为加快发展煤层气战略性新兴产业和建设国家综合能源基地，保障“气化山西”战略实施，依据《中华人民共和国矿产资源法》及其配套法规，按照《国土资源部关于委托山西省国土资源厅在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记的决定》，落实《全国矿产资源规划（2016—2020年）》《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》《山西省矿产资源总体规划（2016—2020年）》等相关规划部署，制定《山西省煤层气资源勘查开发规划（2016—2020年）》（以下简称《规划》）。

《规划》统筹山西省煤层气资源勘查开发布局和时序安排，是依法审批和监督管理煤层气及相关资源地质勘查、开发利用和保护活动，规范矿业权审批管理的重要依据，是推动煤层气产业持续发展、提高矿产资源综合利用效率的重要保障。涉及煤层气资源勘查开发活动的相关行业规划，应当与本《规划》做好衔接。

《规划》以2015年为基期，2016—2020年为规划期，展望到2025年，适用范围为山西省所辖行政区域。

第一章  规划基础

第一节  勘查开发利用现状

经过近二十年的探索与实践，山西省煤层气资源勘查开发打破多年徘徊局面，陆续取得一批重要成果，初步形成持续快速发展的良好基础，2015年煤层气（包括煤矿瓦斯）抽采量和利用量占全国的56.1%、66.4%，发挥了重要的引领和带动作用。

一、煤层气资源预测及分布情况

根据煤层气资源调查评价成果，全省埋深2000米以浅的含气面积为3.59万平方千米，预测资源量约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，约占全国的88.0%，主要分布在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，其中沁水煤田4341.18亿立方米，河东煤田1228.55亿立方米，西山煤田214.28亿立方米。

二、煤层气及油气矿业权设置情况

截至2015年底，全省境内共设置煤层气及油气矿业权48个，登记面积5.49万平方千米。其中煤层气矿业权41个、登记面积3.06万平方千米，包括探矿权33个、面积2.90万平方千米，采矿权8个、面积0.16万平方千米；登记油气探矿权7个，登记面积2.43万平方千米。

三、煤层气资源开发利用情况

“十二五”期间，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大产业化基地建设稳步推进。全省煤层气利用量达250亿立方米，相当于节约标准煤3000万吨，减少二氧化碳排放3.75亿吨。2015年，地面抽采煤层气和煤矿瓦斯抽采总量达到101亿立方米。

地面勘探抽采。截至2015年底，全省累计施工煤层气钻井15379口，在建及建成地面煤层气产能77.09亿立方米/年。寿阳、沁南、柿庄、郑庄、三交、柳林、大宁—吉县、延川南等区块新提交探明地质储量，潘庄、樊庄、潘河、保德等重点开发项目建成投产。2015年，地面抽采煤层气量达到41.77亿立方米、利用量34.78亿立方米，分别占全国的94.93%、91.53%，利用率为83.27%，低于全国平均水平3.1个百分点。

煤矿瓦斯抽采。2015年起实施的煤矿瓦斯抽采全覆盖工程，有效促进了煤矿瓦斯的抽采利用。截至2015年底，全省1055座煤矿建成了316座煤矿瓦斯抽采系统，阳泉、晋城、西山、离柳、潞安五个瓦斯年抽采量超过1亿立方米的矿区。2015年，煤矿瓦斯抽采量60.2亿立方米、利用量22.3亿立方米，分别占全国的41.65%、46.46%，利用率为37%，高于全国平均水平1.7个百分点。

煤层气资源利用。截至2015年，煤层气已经成为工业、商业、交通等产业集群以及城乡居民生产生活的重要能源。煤层气（煤矿瓦斯）发电装机容量超过100万千瓦，晋城市总装机容量28.4万千瓦，成为全国最大的煤层气发电基地，也是世界上瓦斯发电最集中、装机规模最大的区域。沁水县建成5个煤层气压缩站、4个煤层气液化项目，可形成每日液化155万立方米标准状态煤层气的能力，年利用6亿立方米，建成全国最大的煤层气液化基地。潞安集团在煤基合成油项目中，将煤层气作为重要原料加以利用。

煤层气管网建设。国家在山西境内建成了陕京一线、陕京二线、陕京三线、榆济线、西气东输等东西向的过境管线；山西投资建设了连接22个市辖区、74个县城的省内管线，输气管道总长已达8000公里，形成“三纵十一横、一核一圈多环”的煤层气输气管网系统，为煤层气产业发展提供重要保障。除娄烦县外，105个县（区）城区和部分矿区已建成市政煤层气（燃气）管道，保障了燃气供应，惠及人口1800万。

第二节  形势与挑战

“十三五”时期，是我国全面建成小康社会的决胜阶段，也是推动能源革命的蓄力加速期。要在新一轮发展中争取主动，做大做强山西煤层气产业，必须贯彻习近平总书记关于推进能源革命的重要指示，把握住重大机遇，科学研判形势，积极应对挑战，切实解决好影响煤层气产业发展的突出问题。

一、能源形势深刻变化要求大力推进煤层气利用

当前，世界能源格局深刻调整，供求关系总体缓和，应对气候变化进入新阶段，新一轮能源革命蓬勃兴起。我国经济发展步入新常态，能源消费增速趋缓，发展质量和效率问题突出，供给侧结构性改革刻不容缓，能源转型变革任重道远。山西要再造能源产业新优势，必须在“降煤增气”的大背景下，主动调整优化能源结构，大力发展煤层气产业，着力解决“规模小、布局散、效益低”等问题，解决上、中、下游联动发展不足问题，大幅提高煤层气资源利用的规模化、产业化水平，切实增强产业核心竞争力。国家对煤矿安全生产要求越来越严格，需要强力推进“先抽后建、先抽后采、抽用并举、抽采达标”，推动煤矿瓦斯利用及时迈上新台阶，使煤层气在清洁、低碳、安全、高效的现代能源体系中发挥出骨干支撑作用。针对市场运行中出现的新问题、新矛盾，丰富产业供应种类和方式，加快完善价格机制、管网配套、市场监管，促进煤层气产业上、中、下游一体化发展，为有限资源的充分利用提供更有力的保障。

二、煤层气资源赋存条件要求建立有效的协调机制

煤层气与煤炭共伴生于同一空间。近年来的勘探成果显示，不少矿区在不同层位存在着煤层气与煤系天然气（又称致密砂岩气）、页岩气等气体矿产（简称“三气”）；鄂尔多斯盆地东缘探明煤系天然气（致密砂岩气）储量达2000多亿立方米。各类资源的勘查开发在主攻目标、开采工艺和利益诉求等方面存在差异，同时在开发顺序、空间布局、采掘部署等方面又需要统筹兼顾、有序协调。长期以来，尽管政府引导企业形成了多种合作模式，一些矿区已经探索取得了部分成果，但协调机制仍不稳定、不规范、约束力弱，相关规程规范依然不够完善、健全。综合评价和利用“三气”资源、煤炭及煤层气资源，亟需建立更加稳定、有力的协调机制，统筹各类资源的勘查开采的空间、时序、工艺和技术，促进各类资源的科学布局、有序开发和综合利用。

三、推进生态文明建设要求转变能源开发利用方式

面对资源约束趋紧、环境污染严重、生态系统退化的严峻形势，能源矿产资源开发必须把生态文明建设放在突出地位，更加自觉地贯彻节约资源和保护环境的基本国策。到2020年，山西省单位地区生产总值的二氧化碳排放量，要比2005年累计下降45%。需要充分开发利用煤层气资源，使其在优化全省能源结构、减少温室气体排放中发挥重要作用。一方面，需要突破煤层气勘探抽采技术，统筹推进地面煤层气开发与煤矿井下瓦斯抽采，探索实现煤层气多通道、多途径利用，落实煤矿瓦斯分级利用、应用尽用，大幅度提高煤矿瓦斯利用率。另一方面，也要大力推进绿色勘查、绿色开采，努力减少煤层气勘探抽采过程对环境的负面影响，对土地、林地等自然资源的消耗，早日形成资源节约型、环境友好型的发展路径，增强可持续发展能力。

四、加快煤层气产业发展要求进一步提升开放水平

山西境内煤层气资源开发，经历了国外大型资源企业先进驻、后退出的曲折历程，目前矿业权人与境外中小企业合作勘查开发的对外开放格局，难以适应产业大发展的需要。同时，国内外企业对参与山西煤层气产业转型发展充满期待。要提高对外合作水平，增强产业发展活力，必须继续坚持开放、合作、共赢的理念，营造良好的投资环境，更好地把引进境内外企业与引进先进技术、优质管理、高端服务紧密结合起来，改善外资结构，强化创新驱动。必须建立健全激励与约束机制，有效发挥中央直属油气企业、省属大型能源企业的主力军作用，充分调动社会各界、省内外各方参与煤层气开发利用的积极性，共同推动煤层气产业在大开放中实现大发展。

五、全面深化改革要求加快煤层气管理体制机制创新

促进社会公平正义、增进人民福祉，是全面深化改革的出发点和落脚点；使矿产资源开发成果，更多地惠及矿区群众和区域经济，是矿产资源管理制度改革的方向。我省煤层气矿区大多位于贫困地区和革命老区，人民群众对于煤层气（油气）企业参与脱贫攻坚、矿区公益事业的期待很高。但当前煤层气勘探抽采企业多数属于微利，有的甚至长期亏损，对区域经济贡献较小。同时矿产资源管理法律法规调整相对滞后，一定程度上影响了企地关系和工农关系健康发展。要凝聚共识、兴利除弊、防控风险，实现改革、发展、稳定的有机统一，必须进一步解放思想、深化改革，将行之有效的实践经验及时上升为制度规范，以有力有效的体制机制创新，保障公开、公平、公正、透明的市场秩序，落实国家和山西对煤层气产业的扶持政策，健全煤层气资源开发经济调节和利益分配机制，强化企业与地方的良性互动，促进煤层气企业的优胜劣汰，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。

第二章  指导思想、基本原则和规划目标

第一节  指导思想

全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神和治国理政新理念新思想新战略，认真落实党中央、国务院决策部署，牢固树立和贯彻落实创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，以科学利用煤层气等矿产资源为目标，以改革创新为动力，以转型发展、“三气”共采为依托，健全完善煤层气资源管理体制机制，统筹协调煤层气勘查开发与保护格局，全面加快煤层气产业绿色转型步伐，继续深化煤层气行业开放合作，大力推动资源开发惠及更多地区和群众，为建设煤层气战略新兴产业、国家综合能源基地做出重大贡献。

第二节  基本原则

——改革创新，增强发展动力。深入实施创新驱动发展战略，着力打破相互封锁、条块分割的旧格局，实施公益先行、市场跟进、政府统筹、产权保护，大力推动共性、关键技术的全面创新。继续深化行政审批制度改革，推进简政放权、放管结合、优化服务、提高效能，形成有利于煤层气产业健康持续发展的政务环境。探索完善矿业权管理与监督机制，保证公开出让的竞争性，扩大矿业权流转和股权交易透明度，适度加大探矿权持有成本，健全矿业权退出机制，切实增强全行业发展活力。

——优化布局，促进协调发展。积极统筹各类建设与保护项目的规划衔接、功能兼容，着力推动资源开发与区域发展、产业升级、环境保护、城乡建设相协调。依法依规解决资源开发与其它建设的现实矛盾，做到有进有退、有保有压、有序有偿，有效化解城乡建设压占探明地质储量、矿产开发影响生态保护的历史遗留问题。着力推进煤层气产业上中下游一体化发展，使资源开发、管网运输、应急调峰、就地转化、市场供应等能力相互匹配，基本形成紧密联动的产业体系。

——加快转型，推进绿色发展。按照生态文明建设总体要求，坚持生态保护第一，注重科学论证，严格控制新设置矿业权的区域范围，从源头上避让各类保护地。树立节约集约的资源观，加强对煤层气等“三气”资源的综合评价、综合利用，推动煤层气地面和井下立体开发，持续提高煤层气资源利用效率，努力以较小的资源消耗支撑更大的经济发展。坚持绿色勘查、绿色开采，加强对勘查开采用水、用地、用林、用能的全程监管，努力减少资源占用与消耗，减少废弃物排放。

——互利共赢，深化开放合作。加强国际、省际交流与合作，鼓励国外资本、省外资本和省内各类资本参与煤层气勘探开发，持续改善和优化投资主体结构。采取多种方式，积极引进煤层气勘探开发先进技术和管理经验，推动煤层气产业集约化、市场化、信息化进程。全面开放煤层气矿业权、勘查开采作业、管网建设与运营等市场，通过公开竞争、择优确定财政投资项目实施主体，促进油气作业外包市场规范运行。

——共建共享，落实资源惠民。按照国家脱贫攻坚的总体部署，优先支持革命老区、集中连片特困地区的煤层气资源开发利用，加快资源优势转化为经济发展优势。尊重群众意愿，探索完善资源开发收益分配机制、政企民共建协调机制，推进地方政府、资源企业、矿区群众在共建中共享、以共享促共建，使资源开发更好地服务区域发展和民生改善。加强基础性、公益性社会服务，面向社会各界提供基础地质调查资料查询，面向所有作业者提供平等的市场环境，面向所有权利人提供公正的权益维护。

第三节  规划目标

一、2020年目标

围绕全省经济社会发展的总体目标和战略部署，综合考虑煤层气资源禀赋、宏观环境、技术创新和市场需求等有利条件，确定今后五年的规划目标。

——资源保障能力稳步提升。力争煤层气新增探明地质储量5000~8000亿立方米，累计超过1万亿立方米、达到1.1~1.4万亿立方米；发现一批新的接替矿区，为2025年提交新的探明地质储量奠定良好基础，持续强化对煤层气产业发展的资源保障。

——资源利用水平大幅提高。煤层气、煤系天然气（致密砂岩气）、页岩气开发协调推进。地面开采煤层气年产量新增130亿立方米，新增产能230~330亿立方米/年，其中煤炭采空区煤层气产能新增1~2亿立方米/年。建成一批高标准煤矿瓦斯抽采示范工程，煤矿瓦斯年抽采量达到115~133亿立方米，利用量达到65~85亿立方米。到2020年，力争煤层气抽采量达到200亿立方米，地面开采产能建设达到300~400亿立方米/年，煤层气勘探、抽采、运输、转化全产业链条产值达到1000亿元左右，在全省能源结构中占据重要位置。

——绿色矿业发展模式初步形成。完善煤层气勘探评价、地面抽采利用、井下分级利用的标准体系和规程规范。整体推进矿区土地复垦和生态环境保护。资源利用水平和综合效率明显提高。煤层气地面抽采采收率达到55%以上，抽采利用率达到90%。煤矿瓦斯利用量达到65~85亿立方米/年，利用率达到50%。全面实施矿区土地复垦，钻探抽采用水废水利用率达到80%。

——对外开放与共建共享水平显著提高。有序开放煤层气基础理论研究、钻探抽采技术攻关、应用转化社会服务、管网建设与运营等领域。具有山西特色的企业、矿区居民与基层政府共建共享机制初步建立，使资源开发惠及更多地区和人民。

——充满活力的资源管理体系基本建立。认真实施国土资源部安排的部分煤层气矿业权委托审批试点，探索完善煤层气资源管理运行机制和配套制度，形成可复制、能推广的先进经验，为全国矿产资源管理制度改革提供样板。基本形成符合社会主义市场经济条件的矿业权公开出让、有偿使用、社会监管、有序退出的完整机制，与生态保护、社会发展、区域协调的统筹机制，使政府宏观调控与市场调节机制实现有机结合。全面强化高瓦斯煤矿采前抽、采中抽、采后抽的制度保障。

二、2025年远景目标

继续加大煤层气资源评价与勘探力度，探明地质储量占预测资源总量比例显著提高，煤层气对经济社会发展的保障能力持续增强，到2025年，预计增加探明地质储量5000亿立方米，产量达到250~350亿立方米/年，产能达到450~500亿立方米/年。煤层气产业布局和结构更加优化，煤层气、煤炭开发时空配置关系更加合理，综合勘查开发机制更加完善。煤层气开发技术得到全面提升，综合开发利用效率进一步提高。煤层气与煤系天然气（致密砂岩气）、页岩气“三气共探共采”和深部煤层气找矿基础理论、关键技术进一步完善，煤层气矿业权市场更趋规范，资源开发与环境保护协调发展，绿色矿业发展格局全面形成。

第三章  煤层气勘查开发总体布局与安排

落实国家和我省矿产资源总体规划部署，衔接我省主体功能区划及生态保护要求，结合资源勘查开发现状及发展趋势，确立煤层气资源保护与利用的空间布局和时序安排，实施一批重大工程和重点项目，推进沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大基地建设，促进资源有效保护、适度开发与集约利用。

第一节  勘查开发空间布局

一、煤层气规划矿区

综合考虑资源勘查开发现状及国家宏观调控政策，对不同矿区实施分类管理。

（一）落实7个国家规划矿区。对沁水—屯留、左权—昔阳、沁源—安泽、古交—交城、保德—兴县、柳林—石楼、乡宁—吉县等7个国家规划矿区实施重点监管，提高准入门槛，打造新型现代化资源高效开发示范区，推动优质资源的规模开发利用，支撑煤层气产业化基地建设。

（二）建设7个省级重点矿区。在国家规划矿区之外，以煤层气预测含量大于2立方米/吨的矿区为重点，推进晋中、沁源—古县、兴县—临县、石楼—隰县、大同、宁武、霍西等7个省级重点矿区建设，督促矿业权人加快勘查开发，优先配置煤层气探矿权，促进找矿突破，形成煤层气资源开发利用的重要接续区。

（三）划定一般规划矿区。主要包括王茅、古城、芮城、常乐、平陆、坡底、浑源、繁峙等8个含煤矿区。此外将国家规划矿区、省级重点矿区边界线外相邻的其他含煤区域，省财政投资预查的怀仁—应县—山阴区域、煤炭采空区等划定为一般规划矿区，鼓励风险勘查，探索建立新区域、新层系煤层气资源开发利用的试验区。投资者认为有价值的其他矿区，可适时增加为一般规划矿区。

二、煤层气矿业权设置区划

综合考虑区域资源特点、地质勘查工作程度、资源开发利用条件等因素，开展矿业权设置区划。

（一）探矿权设置区划

将未设置矿业权的各类煤层气资源区，包括煤层气资源勘查空白区、已设置矿业权退出区、已设置其他矿业权的非重叠区、煤炭采空区、具有试验价值的新区，全面纳入探矿权设置区划。

对预测资源前景较好的矿区（含调查评价结果有利的煤炭采空区），落实勘查规划区块共25个，其中位于国家规划矿区内9个、省级重点矿区内16个，一个勘查规划区块原则上只设置一个勘查主体。采用竞争方式出让，引导社会投资进行勘查开发。

鼓励煤炭矿业权人、其他油气矿业权人对本矿区内非重叠区（含煤炭采空区）的煤层气资源进行勘查开发，可以独立申请、与相邻矿区矿业权人或者气体矿产勘查资质单位联合申请，以协议方式出让。对相邻矿区联合申请的，其原有矿业权范围之间的夹缝资源，可以协议出让。既有矿业权人退出区域，具备独立设置探矿权条件的，应当公开出让。竞争/协议出让均实施勘查承诺制。

（二）采矿权设置区划

将已经提交（含部分提交）探明地质储量、在建或者建成产能的煤层气区块，以及油气企业申报规划期内建设产能区块，整体纳入采矿权设置区划。落实开采规划区块22个，均为探矿权转采矿权，其中位于国家规划矿区内18个、省级重点矿区内4个，一个开采规划区块原则上只设置一个开采主体。矿区面积大的探矿权，可以分区转为采矿权。相邻探矿权为规模开发，可以联合登记为一个采矿权。

第二节  勘查开发时序安排

采取综合性措施，优先保障一批产能建设项目达产稳产，加快形成一批产能建设准备区，引导建设一批煤层气煤炭资源综合利用示范区，探索新区域新层系煤层气资源调查评价新路径，促进资源勘查开发有序进行、持续发力。

一、加快煤层气产能建设

对所有煤层气采矿权、开采规划区块，加强综合监管与用地、用水、用电等保障，明确勘查开发具体进度，进一步增加探明地质储量、提高勘探精度，推动中小面积区块全部转采、大面积区块局部转采，加快建设产能、尽快达产见效。到2020年，采矿权达到30个（含现有采矿权8个），新增产能175~270亿立方米/年，新增探明地质储量4290~7200亿立方米。

二、加快勘查实现找矿突破

对已设煤层气探矿权、勘查规划区块，实施分类监管，强化勘查约束，提高勘查程度，优先批准试采，鼓励及时转为采矿权。

持证多年、未提交探明地质储量的煤层气探矿权。全面落实勘查承诺制，督促探矿权人加快勘查进度，限期提交探明地质储量，争取局部转采，预期新增探明地质储量260~350亿立方米。对于探矿权人无继续投资意愿、矿区资源无开发利用价值、限期内无探明地质储量的“三无矿区”，引导或者责令探矿权人退出。

分期分批投放煤层气探矿权。按照矿业权设置区划，适当加大增量资源投放，2017年投放10~15个探矿权，2018年投放10~15个探矿权。出让期限为三年，全面实施勘查承诺制，到期未完成勘查承诺的按比例核减区块面积。预期新增探明地质储量300亿立方米。

加强煤层气综合勘查。鼓励常规油气矿业权、煤炭矿业权人，采取独立申请、合作勘查等多种方式，加快本矿区（非重叠区）内煤层气资源的综合勘查评价，具备条件的提交探明地质储量、办理采矿权。

三、依法规范煤炭煤层气协调勘查开发

将煤层气、煤炭矿业权人分置的重叠区，以及属于同一矿业权人的煤与瓦斯突出矿井、高瓦斯煤矿列为协调重点。

煤炭煤层气矿业权人分置的。按照国家有关政策及《山西省煤层气和煤炭矿业权重叠区争议解决办法（试行）》，积极协商、妥善处理勘查开采煤层气资源的争议，认真执行已经达成的协议，建立日常沟通协调机制，推进煤层气和煤炭资源综合勘查、综合利用，有效防范安全生产事故。

属于同一煤炭矿业权人的。落实煤矿瓦斯抽采全覆盖工程要求，先抽后建、先抽后采、抽用并举、提高效率，充分利用好煤炭煤层气两种资源。

四、稳步推进资源调查评价工作

将资源预测前景不明朗的区域设为重点调查评价区，适当投入政府地质勘查基金，开展基础性调查工作。设置煤层气重点调查评价区36个，其中位于国家规划矿区内6个、省规划矿区内10个，一般矿区20个。重点开展好全省煤炭采空区煤层气资源调查评价项目，建设5处勘查开发示范区，指导煤炭企业积极利用采空区煤层气资源。在上述基础上，继续优选、实施好一批深部煤层气、新区域新层系煤层气资源预查普查项目，具备条件的矿区可以公开出让，鼓励商业投资，适度开展风险勘查。

根据资源调查情况及科学技术创新成果，适时、适度投入财政资金，引导社会投资，稳步推进、逐步掌握调查评价区的煤层气赋存规律、资源总量等情况，为后续勘查开发创造条件。其中含煤面积超过50平方千米的36个有利区，可列为财政投资地质勘查项目，也可引入社会投资开展风险勘查；调查评价后备区，可响应投资者申请而设立，主要以竞争方式实施出让。

第三节  重大工程与重点项目

为推动全省煤层气产业持续快速发展，支撑沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地建设，规划期内部署和实施两项重大工程，努力形成一批创新成果。

一、煤层气（油气）综合勘查开发示范基地

由省政府协调有关央企，争取国家部委支持，建设吕梁山区天然气、煤层气、页岩气等“三气共探共采示范基地”，以及太行山—太岳山区复杂地层煤层气高效勘探抽采示范基地。集中研究区内天然气、煤层气、页岩气的赋存规律、综合评价指标，完善产业支持政策、勘探抽采技术，加快区域煤层气（油气）基础设施配套、资源利用转化，打造绿色勘查、绿色开采新模式，推动资源高效开发与生态文明建设、企地联手做大产业与拉动区域脱贫攻坚有机结合，促进山西省综合能源基地建设，提高本省和京津冀地区清洁能源保障能力。

二、继续实施全省煤矿瓦斯抽采全覆盖工程

加强煤矿井下瓦斯抽采关键技术的研究，突破并推广复杂地质条件下煤矿瓦斯高效抽采技术，建设单一厚煤层开采条件下瓦斯抽采示范工程；实施井上、下联合瓦斯抽采示范工程，特厚煤层综放开采条件瓦斯抽采示范工程，废弃矿井残余瓦斯抽采利用示范工程；推进采空区煤层气资源评价及配套开采技术的研究。重点建设晋城、阳泉等2个10亿立方米煤矿瓦斯抽采规模化矿区，山西焦煤、潞安等2个5亿立方米煤矿瓦斯抽采规模化矿区。

三、积极推进基础理论和共性技术重大创新

（一）基础理论创新集成。依托国家及山西省现有科技计划（专项、基金等），申请设立山西煤层气高效快速抽采技术国家重大科技专项，借鉴天然气、页岩气勘探评价新理论和抽采利用新技术，综合分析各矿区煤层气资源勘查评价、产能建设的成果，进一步丰富、创新对省内各重点矿区煤层气（油气）资源分布、成藏、运移、富集、评价及利用等规律性认识。重点加强煤层气高渗富集规律研究及有利区块预测评价，深部煤层气富集规律与有利区预测，构造煤煤层气勘查开发技术等课题的研究，探索研究煤层气及煤系共伴生资源共生机制和协调开发模式。

（二)关键技术联合攻关。以国家科技重大专项和煤层气重大开发项目为依托，实现重点矿区煤层气在评价、勘探、储层改造、排采、集输等关键技术的突破。通过研究煤层气综合抽采及综合利用技术，深部煤层气资源评价方法、可采潜力及开发技术，多煤层合采井的产能评级及排采优化等关键技术和装备，形成适于我省煤层气资源条件的地面开发技术及装备体系。

第四章  以新理念推动跨越发展

牢固树立并深入贯彻创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，坚持问题导向，注重调查研究，凝聚各方共识，选准方法路径，推动煤层气产业发展方式转变、规模升级、效益提高。

第一节  坚持创新发展 增强产业活力

着力深化勘查开发体制机制改革，完善现代市场体系，深入实施创新驱动发展战略，增强发展活力与动力。

一、继续深化煤层气资源管理体制改革

按照“放开市场、盘活区块、激发活力、加强监管”的思路，以煤层气勘查开采登记委托审批试点为突破口，稳步推进煤层气勘查开采体制机制改革，有序放开煤层气上游勘探市场，引入社会资本，加快勘探进程。

建立适合煤层气资源勘查开采特点、充分发挥市场配置资源决定性作用的煤层气探矿权竞争性出让制度。严格煤层气探矿权延续登记管理，提高探矿权持有成本和最低勘查投入标准，完善探矿权退出机制，促进区块有序流转。

健全油气地质资料公开和共享机制，建立油气资源动态监管信息平台，实施煤层气勘查开采年度信息公示制度，落实“两公开、双随机”制度，向社会公示矿业权信息、勘探进程和勘探开发方案，响应社会监督实施定向核查、公开核查结果。依托国家油气督察员制度和省、市、县三级国土资源部门，率先探索建立国家与省分级登记、联动监管的煤层气资源管理新体制。

二、联合打造推进煤层气产业化的新载体

以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，结合革命老区脱贫攻坚，通过国土资源部与山西省政府联合共建方式，协调驻晋央企集中精干力量，推进重点矿区增储扩产、管网配套、企地共建，提升沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地的规模和水平，实现产量、效益同步增长。

整合省内煤层气资源勘查开发力量，成立山西省煤层气开发的旗舰企业，承接省级财政投资勘查项目的后续开发，加快完成产能建设和达产见效；为省属大型煤炭企业和其他煤矿提供煤矿瓦斯利用技术服务，促进全省煤矿瓦斯抽采利用规范化、集约化；继续建设晋城、阳泉2个煤矿瓦斯抽采规模化矿区，焦煤、潞安等煤矿瓦斯抽采示范工程，发挥区域示范引领作用；选择残存瓦斯资源多、具备可持续抽采条件的废弃矿井，建设一批示范工程，研发推广废弃矿井残余瓦斯抽采利用技术。

三、着力创新煤层气勘查开发的共性技术

将煤层气资源勘查作为省级财政投资重点勘查矿种，继续优选立项、组织实施一批调查评价项目，探索深部煤层、其他区域煤层气（油气）成气规律、“三气”共探共采规律，支持开发利用布局调整和产业持续发展。开展技术需求调查，确定共性关键技术选题，加强煤层气勘查开发利用、煤矿瓦斯治理工程（技术）研究中心等创新平台建设，构建政府支持引导、企业主体推进、产学研用结合的协同创新机制，推进煤层气等“三气”资源优质优用、分级利用、循环利用和综合利用。继续支持各类企业和科研院所，竞争取得、参与实施国家和省级财政投资的煤层气（油气）领域重大科技创新项目，形成具有原创性的技术成果。鼓励和引导煤层气企业与其他技术单位，通过联合攻关、合作投资、技术外包等多种方式，加强低阶煤、构造煤、松软煤层、深部煤层等煤层气资源的勘查、开发、评价基础理论和关键技术研究。推进煤层气先进勘探、开发技术的应用，提升地面抽采技术、采动卸压抽采、采空区抽采一井多用技术。

四、探索建立具有山西特色的煤层气资源交易平台

按照产权明晰、规则完善、调控有力、运行规范的要求，建立健全矿业权有形市场，促进公平竞争和有序流转；按照国家油气体制改革要求，理顺煤层气交易和管网输配价格，强化供需合同约束；依托山西省煤炭交易中心，探索建立煤层气商品交易平台，集中发布具体交易价格与气量，反映价格变化，引导市场交易，形成上游资源勘探抽采、中游资源管网输送、下游资源利用消费有序衔接的运行格局，促进交易规范进行、产销大致均衡、利润合理分配，增强全行业自我约束、自我发展的内生动力。

第二节  坚持协调发展 优化开发布局

大力推进煤层气资源开发利用结构布局调整，科学统筹煤层气和煤炭资源的综合评价综合开发，加强煤炭供给侧结构性改革，促进资源开发与区域发展、产业转型、环境保护相协调，着力构建协调有序的资源勘查开发保护格局。

一、优化资源勘查开发区域布局

落实国家区域发展总体战略和主体功能区战略规划，构建区域资源优势互补、勘查开发定位清晰、资源环境协调发展的空间格局。加大煤层气资源重点勘查、开发矿区与重要运输管网、主要消费市场的规划统筹、需求对接，促进勘探投资优先投向基础设施配套区域、基础设施优先向重点矿区配套、勘探投资和基础设施优先向主要消费市场倾斜，加快项目建成达效，有效化解过剩产能。

二、严格矿产资源规划分区管理

构建统一衔接、功能互补、相互协调的规划分区管理体系，明确政策导向，优化资源开发空间格局。对国家规划矿区和省级重点矿区，通过政府管理部门和矿业权人的定期联席会议制度，加强企地合作、落实跟踪服务、依法实施监管、维护正常秩序，支持矿业权人加大投入、加快进度、尽快建产，对资源利用情况进行严格考核，妥善解决有关争议。

严格禁止开采区管理。与《山西省矿产资源总体规划（2016—2020年）》保持一致，将各类保护地划为禁止开采区，并做到同步调整、更新。明确有条件进入勘查情形，严格控制勘查活动影响，在有效保护前提下开展勘查活动。禁止新设置采矿权，引导现有采矿活动依法有序退出，严格监管。

三、科学统筹煤层气相关资源勘查开发

按照“空间划开、时序错开、急需先上、综合利用、合理避让”的原则，统筹协调煤层气与煤炭、常规油气、铝土矿等资源的勘查开采布局、时序、规模和结构，促进多种资源的科学开发、有序开发和综合开发。重点统筹好煤炭、煤层气开发时序，做好采气采煤施工衔接。煤炭规划5年内建井采煤的区域，优先保证煤炭资源开发，有效利用煤层气资源；5年后建井采煤的区域，坚持先采气、后采煤。推广采煤采气一体化的“晋城模式”、煤炭和煤层气企业合作共赢的“潞安模式”、先采气后采煤的“三交模式”，积极探索煤炭和煤层气企业合作的其他模式。加强省内含煤盆地资源赋存规律研究，推动煤系“三气”资源综合勘查开发。新设煤层气或煤炭探矿权，必须对煤炭、煤层气资源进行综合勘查、评价。支持煤炭矿业权人、油气矿业权人在非重叠区，办理煤层气矿业权或者增加煤层气矿种，对资源进行综合勘查开发。

四、统筹协调煤层气开发与城乡建设

统筹规划布局，避免建城压矿或建矿废城，促进城镇发展与煤层气资源开发相协调。地上地下资源开发矛盾突出地区，在编制城镇建设、交通发展、土地利用等相关规划时，要考虑矿产资源禀赋状况，充分论证，为矿产开发留出空间。煤层气资源规划编制应与城镇建设规划、土地利用总体规划等做好相互衔接，城镇建设规划应当统筹煤层气与其它清洁能源综合利用，工业企业转型升级应当配套推进“煤改气”等能源利用升级改造措施，有效防止“逆替代”现象。在重要工业区、大型水利工程设施、城镇市政工程设施、重大线性工程沿线等一定范围内，开采矿产资源要按照有关规定严格管理。

完善压覆煤层气资源管理制度。建设基础设施、建筑物或者建筑群、城镇发展区，未经科学论证和省级以上国土资源主管部门批准，不得压覆已经探明的煤层气资源储量区域。对于确需压覆煤层气资源的建设项目，要严格论证，协调好经济补偿，尽量做到不压、少压，同时也要采取有效措施保障建设项目的顺利进行。设置自然保护区、世界文化与自然遗产、森林公园、风景名胜区等范围时，涉及探明煤层气资源储量的，有关主管部门应与国土资源主管部门进行充分衔接，严格论证。

第三节  坚持绿色发展 提高利用水平

坚持节约优先，综合利用煤层气资源，推动形成绿色勘查开发方式，全面节约和高效利用资源，加强勘查开发中环境治理恢复与矿区土地复垦，以资源利用方式转变推动能源结构的转变。

一、推进煤层气绿色勘查开发

坚持煤层气勘查开发与环境保护相协调的原则，主动对接全省主体功能区划，落实国家及我省矿产资源总体规划要求。加强绿色勘查开采新技术、新方法和新工艺研发与推广，强制淘汰落后工艺、技术、制剂，积极推进绿色勘查与开发。严格执行国家技术规范规程和“三率”指标要求，健全完善山西省煤层气产业的相关技术标准，构建采前有规划、采中能控制、采后可恢复的绿色采收体系，建设绿色勘查开采新模式。因地制宜推广“多井一场”“井工厂”模式，大力推进丛式井钻井、气水管线同沟敷设工艺，严格执行国土资源部发布的石油天然气工程项目用地控制指标，规范开展节地评价，从根本上落实节约用地要求。在钻井平台及矿区内配套建设的集输站、压缩站等设施，推广使用煤层气分布式能源和智能监控设备，减少外部能源消耗。在集输管网不发达、管网运输难度大的矿区，鼓励利用撬装压缩、液化装备，提高就地利用煤层气能力，减少煤层气空烧与直排。严格钻井施工中的止水、固井工艺要求，切实加强对各含水层保护，防止因技术失误沟通上下含水层。推广施工用水循环利用、污水废水净化、泥浆固化等技术，以及边开发、边复垦、边归还开发用地模式，落实施工场地周边水土保持措施，减少勘探、抽采、运输、转化中的污染与破坏。加强危险化学品使用管理，有效防控安全隐患，提高安全生产水平。

二、全面提升煤层气（煤矿瓦斯）综合利用水平

推进煤层气综合利用基础设施和综合利用园区建设，实施煤层气分布式能源、煤炭采空区煤层气利用示范项目、低浓度瓦斯高效发电项目，以及煤矿区瓦斯抽采管网安全智能调控、调配与气源处理技术，配套建设煤层气液化厂、压缩站、加气站，加快完善产业化基地区域性应急调峰储气设施，形成若干个煤层气（煤矿瓦斯）零排放示范区。全面落实高瓦斯煤矿和瓦斯突出矿井“采前抽、采中抽”，大力推广煤矿瓦斯利用先进适用技术，鼓励通过民用、CNG、LNG、浓缩、发电、乏风瓦斯氧化等方式，优化煤矿区瓦斯输配系统建设与联网，实现煤矿瓦斯就地利用、安全利用、梯级利用和规模化利用，确保煤矿瓦斯利用率达到50%。加强环保执法监管，全面禁止排放高浓度瓦斯。

三、推动绿色矿山和绿色矿业发展示范区建设

按照政府组织、部门协作、企业主体、公众参与、奖励先进、共同推动的原则，充分发挥矿业权人和地方政府积极性，以转采的煤层气（油气）矿业权为重点，抓紧筹划、建设一批绿色矿业发展示范区，形成“领跑者”标准。支持各油气公司以标准化设计、模块化和撬装化工艺设备为依托，完善煤层气低成本开发、快速化建站的技术路径与装备配套，将建设绿色矿山的要求贯穿于矿山规划、设计、建设、运营、闭坑全过程。鼓励煤层气（油气）企业推进绿色矿山建设，加强示范引领，培育煤层气产业发展新动力。在用地、用矿等方面对绿色矿山建设予以倾斜，由点到面、集中连片推动绿色矿业发展，着力打造布局合理、集约高效、生态优良、矿地和谐、区域经济良性发展的样板区。

第四节  坚持开放发展 促进务实合作

以提高资源型经济开放度为抓手，借助国家推进“一带一路”、中部崛起、京津冀协同发展等重大战略，开展全方位、多层次的对内对外开放合作，努力形成灵活多样、深度融合的互利合作格局，开创煤层气产业开放发展新境界。

一、营造良好的投资营商环境

完善煤层气产业开放政策，在坚持矿业权由中方持有的前提下，适度放宽投资准入限制，加大对内对外招商引资力度，稳步推进勘查、抽采、运输、利用等全流程的投资开放、作业开放和市场开放。搭建统一、开放、透明、有序的平台，央企、省企、民企、外企一视同仁、同台竞争，深化技术创新、项目投资、市场拓展等多种形式的务实合作。发布《山西省煤层气勘查开采行业服务指南》，规范行政审批（核准、备案）和监管事项的办理依据、实施主体和管理层级，清理市、县没有法定依据的审查、检查、监管事项，改善一线施工环境，降低非生产性成本，切实为煤层气行业投资者加油减负。

二、大力引进资金和先进适用技术

坚持引资、引技、引智并举，完善政策措施，鼓励引进先进的勘查开发技术、管理经验和高素质人才。以山西省政府、国土资源部和央企共建示范基地为载体，以省级地质勘查基金项目为先导，搭建产、学、研、用相结合的协同创新平台，吸引国内外、省内外具有实力的各类市场主体进入山西煤层气勘查作业市场。鼓励各类资金参与煤层气资源开发、矿山环境治理和生态修复等新技术开发应用项目，以及煤层气加工转化、输气管网、调峰站建设，鼓励引入先进适用的节能降耗工艺、技术和设备，减少煤层气勘探抽采和运输转化成本，提高市场竞争力。

三、积极培育煤层气资本市场

加强与世界银行、亚洲开发银行等国际和区域性金融机构合作，努力争取亚洲基础设施投资银行支持，有效利用各类国外优惠贷款；探索建设公开透明、健康发展的资本市场，对煤层气勘查开发全周期给予多渠道融资支持，降低煤层气行业融资成本。

第五节  坚持共享发展 助力脱贫攻坚

完善资源开发收益分配机制，依托资源开发助力精准扶贫，切实提高公益性地质调查服务水平和基础设施共享水平，推动资源型城市转型发展和贫困山区脱贫致富，实现企地共享矿业发展红利。

一、完善资源开发收益分配机制

根据国家统一部署，完善收益分配制度，使矿产开发收益分配进一步向原产地倾斜。构建矿山企业与矿区群众利益共享机制，对贫困地区开发矿产资源占用集体土地的，试行给原住居民集体股权方式进行补偿。煤层气企业的对外合作区块转采时，根据行政法规规定，落实地方投资入股，实现开采企业注册在当地、税收留在当地。

二、依托资源开发助力脱贫攻坚

坚持煤层气开发利用与精准扶贫相结合，支持煤层气（油气）矿业权人强化社会责任意识，与地方政府合作发展矿区公益事业，改善矿区基础设施和群众生产生活条件，优先吸纳本地劳动力就业，规范落实占地补偿安置措施，引导矿区群众依托资源优势和区域特色，发展乡村经济、特色服务、生态旅游，实现政府、企业、矿区群众共建矿区和谐环境、共享资源开发收益，形成开发一方资源、惠及一方百姓、带动一方发展的良好局面。争取国家支持，实行倾斜政策，在找矿突破重点工程部署、开发项目布局、矿业权投放等方面，优先向太行山、太岳山、吕梁山等革命老区、集中连片贫困地区安排。

三、扩大技术成果交流与基础设施共享

建立政府主导、企业参与、社会联动的成果交流与信息共享机制，推动信息技术、煤层气科技创新与勘查开发深度融合，加快公益地质勘查数据汇聚、集成与更新，建设“数字气田”，丰富地质调查成果社会化服务内容，组织面向全行业的基础理论和先进适用技术交流，加强点对点的煤层气和煤炭企业的信息交流，促进煤层气技术装备及创新成果的互用互通。实施多层次、多样化的技术成果交流，国家、省级财政支持重大项目形成的理论成果，要及时面向社会公开发布；涉及商业秘密的勘探抽采利用专业技术，鼓励通过市场渠道进行有偿转让，或者由专业公司提供有偿服务。鼓励国家级、省级重点实验室面向社会开放大型分析、测试、试验等高端技术设备的有偿使用。

鼓励矿业权人野外施工道路、工房设计与林区护林防火设施功能兼容，鼓励矿区水文评价井与区域水环境监测设施统筹布局，鼓励矿区废水再利用设施与水土保持、生态用水设施共用，提高基础设施共建共享程度。制订和执行统一的煤层气、页岩气、煤系天然气进网质量标准，推进煤层气与天然气管网的互联互通、混输共输，鼓励煤矿区瓦斯输配系统联网，建立公平、开放的管网输配机制，提高全省气源运输、调配与保障能力。推动跨层级、跨部门的信息共享、业务协同和制度对接，促进政策联动、监管合作，提高政府公共服务水平。

第五章  环境保护与治理

坚持生态保护第一，实行预防为主、预防与治理相结合，严格煤层气资源勘查开发的环境准入，加快推进环境治理工程，促进资源开发与环境保护协调发展。

第一节  加强矿区的环境保护

严格环境保护准入管理。煤层气勘查开发必须执行环境影响评价制度、水土保持方案制度、土地复垦、复绿制度、环境保护和生态治理恢复制度，煤层气（煤矿瓦斯）排放严格执行《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（暂行）》（GB21522—2008）。落实新建（改扩建）煤层气项目环境影响评价制度和环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用的“三同时”制度。

加强勘查开发过程的环境保护。在选场、选站、选线过程中必须避开环保部《建设项目环境影响评价分类管理名录》中规定的关于煤层气项目所涉及的环境敏感区，以及生活饮用水水源地、自然保护区、湿地公园、泉域重点保护区、森林公园、永久性公益林等。合理规划已有道路至施工现场之间的连接道路。地震勘查时，对产生的油污等应及时处理，对影响的土地应尽快平整恢复。对清管作业及站场异常排放的煤层气，应进行火炬燃烧处理。站场建设应选用低噪声设备，必要时进行降噪隔声处理。站场周围进行绿化，以控制噪声、吸收大气中的有害气体、阻滞大气中颗粒物质扩散。站场产生的生产、生活污水要按照相关标准进行处理后排放，岩粉应适当掩埋。

强化企业生产过程的环境监管。项目建设前，必须系统监测项目所在区域环境质量状况，以便对比分析。各区块应选择一定数量煤层气井，监测其在钻井、压裂、排采等作业过程对井场及周边生态环境、声学环境、地表水及地下水的影响。应对管道沟两侧1米内，以及集输站周围的生态环境进行监测；对加压站、发电站厂界外1公里范围内的声学环境影响进行监测；对管道两侧各40米范围内和加压站场四周50米范围内环境风险评价；对煤层气开采井网分布范围内的地下水影响进行评价；对勘查开发结束后环境恢复方案的执行情况进行监督。对未按环境保护与生态治理恢复方案进行开发活动，造成生态破坏和环境污染的企业，要依法进行查处。

第二节  推进矿区生态环境治理恢复

严格按照“三同时”制度要求，加强煤层气勘查开发过程中的环境治理，确保不欠新账。鼓励建设环境治理及生态恢复重点工程和示范工程。按照“谁投资、谁受益”的原则，探索构建多元投入机制，加快推进矿区环境治理恢复，全面实施矿区土地复垦。