2025年煤炭行业中期策略：我国中东部地区煤炭产量衰减形势展望

一、我国中东部地区有效可采煤炭储量相对有限

1.1 我国煤炭资源总量丰富，但可经济开采资源较少

我国煤炭资源分布受东西向、南北向“两横”和“两纵”构造带控制，呈“井”字形分布特 征。“井”字形“九宫格”分区格局体现了含煤盆地和煤炭资源的分布特征，也展现了区域 自然地理、生态环境以及社会经济发展水平等要素分异。总体讲“井”字形中部—“晋陕蒙 （西）宁宫”区是我国大型煤炭基地的集中分布区域；东部黄淮海宫和东北宫由于开发时间 长，浅部的煤炭资源基本已经动用；西部新疆地区预测资源大，但勘查开发程度较低，是未 来我国经济发展煤炭资源保障的接替核心区域和中坚力量。 我国煤炭资源总量丰富，主要分布在晋陕蒙、新疆和西南地区。根据《国家大型煤炭基地开 发潜力评价》（2020 年）统计数据，蒙东、晋陕蒙（西）宁、西南、北疆的保有煤炭资源 量最多，均超过 1000 亿吨，其中晋陕蒙（西）宁的保有资源量为 5707.81 亿吨，蒙东地区 保有资源量为 2330.8 亿吨，西南地区保有资源量为 2094.82 亿吨，北疆地区保有资源量为 2533 亿吨。黄淮海地区、东北地区和甘青南疆地区的保有资源量次之，分别为 662.89 亿 吨、309.12 亿吨和 161.63 亿吨。其余分区保有资源量较少，均不超过 100 亿吨。

煤炭储量远低于资源量，我国可经济开采资源相对较少。我国煤炭资源量按照地质可靠程度 由低到高分为推断资源量、控制资源量和探明资源量三级，潜在矿产资源和尚难利用矿产资 源等不作为资源量公开发布。我国煤炭储量是探明资源量和（或）控制资源量中可经济采出 的部分（经过预可行性研究、可行性研究或技术经济评价），分为可信储量和证实储量两级。 根据《2023年全国矿产资源储量统计表》，截至2023年底我国煤炭证实与可信储量为2185.7 亿吨。若以 47 亿吨全国原煤年产量测算，并考虑回采率等因素的影响，全国煤炭储量仅可 采 30 余年。

1.2 我国煤炭储量西多东少，中东部地区储量占比较低

“十三五”以来，我国煤炭开发总体布局思路为压缩东部、限制中部和东北、优化西部。东 部地区煤炭资源枯竭，开采条件复杂，生产成本高，逐步压缩生产规模；中部和东北地区现 有开发强度大，接续资源多在深部，投资效益降低，从严控制接续煤矿建设；西部地区资源 丰富，开采条件好，生态环境脆弱，加大资源开发与生态环境保护统筹协调力度，结合煤电 和煤炭深加工项目用煤需要，配套建设一体化煤矿。按照《煤炭工业发展“十三五”规划》 要求，全国煤炭开发总体布局分为东部地区（包括河北、山东、北京、天津、江苏、浙江、 福建、广东、海南和台湾）、中部地区（包括山西、河南、安徽、江西、湖北和湖南）、东 北地区（包括黑龙江、吉林、辽宁）和西部地区（内蒙古、陕西、宁夏、甘肃、青海、新疆、 西藏、重庆、云南、贵州、四川和广西）。 我国煤炭资源呈现西多东少、北富南贫的分布特点。依据《中国矿产资源报告》截至 2022 年末，我国煤炭证实储量与可信储量合计为 2070.12 亿吨。我国煤炭储量分布极不均衡，西 部地区煤炭储量最多，约占全国煤炭储量的 66%；中部地区次之，约占 28%；东部地区储 量最少，仅占 6%。

受资源赋存条件、政策法规和开采技术等多方面限制，证实和可信储量也并非全部能够开采 利用。《新形势下煤炭对我国能源安全保障作用分析》（2022 年）中提到“2021 年底，我 国煤炭证实储量与可信储量之和为 2078.85 亿吨，经济可采储量为 1431.97 亿吨。”我国 证实与可信储量的采出率约为 69%。结合各省区煤炭储量及产量测算，我国主要产煤省份 服务年限在 23-57 年之间。 值得注意的是，由于不同地区的开发历史、资源赋存条件、生态环境不同，其实际可服务年 限相应会更长或更短。比如，晋陕蒙地区的服务年限相比其实际可服务年限或略偏低，原因 一方面在于近几年增产报告开发强度较高，另一方面仍有部分空白资源或夹缝资源未来可以 转化为证实及可信储量。贵州地区煤层赋存条件复杂，且多为薄煤层（煤炭资源较难有效利 用），其实际可服务年限低于 72 年。我们认为，安徽、河南、山东及黑龙江地区的实际可 服务年限应当更低，究其原因一方面是东部及东北地区煤炭开发历史较长，其勘探程度较高、 空白资源较少，大部分资源量已转为储量；另一方面东部及东北地区受矿井开采较深、地面 建筑物压覆资源较多等因素影响，其证实和可信储量的利用水平或低于其他地区。

1.3 受诸多客观开采条件限制，中东部煤炭储量开发难度上升

我国中东部地区煤炭资源衰减态势受诸多因素叠加影响，包括开采深度增大、生态与压煤约 束及呆滞资源难开发等，共同导致区域资源保障能力持续弱化。

1.3.1 开采深度：中东部地区开采深度逐年增加，开采条件趋于恶化

长期高强度开发致使浅部优质资源快速消耗，剩余可采煤层普遍呈现深井开采特征，伴随地 质构造复杂化与煤层厚度减薄等问题。这种资源禀赋劣化直接推高开采成本，并引发矿井生 产效率持续下滑。 我国中东部浅层资源开发强度大，1000 米以浅煤炭资源趋于枯竭。我国煤炭资源受成煤环 境、后期构造运动、特别是煤炭开发强度不均衡的影响，目前保有煤炭资源埋藏深度差异较 大。东部地区煤炭资源勘查和开发利用程度较高，但后备资源短缺，浅部资源基本已被开发 利用或被村庄、道路、城镇等压覆，部分矿井进入深部开采期，生产能力显著下降，自然灾 害危害程度加深。 深部矿井集中分布在山东、河南和河北等地。随着浅部煤炭资源的枯竭以及开采强度的增大， 我国煤矿开采深度不断增加。2016 年，我国开采深度超 800 米的深部矿井主要分布在东部 及东北地区，其中山东、河南和河北占全国深部矿井数量的比重为 58%。此外，我国煤矿矿 井仍然在以 8-12 米/年的速度向深部延伸，且中东部地区的延伸速度更快，达到了 10～25 米/年。未来 10 年将有越来越多的中东部矿井步入深部开采。

中东部地区深部开采面临政策制约、安全条件和经济效益等多方面限制。政策方面，煤炭开 采深度根据《煤矿安全规程》（应急管理部令第 8 号）第八十六条规定：新建非突出大中型 矿井：开采深度（第一水平）不应超过 1000 米。改扩建大中型矿井：开采深度不应超过 1200 米。新建、改扩建小型矿井：开采深度不应超过 600 米。其中，开采深度是指主井井口标高 与开采最低标高之间的差值，而非井口至地表的绝对深度。此外，安徽自 2016 年起停止采 深大于 1200 米区域的煤炭开采；山东省也在 2022 年陆续停止采深超 1000 米的煤矿开采； 山西省停止审批新建开采深度超 1000 米煤矿、改扩建开采深度超 1200 米煤矿。安全条件 方面，随着煤炭开采逐步加深，地温地压均线性增加，而岩爆、冲击地压、煤与瓦斯突出呈 非线性增长。深部煤炭开采不可避免地面临着煤与瓦斯突出、冲击地压、巷道围岩控制、水 害、热害等诸多技术难题，从而限制着煤炭深部资源的大规模开采利用。成本方面，随着采 深的增加，煤炭开采成本也相应增长。深井开采在勘探、支护、降温、机电、提运、通风、压风、排水等方面费用都要增加，相应地导致吨煤费用的升高。据《深部煤炭资源开采现状 与技术挑战》（2013 年）研究，井深每增加 100m，吨煤生产成本增加 10%-25%。 山东省推动千米深井开采试点工作，有望延缓煤炭资源退出速度。随着我国煤炭资源开采深 度逐年增加，冲击地压、围岩失稳、高温热害等灾害风险显著上升。尤其是山东省巨野矿区 （如赵楼煤矿、新巨龙煤矿等）作为千米深井集中区域，其深部开采面临安全挑战。2024 年， 国家矿山安全监察局将“千米矿井冲击地压与围岩控制工程试验”列为重点任务，旨在推动 深部资源安全开采技术突破，并为全国类似矿区提供可复制的治理经验。山东能源集团承担 具体试验任务，综合考虑地质条件复杂、开采深度超千米且具有行业代表性的赵楼煤矿、新 巨龙煤矿、陈蛮庄煤矿及济北矿区王楼煤矿进行试点工作。未来随着试点工作的推进和探索， 有望延缓千米以深的煤炭资源退出速度。

1.3.2 资源压覆：中东部地区“三下一上”资源压覆严重

“三下一上”煤炭资源是指煤矿区范围内建筑物下、水体下、铁路下（以下称“三下”）压 覆的煤炭资源和承压水体上（以下称“一上”）的这部分煤炭资源。这部分煤炭资源在没有 技术保障措施的前提下是不能用普通方法进行开采的，强行开采会引起地面设施的损坏或井 下突水事故的发生。比如，高强度煤炭开采必然引发地表沉陷问题，尤其是建筑物下采煤会 导致大量地表建筑物破坏。根据《煤矿安全规程》（应急管理部令第 8 号）及《建筑物、水 体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规范》，我国对"三下一上"（建筑物下、铁路下、 水体下、承压水上）采煤实施严格的分级管控。 中东部矿区“三下一上”资源压覆量占比较高。随着煤炭资源开采强度及开采面积的不断增 加，以及城镇和工业用地面积日益扩大，导致建筑物下压煤所占比重增大，“三下一上”煤 炭资源逐渐成为中东部矿区开采的难题。在“三下一上”煤炭资源中，建筑物下压煤在“三 下”压煤总量中占约 90%，且多集中于中东部地区。按照《华北型煤田“三下一上”煤炭资 源现状及开发利用研究》（2021 年）的测算，以山西、河北、河南、山东和安徽 5 省为例， 2021 年“三下一上”压覆资源量占其总资源量的比重为 36%，其中山西省“三下一上”压 覆资源量占比为 34%，河北省为 56%，河南省为 55%，山东省为 49%，安徽省最低为 25%。

1.3.3 生态制约：生态环境保护政策趋严制约资源有效开发

生态环境保护要求趋严背景下，一定程度限制了中东部地区煤炭资源的开发潜力，特别是中 东部黄河流域煤炭基地，如部分矿井因无法满足生态保护标准被迫减产或关闭，以及部分矿 权设置因涉及生态保护区而无法开发，进一步凸显开发潜力与生态保护的矛盾。 黄河流域作为我国煤炭主产地区，其生态环境制约着煤炭开发强度。2021 年，中共中央国 务院印发了《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》，明确要求合理控制煤炭开发强度， 严格规范勘探开发活动。作为中国的“能源流域”，黄河流域总面积约为 80 万平方公里， 其中含煤区域逾 35.7 万平方公里；煤炭资源经济可采量和煤炭产量，目前均为全国首位； 国家规划的 14 个大型煤炭生产基地，有 9 个在沿线分布。此外，黄河流域还是煤化工产业 的集中地，我国主要的煤制油、煤制烯烃等项目，多位于黄河流域。黄河流域的煤炭及煤化 工产业据《黄河流域煤炭开发如何走出“水困局”》报道，黄河流域若以煤炭年产量 28 亿 吨计算，所消耗的水资源超过 56 亿吨；若再加上煤化工企业，整个黄河流域煤矿区，每年 增加的用水量超过 100 亿吨。生态脆弱区水资源短缺，已成为煤炭规模开发的瓶颈。黄河流 域作为我国煤炭主产区，其生态保护政策、水资源不足对煤炭开发形成了系统性约束。

榆神矿区四期矿区规划方案总产能为 1.62 亿吨/年，先期开发产能为 8500 万吨/年。榆神矿 区是国家十四个大型煤炭基地中陕北基地的主力矿区，行政区划隶属榆林市榆阳区和神木市 管辖。榆神矿区四期位于陕西省陕北侏罗纪煤田的核心区域，隶属国家级陕北煤炭基地，是 当前国内重点推进的大型煤炭开发项目之一。近年来陕西省投入了大量人力、物力完成了四 期规划区煤炭资源勘探工作。榆神矿区四期规划区划分为 16 个井田，矿区规划总规模 1.62亿吨/年，分为三期建设。规划区先期开发 7 个井田，开发规模为 8500 万吨/年，二期开发 2 个井田，规模为 2700 万吨/年，三期开发 7 个井田，规模为 5000 万吨/年。矿区总体规划 同时对煤炭分选加工、综合利用、运输、行政公共设施、给排水、供热、环境保护和地面总 布置等进行了相应规划，矿区开发均衡生产时间约 50 年。 值得注意的是，受生态环境限制，环评建议榆神四期先期开发井田由 7 个调整为 5 个，开发 规模由 8500 万吨/年调整至 6600 万吨/年（其中试验期/初期规模为 3600 万吨/年）。2023 年 1 月，陕西省发布《陕西省陕北侏罗纪煤田榆神矿区四期规划区总体规划环境影响报告 书》进行第二次公示，环评阶段对榆神四期的规划进行优化后先期开发 5 个井田，总规模为 6600 万吨/年，其中试验期/初期规模为 3600 万吨/年。

受生态环境制约，中煤能源对短期内无法开采的探矿权计提减值，也印证此判断。2011 年， 中煤能源先后出资 66.21 亿元以市场化方式收购了鄂尔多斯市银河鸿泰煤电有限公司 78.84% 股权，取得呼吉尔特矿区沙拉吉达井田探矿权，该井田面积 92.83km2、资源储量 16.6 亿吨， 是国家煤炭工业“十二五”发展规划开发项目，2012 年 12 月取得国家能源局批复同意开展 项目前期工作的复函。2014 年，鄂尔多斯市报请内蒙古自治区人民政府批复了鄂尔多斯市 部分城镇饮用水水源保护区调整及划定方案，将哈头才当水源地作为鄂尔多斯市中心城区饮 用水水源地，该水源地保护区与沙拉吉达井田重叠面积达 63.02km2，占沙拉吉达井田的 68%。 此后，项目没有开发建设，沙拉吉达井田探矿权保留至今。2022 年以来，地方政府积极落 实中央生态环境保护督察整改要求，同时国家出台相关政策进一步加强生态保护红线管理， 鉴于短期内开发建设沙拉吉达井田存在较大的不确定性，因此计提减值 62.9 亿元。

1.3.4 呆滞资源：中东部地区去产能时期形成部分呆滞资源

自 20 世纪 90 年代以来，伴随着关闭非法煤矿和不合规小煤矿（1998—2005 年期间）、煤 炭资源整合（“十一五”期间）、去产能（“十二五”“十三五”期间）等一系列国家政策 的相继颁布和推进，我国中东部地区大量资源枯竭、经济亏损、产能落后的煤炭矿井关闭退 出，同时也形成部分呆滞资源。

“十一五”期间，山西省推进煤炭资源整合关闭大量中小煤矿。2008 年，山西省政府发布 了《关于加快推进煤矿企业兼并重组的实施意见》，启动了大规模的煤炭资源整合和煤矿兼 并重组改革。此次整合以省属国企为主导，收购或控股省内所有登记在册的中小煤矿，坚决 关闭淘汰落后矿井，不断推进矿井由“多、小、散、乱”向集约化、规模化、信息化、现代 化转变。到 2010 年底，全省矿井数量由 2005 年的 4278 座减少到 1053 座，办矿主体由 2200 多个减少到 130 个左右，30 万吨以下的小煤矿全部淘汰。 “去产能”期间，我国产能退出主要以中东部地区为主。从去产能目标来看，主要的产能退 出省份为山西、贵州、山东、河南、内蒙古和河北等地，主要产能退出地区多位于中东部。 从山西省来看，2016-2020 年期间累计去产能关闭煤矿 147 座，分布于大同、宁武、河东、 西山、霍西、沁水 6 大煤田。废弃煤矿累计查明资源量为 102.5 亿吨，闭坑时保有资源量为 65.44 亿吨，累计动用资源量为 37.54 亿吨。从安徽省来看，截至 2023 年底，两淮煤田因 响应国家政策、资源枯竭、矿井灾害、经济亏损等原因累计关闭/废弃 63 处煤炭矿井。其中， 淮南煤田有 15 处废弃煤炭矿井，退出产能 1645 万吨/年，淮北煤田有 48 处废弃煤炭矿井， 退出产能 1918 万吨/年。根据矿井闭坑地质报告，两淮煤田 63 处废弃煤炭矿井在原矿业权 范围内剩余煤炭资源约 24.33 亿吨，其中淮南煤田 15 处废弃煤炭矿井的剩余煤炭资源量约 18.18 亿吨，淮北煤田 48 处废弃煤炭矿井的剩余煤炭资源量为 6.15 亿。

受煤炭产业结构发展形势、开采经济性等因素影响，已关闭煤矿重新复采可能性较低。我国 关闭煤矿潜在资源二次利用主要包括剩余煤炭资源复采、矿井水资源利用、煤层气资源开采 和地下空间利用等方面。从中国能源结构发展的大趋势以及煤炭资源开发的宏观战略来看， 已经关闭和即将关闭的大量矿井或者矿区重新恢复开采的可能性不大。除政府审批层面存在 限制以外，剩余煤炭资源储量其自身地质条件通常也相对复杂，且重新开采仍需布置巷道系 统，各项成本费用投入高。当前，对于关闭煤矿资源二次利用的方向主要集中在采空区煤层 气抽采方面。2020 年，山西省自然资源厅在全国首次挂牌出让煤炭废弃矿井煤层气抽采试 验区块。截至 2022 年 8 月，山西省废弃矿井采空区已累计施工抽采井 100 余口，抽采利用 煤层气 1.28 亿立方米。

1.3.5 统筹缺位：资源开发监管政策不同步限制煤炭开发潜力

由于煤矿矿权设置时间较早，而我国煤炭资源开发正面临日益完善的环保与安全政策体系刚 性约束，这一体系通过国土空间管控、提高开采门槛、排放控制等多重机制，直接改变了煤炭资源的可采边界和经济价值，导致大量资源从“技术可采”转为“政策不可采”。 生态保护红线刚性避让，限制煤炭资源开发潜力。根据“三区三线”管控要求，新设采矿权 必须严格避让生态保护红线、自然保护地等敏感区域。内蒙古自治区明确规定禁止在自然保 护地内新设矿业权，已存在的矿业权需通过缩小矿区范围或注销方式逐步退出。山西朔州市 实施严格的“三线一单”生态环境分区管控，将全市划分为 79 个环境管控单元，其中优先 保护单元占 44 个，直接限制煤炭开发范围。此类政策导致山西部分煤田被限采，鄂尔多斯 盆地整装煤田被生态红线切割无法规模化开发。 资源压覆空间重叠限制，约束煤炭资源充分开发利用。水体下、铁路下、建筑物下及承压水 体上的煤炭开采需满足严苛安全标准，如水体下开采要求导水裂隙带不穿透含水层；铁路线 路两侧路堤坡脚、路堑坡顶、铁路桥梁外侧起各 1000 米范围内，以及铁路隧道上方中心线 两侧各 1000 米范围内，禁止从事采矿、采石及爆破作业；城市建成区下方资源开采需满足 “零沉陷”标准，技术上近乎不可能实现。此类资源压覆限制导致部分煤炭资源成为“永久 呆滞资源”。 较高清洁利用标准限制高硫煤炭资源。《商品煤质量管理暂行办法》通过刚性环保标准（褐 煤硫分≤1%、灰分≤20%）直接限制了高硫煤资源。安徽及山西等地的高硫煤产区面临挑 战，一方面为满足硫分≤1%，需增加浮选工艺，吨煤成本上升；另一方面部分煤炭资源硫分 较高且洗选技术无法经济性脱硫。政策合规性成本已成为高硫资源开发的较大约束，未来或 需通过清洁技术补贴或稀缺煤种豁免政策平衡环保目标与资源价值。 开采深度禁区设置，限制煤炭资源进一步开发。在国家层面的《煤矿安全规程》中规定，新 建突出矿井设计生产能力不得低于 900 万吨/年，第一生产水平开采深度不得超过 800m。 中型及以上的突出生产矿井延深水平开采深度不得超过 1200m，小型的突出生产矿井开采 深度不得超过 600m。

受安全、环保等多重目标约束，煤炭资源开发潜力受限。例如，自然资源部门《矿产资源规 划》确定的开发重点区，常与生态环境部门的生态保护红线、自然保护地等区域重叠，也会 与应急管理部门的灾害矿井准入禁令等要求冲突。我们认为，某种程度上，中东部煤炭资源 衰减不仅是资源自然枯竭的过程，也受日益完善的环保安全等诸多监管新政策的影响，导致 在典型矿区形成大量的不可采资源。比如，由于政府层面缺乏更高维度的统筹协调机制，导 致当前部分原本既定的矿权规划设置，难以突破趋紧趋严的环保、安全等新政策的硬约束， 被迫调整其可采范围，形成一定的呆滞不可采资源。

二、我国中东部地区煤炭产量已呈现衰减态势

我国中东部煤炭资源呈现经济可采储量有限、产能持续收缩、保障能力趋紧的严峻态势， 区域供需矛盾加剧，对能源安全构成潜在风险。

2.1 煤矿生命周期内产量呈现“前期爬坡、中期稳产、末期陡降”特征

煤矿生命周期可划分为规划期、建设期、投产期、达产期、稳产期、衰退期，通常会经历 长期的稳产阶段。煤矿服务年限常依据矿区划定范围内的煤炭资源储量而定。根据矿山开 采方案，经过前期勘察规划、建成开采、投产达产等阶段后，理论上应按照要求经历长期 的稳产阶段。已有研究多将煤矿生命周期划分为规划期、建设期、投产期、达产期、稳产 期、衰退期。然而，在实际开采过程中，随着开采技术的改进及设备的增加，生产规模不 断扩大，进入丰产期，之后逐渐降低至稳定。整体上，煤矿生命周期可划分为规划阶段、 建设阶段、投产阶段、达产阶段、丰产阶段、稳产阶段、衰退阶段、闭矿阶段。

以晋控煤业已关停的忻州窑矿为例来看，资源枯竭矿井存在末期产量下降较快的特征。 2013-2015 年：忻州窑矿作为晋控煤业直属矿井，早期核定产能为 230 万吨/年，主 要生产气煤。2013-2015 年，忻州窑矿维持 250 万吨左右年产量，处于稳产期。 2016-2018 年：国家启动煤炭行业供给侧改革，但忻州窑矿作为主力矿井暂未列入去 产能清单，产能维持不变，但资源赋存条件已出现劣化迹象，产量由稳产期的 250 万 吨下降至 100 万吨。 2019 年：忻州窑矿承担“化解过剩产能”任务，产能由 230 万吨/年核减至 60 万吨 /年。 2020-2023 年：矿井煤炭产量维持 69-84 万吨之间，至 2022 年 12 月，忻州窑矿已 无可布工作面，矿井进入闭矿倒计时。2023 年 4 月，忻州窑矿因资源枯竭对忻州窑 矿实施关闭退出。 此外，在矿井关闭末期，煤矿储量或存在较快下滑情况。从忻州窑煤矿储量情况来看，截 至 2022 年 12 月，忻州窑矿剩余工业储量 8528.8 万吨，根据忻州窑矿评审备案的储量核 实报告，14-3#以上煤层全部不可采，14-3#煤层可采储量为 1148.2 万吨，由于 14-3#煤 层可采区域断层密集，煤层赋存不稳定，无法布置综采工作面，矿井已无可布工作面。由 于矿井资源枯竭，拟对忻州窑矿实施关闭退出。

2.2 我国煤炭生产布局西移，中东部地区产量缩减

2.2.1 我国东北、东部及中部（除山西）地区产量持续减少

近 10 年来我国东北、东部地区煤炭产量持续下降，年均产量下降速度约 5.5%至 5.9%。东 北地区煤炭产量峰值在 2011 年，实现煤炭产量 2.06 亿吨。从 2004 年-2011 年，东北地区 煤炭年产量由 1.58 亿吨上升至 2.06 亿吨，年化增速约 3.9%。2011 年-2024 年，东北地区 煤炭产量步入下降通道，由 2011 年的 2.06 亿吨下降至 2024 年的 0.94 亿吨，产量年均下 降 5.9%。东部地区煤炭产量峰值在 2011 年，实现煤炭产量 3.03 亿吨。2011 年后进入下降 阶段，由 2011 年的 3.03 亿吨下降至 2024 年的 1.44 亿吨，产量年均下降 5.5%。东北与东 部地区产量下降速度相似。

我国煤炭主产区由中部向西部转移，2004 年以来中东部产量（含东北）占比下降 23 pct。 2004 年，我国东北地区煤炭产量 1.58 亿吨、东部煤炭产量 2.87 亿吨、中部地区煤炭产量 6.42 亿吨、西部地区煤炭产量 5.19 亿吨，分别占比 10%、18%、40%、32%。2004 年我 国煤炭产量主要由中部地区贡献。2024 年，我国东北地区煤炭产量 0.94 亿吨、东部煤炭产 量 1.44 亿吨、中部地区煤炭产量 14.9 亿吨、西部地区煤炭产量 30.31 亿吨，分别占比 2%、 3%、31%、64%。相较 2004 年，东北地区产量份额下降 8 pct、东部地区份额下降 15 pct、 中部地区份额下降 9 pct、西部地区份额提升 32 pct。

2004 年以来我国产量下滑地区主要为东北、东部及中部（除山西）地区。2004 年-2024 年， 我国煤炭产量由 16.06 亿吨上升至 47.59 亿吨，增加 31.53 亿吨。2004 年以来产量下降的 省份共有 18 个，其中产量下降较多的省份为山东、河南、辽宁、河北、四川、湖南和江苏 等地，产量分别下降 7910 万吨、4017 万吨、3162 万吨、2713 万吨、2268 万吨、2130 万 吨和 1823 万吨。产量下降省份主要集中在我国东北、东部以及中部（除山西）地区。2004 年-2024 年，内蒙、山西、陕西和新疆是煤炭产量增长的主要地区，产量分别增加 11.25 亿 吨、8.96 亿吨、6.96 亿吨和 5.19 亿吨。产量增加省份主要集中在我国西部地区和山西。

2.2.2 我国煤炭产能布局西移，中东部地区产能占比逐步降低

2014-2024 年，我国煤炭产能整体呈增长态势，由 31.26 亿吨/年增长至 56.55 亿吨/年，增 幅为 81%。分区域来看，东北和东部地区的煤炭产能有所下降，分别减少 5789 万吨/年和 8163 万吨/年；中部和西部地区煤炭产能分别增加 5.92 亿吨/年和 20.77 亿吨/年。2014 年 以来我国煤炭产能增幅主要由中西部区域贡献。从煤炭产能占比来看，2014-2024 年，我国 东北、东部及中部地区的煤炭产能占比均呈现下降态势，分别下降 4 pct、5 pct 和 6 pct。 我国西部地区煤炭产能占比迅速提升，由 2014 年的 47%提升至 2024 年的 63%。

2014 年以来我国煤炭产能主要退出地区为中东部（除山西）。2014-2024 年，我国煤炭产 能增加 25.29 亿吨/年，其中主要产能增加省区为内蒙古、山西、陕西、新疆和贵州，产能分 别增加 8.31 亿吨/年、6.99 亿吨/年、5.43 亿吨/年、4.79 亿吨/年和 1.92 亿吨/年。产能增加 省份主要位于西部和中部地区的山西。2014 年以来产能退出的省份主要是重庆、山东、湖 南、辽宁和安徽等地，产能分别退出 4549 万吨/年、4280 万吨/年、4071 万吨/年、3075 万 吨/年和 2353 万吨/年。我国煤炭产能退出地区主要位于东北、东部和中部（除山西）地区。

2014 年以来我国煤矿数量呈现下降态势，西部地区煤矿数量占比提升。2014-2024 年我国 煤矿数量整体呈下降趋势，由 6816 个下降至 4312 个，降幅为 37%。分区域来看，东北、 东部、中部和西部的煤矿数量均有所下降，分别下降 67%、57%、39%和 21%，我国东北、 东部及中部地区的煤矿数量下降幅度比西部更高。从煤矿数量占比情况来看，2014-2024 年， 我国东北、东部及中部地区的煤矿数量占比均呈现下降态势，分别下降 7%、3%和 2%、我 国西部地区煤矿数量占比呈现上升态势，由 2014 年的 46%提升至 2024 年的 58%。

2014 年以来我国煤矿主要退出地区为东北、西南和中部（除山西）地区。2014-2024 年， 我国煤矿数量减少 2504 个，其中主要退出地区为湖南、黑龙江、云南、重庆和江西等地， 分别退出 698 个、561 个、532 个、501 个和 292 个。我国煤矿退出地区主要集中在东北、 西南和中部（除山西）地区。2014 年以来煤矿数量增加的省份主要是山西、内蒙古、陕西、 贵州和新疆，分别增加 452 个、167 个、118 个、102 个和 100 个。我国煤矿数量增加区域 主要位于晋陕蒙新和贵州地区。

2.3 我国新建矿井多位于西部地区，中东部地区资源潜力有限

2.3.1 我国新建矿井多位于西部地区，未来新疆地区开发潜力大

我国新建矿井主要集中在西部地区，以内蒙古、陕西、新疆和甘肃为主。截至 2024 年初， 我国正常生产和建设（含新建、改扩建）的煤炭产能为 48 亿吨/年，其中新建煤矿产能 2.67 亿吨/年，占比为 5.6%。对新建矿井分布地区进行梳理，我国西部地区新建煤矿产能为 2.23 亿吨/年，占全国新建矿井产能的 83%。西部地区的新建矿井主要分布在内蒙古、陕西、新 疆和甘肃等地区，分别占全国新建煤矿产能的 34%、18%、17%和 7%。未来我国煤炭资源 的开发潜力主要集中在西部地区主要产煤省份。由于资源条件限制加上开采成本高、竞争力 弱，中东部、西南等地区基本不具备开发新建矿井的条件，开发可能性小。

我国核准新建煤矿主要集中在西部地区，尤其以新疆地区为主。据不完全统计，2020-2024 年我国核准新建煤矿项目产能合计 2.37 亿吨/年，年均核准新建产能约 4700 万吨。我国核 准新建煤矿产能主要集中在西部地区，其中新疆核准 1.1 亿吨/年、内蒙 3900 万吨/年、陕 西 3800 万吨/年、甘肃 2980 万吨/年。

2.3.2 中东部地区勘探程度高，潜在后备煤炭资源有限

自 1949 年新中国成立以来，多次开展了全国煤炭资源预测及评价，基本摸清了煤炭资源家 底。经过以往几轮找煤之后，东部地区浅层已很难发现大煤田。当前东部地区主要煤田的地 质研究程度高，煤炭开发强度大，浅部资源已经基本动用，东部地区煤炭资源勘探方向主要 是向深部进行，但深部资源地质条件较浅部明显复杂，深部资源开发仍然存在较多制约因素。 从预测资源量来看，中东部地区后续潜在资源十分有限。煤炭预测资源量与保有资源量不同， 勘查程度较低，其反映的是在未来相当长一段时期内可供勘查开发的资源潜力。由于我国现 阶段煤炭资源井下开采活动主要集中于 1000m 以浅深度，因此从 1000 米以浅的预测资源 分布情况来看我国各省区潜在资源量的利用空间。在我国 1000m 以浅潜的煤炭资源量中， 北疆占比最高，达 60.3%；晋陕蒙宁、蒙东和云贵川渝分别占 14.9%、8.9%和 8.6%，辽吉 黑分区、黄淮海分区、华南贫煤分区以及滇藏分区最少。其中晋陕蒙宁四省区 1000m 以浅预测资源量分别占该分区的 40%、8%、46%和 6%。值得一提的是，黄淮海区保有煤炭资 源量虽然在九大分区中较为突出，但是其 1000 米以浅的预测资源量极少，绝大部分预测资 源集中分布于 1000~2000m 的深度段，这就表明本区域浅部煤炭资源的勘查开发程度较高， 1000 米以内的煤炭资源后续开发潜力有限。

从煤炭浅部资源勘察程度来看，中东部地区勘察较高，后备空白资源较少。早在 2009 年， 我国黄淮海、晋陕蒙宁、蒙东及黑吉辽地区煤炭探明程度已经达到较高水平，分别为 85%、 82%、71%和 65%，北疆地区的资源勘探程度仅为 20%。值得注意的是，北疆地区在 2009 年之后勘察工作力度迅速加强，保有资源量的数量快速增长。从资源勘查程度的地区分布来 看，中国浅部煤炭资源勘查程度总体表现为东高西低、北高南低的特征。中东部地区勘探程 度较高，后续资源潜力有限，未来煤炭资源开发主要将集中在西部地区。 从近年来煤炭矿业权出让地区来看，矿业权交易主要集中在西部地区。新设探矿权与采矿权 的分布是影响资源开发趋势的决定性因素之一。据初步统计，2020 年 5 月－2023 年 6 月， 全国通过招拍挂方式出让采矿权 38 个，面积共 301.08 平方公里，其中西部地区出让采矿 权面积占比超过 90％；出让探矿权 76 个，面积共 1171.53 平方公里，西部省（区）出让面 积占比同样超过 90％。同时，新增矿业权分布与目前产能分布存在差异性，主要体现在甘 肃、新疆地区新设置矿业权的比例较大。据此我们可初步判断未来煤炭产能将继续加速向西 部转移集中，西部省（区）将持续成为我国煤炭供应保障的核心区域。

三、我国中东部地区煤炭衰减趋势及影响评估

3.1 中东部矿区煤炭储量和可采率相对较低，或进一步缩短其服务年限

我国煤炭资源采出率较低，平均水平约为 42.1%。从煤炭普查、详查、勘探直至矿井建设阶 段的查明资源量是面积不断缩小，资源量不断减少的过程。实际上矿井规划可采的资源量不 能被完全采出，甚至遗留井下的资源量大于采出的煤炭资源量。煤炭资源的采出率通常受资 源地质条件、开采技术条件、矿井规模、地理位置和环境政策等因素影响。例如，薄煤层开 采难度大，投入产出比低，通常薄煤层赋存煤炭采出率较低。在《“双碳”背景下我国煤炭 资源保障能力与勘查方向的思考》（2023 年）中，整理分析全国 782 个生产煤矿工业资源 储量和资源储量等数据。结果显示 782 个生产煤矿的煤炭资源采出率数据处于正态分布曲 线，范围在 15.0%～64.9%，生产煤矿 80%的生产煤矿资源采出率位于 24.3%～59.8%，我 国煤炭资源采出率（查明资源总量的采收能力）平均值约为 42.1%。

鉴于我国不同地区煤炭储量增减变化的动态统计很繁杂，使用累计查明资源量和煤炭资源采 出率计算，基本能够反映不同地区煤炭资源的大致保障情况。按照《“双碳”背景下我国煤 炭资源保障能力与勘查方向的思考》（2023 年）中的测算（以 42.1%的采出率计算）：

东部及东北地区煤炭资源接近枯竭：东北地区可开采年限不超过 19 年，黄淮海地区可 采年限不超过 18 年，东南地区可采年限不超 5 年。

晋陕蒙（西）宁地区已达到高强度开发：晋陕蒙（西）宁地区可采年限不超过 25 年， 已达到高强度开发，很难大规模承接矿井接续。

蒙东地区开发潜力有限：蒙东地区可采年限不超 42 年，但其煤类以低变质程度为主， 工业用途有限，加之草原环境和生态影响，不宜大规模开发。

西南地区开发潜力有限：西南地区可采年限不超过 21 年，且煤炭资源赋存条件较差， 多为薄煤层，高硫分，高瓦斯，大规模开发潜力有限。

西北地区资源丰富、开发强度低：西北地区为煤炭安全保障的战略后备区，北疆可采年 限不超过 94 年，甘青南疆地区可采年限不超过 43 年。

3.2 中部地区尤其山西煤炭产量加速下降，预计 2035 年或退出约 7 亿吨

2030 年以前我国煤炭产量仍维持在 41 亿吨以上，2030 年后进入快速下降通道。在《中国 煤炭工业发展报告 2023》中，国家能源集团技术经济研究院建立了全国生产在建煤矿数据 库，并综合考虑煤矿生产能力、剩余资源情况，以及采深加大、地质条件变差导致产能利用 率下降、薄厚煤层配采和薄煤层开采增多、资源压覆、深井逐步退出、落后产能淘汰等。经 测算，现有煤矿（截至 2022 年底的生产和在建煤矿）在 2030 年前仍可贡献 41 亿吨左右煤 炭产量；2030 年后，随着资源枯竭煤矿范围扩大，现有煤矿产量进入持续快速下降通道， 2035 年、2050 年分别降至 36 亿吨、19 亿吨；2060 年降至 17 亿吨，较 2020 年下降 56%。 未来我国煤炭产量衰减将主要发生在中部地区，到 2035 年中部煤炭产量退出约 7 亿吨。分 区域看，东部、中部地区现有煤矿产量衰减速度将逐渐加快，促使煤炭生产西移步伐加快。 2035 年、2060 年，东部地区现有煤矿产量较 2020 年分别下降 60%、90%，中部地区分别 下降 31%、75%，西部地区分别增长 13%和下降 38%。2020 年-2035 年和 2035 年-2060 年，东部（含东北）地区煤炭产量年均复合增速分别为-5.9%、-5.4%，中部地区分别为-2.4%、 -4%，西部地区分别为 0.8%、-2.4%。从各地区煤炭产量占比来看，西部现有煤矿产量占比 将由 2020 年的 59%，上升至 2025 年的 65%、2030 年的 69%、2035 年的 71%、2050 年 的 77%和 2060 年的 80%。

山西是中部地区煤炭主产省份，未来中部地区煤炭减产将主要发生在山西。从中部地区煤炭 生产布局来看，产煤省份为山西、安徽和河南等地，其中山西省为中部地区的煤炭主产省份。 2024 年，中部地区煤炭产量 14.9 亿吨，其中山西产量为 12.7 亿吨，占比 85.2%；安徽产 量为 1.06 亿吨，占比 7.09%；河南产量为 1.04 亿吨，占比 7%。

增产保供期间，山西省维持高强度煤炭开采，3 年合计增产 2.94 亿吨。2021 年以来，我国 煤炭供应紧张问题突出，库存回落至低位，煤炭等能源价格创多年来新高，区域性出现“拉 闸限电”，能源安全和煤炭保供引起国家高层及社会广泛关注。2021 年 5 月国常会提出加 强煤炭保供，山西省积极落实煤炭增产保供工作，2021-2023 年合计增产 2.94 亿吨，山西 省为全国煤炭增产最多省份，产量增量高于内蒙、山西、新疆等地。2021 年-2023 年，山西 省维持较高强度的煤炭生产，产能利用率分别为 113%、110%、112%。

高强度开采带来安全生产事故频发和资源加速衰减。伴随着煤炭高强度开采，山西煤矿安全 生产事故数量显著抬升，2022-2023 年山西省发生煤矿安全生产事故 54 起和 87 起，较 2020 年和 2021 年安全事故数量明显提升。此外，山西煤炭高强度开采也带来了资源的加速衰减， 2020-2022 年山西省煤炭储量服务年限分别为 32 年、28 年、25 年。山西省煤炭储量服务 年限呈现加速衰减趋势。

山西省由“增产保供”转向“稳产保供”，加强安全监管并降低产量目标。2024 年 2 月， 山西省应急管理厅等三部门联合印发《关于开展煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治的通知》， 主要内容包括检查煤矿是否超能力下达生产经营指标、是否超能力生产、是否布置隐蔽工作 面等八方面的情况，严格规定煤矿全年原煤产量不得超过核定（设计）生产能力幅度的 10%。 2024 年 3 月 31 日，山西省人民政府办公厅印发《2024 年山西省煤炭稳产稳供工作方案》， 提出“在确保安全生产前提下，2024 年全省煤炭产量稳定在 13 亿吨左右”。相较 2023 年 山西省煤炭产量 13.57 亿吨，目标产量下降 5700 万吨。2024 年，山西省煤炭产量 12.7 亿 吨，产量同比减少 8784 万吨。 鉴于山西省煤炭高强度开采带来的资源加速衰减问题，山西省也着手推进资源接续工作。山 西省政府在《2024 年山西省煤炭稳产稳供工作方案》也提出“推进煤炭资源接续配置，提高煤炭资源保障能力等要求。”此外，山西省自然资源厅也在积极推进煤炭资源接续配置， 通过市场化竞拍的方式出让煤炭资源，确保煤炭资源的稳定供应。值得注意的是，山西省整 装空白资源相对有限，后备资源不足，存在接续产能建设滞后风险。

山西省煤炭减产起于安全监管，但不止于安全，更应当关注未来资源衰减带来的产量下滑态 势。2024 年 1 月，山西省自然资源厅在《山西省煤炭探矿权网上挂牌事项常见问题及解答》 中提到“近十年内，我省将有约 221 座煤矿资源枯竭，影响年产能 2 亿多吨”。早在 2022 年山西省十三届人大六次会议上，山西省人大代表、晋能控股集团董事长就提出“十三五期 间，晋能控股集团关闭退出 57 座煤矿，减少产能 7151 万吨/年。当前到十五五，还有 48 座 资源枯竭煤矿要退出，预计减少产能 5290 万吨/年；部分成本高、效益差的煤矿迎来重组或 关闭，将减少产能 4810 万吨/年。”受煤炭资源禀赋条件恶化、煤炭资源量衰退、矿井开采 成本上升等综合因素影响，我们认为山西省煤炭减产起于安全监管，但不止于安全，更应当 关注未来资源衰减带来的产量下滑态势。

3.3 我国核心矿区煤炭资源消耗速度快，产能接续面临新挑战

我国核心矿区的产能接续问题仍面临诸多挑战。在 2024 年的两会上，我国人大代表、中国工程院院士袁亮指出，近年来，由于受煤炭市场需求拉动、矿区高强度开发、煤炭产量大幅 增加等因素影响，部分大型煤炭矿区可采资源量减少、服务年限缩短。与此同时，山西煤炭 基地后备资源不足、接续产能建设滞后；陕北、蒙西等煤炭基地接续矿区开发面临生态环境 制约。我国大型煤炭基地接续矿区建设滞后，产能接续面临新的困难。 鄂尔多斯未来 10 年内产量将减少 1 亿吨以上，未来产能接续问题仍面临挑战。2020 年以 来，鄂尔多斯煤炭生产维持较高强度，其煤炭产量占全国煤炭产量的比重不断提升，由 2020 年的 16.7%上升至 2024 年的 18.8%。到 2024 年，鄂尔多斯市煤炭产量达 8.94 亿吨，较 2020 年的 6.4 亿吨增加 39.7%，年复合增速 8.7%。从神东矿区来看，2014 年以来神东矿 区基本保持稳定，年产煤炭近 2 亿吨，持续维持高强度生产。在《促进大型煤炭矿区产能接 续》的相关报道中提到，鄂尔多斯市 10 年内煤炭产量将减少 1 亿吨以上。鄂尔多斯作为国 家重要能源基地，煤炭产能接续的挑战逐步显现。随着产能的持续核增释放，具备增产条件 和潜力的煤矿已基本全数列入保供名单，核增潜力挖掘殆尽，产销量的持续高位运行，导致 煤矿可采资源量减少、服务年限缩短，部分煤矿资源枯竭陆续退出，未来产能接续问题仍面 临挑战。 大同及朔州地区煤炭产量维持高强度开采，产量占全国比重小幅下滑，进一步增产潜力有 限。2020-2024 年，大同分别实现煤炭产量 1.39/1.54/1.67/1.70/1.60 亿吨，呈现产量上升 回 落 态 势 ， 2024 年 产 量 较 2020 年 增 加 14.7% ； 朔 州 分 别 实 现 煤 炭 产 量 1.93/2.09/2.29/2.44/2.14 亿吨，2024 年产量较 2020 年增加 10.7%。从大同和朔州煤炭产 量占全国煤炭产量比重来看，整体呈现小幅下降态势，表明其增产潜力相对有限。

神东矿区部分主力矿井服务年限不足 10 年，开采煤层厚度由 3.5m-8m 逐渐转向 3.5m 以 内，或影响未来煤炭能力接续。截至 2022 年，神东保有资源量 120 亿吨，剩余可采储量仅 70 亿吨，部分主力矿井服务年限不足 10 年。前期大规模、超强度开采导致神东接续资源量 严重不足，10 年后预计神东煤炭产量将快速下降。神东矿区自 1985 年开发建设，经过 30 多年的开发，矿井开采进入深部区，煤层厚度变薄，薄煤层分布广泛。在《神东矿区薄煤层 安全高效开采技术研究》（2020 年）中提到，神东矿区 0.8~1.3m 厚度煤层的可采储量 9.57 亿吨，占矿区可采储量的 12.85%；厚度为 1.3~3.5m、3.5~7.9m、>8.0m 的煤层分别占矿 区可采储量的 41.99%、39.93%、5.23%。神东矿区煤炭储量主要分布在 1.3-3.5m 厚度和 3.5-7.9m 厚度的煤层。根据《浅埋高强度开采覆岩破断运移与地表损伤研究》（2021 年） 的统计，神东矿区大柳塔、上湾、补连塔、哈拉沟等矿 88 个工作面采高情况如图 57 所示， 采高在 0~3.5m、3.5m~8m、大于 8m 范围内的占比分别为 14.8%、84.1%、1.1%。神东矿 区采高为 3.5-8m 的煤矿工作面占比达 84%，远高于其对应煤层厚度的储量占比。随着开采 延深，神东煤层开采厚度逐渐由 3.5-8m 转向 3.5m 以内，或导致煤炭开采效率降低和成本 上升，影响神东矿区未来煤炭能力接续。

当前神东矿区平均单井产能超 1000 万吨/年，单井规模较大。神东矿区地跨陕、蒙、晋三省 （区），是我国最大的井工煤矿开采地，主要生产矿井有大柳塔煤矿、布尔台煤矿、上湾煤 矿、锦界煤矿、哈拉沟煤矿等，核定生产能力为 1.89 亿吨/年，单个矿井平均产能超 1000 万吨/年。

受生态制约等因素影响，后备新街台格庙矿区开发潜力一般，规划单井规模 800 万吨以内， 较当前平均单井规模明显下降。新街台格庙矿区地层构造形态为一向西倾斜的单斜构造，作 为神东的接替资源，煤炭资源量 140 多亿吨；考虑永久煤柱、开采损失等因素，可采储量按 保有储量的 40%~50%计算，不足 70 亿吨。矿区开发尚存在生态环境问题制约矿区开发时 序、地下水指标红线制约矿区开发规模、冲击地压灾害制约矿井产能释放、勘查程度不足制 约矿区开发进程及天然气矿权重叠影响矿区煤炭开发等问题。在《新街台格庙矿区总体规划 （修编）》中，为统筹好煤炭高质量发展与生态环境保护，矿区规划面积、开采布置等在环 境影响评价报告的基础上均进行了科学调整。一是调整后矿区规划面积 681.03 平方公里、 资源储量 123 亿吨（已扣减禁采区查干淖水源地 119.74 平方公里面积、禁采区资源储量 19.74 亿吨）；二是调整后矿区划分从 5 个井田 1 个后备区、总规模 6200 万吨调整为 8 个 井田和 1 个后备区。三是调整后释放了煤炭先进产能，单井规模 800 万吨，减轻了矿井冲 击地压、水害等问题。四是调整后煤矿按照一个矿区一个开发主体模式建设，实现了矿区内 基础设施集约、高效、共享。总体来看，新街台格庙矿区开发潜力一般。

主力矿井服务年限相对不足，平朔矿区或面临接续挑战。平朔矿区位于国家指定全国 14 个 大型煤炭基地之一的晋北基地，是华北和西北煤炭生产省份的主要煤矿中距离主要煤炭装运 港口最近的矿区之一。受平朔矿区数据可得性影响，以中煤平朔集团为例来看，截至 2016 年 3 月末，中煤平朔集团在产的主要煤矿有六座，分别为安太堡矿、安家岭矿、东露天矿三 个大型露天煤矿，和井工一矿、井工二矿、井工三矿等井工矿，拥有可采储量 26.7 亿吨， 核定产能 9240 万吨/年。从 2016 年主要生产矿井的剩余可采年限来看，安太堡矿、安家岭 矿和井工一矿的剩余服务年限处于 10-14 年之间，主力矿井剩余可采年限较短。到 2024 年， 中煤平朔集团可采储量下降至 20.57 亿吨，核定产能提升至 10940 万吨/年。若以储量备用 系数 1.2 计算，中煤平朔集团整体服务年限由 2016 年的 24.1 年下降至 2024 年的 15.7 年。 中煤平朔集团所属平朔矿区各生产矿井经过近几十年的开采，剩余资源储量不足，仅能维持 稳产十余年，若不开发新矿井，或将面临资源枯竭、产能下降、接续失调、发展后劲不足的 状况。

受朔南矿区水资源、生态保护等问题影响，平朔矿区接续或面临接续挑战。根据《朔州市矿 产资源总体规划（2021-2025 年）》，朔州市煤炭地质勘查程度相对较高，已探明的矿产地 达到详查-勘探程度的矿区占 70%以上，全市持证煤炭探矿权 4 个，分别是山西省平朔矿区 安太堡露天矿扩界区（划界区）、朔南矿区丰予井田勘探（探矿权保留），朔南矿区梵王寺 井田（划界区）和朔南矿区马营堡井田勘探（探矿权保留）。 按照平朔集团现有开采规划，10 年后，安太堡露天矿、安家岭露天矿、井工一矿均面临资 源枯竭问题。“十四五”时期，平朔集团已围绕资源接续开展多项工作。安太堡露天矿扩界 区的申请有助于延长安太堡煤矿服务年限，但安太堡露天矿扩界区整体资源储量相对较少， 而朔南矿区丰予井田勘探及马营堡井田勘探合计资源储量达 42.5 亿吨，未来平朔矿区资源 接续的核心仍是朔南矿区的开发。值得注意的是，受水资源、生态保护等问题影响，朔南矿 区丰予井田勘探和马营堡井田勘探仍处于探矿权保留阶段，开发建设工作进展缓慢，生态环 保因素或限制平朔矿区未来接续能力。

晋北主力矿区优质动力煤开采殆尽，全面转向煤质较差煤层开采，煤质整体下降已成为客观 事实。大同矿区位于山西省大同市的西南，主要含煤地层为侏罗系大同组和石炭二叠系山西 组、太原组，是我国典型的双纪煤田。大同侏罗纪煤炭是国内少有的优质弱粘煤资源，具有 低灰、低硫、高发热量（约 5500 大卡）和中等挥发分的优势，而大同石炭纪煤炭资源由于 普遍存在火成岩侵入现象，其煤质特性也存在较大的差异，整体上石炭纪煤炭资源赋存普遍 具有煤层厚、煤质差（发热量约 3800-4000 大卡）、内在灰分高（灰分约 35%）的特点。 同时由于石炭纪煤层较厚，开采方式转换为低位放顶煤开采，而放顶煤开采资源回收率的不 确定性也同样会引起原煤质量波动。值得关注的是，随着大同矿区煤炭开采由侏罗纪煤层全 面转向石炭纪的煤层开采，整个晋北矿区煤质整体大幅下降已成为客观事实。 焦煤主要产区随着开采深度的增长，硫分逐渐上升。根据掌上煤焦的研究，作为我国炼焦煤 的主要产区，华北赋煤区主要的含煤地层自上而下分别为二叠系山西组和石炭系太原组，石 炭系太原组的煤硫分普遍高于二叠系山西组煤的硫分。原煤硫分目前平均为 0.8%~1.2%， 随着开采深度的加深，二叠系山西组的煤所占的比例将越来越少，原煤硫分将提高到 1%~1.5%，到 2030 年华北赋煤区的原煤硫分将达到 1.3%~1.8%。此外,河北的开滦、峰峰、 邯郸、邢台等矿区和蒙西的乌达、海勃湾等晚古生代石炭―二叠纪煤田的山西统和太原统煤 层的硫分变化也与山西省的大同小异。

3.4 煤炭资源转让更趋市场化，央国企获取资源难度或加大

新《矿产资源法》建立了“竞争为主、协议例外”的市场化配置机制。2017 年国土资源部 （现自然资源部）决定委托山西、福建、江西、湖北、贵州、新疆 6 个省开展试点，明确要 求全面推行招标拍卖挂牌等竞争性出让方式，加速矿业权市场化配置进程。试点取得了明显 的成效，矿业权的市场化配置成为矿政管理的共识。2024 年 11 月 8 日，《中华人民共和国 矿产资源法（修订草案）》经十四届全国人大常委会第十二次会议审议通过，自 2025 年 7 月 1 日起施行。新法确立矿业权竞争性出让的基础性地位，明确招标、拍卖、挂牌为主要出 让方式。我国煤炭资源步入以“竞争为主、协议例外”的市场化配置阶段。 我国煤炭矿业权竞拍成交价格较高，2024 年以来山西省完成 6 宗煤炭探矿权交易，最大的 买家山西焦煤于 10 月 23 日以 247.05 亿元拍得吕梁市兴县区块煤炭及共伴生铝土矿探矿 权。此外，山西省属其他大型煤企（如潞安环能、华阳股份等）也积极获取资源，潞安环能 以 121.26 亿元竞得襄垣县上马区块煤炭探矿权，华阳股份以 68 亿元竞得寿阳县于家庄区块煤炭探矿权，民营煤企山西教场坪能源产业集团有限公司以 140.03 亿元竞得安泽县白村 煤炭探矿权，地方国有大型煤炭企业山西忻州神达能源集团有限公司以 160 亿元拍下保德 县化树塔区块煤炭探矿权。 承担保供重任的央国企在市场化资源获取中面临结构性劣势，增加其在资源获取接续的难 度。当前我国煤炭矿业权出让普遍采取“招拍挂”等市场化方式，价高者得。央国企是煤炭 保供的“压舱石”，承担了大量低于市场价的保供长协煤任务。若其在参与新资源竞拍时， 以保供价格为基准测算项目收益，其可承受的资源价款上限远低于没有保供任务、可以按市 场价销售的其他企业及跨界进入者。作为保供主力，央国企在获取维系保供能力的接续资源 时，并未获得与其责任相匹配的特殊政策支持（如资源价款优惠、专项补贴、优先获取权等）， 导致面临新资源获取困难、新增产能跟不上等问题，在资源获取接续方面面临挑战。央国企 在资源获取上的困境，本质上是市场化改革与保供责任之间深层次矛盾的具体体现，单一的 市场化竞拍无法解决承担特殊功能主体的资源接续问题，针对央国企进行煤炭资源协议转让 或是破局关键，打破“唯价高者得”模式，为承担保供任务的企业开辟一条符合其政策定位 的资源获取通道，以解决央国企接续资源挑战问题。

3.5 未来我国中部及西南地区存在中小煤矿产能退出风险

我国中小煤矿历经规模整合、安全环保约束、市场化退出三大阶段，未来我国部分地区中小 产能煤矿仍存在退出风险。2008 年 9 月，山西省率先发布《关于加快推进煤矿企业兼并重 组的实施意见》，明确要求 2010 年底省内煤矿企业规模不低于 300 万吨/年，矿井数量控 制在 1500 座以内，并推动形成 2-3 个亿吨级、3-5 个 5000 万吨级大型煤企集团，标志着行 业集约化发展的开端。2010 年 10 月，国家发改委将兼并重组政策推向全国，提出煤矿年均产能提至 80 万吨以上，特大型煤企产量占比目标达 50%，加速淘汰低效产能。2016 年国 务院出台《关于煤炭行业化解过剩产能实施脱困发展的意见》，明确对事故频发且产能低于 30 万吨/年的煤矿实施 1-3 年强制退出。2019 年《30 万吨/年以下煤矿分类处置工作方案》 进一步细化退出标准，力争到 2021 年底全国 30 万吨/年以下煤矿数量减少至 800 处以内， 华北、西北地区（不含南疆）30 万吨/年以下煤矿基本退出。至 2021 年，陕西省等地方政 策强化激励引导，通过财政奖补、产能指标交易等市场化手段，鼓励长期停产、整改无望及 不符合安全环保要求的煤矿退出，推动“以优替劣”的产能置换。随着煤炭产业高质量发展， 未来我国部分地区中小产能煤矿仍存在退出风险。

从我国中小产能煤矿的状态来看，停产、停建、关闭产能占比较高。从小于 30 万吨/年和 30- 60 万吨/年的煤矿产能来看，保持正常生产的产能占比分别为 33%和 31%，而处于停产、停 建等状态的产能占比分别达 61%和 58%。在我国中小产能煤矿中，处于停产、停建状态的 煤炭产能占比明显较高，未来部分中小煤矿存在产能退出风险。 我国煤矿产能小于 30 万吨/年的矿井 28%分布在东部及东北地区、34%分布在中部、38% 分布在西部。从省区看，低于 30 万吨/年产能的煤矿主要分布在四川、湖南、黑龙江等地。

云贵地区作为我国西南能源保供的战略支点，我国 30-60 万吨年产能的中小煤矿主要集中 在云贵地区，云贵地区 30-60 万吨中小煤矿的产能占全国比重达 53%，形成了"小散为主、 局部集中"的煤炭产业格局。受制于区域能源供需特性，西南煤炭市场呈现封闭性特征，我 们预计云贵地区的中小煤矿仍将维持现有产能规模，其战略性退出的时间仍具有不确定性。

伴随着新《矿产资源法》的正式实施，未来我国中小煤矿的退出进程或将加速。新法确立的 煤炭资源“竞争性出让”机制（如招标、拍卖、挂牌） 全面取代了过去的协议出让模式， 使得资源获取的门槛大幅提升。面对陡升的资源壁垒，中小企业在获取新资源、延续既有矿 权方面将遭遇较大困难，普遍面临资源接续无以为继的严峻挑战。在资源保障能力持续弱化 的背景下，大量中小煤矿或将被迫逐步退出市场。

编辑：火腿肠