2013年，我国煤化工技术在多个领域获得新突破，示范项目运行捷报频传，众多项目获国家发改委核准或“路条”。但与此同时，行业产能过剩形势依然严峻，新型煤化工产能过剩端倪初显，在投资有增无减的情况下，行业健康可持续发展仍面临诸多制约。
   
    2013年1月13日，由华电集团与清华大学合作开发的万吨级甲醇制芳烃工业试验装置生产出合格PX，标志着中国从此掌握了固定床、流化床、甲苯甲醇制PX、甲醇流化床制PX四项技术，煤制芳烃技术达到世界领先水平。4月27日，陕煤化集团自主开发的中/低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油成套工业化技术通过鉴定。该技术通过专有催化剂和独特的设备构造与工艺设计，解决了煤焦油沥青质、胶质难以加氢转化的世界性难题。6月下旬，陕西榆林西部煤炭技术研究中心攻克了褐煤制备高浓度水煤浆这一世界性难题。9月上旬，河南义马煤业集团传来捷报：其开发的甲醇蛋白技术，经2000吨/年中试装置试运行和工艺优化，不仅打破了英国在这一领域的垄断，还比国外细菌法工艺更加安全、高效、环保、可靠。
   
    此外，神华宁煤集团开发的MTP专用催化剂，成功应用于其50万吨/年MTP装置上，打破了甲醇制丙烯催化剂技术国外垄断的局面。陕煤化集团依托国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室平台，构筑起煤热解技术体系和煤焦油加氢裂解技术体系，并完成了半焦(或焦粉)高炉喷吹、锅炉喷烧、制浆、造气等工业化应用试验，为煤分质高效清洁利用探寻了先进可行的技术路径。包括多喷嘴、多元料浆、航天炉、清华炉、两段式粉煤气化等众多国内自主煤气化技术均得到大面积推广应用，中国煤化工产业规模、整体技术水平达到世界领先。
   
    依托自主研发技术，煤化工行业扩大了示范项目建设的战果。继神华包头60万吨/年DMTO、神华鄂尔多斯百万吨煤制油两大示范项目实现稳定长周期运行并取得良好经济效益后，2013年，我国首个采用自主费托技术建设的内蒙古伊泰16万吨/年煤制油示范项目安全稳定运行352天，创造了煤制油装置安全连续运行世界纪录。神华百万吨煤直接制油装置实现同时生产柴油和汽油产品。通辽金煤20万吨/年煤制乙二醇示范项目实现85%以上高负荷率运行，产品质量稳定达到瓶级PET原料质量要求。全球首个MTP工业化示范装置神华宁煤50万吨/年MTP及其配套项目全年运行可喜，实现利润11亿元。陕煤化神木天元公司为其50万吨/年煤焦油加氢配套的2.2万吨/年精酚装置建成投产，延长了煤焦油加氢产业链，增强了竞争力。
   
    2013年底，庆华伊利55亿立方米/年、大唐克旗40亿立方米/年两个煤制气项目双双实现管道供气，标志着我国煤制气项目步入工业化示范阶段。至此，我国已经开展了煤直接制油、煤间接制油、中(高、低)温煤焦油加氢制油、MTG、DMTO、SMTO、MTP、煤制天然气、焦炉煤气制甲醇、焦炉煤气制天然气、煤制乙二醇等多项工业化示范。同时，完成了FMTP、FMTA、煤等离子体制乙炔等工业化中试。
   
    得益于煤化工众多关键技术的突破和示范项目的成功运行，2013年，国家对新型煤化工项目的审批有所松动。据记者了解，全年共有16个煤制气、5个MTO、4个煤间接制油、2个大型煤分质综合利用等项目先后获得国家发改委核准或“路条”，另有一个DMTO项目实现商业化运营、2套DMTO装置建成投产，两条煤直接制油生产线开工建设。至此，国内获得“准生证”的新型煤化工项目总数超过45个，新型煤化工项目建设和产业化进程明显提速。
   
    尽管成绩令人振奋，但问题同样不少。一是一些关键核心技术仍未有效突破。比如，我国单套产能60万吨/年及以上的甲醇合成技术还全部依赖进口；高压煤浆泵、液氧泵、氧气阀、8.7兆帕级高压气化炉等关键设备仍需进口；煤制气最关键的甲烷化催化剂及反应装置基本被国外垄断；煤基合成气制乙二醇最核心的技术环节酯加氢催化剂还不成熟……二是化解产能过剩的难度加大。尽管“十一五”以来，我国加大了落后产能淘汰力度，但由于新建项目有增无减，煤化工行业产能过剩矛盾依然突出。更为严重的是，煤制烯烃、煤制油、煤制气等新型煤化工也显露出产能过剩的端倪。三是投资依然欠缺理性。煤制气、煤制乙二醇、煤制烯烃等项目均面临石油与煤炭价格交替变更带来的风险，如果在项目初期不充分评估，投资风险不容小觑。四是环保压力有增无减。2013年，少数煤化工项目就因缺水、废水废气处理不达标或环境容量有限被迫推迟投产。