爱华网1． 概述
1．1 国外煤转油产业发展状况
自20世纪初开始，煤炭液化技术得到较快的发展，产生了2种不同的液化方法。最早的液化工艺是，先将煤炭在高温高压的溶剂中溶解，产生高沸点的液体。该液化工艺中没有用氢气和催化剂。这种直接液化技术于1913年被Bergius申请专利，并在20年代初进行了商业化生产。这种直接液化技术也被称为Pott-Broche液化工艺或者I G Farben液化工艺。
1925年，Fischer和Tropsch申请了间接液化技术的专利权。在间接液化技术中，先把煤气化产生合成气（氢气和一氧化碳），然后用钴催化剂合成液体。间接液化技术于30年代被用于商业化生产，起初主要是生产化工原料，而不是液体燃料。
尽管在50年代的初期和中期，美国的煤炭液化技术有了一些发展，但由于石油价格的下降，煤炭液化技术越来越缺乏吸引力。当时，中东地区发现了新的大量的石油储量，进行具有战略性的研发（R & D）项目的必要性大大减小，世界上除南非之外的其它国家对煤炭液化技术的兴趣逐渐减小。
南非重视煤炭液化技术的原因是，自50年代中期至80年代中期的30年中，南非由于其种族隔离政策逐渐被与其它国家从政治上隔绝起来，不能与其它国家自由进行石油和石油产品的贸易，南非自己本身又没有石油储量，因此南非只能利用其丰富的煤炭资源来进行煤炭液化。由于南非的煤种更适合于间接液化，因此南非选用的是煤炭间接液化技术。南非于50年代建成了第一座煤炭间接液化厂——Sasol I号液化厂。1980年和1982年，南非建成了另外两座规模更大的液化厂，采用的是相同工艺，但改进了催化剂和反应器设计。80年代中期，南非煤炭液化厂每年可生产运输燃料1000万t，占南非运输燃料总需求量的60%。目前这3座液化厂仍进行生产。除了南非之外，其它国家只有到了70年代初期才重视煤炭液化技术。
在70年代初期，主要产油地区的政治政策的改变导致国际油价的大幅度上涨，人们再次关注利用煤炭生产运输燃料的技术。国际油价在70年代保持了持续的上涨态势，直到1985年末国际油价仍高居不下。一些大型的研发项目开始展开，其中大部分项目集中在直接液化工艺的研究上。当时，从事煤炭液化研究的主要国家包括美国、日本、英国和德国，其中前三者不断研究着煤炭提质加工工艺。尽管用于其它目的的合成催化反应和技术的研究是同步进行的，但人们仍对间接液化工艺兴趣不大。几乎目前所有的液化工艺来源于这一阶段的研究成果。
1．2 国内煤转油产业发展状况
国内煤转油项目起步晚，但随着近年来石油价格的飞涨，很多煤转油项目都列入了各省的发展规划。我国的煤炭科学总院对煤变石油的研究已进行了20多年，培养了一支专门从事直接液化技术研究的科研队伍，建成了具有先进水平的加氢液化、油品加工和分析检验实验室，对几十种煤样进行了试验和评价，筛选了国内十几种适宜液化的煤种，有良好的技术基础。1997年，中国科学院山西煤炭化学研究所进行的煤基合成汽油年产2000吨的工业试验获得阶段性成果，并通过了中科院的技术鉴定，为万吨级的工业化生产奠定了基础。其技术上也取得了突破：在催化剂的作用下，可用4－5吨煤，经过一系列工艺流程生产出1吨汽油或柴油。
自1997年至今，经过中德、中美、中日政府间的科技合作，进行了我国煤炭直接液化示范厂的可行性研究。结果表明，在陕西的神府煤田、内蒙古的东胜煤田、云南的先锋煤田，由于煤炭价格低廉，设备大部分可以国产化，从而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油产品的成本只有15－17美元，远低于欧佩克规定的每桶22－28美元的价格带。另一方面，以我们已经掌握的催化剂技术，间接液化合成部分的成本可以降低为原来的六分之一。这就是说，在煤矿坑口建厂，不要中间环节，如果合成油规模达到百万吨级，按目前市场价，吨油成本将控制在2000元左右，具有很强的市场竞争力。
目前除神华集团的项目外，其它省份的项目大多处于预可研和可研阶段，但大部分省都有煤转油项目的规划。
2． 煤转油在我国发展的外部环境
2．1 技术环境
运输用液体燃料中氢含量为12～15%，而煤中的氢含量为5%，碳含量较高。煤转化为液体需要加氢，或者说脱碳。为此人们开发了许多“直接”和“间接”液化工艺。
2.1.1煤液化技术的工艺特征对比分析
（1）煤液化工艺原理对比分析
间接液化工艺:
典型煤基F-T合成工艺包括：煤的气化及煤气净化、变换和脱碳；F-T合成反应；油品加工等3个纯“串联”步骤。气化装置产出的粗煤气经除尘、冷却得到净煤气，净煤气经CO宽温耐硫变换和酸性气体（包括H2S和CO2等）脱除，得到成分合格的合成气。合成气进入合成反应器，在一定温度、压力及催化剂作用下，H2和CO转化为直链烃类、水以及少量的含氧有机化合物。生成物经三相分离，水相去提取醇、酮、醛等化学品；油相采用常规石油炼制手段（如常、减压蒸馏），根据需要切割出产品馏份，经进一步加工（如加氢精制、临氢降凝、催化重整、加氢裂化等工艺）得到合格的油品或中间产品；气相经冷冻分离及烯烃转化处理得到LPG、聚合级丙烯、聚合级乙烯及中热值燃料气。
F-T合成的特点是：合成条件较温和，无论是固定床、流化床还是浆态床，反应温度均低于350℃，反应压力2.0～3.0MPa；转化率高，如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过转化率达到60％以上，循环比为2.0时，总转化率即达90％左右。Shell公司的SMDS工艺采用钴基催化剂，转化率甚至更高；受合成过程链增长转化机理的限制，目标产品的选择性相对较低，合成副产物较多，正构链烃的范围可从C1至C100；随合成温度的降低，重烃类（如蜡油）产量增大，轻烃类（如CH4、C2H4、C2H6、……等）产量减少；有效产物-CH2-的理论收率低，仅为43.75％，工艺废水的理论产量却高达56.25％；煤消耗量大，如我国西部某间接液化项目，生产1tF-T产品，需消耗原料洗精煤3.3t左右（不计燃料煤）；反应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高；煤基间接液化全部依赖于煤的气化，没有大规模气化便没有煤基间接液化。
直接液化工艺－加氢液化：
典型的煤直接加氢液化工艺包括：氢气制备、煤糊相（油煤浆）制备、加氢液化反应、油品加工“先并后串”4个步骤。氢气制备是加氢液化的重要环节，可以采用煤气化、天然气转化及水电解等手段，但大规模制氢通常采用煤气化及天然气转化。液化过程中，将煤、催化剂和循环油制成的煤浆，与制得的氢气混合送入反应器。在液化反应器内，煤首先发生热解反应，生成自由基“碎片”，不稳定的自由基“碎片”再与氢在催化剂存在条件下结合，形成分子量比煤低得多的初级加氢产物。出反应器的产物构成十分复杂，包括气、液、固三相。气相的主要成分是氢气，分离后循环返回反应器重新参加反应；固相为未反应的煤、矿物质及催化剂；液相则为轻油（粗汽油）、中油等馏份油及重油。液相馏份油经提质加工（如加氢精制、加氢裂化和重整）得到合格的汽油、柴油和航空煤油等产品。重质的液固淤浆经进一步分离得到循环重油和残渣。
加氢液化的特点是：液化油收率高，例如采用HTI工艺，我国神华煤的油收率可高达63%～68％；煤消耗量小，如我国西部某直接液化项目，生产1t液化油，需消耗原料洗精煤2.4t左右（包括23.3％气化制氢用原料煤，也不计燃料煤）；馏份油以汽、柴油为主，目标产品的选择性相对较高；油煤浆进料，设备体积小，投资低，运行费用低；制氢方法有多种选择，无需完全依赖于煤的气化；反应条件相对较苛刻，如德国老工艺液化压力甚至高达70MPa，现代工艺如IGOR、HTI、NEDOL等液化压力也达到17～30MPa，液化温度430～470℃；出液化反应器的产物组成较复杂，液、固两相混合物由于粘度较高，分离相对困难；氢耗量大，一般在6%～10％，工艺过程中不仅要补充大量新氢，还需要循环油作供氢溶剂，使装置的生产能力降低。
（2）液化产品的市场适应性对比分析
煤基间接液化产物分布较宽，如SASOL固定流化床工艺，C-4以下产物约占总合成产物的44.1％，包括CH49.9％、C2H64.1％、C2H45.0％、C3H612.3％、C3H82.1％、C4H88.7％、C4H102.0％等；C+5以上产物约占总合成产物的49.7％，包括C5～C9馏份29.7％、C10～C13馏份10.0％、C14～C18馏份6.0％、C+194.0％等。C-4以下的气态烃类产物经分离及烯烃歧化转化得到LPG、聚合级丙烯、聚合级乙烯等终端产品。C+5以上液态产物经馏份切割得到石脑油、α-烯烃、C14～C18烷及粗蜡等中间产品。石脑油经进一步加氢精制，得到高级乙烯料（乙烯收率可达到37%～39％，普通炼厂石脑油的乙烯收率仅为27%～28％左右），也可以重整得到汽油；α-烯烃不经提质处理就是高级洗涤剂原料，经提质处理得到航空煤油；C14～C18烷不经提质处理也是高品质的洗涤剂原料，通过加氢精制和异构降凝处理即成为高级调和柴油（十六烷值高达75）；粗蜡经加氢精制得到高品质软蜡。国内外的相关研究结果表明，现阶段，在我国发展煤基间接液化工艺，适宜定位在生产高附加值石油延长产品即所谓的中间化学品，如市场紧俏的聚合级丙烯、聚合级乙烯、高级石脑油、α-烯烃及C14～C18烷等；若定位在单纯生产燃料油品，由于提质工艺流程长、主产品（如汽油）的质量差，导致经济效益难以体现。
加氢液化工艺的柴油收率在70％左右，LPG和汽油约占20％，其余为以多环芳烃为主的中间产品。由于加氢液化产物具有富含环烷烃的特点，因此，经提质处理及馏份切割得到的汽油及航空煤油均属于高质量终端产品。另外，加氢液化产物也是生产芳烃化合物的重要原料。实践证明，不少芳烃化合物通过非煤加氢液化途径获取往往较为困难，甚至不可能。国内外的相关研究结果同样已经表明，基于不可逆转的石油资源形势和并不乐观的国际政治形势，在我国发展直接液化工艺，适宜定位在生产燃料油品及特殊中间化学品。不可否认，由于大量石油进口，导致我国现阶段汽油市场供应相对过剩。但是，随着汽车工业（特别是轿车工业）在我国的蓬勃发展，预计2010年前后，我国汽油市场的供需平衡将被打破，以后缺口将日益扩大。另外，汽油汽车柴油化、农用机具及LPG消费群体的迅速增多，使本来就供需关系紧张的柴油及LPG，在未来市场供需矛盾将比汽油更加突出。
2.1.2 液化技术的经济性对比分析
一般认为，同一煤种在既适合加氢液化工艺又适合煤基间接液化工艺的前提条件下，若2种工艺均以生产燃料油品为主线,则前者的经济效益将明显优于后者。事实上，液化技术的经济性影响因素很多，诸如工艺特征（投资影响）、原料价格和当地条件及知识产权（成本影响）、产业政策（税收影响）及产品结构和价格（销售影响）等。因此，不设定时空界限（或条件），简单讨论间接液化和直接液化经济性优劣是没有意义的。
研究结果表明，现阶段，如果在我国西部某省份建设1座以生产中间化学品（直链烃）为主、油品为辅的单纯煤基间接液化厂，生产规模160万t/a，采用南非SASOL固定流化床工艺，项目投资约为145亿元（其中：气化部分约为60亿元，公用工程约为15.8亿元，两项约占总投资的52.3％），项目享受国家的税收优惠政策，内部收益率可以达到11.45％；同样，如果在我国的西部毗邻省份建设1座以生产油品为主、中间化学品（环烷烃、芳烃）为辅的煤直接液化厂，生产规模250万t/a，加氢液化工艺采用美国HTI工艺，项目投资约为160亿元（其中：气化制氢部分约为35.2亿元，公用工程约为10.4亿元，2项约占总投资的32.3％），也享受国家的税收优惠政策，内部收益率可以达到12.8％。由此可见，在基本等同的条件下，单纯直接液化工艺的表观经济效益明显优于单纯间接液化工艺。研究结果又表明，如果在我国的东部某省份建设1座以生产中间化学品（直链烃）为主、油品、甲醇及电为辅的多联产厂，生产规模150万t/a，其中F-T合成也采用南非SASOL固定流化床工艺，项目总投资约为102亿元（其中：气化部分约为35.7亿元，公用工程约为6.8亿元，两项约占总投资的41.7％），但不享受国家的税收优惠政策，内部收益率可以达到13.71％。因此，以F-T合成为主的联产工艺的表观经济效益又优于单纯直接液化工艺。
2.2 政策因素影响
石油资源的日益紧缺和油价的持续攀升，催生了我国煤化工的进一步快速发展。《十五》以来，煤液化、气化等先进的煤炭转化技术的开发与产业化被列入多个国家级规划中。例如，煤合成燃料技术列入“863”计划项目，煤液化制油工程被列为“十五”期间国家重点组织实施的12大高技术工程之一，予以攻关研究。国家煤炭工业“十五”规划中提出，“十五”期间，我国将推进煤炭液化的开发和应用。2004年 6月30日，国务院出台的《能源中长期发展规划纲要》，将煤化工列入我国中长期能源发展战略的发展重点。2004年国家发改委将煤化工及新型催化关键技术列为国家重大产业技术开发专项，提出要组织实施对大型、高效煤的气化技术开发，突破一氧化碳转化、净化、催化合成等关键共性技术；“多联产”技术开发；煤及焦炉、高炉气制甲醇和二甲醚大型化技术开发；碳－化工下游产品及技术开发；煤化工及碳－化工领域新催化、新分离技术开发。国家发改委正在考虑将“煤变油”列入“十一五规划”。
国家科技型中小企业技术创新基金已将超细煤直接催化加氢生产液体燃料的关键创新技术、煤液化加氢生产燃料油的关键技术、煤干馏及煤焦油生产燃料和化工原料的新技术、新型煤气化净化剂（催化剂）、合成气制含氧化合物及烃类化合物新工艺等煤化工新技术做为2005年重点支持的领域。
2005年 6月，国务院“关于促进煤炭工业健康发展的若干意见”中又明确提出，要推进洁净煤技术产业化发展。积极开展液化、气化等用煤的资源评价，稳步实施煤炭液化、气化工程。加快低品位、难采矿的地下气化等示范工程建设，带动以煤炭为基础的新型能源化工产业发展。
由此可见，煤化工已成为国家能源发展战略重点之一和国家重点推进的产业。
3．规划投资情况分析
在国家能源政策和产业政策的宏观指导下，全国拥有煤炭资源的地区，如山西、内蒙、陕西、宁夏、安徽、河南、新疆、云南、贵州、山东等地发展煤化工的热情空前高涨。这些地区都从贯彻落实科学发展观的高度和发展循环经济的理念出发，纷纷作出要加快发展煤化工的战略决策，制定煤化工发展规划，将建设新型煤化工工程作为地方经济发展的战略方向。
例如，煤炭之都——山西省今年制定了《加快发展具有山西优势的煤化工产业三年推进计划》，启动了"5565"工程，形成山西煤化工产业集群，打造山西煤化工品牌，实现山西煤化工产业的可持续发展。到2007年，全省煤化工产业实现销售收入500亿元，新增销售收入350亿元，新增税收35亿元。
内蒙古自治区提出依托煤炭产业优势，全力推进煤化工、煤液化、煤转油项目建设，延长产业链，建成我国重要的化工生产基地。2010 年，化工产业预计实现销售收入1300亿元，其中煤化工750亿元。
河南省已提出了“十一五”煤化工发展蓝图，规划建设5大煤化工产业基地，初步提出了“十一五”煤化工规划项目72个，重点发展甲醇、烯烃、醋酸、甲醛、二甲醚、尿素、三聚氰胺、二甲基甲酰胺、芳烃等九大主导产品。到2010年，煤化工产业煤炭转化能力将由2004年的800万吨提高到1900万吨，销售收入由2004年的110亿元增加到600亿元。
宁夏推出了《宁东能源重化工基地整体规划与建设纲要》，确定重点发展电力、煤化工、煤炭开采三大产业，建设宁东能源重化工基地，规划占地总面积14.28平方公里，总投资2000亿元。
贵州省将在未来5年内规划和建设5个“循环经济”型的煤化工生态工业基地。预计5个基地煤化工生产项目总投资达522.8亿元，年产值可达403万元。
陕西省陕北能源重化工基地打造3大产业链 规划建设7个产业区，实施煤、煤电、煤制油、煤化工产品一体化开发，形成煤电油化产业链。
安徽省规划到2010年，形成3000万吨原煤加工能力，其中焦炭1000万吨、合成油品100万吨、合成氨300万吨、甲醇200万吨、烯烃等煤化工衍生产品200万吨，建成国家级煤化工基地。
4．市场及竞争风险分析
4.1 市场供需情况及预测
前不久国际油价突破每桶70美元关口，达到创纪录的每桶70.80美元。据笔者统计，在过去1年里，原油价格上涨了50％，与2001年比油价翻了近3倍。高油价引起了世人关注，也推进了人造石油——煤炭液化业的进程。
50年来我国石油产量从12万吨猛增至1.6亿吨，产量增加了上千倍，但是石油仍然供不应求，专家预测2010年石油的年进口量可能达到1.8亿吨。我国已探明的石油可采储量只剩33亿吨，按目前的年开采量计，只能开采21年。当然随着油气勘探的广度及深度的发展，还可找到新的石油储量；随着采油方法的进步，还可提高现在油井的采收率，增加石油的可采储量。但就我国能源资源的特点而言是富煤、贫油。我国煤炭可采资源量是4000亿吨，石油可采资源量是135.8亿吨，天然气可采资源量是8.83万亿立方米。按热值计算，煤、油、气可采资源量之比是20∶1∶0.6。可见我国煤炭资源比油气更丰富，而且已探明的煤炭可采储量就达1140亿吨。按目前年采煤量计，至少可采110年。
所以发展煤转油产业从我国石油、煤炭国内资源供给和需求的角度考虑是完全可行的。目前国家发改委已批准在陕西神府煤田和云南先锋煤田兴建两个煤液化项目，总投资约200亿元，年产油200万吨。国务院也已正式批准神华集团(位于神府煤田)关于煤炭液化的项目建议书，允许其转入可行性研究阶段，并将投资追加到250 亿元。
今年以来，几乎在每一个有煤炭规模化生产的地方，政府和企业都在谋划上马“煤制油”项目，大部分项目已经提交了“可研报告”或者“预可研报告”。
据北京煤化工研究分院早些时候预计，到2020年，我国“煤制油”能力将达到3600万吨～3900万吨，届时可以提供国内约13％的交通燃料。但根据目前“一哄而上”的发展速度，将远远突破这一“预计”。
4.2 行业现有竞争状况及竞争力分析
4.2.1 在中国发展煤化油项目SWOT分析：
4.3 进入退出壁垒分析
投资巨大，进入壁垒很高。
5 结语
5.1 行业背景总结
5.1.1 液化技术的发展和实施前景
不论是发展煤基间接液化还是直接液化，均没有足够的依据简单定位在取代我国的全部石油进口，而在于减轻并最终消除由于石油供应紧张带来的各种压力以及可能对经济发展产生的负面影响，同时应做到煤化工与石油化工在技术及产品方面的优势互补。
煤基间接液化及煤加氢直接液化不能简单从技术论优劣，也不能简单从经济论优劣，二者虽有共性的一面，但根本的区别点在于各有其适用范围，各有其目标定位。从历史渊源、工艺特征、煤种的选择性、产品的市场适应性及对集成多联产系统的影响等多方面分析，2种煤液化工艺没有彼此之间的排它性。
不论是间接液化还是直接液化，均需加大技术投入，加快发展自主知识产权，特别是核心技术及关键技术的自主知识产权（如间接液化的合成反应器及高效催化剂、直接液化的加氢反应器及催化剂等），完全依附于他人，难免受制于人。促进我国自身液化技术的产业化进程是一项十分紧迫的任务。
不论采用何种煤炭液化技术，进行煤炭液化的投资额都非常大，因此只有进行大规模商品化生产，才能取得规模效益。人们针对液化工艺的经济性进行的大部分研究表明，足够规模的商业化液化厂应每天生产液体产品5～10万桶。这样的一座液化厂需每天处理烟煤1.5～3.5万t，处理次烟煤或褐煤的能力翻一翻。按照最低的处理能力计算，液化厂每年可以处理烟煤500万t。与现代化的原油精炼厂相比，液化厂的生产能力仍比较小。原油提炼厂的日产量一般超过20万桶。
可见，如果一个国家准备建造煤炭液化厂，该国必须拥有丰富的煤炭储量。煤炭液化的经济性在很大程度上决定于煤炭成本，并且将煤炭运到液化厂的运费比较低。由于煤炭运输比石油困难，因此，从原则上讲，煤炭液化厂应当选在煤炭生产国，最好选在煤矿上。但是，如果煤矿所处位置比较偏僻，则液化厂的建设费用比较高，或者矿区铁路设施比较完善的情况下，也可以不将液化厂建在煤矿附近。
如果煤炭液化厂建在煤炭生产国，则必须保证该国的煤炭储量足够液化厂25～30年服务年限内的用煤需求量。一座商业化生产的液化厂年煤炭消费量为300～400万t油当量。这意味着，最少需要1.5亿t硬煤储量（合1亿t油当量），或者3亿t的褐煤储量，最小储采比为25。分析中国的客观条件是比较适合发展煤转油项目的。
5.1.2 未来发展预测
现有一定规模的炼油厂利用煤炭液化工艺来生产同样多的液体燃料是不可行的。煤炭液化只能作为生产烃类液体的辅助手段。当原油的产量不能满足运输用燃料的需求量时，采用煤炭液化技术是一种较好的选择。在这种情况下，煤炭液化燃料可以利用现有的基础设施进行销售和供给，这不可避免地受到石油工业的控制和运作。但却有利于大大简化煤炭液化产品的供给和销售网络。因此，煤炭液化项目起初可能要由石油工业来实施，而不是煤炭工业。这个趋势已经被煤液化是由大部分石油公司进行各自开发这样的事实得到证实。
鉴于上述情况，最有利于煤炭液化企业的做法是，直接将自己的液化产品输送到现有的炼油厂中，作为进一步提炼的原材料，或者与炼油厂的产品进行混合使用。由于液化厂和炼油厂都有许多辅助设施，如电力和化学原料供应，有可能将一些必要的公共设施调配共享。另外，炼油厂和煤炭液化厂的一些单元操作也非常相似，也使得煤液化可能在石油行业中首先实施。
煤炭液化和炼油厂的结合主要包括共享一些产品混合和输出设备。即使最低程度的设备联合使用也可大大降低投资成本。研究表明，一座日产12万桶油的炼油厂可以接受一座日产5万桶燃料的液化厂的全部产品，而炼油厂的最终产品质量几乎没有变化，因此，炼油厂可以很容易达到日产20万桶油的生产能力。
一种更复杂的联合方法是在液化厂和炼油厂之间传输产品来进行深加工。液化厂的原始馏分与等量原油在炼油厂内混合加工处理。除了节省投资之外，两厂结合使用的另外一个突出优点是，可以将炼油设备生产的低值产品输出到煤炭液化厂，进行气化生产H2。这些低值产品包括从减粘裂化设备中生产的焦油或者从延迟焦化中生产的高硫焦炭，在这样的炼油设备中没有这些产品的排出。这也增加了炼油厂的产品灵活性，也可通过焦化来提高蒸馏油产量。煤炭液化厂也不再需要另外再用煤炭作为公用工程燃料。据估计，炼油工艺和煤炭液化工艺结合起来以后，相当于使每桶液化燃料油的成本降低2～3美元。
炼油厂和煤炭液化厂的结合使用并不会影响炼油厂的正常生产。我们可以采取更复杂的结合方式，但炼油厂在未得到液化厂操作的可靠性以前是不容易接受的，例如可以共同使用制氢、发电、蒸汽、制冷和其它公用工程。有关专家估计这样结合每桶液化燃料油的成本甚至可以降低5美元。
对于一个液化厂来说，液化单元只占其中少部分。而辅助单元比较多。这些辅助单元已被广泛地应用于其它工业。这些辅助单元的投资占总投资额的60～75%，总投资相对比较固定。这也是煤炭液化技术于80年代中期以后能够得到显著发展的一个重要原因。由于辅助单元的性能改进速度比较慢，因此要想大幅度地降低液化项目的总投资不太容易。但进一步降低成本是可能的，即可以通过工程方面的改进和纯粹的工艺方面的改进来实现。
另外，催化剂的成本也非常高，我们可以通过增大反应器的容积来减小催化剂的工作温度。
5.2 对煤转油项目的个人意见
从世界范围看，很长一段时间内，以煤炭为原料制油没有任何优势，不是新能源发展的趋势。中国是贫油国家，但并不意味着为缓解能源紧张就必须发展煤制油。虽然中国煤炭总体储量不小，但人均煤炭占有量只有世界平均值的60％，煤炭资源也是有限的。目前国家真正批准的项目还只是神华项目一个。而煤转油是否是解决石油短缺的优化方式还是一个值得探讨的话题。当然根据现在的国家有关政策来看，批准适当规模的煤转油项目是符合国家近期经济发展形势的。
目前来看，核心技术的突破和产品的经济性是煤制油项目是否成功的关键，而项目遍地开花、投资无序化是目前最大忧患。
“煤制油”主要有直接液化和间接液化两种技术，而目前国内只有神华集团等少数几家企业宣称已拥有了核心技术，大部分打算上项目的地区和企业并不掌握核心技术。
更为重要的是，“煤制油”工业化生产项目从立项到生产大约需要5年时间。虽然现在国际石油价格还将在高位盘桓。但是国际原油价格受多种因素影响，波动相当大，5年后的油价谁能预测？而且“煤制油”还面临国内煤炭市场价格波动的风险。近年来国内煤炭井口价格从二三十元上涨到240元，翻了近10倍，今后回落到如此低位的可能性并不大，这将给“煤制油”项目带来压力。
同时煤转油项目均需要较大的煤炭资源储备支持。目前此类项目在国内的发展还存在较大的争议，国家还没有明确的规划意见，但目前各省的投资规划却很多，这些均存在较大的不确定性。根据以上分析，建议有关公司对此项目投资应持审慎态度。
