北煤南运对调入区和调出区的影响
是分布不平衡。
南部、东部为煤炭主要调入区，所以判定我国的煤炭资源呈现空间分布不平衡。
北煤集团是一家能源的企业，是经国家相关部门批准注册的企业。主营煤炭、煤炭。
昔日中国煤炭业翘楚缘何泯然众人？兖矿滑落带给业界怎样的启示？要走出困境，新班子要克服怎样的重重阻力？
文| 本刊记者沈小波
凫山路298号是一座13层的白色小楼，即便在山东邹城这个县级市里也并不引人注目。这是兖矿集团的总部办公楼，使用已有数十年。由于年代久远，兖矿的老人们也记不清它建成的具体年份。前年，整个楼房经过了一次重新粉刷，遮盖了一些时间留下的破败感。晴天里，靠外的窗户都会拉上蓝色的窗帘，与这个地方小城一样，看上去千篇一律，单调宁静。
但事实上，这种宁静假象正在急剧瓦解。立业近半个世纪的兖矿，正经历前所未有的变革阵痛。
自2013年5月起，为挽救业绩快速恶化的困局，兖矿集团连番祭出断腕举措——不仅管理层薪酬拦腰斩断，普通员工取消奖金，同时还清退数以千计的非在册用工。外人很难理解这一举措带给兖矿职工的痛楚，非在册用工绝大多数是职工家属。而每年面向职工子弟的招工，也终于告停。
延至七月，兖矿集团管理层再度换届。张新文、李希勇分别从济南高新区与山东能源集团调任兖矿董事长和总经理，改变了此前兖矿主要管理者自内部循例提拔的惯有生态(耿加怀除外，其在兖矿发展中角色尤为突出，后文有铺叙)。山东省副省长张超超在兖矿领导班子调整会上强调，要确保“顺利交接、平稳过渡”，同时也直言兖矿面临“发展、稳定和改革三大压力”，在“改革压力”上，张副省长尤为铺陈，以示紧迫。
兖矿确已抵达变革底线。2013年，兖矿集团营业收入在煤炭行业排名再度下降，位列第十六位。名次之外，是利润的急剧下滑。2013年上半年，兖矿净亏损已达十数亿——在过去的十年间，兖矿从长期把持的中国煤炭业龙头老大的地位上一路下挫，及至今日，仍难见复兴迹象。
为安抚旗下上市公司的投资者，兖矿将巨亏原因主要解释成汇率变动。但在兖矿利润连年下滑的败局中，市场已难掩非议。而在兖矿内部，情势更是暗潮汹涌，在集团内部改革会上，有人已痛言兖矿“病得不轻”：错失的黄金机遇期、持续亏损的煤化工业务、低效率的管理体制、并不清晰的战略定位等，一一成为标靶。
在中国此前煤炭十年黄金期的高光映照下，兖矿的逆市跌落尤为刺眼。作为栖居小城的千亿级地方国有大型企业，兖矿的荣耀与褪色，均有其难以逾越的隐形藩篱。
视野、资源、人事、体制和盘根错节的地方关系，是让兖矿曾经聚力向上的宝贵力量，也是十年来兖矿裹足不前乃至经年下滑的病灶病因。
兖矿新任董事长张新文在走马上任两月后，于兖矿领导干部会议上，总结出兖矿四大问题：计划经济思维方式依然存在(非常严重)；体制、机制比较落后，机构设置臃肿；投资管控、风险管控不严；非煤产业、辅业作为主业补充思路正确(但现在成了大包袱)。
显然，新任管理层经过广泛、缜密的调研后，所做出的问题判断符合其改革指向，也是兖矿未来变革阻力之所在。而兖矿在过去煤炭黄金十年期逆市跌落的因由，则由更多因素综合而成。其败因发酵与决策失守，更是折射出地方大型能源企业的普遍生态。
难追战略期
截至2012年，在经济大环境及供需关系等多方因素影响下，从世纪初便狂飙突进的中国煤炭业黯然告别“黄金十年”。这十年期间，不仅造就了中国煤炭业的整体繁荣，也涌现出多家体量庞大、产业链绵长的“全球五百强”煤企。“黄金十年”的另一重大标志，是以陕蒙、新疆等资源省份掀起前所未有的圈地、投资狂潮。但凡能在世纪初十余年间高速发展的中国煤企，均在这些地区盘踞大量资源。
但在这一周期中，兖矿不仅未能从中国煤企翘楚的位置上向“全球五百强”更进一步，还在陕蒙、新疆等新晋煤炭资源大省中尴尬失位。
2013年12月11日，在兖矿书画研究会所驻的二层小楼里，原兖州矿务局副局长赵钟铎接待了来访的《能源》杂志记者。
“那个时候兖矿的利润占全行业利润要超过一半。”赵钟铎1997年离任副局长职务，此后担任兖矿研究员三年，2000年完全退休，正与上世纪末国内煤炭行业困难时期重合，而这却恰是兖矿最辉煌的时间。历史资料显示，兖矿在1998年利润占全行业利润58%，1999年占行业盈利企业盈利总额90%。兖矿的声誉在这一时期达到顶点。其时董事长赵经彻在2001撰写兖矿战略构思，目标直指“世界十大煤炭生产商”。
但2001年恰是一个新的战略期的开始。国内煤炭市场回暖，数年之后国内开始出现大面积的电荒，煤炭供不应求。2002年底至2003年初，前期关停大量小煤矿之后，政策开始鼓励发展大型煤炭企业集团，建设大型煤炭基地。东北、京津、华东、华中被列入东部调入区带，晋陕蒙(西)则划入中部煤炭调出区带，西南、西北属于西部煤炭后备区。
面向三西(山西、陕西、蒙西)的煤炭开发至此拉开序幕。事实上，由于山西资源开发倾向本地企业，资源的争夺更多集中在陕西和蒙西。回顾那段历史，一位煤炭专家感言，“谁抓住了陕蒙，就决定了它在未来三十年的发展。”
依托自身所有的神东矿区，神华集团持续对外收购，并创新模式，采用租赁手法获取探矿权，抢占煤炭资源。从1995年创立到2003年，神华煤炭产量增长了40倍，并于该年突破1亿吨，成为国内首个亿吨级煤炭企业。
兖矿则走向了不同的方向。从赵经彻1997年提出“煤与非煤并重”，经历1999年收购鲁南化肥厂，兖矿将未来的战略重心放在了煤化工之上。在2003年，兖矿提出8年投资400亿，形成煤制油、甲醇、醇酸等大规模生产能力。
但煤化工未如初始预期那般给兖矿带来巨额利润。上世纪末煤市低迷期，发展非煤产业度过寒冬观念开始兴起，此后陕蒙等产煤大省“就地转化”政策亦促使形成“逢煤必化”局面，大量投资涌入煤化工。如甲醇、醋酸经历短暂暴利期后，即陷入行业性亏损。
兖矿曾对煤制油寄予厚望。依托自身煤气化[-0.93% 资金 研报]经验，到南非沙索公司挖角，兖矿号称已掌握低温费托合成油技术自主产权，并在榆林规划远景1000万吨/年煤制油项目。但令兖矿始料不及的是，该项目遇上发改委控制煤制油政策，截至目前尚未审批通过。
2005年之后，由于本部资源日趋枯竭，而省内巨野煤田也瓜分完毕。兖矿不得已走向省外。但此时已错失最佳时期。2007年往后，兖矿逐渐在外有所斩获，但此时资源瓜分已接近尾声。兖矿最重要的收获在2011年。该年兖矿通过公开竞标陆续获得鄂尔多斯[2.06%资金 研报]石拉乌素井田和转龙湾井田，中标价格亦当时创下一个新的高点。前者耗资66.49亿元，后者为78亿元。
从前期缄默无为到后期巨资进入，兖矿错失了资源扩张最宝贵的时间。神华则以煤炭黄金十年最大的得利者遥遥立于煤炭行业顶端。早前兖矿鼎盛时期，神华内部对标兖矿进行赶超，如今则变为兖矿对标神华，只是差距越拉越大。2013年，神华产量超过4亿吨，兖矿产量7600多万吨，其中2600多万吨尚来自澳大利亚。
领导人争议
战略期的沉痛错失，使得兖矿内部即便未能实现讨论公开化，但兖矿上下对时任管理层的非议，已难以遮掩。
自兖矿在上世纪末达到历史顶点至今，已历经赵经彻、耿加怀、王信和张新文四任一把手。其中，2003年至2010年期间执掌兖矿的耿加怀，争议最大。
2003年4月份，耿加怀正式接任兖矿董事局主席，开始决定这个煤炭行业明星企业的命运。耿加怀来自淄博矿务局，一个资源枯竭矿区，最困难时期年产量尚不足百万吨。
刚来兖矿的时候，至少在两三年内，耿常以“兖矿”开头，而非一般的“我们”。有敏感人士即指其“没有把兖矿当自己人。”
一个公认的事实是，耿加怀的前任太过辉煌。赵经彻1991年5月担任兖州矿务局局长，2003年卸任兖矿集团董事局主席。兖矿内外，赵经彻有“眼光超前，魄力大”的名声，业内人提起赵，现在还常常为其折服。
赵经彻完整引领了兖矿崛起并达到顶点。他顶着风险持续投巨资研发综采放顶煤技术，对兖矿意义重大。赵率先提出“煤与非煤”并重(但这一决策如今功绩难以评定)，并在1999年收入鲁南化肥厂，开启兖矿煤化工进程。赵经彻亦看到本部资源枯竭问题，提出在外部再造“三个兖矿”，兖矿随之进入贵州、山西、澳大利亚。
执掌兖矿之后，耿加怀亦曾发出自己声音，并表达了对前任战略相左的想法，在内部会议上称赵经彻“吹牛”。但在兖矿内部人士看来，耿在其任期内，仍然按照赵经彻定下的路线前进，如在其任内陆续开工的国泰、国宏等化工项目，以及贵州持续开发，其立项均可追溯至前任。
但在煤炭行业战略大发展期，执行旧有战略方针，却未能应时而变，难称合格。兖矿内部的质疑即集中在此。在战略大发展期，耿加怀没有带领兖矿如神华般，在省外以收购、竞标矿权等方式快速扩张。
不仅如此，兖矿还拒绝了送上门来的重大机遇。耿加怀任内，2004年前后，兖矿曾错失两次机遇。其一是新疆哈密矿务局。彼时王乐泉主政新疆，因为出生在山东的缘故，王乐泉对山东企业的厚爱路人皆知，亦希望山东省内优秀企业入疆投资，曾提出将哈密矿务局整体无偿划拨给兖矿，最终却被婉言谢绝。此后哈密矿务局并入潞安集团。
另一个找上兖矿的是鄂尔多斯政府。由于央企隶属中央，对等对话方为内蒙古自治区政府，并不把鄂尔多斯地方政府“放在眼里”。且央企利润上交中央，润及地方有限。鄂尔多斯因此希望兖矿入蒙开发煤炭资源，并提出优越条件，无偿划拨兖矿看中资源。但最终亦被耿加怀拒绝。
兖矿战略研究院一位前任员工讲述了其亲身经历的事情。早前兖矿购买国外设备建设国际焦化公司时，首钢曾主动找上门来，要求入股。“对方很客气，说是仰慕兖矿名气，只是参股，只享受股东权益，不干涉经营。”该人士基于职责，曾撰写报告建议兖矿批准，最终亦遭耿拒绝，理由是国际焦化已有外资合作伙伴，“不需要。”由此，兖矿错失了一个与下游客户建立联盟降低风险的机会，事后焦炭产能过剩，兖矿又为销售市场而束手无策。
“错失掉的机会太多了。”上述职工痛心疾首。回望耿加怀时期，他如此评价耿加怀，“过于看重事物的风险。”
有有心人总结兖矿历任领导人，提出“兖矿循环”的看法。其具体指兖矿的领导人都是“开拓型”与“守业型”交叉任职。如赵经彻属于开拓型，而耿加怀属于守业型。赵的前任刘恒月同样属于守业型，“为职工造的房子都偏小”。刘的前任彭井凉则“据说胆子比赵还要大”。王信“固然魄力比不上赵，但比耿要强多了。”
尽管不可能(赵经彻因年龄退休)，该人士还是认为，如果在战略扩张期，能由赵来执掌兖矿，耿加怀注重内部管理，辅助搭配，“兖矿绝不会是现在这样”。
山东的兖矿
2013年9月，新任董事长张新文在兖矿领导干部会议上说兖矿比神华有“三不如”(与神华对标是兖矿上下难以释去的情结)，“一是战略不如神华正确合理；二是政治资源不如神华；三是执行力不如神华强”。
作为山东省管企业，兖矿的视野与体制有其天花板，将兖矿所有决策失误推向某位管理者难免有失偏颇。而兖矿的褪色与滑坡，恰是在上世纪末高峰期的管理变革时便种下因由。
1998年是煤炭管理体制重大变革之年。煤炭部于该年撤销，原由煤炭部直管的重点煤炭企业也陆续下放地方，兖矿在这一时期归属山东监管，包括人事任免。此后，下放各地的煤炭企业，随各地政府思路、方针而舞，走上了不同的道路。
相对于神华的资源扩张、中煤的全产业链，山西根据煤种不同进行兼并重组，2001年由西山矿务局、汾西矿务局、霍州矿务局合并组成山西焦煤，随后不断收购地方小煤矿。此后山西又依托大同煤矿集团，整合动力煤资源，重组十多家煤炭企业。同时，山西还组建了无烟煤集团。
陕西、宁夏则集全省之力，成立以省为单位的煤炭集团，陕煤、宁煤随之诞生。陕西煤业集团2004年2月成立，合并陕西10家单位，成立之初原煤产量就达3000万吨，占陕西省40%。
山东则选择发展非煤产业。山东煤炭资源普遍趋向枯竭，再发现大煤田的可能性越来越小，“不能因为煤矿枯竭，职工失业，形成社会问题，这是政府必须考虑的。”山东煤炭系统一位官员如是解释山东选择发展非煤产业的原因。
从2003年开始，发展非煤产业成为山东煤炭行业的重大方向。每年12月或次年1月，山东省政府会召开一年一度的全省煤炭工作会议，为全年的煤炭行业发展定下基调。到来年4月份，煤炭工业局则会根据工作会议精神，再具体和各煤炭企业沟通协调，确保煤炭企业按省政府指示运行。
“每年的煤炭工作会议，非煤产业都是其中的重要内容。”上述官员介绍，山东是全国非煤产业发展最为迅速的地区，非煤产业经济总量可以占到煤炭行业经济总量60%以上，他极其赞扬山东煤炭企业的执行力，“始终与政府保持步调一致”。不过他也承认，非煤产业经济运行质量不高，2012年利润仅占煤炭行业利润1.28%。
2005年之前，山东省一直对煤炭企业向省外扩张持反对态度。有知情人士介绍，彼时山东省内高层流行一种看法，认为各地都在招商引资，煤炭企业资金较充裕，为什么去省外投资，为什么不在家乡做建设？“当时却没想到这是抢占资源，谁占有资源谁就占有未来。”上述人士说。
据该人士介绍，哈密矿务局最终未能划入兖矿，山东国资委起到很大作用。山东国资委提出的并入条件是，哈密矿物局需要先剥离学校、医院、公安等社会职能，兖矿方才接手。这一条件激怒了王乐泉，致使这一机会错失，“哈密这地方全是矿务局的人，你让人家剥到哪里去？”
直到2005年之后，山东资源日益枯竭。省内思想开始转变，转而鼓励煤炭企业开始走出去。亦是在这一时期，兖矿、新汶等山东煤企开始对外寻找资源，实质性突破则要等到2007年之后，但此时煤炭资源瓜分已接近尾声，且资源价格被抬至高点，与世纪初那几年不可同日而语了。
“所以要给老耿一个公正的评价，那些项目，就算他想批，山东国资委也过不了。”上述煤炭系统官员说。2003年，受山东省政府任命，耿加怀继任兖矿董事局主席，将兖矿口号从“国内第一，面向国际”修改成了“立足济宁”。
转身之难
7月新领导人到任之后，积极向下求访意见，激起兖矿内部改革热议。原先掩盖或者视而不见的问题已无从规避，兖矿未来向哪里去，这是必须面对的问题。其中，亏损与债务、本部资源危机和僵化的体制是其变革最大的挑战。
十年间一系列低效的投资项目，造成兖矿的债务总额随资产总额同步上升。据显示2009年-2011年，兖矿负债率一直在70%上下浮动。2013年，兖矿负债率保守估计也已超过70%。目前兖矿集团筹融资和还款压力巨大，兖矿集团一名高层人士透露，“不吃不喝，每天要支出8000万元”。
2013年上半年，兖矿集团五大板块(煤业、煤化、东华、物业、电铝)，四个板块亏损，一个板块微利。如果剔除内部关联交易，五大板块全部亏损。有的板块负债率超过100%，资金链面临断裂。
这也使得张新文到任之前，先向省委立下“军令状”，保证资金链不断。客观来看，兖矿集团的良好名声与兖州煤业[-1.61% 资金 研报]一贯的优异表现，兖矿融资较为容易。但需不断投资进入的项目，和七大基地中仅本部基地能够造血的现实，能够支撑多久，没有人能说清。
但本部也是兖矿未来命门所在。一个险峻的事实是，兖矿正面临资源愈发枯竭的本部煤危机。
目前兖矿本部主力矿井来自兖州煤田的六对矿井和济宁煤田的两对矿井。上世纪90年代，这些矿井普遍还处于青壮年期，进入新世纪[1.21%资金 研报]，由于综采放顶煤技术的普遍使用，产量大大提升，资源消耗加速。到2005年，数据显示，兖矿兖州煤田部分可采储量不足6亿吨。2003年，耿加怀新任兖矿集团董事长时，就曾对外说，兖矿本部资源仅能再采20年。
一位兖矿人士提供了另一信息。据其介绍，煤炭黄金十年，市场需求旺盛，煤炭业超过核定产能生产是公开的秘密，兖矿也不例外，“有时候产能能达到核定产能两倍”。在他看来，考虑到这一因素，兖矿本部资源消耗程度要比表面还大，稳产难度亦将逐年增加，“十年之内就可见分晓”。
原本视为可承续兖矿本部未来的华东最后一块整装煤田——巨野煤田，则在山东方面的干预下实现“平均分配”，七对矿井兖矿仅获其二，理由是“其它几家矿务局也面临资源枯竭”。此外，兖矿一位知情人士介绍，彼时竞争激烈，省政府尚未划定资源，各矿业公司已擅自在巨野自行开发，抢占资源，造成“既定现实”。
这一纷争格局延续到山东最后一块较大煤田——曹县煤田。目前它已吸引多方关注。据山东省煤田地质规划勘察研究院规划勘察设计中心副主任黄兴龙介绍，除山东两大煤炭国企山东能源和兖矿外，还有诸多山东市县所属煤炭企业也冀图分一杯羹，此外省外资本及部分央企亦对此虎视眈眈，“毫无疑问竞争会非常激烈”。
兖矿未来关键在于中西部以及海外的一系列项目上。这里承载了兖矿本部资源接续的任务，亦担负有煤化工翻盘的期许。但项目的推进旷日持久，且需要不断的资金注入，兖矿首当其冲面临着巨大的资金压力。
在亏损、负债和本部煤危机之外，兖矿改革的最大阻力应来自内部治理。十年积冗，兖矿早已不是原先那个管理模范企业。内部消息显示，除调研兖矿下属企业外，兖矿管理层还去神华、山能等企业参观学习。结果是新任董事长张新文对兖矿的现状很不满。
在一次内部会议上，张新文批评兖矿“职责不清晰，人浮于事，内生动力不足。”兖矿目前仅正处级岗位设置层级就达七级，兖矿总部人数1200人，超过神华总部人数一倍。但神华经济总量是兖矿7倍，用人总量是兖矿的3倍。
有兖矿内部员工抱怨，向上级打一个报告，半年时间过去，不说行也不说不行。兖矿内部将兖矿形容成“头重、腰软、腿细长。”
新领导层下定决心，首要改革方向指向“大企业病”。但兖矿作为身处邹城的大型地方国有企业，彼此关系盘根错节动辄伤筋动骨。张新文严令，持续亏损煤化工各实体，除部分企业关停转让外，其余须在2015年之前扭亏，同时要求要利用好职工度危求进的心理，“不甩包袱、不将职工推向社会、不轻易降工资、不影响稳定”。
参与过兖矿内部会议的人士向《能源》记者透露，“事情千丝万缕，但倍感振奋”。而新班子如何落实改革承诺，不仅受兖矿20万职工瞩目，深处困境中的中国煤炭业，也正翘首期待。
( 2007 年第 80 号)
为贯彻落实 《国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》 ( 国发 ［2005］ 18号) ，严格产业准入，转变发展方式，推动产业结构优化升级，提高生产力水平，保障安全生产，提高资源利用率，加强环境保护，促进煤炭工业健康发展，结合相关法律法规，国家发展和改革委员会制定了 《煤炭产业政策》，经国务院批准，现予发布，自发布之日起实施。
附件: 煤炭产业政策
国家发展和改革委员会
二○○七年十一月二十三日
附件:
煤炭产业政策
煤炭是我国的主要能源和重要工业原料。煤炭产业是我国重要的基础产业，煤炭产业的可持续发展关系国民经济健康发展和国家能源安全。为全面贯彻落实科学发展观，合理、有序开发煤炭资源，提高资源利用率和生产力水平，促进煤炭工业健康发展，根据 《中华人民共和国煤炭法》、 《中华人民共和国矿产资源法》和《国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》 ( 国发 ［2005］ 18 号) 等法律和规范性文件，制定本政策。
第一章 发 展 目 标
第一条 坚持依靠科技进步，走资源利用率高、安全有保障、经济效益好、环境污染少的煤炭工业可持续发展道路，为全面建设小康社会提供能源保障。
第二条 深化煤炭资源有偿使用制度改革，加快煤炭资源整合，形成以合理开发、强化节约、循环利用为重点，生产安全、环境友好、协调发展的煤炭资源开发利用体系。
第三条 严格产业准入，规范开发秩序，完善退出机制，形成以大型煤炭基地为主体、与环境和运输等外部条件相适应、与区域经济发展相协调的产业布局。
第四条 深化煤炭企业改革，推进煤炭企业的股份制改造、兼并和重组，提高产业集中度，形成以大型煤炭企业集团为主体、中小型煤矿协调发展的产业组织结构。
第五条 推进煤炭技术创新体系建设，建立健全以市场为导向、企业为主体、产学研相结合的煤炭技术创新机制，形成一批具有自主知识产权的行业重大关键技术。培育科技市场，发展服务机构，形成完善的技术创新服务体系。
第六条 强化政府监管，落实企业主体责任，依靠科技进步，以防治瓦斯、水、火、煤尘、顶板、矿压等灾害为重点，健全煤矿安全生产投入及管理的长效机制。
第七条 加强煤炭资源综合利用，推进清洁生产，发展循环经济，建立矿区生态环境恢复补偿机制，建设资源节约型和环境友好型矿区，促进人与矿区和谐发展。
第八条 推进市场化改革，完善煤炭市场价格形成机制，加强煤炭生产、运输、需求的衔接，促进总量平衡，形成机制健全、统一开放、竞争有序的现代煤炭市场体系。
第二章 产 业 布 局
第九条 根据国民经济和社会发展规划总体部署，按照煤炭工业发展规划、矿产资源规划、煤炭生产开发规划、煤矿安全生产规划、矿区总体规划，合理、有序开发和利用煤炭资源。
第十条 稳定东部地区煤炭生产规模，加强中部煤炭资源富集地区大型煤炭基地建设，加快西部地区煤炭资源勘查和适度开发。建设神东、晋北、晋中、晋东、陕北、黄陇 ( 华亭) 、鲁西、两淮、河南、云贵、蒙东 ( 东北) 、宁东等十三个大型煤炭基地，提高煤炭的持续、稳定供给能力。
第十一条 大力推进煤炭、煤层气等资源的协调开发和基础设施的高效利用。在大型煤炭基地内，一个矿区原则上由一个主体开发，一个主体可以开发多个矿区。按照资源禀赋、运输、水资源等条件和环境承载能力确定区域煤炭开发规模和开发强度，在大型整装煤田和资源富集地区优先建设大型和特大型现代化煤矿。
第十二条 鼓励建设坑口电站，优先发展煤、电一体化项目，优先发展循环经济和资源综合利用项目。新建大中型煤矿应当配套建设相应规模的选煤厂，鼓励在中小型煤矿集中矿区建设群矿选煤厂。
第十三条 在水资源充足、煤炭资源富集地区适度发展煤化工，限制在煤炭调入区和水资源匮乏地区发展煤化工，禁止在环境容量不足地区发展煤化工。国家对特殊和稀缺煤种实行保护性开发，限制高硫、高灰煤炭资源开发。
第三章 产 业 准 入
第十四条 开办煤矿或者从事煤炭和煤层气资源勘查，从事煤矿建设项目设计、施工、监理、安全评价等，应当具备相应资质，并符合法律、法规规定的其他条件。煤矿资源回收率必须达到国家规定标准，安全、生产装备及环境保护措施必须符合法律法规的规定。
第十五条 山西、内蒙古、陕西等省 ( 区) 新建、改扩建矿井规模不低于 120万吨/年。重庆、四川、贵州、云南等省 ( 市) 新建、改扩建矿井规模不低于 15 万吨/年。福建、江西、湖北、湖南、广西等省 ( 区) 新建、改扩建矿井规模不低于9 万吨 /年。其他地区新建、改扩建矿井规模不低于 30 万吨 /年。鉴于当前小煤矿数量多、布局不合理、破坏资源和环境的状况尚未根本改善，煤矿安全生产形势依然严峻，“十一五”期间一律停止核准 ( 审批) 30 万吨/年以下的新建煤矿项目。
第十六条 煤矿企业应当按照国家规定，配置地矿类主体专业人员，特种作业人员必须按照国家有关规定取得相应资质。鼓励煤矿企业从技术学校招收工人。
第四章 产 业 组 织
第十七条 取缔非法煤矿，关闭布局不合理、不符合产业政策、不具备安全生产条件、乱采滥挖破坏资源、污染环境和造成严重水土流失的煤矿。
第十八条 鼓励以现有大型煤炭企业为核心，打破地域、行业和所有制界限，以资源、资产为纽带，通过强强联合和兼并、重组中小型煤矿，发展大型煤炭企业集团。鼓励发展煤炭、电力、铁路、港口等一体化经营的具有国际竞争力的大型企业集团。鼓励大型煤炭企业参与冶金、化工、建材、交通运输企业联营。鼓励中小型煤矿整合资源、联合改造，实行集约化经营。
第十九条 鼓励煤炭企业进一步完善法人治理结构，按照现代企业制度要求积极推进股份制改造，转换经营机制，提高管理水平。
第二十条 积极引导资源枯竭矿区经济转型，支持资源枯竭、亏损严重的国有煤矿转产发展。建立中小型煤炭生产企业退出机制。鼓励和支持资源枯竭煤矿发挥人才、技术和管理等优势，异地开发煤炭资源。
第五章 产 业 技 术
第二十一条 鼓励发展地球物理勘探、高精度三维地震勘探技术。鼓励发展厚冲积层钻井法、冻结法和深井快速建井技术。
第二十二条 鼓励采用高新技术和先进适用技术，建设高产高效矿井。鼓励发展露天矿开采技术。鼓励发展综合机械化采煤技术，推行壁式采煤。发展小型煤矿成套技术以及薄煤层采煤机械化、井下充填、“三下”采煤、边角煤回收等提高资源回收率的采煤技术。鼓励开展急倾斜特厚煤层水平分段综采放顶煤技术的研究。鼓励低品位、难采矿的地下气化等示范工程建设。
第二十三条 加快推进小型煤矿采煤工艺和支护方式改革，推广锚杆支护和采煤工作面金属支护，淘汰木支护。加快发展安全、高效的井下辅助运输技术、综采设备搬迁技术和装备。
第二十四条 发展自动控制、集中控制选煤技术和装备。研制和发展高效干法选煤技术、节水型选煤技术、大型筛选设备及脱硫技术，回收硫资源。鼓励水煤浆技术的开发及应用。
第二十五条 鼓励煤炭企业实施以产业升级为目的的技术改造。鼓励通过多种方式进行煤炭勘探、开采、洗选加工、转化等关键技术和重大装备的研发、集成和自主化生产。
第二十六条 推进煤炭企业信息化建设，利用现代控制技术、矿井通讯技术，实现生产过程自动化、数字化。推进建设煤矿安全生产监测监控系统、煤炭产量监测系统和井下人员定位管理系统。
第六章 安 全 生 产
第二十七条 坚持安全第一、预防为主、综合治理的安全生产方针，落实企业安全生产的主体责任和法定代表人的安全生产第一责任人责任。煤炭企业应当严格遵守法律、法规，以及有关国家标准或者行业标准，强化现场管理，严禁超能力、超强度、超定员组织生产，遏制事故发生。煤炭生产企业未取得安全生产许可证的，不得从事煤炭生产活动。
第二十八条 建立健全矿井通风、防瓦斯、防突、防火、防尘、防水、防洪等系统。坚持先抽后采、监测监控、以风定产的煤矿瓦斯治理方针，落实优先开采保护层和预抽煤层瓦斯等区域性防突措施，提高瓦斯抽采率。坚持预测预报、有疑必探、先探后掘、先治后采的煤矿水害防治原则，落实防、堵、疏、排、截等综合治理措施。加强煤矿冲击地压监测控制和顶板事故防范。
第二十九条 建立健全煤矿重大事故隐患排查、治理和报告制度。建立和完善灾害预防和应急救援体系。坚持煤矿负责人和生产经营管理人员下井带班制度。
第三十条 严格执行煤矿建设项目安全设施与主体工程 “三同时”制度。煤炭生产各环节必须配备必要的安全卫生防护设施，有较大危险因素的生产经营场所和有关设施、设备上必须设置明显的安全警示标志，禁止使用不符合安全标准的工艺、设备。对煤矿井下和有关设备、器材实行安全标志管理制度。
第七章 贸易与运输
第三十一条 严格煤炭经营企业资格审查，促进煤炭经营企业结构优化，形成以煤炭生产企业和大型煤炭经营企业为主体、中小型煤炭经营企业为补充的协调发展格局。
第三十二条 积极推进煤炭贸易市场化改革，建立健全煤炭交易市场体系，完善煤炭价格市场形成机制，制定公平交易规则。建立全国和区域性煤炭交易中心及信息发布平台，鼓励煤炭供、运、需三方建立中长期合作关系，引导合理生产、有序运输和均衡消费。稳步发展国际煤炭贸易，优化煤炭进出口结构，鼓励企业到国外投资办矿。
第三十三条 积极发展铁路、水路煤炭运输，加快建设和改造山西、陕西、内蒙古西部出煤通道和北方煤炭下水港口，提高煤炭运输能力。限制低热值煤、高灰分煤长距离运输。煤炭运输应当采取防尘、防洒漏措施。
第八章 节约利用与环境保护
第三十四条 实施节约优先的发展战略，加快资源综合利用，减少煤炭加工利用过程中的能源消耗，提高煤炭资源回采率和利用效率。
第三十五条 加强节能和能效管理，建立和完善煤炭行业节能管理、评价考核、节能减排和清洁生产奖惩制度。鼓励煤炭企业开发先进适用节能技术，煤炭企业新建、改扩建项目必须按照节能设计规范和用能标准建设，必须淘汰落后耗能工艺、设备和产品，推广使用符合国家能效标准、经过认证的节能产品。
第三十六条 按照减量化、再利用、资源化的原则，综合开发利用与煤共伴生资源和煤矿废弃物。鼓励企业利用煤矸石、低热值煤发电、供热，利用煤矸石生产建材产品、井下充填、复垦造田和筑路等，综合利用矿井水，发展循环经济。支持煤层气 ( 煤矿瓦斯) 长输管线建设，鼓励煤层气 ( 煤矿瓦斯) 民用、发电、生产化工产品等。
第三十七条 煤炭资源的开发利用必须依法开展环境影响评价，环保设施与主体工程要严格实行项目建设 “三同时”制度。按照 “谁开发、谁保护，谁损坏、谁恢复，谁污染、谁治理，谁治理、谁受益”的原则，推进矿区环境综合治理，形成与生产同步的水土保持、矿山土地复垦和矿区生态环境恢复补偿机制。
第三十八条 煤炭采选、贮存、装卸过程中产生的污染物必须达标排放，防止二次污染。加强煤矿瓦斯抽采利用和减少排放。洗煤水应当实现闭路循环。优化巷道布置，减少井下矸石产出量。
第三十九条 建立矿区开发环境承载能力评估制度和评价指标体系。严格执行煤矿环境影响评价、水土保持、土地复垦和排污收费制度。限制在地质灾害高易发区、重要地下水资源补给区和生态环境脆弱区开采煤炭，禁止在自然保护区、重要水源保护区和地质灾害危险区等禁采区内开采煤炭。加强废弃矿井的综合治理。
第四十条 加强对在矿山开发过程中可能诱发灾害的调查、监测及预报预警，及时采取有效的防治措施。建立信息网络系统，制定防灾减灾预案。
第九章 劳 动 保 护
第四十一条 煤炭生产企业应当参加工伤保险社会统筹，建立和完善工伤预防、补偿、康复相结合的工伤保险制度体系。落实煤矿井下艰苦岗位津贴制度，逐步提高煤矿职工收入水平。
第四十二条 加强劳动用工和定员管理，推广井下四班六小时工作制。推进矿井质量标准化建设，改善井下作业环境。为井下工人配备符合国家标准或者行业标准的劳动保护用品。
第四十三条 鼓励煤炭生产企业加大安全和尘肺病等职业病防治投入。发展和推广职业病防治、职业安全和劳动保护技术的研究和应用。建立健全职业健康管理和职业病危害控制体系。
第十章 保 障 措 施
第四十四条 完善有利于提高煤矿安全生产水平和煤炭资源利用率、促进煤炭工业健康发展的税费政策，完善资源勘查、开发和综合利用的税收优惠政策。实行严格的煤炭资源利用监管制度，对煤炭资源回采率实行年度核查、动态监管，对达不到国家规定标准的，依照有关法律法规予以处罚。
第四十五条 煤炭资源开发坚持先规划、后开发的原则。国家统一管理煤炭资源一级探矿权市场，由国家投资完成煤炭资源的找煤、普查和必要详查，编制矿区总体开发规划和矿业权设置方案，有计划地将二级探矿权和采矿权转让给企业，形成煤炭资源勘查投入良性循环机制。中央地质勘查基金 ( 周转金) 重点支持国家确定的重点成矿区 ( 带) 内煤炭资源勘查。
第四十六条 支持煤炭企业建立技术开发中心，增强自主创新能力。煤矿企业可以从煤炭产品销售收入中提取一定比例资金，用于技术创新和技术改造。推进煤炭生产完全成本化改革，严格煤矿维简费、煤炭生产安全费用提取使用和安全风险抵押金制度。按照企业所有、专款专用、专户储存、政府监督的原则，煤矿企业应按规定提取环境治理恢复保证金。鼓励社会资金投入矿区环境治理。
第四十七条 实施煤炭行业专业技术人才知识更新工程，加强国家煤矿专业人才继续教育、培养基地建设和专业人才培养，实施煤炭行业技能型紧缺人才培养培训工程，完善对口单招和订单式培养。规范煤矿从业人员职业资格管理，鼓励企业开展全方位、多层次的职工安全、技术教育培训。
第四十八条 支持煤炭企业分离办社会职能，加快企业主辅分离。支持煤矿企业提取煤矿转产发展资金，专项用于发展接续产业和替代产业。
第四十九条 对不符合规划和产业发展方向的建设项目，国土资源部门不予办理矿业权登记和土地使用手续，环保部门不予审批环境影响评价文件和发放排污许可证，水利部门不予审批水土保持方案文件，工商管理部门不予办理工商登记，金融机构不予提供贷款和其他形式的授信支持，投资主管部门不予办理核准手续。
第五十条 发挥中介组织作用。煤炭行业协会应当建立和完善煤炭市场供求、技术经济指标等方面的信息定期发布制度和行业预警制度，及时反映行业动态和提出政策建议，加强行业自律，引导企业发展。
本政策由国家发展和改革委员会负责解释。煤炭工业有关管理部门可以依据本政策制订相关技术标准和规范。
本政策自发布之日起实施。
1.煤炭主要产地：
在各大陆、大洋岛屿都有煤分布，但煤在全球的分布很不均衡，各个国家煤的储量也很不相同。中国、美国、俄罗斯、德国是煤炭储量丰富的国家，也是世界上主要产煤国，其中中国是世界上煤产量最高的国家。中国的煤炭资源在世界居于前列，仅次于美国和俄罗斯.
中国煤炭资源丰富，除上海以外其它各省区均有分布，但分布极不均衡。在中国北方的大兴安岭-太行山、贺兰山之间的地区，地理范围包括煤炭资源量大于1000亿吨以上的内蒙古、山西、陕西、宁夏、甘肃、河南6省区的全部或大部，是中国煤炭资源集中分布的地区，其资源量占全国煤炭资源量的50%左右，占中国北方地区煤炭资源量的55%以上。在中国南方，煤炭资源量主要集中于贵州、云南、四川三省，这三省煤炭资源量之和为3525.74亿吨，占中国南方煤炭资源量的91.47%；探明保有资源量也占中国南方探明保有资源量的90%以上。
2.煤的种类
1烟煤(末) 6000大卡,硫:0.8,挥发分:27,灰分:18
2动力煤7000大卡,硫:1,挥发分:13-15左右
3无烟煤7000大卡,硫:0.3
4主焦精煤硫:0.6,挥发分18-23,粘结指数>85
5肥精煤硫:0.6,挥发分:32,粘结指数>85
6 1/3焦精煤硫:0.6,挥发分:28,粘结指数>80
7无烟煤(中) 6800-7200大卡,硫:0.6-1,挥发分:9-10
8无烟煤(小) 6800-7200大卡,硫:0.6-1,挥发分:9-10
9无烟煤(末) 5500-6200大卡,硫:0.6-1.2,挥发分:9-12
10电煤5500大卡,硫:1,挥发分:28
3.煤炭消费用途：
煤炭的用途十分广泛，可以根据其使用目的总结为两大主要用途：(1)动力煤，(2)炼焦煤。
(1)动力煤
从世界范围来看，动力煤产量占煤炭总产量的80%以上。世界10大煤炭公司主要生产动力煤，其比重约占该10大公司煤炭总产量的82%；美国动力煤产量占其总产量的90%以上；我国动力煤产量也占到煤炭总产量的80%以上。
在国外，动力煤绝大部分用来发电，工业锅炉也有一些用量。全世界约有55%的煤炭用于发电，煤炭需求的增量部分基本上都在电力部门，但中国例外，在中国实施工业化的进程中，各行各业都需要大量的煤炭(动力煤)。
从动力煤的品种来看，以长焰煤和不粘煤储量最大，分别占全国动力煤总储量的21.70%和20.35%；褐煤和无烟煤也占有相当的比例，而贫煤和弱粘煤则相对较少，仅为全国动力煤总储量的7.66%和2.49%。
煤种
占全国动力煤储量，%
占全国煤炭总储量，%
长焰煤
21.70
16.14
不粘煤
20.35
15.14
褐煤
17.63
13.12
无烟煤
16.02
11.92
贫煤
7.66
5.70
弱粘煤
2.49
1.86
我国动力煤的主要用途有：
1)发电用煤：我国约1/3以上的煤用来发电，目前平均发电耗煤为标准煤370g/(kW·h)左右。电厂利用煤的热值，把热能转变为电能。
2)蒸汽机车用煤：占动力用煤2%左右，蒸汽机车锅炉平均耗煤指标为100kg/(万吨·km)左右。
3)建材用煤：约占动力用煤的l0%以上，以水泥用煤量最大，其次为玻璃、砖、瓦等
4)一般工业锅炉用煤：除热电厂及大型供热锅炉外，一般企业及取暖用的工业锅炉型号繁多，数量大且分散，用煤量约占动力煤的30%。
5)生活用煤：生活用煤的数量也较大，约占燃料用煤的20%。
6)冶金用动力煤：冶金用动力煤主要为烧结和高炉喷吹用无烟煤，其用量不到动力用煤量的1%。
(2)炼焦煤
我国虽然煤炭资源比较丰富，但炼焦煤资源还相对较少，炼焦煤储量仅占我国煤炭总储量27.65%。
炼焦煤类包括气煤(占13.75%)，肥煤(占3.53%)，主焦煤(占5.81%)，瘦煤(占4.01%)，其它为未分牌号的煤(占0.55%)；非炼焦煤类包括无烟煤(占10.93%)，贫煤(占5.55 % )，
弱碱煤(占1.74%)，不缴煤(占13.8%)，长焰煤(占12.52%)，褐煤(占12.76%)，天然焦(占0.19%)，未分牌号的煤(占13.80%)和牌号不清的煤(占1.06%)。
炼焦煤的主要用途是炼焦炭，焦炭由焦煤或混合煤高温冶炼而成，一般1.3吨左右的焦煤才能炼一吨焦炭。焦炭多用于炼钢，是目前钢铁等行业的主要生产原料，被喻为钢铁工业的“基本食粮”，是各国在世界原料市场上必争的原料之一。
煤炭发热量分级
4.煤炭中转港：
秦皇岛天津京唐港日照枝城
连云港广州钦州徐州芜湖
煤炭调出区：
内蒙古山西陕西日照河南
宁夏黑龙江贵州四川新疆
煤炭调入区：
北京天津河北辽宁山东
吉林上海江苏浙江福建
湖北湖南广东广西云南
5.煤炭报价方式：
1.坑口价：是在煤炭生产的地方交货的价格。
2.含税车板价：是指在火车车厢交货、含增值税的价格。
3.不含税车板价：是指在火车车厢交货、不含增值税的价格，也就是说，没有在煤价上加13%的税。
4.场地价：是指在某个堆放场地交货的价格，一般是不包括税的。
5.船板价：是指把煤装到船上，未经过平整（不包括这项费用）的交货价。
6.平仓价：是指把煤装到船上，经过平整以后，包括这项费用的交货价。
7.含税价和不含税价：是指价格里包括不包括增值税（13%），比如，不含税价是100，含税价就是113。
8.含税包干价、不含税包干价是指，把煤运到用户指定的地点的价格，一般是用火车或者船、或者汽车运输。含税和不含税是说用户需要不需要发票，如果需要发票，是以煤价和运费为基础，加上税。
9.含税车板基价：（和2.含税车板价一样），不包括火车运费的价格。
10.到站价：和含税包干价、不含税包干价一样。坑口价：是指在坑口进行交易的价格，一般不包含除煤价外的费用（如山西装火车费用的代发费、站台费、装车费、借户费、能源基金等等），也叫出厂价。
6.按加工方法分类：
按煤的加工方法和质量规格可分为原煤、精煤、粒级煤、洗选煤和低质煤等五类。
原煤
是指从地下或地下采掘出的毛煤经筛选加工去掉矸石、黄铁矿等后的煤。煤矿生产出来的未经洗选、未经加工的毛煤也叫原煤。包括天然焦及劣质煤，不包括低热值煤等。
精煤
是指经过精选（干选或湿选）后生产出来的，符合质量要求的产品。
粒级煤
是指煤通过筛选或精选生产的，粒度下限大于6mm，灰分小于或等于40%的煤。按不同的粒度可分为洗中块、中块、洗混中块、混中块、洗混块和混块、洗大块和大块、洗特大块和特大块、洗小块和小块、洗粒煤和粒煤。
洗选煤
是指将原煤经过洗选和筛选加工后，已除或减少原煤中所含的矸石、硫分等杂质，并按不同煤种、灰分、热值和粒度分成若干品种等级的煤。其粒度分级为50mm、258mm、20mm、13mm、6mm以下。洗选煤可分为洗原煤、洗混煤、混煤、洗混末煤、混末煤、洗末煤、末煤、洗粉煤、粉煤等品种。除洗混煤的灰分要求小于等于32%外，其余均要求小于等于40%。
低质煤
是指灰分含量很高的各种煤炭产品。低劣煤用于锅炉燃烧，不仅经济性差，而且造成燃烧辅助系统和对流受热面的严重磨损以及维修费用的增加，因为低劣煤灰分比较大，经济性差，灰分量大，对受热面的冲刷、磨损严重。
7.煤的工业分析中各项指标:
1、水分，水分一项重要的煤质指标、它在煤的基础理论研究和加工利用中都具有重要的作用。根据煤中水分随煤的变质程度加深而呈规律性变化：从泥炭、褐煤、烟煤、年轻无烟煤，水分逐渐减少，而从年轻无烟煤到年老无烟煤，水分又增加。煤的水分对其加工利用、贸易和储存运输都有很大影响。锅炉燃烧中，水分高会影响燃烧稳定性和热传导；在炼焦工业中，水分高会降低焦炭产率，而且由于水分大量蒸发带走热量而延长焦化周期；在煤炭贸易上，煤的水分是一个重要的计质和计量指标。在现代煤炭加工利用中，有时水分高反是一件好事，如煤中水分可作为加氢液化和加氢气化的供氢体。在煤质分析中，煤的水分是进行不同基的煤质分析结果换算的基础数据。
2、灰分，煤中灰分是另一项在煤质特性和利用研究中起重要作用的指标。在煤质研究中由于灰分与其他特性，如含碳量、发热量、结渣性、活性及可磨性等有程度不同的依赖关系，因此可以通过它来研究上述特性。由于煤灰是煤中矿物质的衍生物，因此可以用它来算媒中矿物质含量。此外，由于煤中灰分测定简单，而它在煤中的分布又不易均匀，因此在煤炭采样和制样方法研究中，一般都用它来评定方法的准确度和精密度。在煤炭洗选工艺研究中，一般也以煤的灰分作为一项洗选效率指标。在煤的燃烧和气化中，根据煤灰含量以及它的诸如熔点、粘度、导电性和化学组成等特性来预测燃烧和气化中可能出现的腐蚀、沾污、结渣问题，并据此进行炉型选择和煤灰渣利用研究。
3、挥发分，煤的挥发分产率与煤的变质程度有密切的关系。随着变质程度的提高，煤的挥发分逐渐降低。如煤化程度低的褐煤，挥发分产率为65%～＞37％；变质阶段进人烟煤时，挥发分为55%～＞10％；到达无烟煤阶段，挥发分就降到10%甚至3％以下。因此，根据煤的挥发分产率可以大致判断煤的煤化程度。在我国煤炭分类方案以及苏(原)、美、英、法、波和国际煤炭分类方案中都以挥发分作为第一分类指标。根据挥发分产率和测定挥发分后的焦渣特征可以初步确定煤的加工利用途径。如高挥发分煤，干馏时化学副产品产率高，适于作低温干馏或加氢液化的原料，也可作气化原料；挥发分适中的烟煤，粘结性较好，适于炼焦。在配煤炼焦中，要用挥发分来确定配煤比，以将配煤的挥发分控制到适宜范围25%～31％。此外，根据挥发分可以估算炼焦时焦炭、煤气和焦油等产率。在动力用煤中，可根据挥发分来选择特定的燃烧设备或特定设备的煤源。在气化和液化工艺的条件选择上，挥发分也有重要的参考作用。在环境保护中，挥发分还作为一个制定烟雾法令的依据。此外、挥发分与其它媒质特性指标如发热量、碳和氢含量都有较好的相关关系。利用挥发分可以计算煤的发热量和碳、氢、氯含量及焦油产率。
4、固定碳，固定碳是煤炭分类、燃烧和焦化中的一项重要指标，煤的固定碳随变质程度的加深而增加。在煤的燃烧中，利用固定碳来计算燃烧设备的效率；在炼焦工业中，根据它来预计焦炭的产率。
8.煤炭质量指标分级：
煤炭质量是指煤炭的物理、化学特性及其适用性，其主要指标有灰分、水分、硫分、发热量、挥发分、块煤限率、含矸率以及结焦性、粘结性等。
正确使用微机量热仪、升降式微机全自动量热仪、微机灰熔点测定仪、自动测氢仪、工业分析仪、快速灰化炉、微电脑粘结指数测定仪、奥亚膨胀度测定仪煤燃点测定仪、煤炭结渣性测定仪、活性炭测定仪等煤炭化验设备，可以测试出煤炭的不同指标，从而可以确定煤炭质量。
煤炭硫分按下表进行分级：
序号
1
2
3
4
5
6
级别名称
特低硫煤
低硫分煤
低中硫煤
中硫分煤
中高硫煤
高硫分煤
代号
SLS
LS
LMS
MS
MHS
HS
灰分（Ad）范围，%
≤0.50
0.51～1.00
1.01～1.50
1.51～2.00
2.01～3.00
>3.00
煤炭灰分按下表进行分级：
序号
1
2
3
4
5
6
级别名称
特低灰煤
低灰分煤
低中灰煤
中灰分煤
中高灰煤
高灰分煤
代号
SLA
LA
LMA
MA
MHA
HA
灰分（Ad）范围，%
≤5.00
5.01～10.00
10.01～20.00
20.01～30.00
30.01～40.00
40.01～50.00
煤的固定碳按下表进行分级
级别名称
特低固定碳煤
低固定碳煤
低固定碳煤
中等固定碳煤
中高固定碳煤
高固定碳煤
特高固定碳煤
代号
SLFC
LFC
LFC
MFC
MHFC
HFC
SHFC
分级范围(FCd),%
≤45.00
>45.00～55.00
>45.00～55.00
>55.00～65.00
>65.00～75.00
>75.00～85.00
>85.00
试验方法
GB212
9.煤实用分类的情况：
1989年10月，国家标准局发布《中国煤炭分类国家标准》(GB5751-86)，依据干燥无灰基挥发分Vdaf、粘结指数G、胶质层最大厚度Y、奥亚膨胀度b、煤样透光性P、煤的恒湿无灰基高位发热量Qgr，maf等6项分类指标，将煤分为14类。即褐煤、长焰煤、不粘煤、弱粘煤、1/2中粘煤、气煤、气肥煤、1/3焦煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫瘦煤、贫煤和无烟煤。
根据煤的煤化度，将我国所有的煤分为褐煤、烟煤和无烟煤三大煤类。又根据煤化度和工业利用的特点，将褐煤分成2个小类，无烟煤分成3个小类。烟煤比较复杂，按挥发分分为4个档次，即Vdaf＞10～20%、＞20～28%、＞28～37%和＞37％，分为低、中、中高和高四种挥发分烟煤。按粘结性可以分为5个或6个档次，即GR．I．为0～5，称不粘结或弱粘结煤；GR．I．＞5～20，称弱粘结煤；GR．I．＞20～50，称为中等偏弱粘结煤；GR．I．＞50～65，称中等偏强粘结煤；GR．I．＞65，称强粘结煤。在强粘结煤中，若y＞25mm或b＞150%(对于Vdaf＞28%，的肥煤，b＞220%)的煤，则称为特强粘结煤。参见GB5751-1986。各类煤的基本特征如下：
(1)无烟煤(WY)。无烟煤固定碳含量高，挥发分产率低，密度大，硬度大，燃点高，燃烧时不冒烟。01号无烟煤为年老无烟煤；02号无烟煤为典型无烟煤；03号无烟煤为年轻无烟煤。如北京、晋城、阳泉分别为01、02、03号无烟煤。
(2)贫煤(PM)。贫煤是煤化度最高的一种烟煤，不粘结或微具粘结性。在层状炼焦炉中不结焦。燃烧时火焰短，耐烧。
(3)贫瘦煤(PS)。贫瘦煤是高变质、低挥发分、弱粘结性的一种烟煤。结焦较典型瘦煤差，单独炼焦时，生成的焦粉较多。
(4)瘦煤(SM)。瘦煤是低挥发分的中等粘结性的炼焦用煤。在炼焦时能产生一定量的胶质体。单独炼焦时，能得到块度大、裂纹少、抗碎性较好的焦炭，但焦炭的耐磨性较差。
(5)焦煤(JM)。焦煤是中等及低挥发分的中等粘结性及强粘结性的一种烟煤。加热时能产生热稳定性很高的胶质体。单独炼焦时能得到块度大、裂纹少、抗碎强度高的焦炭，其耐磨性也好。但单独炼焦时，产生的膨胀压力大，使推焦困难。
(6)肥煤(FM)。肥煤是低、中、高挥发分的强粘结性烟煤。加热时能产生大量的胶质体。单独炼焦时能生成熔融性好、强度较高的焦炭，其耐磨性有的也较焦煤焦炭为优。缺点是单独炼出的焦炭，横裂纹较多，焦根部分常有蜂焦。
(7)1／3焦煤(1／3JM)。1／3焦煤是新煤种，它是中高挥发分、强粘结性的一种烟煤，又是介于焦煤、肥煤、气煤三者之间的过渡煤。单独炼焦能生成熔融性较好、强度较高的焦炭。
(8)气肥煤(QF)。气肥煤是一种挥发分和胶质层都很高的强粘结性肥煤类，有的称为液肥煤。炼焦性能介于肥煤和气煤之间，单独炼焦时能产生大量的气体和液体化学产品。
(9)气煤(QM)。气煤是一种煤化度较浅的炼焦用煤。加热时能产生较高的挥发分和较多的焦油。胶质体的热稳定性低于肥煤，能够单独炼焦。但焦炭多呈细长条而易碎，有较多的纵裂纹，因而焦炭的抗碎强度和耐磨强度均较其他炼焦煤差。
(10)1／2中粘煤(1／2ZN)。1／2中粘煤是一种中等粘结性的中高挥发分烟煤。其中有一部分在单独炼焦时能形成一定强度的焦炭，可作为炼焦配煤的原料。粘结性较差的一部分煤在单独炼焦时，形成的焦炭强度差，粉焦率高。
(11)弱粘煤(RN)。弱粘煤是一种粘结性较弱的从低变质到中等变质程度的烟煤。加热时，产生较少的胶质体。单独炼焦时，有的能结成强度很差的小焦块，有的则只有少部分凝结成碎焦屑，粉焦率很高。
(12)不粘煤(BN)。不粘煤是一种在成煤初期已经受到相当氧化作用的低变质程度到中等变质程度的烟煤。加热时，基本上不产生胶质体。煤的水分大，有的还含有一定的次生腐植酸，含氧量较多，有的高达10%以上。
(13)长焰煤(CY)。长焰煤是变质程度最低的一种烟煤，从无粘结性到弱粘结性的都有。其中最年轻的还含有一定数量的腐植酸。贮存时易风化碎裂。煤化度较高的年老煤，加热时能产生一定量的胶质体。单独炼焦时也能结成细小的长条形焦炭，但强度极差，粉焦率很高。
(14)褐煤(HM)。褐煤分为透光率Pm＜30％的年轻褐煤和Pm＞30～50％的年老褐煤两小类。褐煤的特点为：含水分大，密度较小，无粘结性，并含有不同数量的腐植酸，煤中氧含量高。常达15～30%左右。化学反应性强，热稳定性差，块煤加热时破碎严重。存放空气中易风化变质、破碎成效块甚至粉末状。发热量低，煤灰熔点也低，其灰中含有较多的CaO，而有较少的Al2O3。
除了以上的煤种以外，我国其它的煤炭品种尚有：
（1）烛煤：有一种炭，用纸就可点燃，并发出明亮的光焰，像蜡烛一样，因此人们称它为烛煤。烛煤通常呈灰黑色或褐色，光泽也较暗淡，有时略带油脂光泽，断口呈贝壳状，含植物小袍子较多，可含少量藻类，也可能不含。烛煤挥发物含量和焦油产出军较高。主要产地：山西的浑源、大同，山东的新滇、兖州和枣庄。
（2）藻煤：有—种光泽暗淡、结构均一、呈块状构造、韧性较大、易燃、有沥青味的煤；在显微镜下观察，可见它主要是由密集的藻类组成的，也含有少量粘土矿物，这就是藻煤。藻煤的挥发物氢含量高、焦油产出宰高，但有时灰分也高。主要产地：山西的浑源、蒲县，山东的肥城和兖州。
（3）弱钻煤：弱粘煤是隔绝空气加压时产生的。胶质体很少，有时也可单独炼焦，但焦炭多呈小块，易粉碎。炼焦时可小量配用。它的主要用途是作气化原料和机车、发电厂燃料。主要产地有陕西的彬(县)长(武)矿区、铜川的焦坪等。
（4）煤精：煤精是煤的一个特殊品种，煤精又称煤玉、炭精、灰根、乌玉、墨石、煤根石、墨精石等。它同普通煤一样可以燃烧，其主要特点是质地致密，具有一定的韧性，不透明，黝黑闪亮，抛光后呈玻璃光泽，硬度2.4—4，相对密度1.3—1.35，可用作工艺雕刻制品原料；实物资料证实，有些煤精制品及其坯料被埋在地下数百年乃至数千年，仍保存完好，没有风化、龟裂现象。沈阳新东遗址发掘出来的煤精雕刻制品，是我国从六七千年前石器时代就已开始利用煤炭的直接证据。
我国煤炭储量主要分布在华北、西北地区，集中在昆仑山—秦岭—大别山以北的北方地区，以山西、陕西、内蒙古等省区的储量最为丰富。晋陕蒙(西)地区(简称“三西”地区)集中了中国煤炭资源的60%，另外还有近9%集中于川、云、贵、渝地区。
山西省是资源储量最多的省份，占全国总储量的30%。与资源分布相对应的，是煤炭生产也集中于这些地区。在漫长的地质演变过程中，煤田受到多种地质因素的作用；由于成煤年代、成煤原始物质、还原程度及成因类型上的差异，再加上各种变质作用并存，致使中国煤炭品种多样化，从低变及程度的褐煤到高变质程度的无烟煤都有储存。
按中国的煤种分类，其中炼焦煤类占27.65%，非炼焦煤类占72.35%。中国虽然煤炭资源丰富，但适于露天开采的煤炭储量少，仅占总储量的7%左右，其中70%是褐煤，主要分布在内蒙、新疆和云南。
10.煤的发热量：
煤炭发热量按下表进行分级：
序号
1
2
3
4
5
6
级别名称
低热值煤
中低热值煤
中热值煤
中高热值煤
高热值煤
特高热值煤
代号
LQ
MLQ
MQ
MHQ
HQ
SHQ
发热量（Qnet,ar）范围，MJ/kg
8.50～12.50
12.51～17.00
17.01～21.00
21.01～24.00
24.01～27.00
>27.00
煤的发热量，又称为煤的热值，即单位质量的煤完全燃烧所发出的热量。
煤的发热量时煤按热值计价的基础指标。煤作为动力燃料，主要是利用煤的发热量，发热量愈高，其经济价值愈大。同时发热量也是计算热平衡、热效率和煤耗的依据，以及锅炉设计的参数。
煤的发热量表征了煤的变质程度（煤化度），这里所说的煤的发热量，是指用1.4比重液分选后的浮煤的发热量（或灰分不超过10%的原煤的发热量）。成煤时代最晚煤化程度最低的泥炭发热量最低，一般为20.9～25.1MJ/Kg，成煤早于泥炭的褐煤发热量增高到25～31MJ/Kg，烟煤发热量继续增高，到焦煤和瘦煤时，碳含量虽然增加了，但由于挥发分的减少，特别是其中氢含量比烟煤低的多，有的低于1%，相当于烟煤的1/6，所以发热量最高的煤还是烟煤中的某些煤种。
鉴于低煤化度煤的发热量，随煤化度的变化较大，所以，一些国家常用煤的恒湿无灰基高位发热量作为区分低煤化度煤类别的指标。我国采用煤的恒湿无灰基高位发热量来划分褐煤和长焰煤。（1）发热量的单位
热量的表示单位主要有焦耳(J)、卡（cal）和英制热量单位Btu。
焦耳，是能量单位。1焦耳等于1牛顿(N)力在力的方向上通过1米的位移所做的功
1J=1N×0J1MJ=1000KJ
焦耳时国际标准化组织（ISO）所采用的热量单位，也是我国1984年颁布的，1986年7月1日实施的法定计量热量的单位。煤的热量表示单位：
J/g、KJ/g、MJ/Kg
卡（cal）是我国建国后长期采用的一种热量单位。1cal是指1g纯水从19.5C加热到20.5C时所吸收的热量。
欧美一些国家多采用15Ccal，即1g纯水从14.5C加热到15.5C时所吸收的热量。
1cal(20Ccal)=4.1816J1cal(15Ccal)=4.1855J
1956年伦敦第误解蒸汽性质国际会议上通过的国际蒸汽表卡的温度比15Ccal还低，其定义如下：
1cal==4.1866J
从上看出，15Ccal中，每卡所含热能比20Ccal还高。
英、美等国家目前仍采用英制热量单位（Btu），其定义是：1磅纯水从32F加热到212F时，所需热量的1/180。
焦耳、卡、Btu之间的关系
1Btu=1055.79J(≈1.055×1000J)1J=9471.58×10的负7次方Btu
20Ccal/g与Btu/1b的换算公式：
因为1Btu=1055.79J,1B=453.6g所以1Btu/1b=1/1.8cal/g1cal/g=1.8Btu/1b
由于cal/g的热值表示因15Ccal或20Ccal等的不同而不同，所以国际贸易和科学交往中，尤其是采用进口苯甲酸（标明其cal/g）作为热量计的热容量标定时，一定要了解是什莫温度（C）或条件下的热值（cal/g）,否则将会对燃烧的热值产生系统偏高或偏低。
为了使热量单位在国内外统一，不须以J取代cal作为煤的发热量表示单位。
8.2.1 煤层气区划的基本原则
我国煤储层的发育状况、煤层的含气特征以及煤层的渗透性等，在地域上的分布是很不均衡的，这种不均衡是我国各地区的地质背景、煤系后期变形改造特征、煤盆地的沉积和聚煤规律等因素综合作用和影响的结果。煤层气分布的不均衡性，加上区域经济因素，造成了当前我国煤层气勘探开发工作在地域上的不平衡，因此，研究和总结我国煤层气在区域分布方面的规律性，合理地进行煤层气资源分布区划，对于从宏观上阐明资源分布特征、分析煤层气勘探开发态势、指导未来煤层气勘探开发工作具有重要意义。
我国煤田地质界根据聚煤区（赋煤区）、含煤区、煤田和煤产地等不同级别的含煤区块进行煤炭资源分布区划。目前比较一致的认识是对聚煤区和含煤区的划分。根据昆仑-秦岭、阴山东西向巨型构造带和贺兰-龙门山-哀牢山近南北向巨型构造带纵横交错的关系，将全国煤炭资源分布划分为6个聚煤区；在聚煤区内，按主要聚煤作用的差异、区域构造变形特征和地域上的邻近关系等划分含煤区，全国共划分出了85个含煤区。对聚煤区的划分是依据主要成煤地质时代的聚煤沉积与构造条件，大致相当于原始的聚煤盆地或聚煤盆地群，其主要聚煤构造条件定格于早中生代以前；对含煤区的划分则主要着眼于原始聚煤盆地遭受变形改造后所保留下来的煤系分布范围；而对于煤层气含气性来说，聚煤沉积的构造条件固然重要，但后期变形改造对煤层气的保存、气含量和可采性的控制十分明显，特别是现代地质结构和地应力特征对煤层气可采性的影响更为突出和重要。因此，煤层气资源区划应不同于煤炭资源区划。
石油地质工作者对全国油气区划分的工作也十分重视。张俏从板块构造区划的角度出发，以板块活动的动力类型为依据，提出将我国划分为以大陆裂解、扩张活动为主的中国东部含油气区和以碰撞、挤压活动为主的中国西部含油气区的中国含油气区构造区划方案（张俏，1995）。吴奇之等根据中国中、新生代含油气盆地形成的地球动力学背景和基底结构，划分出东、中、西部三类盆地，进而根据地质背景、盆地类型及构造变形、沉积特点及含油气组合，同时也考虑到勘探状况及地理因素等，将我国含油气盆地划分为八大油气区（吴奇之等，1997）。戴金星等在总结国内外有关天然气聚集区、带研究现状的基础上，系统地论述了中国天然气聚集带、聚集区和聚集域的定义与分类，并在我国13个含油气盆地内部进行了天然气聚集带、聚集区的划分（戴金星等，1996）。这些工作为进行煤层气区划提供了有益的借鉴。
在全国煤层气资源评价工作中，在充分考虑煤层气特征的基础上，结合煤炭资源区划中的有关成果，并参考常规油气区划工作的经验，尝试着对中国煤层气资源分布进行了区划，主要考虑了以下5方面的因素：
1）区域地球物理资料：我国大陆自西向东，深层结构有明显阶梯式分带现象，主要的南北—北北东向深层构造陡变带有3条，自西向东依次为贺兰山-龙门山陡变带、大兴安岭-武陵山陡变带和中国东部陆缘陡变带，它们按地壳深层结构将我国划分成各具特色的4个壳-幔带（据程裕淇，1994）。这3条规模宏大的深层构造陡变带，在地貌上大多构成山链，不仅代表了中国地质构造和矿产资源沿南北—北北东向分带的界线，也是我国地势、地貌自西向东阶梯状展布的分界线，这些界线与我国宏观经济发展水平的地域差异划分大致吻合，因而对我国煤层气资源分布及勘探开发工作也具有广泛而深刻的影响。本书将3条陡变带作为煤层气区划一级单元的边界。
2）大地构造分区边界：在南北向分带的基础上，按板块边界和稳定区（陆块）与活动区（褶皱带）的界线进行东西向分块，主要有塔里木-华北陆块与天山-赤峰活动带的界线、塔里木-华北板块与华南板块的界线，以及扬子陆块与松潘-甘孜活动带的界线。这些边界对我国煤田的形成和分布具有重要的控制作用，尤其是对晚古生代煤层的影响更为突出，是划分二级单元的依据。这些二级单元的边界大多与煤炭资源区划中聚煤区（赋煤区）的边界一致，这就便于将煤田地质资料应用到煤层气地质之中。
3）区域构造和聚煤特征：煤系的沉积、聚煤特征和后期变形构造对煤层气的生成、储集和保存具有直接控制作用。我国石炭二叠纪、晚二叠世、早中侏罗世和早白垩世这4个重要聚煤期的煤层各有特定的主要聚集范围，所遭受的后期变形改造也各不相同。这些特征决定了三级单元的划分，在三级单元中，强调以一个聚煤期为主，也可能以某一个聚煤期为主，同时包含两个或多个聚煤期。
4）含气性：由于受原始沉积作用、煤变质作用、构造变形及剥蚀风化作用等多种因素的综合影响，煤层含气性的变化很大。这里所说的含气性，既指煤层气含量，也包括煤层厚度和赋存面积的大小。本次区划，对所有褐煤、无烟煤1号均未进行三级单元划分；福建、广东、滇南、西藏等省（区）的煤层，以及塔里木南部等地区的煤层，或因煤层气含量很低，或因煤层赋存面积小，或因构造十分复杂等原因，而未进行煤层气资源区划。
5）地域因素：在进行二级区划时，对华北陆块的东北部未按大地构造分区边界进行划分，而是按辽宁省与河北省的分界线划分的。这一方面是考虑到滨太平洋构造带的强烈作用效果，另一方面也是考虑到行政区划的人为因素。这样做便于区划命名和煤层气资源的统计与决策。
8.2.2 中国煤层气资源分布的区划方案
根据实际资料和工作程度，建议按煤层气大区、含气区、含气带和气田4个级别进行中国煤层气资源分布区划。
1）煤层气大区：煤层气大区是按照3条南北—北北东向深部构造陡变带划分的一级煤层气资源分布区，主要体现中、新生代以来现代板块构造对我国煤层气资源广泛而深刻的影响。共划分为4个大区，自东向西依次为：海域区、东部区、中部区和西部区。
2）含气区：是煤层气区划的二级单元，以近东西向展布的几条大地构造分区边界与近南北向构造的纵横交切而成的“块”来划分，重点反映古生代以来板块构造通过对聚煤作用、煤变质作用的控制而影响我国煤层气资源的分布。共划分为10个含气区，以行政区划的组合而命名。
3）含气带：是煤层气区划的三级单元，在含气区内主要依据煤层分布情况和含气性划分。除了前述因各种原因而未进行煤层气资源区划的范围外，其余基本按第三次煤田预测中含煤区的划法和命名来进行含气带的划分和命名，仅对少数含煤区进行了改变。全国共划分了85个含煤区，划分并命名了59个含气带，其中东部大区26个、中部大区18个、西部大区14个、海域大区1个。
4）煤层气田：是同一地质时代的若干个煤层气藏的总合，单个煤层气藏也可构成煤层气田。煤层气田的范围大致相当于煤田地质界所称的“煤产地”（矿区），所谓“煤产地”是指煤田中由于后期构造所导致的含煤区块。
由于我国现阶段煤层气勘探开发工作刚刚兴起，对煤层气藏的认识程度很有限，还没有一个正式开发的煤层气田，所以本次没有进行煤层气田的划分和命名，待以后工作深入、时机成熟后再行划分。
8.2.3 主要含气区特征
根据煤层气区划原则，将中国煤层气区划分为：东部大区，包括黑吉辽（Ⅰ）冀鲁豫皖（Ⅱ）、华南（Ⅲ）3个含气区；中部大区，包括内蒙古东部（Ⅳ）、晋陕蒙（Ⅴ）、云贵川渝（Ⅵ）3个含气区；西部大区，包括北疆（Ⅶ）、南疆-甘青（Ⅷ）、滇藏（Ⅸ）3个含气区；海域大区，只包括台湾（Ⅹ）一个含气区，全国共划分为10个大区。在10个含气区中，内蒙古东部含气区全部为褐煤，暂未评价，台湾含气区和滇藏含气区煤层气资源稀少，缺乏开发价值，未予评价，下面介绍其余7个含气区基本特征。
8.2.3.1 黑吉辽含气区
黑吉辽含气区（Ⅰ）包括东北三省，北、东起自国境线，南至阴山-燕山褶皱带东段，西至大兴安岭构造带。区内含煤地层主要为下白垩统和第三系，其次为石炭-二叠系。早白垩世含煤盆地发育，含气性较好；第三系仅抚顺盆地煤级较高，为长焰煤和气煤，含气性好，其他盆地均为褐煤，含气量小，暂未作评价。石炭-二叠纪煤层仅分布在含气区南部，煤层稳定，含气性相对较好。
该区包括三江-穆棱河（Ⅰ01）、延边（Ⅰ02）、浑江-辽阳（Ⅰ03）、抚顺（Ⅰ04）、辽西（Ⅰ05）、松辽盆地东部（Ⅰ06）和松辽盆地西南（Ⅰ07）7个含气带。其中，抚顺含气带的分布范围与抚顺矿区一致（若无特别说明，含气带的分布范围与其对应的含煤区相同，下同）。煤层气资源主要集中于黑龙江和辽宁两省，其中，三江-穆棱河、浑江-辽阳、辽西含气带较为丰富。
本区是我国最早开展煤层气资源勘探开发活动的地区。煤层气勘探活动主要集中在南部辽宁省沈阳市周围地区进行，北部鹤岗盆地的勘探结果表明情况较差；煤层气开发活动为矿井瓦斯抽放，在抚顺、铁法、鹤岗、鸡西等矿区已产生明显的经济效益和社会效益。
8.2.3.2 冀鲁豫皖含气区
冀鲁豫皖含气区（Ⅱ）的地理分布范围为华北聚煤区的太行山以东地区，大致相当于华北陆块东部。西起太行山构造带，东至郯庐断裂带，北起黑吉辽含气区南界，南至秦岭-大别山褶皱带东段。含煤地层以石炭-二叠系为主，有少量下、中侏罗统。石炭-二叠纪含煤地层沉积范围广，煤层稳定，含煤性好。含气区包括冀北东部（Ⅱ01）、京唐（Ⅱ02）、太行山东麓（Ⅱ03）、冀中平原（Ⅱ04）、豫北鲁西北（Ⅱ05）、鲁中（Ⅱ06）、鲁西南（Ⅱ07）、豫西（Ⅱ08）、豫东（Ⅱ09）、徐淮（Ⅱ10）和淮南（Ⅱ11）11个含气带。其中，徐淮含气带地理分布范围为徐州和淮北矿区，淮南含气带地理分布范围与淮南煤田一致，冀北东部含气带为冀北含煤区东段。太行山东麓含气带的含气性相对较好，豫北鲁西北、鲁中、鲁西南含气带的含气性差，其他含气带的含气性居中。
冀鲁豫皖含气区内分布有较多煤层气勘探开发前景有利的区块，如开滦、大城、焦作、安阳、平顶山、淮北和淮南等煤矿区。
该含气区是我国目前煤层气勘探比较活跃的地区，在开滦、大城、安阳、鹤壁、荣巩、焦作、平顶山、淮北、淮南和新集等处都进行了勘探工作，其中，以开滦、大城、淮北和淮南矿区进展比较明显。
8.2.3.3 华南含气区
华南含气区（Ⅲ）在构造上相当于扬子陆块东部地区和华南活动带的范围。位于秦岭-大别山褶皱带以南，武陵山构造带以东的大部分地区，包括我国广大的东南和华南地区。区内主要发育晚二叠世含煤地层。由于受华夏和新华夏系构造的影响，晚二叠世煤田仅局部保存较好，煤层较稳定，含气性好。华南含气区包括鄂东南赣北（Ⅲ01）、长江下游（Ⅲ02）、苏浙皖边（Ⅲ03）、赣浙边（Ⅲ04）、萍乐（Ⅲ05）、湘中（Ⅲ06）、湘南（Ⅲ07）和桂中北（Ⅲ08）8个含气带。
煤层气资源主要集中于江西和湖南两省，其中，以萍乐和湘中含气带煤层气资源较为丰富，而其他含气带煤层气资源较为贫乏。本区其他含煤区的煤田或煤产地规模小，构造复杂，煤系分布零星；煤变质程度很高，已达无烟煤1号阶段。
本区煤层气勘探活动已在丰城、冷水江矿区进行，以丰城矿区的效果较好。
8.2.3.4 晋陕蒙含气区
晋陕蒙含气区（Ⅴ）是我国煤层气资源最为丰富的地区之一，其地理分布范围包括华北聚煤区的太行山以西地区，大致相当于华北陆块的西部。西起贺兰山-六盘山断裂带，东至冀鲁豫皖含气区西界，北起阴山-燕山褶皱带西段，南至秦岭-大别山褶皱带西段。该区含煤地层有石炭-二叠系和下、中侏罗统，含煤性好，煤层大面积发育稳定。晋陕蒙含气区包括冀北西部（Ⅴ01）、大宁（Ⅴ02）、沁水（Ⅴ03）、霍西（Ⅴ04）、鄂尔多斯盆地东缘（Ⅴ05）、渭北（Ⅴ06）、鄂尔多斯盆地北部（Ⅴ07）、鄂尔多斯盆地西部（Ⅴ08）、桌-贺（Ⅴ09）、陕北（Ⅴ10）和黄陇（Ⅴ11）11个含气带，其中，冀北西部含气带为冀北含煤区西段。沁水、霍西含气带的含气性好，陕北、黄陇含气带的含气性较差，其他含气带的含气性居中。
有许多煤层气勘探开发前景最有利区块分布于晋陕蒙含气区，如阳泉、寿阳、潞安、临兴、屯留、晋城、柳林、三交和韩城等。该含气区是我国目前煤层气勘探开发活动最为活跃的地区，特别是沁水盆地的晋城、屯留以及产出河东煤的柳林、临兴等地已成功获得小型试验性开发，展现出良好的开发前景。
8.2.3.5 云贵川渝含气区
云贵川渝含气区（Ⅵ）的地理分布范围为华南赋煤区的西部，西起龙门山-哀牢山断裂带，东至华南含气区西界，北起晋陕蒙含气区南界，南至国境线。区内主要发育二叠纪含煤地层，沉积范围广，煤层稳定，含煤性好，含气性也好。云贵川渝含气区包括华蓥山（Ⅵ01）、水荣（Ⅵ02）、雅乐（Ⅵ03）、川南黔北（Ⅵ04）、贵阳（Ⅵ05）、六盘水（Ⅵ06）和渡口楚雄（Ⅵ07）7个含气带。
其中，六盘水含气带煤层气资源最为丰富，煤层气资源丰度也最高；其次为华蓥山、永荣、川南黔北和贵阳含气带；而雅乐、渡口楚雄含气带煤层气资源较为贫乏。渡口楚雄含气带大部分地区为第三纪煤层，煤变质仅达褐煤阶段，含气量很低；只有宝鼎煤田攀枝花矿区，为晚三叠世煤层，煤层气资源丰度较高，但规模小，煤层厚度变化很大。
受地形条件限制，本区煤层气勘探活动较其他含气区相对滞后，目前正在贵州省的盘江矿区进行。区内矿井瓦斯抽放工作十分活跃，尤以重庆地区的松藻、南桐、中梁山等矿区闻名全国；另外四川的芙蓉，贵州的六枝、盘江、水城、林东等矿区的抽放工作成效也十分显著。
8.2.3.6 北疆含气区
北疆含气区（Ⅶ）的地理分布范围为新疆的天山褶皱带及其以北地区。区内发育众多早、中侏罗世含煤盆地，主要有准噶尔、吐-哈、伊犁等盆地。煤层较稳定，厚度大，含煤性好；但煤级低，多为长焰煤。煤层含气性一般比较低，仅在局部地段由于受到了高异常古地热场的叠加影响而使煤级增高，从而导致煤层含气性相对变好。北疆含气区包括吐-哈（Ⅶ01）、三塘-淖毛湖（Ⅶ02）、准噶尔中（Ⅶ03）、准噶尔东（Ⅶ04）、准噶尔北（Ⅶ05）、伊犁（Ⅶ06）、尤尔都斯（Ⅶ07）和焉耆（Ⅶ08）8个含气带。据目前掌握的资料，仅准噶尔南含气带含气性较好。
受地区经济发展相对落后和煤炭、石油及常规天然气等能源供应充足等因素的影响，本区煤层气资源勘探开发工作起步较晚，仅吐-哈盆地施工了少量煤层气勘探井。
8.2.3.7 南疆-甘青含气区
南疆-甘青含气区（Ⅷ）的地理分布范围为西北聚煤区的天山以南地区。北起天山-阴山褶皱带西段，南至昆仑-秦岭褶皱带西段，西起国境线，东至晋陕蒙含气区西界。区内有早、中侏罗世含煤盆地和石炭-二叠纪含煤盆地。南疆-甘青含气区包括蒙甘宁（Ⅷ01）、西宁-兰州（Ⅷ02）、河西走廊（Ⅷ03）、柴达木北（Ⅷ04）、塔里木东（Ⅷ05）和塔里木北（Ⅷ06）6个含气区。其中，河西走廊含气带包含中祁连和北祁连两个含煤区。南疆-甘青含气区，早、中侏罗世煤层煤级低，多为长焰煤，煤层含气性较差。二叠纪煤层的煤级普遍较高，但含煤地区分布局限，煤层气资源贫乏。本区至今还是我国煤层气资源勘探开发的空白区。
一、内蒙古煤炭资源状况
（一）煤炭资源状况
内蒙古是我国煤炭资源最富集的地区之一，区域内煤层面积大，分布范围广。全区118.3万平方公里，现已查明含煤面积为12万平方公里，约占全区总面积的10%。全区101个旗县区中，有67个旗县区储存煤炭资源。全区累计探明的保有储量为2317.1亿吨，占全国保有储量的22%。探明储量在1亿吨以上的煤田有19个，100亿吨以上的煤田有6处。其中准格尔煤田储量253亿吨，锡林郭勒胜利煤田214亿吨，呼伦贝尔煤田215亿吨，东胜煤田736亿吨。目前，内蒙古共有各类煤矿1228处，其中国有重点煤矿67处，地方国有煤矿96处，乡镇集体煤矿1065处。形成了乌达、海勃湾、包头、平庄、大雁、扎赉诺尔、霍林河、伊敏、准格尔、神东等10个国有重点煤炭生产矿区以及胜利、白音花、宝日希勒、万利等4个国家重点建设矿区。
内蒙古煤炭资源的特点可以概括为：一是资源分布广、总量多；二是种类齐全、品质优良，以低变质烟煤和褐煤为主，低硫优质煤占总储量的70%，低灰、低硫烟煤又占优质煤的60%；三是煤层埋藏浅、厚煤层多、地质构造和水文地质条件相对比较简单、层位稳定、煤田规模大、易开采；四是主要煤系中的共生、伴生矿产资源丰富，为其他矿产资源的综合开发提供了便利。
（二）煤炭生产、消费状况
“十五”以来，随着经济快速增长，区内外能源市场需求旺盛，刺激了我区能源工业、特别是煤炭工业的快速发展，煤炭产量增长迅速。2005年全区煤炭产量达到了25607万吨，比2004年增长20.60％，比2001年增长了313.62%，不仅大大超出了自治区“十五”规划9500万吨的目标，也超出了2010年年产量达到13200万吨的远景目标。2001~2005年的5年间，内蒙古共生产原煤8亿吨，向区外输出煤炭4.55亿吨，约占总量的57%。内蒙古已成为我国煤炭资源大区、产量大区和输出大区。截至2005年底，火力发电装机容量达到1996.69万kw，年发电量达到1070.02亿kw/h，比2000年增长了243.62%。
随着全国能源市场需求的快速增长，国内大型能源企业纷纷到我区投资建设能源项目，推进了我区煤炭工业投资主体多元化，促进了煤炭工业投资的快速增长。特别是煤电一体化、煤化工等项目的实施，推动了煤炭工业向上、下游产业延伸，带动了相关产业的发展。
二、内蒙古煤炭资源开发利用中存在的问题
内蒙古丰富的煤炭资源曾经并将继续为区域经济社会发展提供可靠的能源保障。然而伴随能源开发，特别是煤炭资源的大规模开发利用，凸现了诸如能源资源问题、能源环境问题、能源效率问题、能源利益问题等一系列不容忽视的问题。
（一）能源资源问题
现代社会广泛使用的能源资源主体仍是煤炭、油气等不可再生的一次性能源资源，其地质资源的生成要以千百万年计，并且这些资源的绝对量是有限的。当前，这些资源的浪费性消耗就是未来可持续发展战略能源资源的缺失。因此，在能源资源战略管理上，应在充分研究能源需求和社会经济发展的基础上，认真评估能源需求以及增长、变化的规律和特点，在尽力提高能源资源的采储比、推进能源资源节约的情况下，有效地促进能源生产和需求的平衡。在能源产业管理战略上，鉴于小型能源生产企业的资源采储比普遍低于大中型企业，在能源资源富集地区要限制小型能源企业的发展。
（二）能源利益问题
一批中央企业在能源资源开发中担当主力，加快了能源开发。但是由于利益分配机制尚未理顺，中央企业与地方企业、政府和当地群众之间的利益冲突正在不断升级，已经影响了未来能源的有序开发。目前央企和地方煤矿相比，同样采1吨煤留给县级地方财政的实际可支配收入相差8~9倍；而且对地方长远产业规划缺乏统筹考虑。许多能源产区地方政府都不甘心央企从地方廉价输出一次性能源产品，希望借开发之势发展附加值更高的能源利用和深加工项目，保障地方的长远利益。例如煤炭主产区希望摆布更多的电厂和高耗能项目，但从事能源一次性开采的中央企业基本上不考虑地方的规划，许多地方的长远产业发展规划多年来仍然是“一纸蓝图”。
在煤炭主产区，一方面是外来资本的扩张与积累，另一方面是当地群众和地方政府的利益争夺。由于利益分配失衡，导致畸形的开发态势。始于2003年下半年的晋陕蒙地区资源争夺热，使一些地方以割让资源为条件饥不择食地引进能源开发和利用项目，为今后的有序开发埋下了重大安全隐患；更有甚者，个人通过各种手段从政府那里买下一块资源，以便日后倒卖资源发大财，这种炒卖资源的行为不仅滋生腐败，更重要的是扰乱了正常的开发秩序。
（三）能源环境问题
内蒙古煤炭资源富集地区均分布在大陆性干旱、半干旱气候带。这些地区水土流失和土地荒漠化相当严重，植被覆盖率低，生态环境十分脆弱。在煤炭的开采、加工、储运、燃烧使用过程中，会破坏地表，污染地下水资源，排放大量二氧化硫、二氧化碳和烟尘，造成大气污染。火力发电需用大量的水资源，会进一步加剧水资源紧张状况，而排出的废水又会污染河流湖泊及地下水。资料表明，平均每开采万吨煤炭可造成草原或农田塌陷0.2公顷，开采1吨原煤需排放2吨污水。
内蒙古西部、晋陕蒙交界地区的能源开发区生态原本就十分脆弱，随着开发力度的加大，地质灾害日渐加剧，地下水枯竭，地表植被大面积枯死。但目前采空塌陷区没有明确的赔偿机制，采空区的生态治理和恢复投资在煤炭生产成本中列支较少。
（四）能源效率问题
当前，我们的能源开采、运输、加工转化以及利用效率还很低，一方面是能源短缺，另一方面，能源浪费又是惊人的。从能源利用效率来看，目前我国的能源综合利用总效率仅为33%，比发达国家低10个百分点；考虑到开采、运输后，我国能源总效率不到10%，这就意味着90%左右的能源资源在生产、加工转换、输送、储存和终端利用过程中损失和浪费掉了。2005年中国每万元GDP能耗为1.22吨标准煤，与发达国家或发展水平相当的国家相比差距较大，每万元产值的能耗是世界平均水平的3.1倍，是OECD(经济合作发展组织)国家和地区的4.3倍，更是日本的9倍。而相关数据资料表明，内蒙古目前的能源利用效率比全国平均水平低得多。2005年内蒙古每万元产值能耗为2.48吨标准煤，是全国平均水平的2倍多；单位工业增加值耗能水平为5.67吨标准煤/万元，是全国平均水平的2.19倍。与能源利用效率最高的广东省相比更是分别高出3.14倍和5.25倍。我区90%的小煤矿采用非正规采煤方法，资源回采率仅为30%。
这些数据既反映了目前的能源使用浪费，但也充分表明了内蒙古提高能源使用效率的潜力是巨大的。在节能增效方面，可以大有作为。
三、推进内蒙古煤炭资源可持续开发利用的思路
能源资源属于战略性资源。在能源资源的开发、转换、利用过程中存在明显的外部性，就是说能源资源不仅具有私人产品的性质，同时它也具有一定的公共产品的性质，这就决定了能源资源的开发利用不能仅仅依靠市场机制这只“看不见”的手来调节，更需要政府这只“看得见”的手来进行强有力的调控。事实也表明，世界上大多数国家在能源问题上都有政府的介入和干预。对于煤炭这个战略性资源的开发利用，中央和地方政府必须统筹考虑开发规模、资源接续、产业升级、替代产业的培育、生态环境保护等问题，制定科学合理的开发利用规划方案。
（一）坚持节能为本，尽快修改和完善相关的法律法规
应尽快修订节约能源法。我国的能源形势、管理体制和社会环境发生了很大变化，现行法律已经不能适应实践需要。许多规定过于原则化，倡导性条款多，惩戒性条款少，缺乏强制力和可操作性。通过修订，完善政府节能管理、监督和服务体系，形成统一负责、分工协作的节能管理体制。加强节约能源法与可再生能源法的衔接，推动可再生能源在建筑、交通和民用领域的应用。明确国家鼓励节能的经济政策和具体措施，建立“谁节能，谁受益”的机制，不能纵容个体浪费，代价却由社会来承担的行为。建立以节能为导向的财税价格政策体系，将现行消费税征收范围扩大到煤炭等不可再生能源及其产品，逐步调高税率，使之与节能需要相适应，最终达到提高用能成本，激励市场主体自觉节能，遏制能源浪费的政策效果。全面实施资源税以储量计征的办法，规范和提高税率，防止资源浪费和破坏性开采。
建立以节能为导向的市场准入制度。尽快制订和完善各类产品能效标准、行业能耗准入标准和节能设计规范、公共建筑用能设备运行标准。对主要耗能行业和产品要实行适度超前的能效标准，逐步提高市场准入门槛，明显缩小与国内国际先进水平的差距，促进企业加快高效节能产品的研发生产，引导社会消费。
严格节能目标责任制，实行节能工作问责制。各级政府在每年的政府工作报告和计划报告中，要专门报告节能工作情况。建立适应节能需要的统计体系和工作制度。
（二）建立“绿色GDP”核算体系，体现资源环境成本
传统的国民经济核算体系存在多方面的缺陷，其中一个重要方面就是其建立的基础是纯粹经济系统分析，对与经济活动关系密切的资源环境系统没有加以考虑，没有体现资源价值，没有计入生态环境污染和破坏及其损耗；其投入产出核算未涉及存量与流量之间相互关系。对于生产者而言，传统的会计核算方法也没有将环境资源作为生产者的资产进行核算，使生产者的经济行为建立在以牺牲环境为代价的基础上。为此，应通过“绿色GDP”和建立绿色会计系统，将资源与环境的真实价值反映在其中，将其作为考核能源开发地区和企业的指标，从制度上建立起可持续发展的有效机制。同时要明晰全要素产权，扭转传统的生产要素观念，将产权变革的视角从资金、劳动力及其他有形资产和无形资产等领域扩展到资源、环境等生产要素，从产权上对其加以明确，并根据实际建立起市场化的产权交易规则，通过规范的市场行为和活动，实现资源、环境类生产要素产权的有序让渡。在不断拓宽自然资源有偿使用范围的基础上，建立自然资源全过程有偿使用制度。资源有偿使用的内涵不仅要包括开采价格和附加开发成本，还要包括资源恢复、处理和更新的费用。
（三）尽快建立资源与环境损耗补偿机制
能源资源（主要指不可再生资源）的开发利用，必然造成资源价值的改变。如果资源的产权关系是明确的，成本结构是合理的，那么，这种损耗就可以通过能源产品供需双方的等价交换而得到合理的补偿；反之，如果能源产品的价值与价格相背离，能源产品购买地区的经济发展就是以牺牲能源开发地区的可持续发展为代价的。根据可持续发展理论，一个国家或地区只有当其全部资本存量（自然资本、人力资本、产品资本）随时间推移保持一定增长时，其发展才是可持续的。为此需要建立可持续收入的概念，即将资源的折旧也纳入到产品的销售价格中，使能源开发主体可以通过能源产品的市场交换获得对资源进行补偿的合理收入。在此可以采用用户成本法和净价格法，通过对资源总储量、开采量、开采年限、开采成本、资源租金的分析，借助资源总价值的计算来实现。
需要尽快建立地区之间合理的贸易协同关系。因为我国东、中、西部三大经济带的社会经济发展呈现非均衡状态且差距愈显扩大，加上国内统一市场的建立和运行，有可能使建立在市场运行关系基础上的环境问题、利益问题变得更加突出。西部欠发达地区与东部发达地区在贸易结构上的不对等，东部发达地区高新技术产业的形成与其高耗能、高污染产业的西移以及东部在发展过程中得到的西部地区以资源、环境、效益为代价而给予的支持，都使得各地区在环境破坏的责任、环境保护的能力、经济利益的分配等方面存在明显的分歧，而不同地区在经济发展水平、科技竞争能力、人力资本存量等可持续发展方面所表现出的严重不对称，又使得地区间的贸易关系日趋复杂，使西部资源输出地的贸易条件不断恶化。所以，建立协调各地区贸易关系的统一规则显得十分紧迫而又非常必要。
（四）建立规范有序的财政转移支付制度
内蒙古环境问题欠账多，历史遗留包袱重，国家应加大对内蒙古的财政转移支付力度，具体规定一定时期内向内蒙古转移支付的比例和递增比例，以确保中央财政向内蒙古转移支付的份额，重点支持内蒙古经济建设和环境治理。
针对内蒙古工业发展畸重，能源工业又以煤炭开发为主的状况，中央政府应加大投资力度，加强基础设施建设，促进地区产业结构调整。对地方政府所采取的结构调整政策，特别是在一些产业互补、产业替代和高新技术产业开发领域，中央政府更应给予大力扶持。应对一些资源综合利用产业、可再生能源开发产业提供低息或无息贷款政策、减免税收政策。当前，由于地方财力有限，资金配套政策实际上限制了内蒙古争取中央建设资金的能力。因此，从“补偿”的角度出发，对有关资金配套的要求改为将项目建设资金由中央财政全额转移支付，是一个值得考虑的问题。
（五）坚持多能并举、环境优先，减少不可再生资源的消耗
在积极有效地推进节能增效的基础上，通过产业政策引导，大力调整能源生产、消费结构，有计划、有步骤地减少煤炭等常规能源的消耗，鼓励和支持天然气、风能、太阳能等清洁能源和新能源的生产和消费，逐步增加清洁能源在能源消费构成中的比重。
中国能源消耗的70%以上来自煤炭，而采煤产生的甲烷在全球温室气体排放中占据首位。有研究结果表明，我国煤层气资源总量为31.46万亿立方米，相当于450亿吨标准煤，其中尤以晋陕蒙含气区煤层气资源量最大，为17.25万亿立方米，占全国煤层气资源总量的1/2以上。其中，内蒙古境内2000米以上浅煤层气资源估计储量为7万亿立方米。如果在各个矿区对煤层气加以开发利用，将创造可观的经济效益、环境效益和社会效益。
露天煤业在煤炭行业中有着不错的风评，而且地位也是相当高的，在行业内可以称得上是非常出类拔萃的。今天我们就来了解露天煤业这家公司，这可是煤炭行业的龙头公司，来看看它有没有长期投资的价值。
在准备对露天煤业进行介绍之前，学姐将已经整理好的有关煤炭行业龙头股名单分享给大家，大家可以来了解一下：宝藏资料：煤炭行业龙头股一览表
一、从公司角度来看
露天煤业股份有限公司主营煤炭产品，主要销售给内蒙古、吉林、辽宁等地区燃煤企业，用于火力发电、煤化工、地方供热等方面。
露天煤业的电力产品主要销售给国家电网东北分部，主要用途是电力,热力生产销售。铝产品生产、销售的核心种类含有铝液、铝锭和多品种铝。其中，铝液主要销售给周边铝加工企业，大部分的铝锭及多品种铝都是卖到了东北、华北地区。
对露天煤业的信息进行简单阐述之后，我们再来看一下露天煤业具有哪些优势呢，如果我们投资是不是真的值得呢？
亮点一：开采时间长与每股储量高
露天煤业采煤年限平均下来可达50.12年，相较另外的煤炭上市公司还算是比较久的。并且，露天煤业每股权益资源储量也比较高，达到了2.08吨，仅仅落国阳新能(2.17吨/股)和兰花科创(2.34吨/股)的下风。
亮点二：采矿权价款低
露天煤业一号露天矿采矿权转让价款38536.842万元，单位采矿权价款0.3元/吨。扎哈淖尔露天矿(53.1654%)采矿权转让价款1232.97万元，单位采矿权价款0.29元/吨，远远低于内蒙古核定采矿权价款：褐煤采矿权1.5元/吨，探矿权1元/吨。
亮点三：资产注入+产能扩张
露天煤业通过11.22亿元的代价收购了扎哈淖尔露天矿的采矿权及相关资产和负债。标的资产位于内蒙古霍林河煤田，其中有8.2793亿吨是能够开采的，煤的品种主要是褐煤，浅埋藏的煤层，储量不小，小煤层倾角，大型露天开采更适合。
露天煤业对露天开采储量拥有36亿吨的数量，假设其生产能力5000万吨/年，储量备用系数1.2计算，需要花52年才能开采完。
由于篇幅的限制，关于露天煤业更详细的深度报告和风险提示，我将它们整理好并写入了这篇研报，点一下这个地方就能看到：【深度研报】露天煤业股票点评，建议收藏！
二、从行业角度来看
由于碳中和时代下仅供局面，主要是是受益煤炭，电解铝两大行业，煤铝价格一直会上涨，弹性比较大.煤炭价格逆市上涨，电解铝盈利能力大增。
随着电解供给压力变得没有那么大了，下游需求也逐渐恢复起来，氧化铝实际上供给过剩格局还是不会改的，成本端压力并没有多大，行业利润空间预计可持续在较高水平。
东北属煤炭净调入地区，就在供改的不断加深，东北同时加大了去产能的力度，煤炭需求进一步加大了，煤炭行业发展契机良好。
吉林在原煤产量上以及辽宁在原煤产量上每年都有下降，而且已经成为了煤炭净调入省份，而且伴随着用电量的上升，煤炭调入量也会增加。而在蒙东区域的新增的产能其实较少但是新增火电项目还是比较多的，未来将形成供给缺口。
露天煤业作为国内煤炭领域的领头羊，未来将会有着很好的发展前景，争取早日布局到全国。
总的来看，露天煤业的发展前景一片大好，长期持有的话会获得一定收益。
然而文章带有一定程度的滞后，如果大伙想要深入了解露天煤业未来行情，可以直接点击下面这个链接，会有专业的投资顾问来帮你对股市行情进行一个诊断，确定露天煤业是属于高估还是低估：【免费】测一测露天煤业现在是高估还是低估？
应答时间：2021-11-28，最新业务变化以文中链接内展示的数据为准，请点击查看
相对于常规天然气资源，煤层气资源评价范围较局限，评价精度较低。国外和我国不同机构进行过多轮的煤层气资源评价，本节资料主要根据张新民等(2002，2008)的研究成果综述而成。
一、煤层气资源评价
根据国际能源机构(IEA)的统计资料和有关数据，估测全球煤层气资源量可达256.1×1012m3，主要分布在12个国家中(表4-6)。从表4-6中可以看出，煤炭资源大国同时也是煤层气资源大国。俄罗斯煤炭资源量为6.5×1012t，煤层气资源量为(17～113)×1012m3，居世界第一位。
表4-6 世界主要产煤国的煤层气资源和煤炭资源统计
自20世纪80年代以来，国内许多单位及个人在不同时期为在国家层面上摸清我国煤层气的资源家底，对全国煤层气资源进行过多次预测，获得了相应的成果，具体如表4-7所示。根据最新预测结果，中国煤层气资源量为32.86×1012m3，超过美国，居世界第三位。俄罗斯、加拿大、中国、美国等前4个国家的煤层气资源量共计243×1012m3，约占全世界煤层气资源量的90%。我国煤层气勘探程度较低，根据2009年统计，全国煤层气探明地质储量达到1781×108m3，年产量达7×108m3，产能达25×108m3。近年来，随着我国对煤层气开发的投入加大，煤层气产业正进入一个快速发展的阶段。
表4-7 全国煤层气资源量估算结果
(据张新民等，2008)
二、煤层气资源分布
我国地质历史上聚煤期有14个，其中主要的聚煤期有7个，分别为早石炭世、石炭-二叠纪、晚二叠世、晚三叠世、早-中侏罗世、白垩纪、古近纪和新近纪。对不同成煤时代的煤层气技术可采资源量进行统计，结果表明，在参与计算的7个聚煤期中，石炭-二叠纪、晚二叠世、早-中侏罗世和白垩纪4个聚煤期煤层气技术可采资源量为138140.08×108m3，占99.39%，其他3个聚煤期仅为836.67×108m3，占0.6%。其中，早-中侏罗世煤层气技术可采资源量最大，为72940.67×108m3，占52.48%石炭-二叠纪次之，为47783.1×108m3，占34.38%其他成煤时代的煤层气技术可采资源量较小，仅为18252.98×108m3，占13.13%。
受煤炭资源分布的影响，我国的煤层气资源在地区分布上差别显著，煤层气技术可采资源的分布也极不均衡。统计结果显示，我国的煤层气资源量和技术可采资源量分布一致，主要集中在中部和西部地区，东部地区规模较小，华南地区稀少。中部的晋陕蒙含气区煤层气技术可采资源量最大，为66541.85×108m3，占全国技术可采资源量的47.88%西部的北疆含气区次之，为37501.34×108m3，占26.98%华南含气区最小，为475.22×108m3。晋陕蒙含气区和北疆含气总计为104043.19×108m3，占全国的75%，其他6个含气区仅为34933.56×108m3，占25%。
我国不同煤盆地的煤层气技术可采资源量差别显著。按盆地进行统计，煤层气技术可采资源量大于1×1012m3的盆地有4个，分别为鄂尔多斯盆地、沁水盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地，这4个盆地煤层气技术可采资源量总计为85825.9×108m3，占总量的61.8%，其他盆地(或地区)仅为53150.8×108m3，占38.2%。在所有煤盆地中，鄂尔多斯盆地煤层气技术可采资源量最大，为42346.78×108m3，占全国煤层气技术可采资源量的30.47%沁水盆地次之，为15939.60×108m3，占11.47%吐哈盆地处于第三位，为14275.56×108m3，占10.27%准噶尔盆地为13263.96×108m3松辽盆地最少，仅为12.6×108m3。各盆地煤层气技术可采资源量情况见表4-8。
表4-8 我国各煤层气盆地(地区)煤层气技术可采资源量统计
(据张新民等，2008)
煤层资源量的计算在深度区带上按照1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m三个区带进行。煤层埋深小于1000m范围是我国目前及未来很长一段时间煤层气勘探开发的有利深度区带，该区的煤层气技术可采资源量最大，为53206.88×108m3，占总量的38.28%，这也是我国煤层气勘探开发的一大优势。煤层埋藏1000～1500m和1500～2000m深度区带的煤层气技术可采资源量为85769.87×108m3，占61.72%。其中，1000～1500m深度范围为40686.01×108m3，占29.28%1500～2000m埋深范围为45083.86×108m3，占32.44%。在目前的经济及技术条件下，1000～1500m和1500～2000m深度区带的煤层气勘探开发的难度较大，短时间内不会投入较大的经费和工作量，只可作为煤层气勘探开发的资源备用区带。
根据煤的变质程度，将煤层气划分为褐煤、低变质、中变质和高变质4类煤层气资源。低变质煤层气技术可采资源量规模最大，为81699.14×108m3，占58.79%其次为中变质煤层气，为30682.13×108m3，占22.08%褐煤煤层气技术可采资源量规模最小，为6381.96×108m3，占4.59%高变质气技术可采资源量为20213.52×108m3，占14.54%。
三、煤层气勘探选区
图4-25 中国煤层气资源分区
张新民等(2002，2008)对我国煤层气进行了资源评价，研究中将煤层气评价区从大到小依次分为含气区、含气带和富集区，其中富集区为煤层气勘探开发目标区。
我国煤层气资源分区主要分8个含气区58个含气带(图4-25)(张新民等，2002)，分别为:东部的黑吉辽(包括三江-穆棱河、延边、浑江-辽阳、抚顺、辽西、松辽东部和西南部7个含气带)、冀鲁豫皖(包括冀北东部、京唐、太行山东麓、冀中平原、豫北鲁西北、鲁中、鲁西南、豫西、豫东、徐淮和淮南11个含气带)、华南(包括鄂东南赣北、长江下游、苏浙皖边、赣浙边、萍乐、湘中、湘南和桂中北8个含气带)内蒙古东部、中部的晋陕蒙(包括冀北西部、大宁、沁水、霍西、鄂尔多斯盆地东缘、渭北、鄂尔多斯盆地北部、鄂尔多斯盆地西部、桌-贺、陕北、黄陇11个含气带)、云贵川渝(包括华蓥山、永荣、雅乐、川南黔北、贵阳、六盆水和渡口楚雄7个含气带)西部的北疆(包括吐哈、三塘-淖毛湖、准噶尔南、准噶尔东、准噶尔北、伊犁、尤尔都斯和焉耆8个含气带)、南疆-甘青(包括蒙甘宁边、西宁-兰州、河西走廊、柴达木北、塔里木东和塔里木北6个含气带)。
以上58个含气带中，京唐、太行山东、沁水、鄂尔多斯东缘、徐淮、三江-穆棱河、松辽-辽西、浑江-辽阳、准噶尔南、滇东-黔西含气带地质条件较优越。
张新民等(2008)在含气带基础上，将全国细分为115个富集区，富集区的面积介于10～19070km2之间，平均为1095km2资源丰度为(0.06～8.77)×108m3/km2，加权平均为1.16×108m3/km2。根据我国煤层气富集区资源量规模分类标准(叶建平等，1998)，并以上述加权平均值作为全国煤层气评价资源丰度，得到200km2和900km2两条富集区评价面积界线，并结合0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2两条资源丰度界线，将全国115个煤层气富集区归纳为9类。
富集区主要分布在华北和华南地区，二者占总数的81.74%。对埋深小于1500m的煤层气富集区进行评价，优选出韩城、阳泉-寿阳、峰峰-邯郸、淮北、平顶山、离柳-三交、晋城、开滦、淮南、吴堡、安阳-鹤壁、焦作、红阳、抚顺富集区作为近期煤层气的勘探目标区。
