从美国的经验来看，页岩气对煤制天然气发展造成了很大的冲击。
美国大平原（Great Plains）煤制合成天然气工厂是全球首个商业化运营的煤制气项目，产能约13亿立方米/年。该项目通过开发副产品（无水氨、苯酚等）和出售CO2用于强化采油（EOR）优化了盈利能力。曾经还规划了第二期的煤制气项目。但近几年来美国页岩气的迅速发展，导致天然气供应大幅增加和价格下跌，让大平原煤制气二期项目搁置。
中国建设和计划中的煤制气项目近50个，总产能超过2000亿立方米/年，接近于美国2012年的页岩气产量（约2400亿立方米）。同时，国家政策非常鼓励发展页岩气，财政部2012年11月发布页岩气补贴政策，2012-2015年补贴标准为0.4元/立方米。
同时，政府正在将页岩气提高到更加重要的能源战略层面上来。
2014年，4月23日，国务院办公厅转发发展改革委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》，称发改委关于保障天然气稳定供应长效机制的意见获国务院同意。《通知》提出，到2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米，中国将加大对天然气尤其是页岩气等非常规油气资源的政策扶持。
从技术层面看，政策层也给予了大力支持。近期发改委、财政部、商务部联合印发的《鼓励进口技术和产品目录》中，鼓励引进页岩气开发利用技术、煤层气地面抽采及综合利用等先进技术。
未来页岩气对煤制天然气是否会产生巨大冲击？
国内页岩气对煤制天然气的潜在影响，将主要体现在成本和价格、供应量、以及政策影响等三个方面。
成本和价格
历史经验告诉我们，在工业上，随着技术进步与产量增加，成本是一个不断下降的过程。2005-2012年美国页岩气快速发展，年产量从196亿立方米增加到2400亿立方米。成本下降加上供应量增加，导致美国天然气价格一路下跌，到2012年底，价格已低于人民币1元/立方米(0.16USD/Nm3)。
目前，国内页岩气仍处于发展的初始阶段，勘探期间的巨大投入和对国外技术服务商的依赖，使国内页岩气现阶段平均成本维持在高位。未来随着开采技术、工程服务和关键设备的国产化，页岩气开采成本将有一定的下降空间。但考虑到进口天然气价格普遍高于2元/立方米，以及政府管制天然气定价机制的特点，预计页岩气在气价方面对煤制气的影响较小。
供应量
天然气供需方面，《能源发展“十二五”规划》提出，到2015年天然气占一次能源比重提高到7.5%，据此计算其消费量为2300亿立方米。行业人士预计到2020年中国天然气消费量将达到4000亿立方米。
未来中国将形成国产气为主，进口气为辅的多气源资源保障体系。国产气包括常规天然气，煤层气、页岩气和煤制天然气，进口气包括进口LNG和进口管道天然气。
按照国家能源局的规划，2015年，页岩气要实现65亿立方产量；2020年力争达到600-1000亿方。这一数字在当年的天然气总消费中，占据的比例很小。可以预计，2020年以前，从供应量来看，页岩气对煤制天然气的实质性影响有限。
到2020年我国天然气供应能力将过剩500亿立方米/年以上。过剩的供应能力中包含进口管道天然气和进口LNG，而这两者的价格往往与国际油价挂钩。政府必须通过发展天然气的高附加值下游应用，包括发展天然气汽车，分布式能源等，来消化天然气供应量。
与进口天然气相比，煤制天然气和页岩气都将具有一定的成本优势，未来谁能胜出，主要取决于成本竞争力，所在区域的市场消化能力，以及运输的便利性。
政策因素
政策方面，同样是新兴的天然气来源，页岩气和煤制气在政策支持方面却受到了迥然不同的待遇。
页岩气受到国家政策鼓励：国家能源局鼓励外资参与勘探开发页岩气，鼓励民营资本参与页岩气管道建设；国土资源部组织了两轮页岩气探矿权招标；财政部也明确了补贴标准。
政策对煤制天然气则是有松有紧。
煤制天然气曾经受到政策约束：2010年发布的《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》；2011年发布的《关于进一步规范煤化工产业有序发展的通知》，通知规定煤制气项目要由国家发改委统一核准，禁止建设年产20亿立方米及以下煤制气项目。
进入2013年后，煤制气项目审批的阀门才逐渐松开，国家能源局规划未来6年煤制气要达到500亿方，而且近日国家能源局举办煤炭清洁利用专家咨询会，明确要求对煤制油、煤制气指导意见等政策文件进行修改完善。基本调子是：一、不可原地踏步停止发展。煤制气符合我国国情，是保障天然气供应安全和推动能源结构调整的迫切需要和现实选择。二、不能遍地开花过热发展。三、禁止违背规律盲目发展。
从企业对煤制天然气项目的投入热情也能看出，即项目投资和市场反应来看，煤制天然气项目显示出更巨大的吸引力。这是因为除政策之外，产业的未来还有更重要的市场因素和深层体制因素来决定。
