相比于其他与油价相关性更强的煤化工产品，煤制天然气的缓冲能力更强，油价波动不会造成直接影响。长期来看，我国天然气市场处于以产定需局面，人均消费水平远低于世界平均值，在我城镇化发展和清洁能源需求的驱动下，我国天然气消费量和消费价格仍处于上行通道。煤制天然气相比于非常规天然气和进口天然气仍然具有竞争优势。
煤制天然气发展策略
煤制天然气项目的经济性对天然气价格敏感，增加了煤制气项目的不确定性。为了克服外界不利影响，把风险控制在最低水平，煤制天然气项目需采取有针对性的措施和策略。
(1)已投产和在建项目尽快达产达标，实现预期收益
按照我国天然气发展政策，进口天然气、非常规天然气将是供应增长的主要力量。比较几种货源从生产输送至用户的成本来看，煤制天然气的成本与煤层气相当，低于页岩气，比进口气价格低约0.4~1.5元/方，具有强劲的市场竞争优势。然而刚投产和在建项目由于前期工作不足，导致试产阶段产生不同程度的问题，包括煤种适应性和废水处理等环节。实际上，这些问题在我国煤化工几十年发展经验中均能找到解决答案，在建和后续项目吸取经验教训可实现较好收益。
(2)西部地区煤制天然气项目以大规模稳定供应的管道气为主
按照本文研究的煤制天然气在不同油价下的竞争力关系，在内蒙古及新疆等西部地区，煤炭价格低廉，供应充足，煤制天然气项目的竞争优势较为明显，风险相对较小。通过将煤炭转化为天然气，输送至东部地区，解决了西部煤炭转化产品难以长距离运输的难题。
以管道气为主的项目在天然气定价上缺乏主动权，出厂价易受管道气执行的最高门站价左右，因此项目需要达到较大的经济规模，保证稳定生产和控制成本是核心竞争要素。由于规模较大，副产大量高浓度二氧化碳，对于有条件的项目，应注重探索实施二氧化碳驱油等综合利用措施，减排的同时提高效益。针对长距离运输管网和配套基础设施建设等，国家和地方政策应加强支持。
(3)中东部地区的联产天然气项目以季节性调产的LNG产品为主
近年来，中东部地区天然气需求缺口扩大，传统的煤制合成氨和甲醇行业涌现一批改扩建或新建的联产天然气项目。除了表1中列出的云南先锋项目和中煤图克项目之外，其他以改扩建项目为主，生产规模较小，产品均为液化天然气(LNG)。这部分产品主要消费于交通运输、工业燃料等领域以及主干管网无法到达的偏远城镇，不受国家天然气门站价上限管制，市场已经初步形成，并仍在快速增长，具有较好的经济效益。项目大部分位于河北、山东、山西、河南、江苏、安徽等中东部省区。这些省区是我国粮棉主产区，化肥季节性需求波动大，而燃煤污染和雾霾天气严重，冬季天然气需求大，联产天然气具有互补调峰的优势。
将来我国天然气的新增市场主要来自集中供热和居民自采暖部门，因此季节性供需缺口将迅速扩大。按照2020年我国天然气需求4000亿立方米计算，储气调峰能力需超过500亿立方米，《天然气发展十二五 规划》中重点储气库项目合计设计工作气量257亿立方米，即便全部投产，再考虑进口LNG接收站的调峰能力，仍有接近100亿立方米的能力缺口。根据2014年LNG市场价格变化情况，山东地区旺季可高达3.5~4元/方，同一地区的淡旺季价差可高达0.5~0.9元/方。中东部地区建设联产天然气可适当承担调峰能力，发挥靠近市场和灵活生产的优势，化解传统煤化工过剩产能，提高煤制天然气项目的经济和社会效益。
(4)严格执行国家政策提出的能效资源指标要求，坚持清洁高效转化
煤制天然气产业对于增加我国油气供给、促进全国终端能源需求结构优化、减少大气污染具有积极作用。其前提是煤制天然气的能效、水耗、环保指标均能达到现代煤化工升级示范的基本要求，即全厂能效≥56%(固定床气化)，煤耗≤2.3吨标煤/千标方天然气，新鲜水耗≤5.5吨/千标方天然气，同时严格执行环保标准。由此体现煤制天然气高效、清洁、安全等优点，促进行业健康可持续发展，响应国家能源战略行动计划，加快煤炭利用方式的转变，成为我国清洁能源的重要角色之一。
