從已投產(chǎn)項目運行情況看，大唐克旗、慶華伊犁工程均已具備高負荷運行能力，但受管網(wǎng)和消費端限制，負荷僅一半左右。匯能工程滿負荷運行，LNG產(chǎn)品銷售至華北、華中、華東及蒙西周邊地區(qū)。浙能新天項目于2017年4月剛剛投產(chǎn)，目前還處于生產(chǎn)調(diào)試階段。該項目同樣受制于天然氣管網(wǎng)接收量和接收價格的限制，對生產(chǎn)負荷有較大影響。
    《煤炭深加工產(chǎn)業(yè)示范“十三五”規(guī)劃》的煤制天然氣新建類項目共5個。截止2017年6月，蘇新能源準東煤制天然氣項目、北控鄂爾多斯煤制天然氣項目已完成核準，新疆伊犁煤制天然氣項目包括浙能新天的20億立方米/年和中電投的20億立方米/年，其中浙能新天工廠已投產(chǎn)，中電投項目還在籌劃中。山西大同煤制天然氣項目和安徽能源淮南煤制天然氣項目還在籌劃中。受國內(nèi)天然氣價格走低的影響，上述項目進展緩慢，部分項目已處于暫停狀態(tài)。
     “十二五”期間，國家發(fā)改委、國家能源局同意開展前期工作的煤制天然氣項目較多，但在國內(nèi)天然氣價格持續(xù)下行的形勢下，多數(shù)項目已停滯�？傮w上，受國內(nèi)天然氣價格下行影響，國內(nèi)煤制天然氣項目正在經(jīng)受嚴峻考驗。煤制天然氣擬在建項目情況見表2所示。

煤制天然氣項目關(guān)鍵技術(shù)選擇
   煤制天然氣是以煤為原料，經(jīng)氣化、變換、凈化工序，使合成氣達到合成甲烷的氫碳比，再經(jīng)甲烷化生產(chǎn)天然氣的過程。一般煤制天然氣工廠內(nèi)容包括：空分、煤氣化、變換、脫硫脫碳、冷凍、甲烷化、首站壓縮、天然氣干燥、硫回收以及煤氣水分離和酚氨回收（采用固定床加壓氣化技術(shù)時）等工藝裝置，以及相應(yīng)的公用工程和輔助裝置。典型煤制天然氣工藝流程見圖1至圖6所示。

   目前我國已投產(chǎn)4個煤制天然氣工廠，其中大唐克旗、慶華伊犁、浙能新天３個工廠的工藝流程和技術(shù)選擇具有相似性，氣化均采用賽鼎碎煤固定床干法排灰加壓氣化，變換均為耐硫變換，凈化均為低溫甲醇洗，硫回收均為克勞斯硫回收，甲烷化均為引進技術(shù)，或者美國戴維技術(shù)，或者丹麥托普索技術(shù)。內(nèi)蒙古匯能煤制天然氣工廠采用了西北院多元料漿氣化技術(shù)，配套變換均為耐硫變換，凈化均為低溫甲醇洗，硫回收均為克勞斯硫回收以及丹麥托普索甲烷化技術(shù)。典型煤制天然氣項目的關(guān)鍵技術(shù)選擇見表3所示。

    采用固定床碎煤加壓氣化，氣化爐可直接產(chǎn)生甲烷，占粗煤氣的比例高達12%-14%(vol)，相當于最終天然氣產(chǎn)品的近50%，即產(chǎn)品的近50%直接由氣化爐產(chǎn)生，只需經(jīng)過凈化、分離后即可成為最終產(chǎn)品。因此，固定床碎煤加壓氣化用于煤制天然氣具有先天優(yōu)勢。但是，固定床碎煤加壓氣化的操作溫度低，煤的氣化過程不夠充分，會產(chǎn)生焦油、中油、粗酚等產(chǎn)品，需要再配套煤氣水分離、酚氨回收等裝置進行回收。國內(nèi)煤制天然氣項目的煤氣水分離、酚氨回收等采用了國內(nèi)自主技術(shù)。大唐克旗項目由于設(shè)計煤質(zhì)和運行煤質(zhì)存在較大差異，項目投產(chǎn)后，酚氨回收裝置能力不足以應(yīng)對煤質(zhì)變化引起的處理量變化和組成變化，后期進行了整改。此外，固定床碎煤加壓氣化的工藝污水處理具有較大難度，雜質(zhì)含量高，處理流程長，在環(huán)保方面需要更大的投入。
    固定床碎煤加壓氣化以塊煤為原料，配套煤礦的大量粉煤沒有出路，只能積壓或者低價出售，塊粉煤不平衡的問題對煤制氣工廠帶來了一定壓力。因此，后來的項目吸取經(jīng)驗，大多采用了固定床碎煤加壓氣化與氣流床加壓氣化相結(jié)合的“雙氣化”技術(shù)路線。
    已經(jīng)投運的煤制氣項目均采用引進的甲烷化技術(shù)，而國內(nèi)自主開發(fā)的甲烷化技術(shù)由于工程化進度晚，未能得到應(yīng)用�！睹禾可罴庸ど�級示范“十三五”規(guī)劃》要求，“十三五”新建的煤制天然氣項目均要開展甲烷化自主化技術(shù)示范。相應(yīng)地，備受關(guān)注的國內(nèi)甲烷化技術(shù)主要有：大連化物所甲烷化技術(shù)、大唐經(jīng)濟技術(shù)研究院甲烷化技術(shù)、西南院甲烷化技術(shù)等。