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煤制油我國總的能源特徵是「富煤、少油、有氣」。2003年我國總能源消費量達11.783億噸油當量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然氣占2.5%，水電占5.43%，核能占0.83%。我國擁有較豐富的煤炭資源，2000~2003年探明儲量均為1145億噸，儲采比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明儲量2003年為32億噸，儲采比為19.1年。在較長一段時間內，我國原油產量只能保持在1.6~1.7億噸/年的水平。
- 中文名：煤制油
- 外文名：Coal-to-liquids, CTL
- 原 料：煤炭
- 技術路線：煤直接液化和煤間接液化
- 定 義：以煤炭為原料，通過化學加工過程生產油品的一項技術
- 能源特徵：富煤、少油、有氣
目錄
基本信息
簡介
煤制油（Coal-to-liquids, CTL）是以煤炭為原料，通過化學加工過程生產油品和石油化工產品的一項技術，包含煤直接液化和煤間接液化兩種技術路線。煤的直接液化將煤在高溫高壓條件下，通過催化加氫直接液化合成液態烴類燃料，並脫除硫、氮、氧等原子。具有對煤的種類適應性差，反應及操作條件苛刻，產出燃油的芳烴、硫和氮等雜質含量高，十六烷值低的特點，在發動機上直接燃用較為困難。費托合成工藝是以合成氣為原料製備烴類化合物的過程。合成氣可由天然氣、煤炭、輕烴、重質油、生物質等原料製備。根據合成氣的原料不同，費托合成油可分為：煤制油（Coal-to-liquids, CTL）、(生物質制油 Biomass-to-liquids, BTL)和天然氣制油(Gas-to-liquids, GTL)。煤的間接液化首先把煤氣化，再通過費托合成轉化為烴類燃料。生產的油品具有十六烷值高、H/C含量較高、低硫和低芳烴以及能和普通柴油以任意比例互溶等特性。同時，CTL具有運動粘度低，密度小、體積熱值低等特點。
煤炭因其儲量大和價格相對穩定，成為中國動力生產的首選燃料。在本世紀前50年內，煤炭在中國一次能源構成中仍將占主導地位。預計煤炭占一次能源比例將由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%達到2005年50%左右。我國每年燒掉的重油約3000萬噸，石油資源的短缺仍使煤代油重新提上議事日程，以煤制油已成為我國能源戰略的一個重要趨勢。[1][2]
相關政策
從2006年到2011年，國家幾乎每年都要出台一個關於煤化工的指導文件：2006年，發改委連發兩道禁令——「不批准年產規模在300萬噸以下的煤制油項目」以及「在國家煤炭液化發展規劃編制完成前，暫停煤炭液化項目核准」；2008年8月4日，發改委再次發布《關於加強煤制油項目管理有關問題的通知》，明確指出煤制油項目投資風險大，不能一哄而起，全面鋪開；2009年年底，國務院下發了《關於抑制部分行業產能過剩和重複建設引導產業健康發展若干意見的通知》，抑制煤化工產業的盲目發展。[3]
其他相關
技術總結
潔淨煤技術的開發利用正處方興未艾之勢，我國應加大煤炭氣化技術、煤間接液化和煤直接液化技術的開發和推行力度，並引進吸收消化國外先進技術，將我國潔淨煤技術和應用水平提到一個新的高度，為我國能源工業的可持續發展作出新的貢獻。
煤變油的開發
發達國家不搞煤變油的歷史
據了解，南非擁有一套年產800萬噸油品的煤變油工廠，是世界上唯一大規模的煤變油商業工廠，並為該國提供了60%的運輸油料。其實美、德、日等發達國家也都有成熟技術，但它們為什麼沒有投入工業化生產？
據介紹，早在上世紀30年代末，由於石油緊缺，德國就開始研究煤制油技術。二戰前，德國已建成17個工廠，生產420多萬噸汽柴油。到了40年代末、50年代初，隨着中東大油田的開採，低成本的石油大量充斥市場，每桶2—10美元。在這種情況下，再搞煤變油在經濟上就很不合算。直到1973年，中東實行石油禁運，油價被炒高，達到每桶30多美元（相當於價格80多美元），這時，大規模的煤制油研發又掀起高潮，美、日、德都紛紛投巨資研究，並建設了試驗工廠。但是，在這些國家，煤變油始終沒有真正投入商業運行。這是為什麼呢？
據專家測算，當原油價格在28美元以上，煤變油在經濟上就比較划算；低於這個價格，煤制油就不划算。因此，上世紀80年代中期至90年代中期，國際油價一直處在低位，煤變油自然不會受到重視。但是，各國技術已相當成熟，可以說倚馬可待，只要市場需要，就可進行大規模工業化。直到最近兩年，國際油價一再攀升，煤制油重新被各國提上議事日程。美國又開始搞間接液化，法國、意大利也開始進行合作研發。但從項目啟動到開工建設，至少需要5年準備時間，而油價頻繁變動，時高時低，人們往往反應滯後，使決策舉棋不定。
中國搞煤變油有優勢，但不會成為油品生產的主方向專家認為，在我國搞煤變油有着顯著的優勢。我國富煤少油，近年來隨着經濟的發展，進口原油逐年攀升，從1993—2003年10年間，年均遞增15%以上，進口依存度越來越高。10年間，我國進口原油增長9.18倍，每年花去大量外匯。由於油價上漲，2004年進口原油比上年多支付550億元人民幣。因此，專家認為，從我國能源安全的戰略角度考慮，也應該努力想辦法，從多元化出發，解決能源長期可靠供應問題，而煤變油是可行途徑之一。
同時，中國是產煤大國，西部產煤成本（特別是坑口煤）相對較低。神華集團副總經理、神華煤制油公司董事長張玉卓給記者算了一筆賬：噸煤開採成本美國是20.5美元，神華神東礦區不到100元人民幣，很顯然，神華煤很有優勢。
此外，中國投資成本和勞動力成本相對較低。據估算，年產250萬噸柴汽油的生產線，在美國需投資32億美元，而在中國僅需20億美元。
煤制油技術意義
早在20世紀30年代，第一代煤炭直接液化技術—直接加氫煤液化工藝在德國實現工業化。但當時的煤液化反應條件較為苛刻，反應溫度470℃，反應壓力70MPa。相繼開發了多種第二代煤直接液化工藝，如供氫溶劑法（EDS）、溶劑精煉煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、美國的氫-煤法（H-Coal）等，這些工藝已完成大型中試，技術上具備建廠條件，只是由於經濟上建設投資大，煤液化油生產成本高，而尚未工業化。1973年的世界石油危機，使煤直接液化工藝的研究開發重新得到重視。幾大工業國正在繼續研究開發第三代煤直接液化工藝，具有反應條件緩和、油收率高和油價相對較低的特點。世界上典型的幾種煤直接液化工藝有：德國IGOR公司和美國碳氫化合物研究（HTI）公司的兩段催化液化工藝。我國煤炭科學研究總院北京煤化所自1980年重新開展了煤直接液化技術研究，現已建成油品改質加工、煤直接液化實驗室。通過對我國上百個煤種進行的煤直接液化試驗，篩選出15種適合於液化的煤，液化油收率達50%以上，並對4個煤種進行了煤直接液化的工藝條件研究，開發了煤直接液化催化劑。煤炭科學院與德國RUR和DMT公司也簽訂雲南先鋒煤液化廠可行性研究項目協議，並完成了雲南煤液化廠可行性研究報告。液化廠建成後，可年產汽油35.34萬噸、柴油53.04萬噸、液化石油氣6.75萬噸、合成氨3.90萬噸、硫磺2.53萬噸、苯0.88萬噸。擬建的雲南先鋒煤液化廠年處理（液化）褐煤257萬噸，氣化制氫（含發電17萬KW）用原煤253萬噸，合計用原煤510萬噸。
中國石油開採遠遠滿足不了對石油高速增長的需求，造成對進口原油和石油產品的過度依賴。同時，進口容易受到出口國家政治經濟是否穩定、運輸路線是否受到干擾等因素的影響，中國的能源問題愈發突出。這樣的被動局面是需要改變的。為此，尋找原油替代能源日趨重要，對煤炭的利用再次引起人們的關注。
南非在這方面走在了世界前列。當時南非政府開始研究煤液化的可能性，主要目的在於擺脫對石油的高度依賴性，保護南非國際收支平衡，提高能源供給安全。幾十年過去，通過妥善利用大量煤炭資源，南非還獲得了諸多方面的利益，包括增加就業機會，使原本過度依賴農業與採礦業的國民經濟實現了工業化。
中國現在所處的環境條件與沙索在南非初創之際極為相似，特點就是 「富煤少油」，特別是經濟的飛速發展使得對能源的需求急劇增加。據介紹，15家商業規模的煤液化工廠的總產量將可以替代中國2020年石油進口量的15%。
當今，人類石油需求量逐年增多，而世界的石油開採儲量逐年下降，兩個曲線之間會形成一個越來越大的空位。『煤制油』便可以填補這個空位。」「煤制油」技術有助於中國擺脫對進口原油和石油產品的過度依賴，從而提高能源安全。從中國的能源結構來看，中國具備開發 『煤制油』產業的各種戰略驅動因素。」
直接液化
技術歷史
早在20世紀30年代，第一代煤炭直接液化技術—直接加氫煤液化工藝在德國實現工業化。但當時的煤液化反應條件較為苛刻，反應溫度470℃，反應壓力70MPa。1973年的世界石油危機，使煤直接液化工藝的研究開發重新得到重視。相繼開發了多種第二代煤直接液化工藝，如美國的氫-煤法（H-Coal）、溶劑精煉煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氫溶劑法（EDS）等，這些工藝已完成大型中試，技術上具備建廠條件，只是由於經濟上建設投資大，煤液化油生產成本高，而尚未工業化。幾大工業國正在繼續研究開發第三代煤直接液化工藝，具有反應條件緩和、油收率高和油價相對較低的特點。世界上典型的幾種煤直接液化工藝有：德國IGOR公司和美國碳氫化合物研究（HTI）公司的兩段催化液化工藝等。我國煤炭科學研究總院北京煤化所自1980年重新開展煤直接液化技術研究，現已建成煤直接液化、油品改質加工實驗室。通過對我國上百個煤種進行的煤直接液化試驗，篩選出15種適合於液化的煤，並對4個煤種進行了煤直接液化的工藝條件研究，開發了煤直接液化催化劑，液化油收率達50%以上，煤炭科學院與德國RUR和DMT公司也簽訂了雲南先鋒煤液化廠可行性研究項目協議，並完成了雲南煤液化廠可行性研究報告。擬建的雲南先鋒煤液化廠年處理（液化）褐煤257萬噸，氣化制氫（含發電17萬KW）用原煤253萬噸，合計用原煤510萬噸。液化廠建成後，可年產汽油35.34萬噸、柴油53.04萬噸、液化石油氣6.75萬噸、合成氨3.90萬噸、硫磺2.53萬噸、苯0.88萬噸。
可行性研究
我國首家大型神華煤直接液化油項目可行性研究，進入實地評估階段。推薦的三個廠址為內蒙古自治區鄂爾多斯市境內的上灣、馬家塔、松定霍洛。該神華煤液化項目是2001年3月經國務院批准的可行性研究項目，這一項目是國家對能源結構調整的重要戰略措施，是將中國豐富的煤炭能源轉變為較緊缺的石油資源的一條新途徑。該項目引進美國碳氫技術公司煤液化核心技術，將儲量豐富的神華優質煤炭按照國內的常規工藝直接轉化為合格的汽油、柴油和石腦油。該項目可消化原煤1500萬噸，形成新的產業鏈，效益比直接賣原煤可提高20倍。其副屬品將延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蠟、煤氣等下游產品。這項工程的一大特點是裝置規模大型化，包括煤液化、天然氣制氫、煤制氫、空分等都是世界上同類裝置中最大的。預計年銷售額將達到60億元，稅後淨利潤15.7億元，11年可收回投資。
甘肅煤技術突破
甘肅煤田地質研究所煤炭轉化中心自主研發的配煤液化試驗技術取得重大突破。由於配煤液化技術油產率高於單煤液化，據測算，採用該技術製得汽柴油的成本約1500元/噸，經濟效益和社會效益顯著。此前的煤液化只使用一種煤進行加工，甘肅煤炭轉化中心在世界上首次採用配煤的方式，將甘肅大有和天祝兩地微量成分有差別的煤炭以6：4配比，設定溫度為440℃、時間為60秒進行反應，故稱為「配煤液化」。試驗證明，該技術可使煤轉化率達到95.89%，使油產率提高至69.66%，所使用的普通催化劑用量比單煤液化少，反應條件相對緩和。
甘肅省中部地區高硫煤配煤直接液化技術，已由甘肅煤田地質研究所完成實驗室研究，並通過專家鑑定，達到了國際先進水平。同時，騰達西北鐵合金公司與甘肅煤田地質研究所也簽署投資協議，使」煤制油」產業化邁出了實質性一步。為給甘肅省」煤制油」產品升級換代提供資源保障，該省同甘肅煤田地質研究所就該省中部地區高硫煤進行」煤制油」產業化前期研究開發。經專家測定，產油率一般可達到64.63%，如配煤產油率可達69.66%。該項目付諸實施後，將為甘肅省華亭、靖遠、窯街等礦區煤炭轉化和產業鏈的延伸積累寶貴的經驗。
間接液化
技術梗概
煤的間接液化工藝就是先對原料煤進行氣化，再做淨化處理後，得到一氧化碳和氫氣的原料氣．然後在270C ~350C左右，2.5MPa以及催化劑的作用下合成出有關油品或化工產品。即先將煤氣化為合成氣(CO+H2)，合成氣經脫除硫、氮和氧淨化後，經水煤氣反應使H2/CO比調整到合適值，再Fischer-Tropsch催化反應合成液體燃料。典型的(Fischer-Tropsch)催化反應合成柴油工藝包括：煤的氣化及煤氣淨化、變換和脫碳；F-T合成反應；油品加工等3個步驟。氣化裝置產出的粗煤氣經除塵、冷卻得到淨煤氣，淨煤氣經CO寬溫耐硫變換和酸性氣體脫除，得到成分合格的合成氣．合成氣進入合成反應器，在一定溫度、壓力及催化劑作用下，H2和CO轉化為直鏈烴類、水及少量的含氧有機化合物．其中油相採用常規石油煉製手段，經進一步加工得到合格的柴油。F-T合成柴油的特點是：合成條件較溫和，無論是固定床、流化床還是漿態床，反應溫度均低於350℃，反應壓力為2.0~3.0MPa，且轉化率高。間接液化幾乎不依賴於煤種(適用於天然氣及其它含碳資源)，而且反應及操作條件溫和。間接法雖然流程複雜、投資較高，但對煤種要求不高，產物主要由鏈狀烴構成，因此所獲得的十六烷值很高，幾乎不含硫和芳香烴。
由煤炭氣化生產合成氣、再經費-托合成生產合成油稱之為煤炭間接液化技術。「煤炭間接液化」法早在南非實現工業化生產。南非也是個多煤缺油的國家，其煤炭儲藏量高達553.33億噸，儲采比為247年。煤炭占其一次能源比例為75.6%。南非1955年起就採用煤炭氣化技術和費-托法合成技術，生產汽油、煤油、柴油、合成蠟、氨、乙烯、丙烯、α-烯烴等石油和化工產品。南非費-托合成技術現發展了現代化的Synthol漿液床反應器。薩索爾（Sasol）公司現有二套「煤炭間接液化」裝置，年生產液體烴類產品700多萬噸（薩索爾堡32萬噸/年、塞庫達675萬噸/年），其中合成油品500萬噸，每年耗煤4950萬噸。累計的70億美元投資早已收回。現年產值達40億美元，年實現利潤近12億美元。
技術發展
當前，我國己投入工業化示範的煤制油項目有5個，產能達160萬噸。根據煤制油項目進展情況和幾個煤制油企業規劃，到2015年煤制油產能可達1200萬噸，2020年可達3300萬噸的規模。
預計，按照高中低三種增速計算，到2015年我國煤制油的生產規模分別達到600萬噸/年、1000萬噸/年、1200萬噸/年。到2020年高增長情景下可達5000萬噸/年。
現階段，我國煤制油行業處在大型國有煤炭企業中試點階段。數據監測顯示，截至2012年底，已經投產的項目中煤制油總產能為170萬噸/年，其中神華集團居於主導地位，占總產能的74%。根據煤制油項目投產企業的占比，推算出2012年中國煤制油項目生產油品的總規模達到106.08萬噸，與2011年相比，有所下降。
我國中科院山西煤化所從20世紀80年代開始進行鐵基、鈷基兩大類催化劑費-托合成油煤炭間接液化技術研究及工程開發，完成了2000噸/年規模的煤基合成油工業實驗，5噸煤炭可合成1噸成品油。據項目規劃，一個萬噸級的「煤變油」裝置可望在未來3年內崛起於我國煤炭大省山西。中科院還設想到2008年建成一個百萬噸級的煤基合成油大型企業，山西大同、朔州地區幾個大煤田之間將建成一個大的煤「煉油廠」。最近，總投資100億美元的朔州連順能源公司每年500萬噸煤基合成油項目已進入實質性開發階段，計劃2005年建成投產。產品將包括辛烷值不低於90號且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500種化工延伸產品。
2015年9月，我國首套百萬噸級煤間接液化制油項目，在位於陝西省榆林市的陝西未來能源化工有限公司投產，並產出了優質油品。該項目核心技術採用兗礦集團自主研發的低溫費托合成專利技術。該技術與國內外同類技術相比，具有諸多優勢：噸油品催化劑消耗低，為國內外同類催化劑消耗的30%左右;柴油選擇性高，柴油收率達75%以上，比國內同類技術高30%以上；費托合成反應器生產強度大，是同類直徑反應器產能的1.5倍;碳轉化率高，煤氣化單元採用兗礦集團與華東理工大學共同研發的多噴嘴對置式水煤漿加壓氣化技術，碳轉化率高達98%～99%；熱電聯供系統總體熱效率可超過90%。
我國煤炭資源豐富，為保障國家能源安全，滿足國家能源戰略對間接液化技術的迫切需要，2001年國家科技部」863」計劃和中國科學院聯合啟動了」煤制油」重大科技項目。兩年後，承擔這一項目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要進展。與我們常見的柴油判若兩物的源自煤炭的高品質柴油，清澈透明，幾乎無味，柴油中硫、氮等污染物含量極低，十六烷值高達75以上，具有高動力、無污染特點。這種高品質柴油與汽油相比，百公里耗油減少30%，油品中硫含量小於0．5×10－6，比歐Ⅴ標準高10倍，比歐Ⅳ標準高20倍，屬優異的環保型清潔燃料。