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作为煤炭第一生产和消费大国，我国迫切需要找到一种效率高、清洁、成本可以接受的煤炭使用方式。经过多年探索和借助国内外经验，我们认为应大力推进煤制天然气（下称煤制气）的有序发展。
在我国能源结构中，煤炭的生产和消费一直占主导地位。加快发展煤制气等煤炭清洁利用方式，既是高效清洁利用煤炭资源、调整能源产业结构、推动能源产业可持续发展的紧迫任务，也是改善国内能源供给、落实大气污染防治行动计划、培育新的经济增长点、促进能源大转型的战略举措。
目前，我国是世界上唯一大规模发展煤制气的国家，煤制气技术不断趋于成熟，产业发展蓄势待发，迫切需要通过有效机制设计、政策扶持和技术完善，推动煤制气科学有序发展。
但是，我国煤制气产业刚刚起步，不仅生产利用技术系统集成有待优化和突破，还存在CO2大量集中排放、引发区域水资源供需失衡等问题。
为此，笔者建议：国家应尽快制定煤制气的发展战略和中长期规划，有序发展煤制气产业；统筹煤制气的运输和利用，尽快推进大气污染防治行动计划；鼓励对煤制气生产过程中产生的CO2进行合理利用，并加强排放源等环节的监管力度；加强水资源和水源地保护，探索建立水权流转的交易机制；将技术引进与自主创新相结合，大力支持企业自主创新。
煤制天然气（简称SNG），是指以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成甲烷气，其组分与常规天然气、页岩气等相当。
首先，煤制气具有使用范围广泛、利用效率高的特点。其可以广泛地用于民用（家用、供暖）、工业（炉窑）、交通运输（燃气汽车）、发电等领域。从能源转化效率来看，煤制气能效可达55%-60%，而煤间接制油、煤制甲醇仅在40%-50%，超临界煤电、超超临界煤电也仅约40%-45%。相比而言，煤制气能效比煤间接制油等高约25%-50%。
有研究结果显示，在供暖领域，全生命周期能效煤制气要优于燃煤发电10%左右，并可解决京、津、冀地区直接燃煤带来的大气严重污染问题。
具体而言，SNG路线，即煤炭开采—煤制气—管道输送—负荷中心燃气锅炉，能效为40%-51%；发电路线1，即煤炭开采—坑口发电—电网输送—电暖气，能效为29%-39%；发电路线2，即煤炭开采—铁路运输—负荷中心发电—电暖气，能效为35%-42%；燃煤锅炉路线，即煤炭开采—铁路运输—负荷中心燃煤锅炉，能效约为49%（在上述分析中，煤炭资源地与消费市场距离均取1000公里）。
在工业炉窑领域，全生命周期能效，煤制气要比燃煤发电高5%-10%。采用SNG路线，煤炭开采—煤制气—管道输送—燃气窑炉，能效为37%-39%；采用发电路线1，煤炭开采—坑口发电—电网输送—电窑炉，能效为29%-35%；而采用发电路线2，煤炭开采—铁路运输—负荷中心发电—电窑炉，能效为31%-38%。
其次，煤制气可通过集中处理而降低污染物及CO2等气体排放。与等热值燃料相比，煤制气产生的CO2排放量比石油在燃烧过程中排放的CO2低约31%，氮氧化物等污染物排放也低很多，且基本不含铅尘、硫化物以及可入肺颗粒物（PM2.5）等有害物质。
再次，煤制气具有较好的经济性，且安全可靠。从成本看，煤制气的全生命周期成本与煤层气相当，而低于页岩气。
统计数据显示，目前煤制气价格比进口气价格（管道气和液化天然气）低约0.5元-1.5元/立方米，比等热值汽油价格低约20%-50%，具有一定的市场竞争优势。
另外，煤制气输送便利，可用管道进行长距离输送，在一定条件下也可液化，以提高储运的便利性，是最可靠的优质能源之一。
上述的技术经济特征，决定了大规模生产、利用煤制气，有序推进、开发“煤改气”项目切实可行，并可有效缓解我国大气污染日益严峻的压力，促进大气污染防治行动计划的有效落实。
统计数据显示，华北地区（京津冀晋蒙）年煤耗量达11亿吨左右，其中天津市年煤耗量与英国相当，晋冀蒙三省区的年煤耗量超过美国。研究表明，如果每年用2000亿立方米的煤制气替代煤炭（相当于4.5亿吨标准煤），与等热值煤炭相比，每年可减少CO2排放8.7亿吨、SO2约970万吨（2013年全国SO2排放总量为2043.9万吨）、烟尘约360万吨。这将有效缓解华北地区大气污染日益恶化的严峻形势。
目前，我国煤制气产业刚刚起步，自然存在很多问题。这些问题主要包括：缺乏独立的发展战略和规划；生产过程中将产生大量的CO2；引发区域水资源供需失衡；其生产利用系统集成及关键技术有待突破；另外，其经济性生产也面临诸多不确定性。
近年来，我国相继出台的《中国的能源政策（2012）白皮书》《能源发展“十二五”规划》《天然气发展“十二五”规划》等文件，比较系统地阐明了我国天然气的发展现状、发展战略和目标以及政策措施等。这些政策措施，对我国天然气发展具有重要的指导作用，但是其中缺乏针对煤制气的发展战略和规划。
《天然气发展“十二五”规划》提出，2015年煤制气产量为150亿-180亿立方米，占国产天然气的8.5%-10%。从目前的产业布局看，我国煤制气的产量将快速上升，到2020年前后产量有望达到1000亿立方米，届时将占天然气消费总量（占一次能源消费结构的比重约为13%）的近20%。目前，一些地区不顾煤炭资源、水资源和环境承载能力，盲目规划、违规建设、无序发展煤制气等现象时有发生。另外，高层对煤制气的特殊性认识不足，总是将其与常规天然气“捆绑”在一起，没有体现出其特殊性，即以煤炭为原料，集中在煤炭富集区制取，生产技术方面属于煤炭清洁利用生产技术体系。 煤制气在生产过程中会产生大量CO2。制取每千立方米煤制气，所排放的CO2约为4.5吨-5吨。如果我国煤制气年产量达到1000亿立方米，若直排将每年新增CO2约5亿吨。这些CO2能否妥善处理，将是制约煤制气发展的主要瓶颈。
值得关注的是，我国CO2捕集封存技术（CCS）已经进入工业化示范阶段，神华集团的鄂尔多斯煤直接制油项目，设计年捕集封存10万吨。该技术可用于处理煤制气生产过程中产生的CO2。在美国，CO2已经在石油开采、微藻生产生物质燃料等领域得到了广泛应用，2009年6月美国还出台了《清洁能源及安全法案》，对应用与推广CCS技术作出了详细的规定。
我国大部分煤炭资源主要蕴藏在水资源比较短缺的地区，而煤制气项目属高耗水项目，生产每千立方米煤制气需要耗水约5吨-6吨。目前，我国一些地区存在不顾水资源供给约束，盲目发展煤制气的现象；还有一些企业继续采用高耗水技术装备，严重浪费水资源。这些都将对区域水资源平衡造成难以估量的影响。
更值得一提的是，我国煤制气生产利用系统集成及关键技术亟须突破。煤制气的关键技术，涉及空分、煤气化、CO变换、酸性气体脱除、甲烷化、煤气水分离技术以及酚回收、氨回收、硫回收、吸收制冷、CO2回收等工艺技术和设备。近年来，我国虽在煤制气产业链的理论与工程实践方面取得了较大进展，但甲烷化技术、新型煤气化技术以及加工设备、载运工具等，与国外先进水平相比还有较大差距；系统集成工艺包有待优化；产业链中包括CO2回收、污水处理等环节的关键技术，以及生产与研发基地的基础设施都比较薄弱，远不能满足产业发展的要求。
根据项目的规模、建设地点、工程建设内容以及外部配套工程的不同，煤制气项目的单位产能投资略有差别。但从总体看，投资规模巨大，年产能40亿立方米需要投资260亿元左右。煤炭成本（占生产成本的40%-45%左右）、全球天然气价格等因素，是影响煤制气项目经济性的关键。据测算，煤价上涨10%，内部收益率则降低0.62%；天然气价格降低10%，内部收益率则降低2.78%，从而使煤制气投资充满了不确定性。
此外，由于我国天然气长途运输管网建设不足，配套基础设施建设滞后，严重影响了新疆、内蒙古等地区煤制气基地的建设和运营。
从国际经验看，1984年投产的美国大平原项目，是目前国外唯一投入商业运行的煤制气项目。该项目设计能力为日处理褐煤1.85万吨，生产煤制气389万立方米/日，至今已运行了20多年。该装置上世纪80年代投入运行后，由于遇到全球天然气价格长期低迷，工厂一直处于亏损和微利状态，即使对外销售CO2和其他副产品进行增收，也步履维艰。一直到2003年，国际油气价格大幅上涨后才实现盈利。
除气价因素外，目前大平原项目能保持盈利，还有两个主要原因：一是煤价较低，吨煤价格约合110元人民币，与神华榆林项目180元/吨煤价相比，该项目内部收益率提高了约2个百分点；二是副产的CO2得到了很好的利用。项目每年副产270万吨CO2，以原油价格的7%出售给油田用于驱油，按照原油价格80美元/桶估算，CO2价格约为40美元/吨，副产的CO2可提高其收入约20%，内部收益率可提高5个百分点。
为了健康有序发展煤制气产业，笔者提出如下政策建议。
首先，要尽快制定煤制气发展战略和相关规划，有序发展煤制气产业。
要重新认识煤制气在能源领域的地位、作用及其有别于常规天然气的特殊性，重视和加快发展煤制气。煤制气是资源密集型、资金密集型和技术密集型产业，加快发展需要的外部配套条件较多，不仅涉及煤炭开采与转化、水资源保障、技术的集成及优化，还要有与其配套的输气管网等基础设施，是一个比较复杂的产业体系。
为此，我们建议从国家能源总体战略和促进能源大转型的高度，结合天然气发展规划，制定发展煤制气的相关规划和产业政策；按照可持续发展的循环经济理念，统筹规划、合理布局，科学引导产业有序发展；尽快完善和规范市场准入，进一步加强项目审批管理，严格审批程序。
结合我国煤炭资源与水资源禀赋特点，优选水资源保障程度较好的新疆北部、内蒙古东南部等地区，在满足最严格的环保要求的前提下，有序开发利用两种资源（煤炭和水），加快煤制气产业化和规模化步伐，促进我国煤制气产业健康、有序、科学发展。
其次，要统筹煤制气的运输和利用，尽快推进大气污染防治行动计划。
根据大气污染防治行动计划中长期目标，综合考虑资源承载、能源消耗、环境容量、管网设施等上中下游配套条件，按照统筹兼顾、因地制宜的原则，统筹管网、配送、市场消纳等环节，科学发展煤制气运输和利用项目，尽快建立和完善煤制气的运输和利用政策。加强供需衔接和需求侧管理，有序开发“煤改气”利用项目。加大政府投入，利用市场机制优化配置城乡基础设施建设资金，优先确保家用、供暖等涉及居民生活的“煤改气”项目；健全财政补贴政策，鼓励公交车、出租车和私家车改装为燃气、燃油两用车，鼓励购买燃气汽车；工业生产用气项目要科学论证、正确决策，不可盲目扩张，避免低水平重复建设带来的新问题；大力推动分布式能源等高效利用项目，合理布局气电项目及其规模。
另外，应改进投资项目的管理方式，尽快取消投资项目的行政审批，但对项目投资详细信息应在相关部门备案。政府部门、行业协会可以发布煤制气领域投资规模和分布情况，引导企业理性投资。
再次，应鼓励对煤制气生产过程中产生的CO2进行合理利用，并加强排放源等环节的监管力度。
国际上，例如美国已成功采用CO2混相驱采油工艺，以使用和封存CO2。在我国，胜利、克拉玛依、中原、长庆等油田也进行了大量试验。研究结果显示，目前我国需要并适合采用CO2混相驱采油工艺以提高采收率的低渗、特低渗石油储量约为50亿吨，可再提高采收率10%-15%、增产原油6亿吨左右。按每增产1吨原油需要使用4吨-6吨CO2计算，产出6亿吨原油共需使用25亿-35亿吨CO2。 为此，一方面要加大政府投入。尽快推广试验和示范工程项目，鼓励大规模使用和封存CO2；对采用CO2混相驱采油工艺提高采收率的生产企业，给予使用和封存CO2每吨50元-100元的财政补贴；对2025年以后新建的煤制气厂要求必须使用CCS技术，对2020年之前获准建立的煤制气厂要求最迟至2025年必须改装CCS技术，没有使用或改装CCS技术的煤制气厂每排放1吨CO2或其等价物均须获得相应的排放权；组织力量研究和完善适合中国煤制气技术装备特点的碳排放评价方法学，建立相关的国家温室气体排放清单指南。
另一方面，要加强煤制气对大气环境和水环境影响的监管力度。强化对排放源的监督管理，进一步加强环境监管和水资源监管，对排放源实施生产全过程控制；加强大气污染执法力度，提高违法成本；加强对使用和封存CO2技术设施的监控。
另外，还要加强水资源和水源地保护，探索建立水权流转的交易机制。
要加强水资源和水源地保护，探索通过市场机制解决与煤制气项目用水相关的水资源开发、利用和保护问题。重点建立水权流转的交易机制，并根据不同流转方式在各流域、区域制定相关的执行细则，其中交易机制应包括水权流转的分级分类管理制度、水权流转论证制度、水权流转的评价和审批制度等。
优化与推广行业间水权流转，重点开展以下工作：扩大水权转换试点范围，在供需矛盾突出地区试点建立区域总量控制基础上的水权转换；推进省内跨地市的水权转换，以区域总量控制为基础，以主体功能区规划等为依据，择时启动跨地区水权转换试点工作；完善水权流转价格论证制度，建立监测与评价体系；保护涉农水权流转中农民的权益，建立并完善补偿机制。应尽快组织调研，加快推进、着手建设南水北调西线工程。
最后，应将技术引进与自主创新相结合，大力支持企业自主创新。
宜将大型煤气化设备和甲烷化关键技术、提高能效梯级利用技术、微藻生物柴油成套技术以及污水处理技术等关键技术，列入国家重大基础研究项目计划并给予优先安排，加大技术研发和应用方面的投入，加快技术引进，大力支持企业自主创新。
应依托现有煤制气示范工程项目，加强对煤种适应性广、气化压力高、生产能力大、气化效率高、耗水量低、对环境污染少的新一代煤气化工艺等关键技术的自主创新和攻关，推进高温甲烷化合成和反应器等技术装备的研发，逐步形成适合我国煤质特点的生产利用核心技术和自动化集成体系。
同时，加强产、学、研结合，支持关键共性技术研发，实施自主化依托工程，推进煤制气技术和装备的自主化、国产化；通过技术改造等手段扶持掌握自主技术的骨干企业，巩固和提高其核心竞争力；加大人才培养力度，支持建立企业技术研发中心与博士后科研流动站。
在我国能源结构中，煤炭的生产和消费一直占主导地位。加快发展煤制气等煤炭清洁利用方式，既是高效清洁利用煤炭资源、调整能源产业结构、推动能源产业可持续发展的紧迫任务，也是改善国内能源供给、落实大气污染防治行动计划、培育新的经济增长点、促进能源大转型的战略举措。
目前，我国是世界上唯一大规模发展煤制气的国家，煤制气技术不断趋于成熟，产业发展蓄势待发，迫切需要通过有效机制设计、政策扶持和技术完善，推动煤制气科学有序发展。
但是，我国煤制气产业刚刚起步，不仅生产利用技术系统集成有待优化和突破，还存在CO2大量集中排放、引发区域水资源供需失衡等问题。
为此，笔者建议：国家应尽快制定煤制气的发展战略和中长期规划，有序发展煤制气产业；统筹煤制气的运输和利用，尽快推进大气污染防治行动计划；鼓励对煤制气生产过程中产生的CO2进行合理利用，并加强排放源等环节的监管力度；加强水资源和水源地保护，探索建立水权流转的交易机制；将技术引进与自主创新相结合，大力支持企业自主创新。
三大优点
煤制天然气（简称SNG），是指以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成甲烷气，其组分与常规天然气、页岩气等相当。
首先，煤制气具有使用范围广泛、利用效率高的特点。其可以广泛地用于民用（家用、供暖）、工业（炉窑）、交通运输（燃气汽车）、发电等领域。从能源转化效率来看，煤制气能效可达55%-60%，而煤间接制油、煤制甲醇仅在40%-50%，超临界煤电、超超临界煤电也仅约40%-45%。相比而言，煤制气能效比煤间接制油等高约25%-50%。
有研究结果显示，在供暖领域，全生命周期能效煤制气要优于燃煤发电10%左右，并可解决京、津、冀地区直接燃煤带来的大气严重污染问题。
具体而言，SNG路线，即煤炭开采—煤制气—管道输送—负荷中心燃气锅炉，能效为40%-51%；发电路线1，即煤炭开采—坑口发电—电网输送—电暖气，能效为29%-39%；发电路线2，即煤炭开采—铁路运输—负荷中心发电—电暖气，能效为35%-42%；燃煤锅炉路线，即煤炭开采—铁路运输—负荷中心燃煤锅炉，能效约为49%（在上述分析中，煤炭资源地与消费市场距离均取1000公里）。
在工业炉窑领域，全生命周期能效，煤制气要比燃煤发电高5%-10%。采用SNG路线，煤炭开采—煤制气—管道输送—燃气窑炉，能效为37%-39%；采用发电路线1，煤炭开采—坑口发电—电网输送—电窑炉，能效为29%-35%；而采用发电路线2，煤炭开采—铁路运输—负荷中心发电—电窑炉，能效为31%-38%。
其次，煤制气可通过集中处理而降低污染物及CO2等气体排放。与等热值燃料相比，煤制气产生的CO2排放量比石油在燃烧过程中排放的CO2低约31%，氮氧化物等污染物排放也低很多，且基本不含铅尘、硫化物以及可入肺颗粒物（PM2.5）等有害物质。
再次，煤制气具有较好的经济性，且安全可靠。从成本看，煤制气的全生命周期成本与煤层气相当，而低于页岩气。
统计数据显示，目前煤制气价格比进口气价格（管道气和液化天然气）低约0.5元-1.5元/立方米，比等热值汽油价格低约20%-50%，具有一定的市场竞争优势。
另外，煤制气输送便利，可用管道进行长距离输送，在一定条件下也可液化，以提高储运的便利性，是最可靠的优质能源之一。
上述的技术经济特征，决定了大规模生产、利用煤制气，有序推进、开发“煤改气”项目切实可行，并可有效缓解我国大气污染日益严峻的压力，促进大气污染防治行动计划的有效落实。
统计数据显示，华北地区（京津冀晋蒙）年煤耗量达11亿吨左右，其中天津市年煤耗量与英国相当，晋冀蒙三省区的年煤耗量超过美国。研究表明，如果每年用2000亿立方米的煤制气替代煤炭（相当于4.5亿吨标准煤），与等热值煤炭相比，每年可减少CO2排放8.7亿吨、SO2约970万吨（2013年全国SO2排放总量为2043.9万吨）、烟尘约360万吨。这将有效缓解华北地区大气污染日益恶化的严峻形势。
五个难题
目前，我国煤制气产业刚刚起步，自然存在很多问题。这些问题主要包括：缺乏独立的发展战略和规划；生产过程中将产生大量的CO2；引发区域水资源供需失衡；其生产利用系统集成及关键技术有待突破；另外，其经济性生产也面临诸多不确定性。
近年来，我国相继出台的《中国的能源政策（2012）白皮书》《能源发展“十二五”规划》《天然气发展“十二五”规划》等文件，比较系统地阐明了我国天然气的发展现状、发展战略和目标以及政策措施等。这些政策措施，对我国天然气发展具有重要的指导作用，但是其中缺乏针对煤制气的发展战略和规划。
《天然气发展“十二五”规划》提出，2015年煤制气产量为150亿-180亿立方米，占国产天然气的8.5%-10%。从目前的产业布局看，我国煤制气的产量将快速上升，到2020年前后产量有望达到1000亿立方米，届时将占天然气消费总量（占一次能源消费结构的比重约为13%）的近20%。目前，一些地区不顾煤炭资源、水资源和环境承载能力，盲目规划、违规建设、无序发展煤制气等现象时有发生。另外，高层对煤制气的特殊性认识不足，总是将其与常规天然气“捆绑”在一起，没有体现出其特殊性，即以煤炭为原料，集中在煤炭富集区制取，生产技术方面属于煤炭清洁利用生产技术体系。 煤制气在生产过程中会产生大量CO2。制取每千立方米煤制气，所排放的CO2约为4.5吨-5吨。如果我国煤制气年产量达到1000亿立方米，若直排将每年新增CO2约5亿吨。这些CO2能否妥善处理，将是制约煤制气发展的主要瓶颈。
值得关注的是，我国CO2捕集封存技术（CCS）已经进入工业化示范阶段，神华集团的鄂尔多斯煤直接制油项目，设计年捕集封存10万吨。该技术可用于处理煤制气生产过程中产生的CO2。在美国，CO2已经在石油开采、微藻生产生物质燃料等领域得到了广泛应用，2009年6月美国还出台了《清洁能源及安全法案》，对应用与推广CCS技术作出了详细的规定。
我国大部分煤炭资源主要蕴藏在水资源比较短缺的地区，而煤制气项目属高耗水项目，生产每千立方米煤制气需要耗水约5吨-6吨。目前，我国一些地区存在不顾水资源供给约束，盲目发展煤制气的现象；还有一些企业继续采用高耗水技术装备，严重浪费水资源。这些都将对区域水资源平衡造成难以估量的影响。
更值得一提的是，我国煤制气生产利用系统集成及关键技术亟须突破。煤制气的关键技术，涉及空分、煤气化、CO变换、酸性气体脱除、甲烷化、煤气水分离技术以及酚回收、氨回收、硫回收、吸收制冷、CO2回收等工艺技术和设备。近年来，我国虽在煤制气产业链的理论与工程实践方面取得了较大进展，但甲烷化技术、新型煤气化技术以及加工设备、载运工具等，与国外先进水平相比还有较大差距；系统集成工艺包有待优化；产业链中包括CO2回收、污水处理等环节的关键技术，以及生产与研发基地的基础设施都比较薄弱，远不能满足产业发展的要求。
根据项目的规模、建设地点、工程建设内容以及外部配套工程的不同，煤制气项目的单位产能投资略有差别。但从总体看，投资规模巨大，年产能40亿立方米需要投资260亿元左右。煤炭成本（占生产成本的40%-45%左右）、全球天然气价格等因素，是影响煤制气项目经济性的关键。据测算，煤价上涨10%，内部收益率则降低0.62%；天然气价格降低10%，内部收益率则降低2.78%，从而使煤制气投资充满了不确定性。
此外，由于我国天然气长途运输管网建设不足，配套基础设施建设滞后，严重影响了新疆、内蒙古等地区煤制气基地的建设和运营。
从国际经验看，1984年投产的美国大平原项目，是目前国外唯一投入商业运行的煤制气项目。该项目设计能力为日处理褐煤1.85万吨，生产煤制气389万立方米/日，至今已运行了20多年。该装置上世纪80年代投入运行后，由于遇到全球天然气价格长期低迷，工厂一直处于亏损和微利状态，即使对外销售CO2和其他副产品进行增收，也步履维艰。一直到2003年，国际油气价格大幅上涨后才实现盈利。
除气价因素外，目前大平原项目能保持盈利，还有两个主要原因：一是煤价较低，吨煤价格约合110元人民币，与神华榆林项目180元/吨煤价相比，该项目内部收益率提高了约2个百分点；二是副产的CO2得到了很好的利用。项目每年副产270万吨CO2，以原油价格的7%出售给油田用于驱油，按照原油价格80美元/桶估算，CO2价格约为40美元/吨，副产的CO2可提高其收入约20%，内部收益率可提高5个百分点。
五项建议
为了健康有序发展煤制气产业，笔者提出如下政策建议。
首先，要尽快制定煤制气发展战略和相关规划，有序发展煤制气产业。
要重新认识煤制气在能源领域的地位、作用及其有别于常规天然气的特殊性，重视和加快发展煤制气。煤制气是资源密集型、资金密集型和技术密集型产业，加快发展需要的外部配套条件较多，不仅涉及煤炭开采与转化、水资源保障、技术的集成及优化，还要有与其配套的输气管网等基础设施，是一个比较复杂的产业体系。
为此，我们建议从国家能源总体战略和促进能源大转型的高度，结合天然气发展规划，制定发展煤制气的相关规划和产业政策；按照可持续发展的循环经济理念，统筹规划、合理布局，科学引导产业有序发展；尽快完善和规范市场准入，进一步加强项目审批管理，严格审批程序。
结合我国煤炭资源与水资源禀赋特点，优选水资源保障程度较好的新疆北部、内蒙古东南部等地区，在满足最严格的环保要求的前提下，有序开发利用两种资源（煤炭和水），加快煤制气产业化和规模化步伐，促进我国煤制气产业健康、有序、科学发展。
其次，要统筹煤制气的运输和利用，尽快推进大气污染防治行动计划。
根据大气污染防治行动计划中长期目标，综合考虑资源承载、能源消耗、环境容量、管网设施等上中下游配套条件，按照统筹兼顾、因地制宜的原则，统筹管网、配送、市场消纳等环节，科学发展煤制气运输和利用项目，尽快建立和完善煤制气的运输和利用政策。加强供需衔接和需求侧管理，有序开发“煤改气”利用项目。加大政府投入，利用市场机制优化配置城乡基础设施建设资金，优先确保家用、供暖等涉及居民生活的“煤改气”项目；健全财政补贴政策，鼓励公交车、出租车和私家车改装为燃气、燃油两用车，鼓励购买燃气汽车；工业生产用气项目要科学论证、正确决策，不可盲目扩张，避免低水平重复建设带来的新问题；大力推动分布式能源等高效利用项目，合理布局气电项目及其规模。
另外，应改进投资项目的管理方式，尽快取消投资项目的行政审批，但对项目投资详细信息应在相关部门备案。政府部门、行业协会可以发布煤制气领域投资规模和分布情况，引导企业理性投资。
再次，应鼓励对煤制气生产过程中产生的CO2进行合理利用，并加强排放源等环节的监管力度。
国际上，例如美国已成功采用CO2混相驱采油工艺，以使用和封存CO2。在我国，胜利、克拉玛依、中原、长庆等油田也进行了大量试验。研究结果显示，目前我国需要并适合采用CO2混相驱采油工艺以提高采收率的低渗、特低渗石油储量约为50亿吨，可再提高采收率10%-15%、增产原油6亿吨左右。按每增产1吨原油需要使用4吨-6吨CO2计算，产出6亿吨原油共需使用25亿-35亿吨CO2。 为此，一方面要加大政府投入。尽快推广试验和示范工程项目，鼓励大规模使用和封存CO2；对采用CO2混相驱采油工艺提高采收率的生产企业，给予使用和封存CO2每吨50元-100元的财政补贴；对2025年以后新建的煤制气厂要求必须使用CCS技术，对2020年之前获准建立的煤制气厂要求最迟至2025年必须改装CCS技术，没有使用或改装CCS技术的煤制气厂每排放1吨CO2或其等价物均须获得相应的排放权；组织力量研究和完善适合中国煤制气技术装备特点的碳排放评价方法学，建立相关的国家温室气体排放清单指南。
另一方面，要加强煤制气对大气环境和水环境影响的监管力度。强化对排放源的监督管理，进一步加强环境监管和水资源监管，对排放源实施生产全过程控制；加强大气污染执法力度，提高违法成本；加强对使用和封存CO2技术设施的监控。
另外，还要加强水资源和水源地保护，探索建立水权流转的交易机制。
要加强水资源和水源地保护，探索通过市场机制解决与煤制气项目用水相关的水资源开发、利用和保护问题。重点建立水权流转的交易机制，并根据不同流转方式在各流域、区域制定相关的执行细则，其中交易机制应包括水权流转的分级分类管理制度、水权流转论证制度、水权流转的评价和审批制度等。
优化与推广行业间水权流转，重点开展以下工作：扩大水权转换试点范围，在供需矛盾突出地区试点建立区域总量控制基础上的水权转换；推进省内跨地市的水权转换，以区域总量控制为基础，以主体功能区规划等为依据，择时启动跨地区水权转换试点工作；完善水权流转价格论证制度，建立监测与评价体系；保护涉农水权流转中农民的权益，建立并完善补偿机制。应尽快组织调研，加快推进、着手建设南水北调西线工程。
最后，应将技术引进与自主创新相结合，大力支持企业自主创新。
宜将大型煤气化设备和甲烷化关键技术、提高能效梯级利用技术、微藻生物柴油成套技术以及污水处理技术等关键技术，列入国家重大基础研究项目计划并给予优先安排，加大技术研发和应用方面的投入，加快技术引进，大力支持企业自主创新。
应依托现有煤制气示范工程项目，加强对煤种适应性广、气化压力高、生产能力大、气化效率高、耗水量低、对环境污染少的新一代煤气化工艺等关键技术的自主创新和攻关，推进高温甲烷化合成和反应器等技术装备的研发，逐步形成适合我国煤质特点的生产利用核心技术和自动化集成体系。
同时，加强产、学、研结合，支持关键共性技术研发，实施自主化依托工程，推进煤制气技术和装备的自主化、国产化；通过技术改造等手段扶持掌握自主技术的骨干企业，巩固和提高其核心竞争力；加大人才培养力度，支持建立企业技术研发中心与博士后科研流动站。