随着国民经济高速发展，我国石油、天然气消费也进入快速增长阶段。受石油地质储量限制，国产石油已满足不了社会发展需求，1993年我国首度成为石油净进口国，而近六年我国石油对外依存度持续超过70%。天然气使用能有效降低工业生产的污染物排放，近年来，我国天然气产业发展迅速，主要为提高居民生活质量（居民用燃气），替代煤炭降低工业领域能源使用产生的污染物排放。作为对国产天然气的补充，我国开始通过管道运输或船运液化天然气（LNG）的方式进口天然气，2006年，我国成为天然气净进口国。近六年我国的天然气对外依存度持续超过40%。预计未来我国石油和天然气的对外依存度可能会继续提高。
我国资源禀赋条件为煤多油少，为保障能源供应安全，我国从战略高度决定发展煤制油产业。2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布《“十四五”现代能源体系规划》，指出我国现代能源产业已经进入创新升级期，需要做好煤制油战略基地规划布局和管控，稳妥推进规划项目有序实施，建立产能和技术储备。
当前，在进行产业技术突破的同时，我国煤制油行业也面临着煤价高企、油价波动和高额税负的市场环境，需要煤制油企业灵活调整经营策略，相关部门也需要针对行业特殊性，在政策层面给予更多支持。
我国发展煤制油产业的战略背景
1.保障国家能源安全和战略举措
我国一次能源结构的基本特征是“富煤、贫油、少气”，资源禀赋的特点决定了我国以煤炭为最主要的能源消费类型。截至2022年底，我国石油探明储量约37亿吨，约占世界总储量的1.5%。2023年又有新油气资源被探明，截至2023年11月，全国石油新增探明地质储量8.14亿吨，天然气新增探明储量7259.61亿立方米。
2022年我国石油消费量7.13亿吨，约占世界总消费量的14.3%；预计2023年进一步增长，可达7.56亿吨，整体来看石油的供应缺口很大。2022年中国一次能源供需情况见表1。
从各国经验看，石油和天然气对外依存度达到50%是一条安全警戒线。超过警戒线之后，一个国家的石油和天然气供应的不安全性会加大，十分容易受到国际石油和天然气价格波动、产油产气国地缘政治变化等因素的影响。
煤制油作为一种重要的煤炭应用技术，以煤炭为原料，通过煤炭直接液化或间接液化等技术制取汽油、柴油、液化石油气等产品，可以弥补我国“贫油少气”的能源结构缺陷。
根据我国实际的资源禀赋特点，充分利用我国煤炭资源量巨大的优势，开发煤制油技术，将能够有力增强能源自主保障能力，确保我国的能源供应安全。
2.煤制油高碳排放对生态环境造成压力，必须促进煤化工行业低碳转型
煤化工行业每年的耗煤量约9.7亿吨，约占我国煤炭总消费量的20%，仅次于电力行业对煤炭的消费量。根据煤炭工业规划设计研究院2022年公布的《中国煤化工行业二氧化碳排放达峰路径研究》，我国煤化工行业排放的二氧化碳总量约5亿吨，占全国二氧化碳排放总量的5%左右。虽然行业总排放量占比不大，但煤化工行业单位碳排放量较高，通常生产1吨产品会产生3~11吨二氧化碳（表2）。在我国争取2030年前达到二氧化碳排放峰值的目标下，基于行业能源使用特点，煤化工将是率先降碳的行业之一。
煤制油在内的新型煤化工技术的工艺流程长，综合能耗高，碳排放系数较高。新型煤化工作为未来我国煤化工行业的重要发展方向，随着产业规模的扩张，该领域的二氧化碳排放量将快速增加。为降低由技术发展对环境带来的潜在不利影响，煤制油企业也在积极地将二氧化碳捕集、封存的相关技术应用到现有煤制油示范项目，这不仅将推动新型煤化工技术发展，同时还实现产业低碳发展，避免走上先污染后治理的老路。
目前，国家能源集团（神华）已经在其鄂尔多斯煤制油分公司开展了10万吨/年二氧化碳捕集和封存（CCS）的示范性工程，这是国内首个将煤制油技术和二氧化碳捕集技术整合的工程，具有先行示范意义。该项目将煤制油过程产生的高浓度二氧化碳气体经过捕集后进行压缩、冷冻处理为液体二氧化碳，暂存在厂区的储罐中，之后通过罐车运输至距离厂区13~15 km的非采矿区，然后进行盐水层二氧化碳永久封存。
3.促进煤化工行业整体技术创新
煤炭液化技术要求高，其产业化发展将促进我国煤化工行业整体技术水平的提升，以及机械和化工装备制造业、催化剂等产业相关技术的发展。我国在“十二五”“十三五”和“十四五”规划中均要求采用先进煤化工技术，探索新型煤炭深加工模式，推进煤炭分级利用示范项目建设等要求。
目前我国煤制油行业的概况
我国煤化工产业的先行者神华集团（现已重组为国家能源集团）做了大量的前期准备工作，2001年神华集团向国家申报了煤炭直接液化科研项目，被列入国家863计划。2002年9月，由神华集团和中科院山西煤化所合作，成功运转了我国首套煤制油中试装置。2008年，神华集团在内蒙古鄂尔多斯建成投产我国第一座煤制油示范项目。截至2023年底，我国煤制油在产企业共9家，总产能923万吨/年。除已建成产能之外，据不完全统计，国内未来规划待批的煤制油项目总产能约3800万吨/年。国内在产、已规划及远期储备煤制油项目统计见表3。
目前，我国的煤制油产业规模还相对较小，2022年我国成品油产量3.66亿吨，其中煤制油产品约745.6万吨，占比仅约2%。预计2023年我国成品油消费量约4.13亿吨，其中煤制油产品占比基本和上年相当。随着以神华集团为代表的大型煤化工企业先后建成煤制油示范项目，并长期稳定运行，我国对煤制油产业化技术进行了充分实践，已经掌握了煤制油的自主知识产权，并作为技术储备为未来进入到商业化大规模生产阶段做好准备。
1.装置运行水平不断提高
我国发展煤制油技术经历了从无到有的过程，各示范项目通过长期的实际工厂运营，成功突破了保障稳定生产的相关技术，目前已处于国际先进水平。截至2023年，我国首个煤制油项目神华鄂尔多斯煤制油项目已经成功运行16年，单周期稳定运行突破420天，远超设计310天运行时间,而该装置初期运行的单周期稳定运行时间不过61天。
2.产能利用率不断提高
根据中国石油和化学工业联合会公布的信息，目前国内在产煤制油企业平均开工率为89%左右。其中山西潞安、宁夏煤业和伊泰化工的煤制油项目的开工率已经提高到95%以上。相较于2015年的行业开工率不足50%，行业开工率已经实现了大幅提高。
3.技术创新水平不断提升
神华鄂尔多斯煤制油项目开创了我国煤制油现代煤化工工程化技术，除了对煤炭直接制油和间接制油技术的积累，也率先开展了煤化工行业二氧化碳捕集、封存技术的攻关。
我国煤制油行业发展的经济效益影响因素
虽然作为国家战略技术储备和产能储备，煤制油行业肩负着保障我国能源安全的重任，但企业仍需要独立面对市场因素的变动，保障行业的良性发展。由于原料是煤、产品是油，煤制油项目的经营同时受油价和煤价的双重影响，同时国内要求所有煤化工液态产品均要比照石脑油缴纳消费税，这些因素都影响着国内煤制油行业的发展。
据中国石油和化学工业联合会信息，通常煤制油厂产出1吨油产品，需要消耗约4吨煤。煤价在550元/吨、国际油价在65美元/桶情况下，国内煤制油项目才能达到盈亏平衡点。
1.油价波动，煤化工项目经济风险大
自2020年以来，国际油价经历大幅波动，目前油价处于高位。全球经济仍显疲软，短期内石油需求前景难以迅速改善，油价无法长期保持较高水平，继续建设大型煤化工项目存在较大经济风险。
2.煤价高企，煤制油用煤成本压力大
自2020下半年以来，国内原煤价格屡创新高，煤制油项目用煤成本由2018年占总成本30%~40%的水平，上升到目前60%~65%的水平。预计未来一段时间煤炭价格仍将维持在较高水平，煤制油企业的原料成本压力巨大。煤制油企业要拥有自己的煤矿，实施上下游一体化建设，才能保证稳定的产品成本。
3.税费成本高昂，产品竞争力下降
我国要求全部煤化工液态产品都比照石脑油缴纳1.52元/升的消费税。在国际油价较高、煤炭价格较低时，煤制油行业利润较高，财税制度影响不大。但当国际油价较低、煤炭价格较高时，煤制油行业将面临高额的赋税，产品将不具有竞争力。
行业发展建议
煤制油作为我国战略布局的行业，对缓解我国石油供应压力有重要意义。但在“低碳节能”要求提高的背景下，煤制油过程因工艺流程长、碳排放系数高的特点，行业发展受到制约。目前煤制油产业虽然已经初具规模，但是在产企业都是示范性项目，业内企业必须清楚认识到煤制油只是对我国石油炼化行业的补充，而不是完全替代。相关企业需要按照国家相关部门对煤制油行业整体的规划，有序发展相关项目。
同时，我国虽然已经掌握了煤制油的产业化技术，但面对油价波动、煤价高企、税负较高等客观因素，行业企业需要灵活调整经营策略，提高产品附加值，拓展节能增效空间，完善产品经销体系，方可在市场竞争中发展壮大，并为我国能源安全、碳中和目标达成贡献行业力量。