“因为是政策导向型市场的缘故，市场盲目追求政策投机，很容易导致产能迅速过剩。”崔新生说。此时，政策出击，不能不说是有规范投机，引导市场的因素存在。
据《英才》记者不完全统计，大唐、中电投、华能、神华集团等公司的煤制天然气项目的合计产能超过100亿立方米，总投资超2000亿元。
技术成本瓶颈
当煤炭价格分别为300、400、500元/吨时，煤制油项目对应的盈亏平衡点的油价为40、48、54美元/桶。相较目前70美元/桶的油价来说，煤制油还是有可观的利润空间的。凯基证券分析师魏宏连在其研究报告中指出。
在煤制油和煤制天然气项目上，虽然政府的态度看起来有点谨小慎微，但煤制天然气项目约为12.5%的利润率还是对企业形成了不小的吸引力。
不过，我国煤制天然气的盈利性带有区域性特点。魏宏连介绍，目前新 疆和蒙东的项目约13%的毛利，内蒙和陕西地区的项目基本处于小幅亏损情况，而山东和河南的项目亏损则较大。
之所以西北地区的煤制天然气项目盈利性较好，是因为项目所在地富含煤炭资源，就地消化资源降低了运输成本。并且，西北地区煤炭坑口价格也较山西、山东和河南等地低。
并且，由于国产天然气价格与进口天然气的价格相比，价差较大，还具有一定的涨价空间，这就为煤制天然气预留了一定的盈利空间。
据了解，上海7月1日调整了非居民用户天然气销售价格，上涨0.39元/立方米，工业燃气价格区间为2.22-4.19元/立方米。
而“煤制天然气制造成本约为2.5元/立方米，而从塔吉克斯坦进口天然气价格约3元/立方米。”张满怀认为目前煤炭转化天然气成本略低于进口成本，存在一定的盈利空间。
然而，崔新生则对此推算方法提出了异议，他认为，煤制油、煤制天然气的成本不应该与进口石油、天然气的价格比较，而是要与煤炭使用成本价格相比较，否则会导致能源结构不合理。“任何替代能源技术，最基本的是实现对传统能源的替代，在成本和功能等多个方面均具有替代优势。这之后才可适时谈论是否达到新能源要求。”
张满怀也认为，如果用燃烧值高的优质煤，如气煤、焦煤等，转化煤制油、煤制天然气，是得不偿失。目前，煤制天然气和煤制油项目采用的煤，多为褐煤、矸石等含硫、氢较高和燃烧值低的煤种。“但是也不乏一些企业因拥有较好的上游资源，利用优质煤进行炒作。”
此外，目前煤制油和煤制天然气技术均是国外引进，生产线设备的国产自主化程度也不高，这就造成了“技术成本瓶颈”，迟早都会成为困扰煤制油和煤制天然气项目发展的一大难题。
一致人和国际环境科技有限责任公司副总经理石婉茗也曾谈到，在节能减排中本该唱主角的传统能源领域的能效提高项目，却少而又少，主要是因为“技术瓶颈和高额成本代价”。技术的缺失，羁绊着传统能源的能效提高。
销路成本大
煤制天然气属于资源、资金、技术密集型产业。从项目立项等待相关部门批复，到工程建成，一个40亿方的煤制天然气项目需要耗时三到五年，投资约260亿元。而这260亿投资中还不包含煤矿成本、管网和管道建设和运输成本。张满怀向《英才》记者算了这么一笔账。
据了解，煤制天然气项目建设不仅涉及煤炭开采与转化、技术的集成与优化，其需要的外部配套支持条件也比较多，比如配套建设天然气管网、培育用气市场等。
“石油、天然气都属于不宜仓储的危险产品，生产出来就必须消化，因此，销路成本大的问题就显现出来了。”张满怀说，“市场和管道连接非常紧密，市场大了，就需要相应的管道运输与之配套，否则通过路上运输成本既高，也不安全。”
目前，中石油已经建成西气东输工程，但管网依旧会成为煤制天然气项目发展的一大制约。“产销相宜，就不存在问题。当产大于销的时候，就会出现管道拥挤状况。此外，季节性因素带来的消费周期的淡旺季，也会导致管道拥挤和闲置状况。”张满怀说。
此外，煤制油和煤制天然气等煤化工项目耗煤量大，目前项目基本上都布局在内蒙古、陕西、新 疆等煤炭资源丰富的地区。然而，煤化工耗水量大也是不争的事实，而这些地区水资源却相对匮乏。因此，张满怀认为煤制天然气项目不太可能大规模上，如果生产出的天然气不能完全消耗掉，就会造成严重的浪费。
正是因为需要水资源的保障，煤制天然气项目建设必须“因地制宜”。项目地址宜选在煤炭资源、水资源都比较丰富，或是二者比较折中的地点，减少资源运输距离。
除工艺技术不成熟、耗水量大之外，魏宏连还担心煤化工规划过大，存在产能过剩风险。不过，鉴于项目都还处于建设期，张满怀认为“刚刚开始的煤制天然气，从总量来讲，还未达到补充我国天然气需求缺口的作用。”
