尽管此前中国已出台系列政策促进煤层气产业发展，但煤层气勘探开采难度大、成本高，矿权重叠、审批手续烦琐且时间过长等问题仍未得到有效解决，资源配置垄断带来的资源地生态环境和税收补偿不到位、“圈而不探”“占而不采”等问题依旧突出，部分政策在地方缺乏可操作性，央地之间未能形成合力，主产地资源优势未能转化为产业优势。

       数据显示，山西省煤层气资源总量约占全国的1/4，煤层气探明储量占全国的90%。晋城市位于“沁水盆地煤层气产业化基地”核心区域，探明地质储量为3071亿立方米，占山西省的53%、占全国的47%，近年来晋城市煤层气产量约占全国的70%，被业界认为是全国勘探程度最高、赋存最稳定、开发潜力最好的煤层气气田。

       山西晋城相关主管部门、山西晋城无烟煤矿业有限责任公司相关负责人表示，要发展必须要打破“死水”，现有体制机制已不适应煤层气产业高质量发展，主要表现为主产地资源配置垄断，央地未能形成合力。

       一是当地基本已无可以公开出让的煤层气矿业权。依据原晋城市原煤炭煤层气工业局的一份调查报告，2018年，中石油、中联、晋煤集团的现有产能分别为21亿立方米/年、17亿立方米/年、15亿立方米/年，产量也基本相当，分别为10亿立方米、12亿立方米和11亿立方米。然而，在煤层气矿业权方面，中石油、中联煤层气矿业权面积占比超过90%，晋煤集团仅有4%左右。

       按照产能产量规划，到2020年，要实现地面抽采能力200亿立方米/年的目标，中石油的产能要达到100亿立方米/年，中联公司产能要达到60亿立方米/年。受资源限制，晋煤集团预计仅为30亿立方米/年。

       记者采访了解到，一些企业内部要求投资收盈率在8%至12%之间，由于煤层气开发技术不成熟、资金回报慢，往往难以达到收盈率要求，投资积极性不高。投资不足，相关技术发展随之受限。

       二是煤层气开发企业对地方财力的贡献与地方付出的代价不匹配，主产地发展积极性受挫。煤层气开发需要地方政府投入大量资金，配套建设水、电、路、通信等基础设施和公共服务设施，还需要对煤层气开采、集输、运输、液化、储存等环节的生产进行安全监管。但财政、税收等优惠政策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。

       以晋城为例，2017年晋城市煤层气产业增加值、主营业务收入、实现利润占晋城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%。在就业方面，煤层气产业属于技术密集型产业，用工较少，晋城市煤层气领域地方从业人员不足1000人。在所得税方面，央企作为煤层气开发主力，所得税不在晋城缴纳；增值税方面，国家现行政策为“先征后退”，对地方无贡献。

       针对制约煤层气产业发展的诸多瓶颈障碍，受访企业和专家建议，进一步简政放权，提高煤层气最低勘查投入标准，完善矿业权退出机制，调整煤层气企业纳税规定，探索建立煤层气开发生态环境补偿机制，建立健全煤层气价格形成机制，强化科技研发和技术创新，推广“采煤采气一体化”模式，建设全国煤层气交易中心，建设煤层气冷热电三联供多能互补分布式能源项目等。

       此外，晋城市建议，将煤矿采空区作为再生资源或补充能源，并下放矿权审批权限。国家《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》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，推广废弃矿井残存瓦斯抽采利用技术，在‘十三五’期间建立一批废弃矿井残存瓦斯抽采利用示范工程”。

       晋城市能源局相关负责人表示，晋城市高瓦斯煤矿较多，历史上曾有上千座小煤矿，约三成左右为高瓦斯矿井，且小煤矿回采率较低，具备推广采空区采气的资源条件和采气技术，但因缺少气矿权批复等相关政策无法推广，建议出台指导性意见，鼓励采空区煤层气开采和利用。