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其次体制、政策、技术同时制约着煤层气的开发。在体制上,煤炭和煤层气分属不同企业,出现矿权重叠现象,这些企业财政隶属关系又不一致,再加上煤层气矿权设置在后和地方保护主义作祟,导致煤层气企业的合法权益受到煤炭企业侵害时无法得到保证;在政策上,存在待批、待备案时间长,审批环节太多等问题。例如,在企业申请采矿证时,需要专门钻水文井,之后需至少经过3-5年的监测合格才能获得环评批复,而实际上,煤层气井从一开始勘探就需排水,因此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;在技术上,我国煤层气开发以引进技术为主,目前所掌握的核心技术与国外先进企业相比仍然有差距,尤其是我国煤层具有低孔、低渗、低压、低饱和度的特点,排采技术已成为提高单井产量的瓶颈,同等产量下投资成本远高于常规天然气,目前我国处于勘探期的煤层气项目基本上都处于亏损状态。
最后页岩气开发面临技术、地质和基础设施等诸多困难。在技术上,我国页岩气勘探开发需依赖国外油气服务商费用高昂的技术服务,自身缺乏勘探开发的核心技术和关键设备;在地质上,我国页岩气矿区地质条件复杂,普遍埋藏较深,达2000-3500米,即使引进先进技术也需要首先进行“本土化”,增加了难度和成本;在基础设施上,我国页岩气矿区多处于山岭地带,开发、管网集输等基础设施差。中石油和中石化在四川长宁和重庆涪陵焦石坝页岩气生产井每天生产页岩气5万至6万方,只能使用压缩天然气运输车进行运输,也增加了成本。综合来看,如没有国家扶持,由于前期投入巨大,我国页岩气开发难以实现盈亏平衡,企业基本属于亏本经营。因此,截止2012年,参与页岩气实验区勘探开采的基本上仅是央企。虽然国家出台了补贴标准为0.4元/立方米的扶持政策,但开发企业能否收回成本或实现盈利依然是一个未知数,开发企业对未来的盈利预期依然存在巨大的不确定性。
总体来看,虽然我国政府和企业已经为非常规天然气的开发投入了巨大的政策扶持和人力、物力,但由于资源特性和较高的技术要求,决定了这些资源的勘探开发上存在诸多难题,需要通过加强国内外合作、企业间的合作和政府进一步的政策调整和支持来加以克服。
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