1、煤制油是油品生产的战略补充
煤制油是以煤炭为原料在高温高压条件下，经过一系列反应生产烃类燃料和石化产品的技术。煤制油起步于二战前后的德国，德国在二战期间建成并投运 50万吨/年常压费托合成煤制油装置，战后费托合成工业化实践转向南非。
经过近百年的技术开发和工业化实践，逐渐形成了低温固定床（铁基/钴基）、高温流化床（熔铁）、低温浆态床（铁基/钴基）和高温浆态床（铁基）等不同工艺路线。南非 Sasol公司拥有煤制油领域最为系统和成熟的煤炭间接液化技术，主要采用铁基/钴基低温浆态床费托合成技术，在西昆达地区运行着全球最大的 800 万吨/年煤制油装置。壳牌公司采用低温钴基固定床工艺，在马来西亚、卡塔尔运营有相应装置。
煤制油有直接制油和间接制油两条技术路线。煤制油包含直接液化和间接液化两种方式。直接液化是指煤粉在高温高压条件下通过催化加氢直接液化合成液态烃类燃料的技术，其优点是转化率高、吨油耗煤少；缺点是对所需煤种要求高、反应条件苛刻、生成油品品质较差。
间接液化是先将煤粉转化成合成气，在一定的温度压力及催化剂的作用下生成油品及石油化工产品的技术，费托合成是核心技术，稳定性好的催化剂是关键。该技术优点是地域适用性广、操作条件温和、对煤种要求较低、生成油品品质较高；缺点是成本较高、转化率较低、吨油耗煤消耗较大。从生产角度来看，直接液化生产 1t 液化油需要消耗约 2.4t 洗精煤，间接液化生产 1t 液化油通常需要消耗 3.3t 洗精煤。
煤制油可以生产石油化工难以生产的特殊油品。受质量指标的影响，煤制油不能直接用于车辆使用。我国的煤制油主要作为成品汽柴油的调合组分使用。煤直接液化和煤间接液化两种合成工艺不同，其煤制油组成与质量性能差异显著。煤直接液化生产的柴油具有高密度、高热安定性、高体积热值、高比热容、超低凝点、低硫、低氮、低芳烃特性，在某些重要领域煤制柴油具有巨大应用潜力，可有力保障特种行业用油需求。煤直接液化石脑油中环烷烃组分超过 70％，芳烃潜含量达到69％，是制备芳烃和环烷基非燃料油产品的优质原料。
煤间接液化柴油的十六烷值很高（70 以上），超低硫氮、芳烃含量小于 1％，烯烃含量低。煤间接液化石脑油链烷烃含量近 95％，大部分为正构烷烃，超低硫，不含芳烃、金属污染物，烯烃选择性和产率高，是优良的蒸汽裂解原料。针对煤制油产业链而言，煤直接液化加氢改质柴油与煤间接液化费-托合成柴油于密度与馏程等性质有一定的互补性。
煤制油的使用和推广也存在一定的问题。
（１）煤制油质量的问题。煤制油品调合后，低温下可能存在分层风险，直接液化柴油十六烷值低，一般需加入十六烷值改进剂改善燃烧性能。十六烷值改进剂不符合中国石化外采油品内控指标技术要求，GB/T11139 和 SH/T0694 不适用于测定煤液化馏分燃料的十六烷指数，十六烷值和十六烷指数的结果差异很大。间接液化柴油润滑性差、运动黏度低等因素影响其使用性能。
（2）煤制油消费税的问题。煤间接液化产品属性可油可化，国家有关政府部门对该产品管理尚未定型，是否定义为消费税应税产品尚不明确。石脑油现采取竞价销售模式，消费税 2105 元/吨。
（3）煤制油社会认可度的问题。煤制油品虽然部分指标优于国标汽柴油环保要求，但受到标准的限制，煤制油品销售只能按照企标或组分油销售给部分中间商。中间商通过油品调合达到成品油国家标准对外销售进入终端市场。总体看来，煤制油品作为国内油品生产的重要补充，可以在一定程度上发挥能源产品兜底保障的作用。
2、关键核心技术连续取得突破
近年来，我国煤制油关键技术、核心装备自主化研制均取得重大突破，达到了世界先进水平。相继攻克一大批世界级技术难题，并实现了关键技术装备的国产化，宁煤煤制油项目国产化率已达 98.5%。在气化炉方面，国家能源集团宁夏煤业研制的“神宁炉”荣获第 19 届中国专利金奖，山西阳煤集团有限责任公司联合清华大学研制的“晋华炉”获第 47 届日内瓦国际发明展金奖，中国航天科技集团有限公司研制的“航天炉”创世界气流床气化技术连续运行（A 级） 时间新纪录。在空分设备方面，自主研发的大型成套空气分离设备 10 万 m3 等级空气分离设备，是全球最大的单机容量制氧设备。
在煤液化方面，我国自主研发煤炭直接液化、中温/低温浆态床费托合成等关键技术，处于国际领先水平，产出率比行业标杆南非沙索高出 10% 以上；宁煤集团、中科合成油技术股份有限公司共同研发的“400万吨/年 煤间接液化成套技术”获得 2020 年度国家科学技术进步一等奖，华东理工大学研制的“多喷嘴对置式水煤浆气化技术”分别获得 2007 年度国家科学技术进步二等奖；在关键催化剂方面，我国首创了高活性、高产油能力和高抗磨损及低甲烷选择性的高温浆态床铁基催化剂、预处理和工业生产成套技术。
3、现有重点项目运行较好
截至 2022 年底，我国已建成的煤制油项目 10 个，最大单体规模为 400 万吨/年，总产能达 938 万吨/年。已投产煤制油项目，间接液化煤制油产能占所有煤制油产能的 90%以上。“十三五”以来，在内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东地区布局了四大现代化煤化工示范基地，重点开展煤制油产业示范并取得重要成果。2016 年建成投产全球单体规模最大的国家能源集团宁夏煤业有限责任公司400 万吨/年煤间接液化装置，2017年建成投产内蒙古伊泰集团杭锦旗120万吨/年煤制精细化学品装置和山西潞安 100 万吨/年煤间接液化装置。
据中国石化联合会煤化工专业委员会统计，2022 年我国煤制油总产量为 732万吨，同比增长 7.8%，产能利用率 89%，同比提升 6.4%。其中，宁煤煤制油产量为 431 万吨，年净利润 83 亿元，吨油品煤耗 3.4 吨标准煤、水耗 6 吨，优于国家先进值，远低于南非沙索公司 12.8 吨的水平。伊泰杭锦旗煤制油产量为 119 万吨，年净利润 7.5 亿元，吨产品煤耗 3.48 吨标准煤、水耗 5.12 吨，废水实现零排放。山西潞安煤制油产量为 95 万吨，虽接近满负荷运行，但基本处于盈亏平衡状态。2023 年，我国煤制油产能达到 931 万吨/年，产量为 724 万吨，煤制油产业实现稳步增长，逐步成为我国炼油工业的重要补充。
原油价格对煤制油企业的盈利性有较大影响，60-70 美元煤制油项目可达盈亏平衡。根据自然资源部油气资源战略研究中心测算显示，按当前技术水平条件，煤价 500～600 元/吨、油价 60～70 美元/bbl 的情况下，煤制油项目可达盈亏平衡点。近几年，国际原油价格中高位震荡运行，煤炭现货价格涨幅亦较大。当前，我国石油炼化产能过剩、开工率普遍不高，生产高附加值的化工产品是炼化一体化项目的主流方向。我国已建和在建煤制油项目主要集中在中西部煤炭资源丰富的地区，虽远离产品目标市场，但较低的煤价成本可以支撑项目持续运行。
从具体项目投资来看，在工程费统计中，工艺生产装置费用平均占比达到59.85%，公用工程费用平均占比为 18.31%，两者占比之和达到 78.16%，接近80%。在工艺生产装置中，占比最高的是气化装置，其次为油品装置和空分装置。
