长期以来，我国煤炭利用以煤化程度较深的烟煤、无烟煤为主，煤炭的实际的需求一直快过有关部门的预计。随着煤炭开发强度的加大，变质程度较深的烟煤供求关系趋紧，煤化程度较浅的长焰煤、褐煤的综合利用也逐步提上日程。粗略估计，褐煤、长焰煤在我国煤炭产出中的占比从“十一五”初期的10%提升到目前的20%左右。
所谓煤炭分质利用，就是以中低温干馏的方式，打开褐煤、长焰煤里面的桥键，得到提质后的煤炭以及一些低分子或者大分子化合物，再经过进一步的处理就能够获得符合国家标准的油品以及别的产品。分质利用的宗旨在于就地简单加工，宜煤则煤，宜油则油，宜气则气。
分质利用是实现各方多赢的利用方式。对于国家而言，一方面满足国内日益紧张的油气缺口，另一方面实现煤炭资源的高效、高的附加价值利用；对于地方政府而言，分质利用项目的水耗只有传统煤化工的1/7，投资只有传统煤化工的1/3，分质利用模式将为地方政府探索出一条最大限度高的附加价值就地转化的模式；对于煤炭生产企业而言，分质利用不仅实现了煤炭资源的高的附加价值利用，而且提高了热值。
首先是担心项目的盈利水平。目前国内已有的大型煤炭分质利用项目的净利率在20%左右，考虑到国家将在明年1月1日对加氢成品油开征消费税，一旦开征，项目的净利率大约只有5%至10%。但是分质利用的产业意义远胜过煤炭直接液化和间接液化。另一方面，目前我国煤炭分质利用项目大多大多分布在在陕北榆林地区，当地块煤价格高达550元/吨，煤炭的焦油产率只有5%至7%，而在另一些地区如新疆哈密，块煤价格大约只有150元/吨左右，煤炭的焦油产率能够达到8%至12%，对于这类项目保守估计净利率可达30%至50%。
其次是担心焦油加氢后的产品能否达到国标油品，尤其是升级后的国标油品的标准。经验表明，油品质量取决于加氢深度，荒煤气副产氢气大约是伴生焦油氢耗的3倍，满足加氢需求绰绰有余，从这个方面看，油品质量达标无需担忧。
第三是担心项目的成熟性。目前，全球最先进的煤炭干馏技术都集中在中国。同时，随着国内成品油升级工作的推进，成品油加氢技术等也已是国内炼化企业的标准配置。实际上，煤炭分质利用产业本质上并不是技术革命，而是将焦化产业和石化产业予以有机结合，形成一种符合中国国情，具有自主知识产权的技术组合。
全国目前在建、拟建的煤焦油加氢项目超过30个，投资规模近1000亿元，煤焦油加氢总产能达1700万吨。但也一定要注意到，目前我国煤炭分质利用模式还略显粗放，分质利用技术也有很多细节问题是需要突破，亟须国家示范工程规范引导。
因此，当务之急是重视长焰煤大规模利用的产业现状，出台优惠的财税政策，尽快建立起国家级煤炭分质利用示范项目，规范、引导相关产业可持续发展。在分质利用的三个产品中间，荒煤气的高的附加价值综合利用将是各方关注的焦点，因此，加氢反应设备的制造企业、具备高效气体分离经验的企业，以及在液化天然气产业方面有较深经验的上市公司值得投资者关注。（宏源证券研究所 柴沁虎）
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