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第一，经济社会发展展望。
改革开放以后，我国创造了经济持续高速发展和社会长期稳定的两大奇迹。党的十九大报告为建设社会主义现代化，明确提出“两个阶段”战略安排。党的二十大报告又强调了“两步走”战略部署。第一步，2020—2035年，在全面建成小康社会的基础上，再奋斗15年，基本实现社会主义现代化。第二步，从2035年到21世纪中叶，在基本实现现代化的基础上，再奋斗15年，把我国建成富强民主文明和谐美丽的社会主义现代化强国。
2020年，我国能源领域二氧化碳排放达100亿吨左右，占全国二氧化碳排放量的80%以上。随着我国经济社会可持续发展、新型工业化和新型城镇化加快推进，未来一段时期内能源需求总量还将继续增长，且仍有一定的增量空间。因此，在能源需求总量不断上升的背景下，为实现国家的长期发展愿景和兑现“双碳”承诺，要统筹能源发展和安全，加快建立清洁低碳安全高效的能源体系。
短期而言，“十四五”后3年，影响全国能源需求的因素较多、较复杂，与“十四五”初期相比发生了明显变化。
从国际形势来看，全球能源发展进入大变革、大调整、安全风险积聚期。世界能源安全呈现出多重矛盾。俄乌冲突爆发后，国际秩序和格局深度调整，能源地缘不稳定因素显著增多。中美竞合博弈持续，能源国际合作仍存在障碍。科技革命深入推进，能源技术领域垄断与壁垒越发凸显。
从人口规模来看，近年来我国人口增长速度明显放缓，少子化和老龄化时代加速到来。2022年全国总人口141175万人，比2021年减少85万人，意外出现下降情况；新生儿出生量仅为956万人，连续多年低于预期。与之前普遍预计全国人口峰值在2025—2030年出现、峰值约14.2亿的认识相比，实际上峰值可能已经提前到来。尽管我国生育政策已经做出及时调整，但是普遍认为若没有更多配套政策发布，三孩政策或难以扭转人口总量的下降趋势。
从经济总量来看，2022年我国国内生产总值突破120万亿元，按不变价格计算，比上年增长3.0%。按年平均汇率折算，我国GDP总量约为18.0万亿美元，稳居世界第二位。我国人均GDP连续3年超过1万美元，已进入中等偏上收入国家行列。未来，我国经济实力、科技实力、综合国力将不断提高，不断向高收入国家迈进。
展望中长期，各阶段国家发展主要目标愿景如下：
到2025年，经济发展取得新成效，在质量效益明显提升的基础上实现经济持续健康发展。生态文明建设实现新进步，能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低13.5%和18.0%，生态环境持续改善。民生福祉达到新水平。
力争于2030年前实现二氧化碳排放达到峰值。
到2035年，基本实现社会主义现代化。经济实力、科技实力、综合国力将大幅跃升，经济总量和城乡居民人均收入将迈上新台阶，关键核心技术实现重大突破，进入创新型国家前列。广泛形成绿色生产生活方式，碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现。人均国内生产总值达到中等发达国家水平。人民生活更加美好。
到2050年前后，建成富强民主文明和谐美丽的社会主义现代化强国。物质文明、政治文明、精神文明、社会文明、生态文明全面提升，实现国家治理体系和治理能力现代化，成为综合国力和国际影响力领先的国家，全体人民共同富裕基本实现，我国人民将享有更加幸福安康的生活，中华民族将以更加昂扬的姿态屹立于世界民族之林。
努力争取2060年前实现碳中和，为实现应对气候变化《巴黎协定》确定的目标做出更大努力和贡献。
第二，能源需求情景设定。
以2030年前二氧化碳达峰、2060年前碳中和为目标导向，本研究设定了3种情景，分别是参考情景（情景1）、相对保守情景（情景2）、乐观理想情景（情景3）。情景设计主要考虑了经济社会低碳化发展进程、节能低碳技术进步和实践应用程度、碳排放和环境治理效应等方面，具体含义描述如下。
情景1：参考情景。一是提高能效，推动绿色生产生活方式，能源需求朝绿色低碳方向转型。统筹能源发展与安全，能源支撑国家“两步走”目标实现，建成社会主义现代化强国。二是节能低碳技术进步取得进展，CCS/CCUS
、氢能等关键技术试点示范，能源领域新技术、新业态、新模式不断发展；能源结构持续优化，加快化石能源清洁低碳高效利用。三是能源相关污染物排放持续下降，接近世界卫生组织（WHO）空气质量标准，水、土地、生态持续恢复。能源领域支撑生态文明建设，2035年基本实现美丽中国目标。
情景2：相对保守情景。一是持续大幅提高能效，广泛形成绿色生产生活方式，促进能源需求朝绿色低碳方向转型。统筹能源发展与安全，能源支撑国家“两步走”目标实现，建成社会主义现代化强国。二是节能低碳技术进步取得重大进展，CCS/CCUS、氢能等关键技术实现大规模、多元化应用，能源领域新技术、新业态、新模式商业化不断发展，能源结构持续优化，低碳转型顺利推进。三是能源相关污染物排放持续大幅下降，达到WHO空气质量标准，水、土地、生态得到较好恢复。能源领域有力支撑生态文明建设，2035年基本实现美丽中国目标。
情景3：乐观理想情景。一是进一步持续大幅提高能效，全社会形成绿色生产生活方式，能源需求加快向绿色低碳方向转型。能源支撑国家“两步走”目标实现，建成社会主义现代化强国。二是节能低碳技术进步取得重大突破，CCS/CCUS、氢能等关键技术实现商业化应用，能源领域新技术、新模式、新业态商业化加快发展，能源结构持续优化，低碳转型加快推进。三是能源相关污染物排放持续大幅下降，提前达到WHO空气质量标准，生态环境得到根本好转。能源领域有力支撑生态文明建设，2035年前实现美丽中国目标。
第一，能源消费总量将出现和经济总量“同步增长，逐步脱钩”。
“十四五”时期，我国加快经济高质量发展，全国及区域碳市场建设持续推进，碳资产价格将沿产业链传导至产业各部门，从而深刻影响“十四五”时期的经济增速和产业结构变化。此外，考虑到“十三五”中后期在石化及化工、电力热力生产、有色金属、钢铁等行业中有多个大规模耗能项目建成投产，预期将带来较大的能源消费增量，可能会导致“十四五”能源消费总量规模持续扩大。考虑到我国后工业化发展阶段特点、经济高质量发展有效推进，以及二氧化碳达峰的迫切要求，“十四五”将是我国能源消费的中低速增长期。以发电煤耗法计算，能源消费总量年均增长3.8%～4.4%；以电热当量法计算，能源消费总量年均增长2.5%～3.4%。但是，由于能源总量基数较大，预计2025年能源消费总量仍将上升至58.6亿～60.4亿吨标准煤（发电煤耗法）（见图1-4和图1-5）。
图1-4 到2060年我国一次能源需求预测（发电煤耗法）
图1-5 到2060年我国一次能源需求预测（电热当量法）
“十五五”时期，我国经济总量有望跃居世界第一位，经济高质量发展取得显著成效。能源需求增长速度将进一步放缓，进入低速增长期。以发电煤耗法计算，能源消费总量年均增长0.3%～1.1%；以电热当量法计算，能源消费总量年均增长-1.2%～0.5%。但是，由于能源消费总量基数大，每年新增能源消费规模还将不断上升，2030年能源消费总量很可能突破60亿吨标准煤，超过原定目标。
从中长期看，3种情景中能源消费总量峰值集中在2025—2035年出现。以发电煤耗法计算，能源消费总量峰值水平为59.5亿～63.5亿吨标准煤；以电热当量法计算，能源消费总量峰值水平为50.7亿～54.1亿吨标准煤。两种计算方法的结果出现较大差异，主要原因是能源消费结构发生颠覆性改变。
分阶段看，在2035年之前，能源需求会持续增长，与经济实现同步增长，但是增速逐步放缓，出现饱和特征。在2035年之后，能源需求在稳定一段时间后可能出现缓慢下降，能源消费增长与经济增长出现逐步脱钩的迹象。到2060年，以发电煤耗法计算，能源消费总量为46.5亿～60.9亿吨标准煤，比峰值水平下降5%～22%，下降幅度相对有限；但是若以电热当量法计算，能源消费总量可能降至19.9亿～31.6亿吨标准煤，比峰值水平下降42%～61%，下降一半左右。
电力需求。全社会用电量将持续增长，增速逐步放缓，表现出饱和特征。其中，终端用电量率先进入峰值平台，终端用电量饱和水平在11万亿～14万亿千瓦·时。终端电气化率从当前的25%提高至2060年的60%～70%。2035年后，制氢用电和储调损耗迅速增长，推动全社会用电量继续增长。2060年，全社会用电量达到14万亿～18万亿千瓦·时。制氢用电及电能损耗占比不断提高，从当前的7%提高至2050年的17%～20%和2060年的26%左右。
基于我国经济社会发展阶段变化以及能源电力系统低碳零碳转型调整，预计2020—2060年我国全社会用电量变化趋势可主要分为以下3个阶段（见图1-6）。
图1-6 到2060年我国电力需求预测
第一阶段（2020—2030年）：电力消费保持较快增长，年均增速逐步放缓。“十四五”和“十五五”时期，我国总体仍处于工业化中后期、城镇化快速推进阶段。随着经济发展方式转变和产业结构优化调整，新技术、新业态、新模式将逐步成为经济发展的新动能，工业生产转型升级加快，高端制造业发展将推动电力需求刚性增长，5G、大数据、人工智能等将带动新兴产业用电量快速增长，人民对美好生活的向往将不断推动居民生活用电需求持续提升。这一时期，电化学储能、电动汽车V2G等新型储能还处于培育和初期发展阶段。预计“十四五”时期全社会用电量平均增速保持在5.5%～5.8%，“十五五”时期全社会用电量平均增速降低至2.2%～2.9%，2025年、2030年全社会电力需求分别达到9.5万亿～10万亿千瓦·时、11万亿～12万亿千瓦·时。
第二阶段（2030—2050年）：电气化水平快速提升，终端用电量逐渐饱和。按照2035年我国基本实现社会主义现代化、2050年建成富强民主文明和谐美丽的社会主义现代化强国的战略目标，中远期我国经济实力、科技实力、综合国力将大幅跃升，新型工业化、信息化、城镇化、农业现代化持续推进，工业、建筑、交通等终端用能领域的电气化水平快速提升。随着城市化建设和经济社会发展放缓，终端电力需求增速也逐步放缓，到2050年前后，达到峰值为11.5万亿～14.0万亿千瓦·时。与此同时，随着新能源占比越来越高，电化学储能、电动汽车V2G等新型储调技术得以快速推广应用，这些储调技术的用电量及电能损耗占比逐步提升。预计2030—2050年，全社会用电量年均增速在1.3%～1.8%。到2050年，电能占终端能源消费的比重提升至54%～60%，全社会用电量达到14万亿～17万亿千瓦·时，其中制氢用电量及储调技术电能损耗占全社会用电量的比重达到17%～20%。
第三阶段（2050—2060年）：终端电力需求稳中有降，用电增长空间基本全部来自制氢用电及储调损耗。2050年以后，随着我国经济发展方式调整，城镇化水平趋缓以及人口逐步饱和，终端电力需求进入峰值平台期，并逐渐缓慢下降。其间，考虑到氢能需求量持续提升，以及以新能源为主体的新型电力系统对电化学储能、电动汽车V2G等新型储调技术的刚性需求成为常态，电解水制氢等电制燃料的用电量和新型储调技术的电能损耗仍将进一步增加。预计2050—2060年，全社会用电量基本饱和，年均增速不到1%。到2060年，电能占终端能源消费的比重提升至60%～70%，全社会用电量达到14.3万亿～18.0万亿千瓦·时，制氢用电量及储调技术电能损耗占比进一步提升至26%左右。
第二，能源消费结构出现颠覆性改变。
“十三五”时期，我国能源消费结构优化取得显著进展。2021年，煤炭占能源消费总量的比重持续下降0.9个百分点，至56%。石油约占18.5%，下降0.3个百分点；天然气比重提高至8.9%左右，提高0.5个百分点；非化石能源比重上升至16.6%。“十四五”及“十五五”时期，我国能源消费结构将进一步优化。在控制能源消费总量、煤炭消费总量等政策及终端清洁能源替代措施的推动下，煤炭比重继续明显下降，非化石能源比重继续显著上升。2030年，煤炭在一次能源消费中的比重将降至40%～45%，非化石能源比重将提高至25.5%～34.4%，如期实现国家提出的2030年非化石能源比重25%的目标。中长期，我国能源消费结构将出现颠覆性改变，非化石能源将替代煤炭、石油等化石能源，成为能源消费中的绝对主体。到2060年，非化石能源比重将上升至80.7%～97.6%，如期实现国家提出的2060年非化石能源比重达到80%以上的目标（见图1-7至图1-9）。
图1-7 能源消费结构预测（情景1）（发电煤耗法）
图1-8 能源消费结构预测（情景2）（发电煤耗法）
图1-9 能源消费结构预测（情景3）（发电煤耗法）
“双碳”目标要求下，作为高碳能源的煤炭被逐步减量替代是必然过程。近中期，清洁低碳、安全高效的能源体系尚在构建过程中，煤炭仍将维持主体能源地位，持续发挥我国能源安全的兜底保障作用。远期，随着需求减量替代，依托供给侧结构性改革的深度推进、弹性产能建设的有力实施，煤炭定位朝补充和调节能源方向转变。
综合考虑固定资产投资、出口、消费，且根据2023年火力发电情况和“十四五”后期新增煤电机组陆续投产情况，研究发现未来3年煤炭需求仍处平台上升阶段，全国年均消费增量0.5亿～1.1亿吨，年均消费增速逐年略有降低，预计到2025年我国煤炭消费量达45.7亿～47.5亿吨。统筹煤电、钢铁、建材、化工等行业形势研判，“十四五”后3年我国四大耗煤行业煤炭需求将呈“两升两降”态势。其中：
发电用煤需求持续增长。我国经济发展进入新常态以来，终端电气化进程加快，5G、数据中心等新兴产业快速发展，叠加极端天气影响，电力消费增速快于经济增速的状态频发，为保障电力安全，更好地发挥煤电兜底作用，全国清洁高效支撑性煤电项目加快核准和建设。据中电联统计数据，截至2022年年底，煤电装机达到11.2亿千瓦·时，考虑“三个8000万”装机计划，“十四五”后3年煤电新增投产能力将逐步释放，但不同区域投资建设进度仍有一些不确定性，预计2023—2025年，全国煤电装机规模将分别达到11.7亿～11.8亿千瓦、12.3亿～12.6亿千瓦和13.0亿～13.6亿千瓦。考虑火电基荷调峰需求，全国煤电机组平均利用小时数有序下降，预计2023—2025年，在经济快速增长和极端气候冲击等影响下，高情景下电力行业用煤需求将分别达26.4亿吨、27.7亿吨、29.1亿吨；若经济增长低于预期且天气较为正常，低情景下电力行业用煤需求将分别约为26.1亿吨、27.0亿吨、27.7亿吨。短期来看，电煤需求仍处于快速上升阶段，且占煤炭消费比重进一步提升至60%以上，电煤消费仍是影响全国煤炭需求的核心因素。
化工行业用煤需求稳中有升。“十三五”以来，传统煤化工耗煤量呈大幅下降趋势，合成氨工业耗煤量呈小幅下降趋势，制甲醇、制电石耗煤量稳步减少。新型煤化工耗煤量稳中有增，国家明确推动煤炭由燃料向燃料与原料并重转变，煤制烯烃等新型煤化工产品产量持续攀升，拉动化工用煤需求量整体稳中有升。初步判断，高情景下，未来3年化工行业煤炭需求年均增量在1500万～2000万吨，至2025年达到3.8亿吨左右。低情景下，未来3年化工行业煤炭需求年均增量约1000万吨，至2025年达到3.6亿吨左右。
冶金用煤进入峰值平台。综合考虑技术进步带动电炉钢比重不断提升、固定资产投资仍将担当拉动经济发展主动能的重要角色、新型基础设施建设加快布局等因素，“十四五”时期全社会钢铁需求预计出现峰值拐点。高情景下，经济向好态势下，房地产和基建投资发力，但行业周期性调整及外部需求减弱，预计未来3年钢铁行业煤炭需求量将分别为6.90亿吨、6.87亿吨和6.73亿吨。低情景下，经济发展低于预期，钢材等主要产品内外部需求量呈持续下降趋势，行业能（煤）耗进一步降低，未来3年钢铁行业煤炭需求量将分别为6.8亿吨、6.7亿吨和6.6亿吨。
建材用煤进入下滑通道。“十三五”以来，我国铁路、公路、水利等基础设施建设达高饱和状态，房地产行业发展趋缓，城市棚户区改造工程基本完成。“十四五”中后期，受房地产等主要下游行业景气度下行影响，我国水泥、玻璃、陶瓷等建材行业主要商品需求预计整体低位运行，预计未来3年行业煤炭需求量每年减少1500万～3000万吨，到2025年耗煤总量或降至4.7亿～4.8亿吨。
此外，全社会煤炭需求还包括农林牧渔、批发零售、居民消费、工业小锅炉等较为分散的煤炭消费，当前这些行业部门煤炭消费总量仍维持在3.5亿吨左右。未来3年若进一步加大散煤治理力度，预计每年削减潜力为1000万～2000万吨。
“十五五”时期及更长远期，我国在实现碳达峰目标后，将进一步加速推动现代能源体系建设，加快实现非化石能源对传统化石能源存量替代，特别是随着现代产业体系建设的日渐成熟，钢铁、建材、化工等行业煤炭需求将逐步下降。
一是电力行业在分别考虑低碳发展和安全运行等因素影响下，行业煤炭需求量和达峰时间短期内存在较大不确定性，初步判断长期来看，煤电将完成基础性电源向调节性电源转变。二是钢铁行业煤炭需求量短期内处于高峰平台阶段，2030年前后，行业煤炭需求可能出现峰值拐点，中长期，随着钢铁需求减量和电炉钢的发展，行业煤炭需求量快速下降。三是建材行业短期内处于相对稳定阶段，中长期，随着城镇化进程趋缓，传统基建逐步饱和，煤炭行业煤炭需求量逐步降低。四是化工行业发展受政策和市场发展制约较多，行业前景不甚明朗。近期和中期，新型煤化工发展可能拉升行业煤炭需求在2.9亿吨以下；远期来看，化工用煤可能加速原料化和材料化转变。五是2030年以后，全社会逐步实现散煤清零（见表1-3）。
表1-3 我国分行业煤炭需求预测 单位：亿吨
此外，作为国际公认的有效减碳途径之一的CCS和CCUS技术，其发展将是未来全球走向净零排放的关键支撑，也是我国实现碳中和目标的技术保障。目前，国内相关技术攻关和试点示范正在稳步推进，未来该技术的成熟运用将在一定程度上改变现有煤炭乃至化石能源消费格局。
我国聚煤盆地主要是在晚古生代和中新生代形成，在其形成和演化过程中又明显受控于古亚洲洋构造域、特提斯构造域、环太平洋构造域和蒙古—鄂霍茨克构造域的形成和演化影响。这些构造域的相互作用干涉或先后叠置，使我国的聚煤盆地具有明显的东西差异和南北差异，这样的差异导致煤系的赋存也有较大差异。煤田构造格局可划分为：
第一，以贺兰山—龙门山南北向一级构造带分划的两大构造区域：东部构造区城、西部构造区域；
第二，两条东西向一级构造带（阴山—燕山构造带、昆仑—秦岭构造带）与南北向一级构造带组合划分的五大赋煤构造区：东北赋煤构造区、华北赋煤构造区、西北赋煤构造区、华南赋煤构造区、滇藏赋煤构造区；
第三，北北东向重力梯度带表征的大兴安岭—太行山—武陵山构造带与贺兰山—龙门山南北向构造带分划的三大煤系变形带：东部复合变形带、中部过渡变形带、西部挤压变形带。
与此同时，自晚古生代以来，相继经历了古亚洲地球动力学体系、太平洋地球动力学体系和特提斯地球动力学体系，并在其作用下，我国大陆构造演化兼具时空非均匀性、基底属性和地层结构的复杂性等特性，煤系变形格局呈现出复杂而又有序的总体面貌。与大陆岩石圈构、构造基本格局相似，煤系变形分区、分带组合可划分为三大区域：
第一，东部复合变形区。大兴安岭—太行山—武陵山以东，煤系后期改造显著且多样化，秦岭—大别山以挤压背景为主，华北和东北则以伸展背景为主。煤系变形分区以北东—北北东向布、平行排列的条带结构组合为基本格局，变形幅度和强度由东向西递减。
第二，西部挤压变形区。贺兰山—龙门山以西，煤田构造格局以挤压体制为特色，煤系变形分区组合呈北西—北西西—北北西弧形展布，变形强度向北递减。煤系变形分区组合由滇藏聚煤区的平行条带结构，转换为西北聚煤区多中心的环带结构。
第三，中部过渡变形区。大兴安岭—太行山—武陵山与贺兰山—龙门山之间的南北向过渡带，地壳结构稳定，煤盆地演化以继承性为特征，鄂尔多斯盆地和四川盆地煤系变形分区呈现出典型“地台型”同心环带结构。
我国煤炭资源受成煤环境和后期构造运动影响，埋藏深度差异较大，一般东部煤层埋藏深，西部煤层埋深较浅。截至2019年年底，我国累计探获煤炭资源储量为14460.65亿吨，保有资源储量为13841.18亿吨。在已开展勘查工作获得的煤炭资源储量中，全国埋深小于1000米的资源储量为12474.36亿吨，埋深1000～1200米的资源储量为530.57亿吨，大于1200米的资源储量为836.25亿吨。全国煤炭勘查区勘探资源量为1908.34亿吨，设计可采储量1811.08亿吨，生产煤矿保有资源量3062.34亿吨（见表1-4）。
表1-4 我国煤炭资源埋深储量统计 单位：亿吨
续表
资料来源：谢和平，任世华，吴立新.煤炭碳中和战略与技术路径［M］.北京：科学出版社，2022.
分区域看：
①黄河流域。黄河流域是我国最重要的煤炭资源富集区，累计探获资源储量8952.69亿吨，保有资源储量8498.03亿吨。黄河流域的煤炭资源主要分布在内蒙古、山西、陕西、宁夏、河南、甘肃6省（区），具有资源丰富、分布集中、品种齐全、煤质优良、埋藏浅、易开发等特点。在全国已探明储量超过100亿吨的26个大煤田中，黄河流域有12个。该区域煤炭勘查区勘探资源量711.29亿吨，设计可采储量1191.99亿吨，生产煤矿保有资源量2006.72亿吨。黄河流域流经宁东、陕北、神东、晋北、晋中、晋东、黄陇、河南和鲁西9个大型煤炭基地，探获资源储量占全国14个大型煤炭基地总量的45.04%，1000米以浅预测总量占39.30%，1000～2000米以浅预测总量占33.19%。
②东北区。东北区主要包括辽宁、吉林、黑龙江三省含煤区。该区绝大多数煤炭资源为褐煤和长焰煤，局部地区分布低变质烟煤和高变质无烟煤。东北区煤炭探获资源储量347.23亿吨，保有资源储量309.12亿吨。煤炭勘查区勘探资源量45.28亿吨，设计可采储量55.04亿吨，生产煤矿保有资源量127.2亿吨。
③京津冀区。京津冀区包括河北、北京、天津。该区煤类丰富，包括气煤、气肥煤、肥煤、焦煤和瘦煤，也有贫煤和无烟煤少量分布，总体以中变质烟煤为主。京津冀区煤炭探获资源储量154.42亿吨，保有资源储量128.22亿吨。煤炭勘查区勘探资源量4.65亿吨，设计可采储量32.74亿吨，生产煤矿保有资源量67.57亿吨。
④东南区。东南区包括安徽、江苏、浙江、福建、江西、湖南、湖北、广东、广西、海南。该区煤类以贫煤、无烟煤为主，其次为褐煤，其他煤类较少。煤的硫分较高，高硫煤占40%以上，灰分以中灰煤为主，部分为中高灰煤，低灰煤较少。东南区煤炭探获资源储量32.21亿吨，保有资源储量24.48亿吨。煤炭勘查区勘探资源量39.6亿吨，设计可采储量116.5亿吨，生产煤矿保有资源量190.2亿吨。
⑤西南区。西南区包括贵州、云南东部、四川东部以及重庆。该区煤炭变质程度差别较大，云南65%为褐煤，30%为焦煤和无烟煤；贵州65%为无烟煤，30%为肥煤、焦煤、瘦煤和贫煤；四川东部70%为贫瘦煤、贫煤和无烟煤。西南区煤炭探获资源储量2126.02亿吨，保有资源储量2094.83亿吨。煤炭勘查区勘探资源量548.13亿吨，设计可采储量92.83亿吨，生产煤矿保有资源量173.5亿吨。
⑥新疆区。新疆区分为北疆区和南疆区。北疆区煤炭探获资源储量2551.60亿吨，保有资源储量2533.30亿吨。煤炭勘查区勘探资源量517.71亿吨，设计可采储量232.93亿吨，生产煤矿保有资源量396.63亿吨。南疆区煤炭探获资源储量75.85亿吨，保有资源储量73.63亿吨。煤炭勘查区勘探资源量12.41亿吨，设计可采储量6.5亿吨，生产煤矿保有资源量20.98亿吨。
⑦西藏区。西藏区主要为四川西部、云南西部及西藏地区。西藏区煤炭探获资源储量5.32亿吨，保有资源储量5.29亿吨。无生产煤矿。
我国煤炭资源区域分布不均，总体上呈西多东少、北富南贫的特点。东部开发历史长，资源面临枯竭；中部和东北部开发强度大，接续资源多在深部，潜力不大；西部越来越成为生产重心，资源丰富，开发潜力大。未来一段时期，我国煤炭开发还将继续西移，晋陕蒙新将成为煤炭供应保障的重点区域。
大型煤炭基地供应主体地位逐步深化。进入21世纪，中国依托大型煤炭基地的煤炭供应体系逐步形成。“十五”时期，国家明确要求建设13个大型煤炭基地，主要位于山西、内蒙古、陕西、宁夏、安徽、贵州、黑龙江、山东、河南等省（区），“十一五”又将新疆整体作为第14个大型煤炭基地。“十一五”末期，全国大型煤炭基地煤炭产量达到28亿吨，占全国煤炭生产总量的87%；2018年，全国大型煤炭基地煤炭产量达到37亿吨，占全国煤炭总产量的97%。
建立了以大集团和大煤矿为主导的建设格局。“十三五”以来，依托大型煤炭基地建设，全国煤炭供应强力保障国民经济稳步发展。随着山西、山东等地区大力推进煤炭企业兼并重组步伐，煤炭行业生产集中度也进一步提升。2020年，我国前4家煤炭企业为国家能源投资集团、晋能控股集团、新组建的山东能源集团和中煤能源集团，其各自煤炭年产量均在2亿吨以上，分别为5.3亿吨、3.1亿吨、2.7亿吨和2.2亿吨，合计产量为13.3亿吨，占全国煤炭总产量的34.1%。2022年，国有大型煤企的战略地位和重要作用越发凸显，原煤产量亿吨级企业扩大至7家，分别是国家能源投资集团、晋能控股集团、山东能源集团、中煤能源集团、陕西煤业化工集团、山西焦煤集团和潞安化工集团，七大亿吨级煤炭企业产量合计约20.6亿吨、同比增长6.4%，占全国煤炭总产量比重约45.8%，较上年提升2.7个百分点（见表1-5）。
表1-5 2022年我国煤炭企业煤炭产量5000万吨以上企业名单
续表
资料来源：中国煤炭工业协会。
我国煤炭资源经过多年的高强度开发，也面临诸多问题和挑战：
一是资源总量丰富但优质炼焦煤稀缺，实际剩余可采资源量并不乐观。据原国土资源部统计，截至2018年年底，我国保有查明煤炭资源储量约1.7万亿吨。尽管各个煤化阶段的煤炭资源种类齐全，但结构并不均衡，炼焦煤资源相对稀缺，占资源总量的18%左右，优质主焦煤和肥煤更是占3%左右。从开采条件来看，可供露天开采储量占总储量的6%～7%，且以变质程度较低的褐煤为主；目前井工矿产量占比约80%，开采条件较差，未来随着采深增加，开采难度、开采成本和安全生产压力还将进一步加大。从剩余可采资源来看，国家能源投资集团课题组等相关资料显示，全国生产、在建、规划3类煤矿剩余可采资源共计约4660亿吨，考虑落后产能退出、回采率等因素，实际剩余可采资源量并不乐观。
二是传统产区资源接续压力大，新疆基地远离市场。分区域看，我国东部煤炭开发历史长、资源枯竭问题较为突出，目前资源储量占全国的3%左右（不含东北），主要产煤省河北、山东煤炭产量预计10年内减幅超半；中部、东北部开发强度大，接续资源多在深部，潜力不大，目前资源储量占全国的20%左右，其中主产省山西近两年处于超负荷生产状态，浅部资源不足，后期稳产压力大；西部一批主力矿区接续问题较为突出，特别是神东等开采年限较长的矿区的煤矿已经进入残采期，面临较大的资源接续压力，而资源储备充足的新疆由于远离市场，开发潜力受到制约。
三是资源开发制约问题较多。除安全监管、环保督查趋严、开采条件变差以及土地征用、三下压煤等问题对煤矿生产形成一定“制约”外，生态保护对煤炭资源形成的压覆问题成为煤炭资源开发的重大制约。现阶段我国煤炭产量的70%集中于黄河领域，生态约束日益增强。而我国自然保护区、水源保护区等的划定尚未建立相关部门的协调统筹机制，一些地方的生态红线划定不尽科学，存在没有遵循煤矿开发基本规律、对煤炭企业征求意见不够等问题，导致一些主产区资源压覆较为严重，一些优势资源得不到开发。比较典型的是，蒙西一些待开发煤炭资源受制于水源地保护，开发进度严重滞后；蒙东的一批大型安全高效露天煤矿规划项目，受严苛的草原保护影响，开发建设的可能性越来越小，影响了东北三省煤炭供给。
“十三五”末期全国各类煤矿总规模超过50亿吨/年。根据国家煤矿安全监察局统计数据，全国安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿产能为36.1亿吨/年；根据各省（区、市）建设煤矿登记公告，全国已核准或审批的建设煤矿包括新建煤矿、改扩建煤矿、技术改造煤矿、资源整合煤矿，规模为15.8亿吨/年，其中已建成投入联合试运转煤矿为5.3亿吨/年，尚未建成煤矿为10.5亿吨/年；根据调研统计数据，全国尚有未公告的停产停建煤矿、已列入关闭退出计划煤矿为1.7亿吨/年。其中：
（1）合规生产煤矿产能为41.4亿吨/年。合规生产煤矿是指具备生产资格的煤矿，包括两部分：一是安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿；二是已核准或审批建设煤矿中已建成的联合试运转煤矿。截至2019年年底，全国合规生产煤矿产能41.4亿吨/年，其中安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿产能为36.1亿吨/年，已建成进入联合试运转的煤矿产能5.3亿吨/年。
（2）合规建设煤矿规模为10.4亿吨/年。为便于分析全国煤矿产能变化趋势，合规建设煤矿仅指已核准或审批且尚未建成的煤矿，不含已建成进入联合试运转的煤矿。截至2019年年底，新建、改扩建、技术改造、资源整合等尚未建成的煤矿规模为10.4亿吨/年。
“十四五”初期，煤炭产能核增有序推进。我国立足能源资源禀赋，统筹发展与安全，特别是推动煤炭增产保供以来，全国煤炭产能核增工作成效显著。2022年年初，国家发展和改革委员会发布《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省（区）和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨以上。中国煤炭工业协会数据显示，截至2020年年底，我国煤炭生产矿井产能合计约41亿吨/年。2021年能源安全保供政策实施以来，全国共核增煤炭产能约5亿吨/年，综合产能改扩建、新增投产、报废淘汰等因素，当前全国煤矿产能约55.3亿吨/年，其中动力煤种产能合计约41.7亿吨，炼焦煤种产能合计约13.6亿吨。据国家矿山安监局监测，自2021年9月以来，共核增煤炭产能4.9亿吨/年。另据国家发展和改革委员会、国家能源局统计，自2018年以来，累计核准新建煤矿产能为4.3亿吨/年（见图1-10）。
图1-10 2001年以来我国原煤开采新增生产能力
资料来源：国家能源局。
预计2025年、2030年全国分别生产原煤40亿吨、35亿吨。煤炭是我国长期以来的主体能源，原煤产量占一次能源生产总量比重仍维持在65%以上。“十三五”时期，我国煤炭行业深入推进供给侧结构性改革，加快淘汰老旧小煤矿矿井，着力提升煤炭核心产区和千万吨级现代化煤矿建设，全国煤炭产量较为稳定。但随着可再生能源快速发展，煤炭占一次能源生产总量的比重连续下滑至2020年的67.5%（见图1-11）。近年来，国家统筹发展与安全，坚持先立后破，高度重视能源保供工作，多措并举推动煤炭增产增供和市场稳定，全国煤炭生产实现较快增长，有力发挥了传统能源对我国能源安全的兜底保障作用。当前，我国加快构建新型能源体系，但煤炭主体能源地位不会改变，原煤占一次能源生产总量的比重将较长时间保持在50%以上；长期来看，作为高碳能源的煤炭被逐步替代是大势所趋，煤炭在能源系统中的作用将向兜底保障和调节能源转变，综合考虑煤炭资源和煤矿产能变动情况，未来原煤产量占一次能源生产总量的比重将延续不断下降总体趋势。由于历史原因形成的部分资源整合煤矿和技术改造煤矿，因资源储量不多、有关手续办理困难等因素，已无继续建设价值，未来分类处置退出的可能性较大。
图1-11 2000—2022年我国一次能源生产总量及煤炭占比情况
资料来源：国家统计局。
参照当前全国各类煤矿生产设计情况，“十四五”后3年我国煤炭行业平均产能利用率将保持当前82.5%的水平，2025年全国煤炭产量预计为40.3亿吨。“十五五”时期，我国稳步推进煤矿弹性产能建设，煤炭行业平均产能利用率或有所下降，但在保障矿井基本收支平衡的前提下，总体仍需维持在75%以上，预计到2030年全国煤炭产量为35.0亿吨。
“十四五”时期我国主要煤炭生产基地建设要求如表1-6所示。
表1-6 “十四五”时期我国主要煤炭生产基地建设要求
续表
资料来源：《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》。
各地区煤矿产能有效系数出现分化。煤矿产能有效率是有效产能与证载产能的比值，反映的是各地区煤矿历史整体产能与产量之间的一般规律。根据国家能源投资集团技术经济研究院资料，由于资源禀赋、开发历史、开采强度、安全条件等因素，我国不同地区煤矿产能整体有效系数差异较大。内蒙古和陕西煤炭资源丰富、开采条件好、安全保障程度高，且近10余年来新建大型现代化煤矿产能占比较大，煤矿产能整体有效系数可达到1。山西煤炭资源丰富，开采条件较好，但开采历史长、开发强度大，已进入衰老报废期的煤矿规模较大，产能整体有效系数相对较低，未来10年逐步下降到0.90左右。河北、山东、安徽、河南、宁夏部分矿区进入资源枯竭衰老报废期，且开采深度不断增加，安全生产风险较大，越来越多的煤矿难以达到证载产能，整体有效系数将逐步下降到0.85～0.75。辽宁、吉林、黑龙江、湖南、贵州、云南的煤炭资源开采条件较差，单井规模小，高瓦斯、煤与瓦斯突出等灾害严重，多数煤矿证载产能虚高，产能整体有效系数为0.70～0.75。其他省（区、市）煤炭赋存条件差，且产能规模低，产能整体有效系数在0.70以下。随着浩吉、瓦日等运煤专干线建成投产，我国“北煤南运”“西煤东送”规模日益扩大，未来煤炭开发布局进一步向中西部主产区聚集，“东减中控西增”仍是未来煤炭开发的主要趋势。
需要注意的是，当前我国煤炭生产资源接续问题不容忽视。一方面，生产煤矿资源枯竭报废规模逐步扩大。由于部分主要产煤地区煤炭资源开采历史长、开发强度大，一些矿区已陆续进入资源枯竭期，未来煤矿衰老报废规模将越来越大，其中主要集中在河北、山西、山东、河南等地。“十四五”时期，除部分煤矿因资源枯竭衰老报废外，还将继续淘汰一批落后产能，预测全国将报废退出和淘汰关闭煤矿产能38亿吨/年，到2025年年末合规生产煤矿产能下降到37.6亿吨/年。“十五五”时期，煤矿关闭退出以资源枯竭煤矿为主，预测全国将衰老报废煤矿产能4.5亿吨/年，到2030年年末合规生产煤矿产能进一步下降到33.1亿吨/年。另一方面，部分合规建设煤矿难以建成投产。《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》指出，“十四五”时期，我国将加快大型煤炭基地建设，但由于以下两个方面原因，部分煤矿难以继续建设。一是历史原因形成的部分资源整合煤矿和技术改造煤矿，因资源储量不多、有关手续办理困难等因素，已无继续建设价值，未来分类处置退出的可能性较大。例如，山西资源整合煤矿规模约2.0亿吨/年，难以建成投产的煤矿约1.4亿吨/年；内蒙古技术改造煤矿规模约1.1亿吨/年，难以建成投产的煤矿约0.6亿吨/年；贵州资源整合煤矿和技术改造煤矿规模约1.4亿吨/年，难以建成投产的煤矿约1.1亿吨/年。二是部分新建煤矿因环境敏感、区位市场、投资成本等因素，难以继续建设。例如，内蒙古的塔然高勒煤矿、谢尔塔拉露天煤矿、胜利东二号露天煤矿及甘肃的马福川煤矿。“十四五”期间，合规建设煤矿除难以继续建设的煤矿外，其他煤矿均建成投产，到2025年形成新增产能约6.3亿吨/年。
“十三五”以来，新疆煤炭资源开发进入加速阶段。2018年、2021年和2022年全区原煤产量相继突破2亿吨、3亿吨和4亿吨。作为全国第四大煤炭产区，新疆煤炭产能加速释放，积极缓解了相关省份能源供应偏紧形势。近年来，在全国煤炭供需整体处于紧平衡、煤价高位运行的大背景下，在巩固扩大甘肃、西南等传统外部市场占有率的基础上，积极开拓宁夏、青海、华中、华南等市场，并首次实现将煤炭通过京唐港等港口水运至东南沿海省份，煤炭销售覆盖全国29个省份，为保障国家能源安全做出了积极贡献。2022年，“疆煤外运”量实现翻倍，达到5493万吨。其中甘肃、宁夏、青海、四川、重庆和云南分别占43%、31%、8%、7%、4%和3%（见图1-12）。
图1-12 2022年新疆煤炭资源调出结构
资料来源：中国煤炭市场网。
新疆煤炭资源丰富，具备建设大型煤炭基地的基础条件。根据全国第三次煤炭资源预测与评价成果，新疆在垂深2000米以浅、面积7.64万平方千米范围内，煤炭预测资源量为2.19万亿吨，占全国预测资源总量的40%，居全国首位。新疆煤田具有煤层厚度大、煤层多、地质构造简单、开采成本低等特点，分布于天山南北两侧，适合建设大型、特大型现代化安全高效煤矿。已探明多个百亿吨级的煤田，主要分布在准东、沙尔湖、托里—和什托洛盖、大南湖—梧桐窝子、伊宁、三塘湖—淖毛湖等煤田。侏罗纪是新疆主要的成煤年代，具有低灰（部分为特低灰，为3%～5%）、特低硫、特低磷、发热量高等特征，属于优质动力煤和化工原料用煤（见表1-7）。在“双碳”目标背景下，国家在疆内“沙戈荒”兴建风电、太阳能项目，大力开发新能源，并加速推动“疆电外送”第三条通道和规划设计第四条通道，这需要更大力度地开发新疆煤炭资源，全力支撑新疆国家能源资源战略基地建设。
表1-7 新疆煤炭资源主要富集区分布情况 单位：亿吨
续表
资料来源：《新疆准东经济技术开发区“十三五”规划》，略有修正。
依托丰富的煤炭资源和现代化大规模开发，新疆煤炭生产成本普遍低于内地，据调研，五彩湾等露天煤矿开采成本仅80元/吨。随着新疆加快建设国家能源资源战略基地，升级扩能疆内煤运网络体系，“疆煤外运”将有效补充接续晋陕蒙等地煤炭产能，保障全国能源安全。据调研了解，计划到2025年，新疆区内原煤生产将突破5亿吨、“疆煤外运”突破1亿吨；到2035年，新疆区内原煤生产将突破10亿吨、“疆煤外运”突破5亿吨，原煤生产量或占全国煤炭需求量的1/3，煤炭调出量支撑全国1/5的煤炭需求。与此同时，随着跨国能源基础设施互联互通、中欧班列经新疆驶出，新疆辐射中亚能源经济的桥头堡地位更加明显，俄蒙哈等地能源资源进口将有力补充北疆、南疆能源需求，也将进一步支持“疆煤外运”。
为满足我国经济社会的发展要求，特别是保障沿海地区用能用电安全，我国近年加大进口煤炭调节力度，“十三五”时期煤炭年进口量达2.5亿吨以上，且呈逐年递增趋势。近年来，受煤炭供给侧结构性改革及煤炭供需矛盾突出影响，进口煤在我国煤炭市场的重要性日益凸显。从来源结构看，当前印度尼西亚、俄罗斯和蒙古国是我国煤炭进口三大来源，而过去澳大利亚煤炭长期占我国煤炭进口的1/4左右；从煤种结构来看，2022年我国进口褐煤1.30亿吨、炼焦煤0.64亿吨和无烟煤及其他煤种1.0亿吨，同比分别增长10%、17%和-34%。近年来，我国进口澳大利亚优质动力煤数量大幅减少，而热值较低的褐煤占比显著提升，其中自印度尼西亚和俄罗斯进口褐煤量同比分别提升13.1%和80.0%。综合国际煤炭市场供需、主要煤炭产需国进出口趋势、国内煤炭产需格局，国家能源集团等预测2025年、2030年我国煤炭净进口量将分别缓慢下降到2.5亿吨、2亿吨左右。
全球动力煤市场呈现出以消费为主导的区域性显著特征，总体上形成了传统的欧美市场、亚太市场两大主要部分，其中亚太市场可细分为东北亚市场、东南亚市场及南亚次大陆市场3个重点区域。
近年来，全球动力煤贸易量维持在10亿吨左右，约占全球煤炭贸易量的77%，其中海运贸易约占90%。从区域市场来看，目前亚太市场和欧美大西洋市场占总贸易量的比重基本稳定在77%和23%。印度尼西亚和澳大利亚是动力煤出口大国，两国出口占比合计约60%，其中印度尼西亚近10年来出口量快速增长，超过澳大利亚成为世界最大的动力煤出口国。在亚太市场中，我国国内市场约占45%，东北亚市场约占25%，东南亚及南亚次大陆市场约占30%。
从发展趋势来看，全球动力煤贸易总量将稳中有升，欧美市场加速向天然气和可再生能源转换，动力煤进口需求明显减弱，全球动力煤消费重心会进一步向亚太地区集中，特别是南亚和东南亚部分国家煤炭消费快速增长，动力煤进口需求强劲。预测2025年、2030年我国进口量分别为2亿吨和1.7亿吨。
受炼焦煤资源储量及品种分布不均衡、主要炼焦煤出口国生产集中度较高、钢铁工业产能与炼焦煤产能分布总体错位等因素影响，长期以来形成了相对统一的全球炼焦煤市场。近年来，全球炼焦煤总贸易量保持在3亿吨左右，总体上形成了以澳大利亚、北美为主要出口源，以东亚为主要进口源的贸易格局。炼焦煤出口集中在澳大利亚、美国、加拿大、俄罗斯和蒙古国，其中澳大利亚约占全球出口总量的63%，美国和加拿大占21%。炼焦煤进口主要集中在亚太地区、美洲的巴西和欧洲的传统进口国，其中亚洲国家炼焦煤进口量占全部贸易量的2/3。从发展趋势来看，未来全球炼焦煤贸易总量将保持平稳。具体来看：一方面，澳大利亚因焦煤品质、区位等综合优势，未来出口预计仍维持增长；蒙古国产能具有较大的增长空间，未来有望进一步扩大对中国炼焦煤出口量。另一方面，印度炼焦煤需求仍将保持快速增长，中国对优质炼焦煤需求小幅增加，而东北亚的日韩及欧洲传统进口国则短期基本稳定、长期呈逐步下降态势。
我国优质炼焦煤资源短缺，资源区域分布不合理，华北赋煤区硫分有升高趋势，东北赋煤区面临资源枯竭，晋陕蒙等主产区炼焦煤资源剩余可采年限普遍不足20年。尽管生铁、粗钢等主要产品产量趋于下降，但“十四五”“十五五”时期我国仍需年进口5000万吨以上优质炼焦煤，需要有效拓展俄罗斯、蒙古国等国炼焦煤进口规模，有力补充国内刚需缺口。
1.印度尼西亚
印度尼西亚煤炭资源探明储量约为280亿吨，煤炭资源现状占世界总探明储量的3.1%，储采比为61。煤炭的变质级别为中低级别，煤种齐全。煤种主要是褐煤/低阶煤（58.63%）、次烟煤（26.63%）、烟煤（14.38%）和无烟煤（0.36%）。煤质具有高水分、低灰分（通常小于10%）、低硫分（通常小于1%）、高挥发的特性。印度尼西亚开采的动力煤发热量GAR（收到基高位发热量）基本位于3000～6000kcal/kg。该国含煤省主要有6个：南苏门答腊省、东加里曼丹省、南加里曼丹省、占碑省、廖内省、中加里曼丹省，六省的资源量和储量分别占全国的97.7%和99.8%。全国产量的91%产自东加里曼丹省和南加里曼丹省，9%来自南苏门答腊岛南部。煤炭运输以海运和内河的驳船运输为主，煤炭产地距离港口较近，运输成本低廉。由于煤层一般埋藏较浅，99%为露天开采方式。
印度尼西亚是全球最大的动力煤出口国，占全球煤炭贸易量的此重超过13%，出口主要面向亚洲国家，中、印、韩、日占其出口总量的70%以上，尽管印度尼西亚煤炭的发热量较低，但印度尼西亚的地理位置决定了其煤炭在运费上的竞争力。相比澳大利亚，印度尼西亚每吨煤炭运输成本比其低3～6美元，运输的天数可节省4～5天。通过部分中国电厂掺烧印度尼西亚煤的试验可知，印度尼西亚煤具有带负荷能力强、粒度均匀等优势，因此在中国南方沿海城市有较强的竞争优势。
2.蒙古国
蒙古国含煤面积巨大，根据来源、年代、煤质、构造和层位，可以划分为12个含煤盆地和3个含煤区，探明煤炭总储量为1623亿吨。蒙古国煤炭质量好，多数煤炭为低灰、低硫、低磷；煤层厚，一般露天煤矿的煤层厚度可达30～50米，是世界上最适合露天开采的资源地之一。蒙古国煤炭资源在全国各地均有分布，而焦煤主要集中在南蒙古和西蒙古，褐煤集中在中蒙古，次烟煤集中在东蒙古。蒙古国现在已经发现的煤矿数量大约有300个，分布在15个煤盆地。其中，靠近中国的南戈壁地区是蒙古国重点打造的世界级煤矿区，即将开采的世界最大的焦煤矿塔旺陶勒盖煤矿就位于南戈壁省。蒙古国煤炭生产商平均现金成本为30美元/吨，相当于我国的一半左右。蒙古国已成为我国第一大焦煤进口国。海关总署数据显示，2022年我国累计进口炼焦煤6383.84万吨，其中，进口蒙古国焦煤2561.11万吨，占比达到40.12%，其中策克口岸和甘其毛道口岸进口量约各占50%。在煤质方面，蒙煤的特点是低硫、低灰、易洗选。与其他进口煤种相比，从品质上看，蒙古国5号精煤是最接近当前大商所焦煤交割指标的品种，同时也最具交割经济性；从质量上看，蒙煤、澳煤都是优质煤种，都满足大商所交割要求，但蒙古国5号精煤硫分比澳煤稍高，黏结指数稍低，整体质量比澳煤稍次。蒙古国包括铁路、公路、电力和通信在内的基础设施都严重不足，目前每百平方千米铁路和公路密度分别只有0.12千米和3.13千米，分别不到世界平均水平的1/6，这严重制约着煤炭资源的开发与合作。
3.俄罗斯
俄罗斯煤炭储量为1570亿吨，其中包括无烟煤和烟煤490.9亿吨，亚烟煤和褐煤1079.2亿吨。近94%的资源集中在西伯利亚和远东地区。俄罗斯是最大的烟煤、焦煤和动力煤出口国之一，出口的优质煤炭中，60%以上由库兹涅茨克矿区公司供应。传统销售地为欧洲国家，优质进口动力煤能够保障欧洲热电站的需求。西欧和南欧国家共需要近6500万吨俄罗斯煤炭。已探明储量的一半以上是优质煤，灰分含量（低于15%）和硫含量（不超过1%）均较低。焦煤储量超过俄罗斯煤炭总储量的20%，其中200亿吨是优质品；将近60%的焦煤集中在库兹巴斯（克麦罗沃地区），约20%在萨哈共和国（雅库特）南雅库特矿区，11%在科米共和国的伯朝拉矿区，还有9.5%位于图瓦共和国。许多矿区都位于开发程度较低的高寒地区，生产及运输成本高。2023年3月《中华人民共和国主席和俄罗斯联邦总统关于2030年前中俄经济合作重点方向发展规划的联合声明》明确中俄将扩大贸易规模，加强能源重点领域长期合作，共同维护两国和全球能源安全，促进全球能源转型。未来，自俄进口煤炭或成为我国煤炭进口增量主要来源，将极大地补充我国东北地区等煤炭安全供应。
4.美国
美国是全球煤炭储量最丰富的国家之一。根据《BP世界能源统计年鉴》，截至2020年年底，美国煤炭探明储量达2489亿吨，约占全球探明储量的23.2%。资源富集于东部和中西部地区，存有波特河、阿巴拉契亚和伊利诺依三大煤田，蒙大拿、怀俄明、伊利诺依、科罗拉多、宾夕法尼亚、俄亥俄、西弗吉尼亚和肯塔基州八州煤炭储量合计约占84%。煤炭品种以炼焦煤资源为主，约占探明储量的35%，广泛分布于阿巴拉契亚山脉及东部地区。美国是全球第四大煤炭出口国，相较持续萎缩的国内煤炭市场，正逐步开拓全球煤炭市场，国际煤炭市场地位仅次于印度尼西亚、澳大利亚、俄罗斯三国。近年来，美国煤炭产量中15%左右用于出口，出口总量保持在6000万吨以上，主要出口至欧洲、中北美洲、东亚、印度及非洲等地。随着全球经济回暖，各国煤炭需求增长，美国煤炭出口市场进一步扩大，IEA最新数据显示，2021年煤炭出口量超8000万吨，同比增长27%左右，其全球贸易煤炭贸易份额继续保持在6%左右。
5.澳大利亚
澳大利亚已探明无烟煤和烟煤储量为760亿吨，居全球第四位。另有褐煤探明储量490亿吨，约占全球探明储量的19%。澳大利亚拥有21个主要的黑煤盆地和5个褐煤盆地，遍布澳大利亚各州，黑煤集中分布在昆士兰州（60%）和新南威尔士州（37%），褐煤集中分布在维多利亚州和南澳大利亚州。澳大利亚动力煤品质高，发热量高，水分适中，含硫较少。炼焦煤煤种包括硬焦煤、软焦煤、半软焦煤和喷吹煤，含硫量为0.3%～0.8%。有36%的烟煤具有焦炭的质量，属于优质炼焦煤。目前主要开采的博文煤田和悉尼煤田煤系地层赋存浅、以近水平煤层为主。露天矿开采深度一般为60～80米。井工矿开采深度平均为250米，倾角一般不超过10°，中厚煤层居多，瓦斯含量不高，适合房柱和长壁开采。澳大利亚是世界重要煤炭出口国，炼焦煤是其主要出口产品，占全球跨国贸易一半左右；动力煤出口量占全球比重在20%左右。煤炭产地主要分布在东太平洋沿岸200千米范围内，到港口运距短。
我国煤炭生产和消费的逆向分布推动形成了“北煤南运”“西煤东送”的总体运输格局。经过多年发展，特别是改革开放以来，铁路、公路、水路运输能力均得到有力增强，煤炭运输面貌发生根本改变，已基本形成以铁路运输为主、水路运输为辅、公路运输为补充的综合运输体系。近十余年来，我国建立起了较为完善的煤炭供应体系，全国煤炭供需格局总体宽松，煤炭产销分离困境有所缓解。
改革开放以来，随着我国煤炭消费量快速增长和生产开发布局的加快西移，跨大区间的煤炭调运需求不断提高。铁路规划始终将煤运通道建设作为重中之重，煤运通道、基础设施、集疏运体系不断得到完善，铁路运输能力大幅提升，运煤量持续增加。2000—2019年，铁路煤炭运量由7.32亿吨增至24.6亿吨，年均增长近1亿吨，占铁路货运量比重由41.4%上升至57.0%，占煤炭产量比重由53.1%提高至63.9%。2020年，受新冠疫情前两个季度高速公路免费通行等因素影响，铁路运煤量降至23.60亿吨、同比减少0.95亿吨，占铁路货运量比重降至53.2%，占煤炭产量比重降至60.5%（见表1-8）。
表1-8 2000—2020年全国煤炭铁路运输情况
资料来源：历年《中国统计年鉴》。
一方面，全国铁路现已形成以晋陕蒙宁能源基地煤炭外运通道为核心，由东北、西北、中南、华东和西南地区运输通道共同构成的六大区际铁路运输通道，成为承担全国范围内的“北煤南运”“西煤东送”主干运输体系。主要铁路干线煤炭占货运量的比重均在50%以上，“三西”地区主要外运通路煤炭运量比例高达90%以上。我国煤运通道总架构有华北地区的“西煤东送”通道，华北向华南、华东和华中地区的“北煤南运”通道，以及华南地区的“西煤东送”通道。铁路煤炭运量年均超过20亿吨，占全国煤炭生产总量的50%～60%。2019年，全国铁路煤炭发送量为24.6亿吨，同比增长3.2%。主要运煤通道大秦线铁路完成货物发送量6.8亿吨，占全国铁路货物发送总量的15.6%。完成煤炭发送量5.7亿吨，占全国铁路煤炭发送总量的23.1%。纵贯南北的“北煤南运”能源输送大通道——浩吉铁路，规划年运输能力2亿吨以上。
另一方面，东北、西南、新疆等部分区域仍存在运输瓶颈。为缩短货车周转时间和空车运输距离、提高货车运用效率和效益，铁路企业更倾向于将适合煤运的敞车集中运用于干线路网和大宗物资主要运输通道上，对于偏远地区以及路网末端地区，在车辆调配和空车供给方面存在明显不足。由此造成了车辆空间分布上的不平衡以及与煤运需求分布的不匹配。与此同时，煤炭生产布局持续西移，煤炭运距持续加大。由于部分主要产煤地区煤炭资源开采历史长、开发强度大，一些矿区已陆续进入资源枯竭期，“十四五”时期煤矿衰老报废规模将越来越大，其中主要集中在河北、山东、河南等地。值得注意的是，山西的资源接续问题已经显现，预计未来10～15年产能、产量将明显下降，全国煤炭增产的重心将转向陕西、蒙西和新疆，即煤炭调运的重心进一步西移，区域间煤炭调拨规模和运距进一步扩大，区域性、时段性煤炭供应紧张问题可能长期存在。
在能源安全保供形势下，中东部地区煤炭需求快速提升，进一步对煤炭资源跨区流动提出更高要求，煤炭运输体系建设仍然存在严峻挑战。根据中国煤炭市场网统计数据，2022年，内蒙古、山西、陕西、新疆四省（区）煤炭净调出量超过20亿吨，保持近年来高强度水平，特别是新疆东部吐哈地区煤炭产能加快释放，“疆煤外运”步伐加快；沿海粤、浙、苏、鲁、冀是净调入最多的5个省份，2022年煤炭净调入量分别达1.4亿吨、1.7亿吨、2.4亿吨、2.6亿吨和3.2亿吨，且呈扩大之势。
一是我国煤炭港口“北出”下水量快速增长。近年来，煤炭北方下水港增加到49个，有34个港口下水量超过100万吨。煤炭下水量前五位的港口均位于渤海西岸，比重合计占67.3%，沿海港口煤炭下水的“北出”模式未变，且继续向渤海西岸集中，长江三角洲和山东半岛南侧的集聚性也有所增强。二是煤炭接卸形成“全进”模式。2013年全国有32个港口的煤炭接卸量超过1000万吨，其中上海港仍居首位，近年来，环渤海港口的接卸量呈迅速扩大趋势，北方煤运港口不但成为煤炭下水港，而且成为接卸港。至此，我国沿海港口煤炭接卸的“全进”模式已完全形成。
未来，“北煤南运”“沿海进江”将极大满足沿海沿江地区的煤炭需求。我国煤炭跨区输运依托铁水联运主要有两条路线：一是运往上海、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等南方沿海地区；二是通过海进江运往长江中游的安徽、湖北、湖南、江西4省。从南方沿海地区供需趋势来看，2025年、2030年产需缺口比2019年分别下降0.37亿吨、0.76亿吨，京杭运河煤炭运量将增加0.15亿吨，即便在煤炭进口量分别下降0.35亿吨、0.55亿吨的情况下，对北方港口下水煤需求仍将分别减少0.17亿吨、0.36亿吨。从长江中游4省煤炭供需来看，2025年、2030年产需缺口比2019年分别增加0.37亿吨、0.43亿吨，其中湘鄂赣分别增加0.21亿吨、0.22亿吨，安徽分别增加0.16亿吨、0.21亿吨，浩吉铁路的开通运行将对湘鄂赣海进江煤炭需求形成直接替代，若运量分别增加到0.5亿吨、0.75亿吨，即便安徽新增产需缺口全部通过海进江供给，海进江煤炭需求量仍将分别减少0.34亿吨、0.54亿吨。
从2003年开始，煤炭工业协会就建议国家尽快建立煤炭资源战略储备制度。2011年国家煤炭应急储备工作会议确定神华、中煤、平煤、淮南矿业、徐矿、武汉阳逻电厂等10家大型煤炭、电力企业，以及秦皇岛、黄骅、舟山、武汉、芜湖、徐州、珠海和广州8个港口，分别作为承担第一批国家煤炭应急储备任务的承储企业和储备点，并安排了第一批应急储备计划500万吨。2014年，《煤炭物流发展规划》明确指出，到2020年，重点建设11个大型煤炭储配基地和30个年流通规模2000万吨级物流园区；培育一批大型现代煤炭物流企业，其中年综合物流营业收入达到500亿元的企业10家；建设若干个煤炭交易市场。根据《煤炭工业发展“十三五”规划》，一系列举措将有力促进煤炭服务产业发展，推进环渤海、长三角等大型煤炭储配基地和煤炭物流园区建设，实现煤炭精细化加工配送。
2020年以来，四川高兴、湖北鄂西、河南豫西、蒙东等煤炭储备基地加快建成落地，截至2022年年底，我国政府可调度煤炭储备5000万吨，全国统调电厂存煤保持1.75亿吨高位，沿海八省电厂库存可用天数为15天，东北地区电厂库存可用天数维持在20天以上（见表1-9）。“十四五”“十五五”时期，我国将继续加强地方煤炭储备和国家可调控煤炭储备建设工作，中长期我国将建立6亿吨以上煤炭储备能力，其中8000万吨为中央战略储备；引导建设1亿吨政府可调度煤炭储备。特别是在沙漠、戈壁、荒漠等大型风光基地的配套煤矿和电厂周边，以及煤炭消费地区、主产区、主要铁路运输枢纽和港口，加快建设煤炭储备基地。
表1-9 我国主要煤炭储备基地
资料来源：根据网络公开信息整理而得。
我国煤炭资源地域分布上的北多南少、西多东少的特点，决定了我国的“西煤东送”“北煤南运”的基本生产格局，并形成了以晋陕蒙辐射全国、疆煤入甘宁青、蒙东保东北、海外作补充的“一主两翼一补充”的市场格局。经过不懈努力，我国煤炭转运能力不断提高，特别是煤炭铁路运输能力大幅提高，供应保障能力持续增强。
“十四五”时期我国将重点建设包西、包兰、京九、太绥、西十和京沪第二高铁等项目，释放既有线货运和煤运能力，发挥运输主干线客货分线后综合运输能力优势；加快完成在建冯红、陶上线及宁东联络线、天陇、和邢线的通车运营，同时推进西平、宝中、大准、集通、神朔、西康、京原、侯月等既有铁路的扩能改造，进一步增强核心区及陇东基地外运能力；着力完善浩吉、瓦日、唐包、靖神等运煤专用干线集疏运体系建设，充分发挥能源运输大通道跨区长途调运的能力优势；合理布局煤炭储备基地和物流节点建设。2025—2035年，适时启动庆阳—黄陵、满洲里—伊尔施、柴达尔—镜铁山、蒲县至河津线建设，继续完善各煤运通道集疏运系统，扩大煤炭储备基地和物流节点的覆盖面，形成干支点协调、集疏运配套、铁公水合理的煤炭运输布局。
根据国家和各地区铁路发展规划，研究区域内铁路煤炭运输通道能力均可适应各规划期内煤炭调运的要求。从煤炭净调入区域来看，京津冀、苏鲁皖、东南沿海地区煤炭产需缺口逐步收缩，西南地区产需缺口保持基本稳定，东北、华中地区煤炭产需缺口继续扩大。从煤炭净调出区来看，晋陕蒙地区由于山西煤炭产量较快下降，煤炭净调出量呈逐步下降趋势；新甘青地区随着新疆煤炭产量较快增长，煤炭净调出量有所增加。从煤炭外运能力来看，2025年、2030年“三西”地区煤炭外运量分别为16.5亿吨和16.4亿吨（含蒙古国进口煤），铁路外运能力可达22.5亿吨；蒙东煤炭外运量为2亿吨左右，铁路外运能力可达3.3亿吨以上，华中和西南地区生产原煤基本留作自用。此外，随着新疆能源基地建设整体步入加速期，特别是北通道（哈密—宁夏）、中通道（兰新线）和南通道（格库线）“三线”大幅扩能改造，推动新疆煤炭外运能力2035年扩展至5亿吨/年，进一步推动吐哈、准噶尔等地资源流入内地市场。
2014年是我国煤炭供需平衡分位点。依托国内煤炭资源优势和产业规模优势，2003—2013年我国煤炭工业经历发展“黄金十年”，全国煤炭产量稳中有增，海外煤炭进口保持稳定，尽管煤炭消费量不断攀升，但国内煤炭市场相对宽松，动态库存不断增加，初步估计全社会煤炭库存在2015年前后规模已达2亿～3亿吨水平。自煤炭产业供给侧结构性改革以来，“三去一降一补”工作加快推动，全国老旧小煤矿产能加速退出，全国煤矿数量由1万处左右降至4500处左右，累计淘汰落后产能10亿吨，局部地区产能下降较多，四川、贵州、重庆产量合计下降1亿吨，山东下降3500万吨。随着全社会煤炭库存趋于减少，国内煤炭供需开始出现区域性、时段性不足现象（见表1-10）。
表1-10 2010—2022年我国煤炭供需情况 单位：亿吨
注：库存变动=生产+进口-消费-出口。
资料来源：国家统计局、海关总署、中国煤炭市场网。
2021—2022年煤炭市场供需呈紧张态势。2021年上半年受优质产能释放较为不畅、大秦线检修以及进口减少等影响，我国煤炭市场供需开始趋紧。1—6月全国煤炭供需累计缺口近3000万吨，其中4月供需缺口最大至4900万吨，这些缺口主要由全社会煤炭库存动态调剂。7—9月“迎峰度夏”，电力需求大增拉动煤炭消费快速增长，全国煤炭供需缺口超过6500万吨，这些缺口主要由全社会煤炭库存动态调剂补充。2022年，我国立足能源资源禀赋，先立后破，稳步推进煤炭增产保供工作。国家发展和改革委员会于2022年年初发布《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省（区）和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨以上。上半年全国核准煤矿项目先进产能3770万吨/年，调整产能900万吨/年，推动试生产产能6000万吨/年；全年核准煤矿项目22处、建设规模8000万吨/年，新增产能超3亿吨/年，圆满完成年初既定目标。持续推动煤炭增产保供形势下，我国煤炭产量实现较大幅度增长，煤炭供需偏紧态势得到一定程度的缓解。国家统计局公布的数据显示，2022年原煤产量同比增长10.5%，日均煤炭产量达历年最高水平。
（1）供给方面。通过前文关于我国产能现状和趋势分析及全球煤炭市场判断，可知我国当前煤矿产能约55亿吨/年，其中生产矿井合规产能约40.9亿吨。结合国家能源安全保供政策，“十四五”后3年全国仍将维持煤炭增产稳供能源工作方针，预计2025年全国煤炭产量为40.3亿吨。“十五五”时期，我国稳步推进煤矿弹性产能建设，预计到2030年和2035年全国煤炭产量分别约为35亿吨和30亿吨。
（2）进口方面。考虑我国充分利用国内市场优势，推动煤炭进口多元化进程，“十四五”时期年净进口煤炭保持2.5亿吨左右，“十五五”时期动态调整煤炭进口量有所下降但维持2.2亿吨以上水平。从中长期看，未来我国煤炭进口总量稳中有降，但进口煤炭占煤炭消费总量的比重将持续提升。
（3）需求方面。在“双碳”背景下，我国煤炭消费减量替代乃大势所趋，未来煤炭需求主要来自电力行业，在加快构建新型能源体系、加速发展可再生能源的前提下，2025年、2030年、2035年我国煤炭消费将分别降至42.2亿吨、36.0亿吨、30亿吨左右。在全社会煤炭库存维持相对稳定的前提下，未来我国煤炭供需总体趋于宽松。