煤层气俗称“煤矿瓦斯”，与煤炭同时生存，以吸附游离状态储存于煤层内及主要成分是甲烷（CH4），热值相当于天然气，1m³/吨煤层气的热值相当于1.13公斤汽油或1.21公斤标准煤，是最近二十年才崛起的新能源。但由于煤层气产业发展过程中，存在统计数据不合理、政府补贴力度不够、技术水平跟不上等问题，发展并不顺利，一直处在艰难爬坡过程中。
自上世纪80年代末，我国就开始煤层气的地面开发，2005年，我国煤层气进入商业化开发初期。我国煤层气资源十分丰富，资源量达到36.8万亿立方米，居世界第三。因其开采技术较页岩气成熟，加上资源量远超常规天然气，被认为是高效、低碳的洁净能源新主力。
由于煤层气的前期研究、后期开采量都离不开数据的支撑，而我国统计数据标准不健全，煤层气新能源发展并不通畅。数据显示，2014年我国煤层气(瓦斯)抽采量170亿立方米，而利用量只有77亿立方米。此后发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出300亿立方米的指标，将本应“十二五”期间完成的目标延后五年。
《能源发展“十二五”规划》提出的2015年煤层气商品量达到200亿立方米目标。而2015年4月国家发改委发布预测消息称，2015年煤层气抽采量只能达到179亿立方米，利用量83亿立方米，难完成既定目标。
类似情况也出现在配套设施建设上。如“十二五”计划要求在鄂尔多斯盆地东缘和豫北建设13条煤层气管道，总长为2054千米。但到今年初投产和在建的仅有5条。特别是开拓煤层气新产区，“建成36个年抽釆量1亿立方米的规模化矿区”的要求未能实现，仅在准东、保德、延川（南）等区有某些新建树。
行业研究人士总结，煤层气产业开采动力不足，难以达标的原因有三：一是老生常谈的开采区块气矿权重叠问题。虽然国家明确提出“先气后煤”的开采主张，但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑，越过煤层气开采环节，以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。气权或在央企或在外国公司手中，由于我国矿权设置实行“申请在先”和“探矿权排他性”的行政性配置办法，因此煤层气矿权由国土资源部配置以后就不会更改。
二是地质条件不理想，抽采技术不成熟。我国虽然富煤，但是各区块地质结构差异大，可采量少，只有2000亿立方米左右，目前集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地这两块，只有进一步勘探开采接续基地，才能形成大规模开采格局。
三是煤层气开采补贴有限，政策扶持力度不足。煤层气开发初期投资较大，开发周期很长，通常要三四年才能出气。补贴不到位，企业处于亏损状态。据了解，因为价格太低，山西省的煤层气企业由于承担着“气化山西”提供气源的任务，虽然赔钱，也只能大力抽采。
行业研究人士是表示，虽然有很多制约因素，但是煤层气具有很好的安全性，对大气层属于零污染的特点，开采煤层气具有良好的经济效益和社会效益。随着“十三五”的到来，我国煤层气产业迎来机遇期。
一方面，2015年2月发布《煤层气勘探开发行动计划》，到2020年，我国将新增煤层气探明地质储量1万亿立方米，对产量的要求力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米、基本全部利用，煤矿排采200亿立方米、利用率达60%。为我国煤层气产业发展奠定了基础。
另一方面，煤层气产业已有良好的发展基础，而且与其他非常规天然气资源相比，开发利用煤层气也不存在环境破坏、水资源等诸多环保问题。“十三五”期间，随着政策力度的加大、技术攻关加快，煤层气产业将点燃投资者热情。
新思界产业研究中心撰写
