目前，国内已实现成果转化的煤气化技术主要有干煤粉气流床气化技术、多元料浆煤气化技术、灰熔聚流化床粉煤气化技术、四喷嘴对置水煤浆气化技术、航天炉煤气化等技术。

西安热工研究院进行了干煤粉气流床气化技术的研究。2004年，以西安热工研究院为牵头单位，联合国内其他六家研究院所和生产单位，在陕西渭河化肥厂建成日处理36～40吨煤的两段式干煤粉加压气化中试装置。2005年完成试验研究。2006年5月16日通过中国科技部的验收。目前该技术已经进入工程放大阶段，计划首先建设日气化原煤2000吨级的“绿色煤电”煤气化发电示范装置。另外，在化工行业中，已与内蒙世林化工有限公司签订技术转让合同，目前已进入施工设计阶段。另外，1000吨/天级两段式干煤粉加压气化炉（激冷流程）已经应用于山西华鹿煤炭化工有限公司年产30万吨甲醇项目。两段式干煤粉加压气化技术是一种先进可行的具有广阔应用前景的气化技术，是具有自主知识产权的加压气流床气化技术。

高灰熔点（粉）煤加压气化是兖矿集团承担的十一五“863”项目。兖矿贵州能化公司计划2010年前在贵州建成处理量1200吨/天的工业示范装置，目前兖矿在山东滕州的水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心建立了一套中试装置。

灰熔聚流化床粉煤气化技术由我国自主开发，并已实现了工业化运用。2004年在山西省发改委的支持下中科院山西煤化所与山西晋城无烟煤业集团合作成立了“山西省粉煤气化工程研究中心”。2005～2006年设计并建立了可获得工业放大数据和经验的大型加压灰熔聚流化床粉煤气化半工业装置。2007年初完成建设，经半年的设备调试和完善，进行了17次实验，2007年12月完成了1.0MPa压力的长周期试验，取得了较好的数据并积累了运行经验。中科院山西煤化所在3.0MPa半工业化加压灰熔聚流化床粉煤气化技术平台上完成1.0MPa的72小时长周期加压试验，设备运行平稳，达到了预期技术指标，标志着加压灰熔聚流化床粉煤气化技术取得重大突破。2008年9月第一套加压灰熔聚流化床粉煤气化工业示范装置（0.6MPa）在石家庄金石化肥有限公司试车成功之后，2009年8月16日在晋煤集团10万吨∕年合成油示范工程项目中，采用中科院山西煤化所发明专利—“灰熔聚流化床粉煤气化技术”的工业气化装置实现了高灰、高灰熔点、高硫“三高”无烟煤的连续稳定气化，各项技术指标达到设计要求，并成功实现甲醇生产全流程贯通。晋煤集团天溪煤制油分公司1 0万吨/年煤基MTG合成油示范工程项目，是晋煤集团公司打造全国最大煤化工企业集团、引领国内煤化工新技术发展的关键举措，被列入山西省“十一五”重点工程。其主要产品为汽油、LPG（或精甲醇）及少量硫磺，所产出的油品是目前世界最洁净的液体燃料之一。该项目配备了6台灰熔聚气化炉（5开1备），气化炉操作压力0.6MPa，日处理晋城无烟煤1600吨，干煤气产量125000Nm3/h（配套30万吨/年合成甲醇）。造气土建于2007年9月开工，经过1年半紧张的施工安装，2009年4月1日完成气化装置的冷态调试，2009年4月28日进入热态调试，经过对设备的全面消缺，2009年8月16日多台气化炉并气，进入净化和合成车间并生产出合格甲醇，目前已完成从备煤、造气到MTG合成油全流程贯通，进入生产阶段。此外，陕西秦晋煤气化工程设备有限公司、陕西秦能天脊科技有限公司在部分借鉴山西煤化所灰熔聚流化床粉煤气化技术的基础上也独立研究开发具有自主知识产权的灰熔聚循环流化床粉煤气化技术（CAGGTM）。

国产航天炉气化技术又称HT-L粉煤气化技术，由中国航天科技集团公司下属北京航天石化技术装备工程公司开发。航天炉煤气化工艺采用干法进料，运用先进成熟的干煤粉密相输送技术，用高压氮气或加压CO2输送入气化炉。具有自主知识产权，主要设备可完全实现国产化。已经在河南省濮阳龙宇化工有限责任公司建立了国内第一套航天炉工业示范装置。

多元料浆加压气化技术是西北化工研究院提出的，具有自主知识产权的煤气化技术。多元料浆气化技术于2001年实现工业应用。截止到2006年6月底，多元料浆气化技术已在中国大陆十多套工业装置上实现工业应用，涉及3万～30万吨/年合成氨、20万～60万吨/年甲醇以及50万吨/年煤制油装置，目前国内已经有3套工业装置平稳运行，属于较有前途的煤气化方式。多元料浆加压气化技术具有原料适应性广、气化指标先进、技术成熟可靠、投资费用低等特点。该技术也已实现单线500t/d的气化炉加激冷流程的工业化运行。

多喷嘴对置式水煤浆煤气化由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司等单位联合开发，具有国内自主知识产权，是在德士古水煤浆气化技术的基础上进行改进的一种气流床加压气化技术，相当于国产德士古技术。该技术第1套示范化装置于2005年10月在兖矿鲁南化肥厂正式投入运行，装置配套2台气化炉，日投煤量1000吨，年产甲醇24万吨并配套发电项目，目前已正常运行1年多，属较新的煤气化技术。

此外，还有引进国外的煤气化技术，消化、吸收、再创新。如，GE德士古(Texaco)水煤浆加压气化技术于1989年在兖矿鲁南化肥厂引进了第1套德士古水煤浆加压气化装置，目前上海焦化厂、陕西渭河化肥厂、淮南化肥厂、吉化公司化肥厂和金陵石化等十多家企业采用德士古煤气化技术用于生产合成氨和甲醇等化工产品。此外，Shell煤气化技术在进行了多次小试、中试、示范化装置建设基础上于1989年在荷兰德姆克勒联合循环发电厂建造了2.5×105kW工业化装置，该装置于1993年投入运行。目前除国外的1套工业化装置以外，国内从2001年起已有广西柳州化肥厂、中石化湖南洞庭氮肥厂、中国神华煤制油有限公司、中石化湖北枝江化肥厂、中石化安徽安庆化工总厂、大连大化公司合成氨厂、云南云天化集团、云南云沾化集团等多家单位引进了12套13台Shell炉工艺，生产能力从20～50万吨/年不等，基本都应用于合成氨和甲醇装置。涉及到专利技术转让、设备国产化率低、关键设备需进口等因素，使该技术成为目前国内投资最高的煤气化装置，但至目前，均未达到稳定、长期的运行。

2009年1月7日中国神华集团在北京宣布：神华煤直接液化百万吨级示范工程一次试车成功。神华煤直接液化百万吨级示范工程于2008年12月30日14时46分开始投煤试车，12月31日7时打通了煤直接液化装置流程，生产出煤液化油品，12月31日14时30分，打通了全厂生产流程，生产出合格的石脑油和柴油等目标产品。至2009年1月7日14时，工程已经连续稳定运行近192小时，各装置运转正常。该项目研发出了具有我国自主知识产权的煤直接液化工艺和催化剂，大大降低煤液化技术风险，降低项目投资成本，并实现多项煤液化工程关键装备的国产化，为煤液化技术大规模推广应用提供技术储备。目前已经在美国等13个国家申请了专利保护。神华煤制油百万吨级示范工程的试车成功，使我国成为世界上唯一掌握百万吨级煤直接液化关键技术的国家。将为解决我国石油短缺、确保国家石油战略安全提供重要途径。

2008年12月22日，中科院山西煤化所与潞安集团合作进行的“钴基固定床合成油技术工业试验装置”于山西长治潞安煤基合成油基地一次开车成功，实现全流程贯通和稳定运行，生产出高品质的合成油品和蜡。该项目以具有我国自主知识产权的“煤基液体燃料合成浆态床工业化技术”为核心技术，包括了铁基浆态床和钴基固定床等先进的费-托合成，主要产品包括柴油、石蜡、石脑油、LPG及少量混合燃料醇。钴基固定床合成油工业试验装置的成功开车标志着我国自主产权的钴基合成油技术初步具备产业化能力，对煤化工的高端发展有积极的促进作用，更重要的是钴基合成油技术原料适应性宽，产品调变性强，结合碎煤加压气化技术，可灵活地实现油－气－化联产，即获得优质的合成柴油和蜡的同时获得合成天然气等产品。 2009年3月，利用山西煤化所自主知识产权技术、建于内蒙古鄂尔多斯市准格尔旗大路煤化工基地的煤间接液化工业示范装置试车成功，所产柴油符合欧洲V号标准。该工业化示范装置规模为16—18万吨/年，主要产品为柴油、石脑油、LPG及少量硫磺。所产出的油品是目前世界最洁净的液体燃料之一，可以直接加入到柴油车辆中，经实验监测，柴油车尾气排放符合欧洲Ⅴ号标准，用于柴油车要比普通柴油节油8%～12%。该油品也可作为调和油，使普通柴油变为优质柴油。伊泰集团计划在示范厂成功运行的基础上，按照国家煤制油产业发展部署，联合国内外企业，争取在2015年左右建成500万吨/年的煤制油生产基地。

2006年8月24日陕西省人民政府和中国科学院在北京人民大会堂联合举行了新闻发布会，宣布世界首套万吨级DMTO（甲醇制取低碳烯烃）工业化装置试验在陕西获得成功。这一成果是由陕西新兴煤化工科技发展有限责任公司、中国科学院大连化学物理研究所、中国石化洛阳石化公司三方合作共同开发成功的。经国家级科技成果鉴定，认定这一自主创新的工业化技术处于国际领先水平。乙烯、丙烯是当今世界上最重要和最大宗的化工产品，其生产要消耗大量的石油。煤基DMTO技术工业化成功，为我国烯烃产业的发展开辟出了一条主要途径，对于减少我国石油进口、维护国家能源安全具有重要意义。目前，由正大能源化工集团、陕西煤化工集团、陕西省投资集团和陕西新兴煤化工科技发展有限责任公司合作进行的年加工甲醇300万吨的煤基甲醇制烯烃项目前期工作已经全面展开。上述两项先进技术首先在陕西实现工业化，是陕西省政府重视科技成果产业化、大力促进产、学、研结合、注重发挥区域优势的结果。

这些项目的成功实施，将使我国洁净煤技术和应用水平提到一个新的高度。

中国开展生物柴油的研究开发工作较早，1981年已有用菜籽油、棉籽油等植物油生产生物柴油的试验研究。近年来，辽宁能源所、中国科技大学、江苏石油化工学院、北京化工大学、吉林省农业科学院等一些科研单位和大专院校先后进行了生物柴油的研究工作，并研制成功利用菜籽油、大豆油、废煎炸油等为原料生产生物柴油的工艺。我国政府也制定了一系列政策和措施支持生物柴油的研究开发工作，使我国生物柴油产业快速发展起来。2001年海南正和生物能源公司在河北邯郸建成以回收废油、野生油料为原料的年产1万吨生物柴油试验厂。2002年8月四川古杉油脂化学公司以植物油下脚料为原料生产生物柴油，年生产能力1.5万吨。2002年9月福建龙岩卓越新能源发展有限公司建成年产2万吨生物柴油装置，并在2003年建成年生产能力10万吨的生产装置。我国政府对生物燃料非常重视，并制定了相关政策促进其发展：2004年科技部启动了“十五”国家科技攻关计划“生物燃料油技术开发”项目，2005年1月，中国工程院第35次科技论坛“2005中国生物工程论坛”在人民大会堂举行，讨论生物液体燃料及生物化工制品在中国的可行性，2月28日，十届全国人大又通过了可再生能源法，并由胡锦涛主席签署了此法律予以公布。2005年，由石元春院士主持的国家专项农林生物质工程开始启动，规划生物柴油在2010年的产量为200万吨/年、2020年的产量为l200万吨/年。目前国内所生产的生物柴油没有统一的质量标准，一般仅可用于农用或发电机械，要想直接用于汽车和船舶并保证不会对其带来机械损害还有一定的距离，特别是用于柴油轿车，中国生物柴油生产技术仅处于初级阶段。总的来说，与国外相比，中国在发展生物柴油方面还有相当大的差距，未能形成生物柴油的大产业化。

然而，我国能源化工产业的发展还面临着以下诸多科学技术问题，解决好这些问题，才能实现上述目标，才能保证能源化工产业健康、快速发展。

（1）资源浪费大

石油、煤炭开采不尽科学、合理，使用上还存在严重浪费，是单位GDP能耗远远高居世界平均水平之上的主要原因之一。因此，必须坚持节能优先，大力提倡资源节约，推进节约型社会建设，积极制定和实施资源节约标准，努力提升节能技术，减轻经济增长对资源供给的压力。

（2）煤的转化利用面临着资源和环境的双重压力

煤炭是低效、高污染能源，即使在陕北，局部区域仍存在中硫（2%左右）煤区。我国煤炭的转化利用效率还比较低，我省的煤化工产业刚刚起步，特别是陕北地区还有许多规模很小，技术含量极低的炼焦、电石等煤化工民营小企业，与先进国家比较，煤炭资源浪费大、总体排放（SO2、NOx、CO2以及悬浮颗粒）多、环境污染严重。目前，我国SO2排放量和CO2排放量均居世界第一，其中90%的SO2的排放来自煤的使用。尽管近年来国家采取了SO2排放的限制措施，但是由于煤化工产业的快速发展，SO2的年总排放量非降反升。使我国在大气环境污染治理方面长期陷入困境。解决SO2、CO2、NOx、煤灰/渣、煤矸石等废气和固体废弃物的回收利用成为制约我国能源化工产业能否健康发展的关键。

发展我国现代煤化工产业，必须从提高能源转化效率和环境保护两方面着手。新建煤化工装置应做到起点高、技术新、规模大、污染轻、效益好、具备国际竞争力；同时要下大力气，坚决整治、甚至取缔粗放式的个体煤化工小企业。解决SO2的排放问题可从实际出发，因地制宜，采用氨法、湿法、半干法进行脱除；或根据煤中硫的不同含量，采用不同的转化利用途径，合理而又充分地回收利用煤中的硫分。特别是，CO2的减排存储成为世界性的难题，到2020 年我国煤制油的发展规模将达到3000万吨／年，煤制烯烃规模将达到800万吨／年，煤制甲醇将超过6000万吨／年（含煤制烯烃所需甲醇用量）。按照各种煤化工工艺路线的平均CO2 排放量进行估算，届时生产上述煤化工产品所排放的CO2将超过2 亿吨