煤制气，一度被认为是治理环境污染破解中国“缺气”的利刃，然而至今却没有实现其“快、狠、准”的作用。
资料显示，截至目前，我国煤制气项目计划总产能高达2250亿立方米/年，已投产产能近27.05亿立方米/年，建设中的产能为143.95亿立方米/年，计划项目产能规模几乎是已投产和建设项目的12倍，这是中国煤制气产业的现状。
项目审批闸门收紧又放松,让煤制气企业处境左右为难。
2009年5月，国务院发布《石化产业调整和振兴规划》，其中重点抓好的五类项目里包括煤制气。为避免重复建设，2011年3月，国家发改委再次明确禁止建设年产20亿立方米以下的煤制气项目。但2012年12月，国家能源局发布的《天然气发展十二五规划》，提出到2015年我国煤制气产量将达150亿-180亿立方米，占国产天然气的8.5%-10.2%，又一次推动了企业的产能建设热情，截至2014年6月新增18个项目获得发改委的“路条”开展前期工作，新增项目的计划产能规模达到758亿立方米/年。
今年7月，国家能源局发出《国家能源局关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》，当时被业界解读为国家限制发展煤制气产业的一个信号。然而，不到一个月的时间内，8月12日，国家发改委下发的天然气调价通知中提出：进一步落实放开进口LNG气源价格和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格政策。业内人士认为这意味着今后参与此领域的企业可能获得更为自由的定价前景，这又是一个非常明显的利好消息。
毋庸置疑，在油气资源对外依存度攀升，必须在优化天然气消费结构的当下，努力提高国内有效供给，特别是加快发展适合我国国情的替代性能源十分必要，国家利好政策的保障也十分重要。无论过度或紧缩发展，政策与市场二者相互促进也彼此制约。在此背景下，大批项目在政策的摇摆中生存发展，企业难免力不从心。
除去政策制定的摸石问路，煤制气的发展还伴随着环境保护的争议和技术成熟度低、经济性尚未明确等问题。
煤制气二氧化碳排放账单不容小视。据笔者了解，制取每千立方米煤制天然气所排放的二氧化碳约为4.5吨至5吨，若直接排放，每年将新增大量二氧化碳。而煤制气若用于发电，同样发一度电，要比直接燃煤多消耗三分之一的煤炭资源。在此情况下，改善治理环境的初衷本末倒置，可持续发展道路也将步履蹒跚。
水资源的消耗也牢牢拖住了煤制气发展的步伐。日前，中石化将与蒙古国签订燃气项目和供应协议，此举扩充了中国全球能源供应的版图，但由于煤制气项目每生产1立方米的燃气就要消耗7吨水，巨大的水资源消耗成为蒙古难以承受之重。
若煤制气只为企业带来利润而生态破坏由百姓承担，实在是得不偿失。
在我国，目前已投产、在建以及备案签约的煤制气项目约50个，其中缺水严重的西北地区计划产能占到全国总规划的72.4%。而煤制气项目又是高耗水项目，若不顾水资源供给的约束，或继续采用高耗水技术装备，盲目发展煤制气，这将给区域水资源平衡造成难以估量的负面影响。
煤制气技术虽然不算新技术，但是非常缺乏量产的经验，对比各国煤制气发展过程，都出现不少技术上的困难。
煤制气在全球范围内都是一种使用经验较少、技术成熟度较低的项目，最早进入煤制气项目的大唐集团就计划将内蒙古赤峰克旗煤制气项目转让。
美国页岩气的成功曾鼓舞人心，因此我国煤制气发展的支持者通常也以美国大平原煤制天然气项目历史经验为鉴，但其中有诸多误解。此项目对初期成本的估算很低，但随着项目的开展，从可行性评估、初步设计、预算编制、细节设计、实际施工、到运转后依据实际经验修改工艺并加配设施，实际成本逐渐上升，最后发现过程中成本大约会增长2 到4 倍。因此在初期的可行性评估中认为经济可行的，最后都以失败收场，这也是各国大多数煤制气项目发展的轨迹。
美国杜克大学教授杨启仁认为，从能够成功实现量产的德国煤制油、南非煤制油和美国大平原煤制气来看，项目成功背后都有其特殊的历史背景。若从纯粹自由竞争市场中商业营利的角度来看，全世界煤制油气可以说从来没有过成功的例子。
煤制气不算是煤化工新宠，也不算效益最好的煤化工项目。未来经济性的好转，有赖于天然气价格改革，煤制气定价提升。此外，短线管网企业可以自建，单笔长距离管网投资巨大还需依靠两大石油公司的建设，若第三方气源难以经济合理通过现有长输管线输送，将制约煤制气的发展。
诚然，从技术、经济性、排放问题各方面来讲，不能做出在中国煤制气就不能发展的绝对结论。但国外的经验告诉我们，发展煤制气需慎重。杨启仁表示，“美国大平原给我们的启示就是煤制气发展至少展望四十年。”其经济性值得不断推敲，因此一窝蜂地发展煤制气项目将会带来极高风险，只有建立示范项目工程，根据示范项目效应，以点带面，让行业发展细水长流，才能避免“煤制气的大跃进”。
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