基于能源戰略安全考慮，國家核準神化百萬噸級煤直接液化、兗礦100萬噸/年煤間接液化以及潞安、伊泰各16萬噸/年煤間接液化四個煤制油項目上馬。不過，上述煤制油項目的前景并不樂觀。

　　運行、成本難達設計值

　　煤直接液化所得的產品中，50%-60%為中油、10%-20%為重油，另有約7%是芳烴，不能當作汽、柴油直接使用，只有加氫重整或調和后方可使用，因此其經濟性只能與原油進行比較。煤直接液化的理論收益較石油煉制高出800-1000元/噸。

　　但實際運行并非如此。以神華百萬噸級煤直接液化項目為例，雖然項目于2008年底打通全流程并成功生產出柴油和石腦油產品，卻因種種原因至今未達到設計能力，生產成本大大高于理論值。

　　那么，煤間接制油的經濟效益又如何呢？

　　7月31日，剛剛從南非薩索公司考察回國的北京石油化工工程公司董事長李大鵬告訴記者，薩索公司的煤間接制油工廠商業化運營十分成功，年利潤高達14億-16億美元。但其高效益的前提有5個：一是所用煤炭價格不足20美元/噸，水資源幾乎不用掏錢，電價只有國內的1/3；二是早期項目建設資金由政府負擔；三是該公司已經開發了成套、成熟的工藝技術及配套設備，尤其能夠工業化生產4種不同要求的催化劑產品；四是產品包括汽油、柴油、芳烴等近20個品種，最大限度發揮了裝置的潛能；五是裝置運行率高達95%。

　　這些條件國內企業并不具備。截至目前，我國煤制油的技術支撐體系尚未健全，尤其是漿態反應用高效催化劑還需下大力氣攻關，合成與加氫催化之間的耦聯等關鍵環節還未完全掌握，缺乏產業化運營經驗，這些都會增加裝置開停車次數。同時，國內企業環境治理費用也將不斷抬高。煤制油工藝每生產1噸油品，會排放6~8噸二氧化碳，若進行捕集回收，產品成本至少再增加15%。

　　中國工程院院士倪維斗認為，煤制油的戰略意義大于實際意義。他提出：“一旦甲醇燃料得到推廣應用，對煤制油將會形成沉重打擊。因為無論從煤炭轉化率、能源利用率，還是投入產出比或產品生命周期的清潔環保性考慮，煤制油都不如煤制甲醇燃料。”