在生產成本(未扣除副產品)中，原材料費用占41.4%;燃料動力費用占18.2%，二者合計為59.6%，說明煤價是影響生產成本的最敏感因素。折舊和修理費用占28%，表明投資對生產成本的影響也較大，煤制天然氣項目要嚴格控制煤炭價格和投資規模，從而降低生產成本，提高項目的競爭力和抗風險能力。

　　另外，由于碎煤固定床加壓氣化工藝副產大量的焦油、石腦油、粗酚等價值較高的副產品，副產品的銷售收入達0.468元/立方米，對天然氣的生產成本和項目的經濟效益產生了重大的影響。

　　而采用水煤漿氣化工藝，假設在內蒙或陜西等地區，采用水煤漿氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產16億立方米天然氣，原料煤為長焰煤，價格為300元/t，燃料煤為煤矸石，價格為50元/t，測算得到的天然氣單位生產成本為1.591元/立方米(已扣除副產品收入)。

　　采用粉煤加壓氣化工藝，假設在山東或河南地區，采用粉煤加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產40億立方米天然氣時，原料煤、燃料煤均為洗中煤，價格為400元/噸，測算得到的天然氣單位生產成本為2.151元/立方米(已扣除副產品收入)。

　　成本困惑。目前西氣東輸一線天然氣主要由塔里木氣田供給，供氣價格為0.522元/立方米。陜京一、二線主要由長慶氣田供給，供氣價格為0.681元/立方米。

　　而煤制天然氣項目的生產成本都在1.0元/立方米以上，在保證項目基本內部收益率的情況下，煤制天然氣的銷售價格更高，顯然，煤制天然氣難以與西氣東輸一線和陜京線國產天然氣相競爭。

　　按照西氣東輸二線與國際油價掛鉤的定價公式，計算出當國際石油價格為80美元/桶時，在霍爾果斯的邊境完稅價格為2.20元/立方米。按照全線平均管輸費1.08元/立方米計算，城市門站平均價格達到3.28元/立方米。如果按照遞遠遞增方式確定管輸費，預計沿海地區的價格將更高。

　　如果在新疆建設煤制天然氣項目，天然氣單位生產成本為1.059元/立方米，管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1.08元/立方米計算，到華南地區城市門站的價格為2.139元/立方米。顯然無法與近年來進口的lng(液化天然氣)相競爭。

　　考慮到天然氣易于大規模管道輸送等因素，建議煤制天然氣項目重點布局在新疆、內蒙古東部等地區，這些地區地理位置偏遠，煤炭難以外運，因此價格較低，有利于降低生產成本。

　　雖然在新疆、內蒙古或其它地區建設煤制天然氣項目難以與西氣東輸一線和陜京線國產天然氣相競爭。但是，如果在新疆建設煤制天然氣項目，天然氣單位生產成本為1.059元/立方米，與西氣東輸二線霍爾果斯門站價2.2元/立方米(石油價格為80美元/桶時)相比，煤制天然氣競爭力明顯高于土庫曼斯坦進口的天然氣。在內蒙古、山東建設煤制天然氣項目，天然氣單位生產成本分別為1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西氣東輸二線進口天然氣競爭。

　　在新疆、內蒙古和山東等地區建設煤制天然氣項目完全可以與新增進口lng(液化天然氣)相競爭。另外，從新疆到達華南地區的煤制天然氣其競爭力也遠強于進口lpg(液化石油氣)。

　　或許，正是因此，大批能源企業紛紛把煤制天然氣項目落戶新疆。中電投新能察布查爾和中電投霍城2個60億立方米煤制天然氣項目近期在新疆伊犁哈薩克自治州開工建設。

　　亞化咨詢預計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產能，約占天然氣消費量的10%左右。

　　另外，中國城市燃氣協會人士表示，國際上天然氣在一次能源消費中已達到25%，而我國的3%明顯滯后。2010年我國天然氣需求量將達到1000億—1100億立方米，而同期天然氣產量卻只能達到900億—950億立方米。國家發展改革委能源所研究員宋武成預測，20年后，我國天然氣消費年缺口將達到1075億—1765億立方米。