煤层气行业正处在发展的战略调整期。受国内外能源形势和煤炭关井压产的影响，井下瓦斯抽采量开始下降。“十二五”期间，全国煤层气年均增速为14.9%，其中井下瓦斯抽采年均增速12%，地面开发年均增速23%，但均呈现逐年增速下降态势。2016年前三季度，全国煤层气累计产量126.41亿立方米，同比增长0.31%，其中地面开发产量33.19亿立方米，同比增长3.99%，井下瓦斯抽采量93.22亿立方米，同比下降0.94%。
影响煤层气产业发展的内部因素
除了外部因素，影响我国煤层气产业发展的内部因素有以下几点：
一是扶持政策激励效应趋于弱化。
随着生产资料、人工等费用增长，煤层气开发成本逐年上升。这些因素削弱和冲抵了煤层气税费减免、财政补贴等政策的扶持效果，现行0.3元/立方米补贴标准明显偏低，煤层气企业普遍经济效益差，自我发展能力弱。事实上，煤层气的间接效益和直接效益一样显著，煤层气的开发利用避免了煤矿瓦斯事故造成的巨大经济损失和不良社会影响。也正因此，美国对页岩气没有补贴，却持续补贴煤层气长达23年之久。
同时，国家支持煤层气科技进步的力度降低。“十二五”期间《大型油气田及煤层气开发》国家重大专项中，煤层气方面设有10个项目、6个示范工程。“十三五”则减少为5个项目、5个示范工程。与“十二五”相比，“十三五”煤层气重大专项项目数量和中央财政资金投入分别下降了37.5%和49%。
二是尚需进一步改革煤层气体制机制。
目前，我国批准的煤层气矿权（显性矿权）仅有不足5万平方公里。与常规油气矿权重叠的面积超过25万平方公里，形成油气企业的隐性煤层气矿权。煤层气矿权面积小且95%以上集中在央企、国企手中。民企难以进入上游开发领域，致使煤层气勘探开发陷于事实垄断、僵化的局面。
煤层气、页岩气和致密气综合勘探开发缺乏政策支持。煤层气区块的煤层气、页岩气、致密气难以界定，且综合勘探开发具有实际效益倍增的效应。国外对煤层气区块内此类气体允许在享受同等政策情况下综合开采。
三是煤层气工程管理模式落后雪上加霜。
“十二五”期间，由于工程管理模式落后，造成5500余口煤层气井钻在构造煤带、高矿化致密煤带以及断裂带高产外源水区，占期间完钻开发井的46%。现有生产井中75%为单井日产量低于600立方米的低产井。
“十三五”目标实现难度依然很大，须“清障加油”
事实上，中国煤层气的储量约为美国的3倍，我认为中国煤层气产量的峰值要高于美国的500-600亿立方米，达到900-1000亿立方米。
而要实现这一目标，必须把握“十三五”战略调整期，煤层气地面开发要继续强化中部、开拓西部、推进西南，合理布局，逐步改变过度集中的开发现状。
继续加强沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气生产基地建设。
开拓建设新疆准格尔盆地东南煤层气产业化试验区，突破低阶煤开发。
推进黔西川南煤层气开发工业示范区，突破构造煤、深部煤层气的开发。
其次要进一步完善煤层气勘探开发的扶持政策，增强相关企业的造血增血能力。
与美国煤层气的地质条件简单、高渗透率不同，我国煤层气大部分为地质条件复杂、低渗的吸附气。根据产业发展、抽采利用成本和市场销售价格变化，建议将目前0.3元/立方米的煤层气抽采补贴提高到0.6元/立方米，并随情况变化而调整。
在公开、公平、公正的原则下，改进矿权管理，解放隐性煤层气矿权，为煤层气勘探开发创造发展空间。鼓励在煤层气矿权范围内，煤层气、页岩气、致密气三气共采并享受优惠政策，研究实施煤层气勘探证、采矿证两证合一制度。
最后要加强科技创新和严格工程管理。
继续强化和实施“大型油气田及煤层气开发”国家重大科技专项，通过各类示范工程的实施，创新出适用于我国不同资源条件的系列性、个性化技术和工艺。
无论从调整能源生产消费结构，还是保障煤矿安全生产、保护生态环境来看，煤层气开发都是我国的刚性需求，必须有足够的恒心、耐心和决心，才能建成具有中国特色的煤层气产业。若不能实现“清障加油”，“十三五”目标实现难度依然很大。
