在国际上，开发煤层气的国家在规模、技术、水平和投资各方面应首推美国。早在1953年，美国就在圣胡安盆地钻探完成了第一口煤层气开发实验井。20世纪80年代，美国开始试验应用常规油气井（即地面钻井）开采煤层气并获得突破性进展，标志着世界煤层气开发进入一个新阶段。我国则是从上世纪90年代才真正意义上出台国家层面上对煤层气勘探、开发的相关管理规定。进入新千年，我国政府更加充分地认识到煤层气开发的价值，并于2006年、2013年分别印发了《加快煤层气抽采利用的诺干意见》及《煤层气产业政策》（以下简称政策）。
新印发《政策》明确了我国煤层气产业发展目标、市场准入条件、勘探开发布局、技术装备研发、资源协调开发、安全节能环保等内容。该项政策提出，到2015年，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，再用5~10年时间，新建3~5个产业化基地，把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。新政发布实施将会对我国科学高效开发利用煤层气资源、促进煤层气产业快速健康可持续发展产生深远影响。
规模化开采尚未形成
据了解，世界上有74个国家蕴藏着煤层气资源，中国煤层气资源量达36.8万亿立方米，居世界第三位。目前，中国煤层气可采资源量约10万亿立方米，累计探明煤层气地质储量1023亿立方米，可采储量约470亿立方米。煤层气主要集中在中西部地区，资源量大于1万亿立方米的有8个盆地，占总资源量的76%。埋存小于1000米的资源量是14万亿立方米，成为目前开发的主要资源。我国煤层气产业开发利用自1987年起先后经历了前期研究、勘探选区、开发试验和规模开发阶段后，并形成了地质评价、地震处理解释、井位井网优化、钻井、压裂、排采、地面集输等技术系列，浅层煤层气生产主体技术基本成熟。过去的几十年中，我国在煤层气勘、钻井、抽采等方面取得显著成绩。
截至2012年底，我国累计施工煤层气井13580口，其中2011年和2012年两年的钻井数7960口，为以往钻井总数的1.4倍；从2010年开始，煤层气年新增探明地质储量超过1000亿立方米，2011年和2012年两年新增探明地质储量2541亿立方米，累计探明地质储量达5350亿立方米；过去5年，煤层气抽采量逐年递增，年平均增长速度22%，2012年累计抽采煤层气125亿立方米，比5年前增加了165%。
然而，当前煤层受行业管理体制、技术瓶颈等约束、国内煤层气勘探、市场开发缓慢。中国煤层气从试验到规模化开发虽已走过20多年，却未能实现真正意义上的商业化。据了解，自2011年，我国地面煤层气抽采量为23亿立方米，为当年煤层气抽采总量的20%；2012年，这一比例也仅提升至21%左右，未完成当年155亿立方米的发展目标，利用量不足2012年天然气表观消费量的1/4；“十五”期间，我国规划煤层气抽采量30亿~40亿立方米，实际完成地面煤层气开采3000万立方米，完成煤矿瓦斯抽采22亿立方米，未完成规划量；“十一五”期间，我国规划煤层气抽采量103亿立方米，其中规划地面煤层气开采量50.2亿立方米，实际完成15亿立方米，完成比例仅为29.9%，规划煤矿瓦斯抽采量52.8亿立方米，实际完成75亿立方米；“十二五”期间，我国规划煤层气抽采量为300亿立方米，其中，规划地面煤层气开采量160亿立方米，规划煤矿瓦斯抽采量140亿立方米。对于此目标，中国石油和化学工业联合会副会长李润生曾指出，十二五近半在即，为实现这个目标，初步估算，今明两年共需完成10000余口钻井，新增数几乎是历年钻井总数之和。这也就是说，“十二五”后2年多时间，各主要生产企业须以年均翻番的速度发展，并在2014年底前完成所需产能建设的钻井工作量。但从目前的情况判断，实现“十二五”规划目标的难度很大。
规模化开发难在何处
对于当前我国煤层气开发利用力度不足及一段时间内难以实现规模化开发的现状，业内人士普遍认为，煤炭和煤层气矿权重叠问题是其发展中不能忽视的。在我国，煤层气勘探、开采均由国土资源部管理；而大部分煤炭资源的探矿权和采矿权却由所在地方政府管理。由于利益驱动，以及政策水平等原因，一些地方政府在设置煤炭矿权时，往往对煤层气矿权考虑不足，致使煤层气开发进展缓慢。在没有更好的解决方案前提下，煤炭、煤层气企业间的利益权衡或许还要继续博弈下去。以煤层气资源丰富的山西省为例，煤炭企业曾建议，变煤层气国家一级管理为国家和省两级管理，实现“气随煤走、两权合一、整体开发”。该建议一经提出，便遭到了煤层气企业的反对。建立煤层气矿权配置优先于煤炭探矿权配置的原则便成为他们的主张，凡是煤层气矿权没有配置的煤田、矿区，不得配置煤炭资源矿权。
此外，煤层气长输管网建设滞后，管道短、管径细、分布碎、开发与输送衔接不畅等制约了煤层气资源的大规模开发利用，造成开采量上不去，开采多又因没有成熟的运输管道而无法运输。据了解，“十二五”规划了相当规模的煤层气管道建设，但时至今日，2年多已经过去，规划中的煤层气管道建设十分不理想，要在3年内建成这些煤层气长输管道，难度很大。相关数据显示，目前国内煤层气管道总长度每年增长不到5000米，且多是局部联网，难以形成规模。据了解，目前国内煤层气企业除中石油外，其他企业几乎没有自己的长距离输气管道，供给中石油管道的煤层气受到价格和数量限制，只能就近销售或者小规模液化。
民营资本在煤层气开发中参与力度不足，也是其难也大规模的开发。民营资本常因技术、政策、体制、环境等各方面因素制约，而在煤层气开采竞争中折戟沉沙。在煤层气矿权放开申请之初，曾有一些民营企业在一些面积较小的区块登记，但后来因技术、资金不足等原因相而继退出。随后大部分区块被中联煤、中石油、中石化、河南煤层气等央企或地方国企收入囊中。2007年，国土资源部发文暂停煤层气区块审批，此后再没有设置新的区块。多年来，一些拥有技术实力和资本的民营企业只能扮演为拥有矿权的国企提供技术服务的“二等公民”角色，或在境外注册，以外资身份和拥有对外合作专营权的国企进行产品分成合作，难以真正介入煤层气的勘探开发。
煤层气开采的技术研发不足依然有待解决。我国虽然基本掌握煤层气开发的主要工程技术，但还不够完善，技术创新能力和基础设施较为薄弱。目前的技术只能解决一小部分煤层气资源的开采，利用率很低。煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。当前，在中国煤层气井施工中，钻井均采用回转式水基钻井液钻井工艺，储层强化改造基本上全部采用水基压裂液携砂的压裂工艺。这种工艺技术很容易对煤储层产生严重伤害，致使煤层气井很难获得理想的气产量。冲击式空气循环钻井工艺，泡沫压裂液携砂的储层强化工艺，对煤层的伤害比较轻微，在美国已广泛应用，取得了良好的效果。我国则由于设备、资金等方面的原因，至今其试验尚未开展。
“新政” 助力产业发展
在国内煤层气“十二五”规划发布实施一年多之后，国家能源局于2013年3月发布协调整、指导个行业发展《煤层气产业政策》。该政策提出，将强力推进煤层气产业发展，把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业；并将鼓励民间资本、境外资金参与煤层气勘探开发和管网等基础设。可以说，《政策》的发布对当前不景气的煤层气开发利用现状开了一剂“猛药”。
对于社会各界，特别是煤层气行业比较关注的煤炭和煤层气矿权重叠问题，《政策》在用了一章的篇幅来说明今后如何逐步解决矿权重叠的问题。在资源协调开发方面提出，在煤炭远景区优先煤层气地面开发，在煤炭规划生产区鼓励地面、井下联合抽采煤层气资源，建立煤层气和煤炭共同勘探、合作开发、合理避让、资料共享等制度。但是，面对多年都没得到彻底解决的老难题，此次新政出台能否取得成效，仍有待市场检验。
《政策》虽提出了“采煤采气一体化”发展设想，但业内却普遍认为，仅依靠发文解决不了煤层气矿权纷争的根本问题。“矿权”的主要问题在于在法律上气权和矿权是分开的，这两个权利不统一，利益纷争永远都存在。针对问题业内资深人士曾认为，未来可以通过拥有气权的煤层气企业与拥有煤炭采矿权的煤企进行协商合作的方式解决这一难题，其合作模式主要有三交模式、沁南模式和晋城模式三种：三交模式是指煤企和煤层气企业共同进行煤层气的开发；沁南模式是指煤炭企业不具备煤层气开采能力时，通过招标等模式引入煤层气企业作为作业方对煤层气进行抽采；晋煤模式是指煤炭企业具有煤层气开采能力，申请获得采气权并自主进行煤层气的开采。
针对长期制约我国煤层气开采的运输管道建设不足，长输管网建设滞后等问题，《政策》抛弃了“低压输送”的落后理念，第一次提出“煤层气以管道输送为主”，“统筹规划建设区域性输气管网，鼓励煤层气进入城市公共供气管网和天然气长输管网”，并提出“输气管网运营企业应为煤层气用户提供公平、公正的管道运输服务”。
而对于煤层气开采中的民营企业参与热情不高，与国际合作不够广泛的现状，《政策》明确提出，鼓励所有制企业参与煤层气勘探开发利用，形成以专业化煤层气公司为主体、中小企业和外资企业共同参与的产业组织结构。虽然有技术、有资本的民企不一定能获得矿权，但《政策》的出台的确给许多民营油服公司和技术装备公司吹来一股暖风。另外，《政策》特别提出，鼓励大型煤炭企业和石油天然气企业成立专业化煤层气公司，形成以专业化煤层气公司为主体、中小企业和外资企业共同参与的产业组织结构。从中不难看出，与大型国有专业化煤层气公司合作，也许对不能获得矿权的民企来说是个退而求其次的不错选择。
《政策》第五章针对当前煤层气开采在技术方面存在的瓶颈，提出坚持自主研发和引进相结合、基础研究和技术创新相结合，加大科技研发投入，实施国家科技重大专项、科技支撑计划、“863”计划、“973”计划和产业化示范工程，鼓励企业、科研机构和高等院校联合开展科技攻关，加强工程（技术）研究中心、重点实验室等创新平台建设，发展技术咨询服务，提升煤层气产业科技创新能力。