雖然國內目前尚無一套商業化運營的煤制天然氣裝置，但煤制氣的技術經濟性顯然已經得到國家層面的認可。專家指出，煤制氣項目在解決了技術瓶頸、保證了市場需求之后，管輸問題成為項目成功的關鍵。
繼“十一五”批準大唐克旗40億立方米/年、大唐阜新40億立方米/年、慶華伊犁55億立方米/年、匯能鄂爾多斯16億立方米/年四個煤制氣項目之后，今年以來，又有中電投霍城60億立方米/年、山東新汶礦業伊犁40億立方米/年、國電興安盟40億立方米/年等8個煤制氣項目獲得國家發改委“路條”，從而使煤制氣成為獲批項目最多的新型煤化工路徑。
“這主要因為煤制氣已不存在懸而未決的技術難題，國內需求旺盛，同時能解決新疆、內蒙古等西部富煤地區的煤炭深加工問題，促進地方經濟發展。”陜西省決策咨詢委員會委員賀永德告訴記者。他說，德國魯奇、英國戴維和丹麥托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技術，其中魯奇公司的技術在日處理褐煤1.85萬噸的美國大平原煤制氣工廠經過了30多年的驗證。為確保項目成功，“十一五”獲批的四個煤制氣項目，全部采用國外技術；今年獲得“路條”的8個煤制氣項目，大多也將引進國外技術。中科院大連化物所自行設計的5000立方米/日煤制天然氣甲烷化中試裝置已在河南義馬氣化廠實現了長周期穩定運行，國產甲烷化技術也趨于成熟，煤制氣項目已經基本不存在技術難題。
煤制天然氣的市場前景同樣被業內看好。據了解，“十一五”以來，我國天然氣產量和消費量持續快速增長，供需缺口不斷拉大。2012年，全國天然氣產量1077億立方米，消費量1471億立方米，供需缺口達394億立方米。據權威機構預測：受居民消費快速增長推動，今后5~10年，我國天然氣需求量仍將持續大幅增長。2015年，我國天然氣需求量將達2600億立方米，2020年將超過3200億立方米；然而，國內天然氣產量（含煤層氣）屆時將分別不會超過1850億立方米和2200億立方米，供需缺口高達750億立方米和1000億立方米。“如此大的供需缺口，給煤制氣項目提供了巨大的發展空間，5~10年內煤制氣不會遭遇產能過剩困擾。”賀永德說。
石油和化學工業規劃院副院長白頤對煤制氣的經濟性給予了肯定。她說，以新疆、內蒙古目前的煤炭價格計算，在當地建設煤制氣項目，生產成本在1.2~1.5元（每立方米，下同）。按照全線平均管輸費1.2元計算，城市門站均價為2.4~2.7元。與西氣東輸二線相比，煤制氣具有0.5元以上的優勢。若與進口LNG相比，煤制氣有2元以上的優勢。后期如果天然氣價格上調，則煤制氣的價格優勢會更加明顯。
“在國家確定的幾大新型煤化工示范路徑中，煤制氣的能量轉化效率相對較高，但二氧化碳排放強度也很大?？紤]到日益加劇的環境約束和排碳壓力，煤制氣項目不宜獨立布局，而應通過煤分質利用，先熱解提取煤焦油，對煤焦油深加工，同時將熱解氣中甲烷提取,并用半焦造氣生產甲烷氣。同時建設余熱發電、‘三廢’處理、二氧化碳捕集與利用等配套設施，借助煤基多聯產，大幅提高能源、資源利用效率，提升項目綜合競爭力。”國家能源煤炭分質清潔轉化重點實驗室主任、陜煤化集團副總經理尚建選表示。
中科合成油公司高級工程師唐宏青等專家則提醒說，煤制氣項目雖然沒有技術難題，短期內也無產能過剩之虞，并具有生產成本優勢，但若不能解決管輸問題，同樣會面臨巨大風險。
這是因為，綜合考慮各種因素，煤制氣宜集中在新疆、內蒙古等地建設。但上述地區距離天然氣主要消費市場遙遠，如果不能借助方便、低成本的管道輸送，而是將制得的天然氣壓縮后再通過鐵路或公路運至中東部地區，不僅會大幅增加項目投資，還要支付高昂的運費（液化天然氣從新疆、內蒙古運往中東部地區，噸產品運費少則500~600元，多則上千元），且無法保證天量天然氣安全、順利、快捷地運輸銷售。上述任何一種情況的發生，都將使項目原本擁有的成本優勢蕩然無存，經濟效益與社會效益大打折扣。甚至可能使投資者進退維谷，引發連鎖反應，繼而毀掉整個煤制氣產業。據透露，已有一個煤制氣項目因管輸問題沒有落實到位而推遲了投產期，使企業蒙受了巨大損失，在建擬建的眾多項目，應以此為鑒，不可重蹈覆轍。
“目前中國天然氣管網主要由中石油、中石化經營，煤制氣又必須通過管網輸送才能盈利。而要想順利入網，煤制氣企業就得在價格上做出讓步，使盈利項目變得微利。”石油和化學工業規劃院無機化工處處長李志堅這樣表示。
對此，唐宏青提出了四點建議：一是國家層面要集中布局煤制氣項目，且一個地區的規模至少應在100億立方米以上，以便集中管輸；二是在布局煤制氣項目時，要同步規劃管輸工程，確保項目一投產即能通過管道方便、快捷、安全地輸送到目標市場；三是綜合考慮投資、運行與環保費用，煤制氣項目最好以褐煤為原料，采用氣流床氣化和絕熱甲烷化工藝，以及高鎳催化劑；四是要對煤制氣實施總量控制，防止后期頁巖氣規?；_發導致國內天然氣供應格局改變對項目帶來沖擊和影響。
