一、煤制天然氣的優(yōu)勢分析

1.發(fā)展煤制天然氣有利緩解國內油氣短缺我國天然氣供需矛盾突出，形勢不容樂觀。由于產量的增速趕不上消費量的增速，我國每年要從國外進口大量的天然氣。未來十幾年，中國天然氣需求呈高速增長的趨勢，平均增速將達13%。預計2015年，天然氣需求量將達到1700億～2100億立方米左右，屆時缺口將達到300億～700億立方米。2015年前，中國沿海地區(qū)擬建總規(guī)模接近7000萬噸/年液化天然氣設施。LNG（液化天然氣）不僅受資源的影響，而且還受建設成本、運輸成本、投資、氣價波動、政治不確定性的影響。因此中國解決未來天然氣的需求，在開發(fā)國內天然氣資源及進口一定LNG的同時，利用我國豐富的煤炭資源，積極發(fā)展煤制天然氣，從偏遠的富煤產地用長輸管線送到全國消費市場，在能源安全、節(jié)能減排方面具有戰(zhàn)略意義。

我國目前天然氣在一次能源消費結構中的比例僅為4%，為加大天然氣在一次能源結構中的比例，提高人民生活質量，適應人類改善生態(tài)環(huán)境的要求，政府制定了“油氣并舉”的戰(zhàn)略方針，大力鼓勵開發(fā)利用天然氣資源。

在國內天然氣新增技術和經濟可采儲量減少、勘探難度增加、新發(fā)現(xiàn)儲量品質下降的大背景下，國內企業(yè)有針對性的開展了煤制甲烷氣項目的工業(yè)化進程工作。

國家一直鼓勵通過煤炭的清潔利用發(fā)展能源和化工產業(yè)，煤制天然氣正是立足于國內能源結構的特點，通過煤炭的高效利用和清潔合理轉化生產天然氣。煤制天然氣 作為液化石油氣和天然氣的替代和補充，既實現(xiàn)了清潔能源生產的新途徑，優(yōu)化了煤炭深加工產業(yè)結構，豐富了煤化工產品鏈，又具有能源利用率高的特點，符合國 內外煤炭加工利用的發(fā)展方向，對于緩解國內石油、天然氣短缺，保障我國能源安全具有重要意義。

2.煤制天然氣的相對優(yōu)勢

目前國內將煤炭轉化為能源產品的方式有發(fā)電、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然氣等，能量效率由低到高為：煤制油（34.8%）、煤制二甲醚（37.9%）、煤制甲醇（41.8%）、發(fā)電（45%）、煤制天然氣（50％～52%）。煤制天然氣的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源產品的最優(yōu)方式。

煤制天然氣的CO轉化率接近百分之百，氫轉化率99%、CO2轉化率98%、能量總有效轉化率60%~65%，比生產甲醇高17%，比制成油高15%~25%，比發(fā)電高27%。煤制天然氣克服了傳統(tǒng)的煤制燃氣熱值低的缺點，單位熱值耗水量最低，甲烷合成廢水基本不含有害物，易于利用，是最節(jié)水的能源產品。這對于富煤缺水的西部地區(qū)發(fā)展煤化工產業(yè)意義重大。

煤制天然氣與甲醇、二甲醚相比，省去了合成氣壓縮、甲醇合成、精餾、二甲醚合成，以及產品的儲存、裝車等設施；與煤制合成油相比，省去的裝置更多，因此投資省、消耗低。

煤制天然氣也為低品質褐煤的增值利用開辟了潛力巨大的市場。

目前國內在煤制天然氣項目中，除了甲烷化裝置中的個別設備需要引進外，其他技術裝備均為國產化，可以保證項目技術先進、成熟可靠。

由于煤制天然氣甲烷化裝置副產大量的高壓蒸汽，這些蒸汽用于驅動空分透平，減少了鍋爐和燃料煤的使用量。在甲烷化裝置部分，幾乎84％的廢熱以高壓蒸汽的形式得到回收，而僅有0.5％的廢熱要用冷卻水冷卻，整個系統(tǒng)熱量回收效率非常高。同時大量富余的低壓蒸汽可以用于發(fā)電。而煤制甲醇、二甲醚和合成油裝置中，空分所需高壓蒸汽幾乎全部由鍋爐供給，而且基本沒有富余的低壓蒸汽。為此，煤制天然氣可以大大降低鍋爐和發(fā)電產生的CO2排放量。例如，采用水煤漿氣化技術的煤制天然氣項目，生產規(guī)模為年產天然氣16億立方米，利用富余的低壓蒸汽發(fā)電，年發(fā)電4.8億千瓦時，相當于減少CO2排放45.12萬噸；該項目甲烷化副產9.8MPa蒸汽542噸/時，年減排CO2達138萬噸。

另外，煤制天然氣可以大規(guī)模管道輸送，節(jié)能、環(huán)保、安全，輸送費用低。而甲醇、二甲醚（加壓液化）、油品都是易燃易爆的液體產品，運輸難度大、費用高，運輸安全值得關注。因此，從產品輸送方面來看，煤制天然氣更具優(yōu)勢。

從長遠來看，天然氣價格逐步上漲的趨勢是確定的，因此煤制天然氣項目經濟效益的前景是光明的。

3.煤制天然氣的價格競爭優(yōu)勢

據美國大平原公司的經驗介紹，煤制天然氣規(guī)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。

目前，在山西、陜西、甘肅、寧夏、山東、河南、貴州、四川及東北地區(qū)等大多數產煤省區(qū)，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(qū)，煤制天然氣項目的競爭優(yōu)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(yōu)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(qū)。

目前，這些地區(qū)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(qū)的褐煤礦區(qū)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(yōu)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(qū)建設煤制天然氣項目，其收益更高，產品競爭力更強。

4.煤制天然氣的經濟規(guī)模

2020年前中國將形成以國產氣為主、進口氣為輔的多氣源資源保障體系，煤層氣、煤制氣將成為重要的補充氣源。目前，我國煤制天然氣的價格不到1元/立方米，相對而言，具有明顯的成本優(yōu)勢。統(tǒng)計數據顯示，預計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產能，占消費量的10%左右。

而從國家宏觀經濟政策來看，國家鼓勵煤化工產業(yè)的發(fā)展，尤其是鼓勵以煤為原料發(fā)展石油替代產品，以減輕石油進口的壓力，保障國家的能源安全。一般煤制天然氣單系列的經濟規(guī)模在8億～10億立方米/年，相當于125萬～160萬噸/年甲醇當量規(guī)模，完全符合國家產業(yè)政策的相關規(guī)定。而有關示范工程的建設，將為我國“十二五”及更長時期石油替代產業(yè)發(fā)展奠定基礎。

二、國外煤制天然氣技術開發(fā)與應用進展

煤制天然氣作為液化石油氣和天然氣的替代和補充，既實現(xiàn)了清潔能源生產的新途徑，優(yōu)化了煤炭深加工產業(yè)結構，豐富了煤化工產品鏈，又具有能源利用率高的特點，符合國內外煤炭加工利用的發(fā)展方向。

煤制天然氣工藝和催化劑的研究始于20世紀70年代，其工藝可分為煤氣化轉化技術和直接合成天然氣技術。

用焦爐氣或煤氣化合成氣生產替代天然氣近來受到廣泛關注，多家國外公司的煤制甲烷化技術也紛紛推出。

煤氣化轉化技術是以煤炭為原料，經氣化、凈化、變換以后，在催化劑的作用下發(fā)生甲烷化反應，從技術上劃分可分為傳統(tǒng)的兩步法甲烷化工藝和一步法甲烷化工藝 （將氣體轉換單元和甲烷化單元合并為一個單元）。兩步法典型代表主要有魯齊技術、托普索技術和戴維技術，國內的中科院物化所和新奧集團已進行工業(yè)中試。一 步法典型代表主要有HICOM工藝，Comflux工藝和液相甲烷化工藝。

直接合成天然氣技術是將煤氣化和甲烷化合并為一個單元直接由煤生產富甲烷氣體，分為加氫氣化工藝和催化氣化工藝。典型代表為美國巨點能源公司的藍氣技術。

比較而言，直接合成天然氣技術不需要空分裝置，但催化劑分離困難，且容易失活；煤氣化轉化技術雖然需要設備較多，但技術非常成熟，甲烷轉化率高，技術復雜度略低，因此應用更加廣泛，是煤制天然氣中的主流工藝，主要采用固定床反應器和鎳系催化劑。

迄今世界上唯一的規(guī)模化煤制天然氣的工廠——美國大平原煤制天然氣廠是采用魯齊技術，以褐煤為原料建成的，擁有16億Nm3/a的產能，使用莊信萬豐公司的CRG催化劑和巴斯夫公司的HI系催化劑。

美國大平原公司是目前世界上惟一的一家煤制天然氣商業(yè)運行工廠，投產于上世紀80年代，已經成功運營了20多年，近年來隨著油價的攀升效益特別好。

三、國內合成天然氣甲烷化技術進展

據介紹，煤經過氣化、變換、凈化、甲烷化、干燥等過程即得到替代天然氣。所謂甲烷化就是CO和CO2加氫生成甲烷，它是一個強放熱的可逆反應，反應一旦開始即迅速達到平衡。亦即是指合成氣中CO、CO2和H2在一定溫度、壓力及催化劑作用下，進行化學反應生成甲烷的過程。甲烷化催化劑制備技術作為煤制天然氣最核心的關鍵技術，掌握在巴斯夫、戴維、托普索、魯奇等國外幾家大公司手中。

我國一些科研機構上世紀80年代至90年代展開了多項煤氣甲烷化增加熱值的研究開發(fā)工作。近年來，隨著國內煤制天然氣項目在國內的大量建設，國內的甲烷化催化劑研制呈現(xiàn)出趕超國外的勢頭。

2012年2月21日，中科院大連化物所承擔的國家“863”項目合成氣甲烷化制天然氣通過了專家驗收。

2012年4月24日，大唐能源化工公司內蒙古克什克騰旗煤制合成天然氣（SNG）項目中， 由大唐能源化工研究院自主研發(fā)的SNG催化劑1000小時壽命評價實驗取得成功，該公司實驗室規(guī)模催化劑研制技術順利過關，研發(fā)工作進入中試放大生產階段。

四、我國煤制天然氣建設項目進展

數據顯示，我國天然氣需求量年均增長率近16%，從2008年開始出現(xiàn)的供需緊張矛盾延續(xù)至今，每年的需求缺口達到200億立方米。國家能源局預測，到2020年，國內天然氣需求缺口或將突破900億立方米。

長期以來，“富煤、少氣、缺油”的資源條件決定了我國能源消費結構只能以煤為主，鑒于環(huán)保壓力的日益加大，通過煤氣化轉化技術生產清潔能源天然氣成為一項 重要的戰(zhàn)略選擇，尤其是將一些低熱值褐煤、高硫煤或地處偏遠地區(qū)運輸成本高的煤炭資源就地轉化成天然氣加以利用，將是一條很好的煤炭利用途徑。

從煤生產替代天然氣（SNG）是中國的能源格局中的重要組成部分，它可為國內使用提供清潔燃燒的燃料，可方便地通過管道輸送。這將替代使用不太方便的燃料如煤或液化石油氣（LPG），并可為中國大中城市增大能源供應安全性和實現(xiàn)減少空氣污染作出貢獻。

近年來，國內天然氣的高速需求增長激發(fā)了各地投資建設煤制天然氣項目的熱情，為了加強對煤制天然氣產業(yè)的規(guī)范和引導，國家發(fā)改委于2010年6月出臺了《國家發(fā)展改革委關于規(guī)范煤制天然氣產業(yè)發(fā)展有關事項的通知》，該《通知》指出“煤制天然氣及配套項目由國家發(fā)展改革委統(tǒng)一核準”。

我國各地建設和規(guī)劃的煤制天然氣項目如雨后春筍，規(guī)模少則15億立方米，多的可達80億立方米，其中40億立方米以上的項目較多。

據統(tǒng)計，截至2011年12月，我國煤制天然氣項目共計39個，總年產能已達1619.84億立方米。

另據筆者不完全統(tǒng)計，截至2012年11月已開工投產煤制天然氣項目3個，計達約140億立方米，建設和規(guī)劃的煤制天然氣項目達30多個，已投產及建設和規(guī)劃的煤制天然氣項目總能力約近2300億立方米/年。焦爐煤氣制天然氣項目約為15億立方米/年。

1.煤制天然氣項目

2014年9月23日新奧能源控股份有限公司與福建省永春縣正式簽署戰(zhàn)略合作框架協(xié)議，雙方將在清潔能源、煤制天然氣、文化健康旅游等領域開展合作，其中，僅煤制天然氣項目一期投資就達60億元。泉州市領導及永春縣領導見證簽約。

按照此次簽署的戰(zhàn)略合作框架協(xié)議，在煤制天然氣方面，雙方將利用當地的煤炭資源和新奧集團的煤制天然氣技術開展合作，共同致力于煤炭的清潔化利用，同時， 該集團擬投資60億元，形成13億方/年的煤制氣生產能力，屆時將為泉州市乃至福建省提供更加穩(wěn)定的清潔能源保障。

此外，新奧集團將全面啟動“管道氣進入永春”的天然氣利用工程。永春縣將利用新奧集團的“泛能網”技術，為廣大客戶提供清潔能源綜合解決方案，提高永春縣清潔能源的使用效率和利用水平，促進企業(yè)轉型升級，為永春縣的經濟發(fā)展和環(huán)境保護提供穩(wěn)定的清潔能源保障。

新奧集團股份有限公司創(chuàng)建于1989年，是一家以清潔能源開發(fā)利用為主要事業(yè)領域的綜合性企業(yè)集團，構建了新奧能源、能源工程、太陽能源、智能能源、文化健康旅游等相關多元產業(yè)。

2.焦爐煤氣制天然氣項目

據了解，焦爐氣的應用方法有多種，如直接燃燒、發(fā)電、制尿素、制甲醇、制天然氣、煉鋼等。但通過技術經濟分析，焦爐氣制SNG經濟效益最佳。一套100萬噸/年的焦化裝置副產的焦爐氣甲烷化后制SNG，可年生產1億標準立方米的壓縮天然氣。全國焦化企業(yè)每年排放的焦爐氣約200億立方米，其熱值超過西氣東輸一期工程的天然氣總熱值。

我國是目前世界最大的焦炭生產、消費和出口國，焦炭年產能超過3.6億噸，占全球總產量的60%以上。全國有各類焦化企業(yè)2000多家，其中2/3為獨立的焦化企業(yè)，每年副產焦爐氣891億立方米，除回爐加熱自用、民用和生產合成氨或甲醇外，每年排放的焦爐氣約200億立方米，既污染環(huán)境，又造成能源的巨大浪費。我國每年若回收200億立方米焦爐氣，可得到70億～80億立方米壓縮天然氣，相當于520萬～590萬噸汽油。

在焦爐煤氣制合成天然氣方面，截至2012年6月，至少已有約10個項目在實施之中，總能力約達15億立方米/年。表2列出我國典型的焦爐煤氣制合成天然氣項目。

五、煤制天然氣項目的考慮因素

煤制天然氣將成為我國天然氣市場的重要補充，天然氣價格改革的推進也將使其更具市場競爭力。但目前來看，管線建設和未來天然氣市場的潛在過剩，都將是影響其發(fā)展前景的不確定因素。

煤制天然氣項目的經濟性要考慮多方面的因素。在當前的能源結構和價格水平前提下，要考慮項目所在地的煤炭資源、水資源以及其他原材料是否豐富、價格是否合 理；要考慮當地是否有天然氣產品市場或是否能進入長輸天然氣管網進行輸送，輸送價格是多少。并不是所有的地方都適合開展煤制天然氣項目。如果不把上述因素 都考慮周全就盲目上馬新項目是不可取的。煤制天然氣項目要做好可行性研究報告，認真分析。

目前發(fā)展煤制天然氣面臨三大風險。第一，由于我國煤炭資源分布不均，目前我國擬建的煤制天然氣項目大多位于環(huán)境脆弱地區(qū)，項目面臨較大環(huán)保壓力。第二，如 何實現(xiàn)輸送及開發(fā)目標客戶是煤制天然氣項目面臨的難題。常規(guī)的天然氣利用流程是天然氣經礦場集中輸送、處理后由管道輸送至消費地，經調壓配氣后輸送至工業(yè) 和民用客戶。與傳統(tǒng)天然氣的開發(fā)和利用相比，煤制天然氣屬新興產業(yè)，生產出來的合成天然氣如何輸送至目標地區(qū)是產業(yè)面臨的瓶頸。從各種運輸方式的經濟性考 慮，密閉的管道無疑是煤制天然氣運輸的首選，但管道建設的龐大投資也是不得不考慮的風險因素。同時，終端用戶的開發(fā)也是項目面臨的風險之一。第三，煤炭價 格和天然氣價格的變動也是煤制天然氣項目面臨的潛在風險。

因此，國內發(fā)展煤制天然氣應注意以下幾點。第一，在科學、有序、合理規(guī)劃的基礎上發(fā)展。盡管煤制天然氣與煤制油、煤制烯烴等其他新型煤化工產業(yè)相比具有一 定競爭優(yōu)勢，同時也能在一定程度上緩解天然氣供需矛盾，但基于我國煤炭資源的分布情況，煤制天然氣的規(guī)劃和布局必須在科學、有序、合理的基礎上進行，同時 要避免以上項目為由圈占資源、一哄而上的局面。第二，有效利用現(xiàn)有天然氣管網，突破煤制天然氣輸送和終端用戶開發(fā)的瓶頸。目前我國的天然氣管網主要集中在 中國石油和中國石化手中，煤制天然氣如能通過管道就近輸入現(xiàn)有天然氣管網，就能解決天然氣輸送和終端用戶開發(fā)的難題。由于煤制天然氣項目建設單位隸屬于不 同的行業(yè)，這就需要在國家層面上統(tǒng)一協(xié)調。第三，實現(xiàn)煤制天然氣和其他多種煤化工產品的聯(lián)產，增加項目的抗風險能力。如能實現(xiàn)煤制天然氣與煤制甲醇、煤制 烯烴、煤制合成氨等多種煤基產品的聯(lián)產，就能實現(xiàn)多種煤基產品的優(yōu)勢互補，有效提高煤制天然氣項目的經濟效益和整體抗風險能力。

當前，我國面臨天然氣供需缺口加大、資源開發(fā)難度大、儲采比較低以及進口天然氣的價格偏高等問題，必須發(fā)展多元化的天然氣供應來源以滿足國內的天然氣消費 需求。適度發(fā)展煤制合成天然氣項目，形成一定規(guī)模的煤制天然氣供應將是解決問題的一個有效途徑。另外，煤制天然氣并不僅僅起到拓寬天然氣來源作用，發(fā)展它 在某種程度上更出于戰(zhàn)略上的考慮。統(tǒng)計數據顯示，預計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產能，占消費量的10%左右。通過實現(xiàn)煤制天然氣項目示范和商業(yè)化運行，可為國內市場提供相對廉價而可靠的天然氣供應來源，也將有利于提升我國進口天然氣時在國際市場的議價能力。

作為一個新興產業(yè)，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(yè)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(yè)化運作的成功經驗來看，上述問題均可得到合理解決。

六、上馬煤制天然氣的“四同步”原則

為緩解天然氣資源緊張狀況，我國已將煤制天然氣的發(fā)展納入國家層面進行規(guī)劃和鼓勵。由于煤制天然氣項目是一個十分龐大的系統(tǒng)工程，涉及的因素遠比其他化工項目更多、更復雜。因此，上煤制天然氣項目必須全面考慮，做到“四個同步”。

一是主體裝置與管網建設同步。煤制天然氣項目因耗煤量大，廠址一般選在煤炭富集地區(qū)。但天然氣的目標市場往往在中心城市，需要從裝置現(xiàn)場鋪設較長管網至目 標市場。因此，煤制天然氣項目能否如期投產，不僅取決于主體裝置的建成時間，還取決于管網建設能否與主體裝置同步建成。主體裝置建設周期相對比較好控制， 但管網建設涉及的因素太多，控制的難度比較大。比如，鋪設一條數百千米的管網，往往要涉及到征地、文物保護、青苗補償等諸多因素，在進度上難以準確把控。 因此，煤制氣項目在建設之初就必須考慮管網建設。

二是項目建設與環(huán)保設施同步。煤制天然氣項目廢水處理“零排放”是一個技術難題。我國在建和擬建的煤制天然氣項目多采用劣質褐煤為原料，氣化工藝上采用碎 煤加壓氣化技術，這種技術雖然是一種較為理想的褐煤氣化方案，但因廢水污染物濃度高、成分復雜、廢水數量大，實現(xiàn)“零排放”難度很大。因此，企業(yè)在開展煤 制天然氣項目建設之前，就應該與項目同時論證廢水處理方案，并同時設計，同時開工建設。否則，如果廢水處理不達標，項目即便建成了，也將無法投入生產。

三是主營產品與產品調峰同步。煤制天然氣項目與其他化工項目的最大區(qū)別在于，其生產的產品是氣態(tài)，無法儲存，而市場對天然氣的需求卻有峰、谷之分。以北京為例，北京天然氣市場的高峰日與低谷日之比達到12.2∶1，高峰月與低谷月之比也達到7.2∶1。對煤制天然氣項目而言，建成后能否實現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定生產，調峰是一個關鍵環(huán)節(jié)。因此，在考慮煤制天然氣項目時，還必須將調峰方案考慮其中，否則等項目建成了再來考慮這個問題，除了調峰項目在立項、審批等一系列環(huán)節(jié)會遇到麻煩外，還會嚴重影響項目的經濟效益。

四是生產準備與市場營銷同步。目前我國天然氣市場相對緊俏，就全國而言市場缺口很大，為煤制天然氣企業(yè)提供了廣闊的市場空間。但就某一個企業(yè)面對的目標市 場而言，卻需要具體問題具體分析，很可能該企業(yè)目標市場需求量不足以消化項目產能，而且需求增長的幅度和過程也是緩慢的。因此，煤制天然氣企業(yè)必須充分了 解目標市場，在項目開工之前就與需求方落實好產品供應合同和市場價格，盡可能使市場需求與設計的規(guī)模相匹配，最好與中石油、中石化等大企業(yè)進行合作，實現(xiàn) 雙贏。

七、煤制天然氣項目制約因素

我國天然氣需求的增加導致供需矛盾突出，對外依存度不斷增大，利用豐富的煤資源生產天然氣，技術路線成熟且經濟可行，但也受到諸多因素的制約，如定價及運 輸、碳排放和水資源等。若煤制天然氣項目在多種條件具備的地區(qū)適度發(fā)展，在國家能源規(guī)劃下統(tǒng)籌規(guī)劃，將會對優(yōu)化能源結構，保障國家能源安全都具有重要意 義。

1.天然氣價格及運輸

煤制天然氣項目的經濟效益除受制于煤價外，還受到天然氣定價和管網運輸成本的制約。目前，我國只在廣東、廣西開展天然氣價格形成機制改革試點，將放開非常 規(guī)天然氣出廠價格，實行市場調節(jié)；煤制天然氣項目的管網運輸受制于中石油（除非自建管道），如何并網及確定入網價將直接影響項目的可行性。

2. CO2排放

采用魯奇爐氣化技術的煤制天然氣項目的CO2排放量為4.3t/k m3天然氣（含工藝和公用工程），單位熱值CO2排放量低于其他煤化工項目CO2排放量（如煤制甲醇、煤制二甲醚、間接煤制油），但在整個化工行業(yè)水平中仍屬于CO2高排放項目，如何進行CO2捕獲、利用與封存在低碳經濟環(huán)境下將逐漸成為關注的重點。

3.水資源

一個典型的煤制天然氣項目耗水量約為7t/km3天然氣，因此，煤制天然氣項目應在水資源相對豐富的地區(qū)建設，各地需要統(tǒng)籌規(guī)劃，并進行合理的水處理和回用，盡量降低項目的水耗，緩解水資源供應的壓力。