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煤层气面临的挑战远未结束。
2013年1月29日，国务院发布的《能源发展“十二五”规划》中，对煤层气提出“商品量”的指标，要求到2015年，煤层气商品量要达到200亿立方米。
商品量和利用率不同，但大致可以通用。业内人士指出，按2012年该行业41.53%的利用率计算，意味着行业年产量需达近500亿立方米。
国家能源局2011年末发布的《煤层气开发利用“十二五”规划》，将2015年的产量目标定为300亿立方米。其中地面抽采160亿立方米，基本全部利用；井下抽采140亿立方米，利用率在60%以上。此利用率加权平均已经超过80%。
多位专家向《财经》记者表示，实现上述目标“极为困难”。
中国历届能源规划，鲜有完不成的目标，但煤层气“十一五”目标却未实现。
“十二五”已是第三年，但表现仍未见起色。
2012年全国煤层气产量为125亿立方米，比2011年仅增加10亿立方米，比2010年增加37亿立方米，未完成当年设定的155亿立方米的目标。
俗称“瓦斯”的煤层气，在中国储量丰富，埋深2000米，以浅地质资源量约36.81万亿立方米，居世界第三位。开发和利用煤层气，可有效降低煤矿矿难发生几率，并增加天然气供应量，可谓一举两得。
但是，高昂的勘探开发成本、独特的成藏方式和开发特性，使得煤层气的商业性开发目前仅在美国、加拿大和澳大利亚等少数国家获得成功。
上世纪90年代初，中国开始效法北美进行煤层气勘探开发，专事煤层气对外合作经营的中联煤公司也于彼时成立。
然而，中联煤由于体制掣肘，内耗不断，始终未能承担行业领军者重担。同时，由于煤层气开发投入大、周期长，主管部门在补贴等激励政策方面力度不够，使企业没有动力进行研发，致使技术瓶颈一直无法突破，产量目标始终未能完成。
那么，一再加码的任务又如何完成呢？
“20年前我来中国的时候头发是黑的，现在全白了。”独立煤层气公司格瑞克集团（Greka）总裁兰迪·格瑞沃（Randeep S. Grewal）非常感慨。坚守中国近20年的格瑞克持续投资，至今未获回报。
从上世纪90年代初进入中国，格瑞克与当时唯一具有煤层气对外专营权的中联煤公司就六个区块签署了产品分成协议，至今已累计投资21亿元，超过煤层气领域其他外企投资量的总和。
格瑞沃坦言，中国煤层气行业的复杂远超其想象。除了技术问题，近20年来投入的时间和资本之大令他头疼不已。
曾在美国和澳洲有着丰富煤层气投资、开发经验的格瑞沃认为，美澳是全球最大的煤层气生产国，但它们煤层气的开发都花费了大概十年时间才获得技术突破，这似乎是一个规律。
“当初我们进入中国时，预计所用时间将少于十年，因为我们已有来自美澳的技术。但中国的管理体制、市场机制以及地质状况，还是让我们花了十年的时间。”
格瑞沃认为，中国也应总结经验，探讨历年产量目标未达到的原因是什么，现在的目标设立依据又是什么。
煤层气的开采，有地面抽采和井下抽采两种。前者成本过高，正是产量目标连年不能完成的主要障碍。
数据显示，“十一五”期间，煤层气产量缺口主要来自地面抽采。而井下抽采计划完成50亿立方米，实际完成92亿立方米，超额完成任务。
2012年，我国地面抽采量约25.7亿立方米，仅完成2015年规划目标的16%。
相比之下，井下抽采量约为99.4亿立方米，完成“十二五”规划目标的近70%，但利用率仅有32%。
井下抽采出的多为低浓度瓦斯，不便利用。其占比过高，是利用率不能达标的主要障碍。但要提高利用率，需投入大量资金去提高浓度和扩大开发规模。
数据显示，近几年我国煤层气利用率屡创新低。
中国煤炭学会专家认为，近年国家非常重视安全生产，对煤矿瓦斯治理力度较大，要求开采煤炭必须先对瓦斯抽采利用，所以井下抽采目标或有望实现。但制约因素仍在，因为煤矿井下抽采要和煤炭开采相结合，故受煤矿采煤产量和速度制约。
为保证“十二五”目标的完成，国家能源局曾为主要煤层气生产企业下达了产量指标。其中中联煤35亿立方米、中石油60亿立方米、中石化6亿立方米、晋煤集团55亿立方米、河南煤层气集团3亿立方米。
中石油煤层气公司一高管算了一笔账，若按现有数据进行计算，就能发现当年拟定目标时的根据并不充分。
以中石油60亿立方米的目标除以365天，再按其目前所有的5300口井计算，则单井日产量要达到3100立方米才能实现目标。
但目前，中石油煤层气公司在沁水盆地的平均单井日产量仅有1000立方米左右。
反过来计算，若要实现60亿立方米目标，就需要打16438口井。而中石油从2008年至今的四年中，才打了5300口井，要想在剩余不到三年内打完11138口井，显然十分艰难。
中联煤、中石油、中石化这三家企业，拥有中国85.83%的煤层气矿权，也是中国煤层气开发的主力，但它们目前并未贡献出与其地位相匹配的产量。
数据显示，持有煤层气资源量份额不到全国1%的山西省晋煤集团，2010年煤层气地面抽采量达到9.08亿立方米，约占全国地面煤层气抽采总量的60%。
有专家指出，晋煤产气量最高，其动力源自采煤。因须遵守国家“采煤先采气”的规定，晋煤进行地面抽采的积极性很高。
而中石油和中煤等央企，面对国资委的资产监管和考核机制，奉行效益优先。相对于常规油气和煤炭的主业，煤层气项目的投资回报率显然不具吸引力。
山西省沁水县端氏镇周边的广阔区域是中国煤层气最早进入规模化商业化生产的基地，这里也是煤层气企业最为集中的地方。放眼望去，运气槽车及作业队伍的车辆在山路上往来穿梭，两侧分布着中联煤等企业的生产基地。遍布山坡的各色磕头机，代表着不同的作业公司。
热闹，并不代表有钱赚。
从产量看，目前沁水盆地中方公司的直井平均单井日产量为1000立方米左右，水平井单井日产量为3万立方米左右；而部分在该地区作业的外企，其水平井曾在短期内达到5万-10万立方米的单井日产量。
另一方面，目前中方企业在地面开发中所打的井，绝大多数为低产量的垂直井，能大幅提高产量的多分支井和水平井数量非常之少。这一点，和喧嚣的页岩气开发颇相似。
打垂直井开采非常规油气的成本，和产气量往往不成比例。
“中国很多都是打常规油井的钻机，一个班20个-30个人，如果要四个钻井队在现场作业的话，就要约100人，成本非常大。”格瑞克中国区经理林明锋介绍。
据中石油煤层气公司一位技术人员介绍，目前“中国开发1亿立方米煤层气需3亿元的成本”。
在地质方面，盛产无烟煤的沁水盆地，是中国目前最主要的煤层气生产基地之一，但其地质特点并不具备代表性。该盆地与另一大生产基地鄂尔多斯盆地，其煤种均属煤化程度较高的高阶煤，本身含气量、含气饱和度较高，而煤层较薄，开采条件较佳；而新疆、内蒙古、东北、两淮、贵州等众多富煤区域，则多属煤化程度低的低阶煤，煤层往往厚达几十米甚至上百米，地质条件也相对复杂。
中国企业针对后一类地区的煤层气勘探、开发技术，目前还没有突破。
为解决上述问题，外国的先进技术也曾被引进中国，但因“水土不服”而无法普及。
2004年左右，美国公司开始将“多分支井技术”带到中国试验，一些中方公司也引进了这种技术。格瑞克成为当时第一批在中国打多分支井的公司，并形成了产量。“但这种井的生产曲线有问题，打一个多分支井要花几千万元，如果最高产量才能仅仅持续几个月（一般的产量衰退期是两年），就得不偿失，所以这又是一个大大的技术弯路。”林明锋说。
2008年，格瑞克通过十年的研发摸索，发明了lifabric钻井技术（下筛管技术），其原理为利用煤层有利的天然裂缝，最大化其煤层之间的采气通道。这种技术，成为格瑞克在中国坚持下来的理由。
原石油部勘探司司长查全衡认为，外国的煤层气钻井技术不能照搬，但外企开发煤层气的时间长、地域广、类型多，中方应加强同外企的合作。
“以前在长庆油田和外方合作开发天然气，外方的单井日产量普遍比中方高很多，其中有许多针对性的诀窍我们不掌握，导致20年来技术瓶颈始终无法突破。”
针对中国煤层气行业存在的种种争议，查全衡坦言：“我觉得最重要的，还是技术问题。”
中国是煤炭大国，但煤层气开发领域走在世界前列的，却是美国。
上世纪八九十年代，美国煤层气产量的增长，主要得益于激励政策下的开发技术突破。在20年前，该国政府对煤层气上游的补贴比例基本达到了井口价格的50%以上。
巨额补贴催生了技术革命。1988年，美国裸眼洞穴完井技术的发明，推动煤层气产业快速发展，从1989年的26亿立方米，狂飙至1992年的154亿立方米，并在2009年达到了547亿立方米。
目前，中国在煤层气方面的一揽子政策大致包括：补贴政策、价格政策、税收政策、利用政策、科技政策以及矿权管理政策。其中对企业激励作用最直接的是补贴政策和价格政策——目前，中国煤层气执行每立方米0.2元的补贴，按井口价每立方米1元计算，补贴比例仅为20%。
张德江副总理曾对煤层气产业作出批示：“提高政策含金量，加大政策扶持力度，全国的国有资金、民营资金、国外资金都会投向煤层气，煤层气的技术问题就会解决，产量就会提高，发展就会加快。”
业界盛传，每立方米煤层气补贴0.6元的政策正在审批之中；而中国政府也多次承诺将逐步理顺天然气价格。但这些政策，与20年前就已实现成熟商业开发的美国相比，尚有较大差距。
诸多业内人士认为，要完成国家新近下达的煤层气目标，必须使出“非常手段”。除了大幅度提高补贴外，还应该彻底理顺机制、体制。
在矿权政策上，目前中国绝大部分地面抽采的煤层气矿权审批于2008年以前，全部矿权面积不足10万平方公里，不及煤炭矿权面积的一半，与常规油气400多万平方公里的面积，更是相去甚远。
除矿权面积少外，国土部在2010年发布的《关于开展煤炭矿业权审批管理改革试点的通知》，专门明确了煤炭和煤层气开发的程序，规定煤炭勘察开采属二级登记管理，中央和地方都可登记；而煤层气勘察开采属一级登记管理，使矿权重叠不再成为煤层气发展的障碍。
但由于近几年煤炭行业效益较好，很多省又新登记了许多煤炭区块，导致煤炭矿权面积不断增长，又出现了新的矿权重叠问题。
更关键的是，中国的煤层气开发由石油企业、煤炭企业及专业煤层气企业组成，缺乏集中的研发、开发平台。在中石油、晋煤等几大主要煤层气巨头中，煤层气业务均非主营，因盈利能力无法与常规油气或煤炭主业相比而被边缘化。
中石油煤层气公司总地质师李景明的体会是：“煤层气属于投资回收期比较长的项目，在项目评选时排得靠后，投资会受影响。”
作为国务院批准成立的计划单列公司，中联煤自身的均股结构一直受人诟病。
业界一些人士认为，“中煤集团没有勘探资金，如果油企看好某一区块想投入，但中煤不投资，则中联煤作为一个均股公司也无法投资。”
日前，中联煤的两大股东中海油与中煤集团签署股权转让合同，后者将向前者出让中联煤20%的股权。若该笔交易顺利完成，中海油与中煤集团对中联煤的持股比例将分别变为70%和30%。这让长期为中联煤体制不顺而担忧的人们舒了口气。
但也有人对此并不乐观。一位接近中联煤的人士称，即便中海油获得控股地位，但中联煤的合资公司本质未变，仍是国务院设立、但委托其他公司管理的公司。
“在中海油每年几百亿立方米的天然气产量面前，中联煤每年的几亿立方米煤层气显然只是零头。”该人士说。
查全衡认为，应让中联煤成为国资委直接管理的央企，才能真正集中和整合国内煤层气行业力量进行技术攻关，大幅提高产量，走上良性发展。
2013年1月29日，国务院发布的《能源发展“十二五”规划》中，对煤层气提出“商品量”的指标，要求到2015年，煤层气商品量要达到200亿立方米。
商品量和利用率不同，但大致可以通用。业内人士指出，按2012年该行业41.53%的利用率计算，意味着行业年产量需达近500亿立方米。
国家能源局2011年末发布的《煤层气开发利用“十二五”规划》，将2015年的产量目标定为300亿立方米。其中地面抽采160亿立方米，基本全部利用；井下抽采140亿立方米，利用率在60%以上。此利用率加权平均已经超过80%。
多位专家向《财经》记者表示，实现上述目标“极为困难”。
中国历届能源规划，鲜有完不成的目标，但煤层气“十一五”目标却未实现。
“十二五”已是第三年，但表现仍未见起色。
2012年全国煤层气产量为125亿立方米，比2011年仅增加10亿立方米，比2010年增加37亿立方米，未完成当年设定的155亿立方米的目标。
俗称“瓦斯”的煤层气，在中国储量丰富，埋深2000米，以浅地质资源量约36.81万亿立方米，居世界第三位。开发和利用煤层气，可有效降低煤矿矿难发生几率，并增加天然气供应量，可谓一举两得。
但是，高昂的勘探开发成本、独特的成藏方式和开发特性，使得煤层气的商业性开发目前仅在美国、加拿大和澳大利亚等少数国家获得成功。
上世纪90年代初，中国开始效法北美进行煤层气勘探开发，专事煤层气对外合作经营的中联煤公司也于彼时成立。
然而，中联煤由于体制掣肘，内耗不断，始终未能承担行业领军者重担。同时，由于煤层气开发投入大、周期长，主管部门在补贴等激励政策方面力度不够，使企业没有动力进行研发，致使技术瓶颈一直无法突破，产量目标始终未能完成。
那么，一再加码的任务又如何完成呢？
“不可能完成的任务”
“20年前我来中国的时候头发是黑的，现在全白了。”独立煤层气公司格瑞克集团（Greka）总裁兰迪·格瑞沃（Randeep S. Grewal）非常感慨。坚守中国近20年的格瑞克持续投资，至今未获回报。
从上世纪90年代初进入中国，格瑞克与当时唯一具有煤层气对外专营权的中联煤公司就六个区块签署了产品分成协议，至今已累计投资21亿元，超过煤层气领域其他外企投资量的总和。
格瑞沃坦言，中国煤层气行业的复杂远超其想象。除了技术问题，近20年来投入的时间和资本之大令他头疼不已。
曾在美国和澳洲有着丰富煤层气投资、开发经验的格瑞沃认为，美澳是全球最大的煤层气生产国，但它们煤层气的开发都花费了大概十年时间才获得技术突破，这似乎是一个规律。
“当初我们进入中国时，预计所用时间将少于十年，因为我们已有来自美澳的技术。但中国的管理体制、市场机制以及地质状况，还是让我们花了十年的时间。”
格瑞沃认为，中国也应总结经验，探讨历年产量目标未达到的原因是什么，现在的目标设立依据又是什么。
煤层气的开采，有地面抽采和井下抽采两种。前者成本过高，正是产量目标连年不能完成的主要障碍。
数据显示，“十一五”期间，煤层气产量缺口主要来自地面抽采。而井下抽采计划完成50亿立方米，实际完成92亿立方米，超额完成任务。
2012年，我国地面抽采量约25.7亿立方米，仅完成2015年规划目标的16%。
相比之下，井下抽采量约为99.4亿立方米，完成“十二五”规划目标的近70%，但利用率仅有32%。
井下抽采出的多为低浓度瓦斯，不便利用。其占比过高，是利用率不能达标的主要障碍。但要提高利用率，需投入大量资金去提高浓度和扩大开发规模。
数据显示，近几年我国煤层气利用率屡创新低。
中国煤炭学会专家认为，近年国家非常重视安全生产，对煤矿瓦斯治理力度较大，要求开采煤炭必须先对瓦斯抽采利用，所以井下抽采目标或有望实现。但制约因素仍在，因为煤矿井下抽采要和煤炭开采相结合，故受煤矿采煤产量和速度制约。
为保证“十二五”目标的完成，国家能源局曾为主要煤层气生产企业下达了产量指标。其中中联煤35亿立方米、中石油60亿立方米、中石化6亿立方米、晋煤集团55亿立方米、河南煤层气集团3亿立方米。
中石油煤层气公司一高管算了一笔账，若按现有数据进行计算，就能发现当年拟定目标时的根据并不充分。
以中石油60亿立方米的目标除以365天，再按其目前所有的5300口井计算，则单井日产量要达到3100立方米才能实现目标。
但目前，中石油煤层气公司在沁水盆地的平均单井日产量仅有1000立方米左右。
反过来计算，若要实现60亿立方米目标，就需要打16438口井。而中石油从2008年至今的四年中，才打了5300口井，要想在剩余不到三年内打完11138口井，显然十分艰难。
中联煤、中石油、中石化这三家企业，拥有中国85.83%的煤层气矿权，也是中国煤层气开发的主力，但它们目前并未贡献出与其地位相匹配的产量。
数据显示，持有煤层气资源量份额不到全国1%的山西省晋煤集团，2010年煤层气地面抽采量达到9.08亿立方米，约占全国地面煤层气抽采总量的60%。
有专家指出，晋煤产气量最高，其动力源自采煤。因须遵守国家“采煤先采气”的规定，晋煤进行地面抽采的积极性很高。
而中石油和中煤等央企，面对国资委的资产监管和考核机制，奉行效益优先。相对于常规油气和煤炭的主业，煤层气项目的投资回报率显然不具吸引力。
技术瓶颈待突破
中国工程院院士、淮南矿业集团副总经理袁亮反复向《财经》记者强调技术突破和政策激励的重要性。“国家定下了目标，还应考虑如何使其成为各个地方政府和企业的目标。这之间，国家政策是一个纽带。”山西省沁水县端氏镇周边的广阔区域是中国煤层气最早进入规模化商业化生产的基地，这里也是煤层气企业最为集中的地方。放眼望去，运气槽车及作业队伍的车辆在山路上往来穿梭，两侧分布着中联煤等企业的生产基地。遍布山坡的各色磕头机，代表着不同的作业公司。
热闹，并不代表有钱赚。
从产量看，目前沁水盆地中方公司的直井平均单井日产量为1000立方米左右，水平井单井日产量为3万立方米左右；而部分在该地区作业的外企，其水平井曾在短期内达到5万-10万立方米的单井日产量。
另一方面，目前中方企业在地面开发中所打的井，绝大多数为低产量的垂直井，能大幅提高产量的多分支井和水平井数量非常之少。这一点，和喧嚣的页岩气开发颇相似。
打垂直井开采非常规油气的成本，和产气量往往不成比例。
“中国很多都是打常规油井的钻机，一个班20个-30个人，如果要四个钻井队在现场作业的话，就要约100人，成本非常大。”格瑞克中国区经理林明锋介绍。
据中石油煤层气公司一位技术人员介绍，目前“中国开发1亿立方米煤层气需3亿元的成本”。
在地质方面，盛产无烟煤的沁水盆地，是中国目前最主要的煤层气生产基地之一，但其地质特点并不具备代表性。该盆地与另一大生产基地鄂尔多斯盆地，其煤种均属煤化程度较高的高阶煤，本身含气量、含气饱和度较高，而煤层较薄，开采条件较佳；而新疆、内蒙古、东北、两淮、贵州等众多富煤区域，则多属煤化程度低的低阶煤，煤层往往厚达几十米甚至上百米，地质条件也相对复杂。
中国企业针对后一类地区的煤层气勘探、开发技术，目前还没有突破。
为解决上述问题，外国的先进技术也曾被引进中国，但因“水土不服”而无法普及。
2004年左右，美国公司开始将“多分支井技术”带到中国试验，一些中方公司也引进了这种技术。格瑞克成为当时第一批在中国打多分支井的公司，并形成了产量。“但这种井的生产曲线有问题，打一个多分支井要花几千万元，如果最高产量才能仅仅持续几个月（一般的产量衰退期是两年），就得不偿失，所以这又是一个大大的技术弯路。”林明锋说。
2008年，格瑞克通过十年的研发摸索，发明了lifabric钻井技术（下筛管技术），其原理为利用煤层有利的天然裂缝，最大化其煤层之间的采气通道。这种技术，成为格瑞克在中国坚持下来的理由。
原石油部勘探司司长查全衡认为，外国的煤层气钻井技术不能照搬，但外企开发煤层气的时间长、地域广、类型多，中方应加强同外企的合作。
“以前在长庆油田和外方合作开发天然气，外方的单井日产量普遍比中方高很多，其中有许多针对性的诀窍我们不掌握，导致20年来技术瓶颈始终无法突破。”
针对中国煤层气行业存在的种种争议，查全衡坦言：“我觉得最重要的，还是技术问题。”
加强激励、理顺体制
中国是煤炭大国，但煤层气开发领域走在世界前列的，却是美国。
上世纪八九十年代，美国煤层气产量的增长，主要得益于激励政策下的开发技术突破。在20年前，该国政府对煤层气上游的补贴比例基本达到了井口价格的50%以上。
巨额补贴催生了技术革命。1988年，美国裸眼洞穴完井技术的发明，推动煤层气产业快速发展，从1989年的26亿立方米，狂飙至1992年的154亿立方米，并在2009年达到了547亿立方米。
目前，中国在煤层气方面的一揽子政策大致包括：补贴政策、价格政策、税收政策、利用政策、科技政策以及矿权管理政策。其中对企业激励作用最直接的是补贴政策和价格政策——目前，中国煤层气执行每立方米0.2元的补贴，按井口价每立方米1元计算，补贴比例仅为20%。
张德江副总理曾对煤层气产业作出批示：“提高政策含金量，加大政策扶持力度，全国的国有资金、民营资金、国外资金都会投向煤层气，煤层气的技术问题就会解决，产量就会提高，发展就会加快。”
业界盛传，每立方米煤层气补贴0.6元的政策正在审批之中；而中国政府也多次承诺将逐步理顺天然气价格。但这些政策，与20年前就已实现成熟商业开发的美国相比，尚有较大差距。
诸多业内人士认为，要完成国家新近下达的煤层气目标，必须使出“非常手段”。除了大幅度提高补贴外，还应该彻底理顺机制、体制。
在矿权政策上，目前中国绝大部分地面抽采的煤层气矿权审批于2008年以前，全部矿权面积不足10万平方公里，不及煤炭矿权面积的一半，与常规油气400多万平方公里的面积，更是相去甚远。
除矿权面积少外，国土部在2010年发布的《关于开展煤炭矿业权审批管理改革试点的通知》，专门明确了煤炭和煤层气开发的程序，规定煤炭勘察开采属二级登记管理，中央和地方都可登记；而煤层气勘察开采属一级登记管理，使矿权重叠不再成为煤层气发展的障碍。
但由于近几年煤炭行业效益较好，很多省又新登记了许多煤炭区块，导致煤炭矿权面积不断增长，又出现了新的矿权重叠问题。
更关键的是，中国的煤层气开发由石油企业、煤炭企业及专业煤层气企业组成，缺乏集中的研发、开发平台。在中石油、晋煤等几大主要煤层气巨头中，煤层气业务均非主营，因盈利能力无法与常规油气或煤炭主业相比而被边缘化。
中石油煤层气公司总地质师李景明的体会是：“煤层气属于投资回收期比较长的项目，在项目评选时排得靠后，投资会受影响。”
作为国务院批准成立的计划单列公司，中联煤自身的均股结构一直受人诟病。
业界一些人士认为，“中煤集团没有勘探资金，如果油企看好某一区块想投入，但中煤不投资，则中联煤作为一个均股公司也无法投资。”
日前，中联煤的两大股东中海油与中煤集团签署股权转让合同，后者将向前者出让中联煤20%的股权。若该笔交易顺利完成，中海油与中煤集团对中联煤的持股比例将分别变为70%和30%。这让长期为中联煤体制不顺而担忧的人们舒了口气。
但也有人对此并不乐观。一位接近中联煤的人士称，即便中海油获得控股地位，但中联煤的合资公司本质未变，仍是国务院设立、但委托其他公司管理的公司。
“在中海油每年几百亿立方米的天然气产量面前，中联煤每年的几亿立方米煤层气显然只是零头。”该人士说。
查全衡认为，应让中联煤成为国资委直接管理的央企，才能真正集中和整合国内煤层气行业力量进行技术攻关，大幅提高产量，走上良性发展。