虽然粉煤气化技术、水煤浆气化技术、碎煤加压气化技术分别经过了近15年、30年和40年的探索、实践、改进，技术水平已达到相当高的水准，但是煤气化仍是煤化工项目中投资最大、能耗最高的装置，出现的问题也最多。根据煤气化技术自身特点和生产运行中出现的问题。
进一步提高国产化水平、降低装置投资
从引进的Shell、GSP、GE、科林煤气化技术与国内的类似煤气化技术相比，投资都要高很多，其主要原因：一是软件费高(专利费+PDP费+技术服务费)，二是要购买一些专利设备或关键设备，三是一些流程、控制系统设计太过繁琐或不合理，也是造成投资高的一个原因。因此，我们在引进国外煤气化技术时，要进一步减少购买专利设备或关键设备(即是指定制造商的设备)，进一步优化流程和控制，以降低投资。
提高煤气化压力，加大单炉投煤量
从目前各种气化工艺来看，除水煤浆气化将气化压力提高到了6.5～8.7MPa，其它气化工艺压力均在1.0～4.0 MPa之间，不但造成设备庞大、投资增加，也是煤化工项目能耗高的主要原因。因此气化压力还有提高的空间，例如鲁奇公司已将MK+碎煤气化工艺气化压力提高到了6.0MPa(尚未整体工业化)。
单炉气化能力小也是造成煤化工项目投资大、占地大的主要原因，目前除Shell粉煤气化、多喷嘴对置式水煤浆气化工艺单炉最大投煤量达到3000 t/d外，其它煤气化工艺单炉最大投煤量还在1000～2200 t/d之间，有些虽说可达到3000 t/d，但还没有工业实践。
综合降低投资、提高能位
从目前已投产或在建的煤化工项目来看，似乎煤气化走进了一个怪圈，要么是装置投资高、能位高，要么是装置投资低、能位低。例如SHELL煤气化设有合成气冷却器，可产5.2 MPa中压蒸汽，能位较高，但投资也较高;例如GSP、航天炉、科林等煤气化工艺投资比Shell煤气化低，但水冷壁产低压饱和蒸汽，能位低，不好利用，气化炉出来1350℃的高温煤气直接去冷激，使得煤气中带有大量水汽，对于需要深度CO变换的煤化工项目是合理的(例如合成氨项目)，但对于不需要深度变换的煤化工项目(煤制气、煤制油)，煤气中的水汽过剩，不但造成能位下降、能量损失，还需要增加换热器、分离器来回收能量，从而延长了流程、增加了阻力，也增加了投资;水煤浆气化几乎都是走激冷流程，也存在这个问题;碎煤加压气化和CO变换也是产出大量低压饱和蒸汽，比较难以利用。因此，煤气化工艺选择要和煤化工项目整体考虑，既要降低投资，也要提高能位，从而使项目总体达到合理、高效。
降低能耗、水耗
煤化工项目是高能耗、高耗水项目，进一步降低能耗、水耗势在必行，煤气化也有研究提升的空间。例如Shell煤气化工艺采用压缩循环气去冷激合成气到900℃左右，这样也造成了能量浪费，能否采用其它介质或方法达到降温、除尘的效果，国内已有工程公司正在尝试改进;Shell煤气化工艺采用干法除尘，需要大量的吹扫气也造成消耗增加，也可考虑改进。
现在大型煤化工项目同时考虑几种不同类别的煤气化工艺相组合，以处理原料粉煤和碎煤比例问题，可探讨采用耦合的方法，将不同的煤气化工艺所存在的不同问题耦合处理。例如现在大型煤制天然气项目，大部分采用碎煤加压气化和气流床气化(水煤浆气化或粉煤气化)相结合的方案，如采用碎煤加压气化+水煤浆气化组合气化工艺，可虑将碎煤加压气化产生的大量有害废水去水煤浆气化制浆，这样不但节约了水耗，也降低了污水处理的投资和费用，降低了环境污染。
优化灰水处理系统，降低粉尘带出量
现在有些煤气化装置存在煤气含尘量大，造成CO变换装置换热器堵塞、第一变换炉上部催化剂失活等问题，同时也存在污水排放量大、灰水循环量大的问题，有必要进一步探讨煤气洗涤和灰水循环工艺优化问题。
