传统煤制天然气工艺是煤气化、甲烷化两步法工艺，主要是Lurgi工艺，采用该工艺的全球第一家煤制天然气工厂——美国大平原合成燃料厂于1984年在北达科他州建成投产。 近年来， 也出现了直接合成天然气技术（一步法技术），是将煤气化和甲烷化合并为一个单元直接由煤生产富甲烷气体。一步法煤制天然气的典型实例是美国巨点能源公司（Great Point Energy）开发的“蓝气技术” （Blue gas）：我国万向控股有限公司在新疆建设的煤制天然气项目拟采用巨点公司Blue gas技术，使该技术可行性和生产成本得到验证。

　　相比一步法直接合成天然气技术，煤气化转化技术需要的设备较多，投资较高， 耗水量大， 但技术成熟，甲烷转化率高，技术复杂度略低，因此应用更加广泛，是煤制天然气中的主流工艺。 煤制天然气的经济性较差。根据示范项目运行状况看，煤制气实际生产成本很高，仅低于进口气(进口气享受国家补贴)，因此煤制气在生产成本方面几无优势。 例如，在煤制气企业较为集中的新疆，其天然气基准门站价格在1.2元/m³ 左右，而煤制气的生产成本则约1.5元/m³ 。 另外，我国发展煤制天然气还需要解决好煤制天然气管网建设、储气库建设和调峰等问题，这无疑也会增大成本。

　　据了解油价在70-80美元/桶是现有煤制油项目的盈亏平衡点；通过提高副产品效益等方式内部挖潜，在国际油价高于60美元/桶时项目也还能维持；但是如果以现在的油价水平，煤制油产品在成本上就会处于微弱劣势。

　　在煤制油成本中，很大一部分在于税收费用。尽管煤基制油不同于原油基炼油，其成本与原油无关，但仍承担了与原油基炼油一样的消费税。据测算，煤制油示范项目柴油综合税负为36.82%，石脑油综合税负为58.98%。由于原料价格低，可抵扣增值税较低，煤制油产品实际承担的增值税率远高于石油基产品。有专家建议，将煤制油企业认定为高新技术企业，享受税收优惠政策，将煤基油品与石油炼制品区别对待。如果占成本一半左右的税收成本能够降低，煤制油项目的经济性就会极大增强。 据业内人士透露，消费税优惠措施有望在神华宁煤400万吨/年煤制油项目上试点。

煤制天然气“Lurgi” 工艺流程

煤制天然气一步法工艺流程

　　煤制气技术主要的两大待解决问题是气化技术选择问题和技术自有程度问题。目前已投产煤制气项目气化技术主要分为两种，碎煤加压气化技术以及水煤浆气化技术。其中，碎煤加压气化技术应用较为普遍，占比达89.48%。两种技术各有优劣势，但在技术的应用过程中都不同程度出现了问题：碎煤加压气化技术出现的主要问题是废水处理困难、污染环境；水煤浆气化技术的问题则是气化工艺能耗不符合示范项目指标标准。

　　虽然我国煤制天然气产业发展很快，但甲烷化催化剂等核心技术仍掌控在国外公司手中。另外在技术可靠性、设备大型化、运行长周期等方面还存在风险，大规模推广还有待于在实践中进一步探索。

　　项目技术瓶颈成为项目投产的一大障碍。 据不完全统计，我国目前共有不同阶段煤制气项目接近78个(包含投产及投产、 在建、 拟建项目)，涉及产能共计3352亿m³/年。

　　但是，从项目推进来看，目前项目规划多、投产少：全国煤制气项目投产数目仅为6个，涉及产能为222亿m³/年，占全部煤制气项目的不到7%。

　　煤制油技术分为直接液化和间接液化。 间接液化技术有较宽的煤种适应性，工艺条件相对缓和，可以通过工艺条件调整产品结构，是未来煤制油技术的主要途径。

煤制油直接液化工艺流程

煤制油间接液化工艺流程

　　我国直接液化、间接液化两种技术都已较为成熟，并成功实现商业化运作。神华集团于2008年在内蒙古鄂尔多斯建成108万吨/年煤直接液化装置，作为全球首套煤直接液化装置，其运行水平稳步提高，经济效益良好。

　　2016年12月,全球单套规模最大的煤制油项目——神华宁煤集团400万吨/年煤炭间接液化项目一次试车成功，并产出合格油品。该项目总投资550亿元， 年转化煤炭2046万吨，年产柴油和石脑油等油品405万吨， 承担着37项重大技术、装备及材料的国产化任务，项目国产化率达到98.5%。