在条件具备的地方适度发展煤制天然气，可以部分缓解我国天然气供需缺口，如果在制备天然气的同时实行多联产，还可以对天然气的供应起到调峰作用，同时发展煤制天然气也是国家能源战略的组成部分。但现在一些地方和企业不顾地域条件，过高估计煤制天然气的利润空间，热捧煤制天然气项目，而对煤制天然气项目的风险认识不足，这是应该引起我们注意的。
1.正确评价煤制天然气的能源效率和CO2排放
煤制天然气在能源转化效率及水耗上的确优于其他煤化工产品。然而需要指出的是，虽然煤制天然气能源转化效率高，但并不说明用煤制取天然气作为燃气使用就是最合理最高效的能源转化利用方式，因为需要评估包括煤制天然气及终端用户在内的全过程的能量效率。比如说，如果仅从能源效率上说，煤发电可能比煤制天然气供居民使用效率会更高一些。因此，过分强调和夸大煤制天然气这个单一过程的高能源效率是不客观的。
另外，煤制天然气项目的CO2排放量大。大平原项目是通过建设205mile（约330km）的管道，每天将9500×104ft3（约270×104m3）的CO2输送到邻国加拿大，注入油田用于提高油田采收率，这不仅减少了温室气体排放，每年还为公司带来了1500万美元的利润。
2.原料煤及产品价格是制约煤制天然气项目的关键因素
煤制天然气项目对煤炭价格是敏感的，当煤价从120元/t上涨到200元/t时，其天然气成本就会从1.09元/m3上升到1.44元/m3。由于这只是出厂价，如果再加上从工厂到天然气管网的管输费用，肯定会比国内气田入网价高，估计与中亚进口天然气相比也没有价格优势可言。因此，煤制天然气项目必须利用劣质低价煤，并尽可能将项目建设在坑口，以减少煤的运费。
此外，天然气的销售价格也直接决定着煤制天然气项目的经济性。从长远来看，国内天然气价格与国际接轨是必然的，但我国天然气价格体系很复杂，不同气源的价格不一样，同一气源的不同用户价格也不一样，国内气价和进口气价也不同；从天然气气价分段上来看也同样复杂，气价主要由出厂价、管道运费和城市燃气终端价格组成，前两者由国家发改委定价，后者由地方政府定价。
可见，气价向上涉及到国家层面，向下涉及到千家万户，非常敏感，这就注定这个过程可能是渐进和漫长的。短期内，天然气价格形成机制只能是在财政给予适当补贴的情况下，由政府指导的天然气出厂价，加上地方政府根据各地不同的管道运输费和管理费形成最终零售价。因此，预期煤制天然气项目投产后就能有可观的盈利未免太过于乐观，大平原项目就是最好的例证。
3.煤制天然气项目产品关联度低
煤制天然气是我国新兴煤化工和能源战略的重要组成部分，我们应该坚持科学发展观，实事求是地评价煤制天然气在我国新兴煤化工产业中的作用。从战略的高度看，发展新型煤化工技术，构建现代化的煤化工产业，对延伸煤炭产业链，提升和改造煤炭工业，实现煤炭产业的可持续发展有着重要的战略意义。但是，与煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制乙二醇、煤制烯烃以及煤制油项目相比，煤制天然气项目产品附加值低，产业链短，产品关联度低，带动区域经济发展的能力弱。因此，煤制天然气最好能与其他煤化工实现联产，如在天然气用量低谷时改产甲醇等，灵活应对市场，并对天然气供需起到调峰的作用。
4.受天然气管网建设和管理的制约
最后，还需要指出的是，从发达国家的发展经验来看，随着天然气的普及，构建全国性的统一的天然气输配干网势在必行。而我国现在的天然气管网主要由中国石油、中国石化拥有，煤制天然气如何进入这些管网？入网价如何确定？这些问题如果不能妥善解决，都将从根本上影响项目的可行性。
