中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计数据显示，截至 2018 年 9 月底，我国煤制天然气产能为 51.05 亿立方米 / 年，今年前三季度总产量为 20.06 亿立方米，产能利用率仅为 52.4%。预计四季度受冬季需求旺盛影响，产能利用率将有小幅提升，全年总产量有望突破 28 亿立方米。
目前，除 1 个煤制液化天然气（LNG）项目外，我国在运的其他 3 个煤制气项目均需通过输气管网实现销售。运行初期，收购价格以实际成本为基础，按照产品成本加上一定利润的方式进行计算。按照当时的定价机制及合同价格，煤制气企业足以盈利。但后来，随着天然气行业推行价格机制改革，要求气价与市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后，再回推确定天然气售价。以国家制定的统一门站价格为最高上限，对煤制气等非常规天然气出厂价格实行市场调节，由供需双方协商确定气价；进入长输管道混合输送的，执行统一门站价。
例如大唐克旗项目一期于 2013 年 12 月 24 日并入北京燃气管网，并正式向北京供气。先后历经 4 次降价调整后，大唐项目的含税结算价格已由运行初期的 2.72 元 / 立方米，降至目前的 1.77 元 / 立方米，降幅接近 1 元 / 立方米。事实上，除内蒙古汇能 16 亿立方米 / 年煤制气项目因其产品以液化天然气（LNG）形式直接销售，无需通过管网运输而实现盈利外，国内已投产的 3 个煤制气项目，目前全部因价格问题而处于亏损状态。
