关于对晋城市煤层气抽采利用情况的调研报告

□吴淑春 魏兆军 李雄波

根据省财政厅安排，2017年6月12日至7月30日，晋城财监处对某煤矿企业开展了会计监督检查，检查过程中对该企业煤层气抽采利用情况进行了调研，并于检查结束后走访了煤层气抽采利用的主管部门和相关企业，对晋城市煤层气抽采利用现状和煤层气补贴政策进行了深入调研。

一、基本情况

（一）背景材料

十九大报告指出：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）要求：推动能源供给革命，优化能源产业结构，重点布局煤炭深加工、煤层气转化等高端项目和新能源发电基地，鼓励煤矿瓦斯等煤矿资源综合利用。煤层气是一种新型的清洁能源，我省作为煤层气资源储量大省，加大煤层气的开发利用，既是煤矿安全生产的需要，也是推动能源供给革命的主阵地，更是落实十九大报告精神和推进我省经济转型发展的重要路径。因此，此次对煤层气抽采利用情况进行了重点关注和深入剖析，评估煤层气财政补贴政策实施效果，了解政策执行中的问题，为完善财政补贴政策、更好发挥政策引导作用提供一些参考。

（二）基础数据

1.煤层气抽采利用情况

晋城市地处山西省东南部，沁水煤田核心腹地，煤层气资源丰富，地质储量达6141亿立方米（占沁水盆地总量的1/10），探明储量3073亿立方米，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，具有资源埋藏浅、开采性好、甲烷纯度高的特点，是目前全国煤层气资源勘探程度最高、最具开发潜力的煤层气田。煤层气的开采方式分为地面钻井抽采和煤矿井下抽采两种。地面钻井抽采的煤层气浓度较高（96%以上），主要用途为压缩液化后通过管输和车辆运输用于车辆燃料、化工原料等。井下抽采的煤层气浓度较低（约30%上下），主要用途为就近用于瓦斯发电、煤矿及周边村民自用等。2014-2016年晋城市共抽采煤层气116.64亿立方米，其中：地面抽采完成87.17亿立方米，井下瓦斯抽采完成29.47亿立方米；2014-2016年共利用煤层气81.22亿立方米，其中：地面抽采完成65.44亿立方米，井下瓦斯抽采完成15.78亿立方米。

2.财政补贴标准和补贴资金情况

煤层气抽采利用财政补贴标准2014年为每立方米0.25元，其中：中央0.2元、省级0.05元；2015年为每立方米0.3元，其中：中央0.2元、省级0.1元；2016年为每立方米0.4元，其中：中央0.3元、省级0.1元。

晋城市2014-2016年申报并收到中央和省级煤层气利用财政补贴资金114085.43万元，其中：2014年31745.00万元、2015年34875.44万元、2016年47464.99万元。

3.煤层气补贴政策绩效分析

近年来，在煤层气抽采利用补贴政策的引导下，晋城市地面抽采企业和煤矿积极投入到煤层气的开发利用中，煤层气开发利用的安全、环保和经济效益逐步显现，具体体现在以下方面：

（1）安全效益：在补贴政策引导下，各企业通过地面和井下抽采煤层气，使抽放区域的煤层吨煤瓦斯含量有效降低，释放了瓦斯压力，使煤矿开采时瓦斯事故发生频率大大降低，为煤矿工人的生命安全提供了一道必不可少的安全保障。

（2）环保效益：财政补贴政策以煤层气利用量为基数进行计算，鼓励企业不断提高煤层气抽采利用量，减少排空量，多数企业通过改进工艺和增加投入，不断提高了煤层气抽采利用率，减少了温室气体的排放，减少了对大气臭氧层的破坏，对缓解全球气温变暖起到了积极作用。2014-2016年，财政部核定晋城市煤层气利用量为36.33亿立方米，根据有关测算方法，煤层气的有效利用相当于减排二氧化碳1333.33万吨，环保效益不可小视。

鄱阳湖位于长江中下游的南岸，地势南高北低，承纳江西境内赣、抚、饶、信、修等五河来水，湖水由北部湖口出口汇入长江，是典型的吞吐型淡水湖泊。鄱阳湖水位变化大，季节性变化明显，枯水期一般出现在春、冬季，丰水期一般出现在夏、秋季节。鄱阳湖水流受长江水位和五河来水的影响，水体流速变化明显，水龄时间短（Qi et al.，2016）。鄱阳湖处平原区，属大风集中区域，特别是鞋山、老爷庙和瓢山风力最为集中（张琍等，2014）。在丰水期，湖面范围大，悬浮物空间变化不仅受河水流速的影响，还受风速的影响（贺志明等，2011；江辉等，2018）。另外，受采砂作业活动等影响，鄱阳湖北部水体呈现高浑浊特征。

（3）经济效益：调研中，我们走访获取了1个地面煤层气抽采企业和4个井下抽采企业2016年的抽采利用成本，通过座谈和查阅相关资料发现无论地面抽采企业还是井下企业部分年度存在成本倒挂的问题，财政补贴使企业经营实现微利，激发了企业抽采利用煤层气的积极性。2015年晋城市煤层气企业完成工业总产值40.9亿元，实现销售收入41.72亿元，实现利润10.44亿元，上缴税金4.41亿元。

二、煤层气抽采利用情况和问题

（一）煤层气抽采利用现状

1.发展进入瓶颈期

从晋城市煤炭和煤层气工业局了解到，晋城市近两年煤层气抽采总量保持在40亿立方米，其中：地面抽采约30亿立方米、井下抽采约10亿立方米。和前几年相比晋城市煤层气产业发展速度放缓，很难有大的突破，目前煤层气发展进入了抽采利用技术和资金的瓶颈期，需政府进一步加大引导和扶持力度。

原因分析：（1）晋城市煤层气区块中，开发效果好的项目建设和投入已基本饱和，而地质条件复杂、开采条件差的区块迟迟无法取得技术和产能突破，制约了煤层气产业化、规模化发展；（2）目前多数煤层气企业均处在微利和保本经营阶段，无力再进行提升产能、扩大再生产，新的社会资本由于煤层气行业投资成本大和风险高等因素，投资积极性较低。

2.煤矿瓦斯利用率呈下降趋势、有待提升

晋城市2016年井下抽采利用率比2015年下降了3.4个百分点，2017年1-10月利用率比2016年下降了1.3个百分点；且2014-2016年井下共抽采煤层气29.47亿立方米，利用量仅为15.78亿立方米，排空13.69亿立方米，利用率为53.55%，低于地面抽采21.53个百分点。

原因分析：（1）煤矿抽采的瓦斯浓度较低，多数在10%以下，利用成本高、难度大；（2）升级改造煤层气抽采系统投入较大，部分煤矿在微利经营下，由于资金因素不愿在抽采工艺和利用技术上加大投入。

煤层气开采对地方生态环境破坏较大，主要表现在：一是地面开采企业抽采煤层气要占用耕地、林地等资源，开采时造成了小泉小水断流、地下水位下降、地下含水层污染、土壤植被破坏、水土流失、生产性泥浆及固废污染、煤层气排空造成大气污染等；二是煤层气开采农村使部分原有的饮水工程报废，水源地水质污染，引发了新的人畜饮水困难和安全问题。

4.对地方财政增收和拉动就业贡献不大

据主管部门介绍，地方政府和群众在煤层气开采利用中获利较少，煤层气企业上缴税费在财政收入中占比较低，吸纳本地人员就业较少，但为鼓励煤层气企业投资和创优发展环境，当地政府要投入大量资金完善企业在土地、水、电和交通等基础设施方面的建设、人员就医和子女入学等配套设施。

原因分析：（1）国家目前对煤层气开采和利用的税收优惠政策为：增值税先征后退，暂不征收资源税，所得税从开始获利年度起，第一、二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收，且开采企业大多为央企和外企，所得税全部或部分不在当地缴纳，因而对地方税源贡献有限；（2）由于煤层气产业属于高新技术产业，对从业人员要求较高，用工人数和煤矿相比要少的多，因而对带动就业有限。

5.煤层气销售价格未完全建立市场机制

调研中，通过座谈和查阅资料，了解到上游开采企业销售煤层气的价格较低，低浓度的煤层气销售价格每立方米仅0.1-0.2元，造成企业投资和收益失衡，且销售价格差异较大。以A国企和B外企为例，同等浓度的煤层气，销售给汽车燃料供应企业的单价，国企为3.8元/立方米、外企为2.38元/立方米；销售给煤层气瓦斯发电企业的单价，国企为1.5元/立方米、外企1.3元/立方米。

原因分析：（1）煤层气价格形成机制不完善，从上游出厂价格到中间的管输价格，再到门站价及不同终端的销售价格，涉及环节多，缺乏系统的煤层气价格形成机制，尤其是未进入城市公共配气管网的煤层气价格目前由供需双方协商确定，致使单价存在差异，无法有效反映市场供求变化和资源稀缺程度；（2）部分抽采企业和购气方同属一个企业集团，关联交易导致的定价不公允，使部分利润人为向下游企业转移。

（二）煤层气抽采利用财政补贴资金申报、审核方面

1.供销双方输气计量差处理需规范

走访中，部分企业反映长距离的管输气中间有排水环节，可能会导致气量损耗，由此导致售气方和购气方对销售气量存在争议。对有争议的输气量一般购销双方通过相互协商解决，但存在将计量差申报财政补贴的问题。我们认为计量差不属于正常利用范围，应在申报财政补贴资金时予以剔除。

2.利用关联交易使购销双方享受不同政策补贴

现行煤层气补贴政策规定：企业开采煤层气用于上网发电的部分，不享受财政补贴政策，享受发改委的上网优惠电价补贴。有些企业为了规避上述规定，将煤层气低价销售给中间商（中间商多为关联企业），再由中间商销售给瓦斯发电厂，这种销售模式表面看，抽采的煤层气没有直接用于发电，煤矿企业和发电企业双方均能各自享受到财政和发改部门的补贴，但实质不符合财建〔2007〕114号文的规定。

3.审核工作存在较大风险

受审核时间、专业知识和信息不对称等方面的客观因素限制，基层财政部门工作人员对申报企业的骗补行为很难发现，审核结果和企业申报数据基本一致，致使个别企业的申报利用量与财政部专员办核定利用量出入较大，基层财政部门在初审环节存在较大的审核风险。

（三）煤层气抽采利用税收优惠政策执行方面

现行税收政策对煤层气企业的快速发展起到了积极的鼓励与扶持作用，但有关主管部门和企业反映力度仍然不够，主要表现在：（1）企业收到煤层气补贴资金需缴纳25%的所得税，导致国家扶持政策直接缩水25%；（2）中央企业享受不到地方财政补贴，中石油、中联公司等中央企业煤层气财政补贴资金不通过地方财政部门申报，直接由财政部审核，致使无法享受0.1元的省级财政补贴；（3）煤矿企业抽采销售煤层气未享受增值税先征后退政策，多家煤矿提出根据财政部、国家税务总局财税〔2007〕16号文《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》，国家对地面抽采煤层气企业的一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策，但井下抽采煤层气的煤矿企业一直未享受此项退税政策；（4）部分政策实施细则落实滞后，国发〔2017〕42号文对煤层气勘查区块退出机制及公开竞争出让制度、矿业权合资合作、项目审批制度改革等作出了指导，但上述政策配套的实施细则截至目前尚未印发，对煤层气产业发展的影响不明显。

三、几点建议

（一）实行差别补贴政策，发挥政策调控作用

对于煤矿瓦斯抽采利用率较低的问题，建议我省参照贵州省按利用率实施“阶梯补贴”政策。一是对地面抽采企业和井下瓦斯抽采综合考虑安全、环保和经济因素分别实施不同的补贴政策；二是对井下瓦斯抽采按利用率进行阶梯补贴。贵州省的标准为煤矿抽采利用率达到35%—55%，省级奖励补贴0.1元/立方米；煤矿井下瓦斯抽采利用率大于55%，省级奖励补贴0.2元/立方米。晋城的利用率已达到75%，我省是否可适当提高利用率的阶梯档次，鼓励各煤层气抽采企业不断提高利用率，更好发挥煤层气的经济和环保价值。

（二）加大对煤层气企业的技术研发支持和金融支持

对煤层气发展进入技术和资金瓶颈期的问题，建议政府部门通过以奖代补、贷款贴息等方式，引导煤层气开发企业增加对钻探工艺和提纯工艺的研发投入，以突破现有煤层气利用环节的技术瓶颈制约，为煤层气有效利用提供技术支撑。金融机构要积极做好煤层气开发利用项目的金融支持服务工作，对有开发前景的项目予以贷款支持。

（三）完善煤层气价格机制，实现煤层气价格市场化

对于煤层气定价机制，建议参照国家天然气的定价原则和机制，尽快建立科学合理的煤层气价格定价机制；加强对煤层气抽采环节的成本研究，鼓励煤矿抽采企业单独核算煤层气抽采成本，建立煤层气全成本核算体系，合理制定煤层气出厂价格；同时应减少中间环节，降低管输费用，并鼓励抽采企业对下游或终端用户实行直供，提高煤层气上游开发企业的效益，为最终实现煤层气价格完全市场化奠定基础。

（四）出台矿业权退出细则，使煤层气和煤炭产业协同发展

对于煤矿无法取得煤层气开发利用资质的问题，建议政府相关部门尽快出台矿业权退出实施细则，明确已出让矿业权收回的具体情形。对收回的煤层气采矿权，根据“先采气、后采煤，采煤采气一体化”的原则，将收回的煤层气尽量优先分配给煤矿企业。对于无法收回的煤层气矿权，在煤炭、煤层气的协调开发上，要严格执行对煤炭规划5年内开始建井开采的区域，按照煤层气开发服务于煤炭开发的原则，采取合作或调整煤层气矿业权范围等方式，优先保证煤炭资源开发需要，并有效开发利用煤层气资源；对煤炭规划5年后开始建井开采的区域，应坚持“先采气、后采煤”，做好采气采煤施工衔接，确保煤炭和煤层气产业的协调发展。

（五）严格补贴资金审核，防止资金被虚报冒领

对于财政补贴资金审核中存在的问题，在“减煤增气”推进供给侧结构性改革的背景下，随着煤层气利用量的大幅提升，财政补贴资金的审核工作将越来越重要，因此相关部门要高度重视审核工作，建议在补贴资金审核时：一是多方入手核查利用量真实性，尤其关注账务资料中自用气量的核算，将销售台账、开票、账务和计量相互核对，对出现的差异认真分析原因，防范以虚报计量骗取补贴的问题发生；二是多部门配合实现信息共享，例如在审核时，从发改部门或电力公司获取瓦斯发电企业的名单和发电量，然后追查至发电企业核实用于瓦斯发电的数量，从源头上将不属于补贴范围的用于瓦斯发电的申报量全部剔除；三是主管部门参与煤层气补贴审核，煤层气补贴审核工作在市县层面应由煤层气主管部门为主，财政部门参与审核。由主管部门专业人员对煤层气企业申报量进行审核把关，重点是对煤矿企业自用量的合理性作出判断，对超出合理范围的自用气量保持应有关注，认真分析原因，对弄虚作假的自用气量予以剔除。