二是煤层气行业管理仍存在制约因素。首先，煤层气开发手续难以办理，政府管理难，企业执行难。例如，企业申报采矿证所需的文件附件多，获取有关参数的周期长，导致企业在提交探明储量后的两三年内很难拿到采矿证。而恰恰在这两三年间，企业根据煤层气的开发特点又不得不采，这导致了手续不健全、违规开采现象。其次，用地审批仍然是制约产能建设速度的重要瓶颈。井距小、井网密是煤层气开发的一个显著特点。按直井开发，单井日产2000立方米计算，建1亿立方米/年产能的项目，要钻煤层气井130～150口。尽管通过钻井技术的优化，可以减少井场占地，但用地多的问题在短时间内仍难改变。再次，环评难。根据规定，企业申请采矿证时，需要专门钻水文井，至少经过3～5年的监测合格，才能获得国家环保部门的环评批复。实际上，煤层气井从一开始勘探就需排水，完全可以利用这些探井先期进行地层水的水量、水质监测，并不需要专门进行水文钻井。上述问题，在一定程度上制约了煤层气的开发进度，使得企业已获批的工作量远远不能满足“十二五”目标的要求。
　　三是煤炭与煤层气产业发展不够协调。煤炭占我国一次能源消费比重高，产煤地区容易出“以煤压气”现象，存在煤炭优先或相对排斥煤层气探矿权、采矿权设置的问题。2007年以来，我国煤层气矿权面积逐步缩减，基本上没有新立的探矿权。“十一五”期间，我国大概共核减5～10年内影响煤炭开采的煤层气矿权面积1.1万平方千米。2012年底，煤层气矿权面积只有不到6万平方千米。煤炭与煤层气矿权的重叠，影响到地方政府推动煤层气开发的积极性，也增加了企业的开发成本。李润生指出：“这需要通过经济杠杆手段，运用激励与约束相结合的调控政策，平衡国家、地方、煤炭企业、煤层气企业之间的利益，发挥煤炭与煤层气企业两个主体的优势和积极性。”
　　四是管网体系不完善，煤层气利用率低。目前，煤层气管道建设滞后，集输管网不能满足开发与市场紧密衔接的需求。按照管道强度，即单位产量分摊的长输管道长度测算，我国煤层气的管道强度仅仅是天然气管道强度的十四分之一。部分开发区域缺少输气管道，大量开发出来的煤层气因到不了市场而被迫排空，既浪费了资源，也对环境造成较大影响。目前，我国煤层气用户主要集中在煤层气田附近，除了城市居民，一般只有小型LNG、小型瓦斯发电项目，需求十分有限，利用率较低。
　　五是技术装备水平较低，难以支撑快速突破。我国煤层气资源丰富，但低阶煤（处于低变质阶段的煤，主要为褐煤和低变质烟煤）占全部煤炭储量的46%，开采难度大。目前，国内煤层气开发利用基础研究薄弱，缺乏行业统一的技术标准规范。煤层气行业主要参照天然气行业的模式管理。此外，现有煤层气技术装备水平较低，规模应用水平井还存在技术瓶颈。以直井井型配合井底流压控制为核心的排采工艺，煤层气单井产量一般仅能达到1600～2000立方米/日，多井低产特征明显。引进的国外开发技术往往“水土不服”，不能适应我国复杂的地质条件。煤层气井型、井网和钻完井、储层改造等技术，以及低能耗集输工艺技术等需要进一步完善和试验攻关，特别是煤层气排采技术已成为提高单井产量的瓶颈。另外，我国深部煤层气勘探开发技术也亟须突破，以实现深部资源的大规模开发利用。
　　优先开发毋庸置疑
　　前不久发布的《煤层气产业政策》明确了我国煤层气产业的发展目标、市场准入条件、勘探开发布局、安全环保目标等内容。我国煤层气产业的发展之路由此更加清晰。
　　对此，李润生强调：“我国煤炭年产量早已超过30亿吨，伴随的煤层气浪费数字巨大。从节约能源资源、调整能源结构、保障煤矿安全、促进节能减排、保护生态环境等任何意义上，都应坚持把煤层气提到能源发展的战略地位，提到非常规油气勘探开发的优先地位。”
　　他建议，加大对煤层气产业的政策支持。国家应参照页岩气政策，将煤层气企业销售煤层气产品的补贴，由目前的0.2元/立方米调节到0.4元/立方米以上；煤层气发电的多余电量由电网企业优先安排上网销售，将目前0.25元/千瓦时的电价补贴提至0.3元/千瓦时，并将目前的由各省电网公司承担改为由国家财政承担；免征企业所得税；增值税实行即征即返。同时，他建议相关政府部门研究煤层气开发的土地使用政策，简化用地手续，减少中间环节费用。