4．煤炭资源回采率低，损失浪费严重

作为中国重要的战略性能源，煤炭在中国能源产业和消费结构中所占比例高达七成。但由于煤炭回采率低，浪费现象严重，中国将有相当一部分煤炭资源因自燃而消失殆尽，以致业界专家曾发出“中国煤炭40年用竭”的预言。针对上述预言，国家发改委副主任张晓强在“全国煤炭工作会议”上并不认可，但他仅从煤炭资源储量方面陈述了不认可的理由：中国现已探明的煤炭储量达1万亿吨，以每年20亿吨的消费量计，在未来相当长的时间内，中国依靠煤炭作为主要能源是完全可以的。同时张晓强也明确表示，目前中国无论精查、普查、详查的煤炭资源量均存在较大缺口。目前，可供大中型矿井利用的精查储量仅为300亿吨左右，预计到2010年中国煤炭精查储量缺口为500余亿吨，到2020年约为1250亿吨。

然而更令人担忧的是，中国煤炭资源回采率一直十分低下，目前中国煤矿平均资源回收率仅为30％ 一35%，资源富集地区的小型矿井资源回收率仅为10%－15%，资源浪费严重。据2005年公布的数字：中国有各类煤矿2.8万个，其中国有煤矿2000多个，矿井回采率平均只有45％左右；乡镇和个体煤矿2.6万个，矿井回采率平均为15％一20%。中国目前最重要的煤炭产区 在 山 西 、陕西和内蒙古等地。其中，山西省是中国最大的煤炭产区，煤炭平均资源回采率只有40％左右，该省的乡镇煤矿回采率仅为10％ 一20%，每挖I吨煤要消耗5吨一20吨资源。在美国、澳大利亚、德国、加拿大等发达国家，资源回收率能达到50％左右，他们每挖I吨煤只消耗1.2吨一1. 3吨资源。平均而言，中国的煤炭回采率只有30%，不到国际先进水平的半。中国在1980-2000年的20年间，煤炭资源就浪费了280亿吨。

2005年全国开展煤炭资源回采率专项检查，青海、宁夏、北京、山东、 重庆、新疆、安徽、河北、江西、山西、辽宁、贵州、浙江、内蒙古、四川等巧个省、自治区、直辖市上报了煤炭资源回采率专项检查工作总结报告。除贵州未上报普查情况外，根据其余14个省、自治区、直辖市煤炭回采率专项检查总结报告的统计显示，共普查煤炭矿山企业8549个，按采区回采率厚煤层大于75%、中厚煤层大于80％和薄煤层大于85％为“合格”标准统计，其中“较好”2142个，“合格”4783个，“不合格”1624个，占普查总数的19.0%。除贵州、内蒙古和四川外，其余12个省、自治区、直辖市已对其行政区范围内安全生产和回采率不合格的煤炭矿山企业采取了限期整改、停产整改、关闭等行政处罚措施。其中限期整改矿山1078个，停产整改227个，关闭110个。各省、自治区、直辖市煤炭矿山企业。

中国煤炭回采率低下的主要原因是采煤方法落后，中国许多煤矿煤层都比较厚，14米厚的煤层大约采5米一6米厚，上面的煤层就落不下来了，因为没有支护，如果继续采就很危险，只好退出去再重开一个面，再采五六米，这是全国普遍现象。土法采煤直接导致了资源的回采率低，开采方法落后还极易导致安全事故。此外，矿主为了利益，采厚弃薄，采易弃难，以大量消耗资源、缩短矿山服务年限为代价，使资源受到严重损失。造成煤炭回采率低下的另外一个重 要 原 因 则是，占全国煤炭产量30％以上的乡镇煤矿回采率平均只有10％ 一15%，资源浪费非常严重。目前中国已利用的3469亿吨煤炭资源量中，大型矿井利用资源量约680亿吨，中型矿井利用资源量300亿吨，而小型矿井利用资源量2500多亿吨，其中，乡镇小煤矿占用资源达2200亿吨。显然，中国煤炭供给是建立在小型煤矿基础上的。小型煤矿生产能力和煤炭产量波动大，资源回采率低，是主要的浪费源。按照2005年原煤产量21.9亿吨和30％的煤炭平均回采率 计 算 ， 回采率提高I倍，全国每年将节约煤炭资源35亿吨左右。如果到2025年以前煤炭回采率大体保持50％的平均水平，则20年间将至少节约600亿吨煤炭资源。按照中国目前20亿吨左右的年产量计，那么中国煤炭资源可采年限相当于在目前基础上又延长了30年。

“十一五”期间，中国要大力提高煤矿生产技术水平和资源回采率。大、中型煤矿采煤机械化程度要分别达到95%, 80％以上，小型煤矿机械化和半机械化程度达到30％以上，全国煤矿资源回采率达到40％以上。从2006年4月份开始，由国土资源部、国家发改委等部门派出的7个煤炭资源回采率专项检查督查组正分布在各地紧张工作。本次行动将对全国21个省市的煤炭资源回采率进行全面督查，分企业自检、地方政府部门普查、国土资源部和国家发改委抽查三个阶段逐步展开，整个工作将于2006年12月31日前结束，之后会形成报告递交到国务院，完成审议之后出台相应政策措施和法规。在这次专项检查的基础上，政府会考虑建立和完善煤炭开采回采率监管体系，建立煤炭开采回采率年审制度，对于没有达到回采率指标的矿山，要限期改正，逾期不改或拒不改正的，吊销其采矿许可证和煤炭生产许可证。

5．政策性增支因素增多，煤炭成本大幅增加

2006年上半年，原中央财政煤炭企业原选煤 成 本 增 长8.52%。从煤炭成本增加的主要因素分析，政策性增支因素占较大比重。根据已经出台和正在酝酿出台的有关煤炭产业政策造成成本费用增加的项目主要有七个：①调高主要产煤省（自治区、直辖市）煤炭资源税，由原来的0.3元／吨一0. 5:zl吨提高到2.50元／吨一3.20元／吨，增加煤炭成本2.2元／吨一2.7元/吨；②实行煤炭资源有偿使用制度，煤炭企业获取煤炭资源，支付矿业权价款平均6:t/吨；③按煤矿安全生产需要提取安全生产费用，上半年，原中央财政煤炭企业平均提取18. 96 jE/吨；④提高煤炭资源补偿费征收标准，目前设计由原来按销售收人的1％计征提高到3％ 一6%，按平均煤价300一元尹吨计算，将增加煤炭成本6 jE/吨一15 :TLI吨；⑤国家有关部门正在研究制定矿区生态环境补偿机制，计划吨煤提取10元；⑥为提高煤炭企业持续发展能力和资源枯竭矿区转型发展，建立矿区转产发展基金，吨煤提取5元；⑦按照山西省煤炭工业可持续发展试点政策，提取能源发展基金22 :Tr,/吨等。如果这些措施全部实施，将使煤炭成本增加70元／吨以上。再有，近期国家调整了电力、石油价格，提高铁路运价和港务费，又增加了吨煤运输费用和煤炭生产成本。煤炭成本大幅度上升而煤炭价格上涨空间有限，煤炭行业盈利能力显著下降。

煤炭供应相对宽松，煤炭价格上涨空间减小

2006年上半年，煤炭库存和应收账款增加，煤 炭 供 应 略为宽松，煤炭价格上涨动力不足，且出现了焦煤、焦精煤和喷吹煤等煤种价格下滑问题。其主要原因有四：

其一，煤炭市场供应量增长大于消费增长，影响价格上涨空间。从不同煤种价格变化情况分析，动力煤价格普遍上涨，部分地区煤炭综合售价呈下滑趋势。如山西省国有重点煤炭企业（不含平朔和太原煤气化）吨煤综合售价为311.86元／吨，同比提高23.08元。华东地区国有重点煤炭企业煤炭综合售价同比均有所下降，如安徽省有些地区商品煤综合售价341.79元／吨，同比下降26.1元／吨；山东省一些地区商品煤综合售价414.29元少吨，同比下降42.77元产吨。一些地区的焦煤价格下滑幅度较大。如山西省国有重点煤炭企业主焦煤和喷吹煤价格同比分别下降8.48元／吨和20元／吨；临汾市焦煤坑口价250元／吨一320元／吨，较2005年同期下降60元/吨一100元/吨吨。其他地区以焦煤产品为主的煤炭企业商品煤综合售价比2005年同期下降了10元／吨左右，其中精煤比2005年同期下降20元／吨左右。

其二，主要用户行业垄断经营与地方政府的保护措施，限制了电煤价格上涨。由于长期的电煤价格管制，原重点合同电煤价格与市场煤价格相比尚有一定的上涨空间。2006年国家取消了电煤价格临时干预措施，实行供需双方协商定价政策，但电煤采购主体是五大电力公司，原重点电煤价格与市场煤价格接轨仍受到一些大型电力企业的联合抵制，电煤价格上涨仍面临较大阻力。一些地方政府部门从区域经济发展的角度出发，对省内电煤实行了限价措施，重点合同电煤价格虽有所增加，但上涨空间有限：其中，贵州省省内电煤较省外电煤价差在100元／吨左右，重庆市电煤较市外价差在70元／吨左右。

其三，部分省（自治区、直辖市）开征出省煤价格调 整 基 金 ，相应降低了煤炭价格。目前，四川省、重庆市、贵州省、陕西省和宁夏回族自治区对出省煤征收价格调整基金，调控煤炭出省量，如陕西省按电煤15元／吨、精煤25元／吨征收价格调整基金；宁夏回族自治区对太西煤征收30元／吨的价格调节基金；贵州省对出省电煤征收30 :Tr./吨、焦煤50元／吨、焦炭70元／吨的价格调整基金。由于煤炭价格是按市场规律由供需双方协商议定的，并且主要受市场供需关系影响，对煤炭企业征收价格调整基金，相应降低了价格，挤占了企业的利润空间。

其四，新旧矛盾交织，企业负担沉重。一是煤炭企业仍然承担着巨大的办社会负担；二是煤炭增值税负担重；三是资源税、费重复计征，煤炭资源税标准成倍提高，加重了企业负担；四是计戊组经济时期形成的一些政策成为煤炭企业的刚性支出。

7．港口布局规划出笼，煤码头建设顺势而上

2006年8月16日，（全国沿海港口布局规划 》由国务院常务会议审议并原则通过。这是继《国家高速公路网规划》、《中长期铁路网规划》之后具有宏观指导性的全国交通运输规划。沿海港口是国民经济和社会发展的重要基础设施，制定全国沿海港口布局规划，对于合理利用和有序开发有限的深水岸线资源，进一步完善国家综合运输体系，发展对外贸易，均具有重要意义。2010年前，沿海港口的建设主要围绕煤炭、原油、铁矿石、集装箱四个运输系统进行，重点建设好大型、深水、高效的专业化码头；2010年以后，重点完善各个运输系统。

通过规划的实施，逐步形成布局合理、结构优化的水路客、货运输系统，有效提升中国沿海港口的综合竞争力。作为北煤南运的重要出海口，煤炭港的接卸缺口表现得尤为突出。2005年仅北方七港煤炭装船能力就达到了3.6亿吨，而全年全国主要港口共完成煤炭发运量仅为3.72亿吨。根据规划，“十一五”末期，将形成秦皇岛港、唐山港、天津港、黄弊港、青岛港、日照港、连云港为主的北方七港5.27亿吨的装船能力，就此新增煤炭装船能力2. 14亿吨。港口日渐成为煤炭运输瓶颈，因而北方港口的煤码头建设日益紧迫起来。

中国煤炭资源和生产主要集中在山西 、陕西和内蒙古西部地区，煤炭消费主要集中在华东和华南沿海地区，资源分布、生产力布局和能源结构的特点决定了中国将长期存在“西煤东运”、“北煤南运”和“铁海联运”的运输格局。“三西”煤炭外运已经形成北、中、南三条通道，其中由大秦线、朔黄线、丰沙大线铁路经秦皇岛港、天津港、黄弊港和唐山港为“北路”煤运通道。根据预测，2010年“北路”四港煤炭装船量为4.6亿吨左右。而根据相关部门规划，经对大秦线、朔黄线改造扩能和新建煤炭运输通道后，北路煤炭运输通道集运能力可达到6亿吨，煤炭装船能力缺口巨大。因此，在北方港口建设大型煤炭码头是必要的。但是在港口建设中应该充分考虑区域影响和专业分工，港口建设应该与经济发展、对外贸易、区域经济一体化发展进程、能源和冶金、石化等主要产业的发展布局进行统筹协调。要注意综合运输体系的建设，铁路和公路的建设与布局应该与港口相衔接，即港口能力、功能应该与集疏运系统统筹兼顾。唐山曹妃甸煤炭专用码头工程总投资近150亿元，位于唐山港曹 妃 甸 港 区，西距天津港38海里，东北距秦皇岛港92海里，距京塘港区33海里，是渤海唯一不需开挖行道和港池即可建设25万吨级以上大型深水泊位的天然港址。据悉，曹妃甸煤码头将建设5万吨一10万吨级煤炭泊位16个，年煤炭下水能力2亿吨，建成后将成为世界上最大的煤炭专用码头。一期起步工程计划建设5个泊位，概算总投资48.5亿元，设计年下水能力500(）万吨，2007年底一期工程建成。作为北煤外运系统的配套项目，曹妃甸煤码头近期是为了适应大秦线扩能改造的要求，中远期为正在论证中的“煤炭运输第三通道”煤炭下水港口，它将成为继秦皇岛之后以煤炭为主的运输港。

与此同时，铁道部正在对大秦 铁 路 进 行扩能改造，最终将形成4亿吨的年运输能力，而秦皇岛港五期工程完成后，下水能力也只有1.8亿吨，其中的接卸缺口，将主要由曹妃甸煤码头来承担。就在曹妃甸煤码头开工的前一日，京唐港3000万吨煤炭泊位工程建设也开启了。不仅如此，秦皇岛港、天津港、黄弊港等北方港口几乎都在进行扩能。

8．煤化工产业前景看好，但风险不容忽视

受国际原油、天然气价格上涨影响，在与石 油 化 工 竞争中长期处于劣势的煤化工迎来良好机遇，生产洁净能源和可替代石油化工产品的新型煤化工成为各地的投资热点。许多地方和企业都将煤化工作为重点发展的支柱产业，纷纷提出建设大型煤化工基地的目标。

近年来，各煤炭主产区 纷 纷 出 台煤化工产业发展规划，准备建设大型煤化工基地，其中一批重点项目已经启动。在几乎所有产煤省区制定的“十一五”规划中，煤化工都作为支柱产业来培育，许多省区已启动或计划建设规模宏大的煤化工项目，许多都是百万吨甚至上千万吨级的项目。例如，内蒙古提出开发生产高附加值的煤化产品，实现煤制油500万吨、甲醇1000万吨、聚氯乙烯500万吨、煤焦化1000万吨等四大重点发展目标；宁夏提出用大项目带动战略发展煤化工，已经启动的宁东能源重化工基地建设，动态投资达300亿元；河南省提出围绕甲醇一烯烃、煤焦化一焦油深加工、煤制合成氨一精细化工等产业链发展煤化工，提出建设五大煤化工产业基地；陕西规划在陕北建设以甲醇为龙头的煤化工基地，近期将形成300万吨煤制油、300万吨煤制甲醇的生产能力，到2010年煤制油生产能力将达到400万吨，煤制甲醇生产能力将达到600万吨，甲醇制烯烃产能将达到100万吨；贵州则计划投资500多亿元建设五大煤化工基地；煤炭大省山西规划到2010年将形成甲醇450万吨、甲醇下游产品300万吨、聚氯乙烯250万吨、煤焦油加工能力255万吨，煤制油形成产业化。

调研发现，虽然煤化工目前面临着良好发展机遇，但从规划看，各地煤化工项目趋同性较大，缺乏有特色的产品和发展方向，有的技术尚处试验阶段，仍有较大风险，有的甚至出现了重复建设，项目过剩苗头已经显现。煤化工产业将面临技术、市场等多种风险考验。据不完全统计，目前国内在建的甲醇生产能力最低达到1300多万吨，拟建2000多万吨，按在建及规划建设项目产能计算，到2010年，全国甲醇年产能将达到5000多万吨。而近两年中国甲醇消费量仅维持在400万吨一600万吨，尽管现在规划的一些项目最终可能无法落实，但甲醇行业肯定有产能过剩的苗头，存在很大的投资风险和市场风险。相对于甲醇项目面临的市场风险，煤制油项目则面临着技术 、市场等多方面的风险和制约。合成油品工程研究中心、煤转化国家重点实验室有关专家指出，煤炭间接液化合成油在国际上已经产业化生产多年，这种技术路线本身是成熟的，但受煤种、煤质、储量等多种因素影响，涉足这一行业仍要不断研发，做好中试，然后才能稳妥放大产能，直至形成百万吨级以上产业化规模，才能产生较好的经济效益，规避投资风险。煤制油项目投资巨大，山西、内蒙古等地依托山西煤化所的间接液化技术建设的3个16万吨工业化示范厂，投资均在21亿元左右，虽然规模越大单位投资越小，但200万吨煤制油项目投资仍高达180亿元左右。由于没有成熟的技术和不断创新的科研团队，没有稳定的投资渠道和有效的风险规避方案，所以煤制油项目面临的风险很大。

环境问题也将成为煤化工产业发展的瓶颈制约。煤化工是一个高污染、高安全要求的行业，其运行周期长，工艺流程多且复杂，每个环节都会产生各种污染物，虽然可以回收，但无法回收的部分大多有毒有害，稍有不慎还可能造成重大环境安全事故。这些项目大都处在煤炭主产区，环境容量十分有限。

2006年7月7日，国家发展和改革委员会下发了（关于加强煤化工项目建设管理，促进产业健康发展的通知》。《通知》指出，在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展，鼓励发展煤制化肥等产品，以满足农业生产需要，缓解石油供求矛盾，扭转相关高耗能产品供过于求的局面。对实行备案的煤化工项目，各地区要按照省级人民政府制定的实施办法严把项目审核关。一般不应批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目、100万吨以下的甲醇和二甲醚项目、60万吨以下的煤制烯烃项目。与传统煤化工相比，新型煤化工发展主要 依 托 洁净 煤技术、先进的煤转化技术，以及节能、降耗、节水、治污等新技术的集成应用，解决煤炭转化过程中的高效、低污和经济三大问题。专家认为，发展新型煤化工必须打好“三张牌”：

①资源替代牌。发展新型煤化工要避开大量的煤炭资源消耗，寻找减少煤炭资源消耗的途径。煤化工流程长，工艺复杂，环节多，污染重，系统性强，制约因素多，发展煤化工工艺应考虑选择“先进、可靠、适用、低污、经济”的新技术，既要考虑技术难度和经济代价，又要考虑产品是否达到经济规划。②规模发展牌。新型煤化工是技术密集型和资金密集型项目，只有达到一定规模才能产生良好的经济效益，规划中要坚持煤化工项目的高起点、大型化和规模要求，同时应当鼓励煤炭、电力和化工企业联合，实现煤、电、化联产一体化。③循环经济牌。新型煤化工应纳人循环经济体系，统筹规划，实现煤、气、电、化等综合发展，要建立煤化工生态工业集群，将煤化工与建材、材料、发电、废热利用等不同产业的工艺技术集成联产，形成资源和能源的循环利用系统，最大限度地降低消耗，节约能源，减少对环境的污染和生态破坏。

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