我国化石资源禀赋的特点是富煤、少油、缺气。2013 年煤炭资源探明储量 1145 亿吨，占世界探明储量的 13.3%，位居世界第三，但石油和常规天然气资源不足，2013 年石油对外依存度 58.1%，天然气对外依存度达到 31.6%。在近年来高油价、高气价能源供应背景下，我国对交通运输燃料和石化产品的强劲需求，催生了煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇等现代煤化工的快速发展，现代煤化工已经从升级示范进入工业化生产和大规模产能扩张时期，并逐渐对石油化工产生越来越大的影响。
一、现代煤化工产业发展现状
煤制油技术分为直接液化和间接液化。直接液化是将煤制成油煤浆，在 450℃和 10～30MPa 下催化加氢，获得液化油，进一步加工成汽油、柴油及化工产品，其工艺示意图见图 1。煤直接液化技术早在 20 世纪 30 年代已在德国实现工业化，但反应条件苛刻、产品质量差、成本高。经过不断改进，目前世界上最先进的几种煤直接液化技术主要有德国的 IGOR 工艺、美国碳氢化合物研究公司（HTI）的两段催化液化工艺、日本的 DEDOL 工艺，其反应条件缓和、油收率高、产品成本相对较低，但国外目前均没有建立新的规模化煤直接液化工厂，主要原因是经济方面的因素而非技术因素。我国早在 20 世纪 50 年代就开始煤直接液化技术的研究，通过不断技术攻关，神华集团于 2008 年在内蒙古鄂尔多斯建成 108 万吨/年煤直接液化装置，作为全球首套煤直接液化装置，经过不断优化改造，其运行水平稳步提高，经济效益良好。目前，神华集团第二、第三条直接液化煤制油生产线已开始总体设计，油品总产能约 200 万吨/年，计划于 2018 年 8 月建成投产。
间接液化是将煤气化、净化制成合成气，然后经费托（F-T）合成工艺制合成油及石化产品，其工艺示意图见图 2。煤间接液化技术有较宽的煤种适应性，工艺条件相对缓和，可以通过工艺条件调整产品结构，是未来煤制油技术的主要途径。
国外典型的工业化煤间接液化技术有南非Sasol 的费托合成技术、Shell 的 SMDS 技术和 Mobil公司的甲醇制汽油（MTG）技术，其中 Sasol 技术在五十多年的发展过程中不断完善费托合成工艺过程，调整其产品结构，已经形成世界上最大的以煤基合成油品为主导的大型煤化工产业基地。我国煤间接液化工艺主要采用中科合成油公司自主开发技术，其中内蒙古伊泰集团 16 万吨/年装置、山西潞安集团21 万吨/年装置以及神华鄂尔多斯18 万吨/年装置均已建成投产。
目前，神华宁煤 400 万吨/年煤炭间接液化项目正在建设，项目位于宁夏宁东能源化工基地，总投资约 550 亿元，采用 GSP 粉煤加压气化技术和中科合成油油品合成技术，计划 2017 年投入商业化运营。伊泰集团共有 3 个煤制油项目处于建设或前期工作，分别位于新疆伊犁（100 万吨/年）、新疆乌鲁木齐（200 万吨/年）、鄂尔多斯准格尔旗（200万吨/年，2017 年建成）。山西潞安（位于山西长治市襄垣县）180 万吨/年煤制油，总投资二百多亿元，项目于2012年7月获国家发展与改革委员会“路条”，计划 2015 年建成投产。由兖矿集团和延长石油集团合资的 100 万吨/年项目（位于陕西榆林），总投资 162 亿元，目前处于全面建设阶段，预计将于 2015 年投产，项目采用兖矿集团自主研发的低温费托合成油技术和油品加工技术。2014 年 4 月，贵州毕节 200 万吨/年煤制清洁燃料项目获国家发展与改革委员会“路条”。总体来看，目前直接液化煤制油技术已经成熟，间接液化煤制油也具备实现大规模工业生产的条件。到 2017 年，我国煤制油产能将达到 1260 万吨，其中直接液化煤制油 380 万吨/年，间接液化 880 万吨/年。
煤制烯烃是将煤气化经合成气生产甲醇，甲醇脱水制乙烯或丙烯，最后生产聚乙烯、聚丙烯。其典型工艺流程示意见图 3。在煤制烯烃工艺中，煤制甲醇、烯烃聚合技术已经十分成熟，所以煤制烯烃的关键部分在甲醇制烯烃技术，包括甲醇制乙烯+丙烯（MTO）或甲醇制丙烯（MTP）。目前的主要工艺有 ExxonMobil 的 MTO 工艺、UOP/Hydro的 MTO 工艺、Lurgi 的 MTP 工艺、中国科学院大连化学物理研究所的 DMTO 工艺、清华大学的循环流化床甲醇制丙烯（FMTP）技术以及中国石化集团的 SMTO 技术。目前中国科学院大连化学物理研究所的 DMTO 工艺已在国内得到广泛推广应用。
煤制烯烃是基于我国煤炭、甲醇资源的现状，以市场对聚烯烃产品的现实需求做出的选择。对于富煤地区，采用煤制烯烃；对于沿海缺煤地区，如果外购或进口甲醇价格合理，可采用外购甲醇直接制烯烃。
截止到 2014 年 7 月，我国已建成运行的煤制烯烃装置有 6 套，分别是神华包头 60 万吨/年聚乙烯及聚丙烯、神华宁煤 52 万吨/年聚丙烯、大唐多伦46 万吨/年聚丙烯、陕西延长-中煤榆林 120 万吨/年聚乙烯及聚丙烯、中煤榆林 46 万吨/年聚乙烯以及中国石化集团在濮阳投产的 20 万吨/年聚乙烯，另外还有宁波禾元 60 万吨/年和惠生工程公司 29.5 万吨/年甲醇制烯烃装置，合计产能 433.5 万吨/年。神华包头 60 万吨/年煤制烯烃装置是世界首次煤制烯烃技术的工业化，该装置甲醇制烯烃部分采用中国科学院大连化学物理研究所开发的 DMTO 工艺，自2011 年成功进入商业化运营以来装置运行稳定，创造了良好的经济效益；而且作为全球最大、世界首套煤制烯烃示范工程，其在技术开发和工程建设过程中实现了三十多台套关键设备和特大型设备的工业化，设备国产化率达到 87%以上，有力带动了国内煤制烯烃项目装备国产化进程，激励了中国煤制烯烃产业的发展，目前我国已建成投运的煤制烯烃装置总体上技术成熟、装置运行良好。由于神华包头等煤制烯烃示范装置的成功运行，目前我国在建或计划建设煤制烯烃项目（包括甲醇制烯烃）有二十多个，合计烯烃产能 1768 万吨/年，其中部分项目在 2015 年前后投产，届时煤制烯烃总产能有望达到 600 万吨/年。
煤制天然气是以煤炭为原料生产合成气，经净化和转化以后，在催化剂的作用下发生甲烷化反应，生产热值符合规定的替代天然气，也称煤气化转化技术，德国 Lurgi、南非 Sasol、英国 DAVY 公司、芬兰托普索公司等均开发了此技术。传统煤制天然气工艺是煤气化、甲烷化两步法工艺，主要是 Lurgi工艺（见图 4），采用该工艺的全球第一家煤制天然气工厂——美国大平原合成燃料厂于 1984 年在北达科他州建成投产，成为全球煤制天然气技术的代表性装置。近年来，也出现了直接合成天然气技术（一步法技术），是将煤气化和甲烷化合并为一个单元直接由煤生产富甲烷气体，工艺过程水耗较少，在缺水地区具有优势，但该工艺在催化剂回收方面仍有一些问题。一步法煤制天然气的典型实例是美国巨点能源公司（Great Point Energy）开发的“蓝气技术”（Bluegas）。与传统煤制天然气工艺不同的是，该技术通过对催化反应过程的优化，实现了在一个加压流化反应器中催化 3 种反应（气化、变换和甲烷化），从而使煤（或其他含碳物质）、蒸汽及催化剂可以在单一反应器内生产合成天然气。我国万向控股有限公司在新疆建设的煤制天然气项目拟采用巨点公司 Bluegas 技术，使该技术可行性和生产成本得到验证。相比一步法直接合成天然气技术，煤气化转化技术需要的设备较多，投资较高，但技术成熟，甲烷转化率高，技术复杂度略低，因此应用更加广泛，是煤制天然气中的主流工艺。
我国开展煤制天然气技术研究的单位有中国科学院大连化学物理研究所、中国煤科学研究总院、西北化工研究院、华东理工大学等，其研究的重点是甲烷化催化剂，目前已取得一些实质性进展，但仍有待工业化装置的验证。
目前我国建成投产项目只有 2 个，一个是位于内蒙古克什克腾旗的大唐集团一期 13.3亿m3/a 煤制天然气示范项目（规划产能 40亿m3/a），采用英国戴维公司甲烷化技术及其催化剂，所产天然气于 2013 年 12 月通过配套输气管线并入中国石油输京天然气管网；另一个是位于新疆伊犁州伊宁县的庆华能源集团一期 13.75亿m3/a 煤制天然气项目（规划产能 55亿m3/a），采用托普索甲烷化技术及其催化剂，所产天然气也于 2013 年 12 月通过自建管道接入中国石油西气东输二线的伊宁-霍尔果斯支线。
2013 年我国加快了煤制天然气项目的审批节奏，仅在 2013 年 8 月到 2014 年 2 月的 7 个月内，就有 11 家企业与地方政府签订项目投资合同，计划项目总产能达到 780亿m3/a。经统计，全国目前共有不同阶段煤制气项目 50 个，其中实际建设中项目 5 个，正在做前期工作的项目 16 个，计划中的项目 18 个，另有 2013 年以来新签约的 11 个项目。
以产能规模统计，截止 2014 年 6 月，全国煤制气项目总计计划产能已经达到 2250亿m3/a。其中，已投产产能仅27.05亿m3/a ， 建设中产能143.95亿m3/a，前期工作项目产能 662亿m3/a，计划中项目产能 637亿m3/a，新近签约项目产能780亿m3/a。从项目个数来看，50 个煤制气项目中新疆项目 25 个，内蒙古项目 19 个，山西 2 个，宁夏、甘肃、辽宁和安徽各 1 个。尤其值得关注的是，2013 年新疆准东煤制天然气项目获得国家发展与改革委员会“路条”，目前已经开始项目建设，这是一个由中国石化集团及新疆民企广汇能源等近十家合作伙伴共同投资的超大型煤制天然气工程，气源建设项目由中国石化集团80亿m3/a 项目和广汇能源等社会资本投资的煤制天然气项目共同构成，总供气规模达(300～360)亿m3/a，建成后其主产品天然气将通过中国石化集团“新粤浙”输气管道送往广东、浙江市场。
总体来看，虽然我国煤制天然气在建及规划项目众多，但还缺乏自主知识产权的成熟甲烷化技术，因此工业装置仍需引进国外公司的甲烷化技术；另外，我国发展煤制天然气还需要解决好块煤供应（可用型煤替代块煤）、煤制天然气管网建设、储气库建设和调峰等问题。从已建成运行的大唐克旗一期装置看，其首创的褐煤碎煤加压气化技术，虽然能使甲烷转化率从 8%提高到 12%，但也存在褐煤中高含量的碱金属和碱土金属化合物对气化炉内壁造成腐蚀等问题，影响了装置的长周期运行，有待在今后的示范运行中加以解决。
煤制乙二醇生产采用草酸酯加氢法，工艺流程原理见图 5。其工艺过程是：煤通过气化、变换、分离获得合成气（H2和 CO），合成气经分离后得到的 CO 先与亚硝酸甲酯发生羰基化反应，生成草酸二甲酯，同时产出 NO 气体。草酸二甲酯再加氢生成乙二醇和甲醇，通过精制得到乙二醇产品，甲醇作为草酸酯再生的原料，与羰基化得到的 NO 在氧气的作用下生成亚硝酸甲酯作为羰基化的中间原料。
中国科学院福建物质结构研究所经过多年努力开发出煤制乙二醇工艺，采用该所技术，江苏丹化集团等单位于 2010 年在内蒙通辽建成我国首套 20万吨/年煤制乙二醇工业示范装置；继之，河南濮阳、新乡、安阳、湖北枝江 4 套 20 万吨/年以及华鲁恒升集团和新疆天业集团 2 套 5 万吨/年装置建成投运，合计产能 110 万吨/年。在我国煤制乙二醇装置建成投运初期，部分装置运行不稳定、开工率低，产品紫外透光率达不到聚酯级乙二醇的质量要求，但经过近几年来的持续改进，这种情况已经改变，尤其是进入 2014 年以来，大部分煤制乙二醇生产装置负荷已经达到 80%，煤制乙二醇产品已逐渐被下游聚酯化纤企业接受，例如新疆天业集团 5 万吨/年乙二醇装置运行稳定，其产品在聚酯厂使用情况良好，已实现长丝直纺 100%应用，瓶片 50%勾兑应用。目前我国规划及在建的煤制乙二醇项目有 30 多个，总产能约 600 万吨/年。多年来，受聚酯产业强劲发展的驱动，我国乙二醇需求量逐年增加，但产量（包括石油乙烯路线生产的乙二醇和煤制乙二醇）严重不足，2013 年产品自给率不足 30%，因此只有依靠从中东地区以及加拿大、韩国等国家进口，煤制乙二醇的快速发展可望改变我国乙二醇市场现有供应格局，实现乙二醇自给自足。
生产 PET 聚酯的另一种原料精对苯二甲酸（PTA）也可用煤为原料经甲醇制芳烃（MTA）路线生产，因此以煤为原料的 PET 聚酯生产可将乙二醇与 PTA 装置联合，实现聚酯原料完全自给，以降低生产成本。这样，乙二醇与 PTA 的生产可共用一套煤气化和空分装置生产合成气，一部分合成气制甲醇，并通过甲醇制芳烃技术生产对二甲苯（PX），进而通过氧化工艺合成 PTA；另一部分合成气则用于生产乙二醇，最终产品是固态的 PET 聚酯，比液态的乙二醇和甲醇易于运输，产品附加值也更大。
一体化的煤制聚酯工艺流程如图 6 所示。
如图 6 所示，从煤转化为 PTA 需要经过多个工艺过程，其中的甲醇制芳烃技术尚属国内空白，因此清华大学、中国科学院山西煤炭化学研究所等单位正在开发该技术。2011 年 3 月，华电集团在陕西榆林启动 300 万吨/年煤基甲醇制 100 万吨/年芳烃项目，一期先行建设万吨级煤制芳烃中试装置，采用清华大学的流化床甲醇制芳烃（FMTA）技术，2013 年 9 月该试验取得成功，目前正在推进百万吨级甲醇制芳烃工业示范装置建设。此外，庆华集团正在内蒙古阿拉善盟开发区建设 10 万吨/年甲醇制芳烃项目。由于我国乙二醇主要消费地在东南沿海地区，而煤制乙二醇产地主要在西北的产煤地区，乙二醇的运力和运费压力较大，因此如果煤基甲醇制芳烃技术实现工业化，可在煤炭产地实现乙二醇、PTA 及 PET 一体化生产，从而打造从煤-甲醇-芳烃/乙二醇-聚酯的煤基芳烃产业链。
二、煤化工发展中的几个关键问题探讨
煤化工的优势主要体现在资源和市场需求两个方面。从资源情况看，我国中西部地区的煤炭资源比较丰富，煤/石油比价低廉，特别是坑口煤价低，发展煤化工具有经济效益。从市场需求看，煤化工产品尤其是煤制烯烃、煤制油、天然气、乙二醇、芳烃等与石化产品一样具有很大的消费需求，可降低我国经济发展对石油、天然气资源的依赖。但是，发展煤化工也存在以下几个方面的关键问题需要慎重加以考虑。
（1）煤资源分布限制 发展煤化工的首要条件是要采用价格便宜的坑口煤，实行就地转化，这样才会有经济效益。我国煤炭资源主要分布在华北、西北地区，远离东部沿海等终端产品消费市场，煤资源外运成本高，如果将煤炭经长途运输再发展煤化工无疑会大大增加原料成本。
（2）水资源限制 煤化工是高耗水行业，解决水资源问题是发展煤化工的又一基本条件。例如，生产1t煤制聚烯烃产品最低耗水22t，最高达到45t，1t 天然气（折合 1394m3）耗水也在 10t 左右。一般达到工业化规模的煤制烯烃、煤制天然气和煤制油项目年耗水量在 2000 万～3000 万吨，而我国煤炭资源与水资源呈“逆向分布”，富煤地区水资源普遍缺少，大规模建设煤化工项目会严重影响当地生活、生产用水。
（3）CO2排放问题及环境容量限制 从煤炭和石油的元素组成来看，煤的氢/碳原子比在 0.2～1.0之间，而石油的氢/碳原子比达 1.6～2.0，以煤替代石油生产传统的石油化工产品的过程一般都伴随着氢/碳原子比的调整，从而排放大量的 CO2，这是不可避免的。如果未来征收碳税，将为煤化工企业带来一定的成本负担，增加投资风险，有的产品甚至会失去原有的竞争力，因此着手解决煤化工生产过程的碳捕获与储存（CCS）问题已刻不容缓。神华集团在此方面开展了深入研究，从 2010 年开始在鄂尔多斯建设并运行了 10 万吨/年 CCS 项目，将该公司直接液化制油装置产生的高浓度 CO2注入地下1500～2500m 深度的咸水层，实际运行效果良好，有待进一步推广。此外，发展煤化工还受到所在地区环境容量的限制，必须在国家规定的环境容量范围内发展。煤化工排放和能耗较高，大量的废渣、粉尘、高浓盐水、CO2、NOx的处理和利用尚未找到切实可行的办法，争议比较大，给煤化工发展带来许多不确定性。
（4）投资强度高、风险大 由于煤化工生产工艺流程长、设备多、公用工程系统复杂，因此装置投资普遍很高。例如一套 60 万吨/年煤制烯烃项目投资需要约200亿元，折合吨乙烯产品投资为3万～3.5 万元，为石油路线的 1.5～2 倍；一套 300 万吨/年的煤直接制油项目需要建设投资将近 380 亿元，是同等规模石油炼制装置的 4～5 倍；煤间接制油与煤直接制油相比，由于增加了煤气化装置，因此需要的建设投资更大，约为直接液化的 1.6 倍；而 40亿m3/a 年煤制天然气项目投资高达 257 亿元。
2011年10月国务院发布实施的《“十二五”煤化工示范项目技术规范》，对纳入“十二五”示范的煤间接液化、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇等领域示范项目的能源转化效率、综合能耗、吨产品新鲜水用量加以规定，相关指标控制值见表 1；项目 CO2排放量详见表2。需要指出的是，对于煤化工装置来说，能量转化效率是指最终出装置有效产品（主产物和有用的副产物）的热值之和与进装置各种原料（煤、电、水、蒸汽、催化剂、溶剂等）热值和之比，而综合能耗是单位产品在生产过程中消耗的能量。一般工业界关心的是综合能耗，不是能量转化率，而理论界关心的是能量转化率，不是综合能耗。
三、现代煤化工产能增长趋势及其对石油化工的影响
现代煤化工以原料煤资源丰富、价格低、产品齐全、市场需求旺盛的优势，逐渐成为石油化工的有益补充。随着我国现代煤化工技术的不断成熟，煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇、芳烃、聚酯等生产装置的建成投运，现代煤化工已经从产业示范阶段进入大规模产能扩张期，必然对石油化工产生越来越大的影响。
（1）煤制烯烃
2013 年我国聚乙烯产能约1300 万吨/年，聚丙烯产能 1500 万吨/年，合计 2800万吨/年，其中煤制烯烃（含甲醇制烯烃）产能306 万吨/年，已占到我国聚乙烯和聚丙烯总产能的大约 11%。2014—2015 年，我国煤制烯烃产能将进一步释放，预计新增产能 310 万吨/年（其中聚丙烯150 万吨/年、聚乙烯 160 万吨/年），到 2015 年煤制烯烃（含甲醇制烯烃）产能有望达到 600 万吨/年以上，将占聚乙烯和聚丙烯总产能的大约 20%。煤制烯烃已成为我国烯烃产能增长的主力军，其对石油烯烃的生产将产生越来越大的竞争压力。但同时应看到，煤制烯烃产品一般都是普通聚乙烯和聚丙烯产品，现有产品同质化问题严重，缺乏高端专用料，市场竞争力比较弱，如果大规模发展，企业面临的竞争压力会越来越大。
（2）煤制乙二醇
2013 年我国乙二醇表观消费量约 1190 万吨/年，装置总产能约 600 万吨/年（其中煤制乙二醇 110 万吨/年），但产量只有 350 万吨。目前在建及开展前期工作的煤制乙二醇项目产能达 600 万吨/年左右。预计 2020 年我国乙二醇需求量将达到 1760 万吨，生产能力达到 1700 万吨/年，其中煤制乙二醇产能将达 760 万吨/年，占总产能的 45%，届时乙二醇产量将达 1250 万吨，供应缺口将逐渐缩小。我国石油乙烯路线乙二醇生产受到原料来源制约，并且装置开工率低，今后乙二醇新增产能将主要来源于煤制乙二醇，未来我国石油乙烯路线乙二醇产品将受到煤制乙二醇和进口乙二醇的强烈冲击。目前国内煤制乙二醇技术并未真正成熟，影响了装置的稳定运行，因此需要进一步完善技术、降低新项目投资风险。
（3）煤制天然气
目前我国煤制天然气在建及规划总规模达到 2250亿m3/a，实际形成产能只有27亿m3/a，仅占1.2%；建设中产能144亿m3/a，预计在 2020 年之前投产。根据国家发展改革委员会2014 年 2 月公布数据，2013 年我国国产天然气1210亿m3，其中常规天然气 1178亿m3，页岩气2亿m3，煤层气 30亿m3；进口天然气 534亿m3，表观消费量 1692亿m3，天然气对外依存度达到30.5%。据业内人士预计，2015 年我国天然气消费需求量将达到2300亿m3，2020 年达到3800亿m3，2030 年达到 5200亿m3。2010—2020年平均每年消费需求量增加 270亿m3，年均增速13.4%，增长势头强劲；2020—2030 年增速大大放缓，但仍有 3.2%的增速。
未来我国天然气对外依存度将持续增加，预计2020 年将上升到 37%以上，产量不足部分由进口管道气、进口液化天然气（LNG）及煤制天然气来补充。目前，国家已开始对天然气价格进行调整，天然气价格倒挂问题有望逐步解决，这为煤制天然气的发展提供了重要机遇。值得注意的是，虽然我国煤制天然气产业发展很快，但甲烷化催化剂等核心技术仍掌控在国外公司手中，另外在技术可靠性、设备大型化、运行长周期等方面还存在风险，大规模推广还有待于在实践中进一步探索。
（4）煤制油
2013 年我国煤制油装置总产能只有 147 万吨/年。从 2014 年开始，随着煤制油商业化装置的陆续建成投产，煤制油产能将迅速提升，到 2017 年，我国煤制油产能将达到 1260 万吨，相当于 2 座 1000 万吨/年炼厂的油品产能总和。2013年我国炼油能力 6.3 亿吨/年，油品（汽、煤、柴油等）生产能力按 60%计，约为 3.78 亿吨/年，煤制油产能仅占其中的 0.4%；到 2017 年，预计我国炼油能力将达到 7 亿吨/年，按同样方法估算，油品生产能力为 4.2 亿吨/年，则煤制油产能仅占石油基油品产能的大约 3%，其对石油化工企业产生的影响比较微弱。从煤制油技术本身来看，直接液化技术仍需进一步完善，间接液化目前建成运行装置规模小，规模百万吨级以上项目正在建设之中，技术尚未得到进一步的验证，另外煤制油项目投资巨大，建设新项目面临的资金压力和环保压力也很大。
四、结语
与石油化工相比，煤化工生产工艺路线长，装置投资高，资源消耗尤其是水资源消耗量大，能源转化效率较低，CO2等废物排放强度高，产业发展面临诸多挑战和不确定性。在我国宏观经济增速放缓、更加重视发展质量和环境保护的新常态下，预计今后我国煤化工产业新政策将更加趋严，煤化工准入门槛将会进一步提高。值得一提的是，由于近年来我国煤化工项目重复建设现象严重，为避免新一轮产能扩张，降低产品同质化竞争带来的投资风险，在国家发展与改革委员会最近公布实施的《西部地区鼓励类产业目录》中，已经取消了该目录原征求意见稿中新疆、内蒙古、宁夏、甘肃、陕西、青海、贵州和云南等地申报的煤制烯烃（产能均为50 万吨/年）和煤制甲醇（产能均为 100 万吨/年）项目。这一调整明确表明我国政府对发展煤化工的态度由鼓励转为谨慎，也正好给了煤化工企业优化技术、完善工艺、总结经验的时间和空间，也给社会各界就发展现代煤化工凝聚共识留出了时间，有利于未来我国现代煤化工的健康发展。
在我国石油对外依存度逐年上升的严峻形势下，发展现代煤化工是对石油化工的有益补充，是发挥我国煤炭资源比较优势、降低石油对外依存度、保障我国能源安全的重要途径。现阶段，我国煤化工的发展之路仍在探索之中，需要深入研究、稳步试点、慎重推广，尤其是要牢牢掌握现代煤化工技术的自主权，通过不断努力，探索出一条提高能源利用效率、减少污染排放的可持续发展道路。随着煤化工产能不断释放，其与石油化工的竞争逐渐凸显，为此石化企业应注重创新驱动，进一步发挥产品差异化优势，同时重视开源节流、降本增效，通过多种途径提高自身竞争力，与现代煤化工企业实现优势互补、互利双赢。
