功夫不负有心人。2014年，公司首次跨入盈利企业行列。4年来，经营效益稳步提高，管理创效能力和综合发展实力持续增强，单位操作成本、单位基本运行费分别下降31.5%、22.4%，资产负债率下降27%，连续四年获集团公司业绩考核A级。
以改革为抓手 完善效益机制
打破困局，改革出新，方能激发创效活力。
公司成立以总经理为组长的开源节流降本增效工作领导小组，聚焦改革调整，突出顶层设计，快速形成权责清晰、分工合理、运转高效、监管到位的管控体系，指导推进开源节流降本增效工作。
健全绩效激励机制与效益挂钩的薪酬分配机制，持续探索和优化绩效分配考核制度，实现全员绩效考核。实施分段激励工效挂钩考核，新增单位系数，引入岗位贡献系数，切实发挥薪酬导向作用；强化重点专项奖励，加大精准奖励力度，调动各方面增收创效积极性。
如今，在煤层气公司，“效益升收入升、效益稳收入稳、效益降收入降”的理念更加深入人心，“干工作挣工资、多贡献挣奖金”的良好氛围更加浓厚。
以创新为驱动 撬动效益杠杆
改变内因，创新提质，方能撬动增效杠杆。
煤层气公司整合公司科技资源，形成以中国石油勘探开发研究院、工程技术研究院、煤层气开发利用国家工程中心为主体的“两院一中心”科技创新平台，增强了“产学研用”一体化的技术支撑。
从强化科技攻关到成果转化，煤层气公司实施“国家、股份、公司”三级科技项目一体化管理，主导“国际、行业、集团、公司”四级标准制修订，持续创新成果推广应用跟踪指导，为安全生产、增储上产、控本增效注入强劲的科技动力。自2014年开始推广使用煤层气欠平衡多级压井修井工艺等12项新技术及新产品以来，累计节约成本1135万元，创造效益1.85亿元。
煤层气公司加强气藏精细管理和动态研究，分区分类量化排采管控，实现了区块整体持续上产高产，仅保德区块商品量从2014年的2.89亿立方米增长到2017年的5.25亿立方米，建成我国首个中低阶煤煤层气田。在精细地质研究基础上推动气藏管理不断深化细化，仅临汾致密气从2015年的商品量0.25亿立方米到2017年达到4.38亿立方米。
以优化为先导 提高效益效率
优化升级，集约发展，方能提高效益效率。从投资管控到源头管理。煤层气公司持续优化调整投资规模结构，优先保障公司重点工程建设投资，严控非生产性投资；坚持“稳产增产、效益开发”的思路，持续加强工程造价管理，仅2017年单井钻井成本较计划下降5%。
上下联动，全链条优化。优化排采业务外包管理，积极推动业务外包资源区域整合，收回部分外包井并关停低效无效井，探索建立公允的业务外包市场价格体系。
推进厂站模式升级管理。推进数字化气田建设，首创煤层气行业集气站无人值守运行模式，用工减少一半以上，人均劳动生产率不断提高。
加强招标采购集中管理。大力推进“钻井工程一体化总包招标”“地面工程按费率或综合单价框架招标”“物资类规模招标”等采购模式，提升招标集中度，有效降低采购成本。
以开源为导向 拓展效益新路
开拓出击，广开源路，方能掌握增收主动。坚持以市场为导向，按照“两个用户、两个市场”的目标，秉承“优先当地、余量外输、确保民用、发展工业”的市场开发策略，努力拓宽晋陕市场渠道，依托集团公司管网、地方管网和自建韩渭西管道，形成了有效输气网络。截至2017年年底，晋陕地区共建成投产39个重点用气项目，其中山西22个，用气能力40亿立方米，陕西17个，用气能力7.7亿立方米。
采取“以量配价，增量优惠”的动态价格机制，通过季节性、阶梯价格实施优惠策略，大力发展优质高效的用气项目，2017年山西地区煤层气综合气价对比调价前涨幅为7.7%。
坚持“走出去”市场销售策略，争取更大销售主动权。2017年依托建设完成的韩渭西管道与西二线联络线和石楼西区块上载西气东输一线外输管道工程累计上载气量达9379万立方米。
“打赢提质增效攻坚战，不能简单地寄希望于市场回温带来的“自愈”，要立足经济长周期发展全局，坚持问题导向和顶层设计，培育发展新动能。”煤层气公司总经理、党委书记匡立春强调，下一步，公司将围绕经济增加值持续改善、经营效益不断提升和成本费用有效控制三个目标，持续深化机制改革，稳步推进上产增产，严格投资管控力度，推动资产升级管理，强化精细效益生产，加强油气销售管理，坚持创新驱动发展，努力开创开源节流降本增效新局面。
