世界煤炭产业的历史发展

国外在煤层气勘探开发中政策支持起了很大作用，我们可借鉴其所采用的政策和法律的成功实例，包括明确的法规框架、能源定价和补贴、所需的投资选择方案、对外国投资者的税收鼓励和免税期政策、环境保护鼓励政策、市场销售及用气鼓励政策等，有助于形成适用于中国煤层气工业的政策和法规。

一、税收优惠政策

政府可以采用不同的税收鼓励政策促进煤层气开发。美国的煤层气工业很大程度得益于为鼓励非常规能源项目的开发而制订的《1980原油意外获利法》中第29条税收优惠政策。该政策规定，1980～1992年钻成的煤层气井以及于1992年12月31日以前开钻的井中，投产井于2003年前卖出的煤层气均可享受与气价有关的税收补贴。根据该政策，若煤层气热值为8500k cal/m3，则在1998年、2000年和2002年，每1000m3煤层气的税款补贴额分别为42美元、45美元和49美元（表9-1）。

表9-1 美国历年煤层气补贴

① 1Btu（英制热单位）=1055.056 J。

美国目前对煤层气生产实行“先征后返”政策，即先按联邦税法征税，然后根据第29条税收优惠政策给予税款补贴。在多数情况下，煤层气生产者得到的税款补贴比上交的税款要多，因而可以得到实惠，积极性很高。尽管新井的煤层气生产不再有资格享受税收优惠政策，但是第29条税收优惠政策刺激了美国20世纪80年代煤层气工业快速发展，对其产量迄今仍保持强劲的势头起到了十分有效的作用。

二、投融资优惠政策

即使在一个预可行性评估已表明目标区的煤层气项目的经济性具有吸引力后，缺乏投资仍然可能拖延项目。煤炭企业自己通常没有多余的现有资金投资于煤层气开采和利用项目，因为现有的资金必须投资于其主要的煤炭生产方面。另外，一些借贷机构可能对仍然比较新的煤层气开采和利用概念不熟悉，所以项目开发者不能保证获得进行项目所需的预先投资。在美国，已有广泛的解决方式帮助项目获得投资。这些方式包括提供拨款、贷款、贷款担保、证券投资及其他的资助。

（一）提供拨款

从联邦、州及地方政府获得的这种资助中，州政府提供给企业的资助是最多的。除了美国能源部的科研攻关项目外，并没有专为煤层气而设立的拨款和贷款项目。但是，联邦、州及地方政府已设立了许多项目资助总体经济开发、能源开发、环保项目、小企业发展及农业地区的开发，其中许多项目可用于煤层气项目。

拨款是对企业资助最直接的形式。拨款不同于贷款的是其将来不用偿还。在美国，因为拨款不需要企业偿还，所以政府对企业直接的巨额拨款很少。尤其是联邦政府不直接向企业拨款，但确实向州政府和地方中介机构如非盈利性的转借公司提供拨款。许多州政府直接向企业提供拨款。这些拨款趋向少量，并不是大型预先资本开支的全部。宾夕法尼亚能源开发局（PEDA）资助开发、促进或更有效地利用宾夕法尼亚的能源资源拨款最大数额为75000美元。

（二）美国与煤层气项目有关的援助资金渠道

虽然各州和地方政府对煤层气企业的财政支持可能更为直接，但是仍然可以从联邦政府部门得到有力的资金支持。根据美国环保局1996年3月发表的报告《联邦政府对煤层气项目资助指南》，下列部门能提供优惠贷款和援助。

（1）农业部。农业部农村企业与合作开发局为农村企业提供贷款、贷款担保和援助资金，其主要对象是农村地区新技术应用项目或微利项目。其援助形式主要有3种：向农村地区的私人机构、公共机构及个人提供贷款担保，以帮助他们获得资金；向当地中介部门和州中介部门直接提供贷款，让他们能够向农业地区的企业或社区发展机构提供贷款；拨款给当地的中介部门，作为企业的循环贷款、成本资金等。1993～1995年直接贷款总额为1.6亿美元，年利息为1%，最长贷款期为30年。由于许多高瓦斯矿井处于农村地区，比较容易从本地农村信贷部获得煤层气项目贷款，贷款限额为15万美元。贷款担保项目限额为1000万美元，最长期限也为30年，1993～1995年提供贷款担保8.49亿美元。

（2）商业部援助项目。商业部经济发展局援助对象主要是长期经济困难地区。1992～1994年提供援助资金总额为4610万美元。据该局称，高瓦斯矿井发展煤层气发电、管道输气销售或居民用气项目都有资格获得援助。

（3）小企业管理局援助项目。小企业管理局主要是为那些无能力获得私营银行贷款的小企业提供贷款担保，从而使得银行愿意向这类小企业提供贷款，节能项目可获优先考虑。1993～1995年小企业管理局共提供贷款担保215亿美元。煤矿回收煤层气项目一般都属于节能项目，特别是煤层气提纯、矿井乏风利用、生产甲醇或瓦斯汽车燃料项目都是优先考虑项目。

（4）科研资助。能源部下属的摩根顿能源技术研究中心从事天然气利用技术研究以及煤层气技术开发。能源部还向有关公司提供资金，帮助开发煤层气商业性示范项目所需要的技术。

另外，美国各界也纷纷在煤层气领域投入大量资金。美国在1975～1992年间科研投入达1.4亿美元，而煤层气项目基建投资则达45.4亿美元。

三、环境政策

近年来，由全球气候变化引起限控温室气体排放问题越来越成为国际社会关注的一个焦点。化石燃料燃烧引起的二氧化碳排放，是人类社会活动中最主要的温室气体排放源，而煤层甲烷的“温室效应”相当于二氧化碳的22倍。开发利用煤层气，是限控温室气体最有效的技术手段之一。

美国政府为了实现其控制温室气体排放的目标，制订了以市场为导向的经济鼓励政策，主要包括可交换排放权和排放费等。

（1）可交换排放权。可交换排放权是由政府规定的允许某一工业形成的全部排放量或排放率。这一总排放量在该部门各企业之间进行分配，并采用允许排放量管理制度，因此每个企业获得一定数量的排放权。内部分配后，企业便可以交换这些配额，在排放权的交换市场中，每排放单位的价格大致相当于未来排放物的减排成本。可交换排放权制度能使更经济地减少排放量的企业将多余的排放权出售，而减排成本高的企业可选择从其他人手里购买多余的排放权。回收煤层气的定额可以在二氧化碳可交换排放权制度中进行交换。

（2）排放费。征收排放费可使企业以它们能够实现的最低成本来减少其排放量；此时排放物的减排成本低于排放成本。排放费收得过低，只能起到一种特种税作用，并且管理成本过高；排放收费标准过高，虽然会明显减少排放量，但会影响企业产品的竞争力。征收煤层气排放费将使煤炭成本增加，进而影响煤炭销售，但煤矿的经营者有义务承担环境成本。

四、鼓励利用煤层气发电政策

煤层气利用的一个重要领域是煤层气发电。在德国，2004年颁布《可再生能源法》规定：利用煤矿瓦斯的供暖发电厂可享受20年每千瓦时6.6%～7.7%的固定退税率，新厂税率每年还可递减2.0%。5×104kW以下的煤层气发电设备，每生产1kW电补贴7欧分（相当于每立方米气补贴0.21欧元），鼓励有效利用煤矿抽排瓦斯和煤层气开发，并将减少煤层气排放和加强煤层气开发利用列入“国家气候保护计划”。1998年在蒙特斯尼斯矿开采利用已关闭矿井瓦斯的供暖发电厂运转成功。2004年出台《可再生能源法》后，在各项优惠政策的鼓励下，最近又有多个3×104～5×104kW能力的供暖发电项目陆续投产。截至2004年，已建成利用矿井瓦斯的35个供暖发电项目，总发电能力约600×104kW。

美国对利用可再生能源的小型发电厂给予“合格设施”鼓励政策，并将这一政策逐步扩大到适用于煤层气发电厂，鼓励煤矿将煤层气发电厂的部分电力售给供电局，支持煤层气利用。

五、价格政策

美国实施绿色定价与电力公司补偿。绿色定价就是用户可以选用标准价的常规电力或电价略高的绿色电力，电力公司负责购买足够的环境友好性能源来满足用户的需要。例如，美国的尼亚加拉莫豪克电力公司是全美第一家实施绿色定价的公司，该公司的绿色定价计划包括每月收取6美元的用户附加费，其中1美元用于植树，其余5美元用于开发可再生能源。考虑到温室气体减排成本和常规发电设施的增容，电力公司投资绿色电力是具有吸引力的。

电力公司可通过多种方式加入绿色定价计划。例如直接向煤层气回收项目投资；从回收甲烷的煤矿购买排放许可；以SO2排放许可交换温室气体减排额；参加由多个电力公司合资建设的煤矿甲烷回收项目并共享减排额。例如俄亥俄电力公司购买该州内尔姆斯一矿甲烷所发的电，用这种绿色电力代替部分常规电力，从而减少CO2的排放；而尼亚加拉莫豪克电力公司则已用CO2减排额来交换SO2排放许可。

六、煤层气的所有权和法规问题

煤层气开发是受众多的因素所制约，除了储层地质条件、开采技术和经济条件以外，还必须考虑其他方面的综合因素，包括煤层气的所有权和煤层气开采法人的稳定性问题。其中煤层气所有权是个最复杂的问题，甚至在一个国家里由于制定法规机构的不同，会对煤层气所有权的含义也有所变化。即使在煤层气即将开发的地区，要给煤层气所有权明确的规定也是很困难的。因此，长期以来煤层气所有权一直是一个有争议的问题，多种法律的解释和悬而未决所有权立法问题成为煤层气开发利用的一大障碍。

常规的石油和天然气在地质上是可以分离的，而煤层气的储层是煤层，很难将煤层与煤层气所有权完全分离开来，而煤炭、石油和天然气的开采者和土地所有者都可能声称拥有煤层气所有权。因此，煤层气所有权问题是影响煤层气开发最重要的法规问题。

（一）美国煤层气的所有权和法规问题

在美国亚拉巴马州的黑勇士盆地和阿巴拉契亚盆地中煤层气的开发，也存在所有权问题的约束。现美国对煤层气所有权问题有两种看法：一种看法认为拥有土地就拥有地下矿产的一切所有权；另一种看法认为拥有土地，但对地下的煤层气无所有权，这是由于煤层气可以流动，因此需要对这些气体建立实际的所有权。甚至在美国一些地区煤炭企业主与煤层气企业主之间在煤炭和煤层气开采上也存在矛盾，煤层气钻井影响煤炭的开采作业，妨碍煤炭长壁工作面的开拓，同时钻井的水力压裂激励也危害煤层顶板；而煤炭企业主为了安全生产，用通风方式排放甲烷，使煤层中煤层含气量大大减少。

在美国煤层气所有权问题一直是长期争论的一个问题。目前美国的伊利诺伊州、印第安纳州、肯塔基州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、田纳西州、西弗吉尼亚州等制定了适用于本州的煤层气所有权的法规，主要如下：

（1）煤层气与煤炭分立所有权。美国蒙大拿州法院认为，煤层气是属于煤炭资源的一部分（1993年）。而亚拉巴马州最高法院认为，煤层气与常规天然气一样，法律应给予所有权，如果煤层气属于煤炭，煤炭企业主就必须勉强去开发有竞争性的资源，但煤炭企业主缺乏开发煤层气的专门技术和知识。

（2）早期获得权利者优先。煤层气的所有权是依据早期获得的资源权利，而决定分配给煤炭或煤层气企业主。这种情况类似于澳大利亚昆士兰州的煤层气开发，例如早期获得了煤炭开采租借权，然后煤炭主将有权开采煤层气。1994年这项政策开始在美国部分地区执行。

（3）彼此共同存在的权利。煤层气企业主有权进行煤层气的开采，而煤炭企业主也有权在煤炭开采活动中抽取相关的煤层气。例如在美国科罗拉多州煤炭承租人有权抽采煤层中的甲烷，作为煤炭开采中的一种安全步骤，而煤炭承租人无权开采煤炭未开发区的甲烷资源。

（4）分享所有权。煤炭企业主和煤层气企业主们对煤层气开发将有相同的份额，这可鼓励物主们合伙经营，以最小的风险和最大的灵活性去开发煤层气。

（二）英国煤层气的所有权和法规问题

在英国，目前尚未采用大量地面钻进进行抽取煤层气，而主要是从井下进行煤层气的抽采。井下煤层气的抽采仅存许可权，而无煤层气所有权的问题。在英国，土地拥有者一般对地下矿床不具备拥有权。

1946～1994年间有关的英国煤炭工业法规中曾规定，煤炭是属于英国煤炭公司，石油和天然气由国家拥有。英国煤炭公司对煤层气开采的法规有监督的权利，并每年颁发煤层气钻井的许可证。1994年英国又通过《煤炭工业法》，规定任何石油或天然气以及包含在煤炭中吸附或解吸的气体均属国家所有，新建立的煤炭权力机构（Coal Authority）将对煤炭和煤层气开发的许可权负责，并制订煤层气勘探责任的法令。英国煤炭权力机构在一般条件下，将不会同意煤层气企业主申请进入煤炭开采区开采煤层气，如有助于煤炭开采又可促进煤层气回收条件下可以例外。如果煤炭权力机构同意在煤炭开采区进行煤层气开发，就必须考虑到煤层气钻井煤层激励等对煤炭开采危害的程度，并需要采取措施尽量减少危害的程度。

（三）德国煤层气的所有权和法规问题

在德国煤层气的开发所有权问题，已在1993年8月的联邦会议上正式通过公布规定：煤层气是一种独立的资源；按德国的各种法律规定，煤层气是一种碳氢化合物，不属于煤炭的一部分；在煤炭开采过程中，遇到煤层气可以进行抽取或排放，并且采矿公司把抽取的煤层气可用于市场交易。

（四）澳大利亚煤层气的所有权和法规问题

在澳大利亚，新的《石油法》将煤层气定义为一种碳氢化合物，因此，煤层气勘探开发许可证的发放与石油天然气一样。这一规定使外国公司在煤层气开采和销售方面享有更大的合法权利，它成功地解决了煤炭开采公司和煤层气开发公司之间的纠纷。截至1996年5月，仅在澳大利亚昆士兰地区就颁发了21个煤层气开发许可证。

中国煤炭工业发展的前景展望

在今后相当长的时间内，煤炭仍然是中国的主要能源

煤炭是中国的主要能源。中国能源资源条件的特点是富煤、少油、缺气，这就决定了在未来较长时期内，煤炭在中国能源结构中仍将居主体地位。今后五年，我国明确提出要合理控制能源消费总量，明确总量控制目标和分解落实机制。通过严格控制能源消费总量达到加快转变经济发展方式的目的。随着经济结构的战略性调整以及水电、核电、风电等新能源和可再生能源的发展，非化石能源消费比例提高将从8.3％提高到11.4％，提高3.1个百分点，煤炭消费比重将下降，增幅将回落，但煤炭总量仍将保持一定幅度的增长。煤炭在中国主体能源的地位很难改变。

根据国民经济"十二五"规划，在全国GDP增长7％的条件下，预计到2015年中国煤炭生产量将达到38亿t以上，年煤炭净进口量2亿t左右，煤炭消费量将达到40亿t左右。

"十二五"（2011-2015）时期是中国煤炭工业由量的增长向质的提升转型发展的关键时期

"十二五"时期，中国仍然处在经济社会发展的重要战略机遇期，也是中国煤炭工业转型发展的关键时期。

随着中国工业化、城市化、市场化和国际化快速发展，能源需求将继续增长，对煤炭工业发展提出了新的更高的要求。中国煤炭行业高度关注和顺应世界经济和能源工业发展的大趋势，在总结以往煤炭工业发展经验的基础上，将选择适合自己国情和时代特征的科学发展道路。

中国政府高度关注和支持煤炭工业发展，确立了"煤为基础，多元发展"能源发展方针，颁布了《国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》，发布了《煤炭产业政策》，制定了《"十二五"煤炭工业发展规划（2011-2015）》，为今后一个时期煤炭工业的发展指明了方向。

展望未来，在世界经济发展的大背景下，生态环境保护、发展非化石能源和低碳经济、节能减排、资源综合开发和利用等已成为了国际社会普遍关注的焦点之一。中国煤炭工业发展依然面临着资源约束强化、环境压力加大、转变发展方式任务繁重、安全生产难度增加等挑战。坚持科学发展，转变经济发展方式，走新型工业化道路，加快推进煤炭工业由量的增长向质的提高转变，实现节约发展、清洁发展、安全发展和可持续发展，显得尤为重要。

"十二五"时期中国煤炭工业发展的总体要求是：坚持发展先进生产力，提高劳动者素质，坚持规模化、现代化，走工业化和信息化相融合的发展道路；把增强科技进步和组织创新能力，建设资源节约型、环境友好型、安全有保障、经济效益好、健康可持续发展的新型煤炭工业体系，真正摆在煤炭工业发展战略的核心位置。

中国煤炭工业总体开发布局将大规模地由中东部地区向西部地区转移

"十二五"时期中国煤炭工业发展的重点要求是：按照科学布局、集约发展、安全生产、清洁利用、保护环境的发展方针，以转变发展方式为主线，以科技进步为支撑，以改革开放为动力，发展具有国际竞争力的大型煤炭企业集团，建设大型煤炭基地，建设大型现代化煤矿（露天），保障煤炭稳定供应，改善矿区生态面貌，提高矿工生活水平，促进煤炭工业可持续发展。

"十二五"期间，中国将合理控制能源消费总量，坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境、加强国际互利合作、调整优化能源发展战略，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。统筹规划全国能源开发布局和建设重点，建设山西。鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆五大国家综合能源基地。按照"控制东部、稳定西部、开发西部"的指导思想，从今年起，煤炭开发向西部地区转移的趋势更加明显。西部陕、蒙、宁和新疆等省区煤炭资源丰富，开发潜力大，主要运煤大通道正在建设或规划建设，为西部大规模开发布局创造了条件。一大批现代化矿井（露天）将重点在西部地区动工，将加快陕北、黄陇、神东、蒙东、宁东煤炭基地建设，稳步推进晋北、晋东、云贵煤炭基地建设，启动新疆煤炭基地建设，依托以上煤炭基地建设若干个大型煤电基地。

"十二五"期间中国煤炭工业转型发展的基本路径是努力实现"五个"转变

由产量速度型向质量效益型转变。抓住结构调整、转变发展方式的有利时机，大力推进煤炭企业兼并重组和资源整合，创新发展模式、大力减少煤矿和工作面个数，提高单井产量，合理集中生产，努力实现煤炭行业由产量速度型向质量效益型转变，提高科学发展能力。

实现由粗放的煤炭开采向以高新技术为支撑的安全高效开采转变。加大煤炭行业重大安全基础理论和关键性技术研究，推动煤矿由传统的生产方式向大型化、现代化、自动化、信息化的方向转变，大型煤矿形成安全高效集约化发展模式，中小煤矿机械化水平明显提高。煤炭企业管理由经验决策转向信息化、系统化、科学化决策上来，推动煤炭生产向安全高效，集约化方向发展。

煤矿安全实现由控制伤亡事故向职业安全健康转变。坚持以安全生产为前提，把煤炭工业发展建立在煤矿安全状况不断改善、全行业职业安全健康水平不断提高的基础上，实现煤矿安全生产的明显好转并向根本好转迈进。

实现由单一煤炭生产向煤炭资源综合利用、深加工方向转变。结合我国煤炭资源开发与消费布局特点，以资源开发为龙头，发展新兴产业，推动煤炭清洁高效利用，提升煤炭价值空间，推动煤炭上下游产业一体化发展，特别是推进煤电一体化发展，推进煤炭深加工转化，促进煤炭产业升级。

实现由资源环境制约向生态环境友好型转变。坚持循环经济发展理念，推动资源综合利用和节能减排工作，加快科技创新和新技术研发，推进煤矿绿色开采，建立矿区生态环境修复与治理机制、以最少的资源和环境消耗，支撑国民经济又好又快发展。

据世界能源会议《1986年能源资源调查》资料，美国煤炭资源已探明的储量达4429亿吨，次于中国居世界第二位。其中烟煤占51％，次烟煤占38.5％，无烟煤占1.5％，褐煤占9％。美国煤炭资源分布较为普遍，50个州中31个州埋藏有煤，密西西比河以东地区占探明储量的45％，以西地区占55％。东部煤的质量优于西部，生产优质炼焦煤，动力煤和无烟煤；西部多产烟煤和褐煤。已探明的煤炭资源的埋藏深度一般都不超过300米，有1／3可露天开采。

美国煤炭产量1900年已达2.45亿吨，居世界首位；1918年产量达6.15亿吨。此后产量不断下降，1947年又回升为6.24亿吨，为历史最高水平；此后又一直下降，1960年只产3.8亿吨。由于“能源危机”的爆发，使煤炭重新受到重视，产量上升，1985年产量达8.04亿吨，1990年达8.6亿吨，仅次于中国居世界第二位。美国煤炭生产除满足国内需要外，还有大量出口，近来每年出口达8400万吨（1980～1984年平均），1981年出口曾达1亿吨，是世界最大的煤炭出口国。主要出口到日本、加拿大和西欧等地区。大西洋沿岸中部的诺福克是美国最大的煤炭出口港。就煤炭国内消费看，主要用于发电，约占总消费量的80％多，炼焦用煤占7～8％。其中近90％的煤来自东部阿巴拉契亚煤田，特别集中在肯塔基、西弗吉尼亚、宾夕法尼亚和弗吉尼亚等州。

煤炭资源分布虽较普遍，但煤炭的开采却较集中。就全国来看，煤炭开采主要集中在密西西比河以东。1985年密西西比河以东占全国煤炭产量的64％，密西西比河以西只占36％。美国主要的煤田有阿巴拉契亚煤田、中部煤田、南部煤田（墨西哥湾沿岸）、北部大平原煤田、西部煤田（落基山煤田）、太平洋沿岸煤田和阿拉斯加煤田。其中以阿巴拉契亚、中部和西部煤田最重要。

阿巴拉契亚煤田是美国最大的煤炭基地，它位于美国东部，分布在阿巴拉契亚高原地区的石炭纪地层内。北起宾夕法尼亚中部和俄亥俄州中部，北部宽约300公里，向西南延伸，宽度逐步变窄一直到亚拉巴马州的北部，南北长达1200公里，包括宾夕法尼亚洲的西部、俄亥俄州的东部、西弗吉尼亚洲、肯塔基州的东部、田纳西州的中部、亚拉巴马州的北部，以及弗吉尼亚和马里兰州的西部边缘，共八个州。面积18万平方公里，探明储量达1000多亿吨，占全国探明储量的1／4多，其中优质炼焦煤占全国探明储量的90％。阿巴拉契亚煤田不但质优，而且埋藏浅，煤层厚，99％的煤层是水平或近于水平分布，平均厚度达1.7米，平均开采深度70米。阿巴拉契亚煤田的产量1985年达4.25亿吨，占全国总产量的53％。阿巴拉契亚煤田的开采是从北部开始，逐步向中部南部推进。19世纪30年代以前，煤田所在的八个州都有煤炭开采，但主要集中在宾夕法尼亚、西弗吉尼亚和肯塔基、弗吉尼亚。宾夕法尼亚州一直是美国最大的煤炭生产州，现年产煤约6000万吨。以匹兹堡和康奈尔斯维尔为中心的煤田是烟煤的最重要产区，与北部钢铁工业最为接近，而本区就是美国重要的钢铁产区。该州东部以斯克兰顿为中心的无烟煤田，是现在美国最大的无烟煤产地，目前年产量仅为350万吨（1917年产量曾达1亿吨），曾是钢铁工业初期的主要燃料基地。

阿巴拉契亚第二个集中开采区是西弗吉尼亚和肯塔基煤田。开采晚于宾夕法尼亚州。现年产煤达2.3亿吨，成为全国产量最大的煤田。这里的煤主要供应中西部、芝加哥地区和东北大西洋沿岸地区。从大西洋沿岸出口的煤炭主要来自这里。

阿巴拉契亚南端的亚拉巴马煤田，位于伯明翰附近，年产煤2000多万吨，是伯明翰地区钢铁工业的燃料基地。

阿巴拉契亚煤田的重要性不仅在于它储量丰，产量大，而更重要的是位置优越。它恰位于美国经济最发达，人口密集的制造业带内，与工业区紧密结合，接近最大煤炭消费区，也是美国现代钢铁工业的摇篮。

中部煤田，位于美国内陆中部，探明储量约占全国的近20％。1985年产量达1.3亿多吨，占全国煤产量的16.5％，2／3产自伊利诺斯和印第安纳两个州。煤田靠近大的燃料消费区——大湖工业区，但煤质较差，多为动力煤，且含硫量较高。能炼焦的煤不多，一般要与阿巴拉契亚的优质煤混合才能炼出合格的焦炭。有些低硫优质炼焦煤都埋藏很深，因此使该煤田的发展受到一定的限制，并遭到西部煤田的竞争。

落基山煤田和北部大平原煤田，是密西西比河以西最主要的煤田。大部位于落基山区和大平原的北部，储量丰富，探明储量占全国的48％，1985年生产煤近2.4亿吨，占全国煤炭产量的近30％。西部煤田大部为烟煤，突出特点是含硫量低，煤层厚，覆盖层薄，适于大规模露天开采。西部新建露天煤矿的吨煤投资仅为东部新矿井投资的1／3。西部煤田开采近十余年得到迅速发展。目前西部最大的产煤州是怀俄明州，1970年仅产煤600多万吨，1985年产煤达12500万吨，增长近20倍。其次产煤多的州有新墨西哥州、科罗拉多州和犹他州。大平原北部煤田主要分布在北达科他州和蒙大拿州，煤质较差，主要是褐煤，年产煤约5000多万吨。西部煤田由于位置远离东部大的消费区，这是不利因素。但对西部钢铁工业的发展成为有利的条件。美国目前正在研究解决西煤东运问题。

据美国煤炭工业发展趋势看：煤炭产量将继续增长，预测1992年产量将达10亿吨。生产将继续由东向西转移，西部煤田产量将增长更快，在全国的比重进一步提高。

加拿大在2012年估计煤炭储量达到65亿8200万吨。

世界煤炭储量最多的国家Top9：哥伦比亚

哥伦比亚在2012年估计煤炭储量达到67亿4600万吨。

世界煤炭储量最多的国家Top8：哈萨克斯坦

哈萨克斯坦在2012年估计煤炭储量达到336亿吨。

世界煤炭储量最多的国家Top7：乌克兰

乌克兰在2012年估计煤炭储量达到338亿7300万吨，矿业是乌克兰的主要产业之一。

世界煤炭储量最多的国家Top6：德国

德国在2012年估计煤炭储量达到406亿9900万吨，在这个国家的煤炭生产总量的50%用于发电。

世界煤炭储量最多的国家Top5：印度

印度在2012年估计煤炭储量达到606亿吨，印度煤炭储量占据世界总储量的7%。

世界煤炭储量最多的国家Top4：澳大利亚

澳大利亚在2012年估计煤炭储量达到764亿吨，澳大利亚煤炭储量占据世界总储量的8.9%。

世界煤炭储量最多的国家Top3：中国

中国在2012年估计煤炭储量达到1145亿吨，中国煤炭储量占据世界总储量的13.3%。

世界煤炭储量最多的国家Top2：俄罗斯

俄罗斯在2012年估计煤炭储量达到1570亿1000万吨，俄罗斯煤炭储量占据世界总储量的18.2%。

世界煤炭储量最多的国家Top1：美国

美国在2012年估计煤炭储量达到2372亿9500万吨，美国煤炭储量占据世界总储量的27.6%。

首先生产成本，生产成本内容非常庞杂，但可以从全员工效来看，全员功效高成本就低，全员功效低成本就高。

到澳大利亚煤矿去看过的人都知道，澳大利亚煤矿在坑口连洗澡间都没有，工人开车来上班，下班连衣服都不换开车就回家，一个矿的管理人员也仅数人，没有办公楼，几个由集装箱改造的简易房就是办公室，相对于我们国家煤矿的工业广场上的设施简直可以说是一无所有。如此比较起来，中国煤炭生产的成本怎能比得过国外尤其是发达国家的煤炭生产成本。

九三年全美国煤炭矿工人均年收入为42300美元，平均全员工效：井工矿22.45T ，露天矿53.31T，平均40吨。我想我国到目前为止多数煤矿达不到美国二十年前的水平。本人曾下井参观过神华集团神东公司的补连塔矿，一井两面，年生产能2200万T，全矿职工人数仅800人，从机械设备到生产技术可说是世界第一，按每年300天生产来算全员功效达到33吨，高于美国九三年的水平。但是这仅是指一个矿而言，而没有将神华的总员工数加入到全员工效的计算中来，我们可以到北京神华总部的办公大楼看一看就清楚这一点了。如今神华对外称已具五亿吨/年的生产能力，如果这五亿吨煤由一万名员工生产全员工效为55吨，由两万名员工生产全员工效27.8吨，如果是由三万名员工生产全员工效只有18吨。手头没有神华的具体统计数字，但估计这五亿吨煤的生产者不会少于三万人。由此可见，尽管中国目前许多煤炭生产企业都使用了世界上最先进的设备和技术，可是我们在管理上还是落后于世界。

其次物流。俄罗斯在海参威港下水的煤，基本是由乌拉尔地区调运过来的，运距超过3000Km，可是俄罗斯的煤能以比中国的下水煤低的价格向中国出口。我国新疆乌鲁木齐煤田的煤如果要运到连云港，运距也在3700Km左右，运输费按T公里0.11元/T来算也只有407元/T左右，可是新疆的煤如果这样运

作，怎么样也算不过账来，基本没有操作的可能性。这就说明一是煤炭生产成本高，二是物流环节多，收费多，造成物流成本高。而铁路运输环节多的一个重要原因是铁路的分区管理体制，以乌鲁木齐--连云港的煤运来说，其计划管理分属五个铁路局，即：乌鲁木齐局、兰州局、西安局、郑州局、上海局。在跨五个局的情况下，即使客户可以承担运输费用，直达运输计划也难以批下来，除非是部令。

最后政府收费。除了税收以外，政府的收费已占到了净利润的43% ，煤炭行业的收税和收费项目总计达109项，所以说比“梁山好汉”还要多。在讨论如何应对目前经济减速问题时，有人提出了减税的问题，但是反对减税的人不在少数，他们的理由是中国的税负率已低于全球许多国家，从国家法定的税目上看这种说法一点没问题，可是他们却没有看到地方政府的各种法外收费的状况。

俄罗斯煤炭资源丰富，其探明可采储量占世界总储量的12%，仅次于美国和中国，居第三位。预测储量超过50000亿吨。

俄罗斯煤炭品种比较齐全，从长焰煤到褐煤，各类煤炭均有。其中炼焦煤不仅储量大，而且品种也全，可以满足钢铁工业之需。主要的炼焦煤产地有库兹巴斯，伯朝拉，南雅库特和伊尔库茨克火煤田。

俄罗斯煤炭资源的最大缺陷是地区分布极不平衡，3/4以上分布在俄罗斯的亚洲部分，欧洲部分储量地理分布如下：46.5%的储量在俄罗斯中部,即库兹巴斯煤田；23%的储量在克拉斯诺雅尔斯尔斯克边区，几乎都是褐煤，适于露天开采。此外还有一部分动力煤分布在科米共和国（82亿吨），罗斯托夫州（65亿吨）和伊尔库茨克州（55亿吨）。

目前煤炭是俄罗斯东西伯利亚、西西伯利亚、远东和乌拉尔等几个大型地理经济区的主要燃料。这些经济区中的个别地区，像远东地区的滨海边区长期以来燃料供应短缺，致使经济发展受到制约，对劳动力就业、居民的生活水平和社会保障均产生了不利的影响。所以煤炭在这些地区仍起着极其重要的作用。

目前，在俄罗斯的地理经济区中仅有7个是煤炭产区，而有5个地区是煤炭主要消费地区。在7个煤炭产区中，像西西伯利亚、东西伯利亚和北高加索3个地区实际上煤炭完全可以自给。而其他4个地区，尤其是乌拉尔和远东地区，需要一部分外运煤炭。这些地区所需的煤炭品种和质量，光靠自产煤量是不够的。因此，俄罗斯每年大约有四分之一的煤炭产量，约4000万吨至5000万吨需要在各地区间相互调配，平均运距达1000公里，最长运距达3000公里。

二、俄煤炭工业现状

1、 俄煤炭工业改革以来的发展状况

俄罗斯煤炭工业改革政策是1993年出台的。目前，政府资助煤炭工业的联邦预算已由国内总产值的1.4%降到0.13%，企业偿还亏损费用的比重以及与工会达成的税率协议条件执行结果下降了71.4%。近5年采煤工人月效率增长了75%，达到每月127吨，百万吨死亡率下降了33.3%。

从1993年起，俄罗斯煤炭工业的市场竞争就已形成，从而保证了有支付能力单位的需求。当时还出现了能够自筹资金的私营煤炭公司。目前的煤炭工业现有72个煤炭生产股份公司（不含子公司），其中24个为联邦股票控股公司和6个国营煤炭开采联合企业。

进入2000年后，由于宏观经济形势转好，使煤炭年产量增长了11%，达到2.6亿吨。同时，煤炭产品的现金结算量也增加了，降低了职工工资的拖欠。从整个煤炭系统来计算，煤炭开采已进入盈利阶段，尽管尚有近50%的公司亏损经营。

上述进展的取得是通过对企业结构的改革实现的，主要是关闭亏损的企业以及实现现有企业的集中化生产。自改革政策出台以来，共停止了170座亏损和特别危险的矿井的开采业务。现有矿井实际上已没有手工劳动的回采工作面，综合机械化工作面的比重已达到95.2%。现在回采工作面的平均日产煤量已超过1200吨，比1993年提高了1.5倍。

目前，俄罗斯煤炭工业存在的主要问题是，现有井工矿和露天矿的生产能力在降低。从1993年至2000年报废生产能力1.6亿吨，而同期投产的生产能力仅3450万吨；同时矿山设备损坏程度达到75%。在大量关闭矿井后，对煤炭开采款未能给予足够的补充，使得地区性问题更加尖锐化了。

2、 2002年俄罗斯煤炭工业数字

俄罗斯2002年煤炭总产量为2.534亿吨，其中俄罗斯联邦动力部所属煤矿产煤2.5亿吨，与 2001年同比减少1600万吨煤。所减少的煤炭发生在7个经济区中的5个。东西伯利亚是减产最多的地区，共少产煤炭1500万吨。增产地区为西西伯利亚和远东，分别增长煤炭410万吨和190万吨。

2002年，俄罗斯煤炭供应量为2.344亿吨，与2001年同比减少1760万吨。除了向较远的国外供煤量未减少外，所有市场部门的供煤指标均缩减了。这一年，按营业资料统计，俄罗斯煤炭出口总额为4100万吨，与2001年同比增加650万吨 。俄罗斯进口的煤炭量减少570万吨，总共进口煤炭2080万吨。2002年俄罗斯全部用户用煤 量(含进口煤量)为2.07亿吨，2001年为2.37亿吨。到2003年元月1日发电厂的煤炭库存量 为1740万吨，2002年同比为1910万吨，其中俄罗斯本国的煤炭为1510万吨。

在国内市场所有部门对煤炭需求量急剧减少的条件下，为了稳住煤炭产量，2002年多数煤炭公司采取了保持煤炭批发价格增长的措施。2002年12月烟煤动力公司煤炭价格平均增长率 与2001年12月同比为103～104%。

由于从事采煤的劳动人员减少以及与煤炭批发价(增长107%)相比开采成本超前增长达117%， 使整个部门出现生产亏损额上升。预计总的生产亏损额将达到25亿卢布。其中煤炭生产公司 达到12亿卢布。

与此同时，还可以看到2002年第四季度煤炭生产和需求形势已开始稳定。根据季度总结资料 ，煤炭产量已超过2001年同比水平的150万吨，供给发电厂和出口的煤量已经增加。