当前煤制油对于保障中国能源和化工原料合理的自给率具有不可替代的作用，技术研发和必要的项目示范至关重要。中国煤制油产能在2020年之后能否继续保持增长，取决于国际油价走势、中国成品油供需平衡以及煤制油下游高附加值产品开发。

8月8日，首个百万吨级煤炭间接液化示范项目现场调研会在陕西榆林举行。由相关政府部门负责人、院士、专家和媒体记者等组成的调研团走进陕西未来能源化工有限公司，了解示范项目运行情况，探讨后续工程规划，建言煤化工未来发展。

《中国化工报》援引中国工程院院士王基铭称，从规划上看，我国炼油规模大约是7.8亿吨/年，总体过剩。发展煤制油是我国能源多元化战略，目前处于示范阶段，应当适度发展。新建项目要有合理布局和规划，避免行业发展乱象。

从效益上来说，煤制油企业成品油消费税压力较大，还要进一步提高市场盈利能力。煤化工要与石油化工融合互补发展，向高端化工产品方向发展，才能解决面临的问题。未来能源规划的煤间接液化一期后续项目，定调在煤化一体化发展上，令人期待。

中国工程院院士舒兴介绍说，我国煤制油技术一直在进步和提升，达到了国际领先水平，在工艺、设备、催化等方面已取得突破，费托合成装置也实现了长周期运转，奠定了煤制油产业发展的基础。

而在当前的低油价下，煤通过费托合成技术，走油化一体化路线，生产高端特色化学品，是低油价下煤制油项目提升经济效益的一个新思路。

石油和化学工业规划院副院长史献平指出，目前我国已建成的煤直接液化项目1个、煤间接液化项目5个，总年产能达673万吨，在工艺技术、能耗、水耗、煤制油大型工程设计、建设、运行和管理等方面都积累了丰富的经验。

当前，煤制油产业主要问题集中在三方面：一是低油价下企业效益欠佳，行业出现亏损，煤制油行业税费过高，示范企业难以承受；二是工艺技术有待进一步优化和提高，特别是系统集成优化，高附加值产品分离及利用等方面；三是污水处理投资和运营成本过高，按照浓盐水结晶分离“零排放”工艺路线，百万吨煤制油项目整套水处理系统单项投资接近10亿元，吨水处理直接运行成本为30~40元。

史献平认为，煤制油示范工作对我国具有重要战略意义，应当继续发展和完善，在低油价时对示范单位实施税收优惠政策。同时，示范单位也应当积极探索提高产品附加值的途径，提高企业效益。

湖南大学化学化工学院副院长尹双凤分析指出，煤制油及现代煤化工产业曾经受到一些质疑，尤其是煤液化技术如果仅生产油品，在当前的低油价形势下，装置要想盈利比较困难。但如果把煤制化学品作为一种新选择，也许会有助于提升煤液化装置的盈利能力。

不过，煤基化学品要与石油路线产品竞争，最好是找到煤炭可做而石油做不了的产品，要体现煤基产品在经济性和性能上的优势，这样才更有出路。

机械工业经济管理研究院院长徐东华表示，我国东西部地区经济差距比较明显，未来能源的煤间接液化示范项目选址榆林，有助实现西部地区的可持续发展和资源有效利用，符合国家西部大开发战略。下一步，煤化工企业在项目规划和发展方面还应当考虑几点问题。

首先是技术方面，我国工业发展的技术体系很大程度上依赖引进，近年来引进成本不断提高，因此要加强我国自主技术的研发，依托国内大型示范项目逐步实现关键技术国产化。石油和化工行业对资源的利用要“吃干榨净”，关键要看技术能力是否能够解决所谓废料的循环利用问题。

其次要重视轻资产化的发展模式。轻资产化模式要求企业对该领域的技术和市场有一定控制能力，同时也有利于企业抵御各类金融风险。未来能源在下一步项目规划上，可以考虑引进一些技术合作，尝试基础设施共建，搭建一个多方合作平台，以获得各类优质资源的高效利用。

最后是企业效益问题。企业效益涉及到技术、研发、市场、产品在全球供应链体系中的融入和分工问题。未来能源煤间接液化项目的煤炭原料已经有所保证，应当进一步考虑产品能否融入到世界石化巨头企业的大供应链体系中去。

我国的资源禀赋是“富煤、贫油、少气”，在石油对外依存度接近60%的背景下，利用丰富的煤炭资源适度发展煤制油生产石油替代品，是煤炭清洁利用和深度转化的重要方向之一，更是保障国家能源安全的战略布局。

中国煤炭经济研究院院长岳福斌希望煤制油产业坚持项目建设适度集中的原则，大力发展混合所有制经济，通过各方合力，加快把煤制油打造成为中国高技术产业的新名片，使煤制油产业成为中国的“第四桶油”。