据中国投资消息，虽然没有完成上个5年的产业发展规划目标，中国煤层气（煤矿瓦斯，常规天然气）的“十二五”规划保持了对煤层气发展前景的信心，提出了更高的发展目标：累积利用目标调高至“十一五”规划的7倍。

这个目标大大超出此前业界的预期，也反映出中国能源管理层希望将煤层气作为补充能源的决心。在未来的5年，中国能源需求将持续增长，作为一个贫油少气的国家，煤层气的开发利用不仅可以增加能源供应，还具有清洁能源的特点，其抽采利用可以减少温室气体排放，有利于减少煤矿事故，因此越来越受到重视；而美国成功的商业开发经验也让中国煤层气产业看到了光明的前景。

此前，中国已经经历了3次煤层气的投资扩张，此次规划目标的大幅提高，体现出国家对于煤层气开发势在必行的决心，提升了整个产业的信心。同时也意味着后续支持政策的陆续推出，因此有可能出现新一轮煤层气产能扩张。

不过，业界普遍认为，新政策的暖风能不能催生出现商业开发的成功范例，而不仅仅是资源的跑马圈地，这才是未来煤层气产业能否形成一轮有效扩张的关键。

投资起伏

作为一个勘探风险大、投入高、回收期长的成长期行业，煤层气的开发总是伴随着政策的力度变化而起伏。中国煤层气投资在过去已经经历了三轮的增长，而未来5年有望出现第四轮。

第一轮投资是伴随着中联煤层气公司的成立而出现的。1996年5月，由当时的煤炭部、地质矿产部和中国石油（601857）天然气总公司共同出资成立了中联煤层气有限公司，中联煤由此成为除中石油、中石化、中海油之外中国第四家拥有油气资源对外合作专营权的公司，同时是唯一一家专营煤层气的公司。

此后几年中，中联煤展开了与外资合作勘探开发煤层气之旅，先后与菲利普斯、德士古、阿克等7家国际知名能源公司签署了13个合作开发中国煤层气资源的产品分成合同。

到2002年，中联煤累计投入煤层气勘探资金7.3亿元人民币，其中外方投入5.8亿元，中联煤公司的自营项目投资了1.5亿元。

这期间中国虽然已经开始引进国外先进的开采煤层气技术，但政策和法规框架尚未开始建立，国家资金投入也非常有限，缺乏利益刺激，因此中联煤与外资合作的项目，均未能进入商业开发阶段，其自营勘探项目的多数钻井也没有实现商业开采。

这一轮投资以外国公司纷纷退出合作领域而告终。这些外资公司中有些发现投资区块中的煤层气含量并未达到预期设想，于是投资热情变淡，最终退出合作。也有一些外国公司则期望中国政府颁布更加有利的政策，提供更为优惠的经济条件而坐等。

第二轮行业契机出现在2003年，这一年瓦斯治理成为政府的重要工作，煤矿开采者将必须先抽煤层气，在进行煤矿开采，这成为硬性规定。与此同时，“西气东输”“陕京二线”等国家级管网工程的相继建成，其中西起新疆轮南，东到上海的“西气东输”管线途经6大煤层气开发区块，并且为中联煤层气公司预留出输气接口。这极大地吸引了投资者的关注，中联公司再次获得了大量外资投资。同时，许多民营企业也开始进入煤层气开发领域。

然后，很快，这一轮投资热在煤炭产业暴涨之后沉寂。一方面，煤层气的开采与输送成本难以迅速降低，另一方面，煤价的飞涨令煤炭开采利润大增，相比而言，煤层气的经济利益几乎可以不计，因此，不少煤矿企业直接将瓦斯排入大气中。

第三次投资热出现在2006年。《国务院办公厅关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》（国办发〔2006〕47号，以下简称《若干意见》）出台。中国煤层气产业又一次得到外国公司的青睐，李嘉诚旗下公司中华煤气、美国雪佛龙全球天然气公司等均对获得中国的煤层气资源区块大感兴趣。在这5年中央预算内共投资150亿元支持煤层气，带动地方和企业投资1000亿元以上。

不过，《若干意见》的出台仍未能解决煤层气商业化开采的经济刺激问题，相比美国等煤层气成功发展的国家，中国政府的扶持力度仍远远不够。

产业瓶颈

当前普遍认为，中国煤层气的产业瓶颈包括勘探投入不足、管道建设滞后、缺乏关键技术。而这些都有待扶持政策来推动解决。

煤层气是一个勘探风险大、投入高、回收期长的行业，因此被称为“巨头的游戏”。目前国家用于煤层气基础勘探资金非常有限，规定的最低勘探投入标准也很低，因此社会资金参与煤层气勘探积极性并不高。

同时，由于我国没有现成的燃气输送管网，很多城市也没有大规模普及燃气管网，这从基础设施上增加了煤层气进入市场的难度和成本，因此地面抽采的煤层气不能全部利用，限制了煤层气的商业化开发，这也是为何很多外国公司在对中国一些市场进行调查后就放弃投资勘探计划的原因。

而且中国现有煤层气勘探开发技术不能适应复杂地质条件，钻井、压裂等技术装备水平较低，低阶煤和高应力区煤层气开发、深部低透气性煤层瓦斯抽采关键技术装备水平也亟待提升。这些都需要专门政策加以引导和扶持。

作为一种能源，其定价多由政府执行，而作为一种清洁能源，其成本高昂，因此，煤层气面临与天然气一样的商业开发的障碍，与天然气不同的是，煤层气的销售价格政策在实际中也很难落实。

当然，此前被提及最多的是矿业权重叠的问题。煤层气和煤炭是同一储层的共生矿产资源。因此两种资源矿业权该如何分配，产生了巨大的争议。很多地区出现了同一个区块的煤层气与煤炭矿业权归属于不同的企业。

而这一情况的产生有很多历史原因，1998年以后，煤炭探矿权的管理分属于各省市自治区，煤层气探矿权的管理权则归属于国土资源部，这一制度设计不可避免地出现了煤层气与煤炭两种矿权设置重叠的问题。仅在2007年的统计中，全国98个煤层气探矿权中有86个涉及矿权重叠问题，86个煤层气探矿权与1406个煤炭矿业权重叠。

由于煤炭需求量快速增长，而煤层气矿权面积大、开发利用进展缓慢，影响了煤炭资源的开发进度，因此，矿权重叠的矛盾也变得十分突出。

目标扩张：投资风向标

这些产业瓶颈也是“十二五”规划中力图解决的，过去中国的煤层气产业从零起步，虽然发展迅速，但未能达到政策所期望的结果。

按照能源局公布的数据，2010年，煤层气产量15亿立方米，商品量12亿立方米。新增煤层气探明地质储量1980亿立方米，是“十五”时期的2.6倍。2010年，煤矿瓦斯抽采量75亿立方米、利用量23亿立方米，分别比2005年增长226%、283%。

其中，山西、贵州、安徽等省瓦斯抽采量超过5亿立方米，晋城、阳泉、淮南等10个煤矿企业瓦斯抽采量超过1亿立方米。

但从地面抽采方式看，“十一五”规划原定地面抽采量为50亿立方米，最终却完成不到1/3。煤层气“十一五”的其余目标，也基本没有实现预期。

此前业界一直预测，煤层气的“十二五”规划总产量，将在200亿立方米左右。其中，地面开发煤层气产量约为90亿立方米，而实际公布的目标则是产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米。

业界认为，目标提高固然带来很大困难，但也体现出国家对于煤层气开发势在必行的决心，提升了整个产业的信心。同时也意味着后续支持政策的陆续推出，这也将吸引资金流向该产业，最终形成通过政策引导产业发展的良性循环。

能否复制美国经验

有观点认为，此次“十二五”煤层气目标大幅调高的一个重要原因，是希望能复制美国的经验，将煤层气作为天然气的重要替代能源，提高能源的自给率。

按照规划，中国“十二五”天然气占能比重将由目前的4.3%提高到8%以上。这意味着天然气缺口超过1/3。中国是煤层气资源大国，储量仅次于俄罗斯和加拿大。借鉴美国成功发展煤层气产业，或许可以弥补天然气不足的劣势。

国家信息中心经济预测部一位专家在接受《中国投资》采访时表示，美国通过页岩气的成功开发使得该国常规天然气价下降了41%，电价下降了50%，甚至成为天然气净出口国（页岩气与煤层气都属于非常规天然气，成分均为甲烷气体）。

除了页岩气，美国的煤层气开发也是全球最成功的。而这些经验归纳起来，就是恰当的扶持政策与开放的市场。

20世纪70年代末期，美国石油价格一度高涨，为缓解石油供需矛盾，美国政府于1980年出台了《能源以外获利法》）鼓励非常规气体能源和低渗透气藏的开发，其中是第29条的税收补贴政策也适用于煤层气。该税收优惠政策令其内部收益率达到了20%，这在煤层气开发的初期起到巨大的推动作用。

除此，美国政府还先后投入了60多亿美元进行煤层勘探开发活动。用于培训和研究的费用达十几亿美元。同时，美国还开放天然气管道给煤层气，因此美国生产的煤层气大部分都进入天然气管网销售给燃气公司，矿井抽放的煤层气有的直接供给坑口发电厂，有的则与煤混合燃烧作为锅炉燃料。

在不到20年的时间内，美国的煤层气从年产量不足2亿m3迅速增加到1998年的接近324亿m3。至今，美国煤层气产业在美国能源产业中的地位已经举足轻重。

俄罗斯的煤层气位列世界第一。然而俄罗斯常规天然气产量已然很高，因此煤层气发展缓慢。除美国，煤炭产量比中国小得多的加拿大、澳大利亚的煤层气产量都已经超过中国。

因此，业界也在期待政策能借鉴美国经验，提供更优惠的条件。而未来5年政策能否吸引外资和其他资金进入该领域，并出现一些成功商业开发的项目而不仅仅是资源的跑马圈地，才是未来煤层气产业能否形成一轮有效扩张的关键。

资料

我国煤层气开发管理体制

煤层气作为独立矿种，探、采矿权由国土资源部管理。国家实行煤层气探矿权、采矿权有偿取得的制度。对地面直接从事煤层气勘察开采的企业，2020年前可按国家有关规定申请减免探矿权使用费和采矿权使用费。“对外合作开采煤层气资源由中联煤层气有限责任公司、国务院制定的其他公司实施专营”。煤层气对外合作区块开放由国家发改委报国务院批准。煤层气对外合作合同由商务部批准执行。煤层气对外合作外方作业者在国家工商行政管理总局登记注册。煤层气对外合作总体开发方案由国家发改委批准实施。