两份文件将进一步明确煤制油、煤制天然气的政策环境，有助于其未来的商业化发展。
近日，记者从国家能源局科技司获悉，《煤炭深加工示范项目规划》《煤炭深加工产业发展政策》即将出台。这两份规范文件将对未来煤炭深加工行业做出明确的政策说明，这是国家发改委多次叫停煤炭深加工以来，首次对行业进行全面具体的引导和规范，因而引起各方期待。
与传统的煤炼焦、电石不一样，新型煤化工包括煤制油、煤制天然气、煤制烯烃等工艺，被视为潜力巨大的新兴产业而受到极大追捧。过去的几年中，中国大多地区争相上马各类新型煤化工项目，包括煤制油这个尚处于商业试验阶段的化工项目，引发了低端产能过剩、过度消耗水资源的担忧，而且实际上很多项目仅以此为名圈分煤炭资源，项目建设后从未投产，于是国家发改委多次发文，大幅抬高了行业门槛，并上收了此类项目的核准权限。
但是各方对于煤化工项目的投资冲动并没有消失。随着煤炭价格的下滑、地方投资放缓以及政策进一步明朗化，对煤化工的投资预期又在升温。
重启投资
新型煤化工如煤制油、煤制烯烃、煤制天然气是一个中国所特有的行业，虽然始于18世纪的煤化工在世界范围内由于石油化工的兴起而萧条，然而，中国“贫油、少气、富煤”的特殊能源背景，成为中国发展煤化工的现实考量因素。目前中国仍有64％合成氨以煤为原料，80％以电石为原料的聚氯乙烯和大多数芳香族化学品以及数十万吨的甲醇来自于煤化工，而随着高效率、清洁利用技术的发展，新型煤化工技术因为其减少污染、提高效率的特点，给整个行业带来了新的发展空间。
目前发改委网站上还没有上述示范项目核准信息，但据媒体报道称，此次能源局即将公布的示范项目为15个，从这些报道披露的名单中看，大多数集中于煤制天然气和煤制油项目。记者按照1万吨大约1亿元投资测算，15个项目的总投资预计在4500亿以上，也有业内人士测算认为将达到7000亿元。在这4500亿-7000亿的投资中，有分析人士认为约50%将投向设备，40%用于建造，10%用于工程设计。
民族政券分析师于娃丽在接受《中国投资》采访时表示，由于目前煤制油项目仍为商业示范阶段，都是地方公司，与地方政府关系密切，而且作为示范项目，并不是将经济效益放第一位，因此，上市公司并没有涉足，当前可以预见的增长空间仅存在于装备制造行业。她预计，这些项目可能不会同时获批，而是会在1-2年内陆续获批。
目前，政策层面对于煤炭深加工的态度是“有序发展”，因此业内普遍认为，此次政策的发布将会进一步明确国家对于新型煤化工的政策态度，对于压抑了多年的煤化工企业和产煤大省来说，这是一个重启投资的好机会。
这些产煤大省集中在中西部地区，煤炭运输成本居高不下，因此，无论是政府还是企业都更愿意将煤炭在当地转化成为较高附加值产品再外运。因此，这些地方对于该类项目的投资非常踊跃，有报道称目前各地上报的“十二五”期间建设的大型煤化工项目一共104个，按照各地上报的技术方案，如果全部在“十二五”期间建设，投资要超过2万亿元。
除此，申报新型煤化工项目还存在其他好处。为了吸引新型煤化工项目落户，地方政府通常对项目配给煤炭资源，一些上马煤化工的公司因此获得了可贵的煤炭资源。
因此，2004年在神华集团建设了全世界第一个煤制油项目之后，大量煤制油、煤制天然气项目开始涌现，同时也引发了管理部门的多次调控。
2006年7月14日，国家发改委发布《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》，要求各级主管部门暂停煤制油项目核准，一般不批准年产规模在300万吨以下的煤变油项目。两个月后，发改委再次表示，鉴于煤炭液化项目技术和经济风险大、装置间技术关联复杂、投资高，经济效益受项目规模及原油价格波动影响非常显著，且需水资源条件保障，在国家煤炭液化发展规划编制完成前，暂停煤炭液化项目核准。在神华在建项目建成前，非经许可，暂不批准其他企业引进煤炭液化技术和项目。
但是这没有遏制地方对煤化工的投资热情，项目一边建设一边等待批文的现象非常普遍，于娃丽表示。一边叫停，一边上马，成为煤制油等新型煤化工项目的独特风景。
因此，2008年8月，煤制油项目的地方审批权被直接收归中央。2009年，《石化产业调整和振兴规划》出台，指出要稳步开展现代煤化工示范工程建设，今后3年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目。2010年6月，煤制天然气的地方审批权也被中央直接收回。2011年4月14日国家发改委再次发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》，在新的核准目录出台之前，禁止建设年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目、年产100万吨及以下煤制甲醇项目、年产100万吨及以下煤制二甲醚项目、年产100万吨及以下煤制油项目、年产20亿立方米及以下煤制天然气项目、年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发改委核准。
此外，发改委还要求对取水量已达到或超过控制指标的地区，暂停审批煤化工项目新增取水；对不符合产业政策等规定的煤化工项目，一律不批准用地，不得发放贷款，不得通过资本市场融资，严格防止财政性资金流向产能过剩的煤化工项目。
在这份通知中对当时煤化工投资状况进行了概述：当时全国在建和已批待建煤化工项目新增用煤已超过亿吨，各地规划拟建项目新增用煤总量还有几亿吨。
商业化前景趋明
虽然多数煤制油项目不被认可，但是神华集团的相关项目却被作为国家能源战略的重要组成部分，获得了政府支持，这也使得神华鄂尔多斯(7.67,-0.11),的煤制油项目得以在商业化运作上争取进展。
近日，神华集团透露，神华煤制油项目已开始商业化运作并实现盈利，今年将基本达到100万吨/年的设计产能，按照《成品油市场管理办法》，只要符合国家产品质量标准的汽油和柴油年生产量在50万吨以上的炼油企业，就可以申请成品油批发经营资格。这意味着神华这家煤炭企业通过煤制油项目，进入了成品油零售市场。
今年5月，神华西北油化品销售有限公司正式成立，该公司将主要负责神华在西北地区所生产的油品、化学品的统一营销。据神华鄂尔多斯煤制油公司相关负责人对媒体透露，随着该公司在鄂尔多斯首家加油站投入市场，神华集团还将在内蒙古以及周边省份扩张，发展一批自有加油站。
这令众多的煤化工企业看到了煤制油的商业化前景。不过，对于他们而言，在考虑煤制油市场之外，首先还要考虑煤制油现实的经济性，这主要取决于煤制油与石油的比价关系。按照南非Sasol公司在2006年的预计，煤制油(间接液化)的盈亏平衡点是国际原油价格45美元/桶。而于娃丽则认为，如果石油价格120美元/桶以上，就具有好的经济性，如果低于80美元/桶，则缺乏经济性，而对于一些大型煤炭企业而言，集团化有规模优势，成本又有进一步低的可能性。
对于技术已经相对成熟的煤制天然气而言，问题则又是另外一个，那就是气价与管道问题。
现在地方在建和拟建的煤制天然气项目虽无准确数据，但数量应当是十分巨大的，而已获得国家发改委核准的煤制天然气项目包括大唐内蒙古克旗、大唐辽宁阜新、汇能内蒙古鄂尔多斯和新疆庆华煤制气项目，总产能合计年产110亿立方米。煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院副院长陈亚飞在接受媒体采访时表示，从可研报告来看，目前煤制天然气项目都是亏损的。他们所遇到的问题，主要是在天然气价格和管道运输上。
以新疆为例，中国管道商务网数据，新疆地区在建、拟建煤制天然气项目30多个，年产能超过1500亿立方米；其中庆华集团、新汶矿业、中电投等企业的20个煤制气项目已列入新疆自治区“十二五”规划，其产能合计767亿立方米，这样数量的天然气需要外送，则必须通过管道。但是，该地区距离消费市场远、运输路径长，如果企业自建管道，投入高，投资回收周期长，盈利将很难保证；因此，借助中石油、中石化管道将是煤制天然气输送的主要方式。
但是，中债资信煤炭行业分析师刘晓丰表示，“虽然总体看管道建设规模将基本可满足煤制天然气输送需要，但由于天然气管道存在的高度垄断性，煤制天然气企业运营也将受到一定制约。”因此，目前众多大型能源企业进入煤制气，更多还是基于天然气的需求前景和较富吸引力的价格改革预期。
资料：什么是煤炭深加工
指从煤炭的开采就使用洁净技术，煤炭为原料经化学加工以转化为气体、液体、固体燃料及化学产品的全过程。其中尤以煤的气化、液化、焦化和煤焦油加工，电石乙炔化工、C1化工、炭素产品和多环芳香族化合物的制取为最主要过程，也被称作煤化工。
新型煤化工（现代煤化工）重点发展方向
煤电化热一体化(多联产)：开展煤电化热一体化、煤炭分级利用等煤基多联产示范；实现煤化工与电力(热力)联产和负荷的双向调节。
煤炭液化：发展重点包括神华108万吨/年煤直接液化装置进一步完善技术，实现装置长期稳定运行；加快实施具有自主知识产权煤间接液化技术的大型化工程示范；重点解决大型费托合成浆态床反应器设计与制造、超大型空分装置的自主化、副产醇类催化氧化处理、合成尾气甲烷转化利用费托合成反应热回收利用等关键技术问题；进行系统集成优化，实现百万吨级以上大型装置安全稳定长周期运行；建设以提高产品附加值为目标的高温费托合成示范装置。
煤制天然气：推进大唐克旗40亿立方米/年、大唐阜新40亿立方米/年、内蒙古汇能16亿立方米/年3个煤制天然气项目尽快开车达产，达标；开展煤制天然气升级示范；依托示范项目，实现甲烷化关键技术国产化；提高固定床气化的压力以提高气化炉出口甲烷含量，减少后系统负荷；示范高效污水处理和回用技术，降低处理成本；示范气、化、电一体化多联产和综合调峰技术。
煤制烯烃：采用国内自主开发的甲醇制烯烃技术，建设大型工业化示范装置；重点示范大连化物所甲醇制烯烃二代技术；建设中石化甲醇制烯烃技术(SMTO)和清华大学流化床甲醇制丙烯技术(FMTP)示范装置；进行气化、净化、甲醇合成等全流程的系统优化，形成具有自主知识产权的完整工艺包；结合电石法聚氯乙烯改造，建设煤制烯烃替代电石法聚氯乙烯示范装置；示范煤制烯烃与整体煤气化(10.17,-0.48,-4.51%)联合循环的耦合技术。
煤制乙二醇：解决现有合成气羰化加氢生产乙二醇技术的难点，酌情开展新的示范；依托大型示范工程，解决草酸二甲酯合成反应器和草酸二甲酯加氢反应器等主要设备放大，合成水处理与回用，乙二醇精馏效率等问题；推进乙二醇技术多元化。
煤炭分质利用：在现有干馏技术基础上进一步进行工程化开发，建设单系列百万吨以上的干馏装置；示范干馏—气化—加氢—发电一体化综合利用技术等。
煤制芳烃：根据国内煤制芳烃技术万吨级工业化试验装置进展，适时建设首套煤制芳烃产业化示范项目；解决甲醇制芳烃反应器设计和放大、反应热平衡和工程优化等技术问题。