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“21世纪是煤层气大发展的时代”，有资深专家早已提出。
煤层气的使用其实已不新鲜。事实上，煤层气已经在发电、民用、工业燃料、化工、汽车燃料等领域进行示范化应用。山西晋煤集团的煤层气用户已达2万户，山西阳泉市的居民用户更是达到了10万户，几乎涵盖了整个市区，另外还有200多家工业用户。
然而中国丰富的煤层气资源更多的则是被忽视甚至冷落了。中科院理化技术研究所所长刘新厚几年前到山西考察，“放眼过去就看到5、6个这样的‘火炬’。”山西通豫煤层气输配有限公司董事长谭传荣曾到平山煤矿考察时也发现，“把瓦斯气抽出来，接一根30多米高的管子就直接排到空中了。”对于这样“浪费资源又污染环境的做法”，他们的感受都是“难受”与“痛心”。
在山西，关注煤层气开发利用的人喜欢用“一天就烧掉一辆宝马车”这样的比喻来形容这一资源的浪费。尽管现在点天灯的现象少了，但在山西采访时，记者也亲眼见实了几把熊熊燃烧着的“火炬”。
“如果不利用，它就是废气，污染空气，带来安全隐患，而一旦利用起来，它就是一笔巨大的财富”，刘新厚说。
从杀手到宝贝
在许多人心目中，瓦斯是“煤矿第一杀手”。这种甲烷含量很高的气体，在一定浓度下，或者遇明火爆炸，或者让人窒息。而在中国煤矿中，高瓦斯矿井接近50％。有数据显示，中国近八成的重大煤矿事故都祸起瓦斯，每年夺去2000多个生命。
“先采气后采煤是比较安全的，可以有效降低煤层中的甲烷含量，减少矿难发生”，中联煤一位人士对《小康》称。
同时，“开发利用煤层气是我国能源开发的重要战略部分，是优化我国能源结构的重要举措”，国家能源局总工程师吴吟指出。
经济的快速发展使我国对能源的需求越来越大。而资源赋存条件决定国内油气产量无法大幅增长，油气供应缺口急剧增大。据国家发改委能源研究所专家预测，2010年我国油气缺口将分别达到1.3亿吨和300亿立方米；2020年这两个数字将分别上升到2.2亿吨和1000亿立方米。
而“煤层气是与常规天然气成分大体相同，用途也相同，均是优质能源和化工原料，可以混输混用”，刘新厚向《小康》介绍说。
“开发和利用煤层气可以有效地弥补我国常规天然气在地域分布和供给量上的不足。”这已成为业内人士的共识。据吴吟介绍，我国煤层气地质储量近37万亿立方米。其中可采资源量约11万亿立方米。我国的煤层气资源不仅在总量上占有一定的优势，而且在区域分布、埋藏深度等方面也有利于规划开发。煤层气资源在我国境内分布基本可以划分为中部、西部和东部三大资源区，为集中开发提供了条件。同时，据统计，我国煤层气埋深1500米以浅的适于开发的约占总资源量的60％。
开发利用煤层气还可以有效减排温室气体、改善大气环境。
据测算，我国煤炭开采、加工、运输过程中每年释放瓦斯约150亿立方米。而“1立方米甲烷对温室效应的影响相当于22立方米的二氧化碳”，刘新厚介绍说。
“开发利用煤层气，是一举多得的民生工程”，吴吟表示。
利用刻不容缓
自2003年开始，频发的矿井瓦斯爆炸事故使中国的煤层气产业发展受到更多重视，国家也投入了相当大的关注力度。
2005年2月，国务院决定成立由国家发改委牵头、共12个部门和单位参加的煤矿瓦斯防治部际协调领导小组。2006年煤层气开发被列入“十一五”能源发展规划。“十一五”期间，国内将规划建设主要煤层气输气管道10条，线路全长1441公里，设计总输气能力65亿立方米。2006年6月中国政府又下发了《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》，提出了强制性“先采气，后采煤”的措施。
利好政策也频频出台。目前煤层气抽采企业将享受增值税先征后退政策；煤层气企业进口设备免征关税和进口环节增值税；煤层气价格由供需双方协商确定，国家不限价；政府每年提供30亿元国债资金用于煤矿安全技术改造项目，其中大部分资金用于煤矿瓦斯治理煤层气发电不仅优先上网，同时享受脱硫补贴电价；中央财政还对煤层气开采按每立方米0.2元进行补贴。
2008年新组建的国家能源局也赋予了煤炭司相关重要职责，设立了职能处室。其主要职责是拟订煤层气的发展规划、计划和政策并组织实施；协调有关部门开展煤层气开发、煤矿瓦斯治理和利用工作等。
“可以看出国家对瓦斯治理和煤层气利用很重视，也很急切”，谭传荣说。
“急切”的原因在于，“煤炭产量与瓦斯抽采量、抽采量与利用量不同步”，国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝日前指出。
事实上，中国在煤层气开发方面制定了相当宏伟的规划。2006年7月国家发改委发布的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》(下简称《规划》)提出了中国煤层气的发展战略目标，即2010年全国产气100亿立方米，利用量达到80亿立方米，新增煤层气探明地质储量3000亿立方米，并逐步建立煤层气开发利用的产业体系。但有关数据显示，2007年我国产天然气693.1亿立方米，煤层气3.25亿立方米，煤层气产量仅占天然气产量的0.47％。2008年，地面煤层气产量也仅完成规划目标的10％左右。
“煤层气的利用，瓦斯治理已经到了刻不容缓的地步”，一直关注煤层气发展的谭传荣说。
未来仍需突破
作为煤矿瓦斯防治部际协调领导小组组长，张国宝在回顾这几年的工作时，仍感到，瓦斯防治仍是煤矿安全生产的重中之重，而搞好煤矿瓦斯治理和利用，涉及资金投入、科技攻关、人员培训、安全监管、井下井上等多个方面，是一项涉及面广而又艰巨的任务，防治工作不可能一蹴而就。
而这种种复杂的因素也成为制约中国煤层气产业要规模化、商业化的难关。
难关一：技术
“我国煤层气赋存条件与国外存在巨大差距，低压、低渗、低饱和。要解决这些问题，必须建立自己的技术体系，探索适合地层实际的独有技术。这是实现煤层气经济有效开发的前提。”来自煤层气开采技术方面的专家指出，由于我国的地质状况与国外有差异，因此外方进入中国之后的技术改造阻力较大。而“一些公益性、前瞻性、基础性、共性关键技术与装备等安全技术研究，从人才、基础设施到资金都缺乏必要的支撑，特别是社会公益性研究被大大削弱，瓦斯治理和利用等方面的技术研究和创新进展缓慢。”《规划》指出。
据刘新厚介绍，能够被利用的煤层气分为两种，煤矿开采前抽采的煤层气，“甲烷含量超过95％，实际就是天然气”，而在开采过程中产生的煤层气因为含 氧，需要进行分离液化才能利用。“含氧煤层气的利用是非常难的”，刘新厚表示。他所在中科院理化所拥有国际领先制冷技术，正在进行含氧煤层气低温分离液化试验，这一试验因为安全问题一直在谨慎进行，目前仍在工业示范阶段。“煤层气的综合利用是一个系统工程。对不同的地区，不同的资源量，不同的技术条件，要进行不同的工业设计和技术方面的研究。”
难关二：“气”“煤”矛盾
与技术难题相较而言，接受《小康》采访的人士更多提到的还是更深层的问题。
。
“矿权和气权分离，是目前煤层气开发面临的最大问题”，中科院山西煤炭化学研究所赵宁的观点得到了许多业内人士的认同。
煤层气和煤炭是同一储层的共生矿产资源。但目前，矿权和气权的审批权分别在不同的部门，煤层气是部一级发证，煤炭则是部省两级发证。为避免瓦斯爆炸，国家原则上规定先采气再采煤，但实际上难以执行。“从中国对能源的迫切需求来说，停止煤矿生产，让煤层气先开采也不可行。”国土资源部一位负责人也表示，近些年确实出现了煤炭煤层气交叉重叠的问题，包括已经授予煤层气矿业权之后，又设置了煤炭矿业权，另外授予煤层气开采企业等。
这种现状导致“气”和“煤”的矛盾日益加深，纠纷越来越多，中联煤集团与当地大小煤炭开采企业之间纠纷不断。有些煤炭企业不惜违反“先抽后采”的规定，直接将瓦斯排入大气。也有一些企业打着开发煤层气的幌子，圈占资源，开采煤炭。
另一方面，中石油和中联煤公司更多关注储量丰富的大气区，但煤层气伴生于大大小小的煤矿，产生不了规模效应的小矿区便自己收集供小范围使用，或者为了安全生产点起了“天灯”。
难关三：资金与市场受限
年轻的煤层气产业除了面临技术、矿权归属等迫切需要解决的难题外，还由于目前我国对煤层气开发与煤炭开采间的协调发展模式也尚未建立，投资渠道不畅。一方面各种资金蜂拥而至，致使这一行业已出现了“虚热”现象，一个明显特征便是抢地盘——煤炭和煤层气公司争夺煤层气资源时有发生，但另一方面资金与产业链的对接却不通畅。
煤层气的利用仍面临诸多问题。《规划》指出的受限因素包括：在煤层气开发区域，没有与之相配套的长输管线，致使开发与市场脱节，出现“点天灯”现象；缺乏低浓度瓦斯的安全输送和利用技术，大量低浓度瓦斯只能稀释后排空；瓦斯发电上网难、入网价格低，发电企业无利可图，限制了矿井瓦斯抽采利用；煤层气综合利用缺乏安全管理规范、行业标准和监管法规，影响了煤层气产业健康有序发展。
难关四：专营权
对外开放，引进国外资金和先进技术以促进国内薄弱产业的建立和快速成长是一种发展思路。拥有海上石油勘探开发对外合作专营权的中海油就是一个成功的例子。
而1996年3月成立的中联煤享有的是煤层气开采的对外合作专营权。当时的煤炭部、地质矿产部和中石油共同出资成立中联煤，从事煤层气资源勘探、开发、生产、输送、销售和利用。后管理层变更为两家股东，中石油股份公司和中煤集团各持50％股份。
根据中联煤网站数据，目前中联煤已经与10家外资公司签订了21个产品分成合同，外资投资近1.2亿美元。但观察人士表示，单看合同数量没有意义，因为评估任何开发项目，最关键是看有没有产能。据业内人士透露，2007年该公司煤层气产量为6000万立方米，竟不足地方企业晋煤蓝焰煤层气产量的1/3。
中联煤在过去10多年表现平平，一个关键的原因在于管理上的软肋。
事实上，中石油和中煤集团各持50％股份并没有发挥强强合作的效果。正是这50％的股份，使管理层双方处境尴尬，“你三年董事长，我三年总经理”的做法让谁都无法完全控制中联煤的发展方向。
2008年9月初，中石油方面突然宣布，撤出在中联煤层气的50％股权，并且带走将近50％的对外合作区块，以及大约20名工作人员。
就在业界认为中石油“单干”使煤层气对外合作专营权放开迫在眉睫之时，日前却有消息称，由于放开此专营权尚未获得有关部委和企业的共识，中石油撤资中联煤层气方案的获批还存在不确定性。
而即便如在专营从独家变成数家之后，中国煤层气开采前景仍然难称乐观。英国《金融时报》曾做了这样的分析：在独家专营之下，国有企业缺乏业绩考核压力，对外合作项目的推进往往有始无终。常出现不按合同完成最低工作量，或者“打口井，管它出不出气”的情况。这样的制度缺陷，无法为中国吸引到合格的外资合作伙伴。在前期进入煤层气开采的外资中，一类主要是为其在中国的油气项目做铺垫，另一类则主要希望用“中国项目”提升自己的股价。而中国煤层气资源被国有石油公司和煤炭公司割据开发的状态，也令希望拿下煤层气开发大单的国际企业无法进入该领域。
同时，中外合作双方在后期开发，如销售等方面的问题也亟待解决。部分合作煤层气项目在开采出来之后，并没有进入实际的销售环节。
一位煤层气及油气专家则指出，按照国际经验，石油和煤炭公司在开采煤层气上展开合作是最佳的模式。“按市场规律合作是双赢，但垄断经营之下，国企只想争地盘、做老大，没有合作的习惯”。
“实现煤层气产业发展目标任务艰巨，潜力也大”，张国宝表示。根据2009年煤层气抽采利用目标，我国井下煤层气抽采量将达55亿立方米，利用量为19亿立方米；地面煤层气抽采量10亿立方米，利用量7亿立方米；地面煤层气产能22亿立方米。
煤层气的使用其实已不新鲜。事实上，煤层气已经在发电、民用、工业燃料、化工、汽车燃料等领域进行示范化应用。山西晋煤集团的煤层气用户已达2万户，山西阳泉市的居民用户更是达到了10万户，几乎涵盖了整个市区，另外还有200多家工业用户。
然而中国丰富的煤层气资源更多的则是被忽视甚至冷落了。中科院理化技术研究所所长刘新厚几年前到山西考察，“放眼过去就看到5、6个这样的‘火炬’。”山西通豫煤层气输配有限公司董事长谭传荣曾到平山煤矿考察时也发现，“把瓦斯气抽出来，接一根30多米高的管子就直接排到空中了。”对于这样“浪费资源又污染环境的做法”，他们的感受都是“难受”与“痛心”。
在山西，关注煤层气开发利用的人喜欢用“一天就烧掉一辆宝马车”这样的比喻来形容这一资源的浪费。尽管现在点天灯的现象少了，但在山西采访时，记者也亲眼见实了几把熊熊燃烧着的“火炬”。
“如果不利用，它就是废气，污染空气，带来安全隐患，而一旦利用起来，它就是一笔巨大的财富”，刘新厚说。
从杀手到宝贝
在许多人心目中，瓦斯是“煤矿第一杀手”。这种甲烷含量很高的气体，在一定浓度下，或者遇明火爆炸，或者让人窒息。而在中国煤矿中，高瓦斯矿井接近50％。有数据显示，中国近八成的重大煤矿事故都祸起瓦斯，每年夺去2000多个生命。
“先采气后采煤是比较安全的，可以有效降低煤层中的甲烷含量，减少矿难发生”，中联煤一位人士对《小康》称。
同时，“开发利用煤层气是我国能源开发的重要战略部分，是优化我国能源结构的重要举措”，国家能源局总工程师吴吟指出。
经济的快速发展使我国对能源的需求越来越大。而资源赋存条件决定国内油气产量无法大幅增长，油气供应缺口急剧增大。据国家发改委能源研究所专家预测，2010年我国油气缺口将分别达到1.3亿吨和300亿立方米；2020年这两个数字将分别上升到2.2亿吨和1000亿立方米。
而“煤层气是与常规天然气成分大体相同，用途也相同，均是优质能源和化工原料，可以混输混用”，刘新厚向《小康》介绍说。
“开发和利用煤层气可以有效地弥补我国常规天然气在地域分布和供给量上的不足。”这已成为业内人士的共识。据吴吟介绍，我国煤层气地质储量近37万亿立方米。其中可采资源量约11万亿立方米。我国的煤层气资源不仅在总量上占有一定的优势，而且在区域分布、埋藏深度等方面也有利于规划开发。煤层气资源在我国境内分布基本可以划分为中部、西部和东部三大资源区，为集中开发提供了条件。同时，据统计，我国煤层气埋深1500米以浅的适于开发的约占总资源量的60％。
开发利用煤层气还可以有效减排温室气体、改善大气环境。
据测算，我国煤炭开采、加工、运输过程中每年释放瓦斯约150亿立方米。而“1立方米甲烷对温室效应的影响相当于22立方米的二氧化碳”，刘新厚介绍说。
“开发利用煤层气，是一举多得的民生工程”，吴吟表示。
利用刻不容缓
自2003年开始，频发的矿井瓦斯爆炸事故使中国的煤层气产业发展受到更多重视，国家也投入了相当大的关注力度。
2005年2月，国务院决定成立由国家发改委牵头、共12个部门和单位参加的煤矿瓦斯防治部际协调领导小组。2006年煤层气开发被列入“十一五”能源发展规划。“十一五”期间，国内将规划建设主要煤层气输气管道10条，线路全长1441公里，设计总输气能力65亿立方米。2006年6月中国政府又下发了《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》，提出了强制性“先采气，后采煤”的措施。
利好政策也频频出台。目前煤层气抽采企业将享受增值税先征后退政策；煤层气企业进口设备免征关税和进口环节增值税；煤层气价格由供需双方协商确定，国家不限价；政府每年提供30亿元国债资金用于煤矿安全技术改造项目，其中大部分资金用于煤矿瓦斯治理煤层气发电不仅优先上网，同时享受脱硫补贴电价；中央财政还对煤层气开采按每立方米0.2元进行补贴。
2008年新组建的国家能源局也赋予了煤炭司相关重要职责，设立了职能处室。其主要职责是拟订煤层气的发展规划、计划和政策并组织实施；协调有关部门开展煤层气开发、煤矿瓦斯治理和利用工作等。
“可以看出国家对瓦斯治理和煤层气利用很重视，也很急切”，谭传荣说。
“急切”的原因在于，“煤炭产量与瓦斯抽采量、抽采量与利用量不同步”，国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝日前指出。
事实上，中国在煤层气开发方面制定了相当宏伟的规划。2006年7月国家发改委发布的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》(下简称《规划》)提出了中国煤层气的发展战略目标，即2010年全国产气100亿立方米，利用量达到80亿立方米，新增煤层气探明地质储量3000亿立方米，并逐步建立煤层气开发利用的产业体系。但有关数据显示，2007年我国产天然气693.1亿立方米，煤层气3.25亿立方米，煤层气产量仅占天然气产量的0.47％。2008年，地面煤层气产量也仅完成规划目标的10％左右。
“煤层气的利用，瓦斯治理已经到了刻不容缓的地步”，一直关注煤层气发展的谭传荣说。
未来仍需突破
作为煤矿瓦斯防治部际协调领导小组组长，张国宝在回顾这几年的工作时，仍感到，瓦斯防治仍是煤矿安全生产的重中之重，而搞好煤矿瓦斯治理和利用，涉及资金投入、科技攻关、人员培训、安全监管、井下井上等多个方面，是一项涉及面广而又艰巨的任务，防治工作不可能一蹴而就。
而这种种复杂的因素也成为制约中国煤层气产业要规模化、商业化的难关。
难关一：技术
“我国煤层气赋存条件与国外存在巨大差距，低压、低渗、低饱和。要解决这些问题，必须建立自己的技术体系，探索适合地层实际的独有技术。这是实现煤层气经济有效开发的前提。”来自煤层气开采技术方面的专家指出，由于我国的地质状况与国外有差异，因此外方进入中国之后的技术改造阻力较大。而“一些公益性、前瞻性、基础性、共性关键技术与装备等安全技术研究，从人才、基础设施到资金都缺乏必要的支撑，特别是社会公益性研究被大大削弱，瓦斯治理和利用等方面的技术研究和创新进展缓慢。”《规划》指出。
据刘新厚介绍，能够被利用的煤层气分为两种，煤矿开采前抽采的煤层气，“甲烷含量超过95％，实际就是天然气”，而在开采过程中产生的煤层气因为含 氧，需要进行分离液化才能利用。“含氧煤层气的利用是非常难的”，刘新厚表示。他所在中科院理化所拥有国际领先制冷技术，正在进行含氧煤层气低温分离液化试验，这一试验因为安全问题一直在谨慎进行，目前仍在工业示范阶段。“煤层气的综合利用是一个系统工程。对不同的地区，不同的资源量，不同的技术条件，要进行不同的工业设计和技术方面的研究。”
难关二：“气”“煤”矛盾
与技术难题相较而言，接受《小康》采访的人士更多提到的还是更深层的问题。
。
“矿权和气权分离，是目前煤层气开发面临的最大问题”，中科院山西煤炭化学研究所赵宁的观点得到了许多业内人士的认同。
煤层气和煤炭是同一储层的共生矿产资源。但目前，矿权和气权的审批权分别在不同的部门，煤层气是部一级发证，煤炭则是部省两级发证。为避免瓦斯爆炸，国家原则上规定先采气再采煤，但实际上难以执行。“从中国对能源的迫切需求来说，停止煤矿生产，让煤层气先开采也不可行。”国土资源部一位负责人也表示，近些年确实出现了煤炭煤层气交叉重叠的问题，包括已经授予煤层气矿业权之后，又设置了煤炭矿业权，另外授予煤层气开采企业等。
这种现状导致“气”和“煤”的矛盾日益加深，纠纷越来越多，中联煤集团与当地大小煤炭开采企业之间纠纷不断。有些煤炭企业不惜违反“先抽后采”的规定，直接将瓦斯排入大气。也有一些企业打着开发煤层气的幌子，圈占资源，开采煤炭。
另一方面，中石油和中联煤公司更多关注储量丰富的大气区，但煤层气伴生于大大小小的煤矿，产生不了规模效应的小矿区便自己收集供小范围使用，或者为了安全生产点起了“天灯”。
难关三：资金与市场受限
年轻的煤层气产业除了面临技术、矿权归属等迫切需要解决的难题外，还由于目前我国对煤层气开发与煤炭开采间的协调发展模式也尚未建立，投资渠道不畅。一方面各种资金蜂拥而至，致使这一行业已出现了“虚热”现象，一个明显特征便是抢地盘——煤炭和煤层气公司争夺煤层气资源时有发生，但另一方面资金与产业链的对接却不通畅。
煤层气的利用仍面临诸多问题。《规划》指出的受限因素包括：在煤层气开发区域，没有与之相配套的长输管线，致使开发与市场脱节，出现“点天灯”现象；缺乏低浓度瓦斯的安全输送和利用技术，大量低浓度瓦斯只能稀释后排空；瓦斯发电上网难、入网价格低，发电企业无利可图，限制了矿井瓦斯抽采利用；煤层气综合利用缺乏安全管理规范、行业标准和监管法规，影响了煤层气产业健康有序发展。
难关四：专营权
对外开放，引进国外资金和先进技术以促进国内薄弱产业的建立和快速成长是一种发展思路。拥有海上石油勘探开发对外合作专营权的中海油就是一个成功的例子。
而1996年3月成立的中联煤享有的是煤层气开采的对外合作专营权。当时的煤炭部、地质矿产部和中石油共同出资成立中联煤，从事煤层气资源勘探、开发、生产、输送、销售和利用。后管理层变更为两家股东，中石油股份公司和中煤集团各持50％股份。
根据中联煤网站数据，目前中联煤已经与10家外资公司签订了21个产品分成合同，外资投资近1.2亿美元。但观察人士表示，单看合同数量没有意义，因为评估任何开发项目，最关键是看有没有产能。据业内人士透露，2007年该公司煤层气产量为6000万立方米，竟不足地方企业晋煤蓝焰煤层气产量的1/3。
中联煤在过去10多年表现平平，一个关键的原因在于管理上的软肋。
事实上，中石油和中煤集团各持50％股份并没有发挥强强合作的效果。正是这50％的股份，使管理层双方处境尴尬，“你三年董事长，我三年总经理”的做法让谁都无法完全控制中联煤的发展方向。
2008年9月初，中石油方面突然宣布，撤出在中联煤层气的50％股权，并且带走将近50％的对外合作区块，以及大约20名工作人员。
就在业界认为中石油“单干”使煤层气对外合作专营权放开迫在眉睫之时，日前却有消息称，由于放开此专营权尚未获得有关部委和企业的共识，中石油撤资中联煤层气方案的获批还存在不确定性。
而即便如在专营从独家变成数家之后，中国煤层气开采前景仍然难称乐观。英国《金融时报》曾做了这样的分析：在独家专营之下，国有企业缺乏业绩考核压力，对外合作项目的推进往往有始无终。常出现不按合同完成最低工作量，或者“打口井，管它出不出气”的情况。这样的制度缺陷，无法为中国吸引到合格的外资合作伙伴。在前期进入煤层气开采的外资中，一类主要是为其在中国的油气项目做铺垫，另一类则主要希望用“中国项目”提升自己的股价。而中国煤层气资源被国有石油公司和煤炭公司割据开发的状态，也令希望拿下煤层气开发大单的国际企业无法进入该领域。
同时，中外合作双方在后期开发，如销售等方面的问题也亟待解决。部分合作煤层气项目在开采出来之后，并没有进入实际的销售环节。
一位煤层气及油气专家则指出，按照国际经验，石油和煤炭公司在开采煤层气上展开合作是最佳的模式。“按市场规律合作是双赢，但垄断经营之下，国企只想争地盘、做老大，没有合作的习惯”。
“实现煤层气产业发展目标任务艰巨，潜力也大”，张国宝表示。根据2009年煤层气抽采利用目标，我国井下煤层气抽采量将达55亿立方米，利用量为19亿立方米；地面煤层气抽采量10亿立方米，利用量7亿立方米；地面煤层气产能22亿立方米。