我國煤制油項目，雖然面臨良好的發(fā)展機會，但也面臨著項目投資巨大、技術有待成熟以及水資源、環(huán)保等方面的挑戰(zhàn)。

　　技術風險

　　煤制油有直接液化和間接液化兩種技術路線，在全球范圍內，大規(guī)模工業(yè)化生產的只有南非薩索爾公司的間接液化技術，美國、德國、日本均號稱擁有成熟的直接液化技術，但均未有大批量工業(yè)化生產的例子。

　　當前中國投資煤液化制油所面臨的最大問題是缺少煤液化工業(yè)化示范的經驗和技術。一項技術必須經過“實驗-半工業(yè)實驗-工業(yè)化示范-大規(guī)模工業(yè)化示范-商業(yè)化大規(guī)模生產”這樣一個過程，才能最終推廣。這一過程中很多風險是難以預測的。而神華項目就處于大規(guī)模工業(yè)化示范的階段，它的意義在于為國內發(fā)展這一產業(yè)開辟一個途徑。

　　資源問題

　　資源要素主要包括煤炭資源和水資源。煤直接液化法生產一噸油品需要煤炭3～4噸，煤間接液化法生產一噸油品需要煤炭5～7噸。如果按照煤直接液化法生產一噸油品需要煤炭4噸以及煤制油工廠50～100年的壽命計算，對應年產300萬噸油品的煤制油工廠原煤總計需求為6～12億噸，假定煤炭的可采系數(shù)按50%計，配套煤礦的探明儲量應當不少于12～24億噸。如果采用間接液化法煤制油，則需要更多的煤炭。

　　煤制油工藝需要消耗大量的水，煤直接液化法生產一噸油品需要消耗8噸至9噸水，Sasol公司所采用的間接液化方式，耗水量更是直接液化法的1.5倍，而我國煤產區(qū)大多處于干旱和半干旱的中、西部地區(qū)，可用水的數(shù)量和時間等均需要仔細考證。

　　此外，還必須考慮到煤炭價格上漲對煤制油項目經濟效益的影響。由于原煤的費用占了總可變成本費用的80%以上，因此原煤的價格對項目的經濟效益影響也比較大。研究表明，煤炭價格每升高50元/噸，項目內部收益率要降低1.4%～1.5%左右，相當于成本增加了約150元/噸油(直接液化法)或250元/噸油(間接液化法)。

　　投資風險

　　煤制油項目是一個需要大量資金的項目，要達到比較好的收益，至少規(guī)模產量要達到100萬噸油品/年，這大約需要100億元的投資額，啟動資金約為30億元人民幣。

　　應當說，從國家的決策層到各個投資商，對此項目的最終投資都是持相當謹慎態(tài)度的。

　　在目前的情況下，中國“煤制油”產業(yè)屬于高風險投資行業(yè)。第一個“煤制油”項目之所以落戶神華，是因為神華在資源配置、煤礦開發(fā)、電廠配套、煉油化工、交通運輸?shù)雀鱾€環(huán)節(jié)都具備無可比擬的優(yōu)勢，而且是在四大保險公司75億元巨額保單下才得以順利實施。

　　油價波動風險

　　投資巨大的煤液化項目是否有競爭力，取決于煤價與原油價格的差距。對煤炭液化工程經濟效益影響較大的因素：一是油價，二是投資額，三是工廠的開工率，四是原料價格，包括煤、水、電。其中，對煤制油項目影響最大的是國際原油價格，而國際原油價格受多種因素影響，波動相當大。因此，在對煤制油項目進行開發(fā)時，必須對未來可能出現(xiàn)的低油價有所考慮。

　　初步研究表明，如以項目稅后的內部收益率12%為參考基準，當煤價為150元/噸時，煤制油項目的競爭力相當于37美元/桶；當煤價為300元/噸時，煤制油項目的競爭力相當于48美元/桶。

　　工藝及方案選擇問題

　　無論是Sasol公司或者Shell公司技術，最大優(yōu)點是成熟可靠，而缺點是引進費用高，使項目總體造價可能大幅度上升(估計﹥15%)；相反，采用國內自主研發(fā)技術最大缺點是，工程放大存在一定風險，放大倍數(shù)越大，風險也越大，好處是項目總體造價可以大幅降低。

　　環(huán)保壓力

　　煤制油項目面臨的巨大環(huán)保壓力是各方爭論的焦點之一。數(shù)據(jù)顯示，按照目前的直接液化工藝，每生產1噸成品油，需要消耗原煤4噸左右、水8～9噸，同時排放的二氧化碳是石油化工行業(yè)的7～10倍，不合理的煤化工規(guī)劃將會直接影響當?shù)亟洕鐣椒€(wěn)發(fā)展和生態(tài)環(huán)境保護。因此，煤制油項目必須經過嚴格環(huán)境評價