退一步讲，即便要搞煤制油，也不能再搞普通的燃料油，而应搞航油、基础油、润滑油、超硬蜡等高端特色且是石油化工难以生产的油品，以增强项目的盈利能力。
另外，若从治理雾霾及社会综合效益考虑，与其发展煤制油，还不如发展煤-甲醇-油品改良剂更合理。比如煤经甲醇生产聚甲氧基二甲醚(DMMn)。目前，机动车尾气对PM2.5的贡献率近三分之一，而导致机动车尾气对PM2.5贡献率高的重要原因，是国产柴油的十六烷值较低、燃烧不充分。但若向柴油中加入含氧的聚甲氧基二甲醚，就能显著提升柴油十六烷值和燃净率，减少颗粒物排放和PM2.5产生。按1.2～1.3吨甲醇生产1吨聚甲氧基二甲醚、20%添加比例和我国年消费柴油1.5亿吨计算，每年需聚甲氧基二甲醚3000万吨，消化甲醇3600～4200万吨，既能有效缓解国内甲醇产能过剩矛盾，又能遏制雾霾产生，每年还可节约1亿吨原油(炼油企业柴油收率一般只有30%)，可谓一举多得。
至于煤制天然气，应坚持能进口尽量进口、谨慎发展的原则。虽然单从能源转化效率看，煤制气在几条现代煤化工路径中是比较高的，但其市场需求及项目的经济性存在较大变数。比如将煤制天然气用于工业窑炉、小型燃煤锅炉的改造，既能显著减少因燃煤引发的大气污染，整个过程的能源利用率也较高，还能卖上好价钱、取得好效益。我国目前仍有数亿吨煤用于散烧，是主要的燃煤污染源，特别是城乡结合部、中小城镇，应是防止燃煤污染的重点。若将煤制气用于包括上述领域的居民燃气，则燃煤污染会大大减轻，关键是控制好价格。其居高不下的价格将很难被老百姓接受;若将煤制天然气用于发电，其能源利用效率、经济环保等综合效益还不如进口天然气发电，甚至比不上煤直接燃烧发电。目前，全球天然气价格步入下降通道，国产天然气与进口气价格已经出现倒挂，煤制天然气风险正在增大，市场呈现的这些新特征应引起投资者警觉。
更何况，国内已经上马或将要建设的煤制天然气项目，基本与美国大平原煤气化厂所用的合成气甲烷化技术(即两步法技术)趋同。该技术路径的短板是：为了从气化气中获得较多甲烷，煤制气企业普遍采用鲁奇炉。而鲁奇炉最大的问题，就是运行过程会产生大量含酚、焦油等污染重、难处理的废水。这已经成为制约煤制气项目正常运行、盈利的一大瓶颈。建议新建项目眼光放远，尽可能采用先进环保的新工艺。
比如，河北新奥集团联手美国巨点能源公司(GreatPoint Energy)开发的煤高效催化加氢甲烷化技术(也叫Bluegas)，利用催化剂在加压流化床气化炉中一步合成煤基天然气，其粗煤气中甲烷含量高达50%，每消耗1立方米氢气就可多产1立方米天然气。且气化炉的原料适应范围广，整个装置工艺流程简单、投资省、单位产品煤炭、氧气消耗均较两步法工艺大幅降低，生产成本则较前者降低0.12元/立方米，经济效益与节能减排效果应十分显著。该项技术正处于工业化过程中。
煤炭分质分级利用前景更加广阔
记者：您在许多场合都提到应将低阶煤炭(褐煤、长焰煤等)分质分级利用作为发展煤化工的总方向，理由是什么?
金涌：这是因为，第一，以低阶煤热解为龙头的煤炭分质分级利用，先通过温和的物理方式，将煤中轻质易挥发也是附加值高的部分“拔”出来，剩余部分该怎么用还怎么用。这符合高质高用、低质低用的客观规律，已经被公认为褐煤等最合理的利用路径和煤炭清洁高效利用的方向，包括美国、德国、日本、匈牙利、前苏联等国家均在开发相关技术。
第二，自上世纪80年代以来，中国的低阶煤热解技术得到了飞速发展，成功开发了固定床、流化床;固体热载体、气体热载体;带式炉、回转窑等十几种煤热解工艺，攻克了块煤热解、粉煤热解、全煤热解、高温煤气中油尘分离、煤焦油全馏分加氢等制约煤分质利用发展的世界性难题，处理高化学需氧量(COD)、高氨氮、苯、酚、焦油、金属等煤焦油废水的关键技术目前也取得突破，工业化装置即将投入运行，从而使煤炭分质利用拥有良好的技术与产业基础。
第三，国家科技部已经将百万吨低阶煤定向热解制高品质焦油及煤气确定为“十三五”重大科技攻关项目，要求2020年以前取得突破，建成百万吨级工业化示范装置，表明煤炭分质分级利用得到国家高层认可，拥有了政策基础。
第四，以煤热解为龙头的煤炭分质分级利用，在提取了包括煤焦油、煤气等轻质高附加值组分后，还能方便地与传统煤化工、现代煤化工、超超临界发电、煤气化联合循环发电系统(IGCC)、城市热电联供以及建材等煤的所有应用领域实现耦合。同时开发重焦油裂解的等离子法制乙炔技术等，即解决了污染问题，而且也有比较好的经济效益，从而构筑起跨行业发展的大煤化工构架，使煤炭高效利用的途径更加丰富、前景更加广阔。
第五，实际上煤的最佳利用方案仍然是超超临界发电，发展先进蓄电池和直插式电动车，统一电池规格，施行电池租赁，使用后的乏电池夜间充电，缓解电网峰谷波动，可能是即大幅节能，又大幅度减少石油资源不足的最佳途径。