当前，虽然不少业内人士将煤制气困境归咎于国内油气巨头对天然气管网的垄断经营、刻意压低煤制气进入管道的价格，以及国际油气价格下跌和国内煤炭价格的坚挺，但仔细分析不难发现，煤制气困局的真正原因，还是没有掌握先进成熟的核心技术，是行业自身本领不够过硬。

      业内人士分析认为，在今后2-3年内，煤制天然气项目切不可盲目投资建设，而现有已投产项目企业，必须通过不断的技术创新和工艺优化、节能、降耗、减排、节水等多方面措施改善环境，降低成本，提高企业内部收益率，达到企业、政府和环境的多赢局面。

      《中国化工报》消息称，在已经商业化的四大现代煤化工技术路径中，煤制气的表现最差。除去刚刚投产的伊犁新天煤化工有限责任公司20亿立方米/年煤制气项目外，2016年以前投产并运营2年以上的大唐克旗煤制天然气公司、内蒙古汇能煤化工有限公司、中国庆华能源集团3个煤制气项目，投产以来给予投资人的回报均为负值。

     据业内人士测算，以规模为40亿立方米/年的煤制天然气项目为例，建设成本大约为200.9亿元，煤价格为200元/吨，催化剂为55元/千立方米，电为0.6元/度，水耗6.3吨/千立方米，水费5元/吨，最终计算的生产成本为1.54元/立方米。

      此外，煤制天然气进入管道运输还需要扣除一定的运输费用和营业税、增值税等。而在销售价格方面，目前管道输送及液化制液化天然气，煤制气的销售价格均高于当地天然气门站价格，竞争力较弱。从目前来看，煤制天然气产业生产成本居高不下，负盈利问题突出。

      纵观已建成的4个煤制气项目，均有以下共同特点：

      一是为了从粗煤气中最大限度地获得甲烷气，气化装置均采用了碎煤加压气化技术。与先进的粉煤气化或水煤浆气化技术相比，碎煤加压气化存在煤种适用范围小、单台气化炉规模小、污水产生量大且成分复杂难以处理、工艺流程长、环保设施投入与运行费用高、环境风险大等弊端。在环保要求日益严格的情况下，这种技术将会持续增加整个装置的运营成本，削弱煤制气装置盈利能力和竞争力。

      二是包括甲烷化反应器、甲烷化催化剂，以及循环气压缩机等关键设备和助剂，几乎全部从国外进口，增加了项目投资成本和后期运行与检维修费用，降低装置盈利能力。

      三是无论工艺设计、装置布局、装置规模、技术路径，均套用或基本套用了美国大平原公司煤制气模式。因美国大平原公司是全球首个煤制气项目，当时并无成熟经验可供借鉴，致使其从项目前期准备、施工建设，到后来的生产运营，均走了不少弯路，甚至一度出现了巨额亏损。

      因此，必须尽快开发适宜的大型、特大型煤气化炉和先进可靠的甲烷化技术工艺并实现技术装备国产化。

      令人欣慰的是，国内一些企业自主开发的技术，已经能够担纲降低煤制气项目投资和能耗、提升项目盈利能力的重任。比如，北京新奥集团开发的煤催化气化、煤加氢气化技术，不仅煤的适应范围广、粗合成气中的甲烷气含量超过20%（最高可达50%），而且不会产生大量难以处理的气化污水。采用这种技术建设的煤制气装置，成本可控制在1元/立方米以下。

      业内专家指出，如果采用上述国产化技术、设备，并精心设计，一个40亿立方米/年煤制气项目的投资可控制在200亿元以内，将比目前建成和在建的项目节约资金约100亿元。按目前的煤炭价格计算，煤制气的综合成本可控制在1.3元/立方米以内，远低于目前已经建成投产的几个煤制气项目1.6元～1.9元/立方米的综合成本，具备市场竞争实力。

       中国煤制气产业发展在业内一直存有争议。当前煤制气项目投资回报预期不明朗，业内观望情绪浓烈。煤制气项目批多建少，推进缓慢。

       专家建议根据煤质选择合适的煤气化技术尤为关键。煤制天然气项目工艺技术选择与配套煤种特性密切相关，配置稳定的生产原料煤是未来煤制气安全生产、稳定、环保的根本保证。

       煤炭深加工现代煤化工分析指出，充分把握煤制天然气全局形势，完全结合并执行国家规划与政策，有计划、有把握、有信心地“煤气化”，从而科学地实现煤炭就地转化。

       同时，企业应通过不断的技术创新和工艺优化、节能、降耗、减排、节水等多方面措施改善环境，降低成本，提高企业内部收益率，达到企业、政府和环境的多赢局面,使得煤炭综合、清洁、高效利用。