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煤焦油加工主要有哪些产品？用途如何？
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煤焦油主要产品及其用途见下表。1^3}8k9]1M2{苯-合成苯、苯胺染料、洗涤剂、橡胶、人造纤维、农药(P&X.|&D?(p#Q3C焦油轻油、粗苯甲苯-溶剂、炸药、染料、医药、食物防腐剂（苯甲酸）#Q(S8W4P8c!r#o(R﹤170℃二甲苯-合成纤维、增塑剂、溶剂t+^$D7]$]&e#m0.5%～0.8%2D:N;F(d.y3L:[9}&t-f3Z8M4`-W3Z5`.G苯酚-酚醛树脂、人造纤维、抗氧化剂、显影剂、毛皮染色剂、医药6V)R5_&r!V+m酚油甲酚-杀菌剂、增塑剂、选矿药剂、除草剂、消毒剂、呈色剂&c)S5t7O'Y%F9s,Q#j170～210℃二甲酚-杀虫剂、工程塑料、润滑油添剂、古马隆树脂7W/T6|6S&J3%～4%沥青漆4@#E$y!Q4H*I/X*x;T;{(t:O6e/N(R&_/]'|萘油-萘-染料、助溶剂、减水剂、合成纤维、驱虫剂、鞣料、糖210～230℃精、增塑剂、防老剂8t!r*k1R;z.d,D7%～10%%~4Q5a+I@+O,P(h5d,`,|'oa-甲基萘-溶剂、聚萘酯塑料;p.n:?9P3W甲基萘b4z-o/d-p)n-a,R&-甲基萘-MF型助剂、减少剂、止血剂或饲料添加剂2C0[2F1s)],x3F9t#Q)B,Ab8n2P二甲基萘-2，6-萘二甲酸、聚萘酯塑料、绝缘材料3P%y6y.]%P*@)H&G洗油联苯-绝缘油、聚矾类塑料.l,D1u%~-k;Q&z&f)N&C230～300℃苊-1，8萘酐-染料、聚萘酯塑料%d/V2?#K3~2n6M煤焦油4%～6%氧芴-硝氯酚驱虫剂&u1d9]0P(W*?'h芴-芳香聚酰胺类塑料,V$q3^&~$?)N:X5D;s喹啉、异喹啉等一烟酸、医药、农药、染料、呈色剂:[3M8~8E2MQ+}!@%b&]*W;h!y,`4H$h.H蒽-蒽醌染料、炭黑、蒽醌纸浆蒸解助剂、乳化剂*?3fvP:W&B:X&q9C蒽油菲-菲醌农药，蒽、植物生长剌激素、鞣料3I(V5C%|7C1l2E3V300～330℃咔唑-染料.y6N8m$u!T$c,^4g)L20%～25%炭黑(a3S9p6F:g)@$r+[.s(q)V8VE/?萤蒽-探伤剂%@!Q0B7i1}$^,F二蒽油蒽-1，4，5，8-蒽四甲酸-染料工程塑料7~0g(?&R:\3Q0c330～360℃屈-紫外线探伤剂（荧光磁粉）&q&E$U:t,C7J;V5|3w6_&{4%～6%炭黑3A&e+V-N3^5d炭素制品粘结剂、炭纤维.V(\%K1N(?$[&x9k沥青防腐、防水、耐火砖、沥青漆、筑路用柏油'O5x4c4W#]1v,R﹥360℃沥青焦-炭素制品、特殊铸造、造气7?'f1m*^$K50%～60%
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server is ok陕西煤业化工集团神木天元化工有限公司
　　天元公司50万吨/年中温煤焦油轻质化项目工程自2006年8月开工建设，一期工程于2008年4月开车成功，二期工程于日开车成功并生产出合格油品。标志着公司在煤焦油轻质化技术产业化发展方面取得了重大突破。公司采用自主研发的专利技术将兰炭（半焦）生产企业的副产物--煤焦油、干馏煤气生产成轻质化煤焦油，属于新兴的清洁替代能源，对国家能源战略具有重要意义。
陕西省陕北地区是我国重要的能源化工基地，煤炭储量丰富，同时围绕煤炭转化建设了大量的半焦生产企业。仅榆林地区共有规模以上兰炭（半焦）生产厂50余家，年产兰炭（半焦）3582万吨，副产煤焦油358万吨，排放干馏煤气238亿标准立方米。目前我国对煤焦油深加工和干馏煤气回收利用缺乏系统的技术手段，致使大量煤焦油低效燃烧，干馏煤气无法有效利用而直接排放，共造成污染性排放氮氧化物15.1万吨/年，二氧化硫7.5万吨/年。　　陕西省政府为了解决陕北地区煤化工企业的污染和资源综合利用不足的问题，于2008年10月促成陕煤化集团与拥有煤焦油轻质化自主知识产权的神木锦界天元化工有限公司合作重组，成立了陕西煤业化工集团神木天元化工有限公司。
　　自日投产至今，50万吨/年中温煤焦油轻质化成套装置已经实现了连续安全稳定长周期运行。当前，该项目专利技术之一延迟焦化装置生产负荷已达105%，产品收率为96%，其中油品收率为80%，沥青焦收率为16%。专利技术之二加氢装置生产负荷最高也已达到100%，收率97%以上。2011年实现销售收入32亿元，利润5.7亿元；2012年实现销售收入36亿元，利润6亿元；2013年公司完成固定资产投资2.24亿元，实现工业总产值31.79亿元，实现销售收入31.24亿元，利润3.02亿元；2014年第一季度实现销售收入6.6103亿元，利润总额6998万元。
　　天元化工采用完全自主知识产权的"块煤干馏中低温煤焦油制取轻质化燃料工艺技术"（包括中温煤焦油加氢裂化专利技术和延迟焦化专利技术），现已通过中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定，专家认为：该项目研发的煤中低温干馏、干馏煤气制氢、煤焦油延迟焦化、轻质焦化油加氢等技术属于有机耦合的集成创新工艺技术，设备国产化率高、投资低、能源转换率与自动化程度高，操作灵活；工业污水零排放，符合国家循环经济发展政策，是目前国内规模最大的中低温煤焦油轻质化工业示范装置，整体技术达到国内领先水平，填补了国内煤焦油深加工的技术空白。与煤直接或间接制油相比，同等规模的煤焦油轻质化项目，其投资额仅为前者的1/5。能耗和用水量仅相当于前者的1/4。它不同于煤的直接液化和间接液化，是一种独辟蹊径的煤制油工艺方法，被誉为"陕煤--榆林版煤制油"。该专利技术具有成熟的生产实践，由公司科研人员历时17年研发成功并实现工业化生产。技术工艺主要是利用直立炉煤干馏工艺生产兰炭、煤焦油，同时产出干馏煤气用以制取氢气，再将自产煤焦油和半焦企业生产的中温煤焦油作为原料，经加氢裂化技术与环保技术结合，生产出清洁轻质化燃料油，干馏煤气经脱氨脱水后进行转化制氢，废物利用，不会出现废气污染；所有的废水经氨回收、硫回收和焚烧处理后循环利用，并生产液氨、硫磺和蒸汽。该技术弥补了传统煤焦油深加工产品单一、质量差、污染严重等缺陷，实现了煤炭资源的梯级利用，做到了"吃干榨净、变废为宝"，开创了高碳产业的低碳发展的新路子。2009年被陕西省确定为资源综合利用、节能环保、循环经济示范项目。我公司50万吨/年中温煤焦油轻质化工业示范项目投资18亿元，历经5年建设，是目前国内单套最大规模、技术等级和煤炭资源转化率最高的煤焦油轻质化生产装置，每年可转化煤炭210万吨，加工煤焦油50万吨，生产兰炭135万吨，轻质化煤焦油38万吨、沥青焦8万吨，另外还有液化气、硫磺、液氨等产品，年产值超过30亿元。
煤焦油轻质化装置工艺技术简介
　　天元化工50万吨/年中温煤焦油轻质化项目采用公司自主研发的专利技术设计，整套生产装置主要包括兰炭生产单元、氢气制取单元、煤焦油延迟焦化单元、煤焦油制取精酚单元、煤焦油加氢制取成品单元以及环保单元，现已成为国内乃至世界上首套最大的煤焦油轻质化工业化装置,年产值近40亿元。
　　该装置工艺流程是将原料煤通过直立炭化炉进行低温干馏后生产半焦兰炭，在原料煤转化为兰炭的同时，将其中的挥发份转化为煤气和煤焦油。其中，兰炭作为产品直接对外销售。在兰炭生产单元产出干馏煤气中的氢、一氧化碳通过变换系统转化为氢气并通过PSA提纯装置得到氢气。再把兰炭生产过程中得到的煤焦油通过延迟焦化装置，将其中的机械杂质与大部分沥青质转化为沥青焦，同时产出汽油馏分、柴油馏分、蜡油馏分混合后供给加氢制取成品单元。其中，延迟焦化的顶循油，通过萃取工艺提取其中的酚并送至精馏装置，根据各种酚类挥发度的不同，分别制取苯酚、邻甲酚、间对甲酚、二甲酚等产品。这套精酚生产装置目前在国内成为最大的生产装置。最后,把煤焦油延迟焦化单元加工的油品和氢气制取单元提取的氢气同时送入加氢装置，将煤焦油进行高压加氢和加氢裂化后得到合格油品。在此生产过程中产生的"三废"经过污水处理与酸性水气提系统、溶剂脱硫系统、硫磺生产系统、液氨生产系统的加工，生产合格的中低压热蒸汽供装置使用，同时生产硫磺、液氨等化工产品。
　　未来，天元化工将努力打造产业链一体化企业，包括煤炭采选、煤热解、碳――化学产品深加工等环节，目标是建设循环经济及大产业链企业。形成以煤为基，轻质化燃料油――相关精细化工产品――天然气――乙烯等大产业链格局。
　　届时，天元化工将拥有"技术工程、煤炭采选、煤炭转化、物流运输"四大业务板块，形成"两核两翼"的战略布局，按照"技术驱动、以煤为基、产业延伸、复制发展"的商业模式，力争在较短的时间内成为年经营收入过百亿元，国内一流的技术创新型清洁能源化工企业。
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联系地址：陕西省榆林市神木县锦界工业园区
　　根据天元化工的企业性质，将企业未来发展定位在两方面：技术推动的产业化企业和煤炭资源综合利用企业。其中，技术推动的产业化企业特征表现在：拥有领先的自主知识产权的煤化工技术；在该技术领域内持续投入资源进行深入开发，维护技术领导者地位；有能力将技术进行产业化，并在生产工艺技术领域保持领先地位；在新技术研发领域，持续投入资源，进行深入探索试验及工业化，建设领先的新技术生产装置。资源综合利用企业的特征表现在：通过延伸产业链，最大限度地减少废弃物排放，对废弃物进行处理与循环利用，将其转化为有用的产品或更高附加值的产品；走循环经济发展道路，通过延伸产业链、产业链一体化，最大程度地实现资源的综合利用与产业链价值的最大化；依靠技术的力量，走清洁生产、节能降耗的道路。
1.产业链定位
　　未来，天元化工定位为产业链一体化企业，包含煤炭采选、干馏、煤化、深加工等环节，目标是建设循环经济及大产业链企业。以煤为基，增加建设自备电厂，形成循环经济产业园模式；与产业链各环节形成紧密合作，建设大产业链。
2.产业定位
　　未来，天元化工将形成煤化、煤炭、技术工程、物流四大业务板块，形成"两核两翼"的战略布局，煤化为核心业务，煤炭为战略业务，技术工程为培育业务，物流为辅助业务。
　　煤化――核心业务：煤干馏、轻质化煤制油及其下游深加工等。未来天元化工仍将立足技术研发优势，大力发展煤化产业。
　　煤炭――战略业务：煤炭资源开采。煤化工产业链具有资源为王的特性，煤炭业务作为天元化工的战略业务，一方面保证原料供应，另一方面创造新的利润增长点。
　　技术工程――培育业务：技术研发、转让、工程设计与建设。依托天元化工的技术优势，培育煤化工行业尤其是煤制油技术的研发、设计、施工，是天元化工的培育业务。
　　物流――辅助业务：服务于煤化、煤炭主业务的物流辅助业务。天运公司的物流业务随着规模的扩大，不管将来是否重点发展物流业务，拥有一支优质、稳定的物流队伍都将降低天元化工的物流风险，提升品牌附加值。
3.区域定位
　　根据区域产能扩建发展状况及公司的战略布局，未来天元化工煤化、煤炭将实施"双走出"策略，即煤化装置建设、煤炭资源积极向新疆、内蒙等煤炭资源丰富且适宜于深度转化的省内外区域发展。
4.企业战略目标
　　按照"以技术研发为引擎，以上市融资为保障，以培养煤化工人才为基础，运用自主知识产权优势，不断延长煤焦油深加工产业链，快速推进企业发展"的发展思路，未来天元化工将立足神木地区，对外扩张，实施多元化、区域化、产业化、集团化的战略布局。争取到2015年末，成为年经营收入约百亿元、净利润约12亿元的大型企业，实现"百亿天元"的宏伟目标。
　　诚信、共赢的经营准则是企业基业长青的永续动力；务实、专注的发展战略是企业文化传承的不竭源泉；年轻、专业的管理团队是企业快速成长的有力保障；科学、规范的法人治理结构是企业创新管理的坚强后盾。
天元化工将致力于"运用自主知识产权优势，以中温煤焦油轻质化为主导，不断延伸煤炭及煤焦油深加工的产业链条，共创中国能源化工行业的新纪元，回报社会，回报投资人，回报员工"。煤焦油加工_百度百科
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煤焦油加工
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煤焦油加现状分析作为炼焦过程中一个重要的化产回收产品。
煤焦油加工简介
在当前原油价格大幅上涨的背景下，石油化工原料成本不断攀高，石化产品竞争力大大削弱，“高油价时代”的到来，为长期处于竞争劣势的煤化工业提供了一个千载难逢的发展机遇。但据记者了解，在晋、陕、内蒙古等地，煤化产业作为传统煤化工的一个组成部分，煤焦油加工产业在迎来良好发展机遇的同时，也面临着一些亟待解决的问题，投资煤焦油加工业一定要审慎。
煤焦油加工业现状分析作为炼焦过程中一个重要的化产回收产品，煤焦油是一个组分上万种的复杂混合物，目前已从中分离并认定的单种化合物约500余种，约占煤焦油总量的55%，其中包括苯、二甲苯、萘等174种中性组分；酚、甲酚等63种酸性组分和113种碱性组分。煤焦油中的很多化合物是塑料、合成橡胶、农药、医药、耐高温材料及国防工业的贵重原料，也有一部分多环烃化合物是石油化工所不能生产和替代的。
目前，我国煤焦油主要用来加工生产轻油、酚油、萘油及改质沥青等，再经深加工后制取苯、酚、萘、蒽等多种化工原料，产品数量众多、用途十分广泛。专家认为，煤焦油简单加工后的利用价值不大，国内外普遍看好的是其深加工精制产品的应用。据业内人士介绍，国内外煤焦油加工工艺大同小异，都是脱水、分馏，煤焦油加工的主要研究方向是 增加产品品种、提高产品质量等级、节约能源和保护环境。
近年来，随着煤化工投资及技术研发的趋势，我国煤焦油加工规模和技术均取得了一定进展，其中在煤焦油加工分离技术研发上取得的成果，为煤焦油加工提供了技术支撑。目前，国外工艺相比国内呈现出大型化、多样性等特点，其加工深度及精度均优先于国内。
我国现有大中型煤焦油加工企业46家，年加工能力为540万吨。年加工规模在10万吨以上的25家。其中宝钢化工公司是国内最大的煤焦油加工企业，4套加工装置能力为60万吨/年，山西焦化两套装置能力为35 万吨/ 年，鞍钢化工厂加工能力为30万吨/年，民企山西宏特煤化工有限公司目前也已形成40万吨/年的加工能力。
2005年，我国机焦产量突破了2亿吨，煤焦油产量为800万吨左右，由于原油涨价，被当作燃料油烧掉的比重增加，实际用于深加工的焦油量少于2004年。
去年以来，我国焦炭市场整体疲软，许多焦化厂为减少亏损不得不延长结焦时间，有的甚至熄火停产，导致煤焦油产量相对减少。加之国际原油涨价，许多燃料和重油用户纷纷转用煤焦油，造成煤焦油市场一路走强，致使一些煤焦油加工企业因买不到焦油原料而减产、停产。
煤焦油加工业存在的问题
尽管我国在煤焦油加工方面取得了一些成绩，但与发达国家相比仍然存在科研力量薄弱、投入少，现有装置规模小、工艺落后且过于分散，深加工力度不够、严重污染环境等突出问题。
有业内人士指出，我国煤焦油加工率低、加工深度不够、产品品种太少、加工装置规模小、开发应用厂家投入不足等问题急需解决。我国煤焦油加工同国外先进国家及先进技术相比，差距较大。如德国大单套加工能力在75万吨/ 年，从中提取的化工产品多达200余种，日本煤焦油最大的单套加工能力达70万吨/年，产品近百种。目前，我国焦油加工企业生产规模小，产品少，高附加值产品更少，国内从煤焦油加工中提取的主要化工产品仅有20余种。
此外，国内煤焦油加工装置的装备水平、自控水平较低。主要原因是过多考虑项目投资额，为节省投资不愿购入高水平装备。高温运转设备、耐腐蚀材质、高温高粘度介质的检测仪表等均不能找到合适的国内生产厂家，而引进国外先进的设备，后续的维修水平又跟不上。
另外一个值得关注的动向是，目前国内出现了煤焦油加工装置盲目建设的趋势。据了解，我国现有焦油年加工能力540万吨，在建加工能力425万吨，投产后合计年加工能力将达1340万吨，如果在建、拟建的项目全部建成投产，焦油加工能力将是现有焦油产量的两倍多，焦油加工能力面临严重过剩，因此新建项目一定要慎重审批，避免重复建设。
煤焦油加工业发展建议据山西省工经联常务理事白玉祥介绍，发达国家煤焦油加工工业大致的发展趋向是：装置大型化、进行集中加工；由各大型煤焦油加工装置分工；各大型煤焦油加工装置分离出来的主要馏分进行交换集中加工；投入大量人力财力进行深加工产品和精细产品的研发；对煤焦油加工企业进行整合，形成大集团大公司。
记者在调研时也发现，国外的许多先进经验都值得我们借鉴，结合国内煤焦油加工业现状和存在的问题，提出几个我国煤焦油产业发展应注意的问题：
首先，切忌盲目新建煤焦油加工设施。目前，我国现有的加工能力尚且开工不足，加上新建、拟建的新设施，焦油加工能力已经产生过剩隐忧。由于与焦油加工“唇齿相依”的焦炭业不景气，许多焦化工亏损关门，导致焦油产量减少。
山西宏特煤化工公司生产技术部部长李元狮介绍说：“焦油供应不足，因为公司规模较大，产品较多，目前还不至于亏损，但利润空间已大大减少，而周边一些小的焦油加工企业支持不住，有的已经倒闭。”
能力过剩现象已经给焦油加工投资和产业发展拉响了警报，意向投资者务必慎重决策，分析研究市场。政府及有关部门则应加强规划管理等方面的调控，避免焦油加工业重蹈焦炭产能过剩、身陷严冬的“覆辙”。
其次，煤焦油加工项目建设要讲求规模效应，不断延伸产业链。李元狮认为，由于焦油中许多高附加值的产品含量少，如果规模太小则无法提取更多产品，也不具备经济性，因此亟待扩大加工能力。
山西宏特将要规划建设的焦汕加工能力为100万吨，投产后产品将由目前20种增加到60多种，企业竞争力将大大增强。
国内焦炭产量、焦油加工量最大的省份山西，目前已做出明确规定，各地均不得新建10万吨/年以下的焦油加工装置。
第三，投资者必须做好市场调研，慎重考虑投资收益率。要对原料、产品、运输等多方面因素进行详尽市场调研，做到项目原料来源有保证，产品市场前景看好，运输成本经济，投资产出比合理。同时，煤焦油加工项目属于高污染行业、危化行业，必须建设相应的环保和安全设施。
第四，注重煤焦油加工技术的开发，加大深加工产品和精细化工产品的开发投入。目前国内外焦油加工工艺需要解决的主要难题是如何提高煤焦油各单组的分离效率，如何提高所得产品的纯度以及如何改善配套的生产工艺，尽可能多地提取更多有价值的组分，延伸加工产业链，提高资源利用率。
煤焦油加工中国煤化工产业的发展
煤炭是中国的主要化石能源，也是许多重要化工品的主要原料，随着社会经济持续、高速发展，近年来中国能源、化工品的需求也出现较高的增长速度，煤化工在中国能源、化工领域中已占有重要地位。
2008年中国的煤化工产业继续有序发展，煤化工产业发展政策逐步完善，煤基甲醇和煤基二的试点应用取得可喜进展，产能得到进一步释放，新型煤化工产品逐渐走向市场，并被市场接受。随着金融危机影响的加剧，中国煤化工产业面临成本压力，行业发展趋缓。由于国家政策总体上仍支持煤化工发展，节能减排已是大势所趋，故中国煤化工产业虽短期受困但前景仍十分可观。
新型煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油气、乙烯原料、聚丙烯原料、替代燃料（甲醇、二甲醚）等，它与能源、化工技术结合，可形成煤炭——能源化工一体化的新兴产业。煤炭能源化工产业将在中国能源的可持续利用中扮演重要的角色，是今后20年的重要发展方向，这对于中国减轻燃煤造成的环境污染、降低中国对进口石油的依赖均有着重大意义。可以说，煤化工行业在中国面临着新的市场需求和发展机遇。
清除历史记录关闭绿色论坛 --陕北的再生能源的利用和流失引起的思考--寒冰
陕北的再生能源的利用和流失引起的思考--寒冰
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煤焦油对陕北神木的人来讲并不陌生，陕北榆林地区每天要生产数千吨煤焦油，因为煤焦油是生产焦炭.兰碳.煤气的副产品，但是由于对煤焦油的用途缺乏了解，再加上煤焦油的颜色和气味，因此在当地来讲，只重视了焦炭.兰碳的生产销售，而忽视了煤焦油的应用，正因如此使大量的煤焦油资源外流。因为我是搞煤焦油的技术开发的，因此受邀请经常外出据我所知道的，“山西.河北.山东.上海.江苏.浙江.辽宁.内蒙.甘肃等地”都在大量的用神木的煤焦油，因为神木的煤焦油属于中低温煤焦油，在组分的构成上适应于燃料油及车用柴油，因此在发达地区.能源紧张的地区，都在做神木煤焦油的文章。陕北煤焦油属于中低温煤焦油：目前国内所开展的煤焦油转换燃料油主要是指“高温煤焦油的奈洗油和低温煤焦油”。下面我就简单的介绍一下煤焦油脱色的有关技术简介。
　 煤焦油：分高温煤焦油（1000度）中温煤焦油（900-1000度）.低温和中温煤焦油（680-800度）低温煤焦油（450-650度）之分；在煤焦油脱色上也有区别，高温煤焦油黑色粘稠状，相对比重大于1.0，含大量沥青，它和低温煤焦油的区别在于其成分是芳烃剂杂环有机化合物，工业上从中提取奈.蒽等产品后的高温煤焦油的洗油，作为燃料处理：因为其色度的影响是煤焦油洗油的质量存在不稳定因素。
　 煤焦油常温脱色除臭技术：高温煤焦油是炼焦工业的副产品，蒸馏时一般被切割为轻油、酚油、萘油、洗油、蒽油和残留沥青等几个馏分。大多将洗油和萘油混在一起，再经脱萘处理提出重要的化工原料萘。其馏程为：170℃前为轻油（主要成分为粗苯）；170-210℃为酚油；210-230℃为萘油；230-300℃为洗油。脱酚后的酚油称脱酚洗油；脱萘后的洗油称低萘洗油。没有深脱萘的洗油其质量符合gb3064-82国家标准，萘合量＜15%，酚含量＜0.5%。而低萘洗油含萘微量，一般国内现行焦化厂大多为工业奈洗油，极少数的焦化厂才有低萘洗油产品。　
　 煤焦油奈洗油外观颜色很深，几乎黑色，没有透明度，除了含10-15%萘外，还有少量酚和较多的焦油酸、焦油碱，主要成分是结构复杂的各种不饱和芳烃和各种含氮、含硫和含氧化合物，因此、煤焦油奈洗油除了颜色黑，还伴随着异味。要想将煤焦油奈洗油转变成为柴油组分，首先要解决脱色除臭问题，一旦此难题得到解决，洗油作为柴油的调合组分就有很大希望。　
　 因为各焦化厂高温煤焦油分馏出来的煤焦油（高温）洗油，因为工艺有所差异，因此煤焦油洗油的粘度.色度.比重都有所区别（山西的高温煤焦油洗油和重庆产出的高温煤焦油的洗油和吉林的高温煤焦油洗油等各地都有差异），因此在脱色上的工艺试剂也略有区别，但是只要掌握了高温煤焦油的成分及特点及规律，因为他们的大体成分一致，因此在工艺配料试剂上有所调整，也就达到了脱色的目的。
　 我们调制的化学试剂对高温煤焦油（酸洗过）及低温煤焦油和山西.陕西..内蒙.珠海及国外进口的洗油都可在加入试剂后，在常温常压下进行搅拌，精制沉淀达到所有求的色度，在色度比重好的前题下（重庆送来的高温洗油）经过处理加工后的色度基本达到了客户的要求）在用户要求下可以改变其粘度和比重。
　 对于高温煤焦油经过蒸馏分馏出来的各组分洗油，（不包括过工业用化学试剂外）在脱色上比低温酸洗过的煤焦油难度要大一点，因为各厂的煤焦油洗油的蒸馏工艺略有不同（在小试剂及原料上）因此蒸馏出来的高温煤焦油洗油的损耗有所不同，大致在5%--10%之间。
　 对于陕北的中低温煤焦油，因为我本人是搞煤焦油的脱色转换燃料油技术研究的，受邀走访了好多地方解决了煤焦油技术上的难题，成功的转换为燃料油。今年的3-7月份我四次进入神木进行考察，对于神木的煤焦油，当地的使用量很少，都是大量走了外地。因为陕北神木的低温煤焦油产量很大，而且作为燃料油的基础原料油前景很广泛，如果能引起当地政府有关部门的重视加以利用，对当地的资源也是一种节约。因为神木的煤焦油对全国来讲，优于其它地方的煤焦油，相对于燃料用途而言是最好的替代产品。因为神木的煤焦油出油率在70%以上，过去我们普遍采取了蒸馏的老方法，现在我们采取化学处理的方法，改进了工艺降低了劳动力，采取新的工艺在很短的时间内煤焦油由黑色转变为优于柴油的金黄色，没有损耗；这对于陕北来讲又是一次新的再生能源的利用。咸阳寒冰-
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& 上海市环境保护宣传教育中心煤焦油加工业现状分析及决策
煤焦油加工业现状分析及决策—
----------------------林官敬
作为炼焦过程中一个重要的化产回收产品，煤焦油是一个组分上万种的复杂混合物，目前已从中分离并认定的单种化合物约500余种，约占煤焦油总量的55%，其中包括苯、二甲苯、萘等174种中性组分；酚、甲酚等63种酸性组分和113种碱性组分。煤焦油中的很多化合物是塑料、合成橡胶、农药、医药、耐高温材料及国防工业的贵重原料，也有一部分多环烃化合物是石油化工所不能生产和替代。因此，煤化工分支中煤焦油的加工，引起了大家的共同关注。下面，笔者就相关问题做一个详细剖析。希望能对读者有所帮助。
首先，我们一定要明白：煤焦油简单加工后的利用价值不大，国内外普遍看好的是其深加工精制产品的应用。煤气化公司的发展，如果想在煤焦油加工上做文章，也一定不能背离这个原则。
煤焦油粗加工，工艺大同小异，山西目前的流程大都是脱水、分馏工艺，以前投产的煤焦油加工企业并没有在增加产品品种和提高产品质量等级、节约能源和保护环境方面下过功夫。而这几年，特别是2016年7月之后，随着焦油加工及技术研发（本人接触过国内外对焦油加工研究的三聚、华西等有名企业的专家之后），认为我国煤焦油加工规模和技术特别是在煤焦油加工分离技术研发上取得的成果，比如悬浮床技术的突破为煤焦油加工提供了技术支撑。目前，国外工艺相比国内呈现出大型化、多样性等特点，其加工深度及精度均优先于国内。去年（2016年），在晋、陕、内蒙古等地，煤化产业作为传统煤化工的一个组成部分，煤焦油加工产业在迎来良好发展机遇的同时，也面临着一些亟待解决的问题，投资煤焦油加工业一定要审慎。
在2015年初，有人专门做过我国煤焦油加工开工率的调查，结果是这样子的。
2012年，我国煤焦油总加工能力达到2087万吨/年；2012年中国炼焦行业协会重点统计118焦化企业的煤焦油回收率3.23％，2012年我国生产焦炭44323万吨，煤焦油理论产量为1932万吨。2014年，焦油加工装置能力还在扩大，焦炭由于市场不景气，产能下降，煤焦油产量也随之降低。宝钢化工公司是国内最大的煤焦油加工企业，4套加工装置能力为60万吨/年，记得2016年7月我们在乌海开会的时候参观了宝钢的一个焦油加工厂，亏损严重。山西焦化两套装置能力为35 万吨/ 年，也在亏损的边沿上挣扎。山西宏特煤化工有限公司目前也已形成40万吨/年的加工能力，都在亏损，第二套装置纯属给银行打工，连贷款利息都赚不回来。特别是临汾金尧的焦油加工，后来收购给了煤气化集团公司，一直处于停产状态，设备长期搁置，可想而知其状况如何了。去年上半年，我国焦炭市场整体疲软，许多焦化厂为减少亏损不得不延长结焦时间，有的甚至熄火停产，导致煤焦油产量相对减少。加之国际原油涨价，许多燃料和重油用户纷纷转用煤焦油，造成煤焦油市场一路走强，致使一些煤焦油加工企业因买不到焦油原料而减产、停产。而在2016年下半年焦化行情一路向好，这样，煤焦油加工业在后半年的效益非常之好。通过了解一个位于新疆大河沿的焦油加工，15万吨的规模，去年后半年的利润大约在一个亿左右，看来地域性的焦油加工企业，还是有利润的，该老板将山西的十万吨的焦油加工企业关闭，专心在新疆发展，当然是考虑了环保方面的原因，更主要的是，新疆的焦油加工在原料上有保障，投资环境有利可图。
关于煤焦油加工的技术，我认为尽管我国在煤焦油加工方面取得了一些成绩，但与发达国家相比仍然存在科研力量薄弱、投入少，现有装置规模小、工艺落后且过于分散，深加工力度不够、严重污染环境等突出问题。我国煤焦油加工率低、加工深度不够、产品品种太少、加工装置规模小、开发应用厂家投入不足等问题急需解决。我国煤焦油加工同国外先进国家及先进技术相比，差距较大。如德国大单套加工能力在100万吨/ 年以上，从中提取的化工产品多达200余种，日本煤焦油最大的单套加工能力达70万吨/年，产品近百种。目前，我国焦油加工企业生产规模小，产品少，高附加值产品更少，国内从煤焦油加工中提取的主要化工产品仅有20余种。目前，这种局面正在扭转，三聚在孝义市工业园区规划的90万吨悬浮床煤焦油加氢装置就是一例子，发展规模正在壮大，值得期待。这个装置的产品趋向是芳烃，这是很好的技术路线。上次在北京，我见到三聚总裁林科时候对此问题做过深入阐述，我们一直认为，这将是传统煤焦油加工没落的开始，新技术将葬送传统的煤焦油加工企业和苯加氢企业。在德国做过考察，世界最大的化工企业巴斯夫在1965年就放弃煤焦油加工（化工）转型做石油化工，我们正在走国外走过的工业化道路，决策时一定要借鉴国外的经验。发达国家煤焦油加工工业大致的发展趋向是：装置大型化、进行集中加工；由各大型煤焦油加工装置分工；各大型煤焦油加工装置分离出来的主要馏分进行交换集中加工；投入大量人力财力进行深加工产品和精细产品的研发；对煤焦油加工企业进行整合，形成大集团大公司。
另外一个值得关注的动向是，目前国内出现了煤焦油加工装置盲目建设的趋势。据了解，焦油加工能力面临严重过剩，在2017来了春节前本人跟三瑞公司（低阶煤利用研发上很有造诣的）有过深入接触，这个认识应该是正确的。榆林地区正在建设的焦油加氢企业就达到五家之多，随着焦油深度加氢的技术使用，不但对低温焦油，而且将对高温焦油的需求会产生波及，造成供不应求的市场紧张局面，预计时间在三年左右就会看到这种局面的出现。
本人在2016年曾经考察过德国巴斯夫，这个企业在1965年就抛弃了煤焦油加工的思路，改作石油化工，其实，这是一个非常成功的转型。这个企业每年有千余专利，人才储备非常充足，这点我们企业做不到，因此，企业转型很难。要切忌盲目新建煤焦油加工设施。目前，我国现有的加工能力尚且开工不足，加上新建、拟建的新设施，焦油加工能力已经产生过剩隐忧。2016年山西新绛的一个10万吨的焦油加工停产之后，我跟这个老板有过接触，认为许多焦化工亏损关门，导致焦油产量减少这是关键，如果有焦油保证，还是有一定利润的。跟孝义金州总经理李元狮深谈过关于焦油加工的问题，他的意见是：“焦油供应不足，高温焦油加工目前还不至于亏损，但利润空间已很少。”其次，煤焦油加工项目建设要讲求规模效应，不断延伸产业链。如果规模太小则无法提取更多产品，也不具备经济性，因此亟待扩大加工能力。
对于大型的焦油加工企业，山西还没有超过百万吨级别的，三聚开发的悬浮床加氢技术有可能在山西推广建设。规划建设的加工能力为90~100万吨，投产的品种大幅增加，企业竞争力将大大增强。但是自去年2016年9月在河南鹤壁的实验厂15.8万吨的悬浮床焦油加氢项目停产以来，一直处于总结阶段，技术上没有透漏出更多的信息来。相反，固定床焦油加氢技术，2016年上海华西接受设计了六家，但是也因为经济效益问题而推迟投产。
在山西，目前已做出明确规定，各地均不得新建10万吨/年以下的焦油加工装置。在2002年就提出建设30万吨焦油加工项目，回头看，煤气化错失良机。这一点将会限制煤气化公司对于焦油加工产业的发展思路，煤焦油加工项目属于高污染行业、危化行业，必须建设相应的环保和安全设施。因为我们不注重煤焦油加工技术的开发，加大深加工产品和精细化工产品的开发投入，目前国内外焦油加工工艺需要解决的主要难题是如何提高煤焦油各单组的分离效率，如何提高所得产品的纯度以及如何改善配套的生产工艺，尽可能多地提取更多有价值的组分，延伸加工产业链，提高资源利用率，这些都是我们应该面对的问题。
近期，国内煤焦油深加工市场出现颓势，据了结，2017年2月15日，山西清徐梗阳焦化煤焦油招标，最终成交价2900元/吨，较2月6日上涨490元/吨。2月15日，陕西陕焦化工有限公司煤焦油拍卖，数量200吨，起拍价2830元/吨，最终成交价2865元/吨。原料的上涨意味着成本的增加。
产品的情况如何呢？
笔者也有所了结，比如工业萘需求前景并不乐观。煤沥青，下游碳素企业不愿接受，导致煤沥青价格将继续下行。洗油价格一直没有回升，企业也难过日子。
以上三种产品约占煤焦油下游市场的65%，下游深加工市场对煤焦油的需求较弱。原因就是难以摆脱高成本压力之苦，恶性竞争造成的呀。
关于2017年的发展预测：
焦油加工跟石油化工紧密相关，石油化工的情况如何呢？下面我将从国外和国内阐述石油经济的状况。本人感觉要研究石油化工，才能预测煤焦油加工的发展趋势。
2016年，全球经济持续复苏，主要经济体走势分化；全球能源消费结构转型加快；国际油价触底反弹；欧佩克与部分非欧佩克产油国达成联合减产协议；世界天然气市场供需宽松；全球工程技术服务市场规模进一步萎缩；世界炼油能力缓慢增长，乙烯新增产能大幅减少；全球成品油供需持续宽松；油气公司经营业绩继续下滑；油气招标总体遇冷，并购市场继续低迷；油气合作经营风险上升。中国能源结构进一步优化；石油消费增速大幅放缓；天然气供需总体宽松；市场化改革加快推进；国内原油产量跌破2亿吨，天然气产量增速继续放缓；炼油能力略有增加，地炼市场份额大增；三大石油公司生产指标小幅下降；海外油气权益产量稳中有增，民营企业和地方国企“走出去”取得新成效；中国陆续发布能源领域“十三五”发展规划；市场化改革的方向和路径更加明晰。2017年，国际油价将实质性回升；全球天然气供需宽松加剧；世界炼油和乙烯能力将继续增长。中国三大油品供应过剩加剧；中国天然气市场总体宽松，国家有望全面放开非居民用气价格；炼油过剩形势更加严峻；油气行业市场化改革将全面深入推进。
2016年，油气行业在再平衡进程中艰难前行。全球经济曲折复苏，《巴黎气候协定》生效加快推动世界能源消费结构转型，清洁能源发展加快。世界石油供需持续宽松，市场再平衡慢于预期，国际油价年均价较上年下跌，但价格于年初触底反弹，年内价格上涨一倍。欧佩克“囚徒困境”凸显，无奈放弃增产保市场份额策略，年底与部分非欧佩克产油国达成减产协议。世界天然气市场供需宽松加剧，气价跌至近十年的低位，区域市场联动性增强，三大市场价差收窄。世界油气投资持续大幅压减，油气产量油稳气增，工程技术服务市场大幅萎缩。国际石油公司经营业绩大幅下滑，短期应对措施见效，开始逐渐摆脱困境。特朗普竞选主张与国际能源发展主流理念相悖，美国能源政策面临开倒车的风险。中国能源行业“十三五”规划陆续发布，改革力度加大，能源发展思路和目标、改革的方向和路径进一步明晰。中国能源消费小幅增长，供给侧改革初见成效，能源结构持续优化。石油消费增速大幅放缓，成品油消费首次出现萎缩。受政策影响，地方炼厂快速发展，国内成品油供需宽松态势加剧，竞争日益激烈，净出口猛增。中国天然气消费增速低于预期，季节性矛盾进一步加剧，市场化改革加快推进；天然气发展叫好不叫座，国家天然气发展目标面临重大现实挑战。中国油气勘探生产由重规模转向求效益，国内原油产量跌破2亿吨，受需求影响被迫压减天然气产量，油气对外依存度大幅攀升。国内三大石油公司积极应对低油价，抓管理、调结构、深化改革，生产经营逐步趋稳。
2017年，油气行业复苏有望。世界石油市场有望重归平衡，国际油价将实质性回升；全球天然气供需宽松仍将加剧，天然气再平衡尚需时日，天然气现货价和长贸合同价走势将出现分化。中国石油消费低速增长，对外依存度突破65%；成品油供应过剩加剧，今后将出现大进大出局面；天然气需求稳中趋升，但距离政府和行业期望相去甚远，天然气持续健康发展需要强有力的政策落地支持；炼油能力将重回增长轨道，产能过剩形势更加严峻；油气行业市场化改革将全面深入推进，以“三去一降一补”为主的供给侧改革仍是政策调节的重点，油气体制改革也将稳步展开。
2016年，世界经济估计增长3.1%，较2015年放缓0.1个百分点。美国经济缓慢回升，经济走势逐渐向好，估计全年增长2%；英国公投脱欧、欧洲难民危机等助推了各地贸易保护主义抬头，打乱了欧元区经济复苏步伐，但欧元区经济复苏总体逐步趋稳，估计全年增长1.7%；日本经济复苏动力有限，仍处于筑底期，估计全年增长0.8%。新兴经济体国家经济状况普遍有所改善，印度表现抢眼，前三个季度经济增长均在7%以上，估计全年增速可达7.4%；巴西和俄罗斯经济增速降幅收窄，估计全年增速分别为-3.1%和-0.9%；中国经济增速缓中趋稳、稳中向好，估计全年增速为6.7%。
2016年，全球一次能源消费量估计达128.6亿吨油当量，比上年增长0.8%，增速比上年提高0.1个百分点。其中，中东地区增长最快，增幅为3.3%；非洲、亚太地区分别增长2.4%、0.7%；欧洲及欧亚大陆增长0.6%；北美和中南美地区分别增长0.3%和0.1%。
2016年，清洁能源消费持续增长，煤炭所占比重进一步下降。全球化石能源占比为85.2%；非化石能源占比为14.8%，比上一年增加0.4个百分点，全球能源消费结构进一步优化。煤炭消费占比下降0.8个百分点，清洁能源消费增加0.7个百分点，其中天然气和可再生能源消费各增加0.3个百分点，核电上升0.1个百分点。
2016年11月《巴黎气候协定》正式生效。在中美两国的引领和推动下，迄今已有92个缔约方批准《巴黎气候协定》，其温室气体排放占全球总量的65.8%，成为史上批约生效最快的国际条约之一，向全球发出绿色低碳和可持续发展的强烈信号。
2016年，布伦特和WTI原油期货均价分别为45.13美元/桶和43.47美元/桶，比上年分别下降15.80%和10.86%。布伦特和WTI油价于年初跌至27.88美元/桶和26.21美元/桶的本轮油价最低点后逐步回升，年底油价比年初低点上涨一倍。布伦特和WTI价差进一步收窄，重回反映品质价差和运费差异的较窄水准。相反，反映轻质低硫原油和重质含硫原油价差的布伦特原油与迪拜原油价差有所扩大。
2016年，世界石油需求增长疲弱，欧佩克石油供应不断增加，导致世界石油市场未达到预期的平衡状态，但富余程度有所收窄，全年供大于需60万桶/日。世界经济复苏缓慢，石油需求增速放缓，全年增长130万桶/日，增量较2015年的170万桶/日明显下降。非经合组织（OECD）国家仍是需求增长的主要来源。世界石油供应小幅增长，比上年提高20万桶/日。其中非欧佩克石油供应明显下降，比上年减少100万桶/日，但沙特阿拉伯、伊拉克和伊朗的产量增长带动欧佩克石油产量大幅提高，比上年增长120万桶/日。
2016年11月30日，欧佩克达成8年来首份限产协议；12月10日，欧佩克与以俄罗斯为代表的部分非欧佩克产油国达成2001年以来的首份联合减产协议，决定自2017年1月1日起欧佩克与15个非欧佩克国家分别承诺减产116万桶/日和55.8万桶/日，为期6个月，视情况可延长。协议的达成说明此前沙特阿拉伯增产保市场份额的策略遇到了困境，国际油价绝不仅仅是原油生产成本的简单反映，还要体现主要产油国的财政收支需求。
2016年，全球天然气消费量3.53万亿立方米，增速为1.8%，低于过去10年的平均增速（2.2%）。进口成本降低刺激亚太消费回弹，该地区天然气消费增幅达2.5%；其他地区受替代能源发展强劲和年初暖冬的影响，消费增速较上年有所回落。估计全球天然气产量为3.66万亿立方米，增速为2.2%。其中亚太、中东的产量增长达5%以上；俄罗斯、美国的产量比上年分别微增0.7%和0.4%。全年新投产4个液化天然气（LNG）项目（5条生产线），新增液化能力2260万吨/年，新增能力是2015年的1.6倍，全球LNG液化能力升至3.1亿吨/年。
全球天然气贸易活跃，区域市场联动性增强。供需宽松、区域价差致天然气贸易量增长，预计全球天然气总贸易量增长7%，达1.11万亿立方米。LNG进口增长主要来自亚太（除日本、韩国以外）和中东地区；欧洲LNG进口增速较上年回落。美国首次成为LNG出口国，资源流向拉美、欧洲和亚太等地区。全球LNG贸易灵活度进一步提高，目的地条款逐步放宽，现货和中短期合同比例不断增长，定价方式趋向多元化。
2016年，天然气价格比上年下跌，但下半年价格触底回升，三地气价趋同。LNG在美、欧、亚三大市场间的流动性增加，三地价格联动性增强。东北亚LNG现货与美国亨利枢纽（HH）、英国国家平衡点（NBP）的价差分别为4美元/百万英热单位和0.9美元/百万英热单位，比上年分别收窄42%和33%。美国HH、英国NBP现货均价、东北亚LNG现货到岸价分别为2.49、4.64和5.5美元/百万英热单位，比上年分别下跌5%、30%和29%；东北亚LNG长贸合同价为6.8美元/百万英热单位，比上年下降31%。
2016年，全球油气剩余探明可采储量保持增长，估计油气剩余储量分别达2415.8亿吨和191.2万亿立方米，分别增长0.2%和0.3%。全球油气产量油稳气增，石油产量为42.54亿吨，与上年基本持平；天然气产量达3.66万亿立方米，比上年增长2.1%。
2016年，受上游勘探投资减少的影响，估计全球全年油气发现数量继续减少，新增储量进一步下降。全球重要油气发现主要位于海上，各区均有分布。其中美国得克萨斯州、圭亚那海北部、尼日利亚尼日尔三角洲有较大的石油发现；马来西亚东部海岸、埃及尼罗河三角洲、安哥拉宽扎盆地和俄罗斯鄂霍茨克海域有较大的天然气发现。美国得克萨斯州获得的23.1亿吨石油发现，以及马来西亚东部海岸获得的850亿立方米天然气发现有望成为年度最大的油气发现。
受低油价持续的影响，全球上游投资连续两年下降，2016年降至3752亿美元，降幅达23%。全球工程技术服务市场规模萎缩33%，其中物探装备与服务以及钻完井业务收入下降幅度较大，降幅都超过35%。
2016年，全球炼油业总体运行状况并未延续上年的良好态势。主要炼厂原油总加工量为7918万桶/日，与上年基本持平；全球炼厂开工率平均为82.5%，低于上年的84%；各地区炼油毛利均出现不同程度下降，欧美地区炼油毛利降幅最为明显，西北欧地区、美国中部和美国墨西哥湾的裂化毛利分别为4.16美元/桶、10.01美元/桶和6.49美元/桶，比上年分别下降41%、40.3%和29.6%；代表亚洲的新加坡迪拜油裂化毛利为4.65美元/桶，较上年下降23.4%。炼油运行状况下滑的主要原因：一是2015年低油价下的高毛利使得欧美炼厂加大了炼量，但油品需求没有同比例增长，库存高企，倒逼炼厂降低加工量与开工率；二是亚太地区炼油能力过剩，成品油总体供过于求，区内竞争激烈。
2016年，世界乙烯净增产能300万吨/年，新增产能仅为上年的一半，总产能达1.62亿吨/年。世界十大乙烯生产国的排位悄然发生了变化，印度从第8升至第5名，日本从第6名降至第9名。全球乙烯需求增加520万吨，总量达1.53亿吨。新增产能减少，加之当年停车检修和不可抗力因素较多，进一步加剧了乙烯供应偏紧的态势。全年全球乙烯装置平均开工率为89.6%，高于上年的85%。其中以轻烃及混合进料为原料的乙烯装置开工率较高，例如北美地区保持97%以上的水平，部分装置的开工率甚至高达100%。
2016年，世界成品油供需宽松程度较上年有所扩大。估计全年全球成品油需求总量为8276万桶/日，较上年增长99万桶/日；供应总量为8380万桶/日，较上年增长108万桶/日；富余104万桶/日，较上年扩大9万桶/日。汽油供需基本平衡，柴油、航空煤油、残渣燃料油供过于求，石脑油仍存缺口。
2016年，世界成品油库存水平仍居高位。美国、欧洲、新加坡三大市场成品油库存较上年有所增加，1－10月，美国汽油和中质馏分油平均库存分别较上年同期增长6.1%和14.6%；欧洲汽油和柴油平均库存分别较上年同期增长6.9%和8.9%；新加坡汽油和中质馏分油平均库存分别较上年同期增长14.5%和5.5%。成品油价格总体低于上年同期的水平，1－10月，三大市场汽油、柴油和航煤平均价较上年同期分别下降15美元/桶、18美元/桶和16美元/桶左右。
全球成品油贸易规模持续扩大，流向更加多元化。美国成品油出口贸易持续活跃，拉美为其主要出口市场，同时该国正寻求扩大向其他地区的出口；俄罗斯、中东国家、印度对欧柴油出口增加，欧洲对美汽油出口受阻，欧洲成品油市场过剩压力加大；中东汽油进口减少，柴油出口增加；亚太地区油品持续过剩，韩国和印度两大出口国的占比均有不同程度的下降，中国的汽油、煤油、柴油净出口量从上年的2135万吨猛增至2016年的3255万吨，占亚太国家当年相应油品净出口总量的比例从上年的12.7%升至17.9%，中国超过新加坡居亚太地区成品油出口第三位。
资源国出台优惠政策，包括通过降低税收、放宽管制、引入新合同、延长合同期等方式积极吸引外资，但实际效果不明显。持续两年的低油价严重影响投资者的积极性，中东、非洲、亚太、南美及中亚－俄罗斯地区的多个资源国的油气招标被迫取消或推迟。伊朗在新版石油合同下拟推出的16个油气田和15个勘探区块国际招标引起投资者的极大热情。目前招标活动尚未正式举行，但伊朗已与美国以外的外国公司签订了20多份谅解备忘录。
油气交易不活跃，上规模的并购交易较少。中东、拉美、亚太和非洲地区的油气资产交易冷清，均延续了2015年交易少、金额小的趋势。俄罗斯的油气资产交易异常活跃，成为2016年的一大亮点。年内俄罗斯政府推动了巴什石油公司和俄罗斯石油公司股份的出售，批准了俄油西布尔公司等油气公司的股份或油气项目资产的对外出售，截至2016年12月底，上游资产交易总金额达到361亿美元。同时俄罗斯石油公司加快海外油气资产收购，计划以130亿美元收购印度埃萨石油公司49%的股权。此外，美国通用电气公司（GE）宣布与贝克休斯合并，成立一个在世界油气技术服务行业占据领先地位的全新公司，业务范围从发电电器领域延伸到油田基础数字化装备和油田服务，这种跨界整合将对油服行业的商业模式和格局带来重大影响。
特朗普当选美国总统后，美国的能源政策可能发生重大转变：一是放松对传统化石能源发展的限制；二是调整新能源和可再生能源发展的政策与目标；三是美国对执行《巴黎气候协议》的态度将由积极变为消极。这将严重冲击全球能源转型和温室气体减排进程，开启一个逆潮流而动的先河。美国能源政策的重大调整还将进一步释放其油气潜能（包括页岩油气），抵消其他产油国的限产促价努力。
叙利亚政府军在俄罗斯的支持下收复阿勒颇，标志着叙利亚打击伊斯兰国组织取得实质性胜利，ISIS等武装力量将步阿富汗“基地”组织的后尘，向中亚、非洲等产油国和伊拉克南部油区扩散，上述油气合作区的安全形势将更为严峻。
二 2016年中国油气行业发展概述
2016年，中国经济运行总体平稳，估计全年经济增长率为6.7%。中国石油集团经济技术研究院宏观经济先行指数（EFI）走势先降后升，经济增长缓中趋稳、稳中向好，产业结构调整步伐加快，转型升级稳步推进，供给侧改革“三去一降一补”效果显著，消费对经济的拉动作用更加明显，第三产业对GDP的贡献提高，对外投资合作稳步增长。
2016年，中国能源消费①总量为43.6亿吨标准煤（折合30.5亿吨油当量），比上年增长1.4%，能源供给侧改革初见成效，能源结构继续改善。其中煤炭消费量为39.1亿吨，比上年下降2%，占一次能源消费的比重由64%降至62.4%；石油表观消费量为5.56亿吨，比上年增长2.8%，占一次能源消费的比重为18.1%，与上年持平；天然气消费量为2040亿立方米，比上年增长6.5%，占一次能源消费的比重升至6.2%；非化石能源比上年增长8.9%，占一次能源消费的比重由12%升至13.3%。
2016年，全社会发电量为6万亿千瓦时，比上年增长5%，回暖明显。其中火电、水电、核电、风电发电量分别较上年增加1.8%、7%、23%、21%；火电占发电的比重下降1.5个百分点，水电、核电、风电和其他可再生能源（包括光伏、光热、生物质能等）比上年分别上升0.3、0.4、0.6和0.2个百分点。核电新技术受关注，光伏补贴力度逐渐减少，可再生能源发展迅速，但消纳问题突出，全年弃风、弃光率达19%，是近年来的最高值。电力供需仍然宽松，估计全年发电设备平均利用小时数为3759小时，较2015年下降210小时。2016年，中国石油表观消费量为5.56亿吨，比上年增加0.15亿吨，增长2.8%，增速较2015年下降1.5个百分点。剔除原油库存变动因素，实际消费增速约为0.7%。石油净进口量为3.56亿吨，比上年增长9.2%，增速比上年提高3.3个百分点。石油对外依存度为64.4%，较上年大增3.8个百分点。
2016年，受供应侧改革效果显现、投资增速总体放缓、经济转型升级和高铁、新能源汽车快速发展等因素的共同作用，成品油需求增长区间下移，三大油品消费增速全面放缓，汽油仍是拉动国内油品需求增长的主要动力。按国家统计局口径，估计全年成品油表观消费量为3.13亿吨，较上年下降1%，增速较2015年回落6.2个百分点。其中汽油表观消费量为11899万吨，比上年增长3.1%，增速较上年放缓7.9个百分点，主要原因是统计口径外的非标调和油大幅增加及电动车的快速发展等；柴油表观消费量首次出现负增长，估计全年柴油表观消费量为16330万吨，比上年下降5.6%，增速较上年减少5.7个百分点；煤油表观消费量为3058万吨，增长10.4%。总体看，全国范围内汽油需求增速延续上年自东向西阶梯型增高的特点，柴油需求增速延续上年中部正增长、东西部负增长的分化走势。根据中国石油集团经济技术研究院和新华社联合发布的中国汽油、柴油批发价格指数，2016年汽油批发价格指数比上年下降14.3%，柴油批发价格指数比上年下降4.1%。
2016年，中国成品油供需宽松程度继续加剧，全国成品油产量估计为3.45亿吨，比上年增长2.4%。全年净出口成品油约3255万吨，较2015年增加1120万吨，增幅高达52.4%，其中汽油、煤油、柴油净出口量分别为910万吨、916万吨和1429万吨。随着地方炼厂“三权”的放开，中国石油市场格局正在发生重大转变，从原油进口量、原油加工量、开工率、汽柴油市场份额四项指标来看，主营单位与地方炼厂此消彼长，地方炼厂的市场份额增加4.4个百分点，达到23.6%，国内石油市场的竞争愈发激烈。值得注意的是，中国的汽油、煤油、柴油净出口量连年大增，从2013年不足1000万吨猛增到2016年的3255万吨，年均增长近50%，对亚太市场的影响急剧扩大。
2016年，中国天然气消费增速低于预期，估计全年表观消费量为2040亿立方米，比上年增长6.5%。考虑库存变化，估计全国天然气消费量为2000亿立方米，比上年增长6.4%，较2015年上升2.4个百分点。天然气占一次能源消费总量的比重为6.2%，较2015年上升0.3个百分点。需求低迷和进口气增加导致国内用气淡季被迫压减天然气产量，估计全年国内气产量增速比上年下降3.9个百分点；天然气进口量为733亿立方米，比上年增长19.0%，较上年同期增加15.5个百分点，天然气对外依存度快速升至36.6%。中国天然气季节性供需矛盾突出，淡旺季需求差异扩大，北方供需高月日均用气量与低月的比值由2010年的1.36升至1.8，北京市全年峰谷差达到6～8倍，由于储气库调峰能力严重不足，冬季天然气市场稳定供应的压力越来越大。
2016年，中国天然气市场化改革加快推进，主要体现在：全面放开化肥用气价格，允许非居民用气价格以基准门站价格为基础上浮，试点天然气门站价格市场化改革，放开储气价格，加强天然气输配价格监管，上海石油天然气交易中心正式上线运行。天然气市场主体多元化趋势明显，新奥能源、广汇能源、华电集团、北京燃气等企业加快布局LNG业务。
2016年，中国油气上游勘探开发投资继续大幅缩减，但储量高峰期工程的后续效果显现，新增油气探明地质储量依然分别保持了10亿吨和5000亿立方米以上的较高水平。面对持续低油价，油气生产企业调整勘探思路，注重油气勘探效益与储量发现质量，重点转向老油区精细勘探。
2016年前三季度，中国油气勘探开发出现新世纪以来首次全面亏损。上游行业尊重石油生产自然递减规律和市场规律，有序调减高成本的油气产量，减少高成本增产措施，突出重点盆地和规模有效储量的开发。全年原油产量约为1.98亿吨，大幅下降7.1%，其中大庆油田和长庆油田分别下降了近200万吨和近100万吨。
全国天然气产量保持2.1%的增长，增速继续跌破两位数，全年产量估计为1378亿立方米；页岩气开发保持较好的势头，全年产量约为70亿立方米；煤层气维持45亿立方米的地面开采量。
2016年，中国炼油总能力达7.5亿吨/年，其中新增能力2110万吨/年，淘汰能力2086万吨/年。地炼获“三权”后发展加快，在淘汰部分落后产能的同时，新建了多套装置，国内炼油装置规模和质量有所提高，但全国产能过剩的问题依然突出。全年原油加工量估计为5.39亿吨，比上年增长3.2%；全国炼厂平均开工率回升1.3个百分点，达到76.7%。地炼的崛起加剧了国内炼油业市场主体多元化的竞争。因“地板价”政策及油价的回升，炼油行业效益较好，前三季度中国石油和中国石化两大集团炼油平均毛利为255.4元/吨，比上年大增318%。2016年，炼厂较好地完成了国V车用汽柴油的升级置换工作，同时根据油品需求结构变化不断优化调整装置结构，生产柴汽比有所降低，一定程度上缓解了国内柴油过剩问题。
2016年，中国乙烯总产能达到2310万吨/年，新增的3个项目共计110万吨/年的产能首次均为煤（甲醇）基烯烃，非石油基乙烯产能已占总产能的19%。全年乙烯产量为1790万吨，比上年增长4.4%。受煤基烯烃的影响，乙烯装置总体开工率下降至77.5%，较上年继续下降0.4个百分点。低油价下石油化工原料成本较低，石脑油裂解制乙烯盈利水平回升明显，竞争力相对增强。
2016年，中国石油、中国石化、中国海油根据市场需求调整产品结构，生产指标小幅下降。1－9月，3家股份公司海内外原油权益产量同比下降5.08%、天然气产量同比增长4.65%，原油加工量和成品油销售量均有所下降。受国际油价低位震荡和国内油气市场需求增长放缓等因素的影响，三大公司经营业绩继续下滑。1－9月，中国石油、中国石化、中国海油的销售收入同比分别下降11.85%、11.25%、23.22%；中国石油的净利润同比大幅下降94.34%，中国石化凭借下游业务优势，净利润同比增长11.2%，中国海油上半年大幅亏损77.35亿元。
面对严峻形势，三大公司坚持压减支出、降本增效，加大结构调整力度，提升质量效益。中国石油、中国石化、中国海油全年投资分别下降19.5%、34.4%、29.6%；上半年，中国石油、中国石化、中国海油油气操作成本分别下降10.2%、9.5%、22.7%。上游主动压减高成本原油产量，下游着力调整产品结构，降低柴汽比，增产高附加值产品。
2016年，三大石油公司进一步深化体制机制改革。中国石油推出总部机关改革方案，出台市场化改革和混合所有制改革指导意见，推动工程建设、金融业务重组上市，加快推进天然气销售管理体制改革，对部分企业下放经营自主权；同时扶持大庆油田可持续发展，逐步把大庆油田建设成油田公司、管理局和海外公司“三位一体”的现代企业，力争2030年海外油气权益产量占比达到50%，跨国指数达到60%。中国石化出售旗下管道公司的股份，与新疆巴州政府签订了有关井区合资合作协议，加快推进混合所有制改革，启动石油工程区域化重组，加快打造金融板块业务。中国海油明确了向国有资本投资公司转型的方向，启动总部职能优化和管理模式改革，并深化三项制度改革，推动科技型企业股权激励试点，推进天然气产业体制机制改革。
2016年，中国的石油企业海外权益油气产量估计为1.55亿吨油当量，比上年增长3%，其中中国石油、中国石化和中国海油的权益产量分别为7800万吨、4400万吨和2300万吨。低油价给海外项目带来了巨大挑战，三大石油公司继续推进降本增效战略，提升经营效益。中国石油坚持低成本发展，向重点项目倾斜，提升开发效益；中国石化更注重布局优化，优先发展富油气大盆地、常规项目和石油项目；中国海油深入开展“质量效益年”活动，改善海外资产经营，从产量驱动向效益驱动转变。国有石油公司发展重点向“一带一路”地区倾斜。其中中国石油在伊朗主导作业的北阿扎德甘项目年内顺利实现投产，并联手道达尔获得南帕斯11期项目开发权；参股的哈萨克斯坦巨型项目卡沙甘油田于下半年投产；与阿尔及利亚国家石油公司签订了阿尔及尔炼厂改扩建项目；与合作伙伴共同批准了莫桑比克LNG开发项目最终投资决定。中国石化投资的沙特阿拉伯延布炼厂年内投产，并与俄罗斯石油公司共同研究在俄罗斯开展天然气加工和石化综合设施项目的可行性。
民营企业和地方国企等中小企业抓住低油价机会全面“走出去”，全年并购金额超过40亿美元，呈现地域更广、领域更宽、方式更灵活的特点。合作地区扩展至非洲、中亚、俄罗斯、欧洲和拉美，合作领域延伸至中下游，合作方式从以财务投资为主转向直接运营项目，中小企业逐渐成为中国油气对外合作一支不可忽视的力量。
2016年作为“十三五”开局之年，国家发布了能源发展“十三五”规划，以及天然气、页岩气、煤层气、石化、生物质、可再生能源、电力、水电、风电、太阳能等14个专项规划，指明了未来5年的能源发展思路和目标，描绘了能源发展蓝图。
加快推进能源革命与油气转型升级。以供给侧结构性改革为主线，化解石化过剩产能，明确了传统产品去产能目标，不再审批产能过剩行业新增项目用地。增强国内天然气供应能力，制定天然气发展目标、税收优惠和补贴政策，继续执行进口天然气增值税先征后返政策，提高煤层气的财政补贴，页岩气继续实施分阶段补贴递减政策。
世界石油需求温和增长。2017年全球GDP预计增长3.2%，较2016年小幅回升0.1个百分点。世界石油需求达到9700万桶/日，比上年增长110万～130万桶/日，增量与上一年基本持平。印度有望超越中国成为世界石油需求增长最快的国家。
石油市场供需重归平衡。欧佩克与非欧佩克产油国达成联合减产协议，鉴于产油国平衡市场的决心，预计本次减产协议执行效果好于以往，扣除尼日利亚和利比亚的增产潜力，预计本次减产协议实际削减产量可达130万～150万桶/日。美国页岩油革命使其成为新的机动生产国，完全的市场化机制可使该国页岩油生产及时作出反应，预计2017年美国石油产量将增加50万～60万桶/日。由于近3年勘探开发投资大幅下降，加之近两年低油价对高成本产量的挤出，常规石油生产需要一定的反应期，因此其他国家的石油产量增加有限。综合估算2017年石油供应将减少20万桶/日，市场供需趋于平衡，在极端情况下甚至出现供需缺口100万桶/日。值得注意的是，特朗普就任美国总统后的施政走向或给国际石油市场和油价带来不确定性。另外，预计2017年美国加息影响美元汇率走势，会对油价构成一定打压。
油价迎来实质性回升。预计2017年布伦特原油年均价为53～58美元/桶，全年油价可能会小幅快频震荡。如果资源国动荡导致世界石油供应大幅下降、美国原油生产复苏乏力、伊朗石油出口重新遭遇制裁，则全年油价可能进一步反弹；如果欧佩克未有效执行减产协议，同时美国原油生产强势复苏，特朗普新政拖累全球经济复苏，中国经济下行风险加大，则全年油价水平回升受限。此外，由于世界石油市场供需形势好转将为布伦特油价提供较强支撑，而美国原油产量反弹可能令WTI油价承压，2017年布伦特原油与WTI的价差可能有所扩大。预计2017年全球天然气需求量为3.59万亿立方米，比上年增长1.7%；天然气产量为3.73万亿立方米，比上年增长1.9%。美国需求增速减缓至1.5%左右，油价和钻机数回升提振天然气生产，但受管输能力限制，美国天然气产量将增长1%左右；欧洲受煤价和碳排放费走高的影响，发电行业将继续提升用气需求，俄罗斯管道气和LNG进口来源持续充裕；亚洲天然气需求保持相对低速的增长，在进口成本降低和环保力度加大的推动下，中国、印度、巴基斯坦等国的需求有望继续回弹；受核电重启和与煤电竞争等影响，日、韩的需求继续下降。
全球LNG供应富余进一步扩大，LNG市场全球化趋势凸显。全年将有6个百万吨级LNG液化项目投产，设计产能共计3310万吨/年，全球LNG液化产能比上年增长11%，至3.4亿吨/年。如果贸易增速按7%计算，全球LNG供应富余能力将比上年扩大16%，至4300万吨/年。预计美国LNG出口量大幅增长186%，至890万吨/年，日、韩LNG长贸供应充足，现货需求疲弱，全球LNG供应余量流向中东和欧洲。
预计2017年美国亨利枢纽、英国国家平衡点的现货均价、东北亚LNG现货到岸价分别约为2.9、4.3、5.3美元/百万英热单位，比上年分别上涨17%、下跌7%、下跌4%，东北亚LNG长贸合同进口平均价格约为7.8美元/百万英热单位，比上年上升15%。
预计2017年世界炼油能力净增2000万吨/年，其中新增能力4200万吨/年，淘汰能力2200万吨/年，总能力达到48.9亿吨/年。全球炼油毛利预计总体将低于2016年的水平。
预计2017年全球乙烯将迎来装置集中建成投产年，产能将出现较大幅度的增长，当年新增乙烯产能将超过750万吨/年，其中美国新增产能600万吨/年，全球总产能将达到1.7亿吨/年。全球乙烯产量将继续较快增长，乙烯供需偏紧的情况将有所缓解。
随着中国经济增速缓中趋稳，结构调整加快，产业转型不断升级，成品油需求对经济增长的弹性总体下行，加之替代能源快速发展，中国成品油需求将进入平台期。同时，由于近两年国际油价低位运行，中国加快原油进口，导致原油库存高企，未来原油需求增长空间有限。预计2017年中国的石油表观需求量为5.68亿吨，比上年增长2.1%，增速较2016年下降约0.7个百分点。国内原油产量仍将低于2亿吨，中国的石油对外依存度将升至65.1%。
2017年，中国成品油需求增速将由上年的负增长转为缓慢增长，汽油、柴油、煤油需求表现继续分化。预计2017年统计局口径的成品油需求量为3.20亿吨，较2016年增长2.2%。其中汽油需求量为1.25亿吨，比上年增长5.3%；柴油需求量为1.61亿吨，比上年下降1.5%；煤油需求量为3361万吨，比上年增长9.9%。预计2017年中国原油加工量为5.57亿吨，较上年增加1800万吨；成品油产量为3.6亿吨；成品油净出口量将超过4000万吨。国内成品油价格有望全面放开，在国内成品油供大于求的情况下，终端销售环节的市场竞争将更加激烈。
2017年，受环保政策和天然气价格竞争力提升的拉动，中国天然气需求稳步增长。预计天然气表观消费量为2162亿立方米，比上年增长5.9%，天然气在一次能源消费结构中的占比达6.5%；考虑库存因素，预计天然气消费量为2130亿立方米，比上年增长6.5%。城市燃气需求保持快速增长，发电用气稳步增加，工业燃料用气有望回暖，化工用气低迷。预计城市燃气需求量为927亿立方米，比上年增长13.2%；发电用气量为373亿立方米，比上年增长7.0%；工业燃料用气量为589亿立方米，比上年增长2.1%；化工用气量为241亿立方米，比上年下降5.8%。国家提出了2017年天然气在能源消费中的占比为6.8%、2020占比为10%的规划目标，在当前政策情景下，实现目标面临较大的挑战，需要国家强有力的政策支持和引导。
预计2017年国内天然气产量为1380亿立方米（含煤制气），比上年增长2.9%；天然气进口量为815亿立方米，比上年增长11.2%，对外依存度升至38.3%。用气淡季天然气市场供应宽松，用气旺季供应紧张的局面将进一步加剧。按照国务院发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》，国家将加快推进能源价格市场化改革，力争到2017年基本放开竞争性领域和环节价格。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，国家将尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，建立主要由市场决定天然气价格的机制。
中国炼油能力将由前两年的减少和略增恢复为较快增长，预计2017年全国炼油能力净增3500万吨/年，达到7.9亿吨/年，比上年增长4.6%。其中新增炼油能力4600万吨/年，淘汰落后产能1100万吨/年，增量主要来自云南石化、惠州炼厂二期等。2017年，预计全国原油加工量为5.57亿吨，比上年增长3.3%；成品油产量为3.60亿吨，比上年增长4.3%；成品油净出口将会继续增加，预计将超过4000万吨，石油大进大出的格局开始显现，中国炼油能力过剩形势将更加严峻。预计炼厂开工率将由76.7%下降至75%；原料成本回升使得炼油毛利低于上年，但仍保持较好的水平。2017年，在全面完成国V汽柴油质量升级的基础上，国内炼油企业将在未来两年实施国Ⅵ油品生产装置的升级改造，炼厂面临实现低投入高效益的油品质量升级、在碳排放约束下进一步节能减排、系统优化升级以提高资源综合利用水平和国际竞争力等诸多挑战。
2017年，中国乙烯总产能将达到2480.5万吨/年，新增产能170万吨/年，比上年增长7.4%。惠州乙烯二期的投产将带来油基乙烯产能的继续增长。随着油价的回升，煤（甲醇）基乙烯效益将有所改善，开工率回升，煤基乙烯产量增长。预计2017年全国乙烯产量将增至1860万吨，乙烯自给率将进一步提高。
2017年，油气行业以“三去一降一补”为主的供给侧改革仍是政策调节的重点，油气体制改革也将快速展开。《石油天然气体制改革总体方案》预计将于年内推出，相关实施细则和配套政策也将加紧制定。
煤焦油加氢技术有两种不同的方法：
一是采用固定床加氢处理技术将煤焦油所含的金属杂质、灰分和S、N、O等杂原子脱除，并将其中的烯烃和芳烃类化合物进行饱和来生产质量优良的石脑油馏分和柴油馏分。一般煤焦油加氢后生产的石脑油S、N含量均低于50ppm，芳潜含量均高于80%;生产的柴油馏分S含量低于50ppm，N含量均低于500ppm，十六烷值均高于35，凝点均低于-35℃~-50℃，是优质的清洁柴油调和组分。
还有一种新近推广的悬浮床加氢技术，去年我在北京拜访过三聚环保的林总，我们对此技术做了比较详细的探讨．对于他们在河南鹤壁投资建设的１５．８万吨的悬浮床加氢实验装置也做了了解．
煤焦油的组成特点是硫、氮、氧含量高，多环芳烃含量较高，碳氢比大，粘度和密度大，机械杂质含量高，易缩合生焦，较难进行加工。煤焦油加氢生产技术首先将煤焦油全馏分原料采用电脱盐、脱水技术将煤焦油原料脱水至含水量小于0.05%，然后再经过减压蒸馏切割掉含机械杂质的重尾馏分，以除去机械杂质（与油相不同的相，表现为固相的物质），使机械杂质含量小于0.03%，得到净化的煤焦油原料。净化后的煤焦油原料经换热或加热炉加热到所需的反应温度后进入加氢精制（缓和裂化段）进行脱硫、脱氮、脱氧、烯烃和芳烃饱和、脱胶质和大分子裂化反应等，之后经过进入产品分馏塔，切割分馏出汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分；未转化油馏分经过换热或加热炉加热到反应所需的温度后进入加氢裂化段，进行深度脱硫、脱氮、芳烃饱和大分子加氢裂化反应等，同样进入产品分馏塔，切割分馏出反应产生的汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分。氢气自制氢装臵来，经压缩机压缩后分两路，一路进入加氢精制（缓和裂化）段，一路进入加氢裂化段。经过反应的过剩氢气通过冷高分回收后进入氢气压缩机升压后返回加氢精制（缓和裂化）段和加氢裂化段。
对于悬浮床加氢技术，我们得到的技术简要介绍如下：尤其适用于低温煤焦油．焦油加氢项目，这一技术被业内广泛认为在重质油加工、煤转化油品方面，具有对比现有技术更经济、环保的优势。这一技术目前正处在工业化的关键时期，未来产业化推广，还需经过工业项目验证这一最后亦是最重要的程序。浮床加氢技术发源于德、日等国，大型工业化正在中国进行。围绕这一极具市场潜力的新型技术，多家公司进行研发，并展开竞争。按照产业惯例，谁的技术首先在工业项目中，实现连续平稳满负荷运行，即会在之后的技术推广中，占据先发优势。悬浮床加氢技术经历了实验室、小试、中试后，工业化放大仍是充满荆棘的一步。专家认为，这一技术终将会通过工业化考验，并足够成熟可产业推广。但在目前，时间上仍存在不确定性。近年来热门的悬浮车加氢技术，在用途却上各有考虑，有倾向煤转化油方向，有重质油加工方向，还有煤、油混炼方向和煤焦油加氢方向。应用悬浮床加氢技术，从煤变油、煤油共炼、煤焦油加氢以及重油加工，技术难度逐步递减。悬浮床加氢的过程，是一个个原料中大分子分裂为小分子，最终生产轻质油品的过程，原料与产品组分越接近，悬浮床加氢的难度自然降低。神华集团2009年投产的108万吨煤直接液化项目，采用的是神华自主开发的煤直接液化工艺，核心也是悬浮床加氢技术。液化所曾参与到神华工艺前期开发，并依托悬浮床加氢技术，开发了自己的第二代煤直接液化及煤油共炼、煤焦油加氢技术。延长石油集团推进的煤油共炼项目，目标也指向煤直接液化，延长石油集团规划是，通过煤油共炼项目对悬浮床加氢进行工业化验证，过关后就启动百万吨煤直接液化项目。延长石油持有安源化工60%股份。目前在煤焦油加氢领域，同样有多个技术路线存在。根据煤焦油种类不同，悬浮床加氢可将油收率提升至78-90%以上。数据显示，2013年国内煤焦油产量突破2700万吨，而规划中的煤制气项目，如全部投产，项目副产的煤焦油产能，也将超过1000万吨。但自去年下半年开始，税务部门开始严格征收燃油税，扩大至煤焦油加氢领域，并要求企业补交此前两年未交燃油税及滞纳款，煤焦油加氢内部收益率受到极大影响。悬浮床加氢可适应于煤变油、煤油共炼、煤焦油加氢、重油加工等领域。三聚环保目前正与鹏飞焦化集团规划一个百万吨级的焦油加工项目，采用悬浮床加氢技术。悬浮床加氢技术工业化还需临门一脚，谁先实现工业化项目连续平稳满负荷运行，谁的技术就可以掌握极大的竞争优势。
另外，有消息报道，“十三五”期间煤化工将不再上新项目，80%的现有项目面临取消。《能源发展“十三五“规划》（以下简称“规划”）的出台在能源从业者中备受瞩目，也终于解决了一直以来对煤化工行业悬而未决的问题。笔者认为“规划”中有关煤化工发展的内容可以归纳为四点：控制产能，升级示范，发展技术，建设重点。
中国现已投产及“十三五规划”中煤炭山加工建设重点煤制油、煤制气项目分布&控制产能：“规划”中提出："十三五"期间，煤制油、煤制天然气生产能力达到1300万吨和170亿立方米左右。而根据绿色和平的统计，截至2017年1月，中国现投产的煤制油、煤制气项目产能分别为818万吨和51.05亿立方米，加上在建和已经拿到路条随时可能开建的项目，符合“十三五”建设条件的地区煤制油、煤制气产能总计达到了2868万吨和788.3亿立方米，远远超出了“十三五”规划产能。
为了在“十三五”期间压缩产能，现有的符合十三五规划条件的煤制油、煤制气项目，仅只有24%、16%的产能得以保存。由此可见，煤制油和煤制气发展的空间将会被进一步压缩。这也说明了行业势必回归到升级示范项目中，并寻求自身的技术发展。升级示范：回归示范，进行升级。这也是煤化工行业在历经多年的示范项目后，回归理性的必然结果。建设重点“规划”列出了重点建设的煤化工项目及区域。根据绿色和平的统计，符合“规划”中重点建设范围和条件的煤制油、煤制气项目产能总计约为2050万吨和737.25亿立方米，也远远超出了“规划”所限定的1300万吨煤制油和170亿立方米煤制气的总量。这不光意味着，煤化工在“十三五”期间将没有新增规划项目的空间，同时80%左右的煤制油煤制气项目也将面临取消。未来的趋势将是在产业进行升级示范并发展技术创新的前提下，在煤炭富裕地区进行重点示范项目的建设，并对上述项目进行精简与集中规划。&
环境问题中国的煤炭资源与水资源呈逆向分布。高耗水的煤化工多分布在煤炭资源丰富但水资源紧缺的地区。根据绿色和平《煤炭产业如何加剧全球水危机报告》的显示，西部地区已不适宜再上高耗水的工业项目。在《现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）》等相关法律法规的出台，即将在建和规划的煤化工项目的选址也因此受到了极大的挑战，而在建煤化工项目是否符合各项新标准，也可能需要重新评估。以煤制气为代表的煤化工行业，同时也具有高碳排的属性。“规划”显示，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放降低18%，为2030年前后碳排放达到峰值奠定基础。中国在签署并加入巴黎协定后，也将积极进行削减碳排放。因此，煤化工产业的高碳排，势必会成为中国碳减排道路上需要解决的问题之一。与此同时，“规划”也明确提出以低碳排、低污染的可再生能源为中国能源转型的方向。这也为迷茫中的煤炭、钢铁企业，和在此困境下备受打击的省份指明了转型出路。“规划“出台，尘埃落定。煤化工不再是一个值得期待的行业。
表1.符合十三五规划的煤制油项目及产能明细（包括已投产的项目）&
表2.符合十三五规划的煤制气项目及产能明细（包括已投产的项目）&
结论：对于煤焦油加工项目，认为风险很大，特别是规模不大的小型煤焦油加工企业，不会有很好的发展前途。在市场和技术双重压力下，将会面临非常的危机。
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