傳統煤制天然氣工藝是煤氣化、甲烷化兩步法工藝，主要是Lurgi工藝，采用該工藝的全球第一家煤制天然氣工廠——美國大平原合成燃料廠于1984年在北達科他州建成投產。 近年來， 也出現了直接合成天然氣技術（一步法技術），是將煤氣化和甲烷化合并為一個單元直接由煤生產富甲烷氣體。一步法煤制天然氣的典型實例是美國巨點能源公司（Great Point Energy）開發的“藍氣技術” （Blue gas）：我國萬向控股有限公司在新疆建設的煤制天然氣項目擬采用巨點公司Blue gas技術，使該技術可行性和生產成本得到驗證。

　　相比一步法直接合成天然氣技術，煤氣化轉化技術需要的設備較多，投資較高， 耗水量大， 但技術成熟，甲烷轉化率高，技術復雜度略低，因此應用更加廣泛，是煤制天然氣中的主流工藝。 煤制天然氣的經濟性較差。根據示范項目運行狀況看，煤制氣實際生產成本很高，僅低于進口氣(進口氣享受國家補貼)，因此煤制氣在生產成本方面幾無優勢。 例如，在煤制氣企業較為集中的新疆，其天然氣基準門站價格在1.2元/m³ 左右，而煤制氣的生產成本則約1.5元/m³ 。 另外，我國發展煤制天然氣還需要解決好煤制天然氣管網建設、儲氣庫建設和調峰等問題，這無疑也會增大成本。

　　據了解油價在70-80美元/桶是現有煤制油項目的盈虧平衡點；通過提高副產品效益等方式內部挖潛，在國際油價高于60美元/桶時項目也還能維持；但是如果以現在的油價水平，煤制油產品在成本上就會處于微弱劣勢。

　　在煤制油成本中，很大一部分在于稅收費用。盡管煤基制油不同于原油基煉油，其成本與原油無關，但仍承擔了與原油基煉油一樣的消費稅。據測算，煤制油示范項目柴油綜合稅負為36.82%，石腦油綜合稅負為58.98%。由于原料價格低，可抵扣增值稅較低，煤制油產品實際承擔的增值稅率遠高于石油基產品。有專家建議，將煤制油企業認定為高新技術企業，享受稅收優惠政策，將煤基油品與石油煉制品區別對待。如果占成本一半左右的稅收成本能夠降低，煤制油項目的經濟性就會極大增強。 據業內人士透露，消費稅優惠措施有望在神華寧煤400萬噸/年煤制油項目上試點。

煤制天然氣“Lurgi” 工藝流程

煤制天然氣一步法工藝流程

　　煤制氣技術主要的兩大待解決問題是氣化技術選擇問題和技術自有程度問題。目前已投產煤制氣項目氣化技術主要分為兩種，碎煤加壓氣化技術以及水煤漿氣化技術。其中，碎煤加壓氣化技術應用較為普遍，占比達89.48%。兩種技術各有優劣勢，但在技術的應用過程中都不同程度出現了問題：碎煤加壓氣化技術出現的主要問題是廢水處理困難、污染環境；水煤漿氣化技術的問題則是氣化工藝能耗不符合示范項目指標標準。

　　雖然我國煤制天然氣產業發展很快，但甲烷化催化劑等核心技術仍掌控在國外公司手中。另外在技術可靠性、設備大型化、運行長周期等方面還存在風險，大規模推廣還有待于在實踐中進一步探索。

　　項目技術瓶頸成為項目投產的一大障礙。 據不完全統計，我國目前共有不同階段煤制氣項目接近78個(包含投產及投產、 在建、 擬建項目)，涉及產能共計3352億m³/年。

　　但是，從項目推進來看，目前項目規劃多、投產少：全國煤制氣項目投產數目僅為6個，涉及產能為222億m³/年，占全部煤制氣項目的不到7%。

　　煤制油技術分為直接液化和間接液化。 間接液化技術有較寬的煤種適應性，工藝條件相對緩和，可以通過工藝條件調整產品結構，是未來煤制油技術的主要途徑。

煤制油直接液化工藝流程

煤制油間接液化工藝流程

　　我國直接液化、間接液化兩種技術都已較為成熟，并成功實現商業化運作。神華集團于2008年在內蒙古鄂爾多斯建成108萬噸/年煤直接液化裝置，作為全球首套煤直接液化裝置，其運行水平穩步提高，經濟效益良好。

　　2016年12月,全球單套規模最大的煤制油項目——神華寧煤集團400萬噸/年煤炭間接液化項目一次試車成功，并產出合格油品。該項目總投資550億元， 年轉化煤炭2046萬噸，年產柴油和石腦油等油品405萬噸， 承擔著37項重大技術、裝備及材料的國產化任務，項目國產化率達到98.5%。