据财讯网消息，2012年是“十二五”承前启后的关键一年，煤炭行业将持续推进企业兼并重组。业内人士认为，2012年煤炭行业将呈现有忧有喜的发展趋势。

据中国能源报1月6日消息，2011年是“十二五”开局之年，原煤产量整体增长较快，煤炭进口再创新高，煤炭市场运行整体见好。接下来的2012年是“十二五”承前启后的关键一年。煤炭行业将持续推进企业兼并重组，虽然面临着运力的制约和煤价下行的风险，但加大煤层气的开发利用却也为人们带来不少期待。在2012年宏观经济增长放缓和政策环境改变的形势下，我们认为煤炭行业将呈现有忧有喜的发展趋势。

（一）重组：大势所趋

2011年12月初，山西近万名应届毕业生云集太原理工大学应聘求职，大型煤炭国企广受关注。学校老师说，山西煤炭资源整合后，煤炭企业对相关人才需求增大。“从2010年开始，煤矿类专业招生从400余人扩大到800余人。”“身边有很多朋友看好大型煤企，一是因为收入稳定，有保障，再则，山西煤炭资源整合后，煤企实力大增。”

在招聘会现场，众多采矿工程、矿物加工工程等涉煤专业毕业生情绪高涨，这也许从一个侧面标注了山西煤炭资源整合的完美收官，给这个产煤大省带来的“利好”影响。

从2008年起，山西省以壮士断腕的决心和勇气做出了推进煤炭企业兼并重组整合的战略决策。经过两年多的重组整合，山西省煤矿“多、小、散、乱”的产业格局发生根本性转变，山西煤炭产业进入一个全新的发展阶段。

资源整合带来的功效让各地、各企业都尝到了甜头。数据显示，全国煤矿数量由2005年的2.48万处减少到目前的1.4万处左右，平均单井生产规模由9.6万吨提高到20万吨。煤炭企业多元产业发展格局初具规模，不少大型煤炭企业非煤产业产值已超过50%。煤炭行业的资源整合，有效地提升了产业集中度，提升了资源利用效率，以及煤炭企业的现代化开采水平。

煤矿资源整合以来，山西的“样本”就先后成为山东、河北、河南、陕西、内蒙、新疆、贵州等产煤大省（区）“学习的榜样”，陆续揭开煤矿企业兼并重组大幕。

有专家认为，煤炭资源整合的经验表明，加快推进煤矿资源整合和煤炭企业兼并重组，是我国煤炭行业实现健康、稳定和可持续发展的必然选择。

为了提高矿产资源开发集中度，2012年各地将加大对现有矿山的整合重组力度。以内蒙古为例，全区力争在2012年底前，使年生产规模在45万吨以下的煤矿全部退出市场。煤炭企业兼并重组将由自治区统一部署，到2013年底全自治区的地方煤炭生产企业数量要控制在80户至100户。而内蒙古在2011年3月下发的《内蒙古自治区煤炭企业兼并重组工作方案》(下称《方案》)中提出，从2011年到2013年底，通过兼并重组，全自治区煤炭企业将从现有的353家减少到80至100家;并规定，2013年底，生产规模在120万吨以下的煤炭生产企业将全部退出市场。这就意味着准入门槛大幅提高。

国家发改委日前发出通知称，将加快推进煤矿企业兼并重组，并要求重点产煤省区要坚决淘汰落后小煤矿，大力提高煤炭产业集中度，促进煤炭资源连片开发；并要求黑龙江、湖南、四川、贵州、云南等省要加大兼并重组力度，减少煤矿数量。

对于煤矿企业兼并重组的目标，通知指出，通过兼并重组，使全国形成一批年产5000万吨以上的特大型煤矿企业集团，煤矿企业年均产能提高到80万吨以上，特大型煤矿企业集团煤炭产量占全国总产量的比例达到50%以上。

当前，各产煤大省都已做好煤矿企业兼并重组总体规划，制定矿区兼并重组方案，确定了兼并重组主体企业。明年是“十二五”第二年，各地必将加快推进煤矿企业兼并重组，稳步推进矿业权整合，建设大型煤炭基地。

有分析认为，2012年，各省煤企兼并重组的共同点表现在以下几点：一是煤企改革的目标都是通过发展大型现代化煤炭企业，着力提高煤炭产业集中度，从而提升煤矿安全生产水平，促进煤炭工业安全发展、节约发展、清洁发展和可持续发展。二是依托大型煤炭企业兼并重组中小型煤矿，实现规模化经营。国家鼓励各种所有制煤矿企业以及电力、冶金、化工等行业企业以产权为纽带、以股份制为主要形式参与兼并重组，并鼓励在被兼并煤矿企业注册地设立子公司。同时，支持具有经济、技术和管理优势的企业兼并重组落后企业，支持优势企业开展跨地区、跨行业、跨所有制兼并重组，鼓励优势企业强强联合，鼓励煤、电、运一体化经营，实现规模化、集约化发展。

在各主要产煤省份大力推进煤炭行业兼并重组的同时，中央相关部门也关注到了煤炭行业整合过程中所存在的问题，比如说煤炭行业整合的区域性和行业性非常强，提出了在今后的煤炭行业整合过程中鼓励跨地区、跨行业、跨所有制的兼并重组，因而今后推动煤炭企业兼并重组、提高煤炭行业集中度以及实现煤炭行业与其他行业的一体化发展将成为我国煤炭行业的发展趋势。

（二）价格：下跌有限

需求方面，当前欧债危机仍有继续恶化的迹象，美国经济持续低迷，日本经济未有起色。同时我国房地产市场调控持续，房价进入下行通道，房地产新开工项目投资增速回落。铁路基建投资受到影响。在国内外需受到抑制的背景下，我国实体经济面临下行风险。煤炭行业是强周期行业，与经济发展息息相关，随着我国经济增速的放缓，煤炭的需求也将受到抑制。

“十二五”期间我国经济面临转型，节能减排的任务更加严峻。根据《“十二五”节能减排综合性工作方案》，到2015年全国万元国内生产总值能耗下降到0.869吨标准煤(按2005年价格计算)，比2010年的1.034吨标准煤下降16%。《方案》将全国节能减排目标分解到各地区。为完成节能减排的目标，“十二五”期间我国GDP能耗年均降幅至少要达到3%，这就意味着各地将严格控制高耗能行业的发展，减少对煤炭等石化能源的消耗，在一定程度上也会抑制煤炭需求的过快增长。

供给方面，我国目前的煤炭供需格局决定了供给方在产业链上居于主动地位。从煤炭产能看，主要产煤省区经过多年的煤炭资源整合与企业兼并重组，已经取得了阶段性成效，但供应能力的稳定提高尚需时日。

由于煤炭生产进一步向山西、内蒙古、陕西为代表的西部地区集中，煤炭的运输仍是煤炭产业发展的制约因素。“三西”地区铁路运输能力处于饱和状态。“北中南”三条铁路运输通道中，南部通道和北部通道能力利用率接近100%，中部通道则在超负荷运转，利用率高达116%。2010年全国铁路煤炭运量为15.6亿吨，而煤炭产量是32.4亿吨，铁路运力需要提升一倍才能解决煤炭运力紧张问题。根据我国目前在建及扩建铁路规划，铁路运输瓶颈要到2013或2014年才能有所缓解，年初以来国家更是放缓了铁路建设投资，因此短期内运输问题恐难以解决导致供给依然处于偏紧状态。

受煤炭产量规划控制、运输瓶颈、资源整合产能释放等因素制约，2012年煤炭供给不可能无限制地增长。

税收方面，2011年11月1日，财政部公布了新资源税标准的实施细则，实施细则的征收力度低于10月10日国务院公布的修改草案。按照细则标准，新标准对煤炭企业的盈利情况基本不产生影响。但是从长远看，新细则执行的标准远低于煤炭行业真正的外部成本，经济转型要求减少对能源尤其是煤炭的过度依赖，为减少高耗能行业的新增不合理煤炭需求，提高能源使用成本是有效途径。为实现经济增长方式的转型，资源税成本进一步提高乃至从价计征是大势所趋。

随着CPI的高位回落，我国通胀压力得到缓解，这为能源价格改革提供了契机。2011年11月国家发改委发出通知，要求自2011年12月1日起上调全国火电企业上网电价约2.6分/度，销售电价上调约3分/度，要求2012年重点合同煤价格涨幅上限为5%，北方港口5500大卡/千克的电煤现货价格限价为800元/吨，同时全面清理整顿涉煤基金和收费，为煤炭企业减压。

此项政策对于解决当前煤电矛盾、平衡利益关系具有积极意义，是推进我国能源价格改革的重要组成部分。上调电价，有利于缓解电力企业的经营困境，加速电厂去库存化进程，增加采购电煤的积极性，确保冬季电力取暖需求。上调2012年重点合同煤价格有利于缩小2011年电煤合同价与现货价格差，弥补2011年重点合同电煤价格未涨给相关煤炭企业带来的损失，提高煤企生产积极性，确保电煤的供应。

综合分析国内外经济环境、国内煤炭供给与需求变化趋势、行业政策等因素，2012年煤炭行业供需总体平衡，煤炭价格下跌空间有限。

（三）运输：瓶颈依旧

铁路方面，“十二五”规划煤炭中心进一步西移，我国煤炭产量增长主要来自三西地区。而既有铁路潜力接近上限，经过近十年的挖潜改造，西煤东运几条主要铁路线运力已发挥到接近极致，上升空间也非常有限。

大秦线，截至2011年11月10日，大秦铁路(7.58,0.13,1.74%)累计运煤炭量已达到3.76亿吨，预计2011年全年完成运量接近4.4亿吨，同比增长9%左右。朔黄线，2011年，运力大约1.8亿吨，“十二五”计划达到2.5亿吨（远期规划运力达到3.5亿吨以上，但是短期仍然受制于上游神朔线的瓶颈）。预计2012年大秦线和朔黄线运力分别增长2000万吨左右，其余扩能改造线路大多数处于投产初期，运力增长总体有限。侯月线，预计2011年完成1.83亿吨，亦接近其能力上限。

进入2011年冬季以来，关于南方尤其是华中地区“煤荒”的报道不断，造成南方地区每年都会出现煤炭供应紧张的根源在于煤炭运输布局不合理所造成的铁路运力不足。

2011年9月15日，国家发改委会同铁道部及江西、湖北、湖南等省召开座谈会，研究构建北煤南运大能力直达通道，以便较好地解决湘鄂赣3省的煤炭运输问题。

据了解，蒙西至华中地区铁路煤运通道项目起于内蒙古浩勒报吉，止于江西吉安，在吉安、赣州可顺接在建赣龙厦深铁路。预计该项目2012年启动，2017年建成发挥效益。这也就意味着，2012年中国鄂湘赣等南方地区的“煤荒”仍不能得到有效缓解。

在疆煤外运通道规划上，总体思路为“一主两辅”的框架方案。“主”是指兰新第二双线规划以客为主、客货兼顾的铁路，全长1776千米，同时将既有线改建为可以适应万吨的重载线路，煤炭外运能力逐步达到2亿吨。

近年来，尽管铁路部门对兰新线路进行了大规模的更新改造，特别是铺通复线、区域路段电气化和六次提速改造，使得年货运力达到7000万吨左右。但是，兰新铁路运营负荷日渐加重，货物运营成本高、线路设计水平低、进出疆车辆调度拥挤等瓶颈矛盾日益凸显。

“两辅”中的北翼为临哈线，目前临河—策克段已经建成运营，全长755千米，哈密—策克段（全长695千米）已完成可行性研究。

疆煤外运的问题仍是出区的运输距离过长，其超过2000公里的运输线就给新疆煤炭资源开发提出了难题。按铁道部计划，大规模疆煤外运，可能会在更久的2020年以后。

此外，内蒙古正规化建设一条自己的出海大通道—蒙冀铁路（包头-曹妃甸），预计2015年才能完工。山西中南部出海大通道（吕梁—日照铁路），预计2014年竣工。

港口方面，从目前的秦皇岛、唐山等港口运输能力来看，港口运能远没有适应铁路运能的提高的需要，北方港口堆场小、缓冲能力低，与大秦线的大批量、大规模、均衡性运输产生尖锐矛盾。

以秦皇岛港、黄骅港、天津港(6.13,0.09,1.49%)、曹妃甸港等几个渤海湾港口为核心的铁水联运系统明显存在过度集中的特点。

据了解，秦皇岛港暂时无新投产码头计划，2012年上半年国投京唐港将新投运能1000万吨，但新增量有限。神华和天津港合作经营的天津神华煤二期码头年煤炭吞吐能力3500万吨，但由于无铁路专线支持等原因，该码头运输能力和煤炭吞吐量将受影响。设计能力达5000万吨的曹妃甸煤一期续建和5000万吨的煤二期工程，由于两项5000万吨级煤码头均将于2012年下半年先后投产，年内合计完成煤炭吞吐量只能达到2000万吨左右，沿海动力煤外运数量仍显不足。朔黄线对应的黄骅港煤三期码头按工期要在2013年中期投产，其余北方港口基本无新增运力。

公路方面，作为铁路和水路运输的重要补充，公路主要承担着煤炭生产地本省和周边省份的短距离运输或铁路、港口等煤炭中转港腹地的集输运输。

较为便捷的公路通道大堵车经常出现，大量运煤车往往要拥堵在路上，如从陕西神木运煤到山西长治，来回一趟多则需要10天以上，少则一个星期左右。除了公路运输本身高成本外，路上大量的时间、人力、物力浪费、效率极低都是煤炭公路运输的极大阻碍。

从新疆的区域位置来看，依托公路运输解决煤炭外运可行性不高，因为公路煤运距离在低于1000公里的范围内有一定的市场，这对与内地煤炭消费市场有数千公里的新疆来说，公路运输所占的比例几乎少之又少，在支撑煤炭外运的综合交通体系中意义很小。

受煤炭产能的不断西移、运输成本不断上升、铁路投资增速明显下滑、推迟在建铁路项目的投运期等因素影响，2012年国内煤炭运力瓶颈仍将持续。

（四）煤层气：深负厚望

由国家能源局牵头制定的《煤层气开发利用“十二五”规划》于2011年12月31日对外发布。该《规划》提出，2015年煤层气产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米，基本全部利用；煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率60%以上。细观今年煤层气行业动态和国家相关政策，2012年煤层气的勘探开发、抽采利用水平有望大幅提高。

煤层气（又名煤矿瓦斯）是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，作为一种新型接替洁净能源，它的勘探和开发引起了世界主要产煤国的高度重视。很多国家已投入煤层气的勘探与开发，美国、加拿大、澳大利亚的煤层气开发已形成工业化规模。

我国煤层气资源量约36.8万亿立方米(2000米以浅)，居世界第三。“十一五”期间，我国煤层气开发从零起步，施工煤层气井5400余口，形成产能31亿立方米。2010年煤层气产量15亿立方米，商品量12亿立方米。煤层气开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故，可有效减少污染，保护大气环境，改善我国能源结构。煤层气产业蓄势待发。

2012年，我国重视煤层气开发工作的势头定会有增无减，并将加大勘察资金投入。自2006年6月国家发改委颁布《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》以来，国务院办公厅颁发《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，规定了一系列鼓励优惠政策，提出了一些煤层气勘探开发和利用的有力措施。

《煤层气开发利用“十二五”规划》对煤层气勘探和开发分别详细列出了“十二五”期间具体的实施表，在煤层气勘探、地面开发、井下抽采、煤层气输送和利用方面都做出明确指示和规划。同时，鼓励民间资本参与煤层气勘探开发、煤层气储备及长输管道等基础设施建设。

另外，在《国家能源科技“十二五”规划》勘探与开采技术领域中，也将煤层气开发明确列入5个能源应用技术和工程示范重大专项中，意味着“十二五”期间煤层气产业将迎来诸多发展机遇，但同时也面临诸多挑战。

国家将加大地面煤层气勘探与开发技术研发，形成完善的煤层气勘探与开发技术，为煤层气地面开发产量达到90亿立方米提供技术支撑。加强煤矿区煤层气规模开发技术攻关，形成煤矿区煤层增透、煤层气安全集输及低浓度煤层气浓缩技术体系，使煤矿区矿井煤层气抽采率提高到50%，抽采量达到120亿立方米，利用率达到60%以上。拓宽煤层气加工利用技术研发平台，为提高我国矿区煤层气抽采率和利用率提供技术支撑，实现低浓度煤层气加工成非常规天然气的工业化生产，在安全性和经济性得到保障的同时大幅度提高矿区低浓度煤层气的利用率，缓解我国天然气供需不平衡的矛盾。在做好煤层气开发利用示范工程方面，使煤层气探明地质储量新增8900亿立方米，实现煤矿区煤层气与煤炭的协调开发，使矿井煤层气抽采率达到70%，利用率达到85%。

而煤层气和煤炭资源矿业权重叠的问题也急需解决。国家要求煤矿开采煤炭必须进行瓦斯预先抽采，同时还要兼顾后期的煤炭开采。为保障国家政策得到贯彻落实，应建立煤炭生产管理企业负责煤层气开采管理的制度，由煤矿企业在取得煤炭资源矿权的同时取得煤层气资源矿权，对煤层气的生产和开发实行统一规划。同时，尽快制定出台煤层气抽采行业的统一规范和标准，对抽采企业进行统一规划。

我国煤层气储层特征相对复杂，勘探与开发难度颇大。不合理的煤层气井钻、完井方式会对储层造成伤害，影响煤层气的产出。实践表明，技术进步对煤层气产业发展起着巨大的推动作用。我国煤层气勘探开发处于正起步阶段，需要进一步加强对国外成熟技术的消化和吸收，以及对新型工艺技术的研发和创新。应在国家政策的鼓励扶持下，加大研发力度，推进勘探开发工程技术的进步。这将大大促进煤层气产业的成形和快速发展，将对缓解我国能源短缺的局面发挥越来越重要的作用。