“目前，我国煤层气大规模开发利用的主要矛盾就是运输瓶颈。”中国石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红这样告诉记者。杨建红指出，气体能源对管道运输的依赖性非常强，煤层气进不了管网，就意味着这个瓶颈得不到解决。

　　我国最大的煤层气开发利用企业中联煤层气有限公司董事长孙茂远也持同样的观点,孙茂远向记者诉苦说，我国煤层气管网基础设施薄弱，这就使煤层气生产区域与市场脱节，从而导致市场需求不能对煤层气的开发起到强有力的推动作用，造成煤层气开发的成本大大增加，加大了煤层气项目的风险。煤层气企业不仅要建设井田内部管网，还要考虑长输管网建设，过高的成本影响了企业的经济效益和开发煤层气的积极性。

　　据了解，目前，国内最长的煤层气管道仅35千米，煤层气管道总长度还不到50千米。从全国煤层气管道分布看，主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯盆地，而每个企业的管道自成体系，就地发展，相互不联通，更谈不上建成共享网络。我国13年煤层气产业的发展，管道总长度的年增速甚至低于5千米。

　　我国煤层气管网建设面临的严峻现实，引来业界的普遍担忧。该如何破解这一瓶颈呢？孙茂远认为，煤层气与天然气可以混输混用，两者拥有共同的市场用户。“两气”统一利用是完全可行的，它们同属气态能源，同是碳氢化合物，同是利用其热值，便于相互取代；“两气”采用相同的管网传输方式，自然可以用同一管网传输，并且可以采用同样的储存方式、维修方式和管理方式。

　　杨建红分析认为，目前“两气”统筹已经具备条件。国家“十一五”发展规划提出加快煤层气开发利用，目前除已出台一系列煤层气优惠政策措施外，还鼓励煤层气经处理质量达到标准后，可优先并入天然气管网及城市公共供气管网。由于只有符合天然气质量标准的煤层气才被允许并入天然气管网系统，因此，甲烷含量较低的煤层气必须通过掺混高浓度煤层气或成熟实用的增浓工艺，达到安全或可与天然气互换的气质。煤层气利用已经进入城市燃气领域，其关键问题是安全和准入。

　　杨建红说，我国天然气市场需求潜力巨大，煤层气是重要补充气源。预计2020年全国天然气需求量2500亿～2900亿立方米，预计常规天然气产量不能完全满足需求，进口天然气和非常规天然气是重要的补充。现在，全国骨干天然气管网初步形成，截至2008年底全国已建成西气东输、陕京系统、忠武线、涩宁兰等天然气管道，到2015年全国性天然气管网将形成，可望覆盖全国300多个地级及以上城市和所有具备规模生产条件的煤层气区块。

　　如何让煤层气“傍上”天然气管网“靠山”？杨建红认为，从管网规划来看，要使煤层气与天然气相匹配，国家“两气”统筹要对不同区块的煤层气进行统筹兼顾、分层次规划。我国主要的煤层气生产基地有四个，一是山西沁水盆地，其煤层气管网临近国家天然气主干管网，已经由中联煤、中石油以及地方公司分别开发建设。统筹这三者的煤层气资源，可实现规模生产和优化流向，在满足当地市场用气需求的基础上，煤层气可进入西气东输管道。二是鄂尔多斯盆地韩城区块，也临近国家天然气主干管网，区域性的管网相对发达，近期以满足气田周边市场为主，兼顾就近区域管网，远期可逐步考虑并入天然气管网；三是鄂尔多斯盆地准格尔区块，远离国家主干管网，要统筹考虑煤层气、煤制天然气和鄂尔多斯新增天然气3种气源，管网规划时考虑3种气源并线的可能性，部分气源可向东输往环渤海地区；第四是准格尔盆地昌吉区块，属于边际气田，其管网规划应考虑满足周边市场的支线，煤层气利用以就近项目为主。

　　业内专家还指出，煤层气管网建设以及并入国家天然气骨干管网，涉及跨省区、各地方以及不同业主的多方利益，协调工作具有很大难度，要走的路还很长。为此，需要国家相关部门出面牵头，协调和统筹规划“两气”管网建设，一是综合考虑煤层气与天然气、煤制天然气等3种气源，协调业主和各生产商，争取共同组织气源，统一管网；二是不同气源统一区域管网，就近利用，并通过国家主干输气管网外输；三是平衡价格，要平衡不同气源之间的气价，达到各方满意共赢。