山西省争取煤层气采矿权获突破
作者：&&&&来源：中国化工报&&&&浏览次数：
&&& 10月15日，一条振奋人心的消息从山西兰花煤炭实业集团有限公司传出：经国土部批准，该公司成功获取山西省沁水煤田伯方区块25.458平方千米的探矿权许可证，成为获得探矿许可证的第一家地方国有企业。此前备受关注的晋城市争取地方采矿权终于取得重大突破。 　　山西坐拥10万亿立方米的，占全国储量的1/3，与美国储量相当。山西的主要分布在晋城市的沁水煤田和河东煤田，其中晋城市有6.85万亿立方米，占全省的2/3、全国的1/4，是国内勘探程度最高、储量条件稳定、开发潜力最好的气田。晋城市提出的战略目标是，建成全国最大的清洁能源开发利用基地。　　近年来，晋城市开发利用快速推进，先后有港华、中石油、中联公司等一批采气和液化项目建成投运。目前，全市已建成地面抽采井2703口，形成国内最大的抽采井群，年抽采能力达到30亿立方米、液化能力达3亿立方米，产业发展势头迅猛。山西兰花集团作为晋城的大型煤炭化工企业，他们与山西亚美大宁能源有限公司合作引进了美国和英国的地面多分支水平井抽采技术，并建成一个35兆瓦发电项目，同时掌握了较全面的开发利用技术，具备了勘探开发、利用的条件。经过多年的发展，目前兰花集团已具备开采的资金实力和技术能力。　　但是，坐拥6.8万亿立方米的大市晋城，此前却只能眼睁睁地看着别人在抽采，自己只有望&气&兴叹。晋城市之所以不能争取到采矿权，不是因为当地企业没有抽采技术，而是由于我国矿权与煤炭矿权分置，企业仅有煤炭开采权而没有矿权，他们的开发受到了开采权属主体的抵制。　　对此，业内人士指出，具有与煤炭共生共存的特点，但属于国家一级管理矿种，由国土部管理，而大部分煤炭的探矿权和采矿权又由所在地方政府管理，这造成了一些大的田在没有规模开发之前，就出现了与煤炭矿权重叠和侵权现象。兰花下属的大宁就由于采煤权和采气权的归属不同，一定程度影响着该矿区的开发和的安全生产。　　据了解，针对这些影响开发的难题，晋城市委、市政府也多方努力，做了大量的工作。出席今年全国&两会&的山西代表团20位代表，联名向大会提交建议，请求国家将山西作为产业发展示范区，彻底理顺矿权管理秩序，对富含的实行&先采气、后采煤&的强制性政策，并就此给予相应支持，为型经济转型发展助力。这些建议和意见得到了省国土厅和国土部的大力支持。此次探矿权的解决，为兰花集团有序开发利用创造了有利条件。　　据兰花集团开发项目负责人介绍，此次探矿权的解决，为兰花集团有序开发利用创造了有利条件。先采气后采煤是行业内和政策面共同认可的准则，这主要是考虑到开采的安全，避免两矿权叠加引发重大安全事故的发生。目前兰花集团正在认真编制煤炭开采和开发利用规划，统筹开发方案，做好&气化山西&大文章，加强煤炭和综合勘查开采，坚持&先采气，后采煤&的原则，促进煤炭、两个产业协调健康发展；对煤炭、矿业权的重叠问题，他们将积极做好协调沟通，科学合理地衔接空间和时序关系，促进煤炭和的综合开发利用，实现合作共赢。
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中研普华报道：
相关研究报告
　　国内煤层气正面临产量、利用量增长双双放缓的局面，业界开始担忧“十二五”产业目标是否能够实现。
目前，国内煤层气出现增速放缓迹象，去年以来，全国累计抽采量远低于过去5年的平均增速；利用总量和利用率同比分别下降1.9%和11个百分点。从目前的情况判断，完成“十二五”规划的目标难度很大。
　　“去年以来，煤层气产业发展是有所放缓，上述预测判断是站得住脚的。”昨日(10月21日)，国内一家大型煤层气开发企业政策研究人士对 《每日新闻》说道。
　　9月国务院办公厅发出《关于进一步加快煤层气抽采利用的意见》(国办发[2013]93号)，行业分析人士指出，此次意见仍以文字性表述居多，并没有确定补贴的实际数额等相关内容，煤层气开发短期想要摆脱“煤层气开采服从开采”，存在一定的难度；建议加大对煤层气相关领域的补贴力度。
　　煤层气利用率低成难题
　　按“十二五”规划，到2015年，我国煤层气产量300亿立方米，地面开发160亿立方米，基本全部利用，煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率60%以上。
　　中国石化联合会报告称，要实现目标，初步估算，未来共需完成10000余口钻井，新增钻井数几乎是历年钻井总数之和，也就是说“十二五”的后3年，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。截至2012年底，国内累计施工煤层气井13580口。
　　据了解，“十二五”规划生产任务分解到各主要煤层气企业中，其中中联煤35亿立方米，中60亿立方米、中石化6亿立方米、晋煤集团55亿立方米、煤层气集团3亿立方米。
　　上述报告指出，从产业发展现状来看，煤层气产量和利用量没有出现预期的增长。相比于2011年，2012年全国煤层气产量增量、利用量增长幅度有所放缓。从目前的情况判断，完成“十二五”规划的目标难度很大。
　　数据显示，2012年全国累计抽采125亿立方米，仅比2011年增长了10亿立方米，同比增长8.7%，远低于过去5年的平均增速；利用总量52亿立方米，利用率41.5%，同比分别下降1.9%和11个百分点。
　　“这个结果是联合会推算出来的，基本上是成立的。”上述煤层气公司人士说道。
　　中商智业一名分析师向《每日经济新闻》记者表示，从近两年的数据看，煤层气抽采量有所提升，但是利用率却出现明显下降，即使企业为完成政府规划目标，实现煤层气抽采量的短期增长，利用率低的问题依然将影响煤层气开采企业的发展动力。
　　开采受制成本、矿权等因素
　　国家局有关负责人在93号文件出台时谈到，煤层气产销价格倒挂现象突出，即使享受财政补贴，煤层气企业仍无法盈利。
　　上述分析师认为，由于缺乏配套的外送管道，中石油在和两省的煤层气开发业务处于严重的成本倒挂状态。目前中石油陕西省煤层气出气井平均产气量约300~350立方米/日，按照稳产期18年、现行1.56元/立方米的气价计算，1300口出气井总收益约40亿元。而钻井实际成本超过百亿。
　　现行煤层气抽采补贴标准是每立方米0.2元。中国石化联合会建议国家参照页岩气政策，对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0.30元/千瓦时。
　　“煤层气企业经营权被煤矿企业所侵权也是一个重要的制约因素，问题突出。”上述煤层气公司人士说道。由于煤层气的采矿权与煤炭重合，又分属于不同主体。国家明确提出“先气后煤”的开采主张，但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑，越过煤层气开采环节，以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。
　　中国石化联合会调查发现，产煤地区容易出现“以煤压气”现象，往往存在煤炭优先或排斥煤层气探矿权、采矿权设置的现象。
　　中国石化联合会认为，完成“十二五”煤层气规划目标，需大批量钻井，建议相关部门研究煤层气开发土地使用政策，简化用地手续，减少土地征用的中间环节费用，加快煤层气骨干管道建设，发展煤层气管道网络。
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近期，山西晋煤集团成功获得国土资源部授予的成庄和寺河（东区）区块煤层气采矿许可证，这在全国煤炭行业中尚属首例。煤层气开发的步伐正在加快。
煤层气也就是我们俗称的瓦斯，是与煤炭伴生的一种能源资源，如果有效开发利用，将是一种非常好的清洁能源。但是，由于目前煤层气和煤炭两种资源的矿业权仍是分开设置，因此，在同一区域经常出现两种矿业权重叠的现象。近年来，一方面随着经济快速发展，煤炭需求快速增长，但煤炭和煤层气两种矿业权的分置在一定程度上限制了煤炭企业的发展，对煤炭企业安全生产造成一定影响；另一方面煤层气作为一种新型能源，因为矿业权与煤炭存在交叉，其开发利用规模也受到一定限制。
为了保障煤炭、煤层气两种资源合理开发利用，保障煤矿生产安全，2006年国务院办公厅下发的《国务院办公厅关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》明确提出，&坚持采气采煤一体化，依法清理并妥善解决煤层气和煤炭资源的矿业权交叉问题。凡新设探矿权，必须对煤层气、煤炭资源进行综合勘查、评价和储量认定。&2007年国土资源部下发了《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘查开采管理的通知》，通知要求按照&先采气，后采煤&的原则，支持和鼓励煤炭矿业权人综合勘查开采煤层气资源；加强煤层气矿业权管理，煤层气勘查、开采结束前，同一区块不设置煤炭矿业权；妥善解决煤炭、煤层气矿业权重叠问题，支持国家规划煤炭矿区内的煤炭生产企业综合勘查、开采煤层气资源。
晋煤集团所在的沁水煤田，是我国煤层气资源富集程度最高的煤田之一，也是我国煤层气规模化开发的首选区域之一。晋煤集团作为国有大型重点煤炭企业，其煤炭开采技术非常成熟，近年来其煤层气抽采技术也取得了长足进步，有能力实现政府提出的采煤采气一体化经营。目前，低碳经济日益得到社会各界广泛认同，我国未来节能减排压力仍然较大，此外，我国天然气供求矛盾日益加剧。这个时候授予晋煤集团成庄和寺河区块煤层气采矿许可权，在一定程度上反映了政府大力支持煤层气开发利用的决心。授予晋煤集团煤层气采矿权，不仅完全符合政府之前出台的关于发展煤层气的一系列政策精神，有助于加快煤层气的开发利用，而且有助于晋煤集团打造新的利润增长点，为企业的可持续发展奠定良好基础。
对同样是煤层气资源富集煤田的其它煤炭开采企业来说，晋煤集团取得煤层气采矿权对其是一个很好的样板，为了获得更多煤层气富集煤田的煤炭资源，他们应该积极申请同一区块煤层气矿业权，积极进行煤炭和煤层气资源勘探。但是对多数煤炭企业来说，困难也是现实存在的，因为采气毕竟不同于采煤，两者在技术上可以说完全不同，因此，具有一定煤层气资源优势的大型煤炭企业应该积极引进相关技术，或者与有技术实力的大型煤层气开发企业展开合作，为煤层气大规模开发利用创造良好条件，为煤炭企业自身发展带来新的动力。
取得煤矿采矿权的煤炭企业，如果该区块煤层气含量达到一定程度，可以进行井下回收利用，但是没有煤层气采矿权的话，不能进行地面开采。只有有了煤层气采矿权，也就是拿到煤层气开采许可证之后，才能进行煤层气地面开采。
作者：李廷，中商流通生产力促进中心煤炭行业分析师。联系方式：010-8，QQ：，MSN：
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2、企业所得税
2007 年, 中国制定了统一的《企业所得税法》, 对国内企业和外商企业同等对待, 一律执行25 %的税率, 但是根据该法第57 条的规定, 国务院以前确定的外商投资优惠政策可以继续执行。根据国务院《关于实施企业所得税过渡优惠政策的通知》(国发〔2007〕39 号) , 中外合作开采煤层气的企业所得税继续实行二免三减半政策。根据财政部、国家税务总局《关于外商投资企业和外国企业购买国产设备投资抵免企业所得税有关问题的通知》(财税字[2000 ] 49 号) , 对外合作企业购买国产设备的, 其购买国产设备投资的40 %可从购置设备当年比前一年新增的企业所得税中抵免。2007 年2 月7 日, 财政部、国家税务总局联合下发《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》(财税[2007 ] 16 号) , 规定: 对独立核算的煤层气抽采企业购进的煤层气抽采泵、钻机、煤层气监测装置、煤层气发电机组、钻井、录井、测井等专用设备, 统一采取双倍余额递减法或年数总和法实行加速折旧, 具体加速折旧方法可以由企业由行决定。
财政部、海关总署、国家税务总局于2006 年10 月25 日颁布《关于煤层气勘探开发项目进口物资免征进口税收的规定》的通知(财关税[ 2006 ]13 号) , 中联煤层气有限责任公司及其国内外合作者(以下简称中联煤层气有限责任公司) , 在我国境内进行煤层气勘探开发项目, 进口国内不能生产或国内产品性能不能满足要求, 并直接用于勘探开发作业的设备、仪器、零附件、专用工具, 免征进口关税和进口环节增值税。除中联煤层气有限责任公司外, 其他从事煤层气勘探开发的单位, 应在实际进口发生前向财政部提出申请, 经财政部、海关总署、国家税务总局等有关部门认定后, 享受上述进口税收优惠政策。
根据《中华人民共和国资源税暂行条例》(1993) 所附的“资源税税目税额幅度表”规定,煤层气的资源税率为2～15 元/ 千立方米。2007 年2 月7 日, 财政部、国家税务总局联合发出《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》, 对地面抽采煤层气暂不征收资源税。
1、探矿权、采矿权使用费
《矿产资源勘查区块登记管理办法》(1998) 第12 条规定: 第一个勘查年度至第三个勘查年度,每平方公里每年缴纳100 元; 从第四个勘查年度起, 每平方公里每年增加100 元, 但是最高不得超过每平方
里每年500 元。《矿产资源开采登记管理办法》(1998) 第9 条规定: 采矿权使用费, 按照矿区范围的面积逐年缴纳, 标准为每平方公里每年1000 元。根据国土资源部、财政部2000 年6 月6 日颁布的《探矿权采矿权使用费减免办法》(国土资发[2000 ] 174 号) , 在许可证七年的有效期内, 煤层气探矿权、采矿权使用费的减免按以下幅度审核:
(1) 探矿权使用费。第一个勘查年度可以免缴; 第二至第三个勘查年度可以减缴50 %; 第四至第七个勘查年度可以减缴25 %。
(2) 采矿权使用费。矿山基建期和矿山投产第一年可以免缴; 矿山投产第二至第三年可以减缴50 %; 第四至第七年可以减缴25 %; 矿山闭坑当年可以免缴。
2、矿区使用费
煤层气开采的矿区使用费按《中外合作开采陆上石油资源缴纳矿区使用费暂行规定》(财税[1995 ] 6 号) 交纳: (1) 年度煤层气产量不超过10 ×108m3 , 免征矿区使用费; (2) 年度煤层气产量(10 ～ 25) ×108m3 , 缴纳1 %的矿区使用费;(3) 年度煤层气产量(25～50) ×108m3 , 缴纳2 %的矿区使用费;
(4) 年度煤层气产量50 ×108m3 ,缴纳3 %的矿区使用费。
1、民用补贴
2007 年4 月20 日, 财政部颁布《关于煤层气(瓦斯) 开发利用补贴的实施意见》(财建〔 号) , 对煤层气民用燃气等进行适当补贴, 中央按012 元/ m3 煤层气(折纯) 标准对煤层气开采企业进行补贴, 在此基础上, 地方财政可根据当地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴, 具体标准和补贴办法由地方财政部门自主确定。
2、发电补贴
2007 年4 月20 日, 国家发展改革委员会颁布《国家发展改革委印发关于利用煤层气(煤矿瓦斯)发电工作实施意见的通知》(发改能源〔号) 中提出: 煤层气(煤矿瓦斯) 电厂不参与市场竞价, 不承担电网调峰任务, 煤层气(煤矿瓦斯)电厂上网电价, 比照国家发展改革委制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》中生物质发电项目上网电价。补贴电价标准为每千瓦时0125 元。发电项目自投产之日起, 15 年内享受补贴电价。
三、主要障碍
应当说, 经过中国政府相关部门多年的努力,中国煤层气开发对外合作的政策体系已经基本形成。但是, 一些客观方面和主观方面的原因正在阻碍这些政策有效的发挥作用。
客观性障碍
地质赋存条件较差。中国的主要煤层气盆地,除了中部的沁水盆地和鄂尔多斯盆地之外, 其他地区的煤层透气性低, 地面打孔难度大, 且远离消费市场。管网基础设施薄弱。中国目前没有形成规模化的煤层气运输管网系统。技术方面存在瓶颈。煤层气地面抽放技术和井下巷道长钻孔抽放技术尚需完善, 在低透气性煤层开采煤层气存在一定难度。在煤层气工业化利用方面, 不同浓度下瓦斯气发电技术及低浓度瓦斯专用发电技术还处于研发阶段。
主观性障碍
我国目前尚未建立独立的煤层气法律法规体系, 而是参照《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》(2007) 执行。《矿产资源法》(1996) 尚未针对煤层气矿业权的设定和变更规定更为透明的招标和拍卖制度。《煤炭法》(1996) 第35 条也仅仅是鼓励煤层气的开发和利用, 缺乏更具体的措施来落实。《清洁生产促进法》(2002) 大多是倡导性的原则性规定, 没有为“清洁发展机制”确立具体的操作性制度。市场体制不够成熟。煤层气对外合作专营制度在避免“多头对外”, 保护国家利益的同时, 也有一些负面作用, 很多国外公司对中国合作伙伴的互助能力表示失望, 较大的商业性风险导致国外资本和技术供应商不愿意进入中国煤层气市场。在煤层气输送环节, 天然气管网设施的经营还存在垄断现象。在煤层气民用领域, 大规模的市场尚待形成。
四、对策建议
加快煤层气开发能够带来多方面的效益: 其一, 我国是《联合国应对气候变化框架公约》的签约国, 煤层气开发可以减少我国温室气体排放, 强化负责任的大国形象; 其二, 煤层气抽采开发可以减少煤矿瓦斯爆炸事故, 改善我国的煤矿职业安全健康状况; 其三, 煤层气开发可以完善能源结构,缓解能源供应紧张。因此, 我们必须采取进一步的措施, 完善和落实既定的煤层气开发对外合作政策, 加强对外合作, 促进煤层气产业的健康发展。完善相关立法。加快《煤炭法》、《矿产资源法》等法律的修订, 为煤层气开发确立基本的制度。根据《清洁生产促进法》等环保法律的精神,严格甲烷减排(碳减排) 的法律责任, 提高煤矿区煤层气抽采的捕集率。加强煤层气专项立法工作,争取制定独立的煤层气开发利用法律或行政法规,促进
煤层气开发对外合作的规范化运作, 减少低水平重复建设、浪费资源的现象。进一步开放和完善市场。在坚持煤层气开发对外合作专营制度的前提下, 适当增加工作机制的透明度和专营企业之间的竞争, 提升国外合作伙伴对未来的信心。借鉴美国经验, 弱化天然气企业对输气管网的垄断, 使煤层气企业能够共享这些基础设施。培育煤层气产业的下游市场, 加快煤层气的民用、发电、用作化工原料和汽车燃料等, 扩大煤层气的市场需求。加大投融资扶持力度。国家要加大对煤层气基础设施建设和科技研发的投资力度, “十一五”期间, 我国政府预计投资300 亿元用于煤层气的勘探、开发、管网建设和科研工作。在融资方面, 政府应当鼓励煤层气开发企业通过国内外证券市场融资, 多向它们提供政策性贷款, 优先安排它们使用低息或贴息的政府间国际贷款。
第七章 煤层气开发利用的技术分析
第一节 煤层气藏保存条件与影响因素
一、较强的吸附能力是煤层气富集的前提
煤层气以溶解气、游离气和吸附气三种方式赋存于煤层的双孔隙系统中：割理系统和微孔隙系统。割理孔隙度一般都较小且被水充满，溶解气、游离气较少，煤层气主要以吸附状态存在于煤的基质微孔中，吸附气占总含气量的90～95％以上，正是由于煤的这种吸附特性决定了煤的储集能力。在地层条件下，吸附气、游离气和溶解气处于一种动态平衡过程中，在达到吸附平衡后，吸附量是压力和温度的函数。但煤对气体的吸附属于物理吸附，吸附与解吸是可逆的，当温度和压力条件改变后，吸附量也会改变：当压力下降或温度升高时，吸附气就会解吸，转化为游离气。同样，在地层水交替作用下，原有的平衡条件也会被打破而使吸附气越来越少。由于吸附气的活性较游离气和溶解气弱得多，更易保存，因此煤的吸附能力越强，吸附量越大，越有利于煤层气的保存。各种地质作用就是通过改变吸附与解吸及吸附与溶解的关系而影响煤层气的保存。
二、良好的封盖条件是煤层气保存的重要因素
煤层气属于自生自储式，不需要初次运移，这就要求自生气开始，就需要有良好的封盖条件才能使煤层气得以保存。盖层对于煤层气藏的作用主要是维持吸附与解吸的平衡，减少游离气的逸散和减弱交替地层水的影响。泥页岩、盐岩、膏岩及致密碳酸盐岩等，如其透气性差，就可以形成良好的封盖层而有效地阻止煤层气的垂向运移，有利于煤层气的保存。
煤层气通过盖层逸散主要有两种方式：一是渗流运移，一是扩散运移，究竟以那种方式运移主要由上覆岩层的封盖性能控制：
(1)上覆岩层如果是超致密层，即良好的盖层，其排替压力大于煤层中流体剩余压力，具有良好的毛细封闭能力，则气体只以扩散方式运移，其运移速度是相当缓慢的，煤层气逸散量可用岩石的扩散系数等参数估算；
(2)当煤层中剩余压力大于上覆盖层排替压力时，气体则以渗流的方式运移，气体逸散速度与气体的有效渗透率及剩余压差有关，剩余压差越大或气体的有效渗透率越高，则逸散越快，此时主要是游离气体逸散，当煤中压力小于盖层的排替压力时，逸散即告结束，如果气源充足，此过程则重复进行，如超压很高则有可能产生微裂缝而使气体呈间歇式散失；如果煤层中没有游离气，而是由于静水压力引起的超压，则只有扩散运移，也就是说在没有压降时，吸附气难以解吸而进行逸散；
(3)如果上覆岩层是渗透层(如砂岩或裂隙性泥页岩等)，排替压力很小，扩散运移快，气体则会向砂岩中运移，再加之水动力的影响，煤中吸附气也会从基质中解吸出来转移到渗透层中去；
(4)如果上覆岩层是具有生气能力强的烃源岩，则会阻止煤层甲烷气向上逸散，甚至会向煤层中输入天然气。总之，盖层的质量越好，封盖能力越强，煤层气只以扩散方式运移，逸散很慢，盖层盖，失去毛细封闭能力，气体则以渗流方式运移，逸散速度快。
三、地层水弱交替区或交替水阻滞区有利于煤层气的保存
除了需要良好的盖层之外，煤层气藏的形成还需要有一个较稳定的水动力条件，它直接影响着地层液体压力分布及流体的运移，由此改变吸附气与溶解气和游离气间原有的平衡，从而影响到煤层气的保存。
水动力影响煤层气的保存主要表现在以下几种类型：
(1)如果煤层顶部岩层为渗透层，且地层水交替强烈，由于煤岩基质(吸附气赋存的微孔隙)和地层水中存在较大的浓度梯度，煤岩中甲烷气则不断地被交替地层水带走而难以保存在煤层中；
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