市煤层气产业发展课题调研组
为全面摸清我市煤层气开发利用情况，破解发展难题，推动我市成为能源革命排头兵的领跑者，加快实现美丽晋城高质量转型发展，按照市委安排，近期，市委政研室（改革办）、市煤炭煤层气工业局、市国土资源局组成联合课题调研组，对我市煤层气产业发展情况进行了认真调研。课题组通过座谈交流、实地考察、个别访谈等形式，深入沁水、阳城两县和晋煤集团蓝焰公司、晋煤煤层气国家重点实验室、美中能源、亚美大陆煤层气等企业实地调研，分别召集市直有关部门、沁水和阳城两县政府及县直有关单位负责人，以及中石油公司、中联公司、山西煤层气、金鼎煤机等20余家企业负责人举行专题座谈会6场，参加人员达120余人次。通过此次调研，掌握了大量第一手资料，基本摸清了我市煤层气开发现状，梳理出了产业发展面临的主要问题，在此基础上，课题组也就推进煤层气产业发展提出了相应的建议。
一、我市煤层气开发利用现状
煤层气又称煤层甲烷或煤层瓦斯，是煤层在其形成演化过程中经生物化学和热解作用所生成，并以吸附为主、部分游离或溶解于煤层及煤层水中的非常规天然气，主要成分为CH4，具有清洁、高热值等特征。目前，世界上开展煤层气勘探开发的主要有美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯、印度和中国等国家。在北美，煤层气与致密气、页岩气一起已经成为实现天然气储量接替的3类重要的非常规资源之一。在我国，煤层气是天然气的重要组成，开发利用煤层气资源，不仅可以提供清洁能源产生经济效益，减少直接排放瓦斯造成的温室效应，而且可以大幅降低煤矿瓦斯事故，具有一举多得的功效。
从国内煤层气开发情况来看，我国埋深2000米以浅的地质储量达30万亿立方米，储量位居全球第三，已备案探明储量6572亿立方米。我国煤层气开发，包括煤矿井下抽采和地面钻井开发两种方式。井下抽采始于20世纪40年代辽宁抚顺矿区，地面开采始于20世纪70年代的煤层气资源评价，20世纪80年代末90年代初开始钻井勘探。截至2017年，已建成采气井17000余口，地面煤层气总产量约为50亿立方米。
从我省煤层气开发情况来看，我省境内埋深2000米以浅的含气面积为3.59万平方公里，预测煤层气资源量约8.31万亿立方米，占全国的27.7%。截至2015年底，全省累计探明煤层气地质储量5784.01亿立方米，约占全国总量的88%。境内现已设置41个煤层气矿业权，面积3.06万平方公里，包括煤层气探矿权33个，面积2.90万平方公里，煤层气采矿权8个，面积0.16万平方公里。2017年，全省地面煤层气总产量约为45亿立方米，占全国的90%。我省已建成初具规模的沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地，初步建成贯穿全省的“三纵十一横”国家主干管网和省级输气干网系统。省内106个市区、县城建成了市政燃气管道，覆盖全省中心城镇，连接周边陕、蒙、冀、豫诸省。配套建设的调峰站、液化厂、瓦斯发电厂、加气站，支持了居民燃气、陶瓷、冶金、发电、运输等行业，煤层气产业正在崛起成为我省新的战略性支柱产业。
（一）我市煤层气资源赋存及矿权设置情况
我市地处沁水煤田腹地，全市总面积9490平方公里，含煤面积4654平方公里，占全市面积的49%。煤层气地质储量达6141亿立方米（占沁水盆地总量的1/10），探明储量达3073亿立方米（约占全省的53.1%、全国的46.8%），主要分布在西北部沁水、阳城两县及高平市、泽州县少许地区，走向呈“东低西高、南低北高”趋势，具有资源埋藏浅、开采性好、甲烷纯度高（大于95%）特点，资源优势得天独厚。经过多年发展，我市已建成全国最大的煤层气规模商业化产业基地，2017年我市地面煤层气总产量35.16亿立方米（约占全省的78%、占全国的70%）。
我市现有批准的煤层气矿业权12宗，总面积2668.1平方公里，其中探矿权7宗，总勘查面积1532.7平方公里；采矿权5宗，总开采面积1135.4平方公里。未设置煤层气探矿权、采矿权的面积1986平方公里，其中城区约110平方公里、泽州县约400平方公里、高平市约706平方公里、阳城县约550平方公里、陵川县约220平方公里，多为煤矿采空区、煤炭资源露头区或煤层气赋存量低的区域。
（二）我市煤层气产业发展情况
据市统计局资料，我市现有规模以上煤层气行业工业企业19家（其中：煤层气生产企业14家、煤层气供应企业5家），2015~2017年，煤层气产量分别为31.45亿立方米、32.47亿立方米、35.16亿立方米，液化天然气产量分别为46.55万吨、53.13万吨、82万吨，三年内分别实现工业总产值（当年价格）64.34亿元、53.34亿元、78.96亿元，占同期全市规上工业总产值的比重为7.37%、6.34%、7.12%。从行业效益指标来看，2015~2017年，企业主营业务收入分别为69.41亿元、56.22亿元、76.12亿元，占同期全市规上工业主营业务收入总额的7.10%、5.95%、5.70%；利润总额分别为14.97亿元、9.74亿元、14.89亿元，占同期全市规上工业利润总额的29.56%、17.30%、11.09%。截至2017年底，全市规模以上煤层气行业工业企业从业人员5504人，占同期全市规模以上工业企业就业人数的2.81%。根据市财政局提供的数据，2015~2017年，全市煤层气行业上缴税金分别为6.17亿元、4.64亿元、3.91亿元，占同期我市财政总收入的3.21%、2.74%、1.81%。历经10余年的发展，煤层气产业已经成为支撑我市工业经济的六大主导产业之一，我市作为全省乃至全国煤层气行业的领头羊，已成为全国产量最大、规模最大的煤层气产业基地。
1. 上游产业——资源开采
从事地面开采的有中石油山西煤层气勘探开发分公司、华北油田成庄作业分公司、中联煤层气晋城分公司、美中能源公司、亚美大陆公司、山西格瑞克煤层气综合利用有限公司、惠阳新能源发展有限公司、晋煤集团蓝焰煤层气有限公司、山西煤层气有限公司和山西兰花煤层气有限公司等10家企业，先后承建了沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目、沁水盆地柿庄南区块东区煤层气开发项目、沁水盆地煤层气郑庄区块9亿立方米/年产能建设项目、潘庄区块煤层气资源开发项目、里必区块煤层气合作项目、大宁煤矿井下瓦斯地面预抽放等多个国家和省级重点项目，探索取得了多项煤层气开发先进技术。截至2017年底，全市完成垂直、水平和U型等井型的钻探8188口，投运6427口。
2. 中游产业——管网集输
目前，我市辖区内已建成运行的煤层气专用输送管道共有7条（包括：西气东输管线一线、端氏—龙港小岭、沁水—晋城、晋城—长治、端氏—晋城—博爱、晋城—侯马〈沁水段〉、临汾—晋城—长治）。我市境内煤层气专用输送管道全长506.4公里，年输气能力近100亿立方米（不含西气东输一线输气能力）。
3. 下游产业——加工利用
（1）煤层气液化
全市共建成投运煤层气液化项目8个，分别为：①晋城华港燃气有限公司200万立方米/日煤层气液化项目；②山西易高煤层气有限公司90万立方米/日煤层气液化项目；③中国联盛投资集团有限公司50万立方米/日煤层气液化项目；④新奥集团45万立方米/日煤层气液化项目；⑤晋煤集团天煜公司一期30万立方米/日煤层气液化项目；⑥世行贷款一期45万立方米/日煤层气液化项目；⑦舜天达天然气有限公司30万立方米/日煤层气液化项目；⑧浩坤煤层气有限公司100万立方米/日煤层气液化项目。总设计处理能力590万立方米/日，2017年总液化量3.77亿立方米。
（2）汽车燃料
全市建成运营CNG加气站45个，其中母站8个，设计总供气能力103万立方米/日，实际日均供气量23.7万立方米，2017年累计供气量8657万立方米；CNG汽车加气站37个，设计总加气能力每日68.7万立方米，实际日均供气量13.3万立方米，2017年累计加气量4752万立方米，平均加气价格3.8元/立方米。
（3）民用及工业燃料
全市煤层气居民用户40.5万户，2017年累计用气量1.6亿立方米，全市煤层气居民用户覆盖率约为53.3%；工商用户2067户（不含九小场所和发电企业），2017年累计用气量3.37亿立方米，其中：使用煤层气的工业用户57户，年累计用气量1.02亿立方米，商业用户2010户，年累计用气量2.35亿立方米，主要为部分宾馆、饭店、洗浴行业，以及路宝、宇光、神州、富基新材料等陶瓷、玻璃、钢铁工业企业等。
（4）瓦斯发电
全市累计建成瓦斯发电厂39座，总装机容量50.3万千瓦，其中寺河瓦斯发电厂总装机12万千瓦，是目前全球最大瓦斯发电项目。全市年利用矿井瓦斯6亿多立方米，年均发电量达到28亿千瓦时，稳居全国第一。
4. 配套产业——装备制造
2013年8月，省政府印发《关于加快推进煤层气产业发展的若干意见》（晋政发〔2013〕31号），明确提出“依托我省装备制造业优势，坚持自主创新和引进消化吸收相结合，重点建设太原、晋城两个煤层气装备制造业基地”。以此为契机，依托资源优势，近年来，我市煤层气装备制造产业从无到有、逐步兴起，目前，重点煤层气装备制造企业主要有晋煤集团金鼎公司、清瑞能源科技（山西）有限公司、山西江淮重工有限公司和山西力宇新能源科技有限公司，主导产品为煤矿井下长孔定向钻机、全断面坑道钻机、煤层气井专业抽气机、煤层气井远程智能化排采设备、液化天然气（LNG）低温压力容器储罐、燃气发电设备及低浓度瓦斯提纯装备、煤层气套管等。由于起步晚、基础差、人才少、技术落后、投入不足，总体看，我市煤层气装备制造产业尚未形成规模，部分项目还在建设期，整体发展仍处于创业起步阶段。
5. 生产性服务业——研发检测
围绕服务煤层气产业发展，近年来，我市相关生产性服务业也取得长足进步，一是在煤层气生产的技术研发上，以晋煤集团为依托的“煤与煤层气共采国家重点实验室”，2015年经科技部批准挂牌，现为国内唯一国家级煤层气重点实验室，拥有博士2人、硕士31人、本科34人，目前，实验室共承担省部级以上项目18项（其中国家重大专项子课题1项、山西省煤基专项5项、山西省煤层气联合研究基金项目10项、山西省面上青年基金项目2项）；二是服务煤层气产品质量检测，市质监局以直属单位晋城市质量技术监督检验测试所作为母体单位，组建了国家煤层气质检中心，2010年获得中国合格评定国家认可委员会（CNAS）颁发的国家实验室认可证书，具备按照国家标准进行全项检验的能力，2017年12月26日，国家煤层气质检中心取得国家认监委颁发的检验检测机构资质认定证书和资质认定授权证书。
二、我市煤层气产业发展主要问题及分析
（一）顶层设计不足，产业化基地建设亟待破题
国家《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》中提出“建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，实现产量快速增长”的目标。我市作为沁水盆地最核心的产气区，虽然在开发利用规模上全国领先，但煤层气资源优势仍未形成产业优势，与国家产业化基地目标还有较大差距，主要表现：
1. 产业规划不清晰。我市煤层气产业发展已有10多年，坐拥全国最好的煤层气资源，目前除了规模优势，并未形成产业优势和经济优势。从起步期的摸石头过河，到商业化开发的军备竞赛式粗放发展，再到现在的发展瓶颈诸多。我市缺乏一个长远的、宏观的、清晰的煤层气产业发展规划，顶层设计滞后，产业系统研究不深，在政策博弈中话语权不足。
2. 配套政策支撑不力。煤层气产业作为国家支持的战略性新兴产业，在财政、税收等多方面享受多项政策支持，但这些政策多倾向于采气企业的利益，对资源地缺乏应有的激励支持政策，一定程度上造成产业发展与地方利益脱节，资源地积极性调动不足，不利于产业长远发展。
3. 产业链建设不足。多年来，我市煤层气产业始终停留在从抽采到作为燃料能源卖出的初级阶段，大规模的LNG及CNG项目也只是将煤层气进行了初加工处理以便于运输。我市煤层气装备制造业发展不足，技术含量不高，缺乏市场竞争力。招商引进的项目，多数还是将煤层气作为燃料的陶瓷、化工等相对低端产业，高附加值制造业项目极少，煤层气作为优质清洁能源的价值发挥不充分。在开发技术和经验上，也未形成适用性广泛的系统性煤层气勘探开发技术。这样不完备的产业链，一俟资源衰退，产业化基地必然“气尽城枯”。
（二）资源配置垄断，现行退出机制落地难
我国现行的煤层气矿业权分为探矿权、采矿权两部分。投资者依法取得探矿权，在进行前期勘探评估后，将认为具有开发价值的矿产地向国家矿权审批机构申报办理采矿权。过去，煤层气探矿权主要通过申请在先、行政授予方式取得，存在市场竞争不充分、有偿使用不到位现象，加之很长一个阶段内煤层气矿业权审批比照常规油气，实行严格的准入资质审批，导致现有矿业权人构成相对单一，不利于产业发展。
1. 矿权垄断导致社会资本进入渠道不畅。如前所述，我市现有已登记的煤层气矿业权12宗（总计面积2668.1平方公里）。其中9宗归中石油和中联两大央企所有，总面积达到2534.9平方公里，面积占比为95.01%；2宗归省属企业晋煤蓝焰所有，总面积为107.742平方公里，面积占比为4.04%；1宗归市属企业兰花集团所有，面积为25.458平方公里，面积占比为0.95%。晋煤、兰花两家省属、市属企业矿权面积合计占比仅为4.99%。虽然国土资源部2016年将煤层气矿业权审批权委托下放至省国土厅，但在我市已无可以公开出让的新增矿权，地方国企和民企即使拥有成熟的勘探开发技术和资金支持，也因矿权原因无法切入，导致进入煤层气勘查开发领域的渠道不够通畅。
2. 勘探投入滞后，影响开发进度。勘查投入是煤层气开发的关键，现行《矿产资源勘查区块登记管理办法》关于最低勘查投入的规定系1998年国务院发布实施，距今已有20年，该办法第十七条规定：“第一个勘查年度，每平方公里2000元；第二个勘查年度，每平方公里5000元；从第三个勘查年度起，每个勘查年度每平方公里10000元”。据此，探矿权人在取得勘探许可后，最多只需在每个勘查年度每平方公里完成1万元的最低勘查投入，即可保留区块探矿权，该规定对今天的煤层气勘查企业来说，投入标准明显偏低。同时，国家为鼓励煤层气勘探开发，暂停收取探矿权使用费，更进一步降低了资源持有的成本，造成煤层气矿权人可以长期“圈而不探”“待价而沽”，影响煤层气资源勘查开发进度，严重制约着煤层气产业发展。
3. 现行退出机制操作性不强。《国务院关于支持山西省进一步深化改革促进资源型经济转型发展的意见》（国发〔2017〕42号）文件明确提出“全面实现矿业权竞争性出让。建立煤层气勘查区块退出机制和公开竞争出让制度”等政策指导性意见。省政府办公厅《关于煤层气矿业权审批和监管的实施意见》（晋政办发〔2016〕139号）文件要求“煤层气矿业权出让实行勘查承诺制，矿业权竞得人须对资金投入、实物工作量、勘查进度、综合勘查、储量提交、产能建设、区块退出、违约和失信责任等作出承诺，并明确违约责任及处理方式”。但该文件并未对竞争出让制实行之前的探矿权进行说明（主要为央企所有），其他煤层气相关政策也未对“区块退出”制度进行明确的量化规定或者强制性要求。从目前情况来看，“区块退出”机制还需要进一步细化方可落地。
（三）外部效应负面，生态环保问题凸显
不可否认，煤层气产业的发展，对我市来讲，无论是在增加清洁能源供应、保障煤矿安全生产，还是在拉动地方经济增长、造福民生等方面都具有显著的正外部性。以沁水为例，全县境内9个乡镇、86个行政村和社区实现气化，约4万户家庭用上了煤层气，煤层气行业相关企业“十二五”以来向当地政府累计投入5000余万元用于公益修路，投资近4000万元用于恢复植被2500余亩，植树近15万棵，为地方提供就业岗位3279个。但是必须看到，随着资源开发的规模扩张，其外部效应的负面影响日益凸显，我市在贡献地下煤层气的同时，也消耗了土地、森林、水源、自然景观等宝贵的生态资源，克服资源诅咒、环境恶化的负效应，改革收益分配制度，完善生态补偿机制，实现生态保护与资源开发协调推进已是刻不容缓。
1. 破坏了自然资源和生态环境。煤层气开采大多采用压裂工艺，通过排水采气，增大煤储层的渗透率和孔隙度，提高煤层气的产出率，但同时也造成了当地土壤植被破坏、地下水位下降等后果，给当地的水资源、土壤、生态环境的恢复治理带来很大压力。市水务局研究数据表明，每开采1000立方米煤层气需自然排水7.25立方米，煤层气抽采时大量排水，造成孔隙水、裂隙水的水量减少，带来地下水位下降、地上河流干枯、地下水及地表水污染、吃水工程报废等一系列问题。据市林业局统计，我市煤层气项目已占用林地378.97公顷，存在大面积违法占地现象，对所在地的生态、景观造成破坏，减少了林地数量，降低了林分质量，一定程度上减少生物多样性，影响到自然生态效能的可持续发展。
2. 影响了地方基础设施规划。煤层气相关企业在沁水煤田开发的采气井和集输管道，对当地规划建设新兴产业项目、基础设施项目的选址造成影响。部分基础设施为了规避煤层气工程设施，不得不变更原有规划设计，增加施工材料和人力，影响了施工进度，加大了地方财政压力。
3. 增加了安全监管压力和公共服务支出。煤层气是一种易燃、易爆气体，在开采、集输、运输、液化、储存等过程中安全隐患很大，而生产领域的安全监管是属地管理，国家对该行业又有着极高极严的安全标准要求。地方政府需要投入大量的人力、物力和财力来加强煤层气行业安全监管。同时为优化投资环境，鼓励和促进煤层气企业投资，地方政府还要投入大量资金完善企业土地、水、电、交通、人员就医以及子女教育等配套服务，加大了公共服务支出和财政压力。
4. 对地方贡献与产业规模不匹配。据统计，2017年全市煤层气产业增加值、主营业务收入、实现利润占我市规模工业比重分别达到8.8%、5.7%、11%，但对税收贡献率仅为约2%。分税种来看，资源税方面：根据2016年5月9日《财政部、国家税务总局关于全面推进资源税改革的通知》（财税〔2016〕53号），扩大资源税征收范围，将煤层气列入从价计征改革，设计幅度1~2%，我省执行的是1%的税率，税负偏低。所得税方面：央企是我市煤层气开发主力，中石油公司注册地在北京，所得税不能在我市缴纳；中联公司沁水分公司是非法人机构，企业所得税在总机构所在地——天津海洋石油管理局汇总缴纳；中外合作开采的煤层气企业要在天津海洋税务分局办理税务登记并缴纳税款。增值税方面，国家现行政策为“先征后退”，对地方无任何贡献。从拉动地方就业来看，煤层气产业属于技术密集型产业，对从业人员素质要求高，用工较少，对当地劳动就业直接贡献不大。
（四）气煤两权分离，“采煤采气一体化”推进困难
“十一五”时期，国家在强力推进煤层气、煤矿瓦斯开发利用方面，就提出了“采煤采气一体化”方针，但由于国家对煤炭和煤层气两类资源的矿业权进行了分别设置，致使多数情况下同一区域的两种资源有两家不同开发主体，使“采煤采气一体化”的政策难以真正实现。
1. 矿权重叠制约产业发展。重叠的矿权很大程度上制约了两种资源的开发和利用，造成了开发受限和资源浪费。有的区块煤炭资源早已开采，浪费了煤层气资源；有的区块煤炭企业想先采气，因没有气矿权人同意而作罢；有的区块煤层气井布置不久，煤炭就开采过来了。由于缺乏有效的沟通协作机制，造成了两个开发主体重复建设、相互影响甚至是破坏，制约了产业发展。
2. 规划不一致，增加安全隐患。部分煤层气布井设计和煤矿采煤设计不能在时间和空间上实现科学、合理、安全的一体化部署，增加了新的安全隐患。煤层气抽采有可能对煤层和顶板、沟通含水层造成影响，进而诱发煤炭开采过程中的顶板事故、透水事故、片帮冒顶事故等；煤炭开采时有可能挖断已有的煤层气井，造成气井垮塌和报废，甚至是其他垮塌事故。
3. 采煤采气一体化缺乏刚性政策约束和可操作性办法。国土资源部《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘查开采管理的通知》（国土资发〔2007〕96号）对煤炭和煤层气探矿权、采矿权发生重叠的区块明确指出：“按照采煤采气一体化、采气采煤相互兼顾的原则，支持煤炭国家规划矿区内的煤炭生产企业综合勘查开采煤层气资源”。国家《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》中提出要“总结推广采煤采气一体化的‘晋城模式’”。但目前在我市，“采煤采气一体化”模式只有晋煤集团在自有的寺河、成庄等煤矿采区中的一部分井田范围内推广较好。我市地方煤矿只有阳泰集团、大宁煤矿等少数企业在采煤远景区以瓦斯治理名义进行煤层气地面抽放，多数煤矿因气矿权、资金、技术等其他原因并未推广“采煤采气一体化”模式。这一先进安全的模式仍缺乏刚性政策约束和支持，也需要适用面更广的可操作性办法。
（五）供需矛盾突出，调节手段及调峰设施建设滞后
当前，煤层气主要作为燃料被加工和利用，具有易燃易爆性，难以长时间、大范围存储。冬季清洁取暖期间需求量最大，其他季节则主要为工业用气及炊事用气，需求量较冬季明显减少。针对煤层气供需的季节性矛盾，目前有效调节手段不足。
1. 季节性供需矛盾突出，峰谷差波动明显。冬季民生供暖用气需求急剧增加，夏季又时常出现气量滞销的情况，城市冬季供气和非采暖季之间存在“峰谷差”。以阳城县为例，高峰期日用气量约50万立方米，非高峰期日用气量约8万立方米，峰谷相差6倍多。其他县区同样如此，一般峰谷差为3~4倍，部分县区达到10倍。
2. 调峰基础设施薄弱。我市煤层气调峰基础设施建设不足，在全市范围内，除沁水、阳城因守着“天然气库”，且辖区内存在液化厂、压缩厂，管网铺设较完备，可应对调峰外。其他地区尚未建立相应储气设备，不具备应对季节性增量需求的能力。
3. 管网铺设滞后。我市现有煤层气管网主要为山西国新、国化、西气东输、铭石、通豫及县（市）区内部管网等，多为企业自有或者省属，在冬季供气期间暴露出全市范围管道单一、设施陈旧、设计能力不足、互联互通不畅等问题。去年冬季，部分“煤改气”地区尚未接通管道，只能采取LNG或CNG槽车点供，用气成本高且效率低。我市外输至太原、长治等地区的国新、国化长输管道管径小，可承载能力低，限制了气源外输。
4. 价格机制有待完善。目前，煤层气行业行政性垄断与自然性垄断并存，对煤层气行业的成本监管缺乏科学手段和制度性规定。从上游出厂价格到中间的管输价格，再到下游加气站及不同终端的销售价格，涉及环节多，缺乏系统的价格形成机制，煤层气产品价格没有体现煤层气资源的全部价值，无法有效地反映市场供求变化和资源的稀缺程度。
（六）营商环境不优，产业发展及项目建设受阻
地方部分职能部门“放管服效”改革不到位，直接影响煤层气产业发展营商环境，阻碍了企业持续扩大投资和产业发展，主要表现为：
1. 联合踏勘等开工核准方式效率低。部分县区对煤层气项目建设采取发改、国土、环保、煤炭煤层气、林业、水务等多个职能部门“联合踏勘”方式进行开工核准。这种方式的初衷是想一次性将开工手续办理完毕，避免多次重复。但在实际操作中，要想各个相关部门全员到齐，往往需要近一个月进行人员组织及安排，有时候因为缺少个别部门的准许，迟迟不能开工，不利于煤层气工程建设推进。
2. 林地手续办理周期长。据企业反映，林地手续办理周期通常为10~12个月，主要原因：一是部分群众不认可国家补偿标准对使用林地的补偿费用，要价过高，补偿协议签字难，影响办理进度；二是由于林地权属不清、林地权属使用者不提供林权证等原因导致时间无限期延长；三是审批时间长，从县林业局正式受理占地申报，逐级上报至市业林局审核，最终报至省林业厅完成占地批准，通常需要3个月以上时间；四是审批机关要求林地权属证明必须有县级人民政府文件，这样也拉长了手续办理时间。
3. 施工建设与保护区冲突。我市许多煤层气区块与保护区重叠，大量气源不能开采，已经在保护区内打的井也要进行清退，严重制约了行业发展。以崦山自然保护区为例，美中能源（中联煤层气有限责任公司）在保护区内修建煤层气井场7处（全部位于实验区）；中国石油天然气股份有限公司在保护区修建煤层气井场22处（其中核心区16处、缓冲区5处、实验区1处）；阳城县惠阳新能源有限公司在保护区修建井场10处（其中缓冲区3处、实验区7处），以上井场除美中能源（中联煤层气有限责任公司）7处井场手续齐全外，其余井场均存在手续不全问题。崦山自然保护区范围内煤层气资源丰富，禁止开发造成资源浪费，加剧气源紧张，已经开发被清退的井场尚不达服务年限，造成企业投资损失。
4. 基层投资环境差。县、乡（镇）、村多级开工手续繁琐，部分县级职能部门要求煤层气开采所有施工项目进行备案和提交开工报告，同时部分乡镇也要求企业进行开工备案和许可，工作量大、手续重复且周期长，延长了建设周期。部分村级基层组织强制介入煤层气建设施工，强制提高施工水价进行拉水，在得不到预期利益时强行阻拦施工，破坏了投资环境，企业对此反映强烈。
（七）科技研发薄弱，技术推广和合作渠道不畅
我市煤层气开采多年，现有区块除部分埋藏深、地质条件差的勘探区块尚未布井，其他区块基本完成布井，但不同区块产气情况参差不齐，如何通过技术创新突破瓶颈，提高产气量是整个煤层气产业发展的基础，这方面主要问题为：
1. 晋煤集团“煤与煤层气共采国家重点实验室”作用发挥不充分。煤与煤层气共采国家重点实验室是科技部在2015年9月30日批准建设的第三批企业国家重点实验室，主要依托于晋煤集团，目前研究只针对晋煤集团矿权范围内，所掌握的资料也局限于集团内部，与我市其他煤层气开采企业交流较少，基础资料欠缺，作为国家唯一煤层气领域重点实验室，优势发挥不充分。调研中，其相关负责人还透露，实验室有北迁太原的计划。
2. 企业技术交流合作不畅。我市有10家煤层气地面开采企业，在不同区块进行开发，形成了不尽相同的开发经验和技术。每家企业都有自己的技术优势与特点，但相互间交流合作不多，即使有也仅限于商业合作。由此造成企业在研发领域的重复投入和技术浪费，制约了煤层气开发技术的发展与突破。
3. 开发技术可复制性差，深部煤层开采效果不佳。由于煤层的渗透率、压力、含水饱和度、吸附性、含气量等方面的差异，已有煤层气开采的成功经验难以完全复制到新的区块，新技术也难以大规模推广，适用于不同地质储层条件的开发技术体系尚未建立。目前我市煤层气井产气较好的多为1000米以浅井口。深部煤层虽然资源更丰富，但是产气量不高，钻井成本更大，难以收回投资。
4. 采空区采气技术虽已成熟，但推广应用仍有瓶颈。国家《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》中提出，要“选择残存瓦斯资源多、具备可持续抽采条件的废弃矿井，推广废弃矿井残余瓦斯抽采利用技术，在‘十三五’期间建立一批废弃矿井残余瓦斯抽采利用示范工程”。我市属于全省高瓦斯矿较多的地市之一，历史上小煤矿的开采曾达到上千座，且30%左右为高瓦斯矿井，其回采率较低，具备推广采空区采气的资源条件。目前，蓝焰公司已在采空井钻井31口，产气井占比为45%，投资回报率经济可行，具备了较成熟的采空区开采技术和经验。但要在全市范围推广应用，仍需解决以下问题：一是采空区气矿权空白。采空区没有设置煤层气矿业权，开发企业面临较大的法律和经济风险，若按照常规煤层气矿权审批流程，经过勘探、提交储量、转采等步骤，可能因为产气量达不到储量起算下限标准而难以取得煤层气采矿权。二是采空区采气的集输方式待完善。采空井一般较为分散，传统的管道铺设集输方式成本高昂、效率低，需探索更合理的集输利用方式。以蓝焰公司为例，31口采空区井散布于晋圣煤矿16口，运行8口；岳城及其整合小矿11口，运行3口；沁城煤矿1口，运行1口；枣坡沟煤矿3口，经试抽其中2口有气，但因管网和供电距离较远，暂未投运。
三、我市煤层气产业发展方向和政策建议
党的十九大报告提出：“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。国务院42号文件从顶层设计的高度，赋予我省打造能源革命排头兵的历史使命。省委、省政府下定决心，不当煤老大，争当排头兵，明确了加快构建绿色、低碳、清洁现代能源体系的战略方向和目标。特别是突出煤层气对全省推进能源革命的重要作用，明确要加快建设沁水、河东两大煤层气产业基地，努力将其打造成我省多元产业体系中的支柱产业，这为我市发展煤层气产业指明了方向。
贯彻中央精神和省委省政府决策部署，今年初召开的市委七届四次全会暨经济工作会议，描绘了美丽晋城高质量转型发展的宏伟蓝图，特别是围绕省委“三大目标定位”，我市提出要争当“能源革命排头兵的领跑者”。能源革命既是一场以煤炭和石油为代表的化石能源的减量化革命，又是一场化石能源本身的绿色化革命。当前，受供给侧结构性改革、环保约束倒逼影响，煤炭等传统能源发展空间受到挤压，而煤层气、天然气、光伏、风能、核能等新型清洁能源的发展正在全面提速。形势逼人，我市如不能顺势而动，仍然抱着无烟煤沾沾自喜，就无法在能源革命大潮中实现从“跟随者”“并行者”向“领跑者”的历史跨越。只有“处理好煤与非煤的关系”“处理好传统产业和新兴产业的关系”，立足优势，放眼未来，在做精做优做强煤炭的同时，抢抓“气荒”带来的政策、市场、合作的战略机遇，把握晋煤集团推进以燃气为主业“二次转型”的发展机遇，全力加快煤层气这一战略性新兴产业发展，才能在全省能源革命进程中实现冲刺领跑。
最近公布的《山西省深化煤层气（天然气）体制改革实施方案》就深化改革、推进全省煤层气产业发展做出了新的顶层设计。《方案》提出“到2020年，全省煤层气探明地质储量达到1.1~1.4万亿立方米；煤层气（瓦斯）抽采总产能达到400亿立方米/年，产量达到200亿立方米/年；输气管线总里程突破1万公里，燃气使用人口覆盖率达到70%左右”的目标。我市作为沁水盆地煤层气开采核心地区，2017年产气量为35.16亿立方米，占全省的3/4强，是我省能源革命和清洁能源开发利用的排头兵，也是煤层气产业化基地的核心。到2020年，以200亿立方米的年产气量为目标，在现有120亿（含50亿立方米地面抽采和70亿立方米井下瓦斯抽采）的基础上，还需增加80亿立方米/年产气量（含30亿立方米地面抽采和50亿立方米井下瓦斯抽采）。我市若按1/2的全省占比测算，地面煤层气抽采需增加15亿立方米/年产气量，按单井日产气量1000立方米计算，3年内约需新增垂直井4110口。要按期完成以上目标任务，必须加快提高产气能力，扩大产业规模，完善产业链条。建设全国煤层气产业化基地，推进我市煤层气资源优势转化为产业优势，发挥产业示范引领作用，是省委、省政府对我市的要求，也是我市当仁不让的责任和使命。为此，建议市委市政府从以下几个方面着手，积极向国家有关部门和省委省政府反映我市煤层气产业发展中遇到的问题，并提出相关建议、争取政策支持。
（一）制定科学规划，完善政策体系
1. 以新发展理念重新审视煤层气产业发展，科学制定发展规划。贯彻党的十九大精神和国务院42号文件，围绕“能源革命排头兵的领跑者”目标定位，落实省委、省政府深化煤层气体制改革的新要求，针对我市的煤层气储量、勘探、开发利用、市场销售和变动情况，国际市场天然气价格变动和进口情况，以及国内需求发展趋势，制定煤层气产业发展规划。对产业扶持政策、产业布局、基地建设、科技攻关、生产规模、开发利用、市场销售、环境保护进行规划，为促进我市煤层气产业高质量发展提供科学依据。
2. 完善资源开发利用政策体系，实现煤层气资源价值最大化。资源稀缺性是经济活动第一命题，必须发现和用好稀缺性，在市场竞争中体现成本优势，特别是要立足我市煤层气比较优势，做足产业链招商文章。推广阳城做法，实现全市开发区煤层气全覆盖，推进园区多能互补集成优化示范工程建设，保持工业用气合理价格水平，打造煤层气能源供给营商成本洼地，以能源优势吸引高端制造业，努力争取类似康宁尖端玻璃、富士康盖板玻璃、电子陶瓷等高附加值、高就业产业落户晋城，使优质清洁资源高位谋划、高端开发、高效配置，让煤层气资源在与高端产业的融合中实现最大值，真正促进资源优势转化为产业优势、经济优势、发展优势。
3. 加大政策扶持力度，优化煤层气产业发展环境。按照《关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知》精神，根据煤层气产业发展、抽采利用成本和市场销售价格的变化情况，提高中央财政和地方财政补贴标准，激励煤层气区块开发主体单位加速勘探开发。建议积极呼吁国家、省提高煤层气开采财政补贴至0.6元/立方米，其中财政部由0.3元/立方米提高到0.4元/立方米，省财政厅由0.1元/立方米提高至0.2元/立方米。针对深部煤层建立阶梯式补贴办法，1200米以内补贴0.6元/立方米，1200~1500米补贴0.8元/立方米。同时，建议参照光伏、风电、新能源汽车等国家扶持行业，申请逐年降低煤层气开采企业增值税退还比例，提升行业对地方财政的贡献。
4. 邀请专家或国家级高端专业咨询机构，对我市生态承载力进行全面综合研究，为煤层气产业发展提供科学决策依据。保证生态环境质量底线，确定能源供给安全上限，坚决防止煤层气产业重蹈煤炭产业“先破坏后治理”的老路，坚持资源开发与生态保护协调推进，既突出生态优先，又保障产业发展资源需求。落实主体功能区规划，科学合理划定生态保护红线，统筹做好各类自然保护区、水源保护地的规划布局，协调煤层气产业规划与水利、城镇、建设、国土、环保、林业等专项规划相衔接，妥善处理资源开发利用与生态环境保护的关系。
（二）打破矿权垄断，落实退出机制
1. 研究制定煤层气区块退出实施细则。提高探矿权人每个勘查年度每平方公里最低勘查投入标准至2~3万元，严格煤层气探矿权勘查投入考核，对在一定时期内未按要求履行法定义务的煤层气探矿权人，收回探矿权人的探矿资格，通过公开竞争出让的方式，重新确定煤层气探矿权人。设立3至5年内必须上报储量，否则超期退出机制，彻底改变目前“圈而不探”“占而不采”的局面，最大限度盘活煤层气已批复矿权，加速推进煤层气勘探开发步伐。
2. 研究制定公开竞争出让实施细则。通过建立鼓励竞争、激励创新、阳光行政、依法经营的良好氛围，可以让更多具备实力的社会资本有序进入煤层气勘查开发领域，倒逼现有探矿权人加快对勘查区块的投入，从而做大“基本盘”，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进全行业的“新陈代谢”，为煤层气产业长期、健康发展注入新动力。
（三）改革收益分配，完善补偿制度
1. 明晰资源收益分配的产权基础。十八届三中全会《关于全面深化改革若干重大问题的决定》提出要“对水流、森林、山岭、草原、荒地、滩涂等自然生态空间进行统一确权登记，形成归属清晰、权责明确、监管有效的自然资源资产产权制度”。根据该《决定》，建议我市先行先试推进生态领域改革，率先对水流、森林、山岭、草原等有形自然资源实现产权清晰，在坚持国家对自然资源所有权的前提下，争取资源地使用权，并使其具有优先性。在煤层气开发过程中，我市作为资源地可将使用权转化为基本产权出资参与资源开发。由于基本自然资源使用既有投资效应，又有生态效应，因此在煤层气开发中开采企业应承担生态费用和投资回报费用两部分，对我市作为资源地的生态环境付出给予比较充分的补偿。
2. 提高煤层气资源税税率。2017年11月20日，《资源税法（征求意见稿）》向社会公开征求意见，征求意见稿中吸纳了我省意见，煤层气资源税税率设置幅度为1~4%。《资源税法》正式颁布后，建议我市积极向省政府申请执行4%的煤层气资源税税率，从而提高地方财政收入，用于解决因煤层气开采引发的社会、环保、生态、基础设施建设和安全监管等问题，以调动地方发展煤层气的积极性，促进煤层气产业发展。
3. 出台煤层气开采企业在资源地就地注册或注册地与资源地税收分成的相关政策。建议积极呼吁国家调整“三桶油”央企税收征管体制，对参与煤层气开发的央企，其煤层气勘探开发、销售等环节在资源地注册法人公司，确保我市地方财政收益；若难以实现在资源地注册法人公司，则建议呼吁国家出台相关政策，在勘探、钻井、销售等环节实现的税收实行注册地、资源地分成。
4. 在煤层气产业布局和重大项目上对资源地区给予倾斜和支持。根据国家天然气产业政策，天然气加工利用项目准入门槛高，限制类项目多。建议国家在煤层气（天然气）综合利用产业布局上对我市给予倾斜和支持，同时，鼓励央企在我市布局一批煤层气（天然气）就地转化重大项目和转型项目。
（四）推广“蓝焰经验”，实现采煤采气一体化
1. 落实国家《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，积极推广采煤采气一体化的“晋煤蓝焰经验”。按照“采煤采气一体化”模式地面开采煤层气，成本相比单独地面开发小，效率高于井下瓦斯抽放。在时间上保持了瓦斯的抽采与矿井的开发协调一致，在空间上保证了地面煤层气抽采井位的布置与矿井采掘衔接相一致，在功能上实现了煤层气井“地质勘探、采前抽、采中抽、采后抽”的一井四用，可有效地保护煤炭资源、消除安全隐患。建议加大力度，加快推广，促进煤层气、煤炭资源的协调开发。
2. 省政府办公厅《关于煤层气矿业权审批和监管的实施意见》中以“5年”作为区分采煤采气重点的时间界限。根据实际经验，一口产气量适中的煤层气地面抽采井，要连续抽采15~20年方可收回建设成本。据企业测算，采取先地面采气再采煤，其成本仅为采煤时井下抽采瓦斯成本的1/10。为此，建议结合我市实际，进一步修订完善煤层气与煤炭矿权重叠区域开发实施管理办法，具体来讲，有两种修订意见可选，其一：对采煤开发主体，已取得煤炭探矿权的矿区，由该开发主体实施先采气、后采煤，原采气主体从采煤开发主体取得采矿权之日起退出，不得再开发新的采气井；对已经形成的采气井，如遇到采煤采气冲突时，双方协商处理。采取该模式采煤开发主体实施探矿采气“一井两用”，既提高了经济效益，又保障了安全开采。其二：对采煤开发主体，已取得煤炭探矿权的矿区，也可规定对10~15年内计划动用储量的区域，以采煤为主，由采煤主体落实地面、井下联合抽采煤层气（煤矿瓦斯），推进采煤采气一体化，在此区域内，采气主体退出；在15年以内无计划动用储量区域，以采气为主，由气矿权主体进行煤层气地面抽采。
（五）完善调峰设施，提升集输能力
1. 充分利用LNG调峰功能，拓展煤层气利用市场。积极开发夏季用气市场，例如LNG液化外输、煤层气发电厂等，LNG可外输销售也能提供汽车燃料，煤层气发电可以解决夏季电力供应紧张局面。引导上中下游企业签订长期供气协议，达成战略同盟，可保证煤层气资源的充分利用和全行业的稳定健康发展。再如，建材行业受施工季影响较大，北方地区冬季施工淡季，建材行业能源需求处于低谷时段，但在其他季节则是用气高峰，正好和民生用气的峰谷形成互补，对削峰也有较大作用。
2. 建立合适的调峰调度系统。要从全市的角度出发，兼顾省城太原及其他兄弟城市，建立运转高效、信息畅通、基础数据完备的煤层气调峰调度系统，全年跟踪掌握煤层气产业动态，指导行业实现供需平衡。
3. 完善调峰基础设施。已经建有大量LNG液化厂、CNG压缩站的产气县（如沁水、阳城），本身即可应对调峰。其他县区（如陵川、泽州、高平、城区）调峰设施薄弱，要按照国家有关政策，建立储气库，提前进行储气，用以解决季节性供气不均衡。
4. 完善管网建设。在现有管网基础上，重新优化管道设计，根据用气需求有计划改造提升管输能力，确保主要开采企业、液化企业、管输企业实现互联互通。打通管输企业与各县“煤改气”地区用户的通道，确保气源能稳定输送至居民用户，降低用气成本价，保证民生需求。适当增加外输、长输管道输送能力，满足余气外输，并保证在调峰时期最大化支援其他城市。逐步完善我市自有管输企业的组建和管网的铺设。
5. 完善价格机制。上游生产企业煤层气价格应当按照目前供需双方协商的定价机制全部放开。进入城市公共管网的煤层气销售价格按照天然气价格进行确定，政府可以加强民用气监管，但应放开其余用户销售价格。对管输企业管输成本进行监审，合理确定管输费。同时，明确生产企业供气任务，按照“就近利用、余气外输”的原则，要求晋煤蓝焰、中石油、中联、格瑞克等生产企业按照能力和晋城地区用气需求分别承担一定标准的供气任务来缓解高峰期缺气的现象。集输公司负责对供气企业接入管网进行统筹安排。煤气公司、晋煤铭石公司以及其他燃气经营企业负责燃气经营权范围内市场开发及经营活动，按照各地用气需求，从长输管线的各站所下载煤层气。
（六）落实“六最”要求，优化营商环境
1. 建立由市政府组织并直接领导的煤层气产业发展专责机构，负责我市煤层气产业的统一规划、布局、协调与管理，改变目前多个部门分管职责不清、效率不高的现状。探索开展煤层气产业市级垂直管理模式，出台优惠政策吸引专业人才，逐步壮大煤层气产业管理队伍，提升人员素质，提高行业管理水平。
2. 进一步规范我市煤层气产业行政审批和监管事项，明确办事依据及实施主体，清理一切于法无据的审查、检查和监管事项，简化报建审批手续，强化事中事后监管。建立统一的用地补偿和工农关系协调标准，改善煤层气项目一线施工环境，降低非生产性成本，切实为煤层气产业投资者减轻负担。改进或取消难以操作的联合踏勘等开工核准方式，保证一周内完成开工审核。林业主管部门要优化流程、提高效能，切实研究解决煤层气项目林地手续审批周期长的问题。
3. 妥善处理煤层气开发与保护区冲突问题。建议在项目环境影响评价达标的前提下，实行区别对待政策，一是对实验区已投产的气井，手续齐全的可继续生产；二是在缓冲区已投运的气井，日产气低于800立方米的低产井进行封井退出，高产井可继续生产，待日产气量衰减至800立方米后退出；三是在核心区的气井坚决全部退出；四是建议允许企业在保护区外布置水平井，向保护区内延伸，可以在不破坏保护区生态环境的前提下开采地下资源。
4. 简化开工程序。所有煤层气项目，只需在县级部门办理开工手续，县级以下不得审批；乡（镇）、村级基层组织指定专人对煤层气施工企地关系进行协调，全力配合，支持煤层气企业发展。严禁地方政府及行业监管人员参与煤层气开发建设项目，从县区到乡（镇）、村，层层压实责任，对于扰乱施工建设秩序，屡教不改的，要严肃追责问责，严厉扫除地方黑恶势力，为煤层气产业发展提供优良环境。
（七）激励技术创新，助力产业进步
1. 完善全市煤层气发展科技研发机制和规划，结合我市煤层气发展遇到的共性技术难题，有针对性、有计划的开展技术难题攻关项目，引导和鼓励企事业单位申报国家重点项目和课题。同时成立全市煤层气产业发展基金，建议市财政每年拿出不少于1000万元专项扶持资金，引导鼓励企业及社会资本参与投资发展基金，对积极申报并取得技术突破的企事业单位，进行奖励和扶持，推动煤层气开发技术取得突破。
2. 积极支持推广采空区瓦斯地面抽采技术。以阳城县为例，该县矿区面积299.99平方公里，其中，已开采面积约100.67平方公里，未开采面积约199.32平方公里（已开采面积基本为3号煤层，煤矿采空区全部为已开采3号煤层），主要分布在沁河流域和芦苇河下游。采空区100.67平方公里约有60%属于高瓦斯矿井，如果按地面抽采布井，大约能增加300~500口垂直井，按单井日产气1000立方米测算，可增加气量30~50万立方米/日。建议：一是政府要出台指导性意见，鼓励采空区煤层气开采和利用，在政策和手续办理上提供支持和便利，丰富采空区煤层气利用途径，使分布式低浓度煤层气发电等高效率的利用方式得到推广。二是鼓励技术成熟的采气企业，以阳城县芦苇河流域、泽州县长河流域、高平市西部山区已经关闭的地方小煤矿采空区为试点，首先取得采气许可证，采用授权开发或者合作开发的方式，使煤层气开采企业与煤矿采空区企业及煤矿所在地充分合作，对3号煤层残余原煤及9号、15号煤层进行评估与开发，实现共赢。三是国家、省级层面出台对采空区抽采煤层气优惠政策，提高采气补贴标准，提高对低浓度瓦斯发电的补贴，调动企业投资积极性。
3. 发挥晋煤集团“煤与煤层气共采国家重点实验室”平台作用，推动煤层气相关企业与实验室开展合作，利用实验室为煤层气产业发展解决难题。推动太原科技大学（晋城校区）与实验室联合申请煤层气专业硕士点，为我市煤层气发展培养高层次人才，提供智力支撑。
4. 聚力打造晋城“气都”品牌，定期举办有特色、接地气的煤层气产业发展论坛，逐步扩大论坛规模和影响力，为国内外煤层气领域专家、学者、企业领袖、智库人才、政府领导搭建技术交流、项目合作、信息联络、成果展示的平台，使煤层气论坛成为晋城的一张亮丽名片，为促进我市煤层气产业高质量发展提供有力支撑。