随着城市化进程加快、民用清洁燃料需求量增加，加上富煤、缺油、少气的资源禀赋特点，使煤制天然气技术项目在国内热了起来。对此，国家发改委6月18日发出《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，加强了对煤制天然气产业的规范和引导。
作为一个新兴产业，我国煤制天然气还处在起步阶段。目前中国尚未建成一个煤制天然气工业化示范项目，且煤制天然气技术本身还存在二氧化碳排放量大、装置操作条件苛刻、国内尚没有掌握大型合成气甲烷化工艺等问题。但从美国大平原公司20多年煤制天然气商业化运作的成功经验来看，上述问题均可得到合理解决。
规模：不低于20亿立方米/年
需求的迅猛增长使我国“气荒”频繁上演，天然气、液化气价格不断抬高。目前，从中亚进口的天然气到达中国西气东输首站新疆霍尔果斯口岸的价格已经达到 2元/立方米。随着全球经济复苏对能源资源需求增长，国际油价和天然气价格将结束盘整，重拾升势。预计3~5年内，进口天然气门站价将突破2.5元/立方米。
据美国大平原公司的经验和专家介绍，煤制天然气规模只要在20亿立方米/年以上，1立方米天然气的煤炭消耗可控制在4千克以内。未来几年如果进口天然气到达中国口岸的价格维持在2元/立方米，用于生产天然气的煤炭价格不超过300元/吨，或者进口天然气到达中国口岸的价格攀升至2.5元/立方米，用于生产天然气的煤炭价格不超过370元/吨，煤制天然气就能与进口天然气竞争。
规划：因地制宜科学布局
目前，在山西、陕西、甘肃、宁夏、山东、河南、贵州、四川及东北地区等大多数产煤省区，煤炭出矿价都超过300元/吨。按照上述比价关系，在这些地方建设煤制天然气项目风险较大。但在内蒙古东部及新疆地区，煤制天然气项目的竞争优势较为明显。
与DMTO（煤制烯烃技术）不同，由于天然气可以通过管道方便快捷地长距离输送，使得项目选址的范围扩大。这一优势决定了煤制天然气项目可以建设在DMTO项目无法涉足的内蒙古东部、新疆等交通运输不便，但煤炭储量丰富、价格低廉的偏远地区。
目前，这些地区的煤炭价格普遍未超过300元/吨，储量丰富的劣质煤（褐煤）的价格更低至130~170元/吨。在这些地区的褐煤矿区建设大型煤制天然气项目，其生产成本只有0.87~1.13元/立方米，不仅与进口天然气相比有较强的竞争优势，即便与调价后的国产陆上天然气相比，价格也很接近。如果再算上煤制天然气热值普遍高于普通天然气15%以上，以及生产天然气过程回收的焦油、石脑油、酚、硫黄等副产品带来的收益，则在这些地区建设煤制天然气项目，其收益更高，产品竞争力更强。
风险：效益规模至少百亿投资
一个能达到效益规模的煤制天然气项目（20亿立方米/年以上）至少需100亿元的投资，大幅增加了项目的投资风险和资金成本，因此煤制天然气项目绝不可盲目跟风、随意布点，更不能一哄而上。
6月18日，国家发改委下发的《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》规定：在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发改委综合考虑资源承载、能源消耗、环境容量、天然气管网、区域市场容量等配套条件，合理布局并统一核准，各级地方政府不得核准或备案煤制天然气项目。
这一政策将有效遏制各地上马煤制天然气项目的冲动，有利于煤制天然气这一新兴产业从一开始就步入科学、有序、健康的发展轨道。煤制天然气的前景因此而更加广阔、诱人。
