“十一五”末，我国煤层气开采总量达86亿立方米，利用总量为34.06亿立方米，没有实现“十一五”规划提出的“抽采量应达100亿立方米，利用量达80亿立方米”目标。我国煤层气利用缓慢的原因有：

一是采煤权和采气权重叠。采气权由国土资源部批，而采煤权(年产120万吨以下)各省就能批。这就造成拿到采气权的未必能拿到采煤权，而拿到采煤权的未必能有采气权。一份来自山西省的煤层气产业发展调研报告指出，气是中央的，煤是地方的，两权主体分置，同时缺乏有效的统筹协调。这无疑是形成煤层气开采无序、各自为战、资源浪费严重的重要原因。

二是优惠政策侧重点在销售环节，而忽视勘探开发。“十一五”我国推出一揽子支持煤层气发展的优惠政策和措施：财政按0.2元/立方米对煤层气开采企业进行补贴；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；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煤层气治理等。亚美大陆煤层气有限公司副总裁李京接受记者采访时表示，补贴和退税针对销售环节，只有采出气来才能享受，“而前期勘探并没有优惠政策，这部分投资是纯投入，风险大，全靠企业自己承担”。

三是开发周期限制。我国自“十一五”启动煤层气规模勘探开发。目前，地面煤层气开发规模较大的国内企业主要有中国石化、中国石油、中国海油、河南煤层气公司等。但勘探需要时间，环评等项目审批需要2~3年，征地时间更不能确定。比如“端氏—博爱”煤层气管道工程开工建设，原定2010年7月运营，但由于征地补偿不能达成一致，至今未投用。此外，我国的煤层气关键技术还没有完全掌握。李京说，我国不同盆地的地质条件有很大差别，不同的储存条件需要不同的勘探技术，但我国技术以引进为主，需要不断试验，直到找到适用技术，这需要时间。

“十二五”煤层气开发利用规模有望翻番

正在编制中的《煤层气开发利用“十二五”规划》称，未来5~10年，煤层气探明储量进入快速增长期，到2015年和2020年分别新增探明储量1万亿立方米和两万亿立方米。到2015年，我国煤层气总体抽采量目标为210亿立方米，其中地面抽采量为90亿立方米，井下抽采量为120亿立方米。这是“十一五”规划目标的两倍多。

一是财税优惠更全面。虽然规划对业界普遍关心的矿权重叠问题并未安排，但财税优惠有望大幅度提高。过去类似每开采1立方米补贴企业0.2元、每发1千瓦时电补贴0.25元的政策有望调整，开采补贴提到0.4元/立方米、煤层气发电补贴提至0.35元/千瓦时。而且规划中首次提出设立勘探风险基金。煤炭信息研究院煤层气研究中心主任赵国泉表示，勘探风险基金的设立将大大促进煤层气产业发展。

二是行业对外专营垄断被打破。目前，中联煤对外专营的垄断局面被打破，中国石油、中国石化、中国海油、河南煤层气公司等加入竞争。中国石油宣布，计划在未来几年投资超过100亿元，用于煤层气产能的扩张，预计2015年煤层气产量达到45亿立方米。

此外，我国前期的勘探煤层气项目进入收获期。目前，我国已有沁南潘庄、沁南潘河、沁南枣园和辽宁阜新4个煤层气示范项目进入商业化开发阶段。李京表示，公司煤层气项目经过10年的运作即将进入商业化生产阶段，目前潘庄、马壁项目已经上报国家发改委，即将进入开发期，年产能可达6亿立方米。

煤炭开采企业和煤气化工行业受益

业内人士分析认为，虽然产业链各环节都将受益于煤层气产业的开发利用，但是各环节的受益程度不同。富有煤层气资源的煤炭开采企业以及煤气化工企业应是优先受益板块。

从煤层气开发利用产业链看，国家通过财政补贴等方式促进煤层气开发利用产业的形成，将有利于煤层气上游的开发及相关技术设备提供商，中游的燃气管道运输建设及相关技术设备提供商，下游的工业应用、民用消费终端的设备或是服务提供商。当然由于煤层气的终端消费价格较低，这对于下游的化工尤其是化肥生产商来说，有利于其控制生产成本。

因此，上游的煤炭企业因富有煤层气资源将大大提升其煤层气的附加利用价值，提高其毛利率以及赢利水平，中游的中国石油、中国石化、中国海油由于拥有管道资源也将大大受益于煤层气产业的发展，下游的煤层气发电商、发电设备提供商、仪表仪器制造商、化肥化工制造等行业也将受益于煤层气产业的发展。同时，上、中、下游各个环节的技术服务或设备制造提供商也将受益于这一产业的发展，如矿井设备及技术服务商、管道建设的土建服务提供商等。

随着各企业开采力度的加大，一些致力于煤层气开采和发电等方面的技术和设备供应商将受益，如天科股份和石油济柴这类企业在煤层气技术设备领域的业务有望继续增长。