展的內生優勢。基地化發展能夠提高投資的效率，形成集群效應，發揮規模效益；一體化發展提高產品附加值和耦合集約程度。未來煤制油產業的發展重點是在生產常規油品的基礎上根據產品特點優化加工方案，聯產烯烴、芳烴，生產α烯烴、高檔溶劑油、潤滑油等高檔油品。通過基地化一體化發展，最大限度節約投資，提高轉化效率，增加抵抗油價波動的能力。
煤制油的發展應因地制宜，根據資源、市場、環境等條件選擇發展模式。新疆、鄂爾多斯等煤炭資源集中豐富的地區應以煤制油及煤化工基地模式發展。基地內煤氣化、凈化、空分、公用工程等新型煤化工產業共用流程及配套設施宜統籌考慮、聯合布局，充分發揮協同效應。產品宜以油、氣、烯烴、芳烴等大宗產品為主，同時發揮基地發展的規模化效益上下游一體化發展。中東部地區宜根據當地特點，以多聯產項目模式為主發展，重點以氨油聯產、甲醇制汽油等聯產和二次加工為主。從原料和產品優化角度，原料煤中油含量高的宜發展油品等能源型產品，劣質煤宜通過氣化發展化工型產品。具備油、煤雙重資源優勢的地方可以適度發展煤油共煉。
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