在生產(chǎn)成本(未扣除副產(chǎn)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(chǎn)成本的最敏感因素。折舊和修理費用占28%，表明投資對生產(chǎn)成本的影響也較大，煤制天然氣項目要嚴(yán)格控制煤炭價格和投資規(guī)模，從而降低生產(chǎn)成本，提高項目的競爭力和抗風(fēng)險能力。
另外，由于碎煤固定床加壓氣化工藝副產(chǎn)大量的焦油、石腦油、粗酚等價值較高的副產(chǎn)品，副產(chǎn)品的銷售收入達0.468元/立方米，對天然氣的生產(chǎn)成本和項目的經(jīng)濟效益產(chǎn)生了重大的影響。
而采用水煤漿氣化工藝，假設(shè)在內(nèi)蒙或陜西等地區(qū)，采用水煤漿氣化工藝建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為年產(chǎn)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(chǎn)成本為1.591元/立方米(已扣除副產(chǎn)品收入)。
采用粉煤加壓氣化工藝，假設(shè)在山東或河南地區(qū)，采用粉煤加壓氣化工藝建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為年產(chǎn)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(chǎn)成本為2.151元/立方米(已扣除副產(chǎn)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(chǎn)成本都在1.0元/立方米以上，在保證項目基本內(nèi)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(chǎn)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(dāng)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(yù)計沿海地區(qū)的價格將更高。
如果在新疆建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣單位生產(chǎn)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(qū)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(guī)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(nèi)蒙古東部等地區(qū)，這些地區(qū)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(chǎn)成本。
雖然在新疆、內(nèi)蒙古或其它地區(qū)建設(shè)煤制天然氣項目難以與西氣東輸一線和陜京線國產(chǎn)天然氣相競爭。但是，如果在新疆建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣單位生產(chǎn)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(nèi)蒙古、山東建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣單位生產(chǎn)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(nèi)蒙古和山東等地區(qū)建設(shè)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(qū)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(yè)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(shè)。
亞化咨詢預(yù)計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產(chǎn)能，約占天然氣消費量的10%左右。
另外，中國城市燃氣協(xié)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(chǎn)量卻只能達到900億—950億立方米。國家發(fā)展改革委能源所研究員宋武成預(yù)測，20年后，我國天然氣消費年缺口將達到1075億—1765億立方米。
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