在生产成本(未扣除副产品)中，原材料费用占41.4%;燃料动力费用占18.2%，二者合计为59.6%，说明煤价是影响生产成本的最敏感因素。折旧和修理费用占28%，表明投资对生产成本的影响也较大，煤制天然气项目要严格控制煤炭价格和投资规模，从而降低生产成本，提高项目的竞争力和抗风险能力。

　　另外，由于碎煤固定床加压气化工艺副产大量的焦油、石脑油、粗酚等价值较高的副产品，副产品的销售收入达0.468元/立方米，对天然气的生产成本和项目的经济效益产生了重大的影响。

　　而采用水煤浆气化工艺，假设在内蒙或陕西等地区，采用水煤浆气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产16亿立方米天然气，原料煤为长焰煤，价格为300元/t，燃料煤为煤矸石，价格为50元/t，测算得到的天然气单位生产成本为1.591元/立方米(已扣除副产品收入)。

　　采用粉煤加压气化工艺，假设在山东或河南地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方米天然气时，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格为400元/吨，测算得到的天然气单位生产成本为2.151元/立方米(已扣除副产品收入)。

　　成本困惑。目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/立方米。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/立方米。

　　而煤制天然气项目的生产成本都在1.0元/立方米以上，在保证项目基本内部收益率的情况下，煤制天然气的销售价格更高，显然，煤制天然气难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。

　　按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式，计算出当国际石油价格为80美元/桶时，在霍尔果斯的边境完税价格为2.20元/立方米。按照全线平均管输费1.08元/立方米计算，城市门站平均价格达到3.28元/立方米。如果按照递远递增方式确定管输费，预计沿海地区的价格将更高。

　　如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/立方米计算，到华南地区城市门站的价格为2.139元/立方米。显然无法与近年来进口的lng(液化天然气)相竞争。

　　考虑到天然气易于大规模管道输送等因素，建议煤制天然气项目重点布局在新疆、内蒙古东部等地区，这些地区地理位置偏远，煤炭难以外运，因此价格较低，有利于降低生产成本。

　　虽然在新疆、内蒙古或其它地区建设煤制天然气项目难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。但是，如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.2元/立方米(石油价格为80美元/桶时)相比，煤制天然气竞争力明显高于土库曼斯坦进口的天然气。在内蒙古、山东建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本分别为1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西气东输二线进口天然气竞争。

　　在新疆、内蒙古和山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增进口lng(液化天然气)相竞争。另外，从新疆到达华南地区的煤制天然气其竞争力也远强于进口lpg(液化石油气)。

　　或许，正是因此，大批能源企业纷纷把煤制天然气项目落户新疆。中电投新能察布查尔和中电投霍城2个60亿立方米煤制天然气项目近期在新疆伊犁哈萨克自治州开工建设。

　　亚化咨询预计2015年我国将形成200亿立方米/年的煤制天然气产能，约占天然气消费量的10%左右。

　　另外，中国城市燃气协会人士表示，国际上天然气在一次能源消费中已达到25%，而我国的3%明显滞后。2010年我国天然气需求量将达到1000亿—1100亿立方米，而同期天然气产量却只能达到900亿—950亿立方米。国家发展改革委能源所研究员宋武成预测，20年后，我国天然气消费年缺口将达到1075亿—1765亿立方米。