基于能源战略安全考虑，国家核准神化百万吨级煤直接液化、兖矿100万吨/年煤间接液化以及潞安、伊泰各16万吨/年煤间接液化四个煤制油项目上马。不过，上述煤制油项目的前景并不乐观。
运行、成本难达设计值
煤直接液化所得的产品中，50%~60%为中油、10%~20%为重油，另有约7%是芳烃，不能当作汽、柴油直接使用，只有加氢重整或调和后方可使用，因此其经济性只能与原油进行比较。煤直接液化的理论收益较石油炼制高出800~1000元/吨。
但实际运行并非如此。以神华百万吨级煤直接液化项目为例，虽然项目于2008年底打通全流程并成功生产出柴油和石脑油产品，却因种种原因至今未达到设计能力，生产成本大大高于理论值。
那么，煤间接制油的经济效益又如何呢？
7月31日，刚刚从南非萨索公司考察回国的北京石油化工工程公司董事长李大鹏告诉记者，萨索公司的煤间接制油工厂商业化运营十分成功，年利润高达14 亿~16亿美元。但其高效益的前提有5个：一是所用煤炭价格不足20美元/吨，水资源几乎不用掏钱，电价只有国内的1/3；二是早期项目建设资金由政府负担；三是该公司已经开发了成套、成熟的工艺技术及配套设备，尤其能够工业化生产4种不同要求的催化剂产品；四是产品包括汽油、柴油、芳烃等近20个品种，最大限度发挥了装置的潜能；五是装置运行率高达95%。
这些条件国内企业并不具备。截至目前，我国煤制油的技术支撑体系尚未健全，尤其是浆态反应用高效催化剂还需下大力气攻关，合成与加氢催化之间的耦联等关键环节还未完全掌握，缺乏产业化运营经验，这些都会增加装置开停车次数。同时，国内企业环境治理费用也将不断抬高。煤制油工艺每生产1吨油品，会排放 6~8吨二氧化碳，若进行捕集回收，产品成本至少再增加15%。
中国工程院院士倪维斗认为，煤制油的战略意义大于实际意义。他提出：“一旦甲醇燃料得到推广应用，对煤制油将会形成沉重打击。因为无论从煤炭转化率、能源利用率，还是投入产出比或产品生命周期的清洁环保性考虑，煤制油都不如煤制甲醇燃料。”
榆林版煤制油破解困局
据陕西煤业化工集团副总经理尤西蒂介绍，榆林版煤制油工艺先将煤中高热值的炭与低热值的碳氢化合物及轻组分分离，将高热值的炭用作冶炼、电厂的优质燃料；碳氢化合物及轻组分经加氢裂解，生产高质量的燃料油、石蜡、苯、芳烃等化工产品，因此产品附加值更高，竞争力更强。
目前，陕西煤业化工集团已经掌握了此项技术，拥有完全自主知识产权。其下属子公司神木天元化工有限公司50万吨/年煤焦油加氢装置运行近5个月的实践表明：该工艺条件温和，操作弹性大，能耗低，投入产出比高。与同等规模的煤直接或间接制油相比，其投资额仅为后者的1/5，用水量仅为1/4，综合能耗下降23%~27%，万吨油品减排二氧化碳4.8万吨。
精加工低消耗模式值得推广
中国工程院院士胡永康、陕西省化工学会名誉理事长贺永德、陕西省石化协会会长胡海峰等专家也一致认为：与传统煤化工和新型煤化工每吨产品动辄消耗十几、几十吨水相比，榆林版煤制油工艺每吨产品耗水不过5吨，且无“三废”排放，非常适合在富煤缺水的西部地区推广应用。
神木天元化工公司董事长毛世强则向记者透露，以目前的煤炭、焦炭和燃料油价格计算，仅焦炭就可基本收回所有生产成本。这样，煤焦油轻质化所得的燃料油就成了企业的纯利润。天元公司50万吨/年煤焦油加氢装置106天的运行表明：榆林版煤制油每加工1吨煤，可实现利润700余元，其竞争力不逊中东炼油企业。更为重要的是，由于榆林版煤制油可获得燃料油和焦炭两种产品，今后若煤炭价格上涨，焦炭价格将跟着上涨，企业能顺利地将原料成本增加的压力传导出去。
