1、在沿运河、沿东陇海线等重点开发区域，加强优势矿产资源的合理开发和深度加工，将资源优势转化为产业优势。合理开发利用淮安石盐、芒硝和凹凸棒石粘土资源，大力发展矿产品深加工业，开发系列中高档产品，提高资源综合利用水平。
2、为此，需要采取各种措施，提高资源利用效率和综合利用水平。一是加强资源的综合勘查。正如国务院办公厅出台关于加快煤层气抽采利用的若干意见所要求的那样，煤层气与煤炭资源必须综合勘查评价，实现采煤采气一体化。凡新设探矿权，必须对煤层气、煤炭资源进行综合勘查、评价和储量认定。
3、坚持技术创新。采用先进适用技术是提高矿产资源节约与综合利用水平的必由之路和必然选择。我们要依靠科技进步，强化自主创新，采用先进适用技术、工艺和设备，做研发、推广先进技术的倡导者、实践者和志愿者，积极促进矿业发展方式加快转变。
1、再者，洁净煤技术还能带动经济发展。随着全球对环保和清洁能源的需求不断增长，洁净煤技术市场具有广阔的发展前景。相关产业的链式发展将创造更多的就业机会，推动地区经济增长。同时，洁净煤技术的研发和推广也将带动科技创新和产业升级，为经济可持续发展注入新的动力。最后，洁净煤技术有助于社会稳定。
2、目前水煤浆技术已被列为我国能源发展重点推广技术，也是煤炭工业洁净煤技术优先发展重点技术之一。水煤浆作为新型代油环保燃料，正被越来越多的企业所认识，采用水煤浆技术有助于进一步改善煤炭企业的产品结构，提高煤炭企业经济效益。
3、煤化工十二五规划，以及将引来一场烯烃热。相信我吧，查了好多煤化工的文献和专家的研究报告。国际上，中东石化产业对我国石化产业的冲击相当严重；在国内，一些环保政策和节能减排措施对煤化工产业发展提出了更高的环保要求。因此我国要立于不败之地，洁净煤也是主要方向。
4、多元化能源时代开始。当今石油资源的代用品首选为天然气．可再生能源发展迅速，洁净煤技术受到重视。中国贫油少气，煤炭资源丰富，煤炭占能源消费70％，产量已超过16亿t。煤炭产量的70％。用于发电和燃料，炼焦占18％一20％，化工利用仅5％～7％。
近10多年来，一些工业先进国家发展了水煤浆加压气化技术，把水—煤混合燃料提高到一个新水平。美国、日本和德国发展最快，从1975年到1987年间先后建立了3套中试装置、3套工业示范装置和5套商业化装置，其中美、日各一套商业化装置已稳定运行6年以上。
他们在0.1吨/日的小型装置上进行了50多次试验，主要集中在高活性煤液化催化剂的开发上，并对煤液化油进行了质量优化加工。这一系列研究旨在将煤炭转化为汽油、柴油和航空煤油等成品油，进行了一系列的试验和转化验证。
年代后期，中东地区廉价石油的大量开发，使煤直接液化技术的发展处于停滞状态。1973年，爆发石油危机，煤炭液化技术重新活跃起来。德国、美国及日本在原有技术基础上开发出一些煤直接液化新工艺，其中研究工作重点是降低反应条件的苛刻度，从而达到降低液化油生产成本的目的。
煤炭间接液化技术主要包括南非萨索尔的费托合成法、美国Mobil公司的甲醇制汽油法，以及仍在开发中的直接合成法。目前，这项技术已经在海外实现商业化，全球有3个商业工厂运营，分别是南非萨索尔、新西兰和马来西亚的工厂。新西兰的液化厂采用Mobil工艺，生产甲醇，但未进一步转化为燃料，日产能25万桶。
我国从70年代末开始煤炭直接液化技术研究。煤炭科学研究总院北京煤化所对近30个煤种在0.1吨/日装置上进行了50多次运转试验，开发了高活性的煤液化催化剂，进行了煤液化油的提质加工研究，完成了将煤的液化粗油加工成合格的汽油、柴油和航空煤油的试验。
在二战期间，德国的煤直接液化技术发展迅速，为战争提供了大量燃料。战后，随着中东石油的开发，煤液化技术一度停滞。然而，1973年的石油危机再次推动了这一技术的复兴，各国在原有基础上研发出新工艺，如降低反应条件以降低成本。世界上的典型煤直接液化工艺有德国的IGOR、美国的HTI和日本的NEDOL。
1、特别对于中小型锅炉的改造，燃烧水煤浆不仅能满足环保要求，还能降低运行成本，为锅炉用户提供了理想的解决方案。
2、经过六七五期间重点科技攻关，中国的水煤浆技术已经取得突破性的进展，并进入产业化阶段。实践证明，水煤浆在锅炉和窑炉中的燃烧效率可高达95%－98%，而燃用水煤浆的运行成本仅仅占成本的1/3。
3、所以水煤浆技术不仅可用于代油，用于代煤也有节能和环保效益。我国煤炭资源分布集中在“三西”，即山西、陕西及内蒙西部。目前有63%的煤炭要从“三西”调出，我国长期存在北煤南运、西煤东调的格局。煤炭的管道运输投资少、建设周期短、营运费低、为全密闭输送，不污染环境。
4、其次，水煤浆气化技术的应用将促进煤炭清洁利用，减少对环境的污染。此外，煤制烯烃产品的生产将满足国内市场对石化产品的需求，提升中国在全球石化行业中的竞争力。综上所述，中国神华煤制烯烃升级项目获得核准，300吨级水煤浆气化装置通过考核，对中国煤炭行业的转型升级具有重要意义。
5、提高浆体燃料的燃烧强度。采用常规的 雾化悬浮燃烧方式，煤浆的容积热负荷仅为柴油的1/4～1/5，因此，需要的燃烧室体积为柴油的4～5倍。为保持居室设备的小型化，必须寻求浆体燃料高强度燃烧的技术。（2）简化浆体燃料的雾化方式。
6、减少燃料消耗是降低成本的最佳途径，冷凝型燃气锅炉节能器可直接安装在现有锅炉烟道中，回收高温烟气中的能量，减少燃料消耗，经济效益十分明显，同时水蒸气的凝结吸收烟气中的氮氧化物，二氧化硫等污染物，降低污染物排放，具有重要的环境保护意义。
年，国家规定的化肥用气出厂价是0.59元/m3，而其他工业用气出厂价是0.725元/m3，二者相差0.135元/m3［159］。如果按煤层气现行价格，除煤矿区自抽自用，可以煤层气作为化肥生产原料，其他地区则是不经济的。
进口液化气的价格2007年基本在00元/kg，假设其热值为12000kcalth/kg，煤层气的热值为8000kcalth/m3，则煤层气相对于进口液化气的市场价值为00×8000/12000=66（元/m3）。
煤层气的价格应能鼓励煤层气的生产和消费。本书研究了煤层气市场价值的计算方法，并据此计算出煤层气在我国作为能源（城市燃气、工业燃气、燃气发电）及化工原料的具体定价水平。合理的定价应能促使其他能源用户转向使用煤层气，并使投资者得到公平合理的投资回报，从而鼓励投资者勘探和开发煤层气的积极性。
以川渝气田为例，在未调价之前，工业用气和化肥用气的出厂基准价分别为875元/1000m3和690元/1000m3，调整后工业用气基准价已达到1275元/1000m3，而化肥用气仍然为690元/1000m3（表8－1），二者相差585元/1000m3［157］。
由于煤层气热值与天然气相当，假设煤层气的1m3燃烧的热值为8000kcalth，根据表8－3替代燃料的价格和热值分析计算，得出我国煤层气在城市燃气市场的市场价值应在10～90元/m3（居民用户）、64～51元/m3（商业用户）之间比较合理。
煤层气在该地区既可以用于化工和制药的原料，也可以用于合成化肥和甲醇等。 四川盆地天然气终端消费价格水平低于全国水平，正是这种优质低价的天然气，使当地许多暂时困难的优势企业成功地实现解困过渡。