相对于之前的热潮，近期煤化工发展势头急转直下，产业发展面临的新常态初见端倪。
煤化工狂飙式的发展造成了煤化工产能过剩、项目重复建设、产品结构单一和不顾当地环境容量的盲目发展。进入今年下半年，国内煤化工政策出现了较大变化：前不久出台的《西部地区鼓励类产业目录》中未收录煤化工产业，意味着处于我国西部地区的煤化工企业不能享受国家给予的优惠政策；今年7月中旬国家能源局发布《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展》的通知，要求严格控制审批，防止企业不顾环境、水资源现状和技术、经济实力而盲目发展。与煤化工息息相关的煤炭价格依然长期低位徘徊、石油价格出现了史无前例的八连跌。种种迹象表明，煤化工产业发展即将进入一个新的阶段。
按照我国以往的发展模式，一旦示范项目开始上马，往往意味着得到了国家层面的支持，无论是税收优惠方面还是土地和资源的供应保障方面。一旦嗅到了“国家鼓励”的味道，各路“豪杰”就纷纷摩拳擦掌，意欲大展身手。目前，中国运行、在建、筹备和拿到路条的煤制气和煤制油项目年产能分别为2250亿立方米和1878万吨。截至2013年年底，我国现代煤化工消耗煤炭总量约为1.8亿吨，总体规模已居世界首位。
煤炭作为我国长期以来最主要的一次能源，在我国经济社会的发展中做出了不可磨灭的贡献。而且我国“富煤、贫油、少气”的特殊资源禀赋决定了我国能源战略中不可能忽略煤炭及其相关产业。然而，在煤化工一路狂飙式发展之后，面对新的形势和环境，如何调整煤化工产业成为了一个亟待解决的问题。
目前，煤化工企业主要是由煤炭和电力企业转型而来，在保证自有主营业务稳定的前提下，无论是主动还是被动的，对煤炭资源实行就地转化、延伸产业链成为了企业普遍转型方向。然而，煤化工完全不同于煤炭业和电力业，其本质就是化工过程，煤炭和电力企业转型为化工企业本身就需要冒很大风险。
除此之外，由于煤化工生产工艺独特，往往需要巨大的投资来保障工厂的建设和生产。据测算，投资规模为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工厂的4~5倍；煤间接制油与煤直接制油相比，在生产源头多了一条气化生产线，因此需要的建设投资更大，总投资约为直接液化的1.6倍；而40亿立方米/年煤制气项目总投资甚至高达257亿元。煤化工项目的投资数额巨大，由此可见一斑。
煤化工生产需要靠近煤炭出产地，但是我国煤和水资源又呈现严重的逆向分配格局，煤化工企业有80%分布在水资源匮乏地区，而其高耗水势必会影响水资源匮乏地区脆弱的生态系统。而且，煤化工生产过程中不可避免地排放大量以二氧化碳为主的废气。美国环保署（EPA）按照全生命周期算法得出，煤制油在不考虑碳捕获与封存（CCS）的情况下完全替代石油炼制，其产生的二氧化碳将高出119%，即使考虑CCS也高出4%。杜克大学的研究表明，中国煤制气较传统天然气可能多产生7倍碳排放，比开发页岩气多耗用100倍水资源。
对煤化工的弊端，各企业根据当地的实际情况采用了一些特殊的方法来应对。如部分企业采用CCS技术应对高碳排放，但该技术仍然处于示范阶段且价格昂贵；还有一部分企业采用“碳汇林”手段应对高碳排放，即采用植树造林和森林保护手段来吸收和固定大气中的二氧化碳，其成本虽远小于工业处理，但是见效较慢。在应对高耗水方面，部分公司采用“水权置换”的手段应对生产过程中对于水资源的大量消耗，即在地区总用水量不变的情况下帮助当地农牧民的生产活动进行节水改造，用以换取工业用水指标。虽然以上手段都是企业自主运用于生产实践中且都有一定的效果，但其中的“行政手段”意味较浓，且都不适合大规模应用，无法有效地解决大规模集中发展煤化工项目所带来的问题。
作为企业，及时调整以适应新常态是下一阶段的主要任务，新常态的出现也会倒逼企业进行自我改革，甚至使一些不合格企业退出市场。煤化工的发展方向，不是由某一个企业或者机构说了算，而是由市场和生态环境说了算。我国是一个相对富煤国家，彻底摆脱对于煤炭资源的依赖是不可能也是不切实际的。
目前，煤化工项目应该充分考虑到为适应新常态而做出主动调整：适当保留少量较为成功的煤化工示范项目作为战略储备，以此为基础攻坚克难，利用技术手段大幅减少水资源和煤炭资源消耗、控制碳排放。煤化工大规模发展的前提，应该是产业的弊端可以得到有效控制，同时企业仍然有一定的盈利空间。从长远来看，在示范效果不明确、技术瓶颈无法突破的情况下大规模发展煤化工项目，在一定程度上依然是重复着先污染后治理的错误发展方式，不仅会使宝贵的煤炭资源过早地枯竭，更会造成负面效应的累积和放大，陷入越污染越治理，越治理越污染的恶性循环。
