以某实际项目为例：
1、生产规模
      项目首期设计布置两个气化工作面，日产煤气10～20万Nm³，生产的煤气平均热值约900～1600kcal/m³；
受首期资源量的限制（见图4），最多可建设6个气化工作面，最高日产气量为为30～60万Nm³，稳定产气周期约两年左右。
每个气化工作面（见图1）的最小宽度为70米左右，长度与煤层的赋存条件有关，但最长不应超过300米；长度短则生产周期短，长度大则操作压力增大，可能导致煤气的泄漏。
      所以，只要可气化的煤炭资源足够，在当前的煤炭地下气化技术条件下，日产气规模达到300万Nm³以上是没有问题的。

                                         图1 煤炭地下气化首期气化资源范围
2、投资情况
      项目总投资3049.18万元，其中矿井修复投资1217.03万元，测控系统、数据分析系统、煤气净化、气化剂生产等投资约为1200万元。
扩建气化工作面的追加投资与实际的资源条件有关，一般不会超过300万元，甚至追加投资为零。
3、煤气成本
      地下气化煤气的成本与气化资源的条件、采用的气化剂、产气规模等有关。
有井式，产气规模为50万Nm³/d，煤气简单净化（用作工业燃料），关闭矿井的主要设施基本完好，一般有（不计工程煤收入抵减投资）：
      (1)空气气化，投资约6000万元，煤气热值1200kcal/Nm³，成本约0.1元/Nm³，换算成天然气（按热值比例，天然气价格按2.3元/立方米，天然气热值为8700大卡／立方米）为0.725元/立方米。
      (2)富氧气化，投资约8000万元，煤气热值2200kcal/Nm³，成本约0.20元/Nm³，换算成天然气（按热值比例，天然气价格按2.3元/立方米，天然气热值为8700大卡／立方米）为1.45元/立方米。
4、发电问题
    （1）采用国产燃气机组发电，国内运用较多，特别是煤层气、瓦斯抽放的发电项目；
a、采用胜利油田的燃气发电机组，建设煤炭地下气化发电项目；
b、煤炭地下气化产气规模60万标方/天，煤气热值960大卡/标方，地下气化工程投资约为6000万元（不包括发电部分，不含工程煤收入抵减）；
c、总发电规模为约8.5MW，共需要400kw的机组50台（由于煤气热值低，实际输出功率约170kw/台），发电部分的投资约为8700万元；
d、总投资14700万元，建设周期约12个月；发电成本约0.3～0.5元/kwh；
    （2）、燃气轮机+蒸汽轮机联合循环发电，技术可行，太原钢铁厂等的高炉煤气联合循环发电项目运转良好，其中高炉煤气的热值仅约760大卡/标方；
煤炭地下气化与地面气化相比，基建投资可降低60%左右，煤气生产成本约为0.15元/m³，大大低于地面气化煤气成本，如果利用地下气化煤气生产甲醇，则成本可降低40%以上。
      有关发电的成本问题，以山西某煤矿的2#煤实施地下气化联合循环发电为例，计算数据如下表所示：

      根据国内钢厂高炉煤气的CCPP发电项目运行实际，并结合UCG现场工业性试验数据分析，上述UGCC系统的总投资约0.8亿元，发电效率可达50%以上。