日前，在西安召开的中国国际石油化工大会上，中国石化长城能源化工有限公司副总经理何祚云表示，到2020年中国煤制气产量或可达到1000亿立方米/年，考虑到届时中国天然气需求可能达到3000亿立方米以上，煤制气将有可能占到中国天然气消费总量的1/3，与进口天然气（包括管道气和LNG）、自产气（包括非常规天然气）形成三足鼎立之势。
煤制气是煤制天然气的简称，是指通过煤气化生产合成气，合成气经过一氧化碳转换和净化后，通过甲烷化反应生产合成天然气的工艺过程。在2010年以前，煤炭市场还处在“黄金时代”，直接生产煤炭的利润要大于煤化工的利润，煤制气项目也往往成为各地圈占煤炭资源的手段，而国家也因各地申请煤化工项目过多，收紧了包括煤制气在内的煤化工项目的审批，在整个“十一五”期间，仅有四个煤制气项目获批。
但在如今，煤炭市场已经发生了极大的变化，煤炭价格的大幅走低已经使得煤制气项目有了足够的盈利空间，与此同时中国对洁净的空气和天然气的需求却变得超乎以往。今年以来已有20多个煤制气项目获得了发改委的批复，总规模达到1000亿~1200亿立方米/年。而国家能源局近期在京召开会议，强调要增加天然气供应，重点建设一批煤制气项目，北京市也将在今年底获得来自内蒙古的40亿立方米的煤制天然气。
随着煤炭天然气市场的变化以及空气治理的要求，在经过一段时间的压抑后，煤制气产业重新回到了快速扩张的阶段，在未来其影响已经不限于煤化工领域，整个中国的天然气市场都将被煤制气的崛起所撼动。
成本显然是煤制气发展的重要因素。中国东部地区，秦皇岛，以5500大卡动力煤为例，秦皇岛价格750元/吨，到达东南沿海后价格涨到780元/吨，但在新疆，价格只有135元/吨。根据中石化牵头的新疆准东煤制天然气示范项目的数据，在设备平稳运行、副产品优化处理的条件下，新疆煤制气成本1.3~1.5元/立方米。而中亚管道天然气到霍尔果斯口岸2.4元/立方米，和东部沿海LNG进口平均4元/立方米的成本，新疆煤制气的成本相比于进口天然气有着显著的优势。
国内天然气的生产步伐滞后于消费步伐，近年来消费量已以国内生产量两倍的速度增长。颇受瞩目的中国页岩气开发尽管已经有所收获，但2013年中国页岩气的产量预计为2亿立方米，很难完成2015年65亿立方米的目标。在2012年，我国天然气进口依赖达到了27%，而进口依赖还将不断扩大。所以发展煤制气将对我国缓解天然气进口依赖有着很大帮助。
而煤制气的发展不仅影响着中国天然气市场，也依赖于天然气市场的发展。
在天然气管道准入方面，国家发改委、能源局在近期牵头制定的《天然气基础设施建设与运营管理办法》正式对外征求意见。《管理办法》明确天然气基础设施运营企业应该提供非歧视性服务，不得利用对基础设施的控制排挤其他天然气经营企业，在服务能力具备的情况下，不得拒绝为符合条件的用户提供服务或者提出不合理要求。
而在价格试点方面，发改委已经在广东和广西实施定价试点改革一年多，基本上将天然气价格与上海的进口石油产品挂钩。这些努力意味着将一个复杂的价格网络统一为一个单一的基于“净回值”模型的井口价格，而改革的最终目标将是形成一个基于市场供需的天然气价格。
以上两点是天然气市场化改革的两个重要方面，天然气改革的步伐越来越快，这对煤制气，乃至非常规天然气的发展都有着很好的促进。
当然，煤制气的发展并非一片坦途，排放和水耗依然是制约煤制气发展的主要因素。这也是反对发展煤制气的最主要的声音。
不过从整个煤化工领域来看，煤制气是耗水最少、能量转换效率最高、环境污染最小的。在各类煤化工中，无论从单位重量还是单位热值的耗水，都大大低于甲醇、二甲醚，单位热值的水耗仅为煤制油的43%。当然，即便如此，一个20亿立方米的煤制气项目水耗依然在900万~1000万吨，从水资源和煤炭资源的分布重合角度来说，新疆的伊犁河谷和准东是发展煤制气的优势地区。
而从能量转化角度来说，由于煤制气的转化路径（C-CH4）最短，所以煤制气的能量转换效率最高。根据有关专家测算，煤制天然气的一氧化碳转化率接近百分之百，氢转化率99%、CO2转化率98%、能量总有效转化率60%~65%，比生产甲醇高17%，比制成油高15%~25%，比发电高27%。
在碳排放上，煤制气由于来自煤炭，其并无多大优势，但煤炭气化过程中不产生氮氧化物，二氧化硫在气化过程中也会被处理，所以在整个煤化工的大领域内，煤制气是相对最环保的。
对于煤制气产业发展的研究并不应该仅仅局限在煤炭、煤化工领域，应该将煤制气放在更大的油气市场下考虑。在中国的天然气时代，煤制气也将占有一席之地。