支持者有之，質疑者也有之。但不可否認的是，作為國家認可的“能源戰略技術儲備和產能儲備示范工程”，煤制氣項目有其存在的意義與價值。從保障能源安全出發，在我國天然氣對外依存度逼近40%的今天，煤制氣扮演著重要的角色。從清潔利用角度來看，“由煤到氣”無疑是煤炭行業轉型的有效路徑之一，對化解過剩產能同樣有利。再從現實情況分析，在天然氣需求量快速增長，尤其是冬季保供、清潔取暖等壓力下，煤制氣的作用更加突出。
正是鑒于種種優勢，煤制氣市場廣被看好。全國已建、在建及擬建項目數量總和曾一度超過60個，若悉數投產，未來產能將達2600億立方米/年以上。這一數量甚至是《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》目標170億立方米/年(到2020年)的15倍之多。
但如今在運項目一虧再虧、投資企業熱情大減，行業整體舉步維艱。從備受熱捧到極速降溫，究竟是什么限制了煤制氣發展?
輸氣管網長期受制于人，收多收少、價高價低均由對方說了算，收購價與生產成本“倒掛”，項目自身長期缺乏議價權——這是煤制氣企業集體反映的核心問題。進一步深究，各問題背后卻又牽涉著一條共同的主線：定價機制。
目前，除1個煤制液化天然氣(LNG)項目外，我國在運的其他3個煤制氣項目均需通過輸氣管網實現銷售。運行初期，收購價格以實際成本為基礎，按照產品成本加上一定利潤的方式進行計算。按照當時的定價機制及合同價格，煤制氣企業足以盈利。比如，作為首個示范工程的大唐克旗項目，初期氣價就高達2.72元/立方米。
但后來，隨著天然氣行業推行價格機制改革，要求氣價與市場競爭形成的可替代能源價格掛鉤，在此基礎上倒扣管道運輸費后，再回推確定天然氣售價。以國家制定的統一門站價格為最高上限，對煤制氣等非常規天然氣出廠價格實行市場調節，由供需雙方協商確定氣價;進入長輸管道混合輸送的，執行統一門站價。據此規則，在上限已定的基礎上，煤制氣價格本應隨行就市。但如今，“市場的”真的回歸市場了嗎?
近年來國際原油價格逐步回升，同屬現代煤化工的煤制油等紛紛收益，煤制氣價卻持續低迷;當原料煤價格應市而漲，一路從300元/噸升至600元/噸，煤制氣價卻仍“按兵不動”。加之現階段只有價格“上限”，既無其他參照，也無兜底的“下限”價格體系，煤制氣價更多只能“聽命于人”。價格長期“倒掛”，既不能反映項目本應有的市場價值，更難以發揮所謂“戰略”行業的作用。煤制氣行業如今是“泥菩薩過河，自身難保”。
縱觀其發展歷程，煤制氣自身的確存在一定不足，但作為一個國家級的戰略產業，沒有一個合理而完善的定價機制，產業也將失去穩定、健康發展的前提與基礎。在困境求生的背景下，若大面積發生現有項目轉產、后續項目斷層等情況，將對保障國家能源安全工作造成隱患。什么才是真正適合煤制氣行業的定價機制，這是當前亟待尋求的答案。
