隨著城市化進程加快、民用清潔燃料需求量增加，加上富煤、缺油、少氣的資源稟賦特點，使煤制天然氣技術項目在國內熱了起來。對此，國家發改委6月18日發出《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》，加強了對煤制天然氣產業的規范和引導。
作為一個新興產業，我國煤制天然氣還處在起步階段。目前中國尚未建成一個煤制天然氣工業化示范項目，且煤制天然氣技術本身還存在二氧化碳排放量大、裝置操作條件苛刻、國內尚沒有掌握大型合成氣甲烷化工藝等問題。但從美國大平原公司20多年煤制天然氣商業化運作的成功經驗來看，上述問題均可得到合理解決。
規模：不低于20億立方米/年
需求的迅猛增長使我國“氣荒”頻繁上演，天然氣、液化氣價格不斷抬高。目前，從中亞進口的天然氣到達中國
西氣東輸首站新疆霍爾果斯口岸的價格已經達到2元/立方米。隨著全球經濟復蘇對能源資源需求增長，國際
油價和天然氣價格將結束盤整，重拾升勢。預計3~5年內，進口天然氣門站價將突破2.5元/立方米。
據美國大平原公司的經驗和專家介紹，煤制天然氣規模只要在20億立方米/年以上，1立方米天然氣的
煤炭消耗可控制在4千克以內。未來幾年如果進口天然氣到達中國口岸的價格維持在2元/立方米，用于生產天然氣的煤炭價格不超過300元/噸，或者進口天然氣到達中國口岸的價格攀升至2.5元/立方米，用于生產天然氣的煤炭價格不超過370元/噸，煤制天然氣就能與進口天然氣競爭。
規劃：因地制宜科學布局
目前，在山西、陜西、甘肅、寧夏、山東、河南、貴州、四川及東北地區等大多數產煤省區，煤炭出礦價都超過300元/噸。按照上述比價關系，在這些地方建設煤制天然氣項目風險較大。但在內蒙古東部及新疆地區，煤制天然氣項目的競爭優勢較為明顯。
與DMTO（煤制烯烴技術）不同，由于天然氣可以通過管道方便快捷地長距離輸送，使得項目選址的范圍擴大。這一優勢決定了煤制天然氣項目可以建設在DMTO項目無法涉足的內蒙古東部、新疆等交通運輸不便，但煤炭儲量豐富、價格低廉的偏遠地區。
目前，這些地區的煤炭價格普遍未超過300元/噸，儲量豐富的劣質煤（褐煤）的價格更低至130~170元/噸。在這些地區的褐煤礦區建設大型煤制天然氣項目，其生產成本只有0.87~1.13元/立方米，不僅與進口天然氣相比有較強的競爭優勢，即便與調價后的國產陸上天然氣相比，價格也很接近。如果再算上煤制天然氣熱值普遍高于普通天然氣15%以上，以及生產天然氣過程回收的焦油、石腦油、酚、硫黃等副產品帶來的收益，則在這些地區建設煤制天然氣項目，其收益更高，產品競爭力更強。
風險：效益規模至少百億投資
一個能達到效益規模的煤制天然氣項目（20億立方米/年以上）至少需100億元的投資，大幅增加了項目的投資風險和資金成本，因此煤制天然氣項目絕不可盲目跟風、隨意布點，更不能一哄而上。
6月18日，國家發改委下發的《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》規定：在國家出臺明確的產業政策之前，煤制天然氣及配套項目由國家發改委綜合考慮資源承載、能源消耗、環境容量、天然氣管網、區域市場容量等配套條件，合理布局并統一核準，各級地方政府不得核準或備案煤制天然氣項目。
這一政策將有效遏制各地上馬煤制天然氣項目的沖動，有利于煤制天然氣這一新興產業從一開始就步入科學、有序、健康的發展軌道。煤制天然氣的前景因此而更加廣闊、誘人。
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