未来10年煤制油或将倒逼中国传统炼油行业加速转型

近年来，中国原油一次加工能力持续上涨，成品油行业供过于求矛盾突出。东部地区炼油环境竞争加剧，部分企业开始寻求向西部发展。“十三五”期间，国家严控煤制油产能在1300万吨/年之内。“十四五”，国家提出建设五大煤制油气基地，鼓励煤制油气发展。国家能源集团在内蒙古、陕西、新疆同时推进煤制油项目；伊泰在新疆的煤制油项目重启；后期其他煤制油项目或亦将逐渐发力。在煤制油的影响下，未来10年，西北地区调和成品油量或将增加，成品油供需矛盾将愈发明显，这将对东部炼厂“东油西进”的策略形成阻碍；西北地区竞争加剧亦将对区内的传统炼油及煤焦油加氢行业形成不利影响，进而倒逼部分传统炼油行业加速转型。

一、背景分析

中国炼油历史悠久，早在1907年清政府就在陕西延长打下了中国内地的第一口油井；1959年发现并开始开发大庆油田；同时又相继开发了胜利油田、大港油田、汉江油田、长庆油田等大型油田。美国学者在《中国和西伯利亚的石油资源》提出的中国“贫油论”被打破，原油持续探明储量及开采量逐年增加，炼油厂也得到了快速发展。1958年开始，兰州炼油厂、克拉玛依炼油厂、独山子炼油厂、大连石化、上海炼油厂等先后建成。中国炼油逐渐实现自给自足。1970年为解决胜利油田开采过程中落地油的污染问题，山东第一家民营炼厂垦利石化建成，标志着山东独立炼厂开始登上炼油舞台；1987年为解决中原油田黄河以南输出困境，东明县石油化工厂成立，这便是东明石化的前身。随后，大量的民营炼厂开始在炼油行业中扮演起重要的角色。中国一次炼油装置持续上涨，尤其是在2015年独立炼厂获得原油“双权”以来，中国一次炼油装置产能涨势愈发明显。据卓创资讯统计数据显示，截至2023年中国一次炼油产能达9.52亿吨，早已超过美国成为世界第一大炼油国。

与原油炼化相同，中国煤制油行业发展亦颇具历史，早期军阀阎锡山及德国专家均在中国研究过煤制油，并建成一些小规模装置。但是随着大庆油田的发现，关于煤制油的研究“胎死腹中”。不过，因中国的“富煤、贫油、少气”的能源结构及随着传统的煤化工行业供过于求矛盾严峻、盈利能力下降，煤制油又重新焕发生机。2009年以来煤制油装置持续增加，在西北、西南等地区的成品油、化工行业及高端化工、精细化工领域发挥着重要的作用。

多年来中国原油炼化行业有新进入也有退出玩家，但除了产品价格的涨跌及涉油政策的变化偶掀波澜外，成品油行业多显“风平浪静”。炼油行业仍多将目光聚焦在原油炼化领域，并未意识到煤制油对成品油行业的影响正悄然转变。这是因为：其一，炼厂生产无忧。原油“双权”放开后，原料问题被解决，国内独立炼厂“食材”充足，民营炼厂一改“巧妇难为无米之炊”之窘境；其二，销售暂无困局。山东地区成品油产量高，除本地消化外，多余资源主要通过船运输送至华东、华南地区及通过汽运、火运输送至周边其他省份。供需矛盾虽然凸出，但通过调控价格和开工负荷实现对产量及出货量的控制，使产销存维持在动态的平衡之中；其三，煤制油体量小，对原油炼油影响不足。为避免煤制油行业的无序发展，减少对资源不必要的浪费，国家明文规定在“十三五”期间我国煤制油产能（单指煤炭液化）严格控制在1300万吨，煤制油产能总体较小。中国煤炭资源呈现阶梯分布，西北地区富有大量的出油率高、容易被液化的褐煤及烟煤，煤制油“逐水而居”——集中在西北地区，销售半径亦主要围绕西北大部及西南小部，与东部炼油行业的销售市场的重叠度不高。

然而随着我国原油炼化朝着大型化、规模化、基地化、炼化一体化的发展，东部炼厂不得不向西开拓市场。原油炼油与煤制油销售市场的重叠度开始增加，以煤制油调和的廉价清洁的柴油资源更是对山东地炼向西部开发市场形成不小的阻力。再加上可以预见的“十四五”及“十五五”期间，中国煤制油产能将持续扩大，且产能增量基本位于新、陕与内蒙古自治区。未来3-10年间，以煤制油生产的汽、柴油，三苯（甲苯、二甲苯、对二甲苯），三烯（ 乙烯、丙烯、丁二烯），直链烯烃、高端润滑油基础油，高碳醇及其他深加工产物将在炼油及化工领域与原油炼化形成相当体量的较量。

二、煤制油概念的外延及中国煤制油行业现状

从传统观念上而言，煤制油仅是指煤炭的液化，包含油煤共炼、直接液化及间接液化三种工艺，企业分散在陕西、山西、宁夏及内蒙古自治区。事实上，早在2011年地处黑龙江的中煤龙化哈尔滨煤制油有限公司投产了5万吨/年中温煤焦油加氢装置，此后的10多年来，煤焦油加氢产业在我国的“势力”不断扩大，并形成陕西、新疆地区聚集，内蒙古、宁夏、甘肃、山东、山西、河南、河北等地区散见的“两面多点”的分布格局。然而，因煤焦油加氢单套产能规模低，因此并不能得到正统认可，长期被排斥在煤制油行列之外。这一状况在2021年终有改变。

2021年6月由中国工程院院士李大东担任编委会主任，院士汪燮卿担任主编，全国炼油行业200多位专家参与编写的《中国炼油技术》第四版，将煤制油正式定义为：“煤制油是把固体状态的煤炭经过一系列化学加工过程，使其转化成汽油、柴油、液化石油气等液态烃类燃料的洁净煤技术，包含传统的煤干馏及煤直接液化和煤间接液化技术。”书中后续亦将煤制油干馏出的煤焦油加氢一并列入煤制油的行列。从此，中国煤制油所涵盖的范围得以扩大。

在我国，除了油煤共炼、煤炭液化及煤焦油加氢之外，煤制油还包含另外一种主要生产工艺—MTG。这是一种先将煤炭制出甲醇，然后利用MTG技术生产甲醇汽油的生产方式。这种制油方式在国内尚无大规模利用，目前仅在山西建成一套装置。除此之外，在煤制烯烃的过程中亦会副产部分汽油。

图1 图解中国煤制油及其他副产汽油的煤制烯烃工艺

2.1煤炭液化产能分析

表1 中国煤炭液化产能一览表

中国煤炭液化起步较早，2009年12月中国神华集团（后改名为国家能源投资集团）投建了国内首套直接液化装置；2008年、2009年山西潞安煤基清洁能源有限公司及内蒙古伊泰煤制油有限公司先后投产了18万吨/年及16万吨/年间接液化示范装置。自2015年8月陕西未来能源百万吨级间接液化装置投产后，2016、2017年宁夏煤业、内蒙古伊泰化工及山西潞安先后投产了百万吨级装置。中国煤炭液化行业渐成规模，早期部分示范装置停工或转型，如神华集团与山西潞安的18万吨/年间接液化示范装置或停工或由合成气转为生产尿素。相比煤炭液化，油煤共炼进展速度较慢。油煤共炼要求装置同时加工煤炭及原油，对装置设计要求及生产企业的地理位置要求很高，因此自2015年延长投产45万吨/年装置以来，至今并无新增。目前，国内单套45万吨/年油煤共炼装置仍在陕西榆林稳定运行，与延长榆炼百万吨级炼化装置稳定向西北地区供应成品油。据卓创资讯数据统计，截至2024年，中国煤炭液化产能合计共880万吨/年，其中直接液化总产能108万吨/年；间接液化总产能772万吨/年，其中稳定运行产能736万吨/年，转产或暂时停产产能36万吨/年。此外，油煤共炼产能共45万吨/年。

2.2煤焦油加氢产能分析

表2 中国中温煤焦油加氢产能一览表

备注：高温煤焦油加氢因产能小，且集中在华北、华中小部，影响弱，故不做展示。

煤焦油加氢行业同煤炭液化行业几乎同时起步，2009年6月七台河宝泰隆煤化有限公司投产了国内首套高温煤焦油加氢装置；2011年12月中煤龙化哈尔滨煤制油有限公司投产了国内首套中温煤焦油加氢装置。自此，国内煤焦油加氢行业逐渐发展起来。需要指出的是，与煤炭液化相比，煤焦油加氢装置的产能普遍偏小：高温煤焦油加氢单套装置产能集中在10-20万吨/年；中温煤焦油加氢装置单套产能集中在15-60万吨/年。不过经过十余年的稳定发展，中国煤焦油加氢产能“聚沙成塔”，目前总产能已遥居于煤炭液化之上。根据公开资料整理，截至2024年中国煤焦油加氢总产能达到1215.5万吨/年。由卓创资讯在业内首次提出的“两面多点”的分布格局被得到充分认可，其中，“两面”是指陕西省和新疆自治区，两地分别拥有341万吨/年和328万吨/年的产能，合计669万吨/年，占全国总产能的一半以上；“多点”是指其他装置散见于山东、河北、宁夏、甘肃、河南、云南等地。

在煤制油行业发展初期，原油处于高油价时代，国内成品油价格高达8000元/吨。相对于南非Sasol而言，那时中国煤制油技术尚不成熟，因此生产的产品单一，基本应用于成品油及乙烯裂解领域。随着时代的发展、技术的进步及国内炼化行业的悄然转变，我国煤制油产业链得以延长，产品逐渐增加或迭代：

直接液化石脑油芳潜含量高，进重整装置生产高辛烷值汽油及芳烃抽提；国家能源集团于2020 年9 月发布了国内首个煤基调合柴油标准。柴油组分夏、秋季用来调和0#柴油，冬、春季调和-35#柴油。

间接液化生产石脑油主要成分为C5-C9，细化为正构与异构。正构产品正构烷烃含量高达93%，提取正己烷、正庚烷；正构产品异构化后得到异构烷烃，其异构烷烃高达80%，辛烷值高，适合调和汽油。同时，间接液化石脑油烯烃含量高，进乙烯裂解生产三烯（乙烯、丙烯、丁二烯）；液体石蜡亦细分正构和异构产品，正构产品为C9-C17烷烃，正构烷烃含量达95%，适合制氯化石蜡；异构产品异构烷烃达80%，十六烷值高，密度低，是调和柴油的优质组分；环保液蜡碳链靠后，兼具稳定性好且环保的优点，是生产氯化石蜡的优质原料。费托合成蜡细分为多个品号；大分子产品通过分离提纯生产α-烯烃，进而聚合为PAO；费托蜡异构改性生产Ⅲ+基础油等。完税柴油组分是调和柴油的优良原料，被宁夏、陕西及周边地区的下游单位采购后调和成品柴油，颇受市场欢迎。

煤焦油加氢企业所生产的柴油组分产业链延伸单一，近年来的发展主要表现为由“他调和”转为“自调和”，这包含两种模式：其一，完全调和成国标柴油指标；其二调和成稍较国标柴油指标略低的非标柴油，再售给下游企业继续调和。石脑油因芳潜含量高，由单一的直接出售原料给下游企业转为自建重整装置生产二甲苯等。此外，个别企业采用自研的煤焦油烷基化技术，拓宽了煤制油产品范围，提高了企业在行业中的抗风险能力。在新疆等个别地区也有企业采用粗苯与煤焦油混合加氢生产油品组分油及加氢苯等，既降低生产成本也增加了产物种类。

话说回来，虽然不同形式的煤制油产业均在寻求延伸产业链增加产品，但因煤制油企业处于相对缺少成品油原料及下游化工配套相对不丰富的西北地区，所以煤制油企业的生产的部分产品及依托此类产品向下延伸出来的部分化工品的主要用途依旧与成品油紧密相关，例如：调和柴油；调和汽油；石脑油重整生成二甲苯做为高辛烷值组分流入汽油调和池等。这对中国的成品油市场的影响依旧是比较大的。

2.4目前煤制油对中国成品油的影响

从开工负荷上来讲，我国直接液化装置运行规律性比较强，一般在每年的9、10月开始例行检修，平时负荷集中在80-85%；间接液化平均负荷多维持在80-100%。煤焦油加氢行业平均开工负荷波动较大，近6年来中低温煤焦油加氢及高温煤焦油加氢均多在35-90%之间震荡。按照行业内不同生产方式的平均开工负荷及原料产出比计算，2023年中国煤制油共向市场供应柴油组分682万吨，石脑油342万吨。2024年1-10月份煤焦油加氢利润由盈转亏，中、高温加氢开工负荷仅分别在58.97%、65.54%；煤炭液化利润较可，开工负荷多在85%-102%。受此影响，2024年前10个月煤制油行业共计生产石脑油275.5万吨左右。11-12月，直接液化因检修暂无产量，煤焦油加氢及间接液化行业开工负荷或维持高位运行，预计可产石脑油50万吨左右。由此，预计2024年煤制油行业或可共计生产石脑油325万吨左右。

历来，山东省因独立炼厂林立，成品油供应量大，被公认为是国内主要的成品油产区。早在2018年之前，依托山东地炼提供的丰富的调和原料，山东与北京房山、河北黄骅均是国内重要的调和成品油基地。随着相关政策的收紧及山东地区供需矛盾的加剧，2018年左右山东地区的调和油产业链在开始逐渐西迁。西北地区的陕西榆林、宁夏太阳山及新疆哈密等出现的越来越多的调和油企业叠加陕西及宁夏炼厂的影响，使陕西、宁夏、新疆自治区亦成为国内重要的成品油产区。

据卓创资讯数据统计，2023年陕西及宁夏地炼共向市场供应汽油650万吨左右；柴油660万吨左右。煤制油为调和油提供了丰富的原料，增加了西北成品油的供应量。可以判断陕西地炼及当地主营销售单位是阻碍东部资源入西的第一道屏障；宁夏地炼及调和油则是第二道屏障。

煤制油产品质量指标不一，一般煤炭液化生产的柴油组分密度偏低，而煤焦油加氢生产的柴油组分密度高，分别是调和成品柴油的理想轻、重原料。以煤制柴油调和成品柴油是一个复杂的过程，调和油企业根据不同进料，实时调整配方，因此不同时间及不同企业间煤制油产品的添加比例并不相同。通过简单调研，调和比例可为：15%的煤制轻油可勾兑85%的密度在845-850的煤焦油加氢重油；50%的煤制轻油可勾兑50%左右的密度在900的煤焦油加氢重油（均需添加其他添加剂）。如过按照50%+50%配比计算，2023年以煤制柴组分调和柴油，可向市场供应成品柴油600-700万吨。2024年由中温煤焦油加氢开工负荷计算出的柴油组分的产量及按照添加50%左右的比例推算， 1-9月份西北三地（新疆、陕西、宁夏）可向市场供应调和柴油357万吨左右，预计全年产量与西北地炼的总柴油产量差距仅在几十万吨左右。

备注：依据煤制油开工负荷及调和比例推算。

三、未来中国炼油行业的发展趋势

自原油进口权及使用权放开之后，国内原油一次加工能力呈现上涨走势。2019-2023年中国一次加工能力保持高位波动。2023年中国原油一次加工能力达到95185万吨/年。同时，中国主营炼厂及山东地炼装置的平均开工负荷均维持中位偏高水平，中国成品油产量居高不下。据卓创资讯数据统计，2023年中国成品油产量为44142.03万吨，其中汽油总供应量为19636.63万吨，柴油总供应量为26300.18万吨。而需求端，中国新能源汽车市场占有率增长，对汽油的替代量持续增加。2023年中国新能源汽车保有量为2041万辆，替代汽油量为2419万吨。LNG重卡主要应用领域为物流、运输环节，LNG重卡保有量为64.12万辆。按照年均行驶里程12万公里，百公里油耗为38L测算，LNG重卡替代柴油消费量或超2800万吨。在替代能源及消费结构的变化等因素影响下，中国成品油消费量虽然亦呈上涨趋势，然2023年消费量汽油仅在1.64亿吨，柴油仅在2.03亿吨，较供应量仍有一定差距，中国成品油供过于求矛盾突出。

近年来，国内投产的大型炼化一体化项目基本集中在东部沿海，东部地区的成品油供应过剩问题更加严峻。以山东省为例，山东是中国第一炼油大省，2023年共计生产汽油3858万吨，柴油5724万吨。但同年全省共消费汽油仅937万吨，柴油仅1275万吨。严重的供过于求，导致山东大量油品资源外流。从山东资源流向图来看，2023年山东地炼成品油资源主要流向江苏、河北等周边地区，内蒙古、陕西、广西也有少部分流入。

图10 2023年山东地炼资源流向图

并且，未来东部沿海地区将继续有大量的炼化一体化企业投产，这些新增产能处于中国浙江省宁波市、福建省漳州市、辽宁省盘锦市及大连市，分别位于中国渤海辽东湾、黄海及东海附近，资源下海便捷。不过因新增产能在东部沿海的分布较平均，因此东北及山东地区的资源在未来下海将会受到的越来越大的影响。正是迫于新的诸如镇海炼化等沿海大型炼化一体化项目的建成，我国东部地区炼油企业压力逐渐显现。在此背景下，包括山东地炼及江苏个别炼厂在内的企业开始寻求西北“求法”之路。目前常见的方式分两种：一是异地租库（比如租借宁夏东来油库、永润油库等），东部资源西调；二是异地调油，降低原产地装置负荷。

然而，由上文分析可知，陕西及宁夏地区亦成为主要的成品油产区，因此无形间便形成了阻碍山东等沿海资源西流的两道屏障。其中，陕西地炼及主营资源是第一道屏障——陕西地炼紧跟东部市场成品油价格波动的步伐合理调整价格，与山东炼厂相比，其价格调整效率虽有滞后，但全年平衡下来与山东的价格差有限。通过控制两地资源的跨区利润差，防止东部资源对西部造成冲击；宁夏地炼及调和油资源则是第二道屏障——依靠丰富的原料生产大量的成品汽柴油，除本省自用外，依靠宁夏得天独厚的地理位置，资源可销售至陕西、内蒙古、新疆、四川、重庆等周边地区。宁夏是宁夏、陕西、内蒙古最主要的煤制油产品的销售区，宁夏炼厂及调和油企业在国内成品油市场的交投氛围整体不佳时可倒逼原料降价。从而，就全年而言基本可以实现以低于或与山东资源价格持平的水平阻挡东部油品入西。

四、未来中国煤制油行业的发展趋势

“十四五”国家对煤制油行业未再提出控能。在国内成品油供过于求背景下，长期一直未引起炼油行业注意的煤制油将在未来10年开始逐渐发力。

煤炭液化：

中国的能源结构是“富煤、贫油、少气”，原油及天然气进口依存度逐年增高。国际局势日益复杂，严重威胁着我国的能源战略安全。而我国煤炭资源虽然丰富，但褐煤及部分烟煤等低阶煤占比较高，以煤为基础生产人造石油的煤制油是对其合理利用的最好的方式之一。因此，“十四五”国家提出建设经济安全保障工程之五大煤制油气基地：稳妥推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西晋北、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设，建立产能和技术储备。在这样的背景下，未来中国煤制油行业新增规划项目较多，到2027年煤炭液化确定新增产能达到900万吨/年。

表3 未来中国煤制油部分新增产能及基地一览表

单位：万吨/年

备注：新疆哈密煤电油气风光储一体化示范基地及新疆准东煤制油气基地为煤制油气基地，神华新疆哈密400万吨/年项目包含其中。

煤焦油加氢：

与传统的以单纯的仅上煤焦油加氢装置或为处理生产兰炭、焦炭过程中的副产物煤焦油而上煤焦油加氢装置不同，未来煤焦油加氢装置主要做为褐煤及其他低阶煤的分阶利用链条上的一环而存在。低阶煤的分质利用与原油炼化一体化大致相同，可以实现对煤炭的“吃干榨净”，甚至逐渐达到从“一粒煤到一匹布”的转换。低阶煤的分质利用意味着未来上马的单套煤焦油加氢的装置体量将增加，甚至可能会出现一批百万吨级别的炼化产能；同时还意味着这些计划上马的煤焦油加氢装置的抗风险能力较传统的煤焦油加氢企业强。

因此，未来煤炭液化新增的产能叠加中温煤焦油加氢项目的建成，预计2027年中国煤制油行业新增产能约为1255万吨。若乐观的预计“十五五”期间中国煤制油所规划的项目能够全部投产，相比当前煤制油产能的体量新增约为4055万吨/年，若新增煤制油项目继续以生产柴油组分与石脑油为主，届时每年约可供应石脑油1050万吨左右，柴油组分2000-3000万吨。按照上文计算方式，每年煤制油组分可向市场提供成品柴油4000-5000万吨，而2023年中国柴油消费量仅在2.03亿吨。

而单从西北视角来看，2023年西北各地区成品油资源均处于供过于求状态。通过前文概述，陕西、宁夏、新疆地区是主要的调和油产区，加之内部分布的民营、中石油、中石化的炼油厂，西北地区成品油的供过于求矛盾显著：宁夏自治区面积偏小，而油品生产量大，供过于求的严峻程度自不必举例。其他亦为油品主产区的如陕西及新疆自治区2023年的汽、柴油供应量均远高于需求量。

处于陕西地区有“中国第四桶油”之称的延长正在转型，该集团在洛川投资的超过800亿的千万吨级炼化项目被陕西省认定为“十四五”规划重点项目，且被纳入了陕西省“十四五”能源产业发展规划和石油天然气产业发展规划之中。该项目将以加工延长石油自产原油为主，按照“整合产能、等量置换、减油增化、节能降碳”的思路，调整油化比从9:1至5:5。这意味着，未来延长集团成品油产量将有所下降，陕西地区在我国西北地区的油品市场的影响力或将出现下滑。2011年，国家发改委发布《产业结构调整指导目录(2011年本)》，首次提出淘汰200万吨/年及以下常减压装置。2021年，国家发改委发布《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案(2021-2025 年) 》，提出推动200万吨/年及以下炼油装置等淘汰退出；严禁新建1000万吨/年以下常减压等。2023年，国家发改委发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，提出各地要依法依规推动不符合国家产业政策的200万吨/年及以下常减压装置“有序淘汰退出”；新建炼厂的常减压装置规模不得低于1000万吨/年。2024年6月7日，国家发改委等五部门发布《炼油行业节能降碳专项行动计划》(《计划》)提出，全面淘汰200万吨/年及以下常减压装置；到2025年底，全国原油一次加工能力控制在10亿吨以内。这意味着，未来西北地区低于200万吨/年的小炼厂被淘汰或转型的概率非常大。不过，拥有保障中国能源供应、稳定发展的煤制油行业的产能必定是持续增加的。西北地区与东部地区将形成东部以炼油为主，西部以炼油+炼煤为主的产油形式。中国成品油地区间将逐渐实现“靠煤吃煤，靠油吃油”的供需格局。中国成品油市场仅看东部“脸色”行事将会转换为同时看东西部“脸色”行事。大量煤制油装置的上马及投产将会筑牢西北地区阻挡东部油品资源向西流的第二道屏障，甚至可以说等煤制油项目全部建成后山东资源再想入西基本成为可能性很小的事情，那时煤制油与原油炼油之间的摩擦会更加频繁，煤制油或有可能倒逼东部地区传统炼油企业加速转型或被淘汰。

可以预见随着新增的煤制油装置的建成，我国西北地区成品油供需矛盾将进一步加剧。从需求端来看，西北地区地广人稀，经济发展程度与东部沿海地区存在较大差距，西北地区成品油需求量的增速缓慢。而且，西北地区亦是中国主要的LNG产区，LNG热值与柴油差距不大，从历史价格数据来看经济性较传统燃油车高。LNG重卡未来对汽油的替代性将持续增加，从一定程度上会限制西北地区柴油需求的增长。从新能源汽车角度来看，由于西北地区部分省份地形复杂、地方人稀及冬季漫长且气温偏低，纯电动汽车发展速度远不及我国东部及南部发达城市。从2017-2024年西北地区新能源汽车保有量上来看，陕、甘、宁、新、青均呈现持续缓慢增加趋势。据公开资料整理计算，截至2023年底，西北5省新能源汽车保有量共计82.38万辆，可替代汽油消费量为97.63万吨/年。在“双碳”背景之下，未来西北地区“绿电”、“绿氢”行业将加速发展，加之新技术、新原料的发展将促进新能源电池持续迭代，未来西北地区新能源汽车的保有量增速或有望加快。在不考虑老旧车辆报废情况下，若以2023年的新能源汽车保有量为基础，以2017-2023年4年的增速的平均值48.04%计算，至2027年西北地区新能源汽车保有量可达到118.27万辆，对汽油的替代量达到140.17万吨/年，较2023年增43.57%。这意味着，纵使未来没有新的煤制油项目投产，西北地区成品油供需矛盾仍将会持续加重。

当前，西北地区油品生产及销售主力分别是中石油、地炼+调和油、中石化。从加油站端来看，截至2023年在西北5省中陕西省中石化加油站的数量以1876座占据绝对优势；青海省两大主营难分伯；甘肃、宁夏及新疆自治区中石油加油站均具有压倒性优势，分别为1103、348、1496座。上述5地民营加油站均不占优势，而且近年来部分民营加油站“油转电”、“油转气”，未来体量或更难与两主营相比。“他有我营”策略下，中石油及中石化及地炼收购或与炼厂合作的概率将增加，三大主流供应商在加油站数量上的占比或将继续增长。故而，在这个角度上从长远考虑，未来增加的成品油不可能仅局限在新疆疆内甚至西北地区销售，依靠汽运或者自建铁路将多余资源调运至炼厂较少的西南地区将是缓解供应过剩的一种有效手段。资源的外调及考虑到可持续发展下减少成本支出，或促使煤制油企业在四川、重庆、宁夏等地建设油库。从而，煤制油或亦将对西南地区产油单位形成冲击，这或促使西南部分地区原本属于成品油的贸易商转为煤制油或调和油贸易商。

无疑，受煤制油影响最大的仍是西北传统的炼油单位。西北地区部分炼油装置投产较早，技术落后，产品单一，在当今炼化一体化背景下竞争能力严重不足。目前偏安一隅的西北主营炼油厂与其他地区油品市场重叠度低，令其能暂时“独善其身”，但在未来煤制油增产之下，西北传统的炼油单位将面临最大的挑战。因此，传统炼油单位应在及时联络下游用油单位的情况下，加大与民营加油站的合作，并改造装置，延伸产业链，“部电部气”，打造或深化炼化一体化项目，降低生产成本。

煤制油产能的增加，除了对上述传统的炼油行业的影响外，对自身行业也有一定的“反噬”。首先是，煤制油新增产能主要集中在新疆、陕西地区，因下游不完善，产业链向下延伸的过程或并十分顺畅。而且煤制油企业未来的发展方向无论是在煤制油行业内部还是与原油炼化方面均有重合性——出油为主，化工为辅，并向高端化工市场延伸。这将加重煤制油行业内部之间的竞争，早期具有示范属性的煤制油装置或有退出及转型可能。但对抗从来不是最好的出路，合作方能发现最完美的共赢方向。未来煤制油企业在竞争中合作、合作中竞争将成为常态。

对于煤焦油加氢而言，因煤炭液化产能的提升，中温煤焦油加氢产品与煤炭液化产能的调和量或将在2027年开始大增。在成品油市场日益严峻的监管之下，我国东部地区中温煤焦油加氢企业将面临更为严峻的考验，未来产能或有下降可能；陕西地区传统的中温煤焦加氢产能或在竞争中有所下跌，存量加氢企业或对装置进行改造，或延长产业链，这主要因为：在新疆地区新增的中温煤焦油加氢装置技术较先进，油品指标一般较陕西地区好；新疆地区富油煤丰富，煤中油含量高达20%，大于陕西的7-8%,这意味着新疆的加氢成本更低；成品油行业监管越来越严后，陕西地区中温煤焦油加氢企业抗风险能力降低。因此，未来煤制油产能的增长亦会对自身造成一定的“反噬”。

其他方面：

①未来，随着山东地区石脑油的自我消化，煤制油产能的增加，煤制石脑油的市场流通量或可超过原油石脑油的流通量，中国石脑油由东至西或转为由西至东。待原油炼化一体化规模成型之后，将对煤制石脑油东流形成阻碍，煤制油企业在新增产能初期应考虑石脑油的下游利用。石脑油的综合利用下，传统的化工品及高端化工品的增加，亦或促使煤制油化学品与原油炼化在化工领域形成新一轮的较量。

②2027年煤制油确定新增产能在1275万吨/年，2027年以后的项目暂存不确定性，本文部分分析有将2027年之后的不确定项目包含其中。