清洁煤利用"十二五"统筹安排
“未来较长时期内，煤炭仍将是我国主要的能源。”在日前举办的2011年中国节能与低碳发展论坛上，全国人大财经委副主任委员乌日图公开表示，“但从我们的调研来看，只要具备足够的技术和良好的政策环境，黑色煤炭完全可以成为一种清洁能源。”
资料显示，我国是世界上******的煤炭生产国和消费国，2010年我国原煤产量达32.4亿吨，消费量达到34.27吨，均占世界的48%左右。因此，在中国煤炭清洁化利用，显然比用新能源替代，更具有环保意义。
“应当大力推动煤炭清洁生产和高效利用，从煤炭勘探、开采、洗选、加工和运输、转化到最终用户使用以及废物处理的全过程中统筹安排。”乌日图对记者表示。
事实上，2011年下半年，全国人大财经委成立专门课题组，就煤炭清洁生产与高效利用问题开展专题调研，已形成调研报告。全国人大常委会和国务院主要领导均对此报告作出重要批示，要求在编制“十二五”能源专项规划时“统筹考虑”。
乌日图对记者分析，目前，在国家层面缺乏对煤炭行业发展的总体规划、布局，资金和政策等方面支持力度也不够。“行业管理弱化，已成为当前煤炭领域诸多矛盾和问题长期得不到解决的重要因素。”
煤运之痛
每年煤炭运输损耗达3000万-4000万吨。
《21世纪》：在当下的煤电矛盾中，运输是一个重要的环节。课题组在调研过程中，发现煤炭的运输环节都存在哪些问题？
乌日图：我国煤炭资源分布总体上是西多东少、北富南贫，煤炭资源主要集中在“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）和新疆，而煤炭主要消费地集中在东南沿海地区，由此带来煤炭大规模长距离调运问题，耗费大量运输成本和能源消耗。在现有运输条件下，铁路运煤损失一般在1%-2%之间，在大风季节会更高，以此计算我国每年煤炭运输损耗达3000万-4000万吨，公路运煤损失更大。
目前煤炭运输主要以铁路和公路为主，其中近六成由铁路运输。很多地区煤炭运输通道建设与煤炭产能不匹配，造成运力紧张、矛盾突出和运输结构日趋恶化。内蒙古外运煤炭中有20%需要通过公路运输，其中鄂尔多斯有2/3的外运煤炭依赖公路运输。公路运煤比重过高不仅消耗大量石油，还把污染带到各地，另外还造成高速公路经常堵车和路面损害，既不经济也不合理。
还有的地区燃煤发电厂项目审批与电网规划不匹配，有电却送不出去，造成局部地区窝电严重。例如，内蒙古东部呼伦贝尔的伊敏、宝日希勒、鄂温克电站都发电不足，下达计划不到4000小时，到了冬季这个问题更加突出。造成局部窝电的深层次原因还是体制问题。因为内蒙古电网属于地方电网，不属于国家电网，与华北电网的联系不畅通，发了电送不出去。类似情况在河北也存在。由于涉及不同电网之间的电力调配问题，解决起来就比较复杂了。
记者：对解决煤炭运输难和损耗问题，课题组有哪些政策建议？
乌日图：从能源转化效率来看，燃煤发电的热转换效率最高，输电应该是煤炭资源运输的主要方式，因此要加大电网建设力度，统筹协调好不同电网的电力调配。在运输方式上，必要的原煤运输则应主要依靠铁路，减少公路运煤比重。今后东南沿海等主要用煤地区应加大煤炭进口力度，充分利用国外煤炭资源，以弥补运力紧张矛盾。
同时，煤化工包括煤制油、煤制气等也是煤炭资源就地转化的一种重要方式，但要考虑当地水资源情况和煤化工产能总体规模问题。同时，还要充分考虑西部煤炭主产区特别是少数民族欠发达地区的发展需要，特别是对于新疆等地区要适当放宽发展煤化工的限制，支持西部煤炭净调出省提高煤炭就地转化率。
清洁煤的诸多政策缺位
煤炭领域的科技资金不足油气的10%。
记者：我国在煤炭清洁化利用方面，是否具备自主技术？政府在对煤炭的研发投入上，是否跟得上形势的需要？
乌日图：我国煤炭资源开发基础理论和科学技术研究相对滞后，许多关键性、基础性科学问题和重大、关键技术亟待科研攻关。例如，在清洁煤技术方面，目前已建成的煤化工装置中，采用国外技术和装备仍占很大比例，如大型煤气化炉、大型空分设备、甲醇反应器、大型煤直接液化反应器、关键泵阀等许多核心部件仍依赖进口。造成这种局面的主要原因之一，就是长期以来煤炭科技研发的投入低。在一次能源中，煤炭和油气资源分别占到70%和20%左右，但煤炭领域从国家层面获得的科技资金还不到油气资源的10%，甚至比可再生能源还要低。在16个科技重大专项中，涉及煤炭科技的只有一个，这与煤炭在能源结构中的比重、地位以及所做的贡献相比都极不相称。
因此，我们建议加大公共财政对煤炭科技，特别是关键共性技术研发的投入力度，拿出更多资金支持煤炭领域科技开发和成果转化，努力形成一批拥有自主知识产权的科研成果，提高重大科技装备的国产化率。尽快把“煤炭能源低碳发展”列入国家重大科技专项予以重点支持，针对一些核心和关键技术组织力量开展科研攻关。
记者：一个产业的发展，通常离不开财税、价格和行业政策方面的整体环境。对此，课题组调研后的结论是什么？
乌日图：调研中发现，现行财税金融政策、价格政策、产业政策等对清洁煤产业发展的扶持力度不够，已有的优惠政策中有的还不落实或因标准过高而适用范围过窄，很多面还存在政策缺位等。
首先，有些税收政策标准过高，企业很难符合条件。例如，税法要求利用共生、伴生矿产资源达到100%，利用废水、废气、废渣的原料比例达到70%，才能享受减按90%计算应纳税所得额的优惠。又如，对煤矸石发电搀兑比例要求过高，许多企业反映如果煤矸石搀兑比例达到税法规定的占到发电燃料60%以上的要求时，以现有的技术条件无法达到发电所需热量要求。
其次，有些税收政策适用范围过窄，企业难以享受到。例如，现行政策规定生产原料中搀兑废渣的比例不低于30%的特定建材产品可享受免征增值税政策，但仅限于某些特定建材产品，不包括煤矸石和煤灰粉。又如，对燃煤电厂及各类工业企业生产的烟气、高硫天然气进行脱硫生产的副产品实行增值税即征即退50%的政策，仅限于石膏、硫酸、硫酸铵、硫黄等四种产品，而炼焦过程中产生的其他副产品则不适用。
再者，定价机制方面，利用低浓度瓦斯和煤矸石发电的电力上网和定价政策没有得到充分落实，煤层气价格定价偏低，开发利用也缺乏财政支持。
还有，清洁煤技术特别是投资大、市场风险高的煤化工示范项目缺乏多元投资渠道，油气价格不到位也制约了煤制油、煤制气项目的发展。
为此，我们提出三点建议，一是完善财政补贴方式，提高补贴标准，加大转移支付对煤炭资源调出区的支持力度；二是放宽税收优惠门槛，扩大优惠政策适用范围，进一步减轻企业税负；三是完善资源、环境税费制度，推进资源税由从量计征改为从价计征，适当提高资源调出省份矿产资源补偿费中的地方分成比例，研究试点环境税政策，建立健全排污交易市场。完善矿产资源开发的利益分配机制，促进资源开发收益不断向基层倾斜。
应尽早实现“气随煤走、两权合一”
有的是侧重“跑马圈地”却“占而不探”，有的是重抽采轻利用。
记者：有关数据显示，我国煤层气资源十分丰富，是世界上仅次于俄罗斯、加拿大的第三煤层气储量国。但我国煤层气开发一直进展缓慢，对此，课题组怎么看？有哪些政策建议？
乌日图：早在20世纪50年代初，我国就开始开发利用煤矿井下抽放的煤层气。目前山西煤层气已注入西气东输主干线，山西沁水盆地南部煤层气开发示范工程开始商业运营，但规模化开发阶段才刚刚起步。2010年，全国煤层气抽采总量为90亿立方米，利用量为30亿立方米，利用率仅为33%，主要用于汽车动力燃料、发电和工业燃料等。
根据现行《矿产资源法》及其配套法规，煤炭和煤层气属于两类不同的矿产资源，分属不同开发主体。煤层气资源开发实行国家一级管理，勘查登记实行“申请在先”的原则，目前全国已登记煤层气区块的大部分都属于三家中央企业：中联煤层气有限公司、中石油和中石化。煤层气本属煤炭伴生资源，二者共贮同一空间，密不可分。以山西省为例，这三家具有煤层气开采权的中央
企业已登记的煤层气范围基本覆盖了全省所有煤炭规划矿区范围。
但事实上，煤层气与煤炭资源开采权长期两权分置，煤炭企业申请煤层气抽采受到限制，采煤采气一体化目标难以实现。采煤和采气两权分置，还造成开发主体不明确。
非煤企业占有煤层气矿区却不及时开发，有的是侧重“跑马圈地”却“占而不探”，有的是重抽采轻利用，制约煤炭资源整体开发和矿井的正常接替。同时，煤层气与煤炭资源开发脱节，也给煤炭企业安全生产带来严重隐患。煤矿区平均每吨煤中含有煤层气10-20立方米，最高含量达38.7立方米，一旦打开煤层，煤层气就会喷涌而出，仅靠井下抽放无法达到井下瓦斯浓度不超过1%的安全生产要求。
为解决这一问题，国务院领导和有关部门已经采取了一些对策措施，并出台了一些文件。2010年11月2日，张德江副总理在全国瓦斯防治工作电视电话会议上明确指出，“希望下一步有关部门能够研究、制定、出台相关政策，将煤层气和煤炭的采矿权合二为一，煤炭开采企业和煤层气抽采企业组建联合公司，走合作开发的路子。其中，煤炭企业为甲方，煤层气企业为乙方，两方合作，共同推进。如果无法合作的，由政府裁决；如果两年或三年达不成协议的，乙方退出。”但上述政策并没有得到很好地贯彻和落实，目前为止这一问题仍然没有得到有效解决。
建议国家有关部门尽快研究制定并出台相关政策，从根本上解决这一问题，理顺煤炭矿权和煤层气矿权的关系，大力推进采煤采气一体化，支持煤炭开采企业和煤层气抽采企业走合作开发共赢之路，尽早实现“气随煤走、两权合一”。
资料显示，我国是世界上******的煤炭生产国和消费国，2010年我国原煤产量达32.4亿吨，消费量达到34.27吨，均占世界的48%左右。因此，在中国煤炭清洁化利用，显然比用新能源替代，更具有环保意义。
“应当大力推动煤炭清洁生产和高效利用，从煤炭勘探、开采、洗选、加工和运输、转化到最终用户使用以及废物处理的全过程中统筹安排。”乌日图对记者表示。
事实上，2011年下半年，全国人大财经委成立专门课题组，就煤炭清洁生产与高效利用问题开展专题调研，已形成调研报告。全国人大常委会和国务院主要领导均对此报告作出重要批示，要求在编制“十二五”能源专项规划时“统筹考虑”。
乌日图对记者分析，目前，在国家层面缺乏对煤炭行业发展的总体规划、布局，资金和政策等方面支持力度也不够。“行业管理弱化，已成为当前煤炭领域诸多矛盾和问题长期得不到解决的重要因素。”
煤运之痛
每年煤炭运输损耗达3000万-4000万吨。
《21世纪》：在当下的煤电矛盾中，运输是一个重要的环节。课题组在调研过程中，发现煤炭的运输环节都存在哪些问题？
乌日图：我国煤炭资源分布总体上是西多东少、北富南贫，煤炭资源主要集中在“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）和新疆，而煤炭主要消费地集中在东南沿海地区，由此带来煤炭大规模长距离调运问题，耗费大量运输成本和能源消耗。在现有运输条件下，铁路运煤损失一般在1%-2%之间，在大风季节会更高，以此计算我国每年煤炭运输损耗达3000万-4000万吨，公路运煤损失更大。
目前煤炭运输主要以铁路和公路为主，其中近六成由铁路运输。很多地区煤炭运输通道建设与煤炭产能不匹配，造成运力紧张、矛盾突出和运输结构日趋恶化。内蒙古外运煤炭中有20%需要通过公路运输，其中鄂尔多斯有2/3的外运煤炭依赖公路运输。公路运煤比重过高不仅消耗大量石油，还把污染带到各地，另外还造成高速公路经常堵车和路面损害，既不经济也不合理。
还有的地区燃煤发电厂项目审批与电网规划不匹配，有电却送不出去，造成局部地区窝电严重。例如，内蒙古东部呼伦贝尔的伊敏、宝日希勒、鄂温克电站都发电不足，下达计划不到4000小时，到了冬季这个问题更加突出。造成局部窝电的深层次原因还是体制问题。因为内蒙古电网属于地方电网，不属于国家电网，与华北电网的联系不畅通，发了电送不出去。类似情况在河北也存在。由于涉及不同电网之间的电力调配问题，解决起来就比较复杂了。
记者：对解决煤炭运输难和损耗问题，课题组有哪些政策建议？
乌日图：从能源转化效率来看，燃煤发电的热转换效率最高，输电应该是煤炭资源运输的主要方式，因此要加大电网建设力度，统筹协调好不同电网的电力调配。在运输方式上，必要的原煤运输则应主要依靠铁路，减少公路运煤比重。今后东南沿海等主要用煤地区应加大煤炭进口力度，充分利用国外煤炭资源，以弥补运力紧张矛盾。
同时，煤化工包括煤制油、煤制气等也是煤炭资源就地转化的一种重要方式，但要考虑当地水资源情况和煤化工产能总体规模问题。同时，还要充分考虑西部煤炭主产区特别是少数民族欠发达地区的发展需要，特别是对于新疆等地区要适当放宽发展煤化工的限制，支持西部煤炭净调出省提高煤炭就地转化率。
清洁煤的诸多政策缺位
煤炭领域的科技资金不足油气的10%。
记者：我国在煤炭清洁化利用方面，是否具备自主技术？政府在对煤炭的研发投入上，是否跟得上形势的需要？
乌日图：我国煤炭资源开发基础理论和科学技术研究相对滞后，许多关键性、基础性科学问题和重大、关键技术亟待科研攻关。例如，在清洁煤技术方面，目前已建成的煤化工装置中，采用国外技术和装备仍占很大比例，如大型煤气化炉、大型空分设备、甲醇反应器、大型煤直接液化反应器、关键泵阀等许多核心部件仍依赖进口。造成这种局面的主要原因之一，就是长期以来煤炭科技研发的投入低。在一次能源中，煤炭和油气资源分别占到70%和20%左右，但煤炭领域从国家层面获得的科技资金还不到油气资源的10%，甚至比可再生能源还要低。在16个科技重大专项中，涉及煤炭科技的只有一个，这与煤炭在能源结构中的比重、地位以及所做的贡献相比都极不相称。
因此，我们建议加大公共财政对煤炭科技，特别是关键共性技术研发的投入力度，拿出更多资金支持煤炭领域科技开发和成果转化，努力形成一批拥有自主知识产权的科研成果，提高重大科技装备的国产化率。尽快把“煤炭能源低碳发展”列入国家重大科技专项予以重点支持，针对一些核心和关键技术组织力量开展科研攻关。
记者：一个产业的发展，通常离不开财税、价格和行业政策方面的整体环境。对此，课题组调研后的结论是什么？
乌日图：调研中发现，现行财税金融政策、价格政策、产业政策等对清洁煤产业发展的扶持力度不够，已有的优惠政策中有的还不落实或因标准过高而适用范围过窄，很多面还存在政策缺位等。
首先，有些税收政策标准过高，企业很难符合条件。例如，税法要求利用共生、伴生矿产资源达到100%，利用废水、废气、废渣的原料比例达到70%，才能享受减按90%计算应纳税所得额的优惠。又如，对煤矸石发电搀兑比例要求过高，许多企业反映如果煤矸石搀兑比例达到税法规定的占到发电燃料60%以上的要求时，以现有的技术条件无法达到发电所需热量要求。
其次，有些税收政策适用范围过窄，企业难以享受到。例如，现行政策规定生产原料中搀兑废渣的比例不低于30%的特定建材产品可享受免征增值税政策，但仅限于某些特定建材产品，不包括煤矸石和煤灰粉。又如，对燃煤电厂及各类工业企业生产的烟气、高硫天然气进行脱硫生产的副产品实行增值税即征即退50%的政策，仅限于石膏、硫酸、硫酸铵、硫黄等四种产品，而炼焦过程中产生的其他副产品则不适用。
再者，定价机制方面，利用低浓度瓦斯和煤矸石发电的电力上网和定价政策没有得到充分落实，煤层气价格定价偏低，开发利用也缺乏财政支持。
还有，清洁煤技术特别是投资大、市场风险高的煤化工示范项目缺乏多元投资渠道，油气价格不到位也制约了煤制油、煤制气项目的发展。
为此，我们提出三点建议，一是完善财政补贴方式，提高补贴标准，加大转移支付对煤炭资源调出区的支持力度；二是放宽税收优惠门槛，扩大优惠政策适用范围，进一步减轻企业税负；三是完善资源、环境税费制度，推进资源税由从量计征改为从价计征，适当提高资源调出省份矿产资源补偿费中的地方分成比例，研究试点环境税政策，建立健全排污交易市场。完善矿产资源开发的利益分配机制，促进资源开发收益不断向基层倾斜。
应尽早实现“气随煤走、两权合一”
有的是侧重“跑马圈地”却“占而不探”，有的是重抽采轻利用。
记者：有关数据显示，我国煤层气资源十分丰富，是世界上仅次于俄罗斯、加拿大的第三煤层气储量国。但我国煤层气开发一直进展缓慢，对此，课题组怎么看？有哪些政策建议？
乌日图：早在20世纪50年代初，我国就开始开发利用煤矿井下抽放的煤层气。目前山西煤层气已注入西气东输主干线，山西沁水盆地南部煤层气开发示范工程开始商业运营，但规模化开发阶段才刚刚起步。2010年，全国煤层气抽采总量为90亿立方米，利用量为30亿立方米，利用率仅为33%，主要用于汽车动力燃料、发电和工业燃料等。
根据现行《矿产资源法》及其配套法规，煤炭和煤层气属于两类不同的矿产资源，分属不同开发主体。煤层气资源开发实行国家一级管理，勘查登记实行“申请在先”的原则，目前全国已登记煤层气区块的大部分都属于三家中央企业：中联煤层气有限公司、中石油和中石化。煤层气本属煤炭伴生资源，二者共贮同一空间，密不可分。以山西省为例，这三家具有煤层气开采权的中央
企业已登记的煤层气范围基本覆盖了全省所有煤炭规划矿区范围。
但事实上，煤层气与煤炭资源开采权长期两权分置，煤炭企业申请煤层气抽采受到限制，采煤采气一体化目标难以实现。采煤和采气两权分置，还造成开发主体不明确。
非煤企业占有煤层气矿区却不及时开发，有的是侧重“跑马圈地”却“占而不探”，有的是重抽采轻利用，制约煤炭资源整体开发和矿井的正常接替。同时，煤层气与煤炭资源开发脱节，也给煤炭企业安全生产带来严重隐患。煤矿区平均每吨煤中含有煤层气10-20立方米，最高含量达38.7立方米，一旦打开煤层，煤层气就会喷涌而出，仅靠井下抽放无法达到井下瓦斯浓度不超过1%的安全生产要求。
为解决这一问题，国务院领导和有关部门已经采取了一些对策措施，并出台了一些文件。2010年11月2日，张德江副总理在全国瓦斯防治工作电视电话会议上明确指出，“希望下一步有关部门能够研究、制定、出台相关政策，将煤层气和煤炭的采矿权合二为一，煤炭开采企业和煤层气抽采企业组建联合公司，走合作开发的路子。其中，煤炭企业为甲方，煤层气企业为乙方，两方合作，共同推进。如果无法合作的，由政府裁决；如果两年或三年达不成协议的，乙方退出。”但上述政策并没有得到很好地贯彻和落实，目前为止这一问题仍然没有得到有效解决。
建议国家有关部门尽快研究制定并出台相关政策，从根本上解决这一问题，理顺煤炭矿权和煤层气矿权的关系，大力推进采煤采气一体化，支持煤炭开采企业和煤层气抽采企业走合作开发共赢之路，尽早实现“气随煤走、两权合一”。