8月  河南鶴壁項目突破日產量3100立方米，創全國構造軟煤地區煤層氣單井日產量最高紀錄。.

        9月  豫中地質勘察工程公司實現日產2.8萬立方米，創造了我國煤層氣L形單井日產的最高紀錄。

                由山西省國新能源發展集團有限公司投資的國內首個煤層氣綜合利用示范園區項目在壽陽投產運行。

                晉煤集團研發制造的水力噴射徑向鉆機順利完成工業性試驗，填補我國徑向井鉆機的制造空白。

        10月 中聯公司對外合作宿南項目在兩淮構造粉煤區獲得31.58億立方米探明儲量。

　　國家能源局數據顯示，今年前三季度，全國煤層氣（煤礦瓦斯）抽采量126億立方米，利用量55億立方米，同比分別增長9%和14%。 其中，地面煤層氣產量27億立方米，利用量22億立方米；井下煤礦瓦斯抽采量99億立方米，利用量33億立方米。

　　此外，三季度我國煤層氣區塊消息不斷，實現多個技術創新和項目的突破，為解決產業發展難題打下堅實基礎。

　　突破捷報頻傳

　　煤層氣開采技術突破接連不斷。8月，河南省煤層氣開發利用有限公司鶴壁項目部鉆探的2號井地面排采煤層氣日產量突破3100立方米，創全國軟煤地區煤層氣單井日產量最高紀錄，這意味著以鶴壁為代表的軟煤構造地區取得了重大的技術突破，國內尚屬首例。

　　9月，我國煤層氣創L形單井產量最高紀錄。豫中地質勘察工程公司組織施工的煤層氣井實現日產2.8萬立方米的產量，創造了我國煤層氣L形單井日產的最高紀錄。該井在直井段完成后，通過無線隨鉆定向技術沿著煤層水平方向推進，共完成水平段長度達800米，創造了河南省地勘業施工水平段最長紀錄。

　　晉煤集團研發制造的水力噴射徑向鉆機也在9月順利完成工業性試驗，填補了我國徑向井鉆機的制造空白，同時也開創了煤層氣徑向鉆井開采的先河，產品技術達到世界領先水平。該技術借助高壓射流的水力破巖作用在煤層中鉆眼，將增加煤層滲透性，可實現多個方向進行徑向水平鉆井。

　　同月，由山西省國新能源發展集團有限公司投資的壽陽煤層氣綜合利用示范園區項目投產運行。該項目由熱電聯產、煤層氣液化、煤層氣綜合利用三個部分組成，對山西省電力迎峰度夏、燃氣冬季保供、降耗減排起到積極作用。

　　10月，我國首個中外合作煤層氣區塊探明煤層氣儲量成績喜人--中聯公司對外合作宿南項目在兩淮構造粉煤區獲得31.58億立方米探明儲量。

　　國家能源委專家咨詢委員會委員孫茂遠表示，我國煤層氣資源豐富，又有多年的開發利用經驗，煤層氣產業已有良好的發展基礎。而且與其他非常規天然氣資源相比，開發利用煤層氣也不存在環境破壞、水資源等諸多環保問題。綜合來看，在當前的非常規油氣開發中，煤層氣勘探利用的綜合效益最大，應放在非常規油氣中最先發展的位置，加大科技攻關和政策扶持力度。

　　諸如此類的突破似乎讓煤層氣產業看到希望，我國煤層氣產業應從商業開發初期轉入快速發展期，煤層氣產量應大幅度持續增長，但是一些亟待解決問題和困難拖滯煤層氣發展的腳步。

　　諸多難題待解決

　　“盡管近期我國煤層氣取得諸多進展，但作為煤層氣儲量大國，煤層氣的發展依然面臨很多問題和瓶頸，阻礙了煤層氣的快速發展。” 安迅思燃氣產業鏈總監黃慶說。

　　2013年7月，國家能源局出臺《能源行業加強大氣污染防治工作方案》提出非常規天然氣的產能規劃，到2015年，我國煤層氣產能達到90億方，2017年，煤層氣產能達到320億方。

　　但事實是，2013年我國煤層氣產量僅為30億立方米，年增長僅3.54億立方米，新增鉆井數2000口左右，投入資金也大幅下降，煤層氣產業發展呈現底氣不足，產業發展不僅低于社會預期，而且預示完成“十二五”規劃的產量目標困難重重。

　　數據顯示，我國天然氣對外依存度已超過30%，煤層氣無疑是補充常規氣源的有效途徑，但仍有諸多問題阻礙其發展。

　　老生常談的開采區塊氣礦權重疊問題仍然值得關注。雖然國家明確提出“先氣后煤”的開采主張,但是大部分煤企出于井網破壞煤層結構、增加開采難度等考慮,越過煤層氣開采環節,以經濟補償的方式收購煤層氣采礦權。

　　而很多拿到氣權的煤層氣企業只是跑馬圈地，沒有真正開采。晉城煤業集團下屬的沁水藍焰煤層氣有限責任公司煤層氣產量目前占全國的78%左右，公司技術成熟后走出沁水到其他礦區開發。“氣權或在央企或在外國公司，由于我國礦權設置實行“申請在先”和“探礦權排他性”的行政性配置辦法，所以煤層氣礦權由國土部配置以后就不會更改。”黃慶說。

　　煤層氣開采補貼有限，政策扶持力度并不足也是問題之一。煤層氣開發初期投資大，開發周期很長，通常要三到四年才能出氣。目前煤層氣的財政補貼僅為0 .2元/立方米，企業處于虧損狀態。據了解，因為價格太低，山西本省的煤層氣企業由于承擔著“氣化山西”提供氣源的任務，雖然賠錢，也只能大力抽采。

　　地質條件不理想，抽采技術不成熟也是現階段需攻克的難題。我國雖然富煤，但是各區塊地質結構差異大，可采量少，只有2000億立方米左右，目前集中在沁水盆地、鄂爾多斯盆地這兩塊，只有進一步勘探開采接續基地，才能形成大規模開采格局。多位業內人士表示，從美國引進的先進技術無法完全適用我國地質結構，大量煤層氣資源尚無法抽采，技術瓶頸也是阻礙我國煤層氣發展的主要問題之一。

　　政企聯手破難題

　　煤層氣大力發展，需多角度破解。

　　影響煤層氣產業發展的三大因素是政策、技術和投資，只有做好頂層設計并加快政策落實，才能夠激發企業的投資熱情和技術創新。

　　要盡快提高煤層氣補貼標準和價格。目前0 .2元/立方米的補貼標準明顯偏低，企業虧損嚴重，只有大幅提高補貼標準和價格，才能真正刺激企業加速開發的積極性。中國工程院院士袁亮曾建議，從現在到2020年，國家應加大價格調節、財政補貼、稅費優惠力度，對原先銷售煤層氣產品的補貼，由目前的0.2元/立方米增加到0.4元/立方米。“經濟性是企業參與和多元化投資格局形成的重要推動力。”他說。

　　在價格補貼推進落實過程中，還需政企聯手，合力攻堅發展難題，推動煤層氣資源開發。“在5到10年內不開采煤炭資源的煤田規劃區，提前進行地面煤層氣開采，布置大量鉆井。對于圈而不采的煤層氣區塊，建議按照招、拍、掛形式對煤層氣資源實行有償出讓和配置，防止某些企業跑馬圈地。這樣，我國開采的井口數量就有望大幅增加，只有加大開采力度，才能規模化產氣”，黃慶說。

　　而通過資金、市場等手段推動企業建立技術聯合創新機制也頗為重要。增設示范工程、資源保障與前瞻性技術研發、先導型試驗和示范工程、國家級科技創新平臺，形成院校、企業、政府一體化攻關研究。

　　孫茂遠表示，我國煤層氣具有一定的資源、市場和政策的優勢，有其他非常規油氣無可比擬的綜合效益和社會需求，只有政府、企業和社會聯手，才能改變煤層氣產業發展緩慢的現狀。