我国煤液化产业的发展呈现出技术多样化、产品多元化的良好发展态势，产业雏形初步形成。下面是小编为大家分享2017年最新煤制油能源产业发展趋势，欢迎大家阅读浏览。
推进石油替代战略
早在上个世纪80年代，随着经济的发展与能源需求的快速增长，作为石油替代战略工程，我国重新恢复了煤制油技术的研究与开发。21世纪以来，随着我国石油进口量的增长，煤炭液化技术研发进一步加快。
中国煤炭经济研究院有关负责人告诉《经济日报》记者，通过企业加大科研投入和科研人员的辛勤付出，我国煤制油工艺、反应催化剂及其工业化装置等技术领域的自主创新不断取得突破，打破了国外技术垄断，取得中国煤基制油技术的自主知识产权，迫使南非等煤制油技术退出中国市场。
2005年9月份，科技部对中科费托合成油工艺实行验收;2008年投产的神华集团承担的全球首套百万吨直接液化工艺也于2011年转入商业化生产阶段;兖矿集团2004年的万吨级费托合成油技术试验成功，其承担的百万吨商业化示范项目于2015年8月底投料试车成功。
“我国煤液化产业的发展呈现出技术多样化、产品多元化的良好发展态势，产业雏形初步形成。”据该负责人介绍，“十三五”期间，我国还将有伊泰伊犁100万吨间接液化、伊泰鄂尔多斯200万吨间接液化、伊泰新疆200万吨间接液化、神华宁煤400万吨(二期)间接液化、神华鄂尔多斯320万吨(二期)直接液化、兖矿/延长榆横400万吨间接液化等项目陆续建成投产。到“十三五”末，预计我国将形成煤液化总产能2818万吨/年，按照70%左右制成的燃油成品计算，达产后将有2000万吨/年煤制油品。
争议问题基本解决
发展煤制油曾饱受争议。这些争议的焦点集中在煤制油耗水量大、污水处理难、能源转换效率低、环境污染严重等问题。但随着技术的不断进步，煤制油发展面临的争议已基本有了答案。
以耗水问题为例，伊泰煤制油项目采用节水新技术、新工艺、新设备，水的重复利用率可以达到97%，冷却水重复利用率超过98.7%。其在建项目的设计中，大量采用空冷器、密闭循环水、高浓度盐水蒸发结晶等节水措施，可将万元国民经济增加值水耗控制在10吨以内，吨标煤水耗控制在2.2吨。神华集团鄂尔多斯的煤制油项目最初设计的吨油水耗达10吨，但随着工艺不断改进，该项目吨油水耗已经从设计之初的10吨降到5.8吨左右。神华集团表示，到2020年，神华煤制油项目将努力实现水耗继续降低20%，把新鲜水耗量降到最低。
在污水处置中，神华集团的鄂尔多斯煤制油项目实施“清污分流、污污分治、一水多用”，自2008年以来，神华集团共完成污水技改技措项目达16项。
在能源转化效率方面，目前煤炭直接液化的能源转化效率可以达到58%，间接液化可以达到43%，比一般火电厂40%左右的转化效率更高。
在废气排放方面，煤制油过程中产生的二氧化碳浓度达85%以上，适合集中回收。此外与火电厂相比，煤制油企业的粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放量更低。
政策扶持亟待推进
业内专家表示，尽管目前我国煤制油技术已经较为成熟，但仍处于产业发展初期阶段，需要政策扶持。目前行业仍然缺少相应的技术标准、建设标准、产业管理细则与准入标准。
更让煤制油企业头疼的是，2014年底国际原油价格出现断崖式下跌而导致国内成品油价格大幅下调并由此引发成品油消费税大幅提高，尽管煤基制油不同于原油基炼油，其成本与原油无关，但仍承担了与原油基炼油一样的消费税，税负问题已经严重影响煤制油产业发展。据测算，煤制油示范项目柴油综合税负为36.82%，石脑油综合税负为58.98%。其中由于原料价格低，可抵扣增值税较低，煤制油产品实际承担的增值税率远高于石油基产品。此外，受成品油批发管理、销售体制与定价机制影响，煤制油产品价格很难体现真实成本。
专家建议，有关部门应坚定煤制油产业在我国能源发展中的战略地位，同时给予必要的政策支持。例如，将煤制油企业认定为高新技术企业，享受税收优惠政策;改革成品油销售体制，及时核准油品批发销售资质，将煤基油品与石油炼制品区别对待。
“当务之急还是减免煤制油消费税。”中国煤炭经济研究院有关负责人认为，煤制油具有提高煤炭清洁高效利用水平的积极作用，所得到的油品对成品油清洁升级也有促进作用。因此，应当考虑煤制油产业的特殊性，充分考虑煤制油与炼油过程增值幅度的差异，参考国内其他新兴产业在成长阶段的增值税优惠政策，按照税收公平和适度原则，研究适于煤制油品的增值税率，减少煤炭产地发展高附加值产业的负担。此外，为煤制油项目能够实现长远健康发展，从根本上解决煤制油项目生存和运营亏损问题，建议对煤制油项目消费税实行分段减免政策。
