进出口1510.8亿元！西部陆海新通道亮出成绩单

2010年全国装机容量96219万千瓦，比2004年增长117.5%，其中火电装机容量70663万千瓦，比2004年增长114.5%。

数据显示，截止到4月30日，秦皇岛港内外贸煤炭库存合计为491万吨，与3月末相比，减少248万吨，降幅为33.6%。另外，海运煤炭网数据显示，4月27日，环渤海5500大卡动力煤综合平均价格为808元/吨，与3月末相比，每吨上涨35元，涨幅为4.5%。

此外，国内煤炭市场需求较为旺盛，用煤企业淡季储备也陆续启动，海运煤炭需求形势较好。2.3 预计5月份煤炭价格在继续上涨后将逐步趋稳考虑到目前环渤海主要发运港煤炭库存水平整体较低，而电厂和企业用煤企业采购积极性既然较高，预计进入5月份之后，沿海动力煤价格可能会经历一段时间的继续上扬。2.2 港口煤炭发运量继续保持高位运行一方面，目前煤炭需求整体依然较为旺盛。1.3 调入不及发运 港口煤炭库存大幅下滑由于大秦铁路检修导致港口煤炭调入量受到较大影响，而港口煤炭发运量整体继续保持高位运行，煤炭调入量不及发运量，4月份，秦皇岛港煤炭库存大幅下滑。此外，当前沿海动力煤价格正处于上涨阶段，买涨不买跌的心理会使企业进一步加大煤炭采购力度。

此外，4月份，曹妃甸港和国投京唐港区煤炭库存也出现了大幅下降。1 4月份秦港煤市运行情况分析1.1 大秦铁路检修 港口煤炭调入量明显下滑4月1日开始，大秦铁路启动了为期1个月的例行检修，每天开天窗3小时。晋煤集团将持续推进与其他企业的跨区域合作，2011年的目标是在省内外形成几个大规模的煤层气开发区域，力争全年地面煤层气抽采量超过15亿立方米。

山西晋城煤业集团作为我国首个瓦斯综合治理示范基地和全国最大的煤层气开发利用企业，近年来在瓦斯抽采和煤层气开发利用方面取得了令人瞩目的成绩。武华太：2010年，晋煤集团煤层气抽采量和利用量均成倍递增，瓦斯抽采量为15.73亿立方米，占全国抽采总量的18.4%，瓦斯利用量为10.13亿立方米。用煤层气运输槽车向晋城市及周边地区居民供应民用燃气，用户达15万户。武华太：近年来，晋煤集团累计投入100多亿元用于瓦斯治理。

2010年建成了国内最大的日压缩能力100万立方米的煤层气压缩站、日处理能力90万立方米的煤层气液化厂，形成了煤层气勘探、抽采、输送、压缩、液化、化工、发电的产业链条。据悉，国家能源局组织编制的《煤层气开发利用十二五规划》即将出台，煤层气的开发利用将步入一个新的发展阶段。

2005年改装完成了压缩煤层气燃料汽车，在山西主要城市及河南焦作等地建成了24座煤层气加气站点，压缩煤层气燃料汽车达到7500多辆。下一步在煤层气开发利用上的目标是什么？武华太：十二五期间，晋煤集团规划投资400多亿元，新增2万口煤层气抽采井，形成年产能120亿立方米、年产量100亿立方米的产业规模。技术优势加上管理的专业化，使我们对发展煤层气产业充满了信心。记者：晋煤集团所在沁水盆地煤层气储量丰富，煤层气的开发利用是气化山西的题中应有之意。

晋煤集团选择了煤层条件不同的寺河矿和赵庄矿进行井上下联合抽采试验，取得了重大突破，单孔支气井抽气量最高超过了每天1万立方米，实现了由煤与瓦斯突出矿井到非突出矿井、高瓦斯煤层到低瓦斯煤层的转变。同时进一步加快管网建设步伐，落实气源，提升供气和输气能力，率先实现气化太原都市圈的目标。晋煤集团将以此为契机，加快推进煤层气产业的健康发展。其在技术、管理方面的独到之处值得其他煤炭企业借鉴。

2011年，晋煤集团还将设立具有勘探、开发、利用、研究、服务功能于一体的煤层气子集团。早在上世纪90年代初，晋煤集团就引进了先进的地面瓦斯钻井技术，在潘庄井田施工了7口地面瓦斯试验井，通过预抽采大幅度减少了规划矿井的瓦斯含量，经过多年的摸索，目前已掌握了地面垂直井、地面丛式井、地面水平羽状井等抽采技术，地面多井型抽采工艺日渐成熟。

请您介绍一下晋煤集团在煤层气开发利用方面的情况。对于近10年内开采、瓦斯含量在每吨8立方米以上的煤层，在地面预抽的基础上提前3年至5年用千米钻机施工定向长钻孔，进行区域递进式预抽采

因为提高市场竞争度就需要降低行业准入门槛，进入煤炭行业的企业数量就会骤增，最终难免不会造成供给过剩，导致资源浪费。这种情况下，即使资源税改革加大了企业的成本压力，只要政府不上调资源税价格，企业自己无法通过上调价格来转嫁新增生产成本，而是只能靠企业自己消化。油气资源税改革带来的成本上涨短期内不会向下游传导，或者说这种传导是可控的，而煤炭资源税改革带来的成本上涨会很容易传导至下游，在很大程度上这种传导是不可控的。在产业市场化和集中度同时提高的情况下，煤炭价格也就在一定程度上具备了持续上涨的能量。如果资源税改革不能达到此目的的话，资源税改革也就失去了意义。因此，可以说当前煤炭资源税改革遇到了尴尬。

尽管国内原油供应垄断程度极高，但是国内石油巨头对国际原油价格的控制力明显不足。正因如此，当国内进行资源税改革而导致原油生产成本增加时，国内原油价格不会被轻易被推高，石油巨头也不容易将增加的生产成本顺利转嫁出去。

虽然实行政府定价的情况下，加征资源税能够较好的避免企业通过抬高价格将税赋转嫁出去，从而避免抬高社会整体生产成本和物价水平，能够较好的实现资源税改革的目的。近日，有媒体报道，新修订的《中华人民共和国资源税暂行条例》，将油气资源税税率定在了5%-10%，而煤炭资源税将继续实行从量征收，税率也只是准备从之前的每吨0.3元-5元，调整至每吨0.3元-8元。

当然，提高煤炭行业竞争度肯定会招来不少人反对，笔者自己也太赞同。在煤价市场化无路可退的情况下，想要推进煤炭资源税改革，并达到改革的目的，似乎只有降低行业的集中程度，提高行业竞争程度，让价格在更充分的市场竞争中形成。

可见，一方面，油气资源税将延续从价计征的改革思路继续推进，而且与去年在新疆率先推行的5%的税率相比，未来存在进一步提高的可能。国内原油价格是以国际原油价格为基准来制定的，早已与国际同步，其波动不仅受国内市场影响，更与国际市场关系密切，而且国际原油价格的金融属性越来越强，国际金融资本对原油价格影响越来越大。这样的话，不仅资源税改革的目的能够较好的实现，而且也不会推高全社会生产成本，不会加大物价上涨压力。油气资源税改革正按部就班的推进，而煤炭资源税改革似乎已经停滞不前，至少目前给人的感觉是这样的。

以上就是为什么油气资源税改革能够比较顺利的推进，而煤炭资源税改革受阻的主要原因。之前有关部门多次提出，资源税整体改革的方向是由目前的从量计征转为从价计征。

这样的话，资源税改革也不会推高天然气价格，也就不会对整体物价水平带来明显影响。目前，天然气价格仍为政府定价。

如果推进资源税改革，煤炭企业生产成本同样也会增加，但与油气企业不同，受益于市场化和集中度的不断提高，煤炭企业能够比较容易的通过提高售价将新增成本转嫁出去。而对于煤炭来说，除了重点合同电煤仍然在一定程度上受到政府管制之外，其它煤炭价格已经完全市场化了。

另一方面，煤炭资源税继续实行从量计征，税额每吨最多也就提高7.7元左右（之所以说最多提高7.7元，是之前按照0.3元/吨征收资源税的煤种改革后调整为8元/吨，其实这种可能性很小，褐煤不可能和焦煤一样，都按8元/吨的税率缴纳资源税）。煤炭作为不可再生的自然资源，理应得到越来越合理利用，资源浪费的事肯定也不能干。但是，现如今上升到国家层面，仍然是率先推进油气资源税改革，煤炭资源税仍然实行从量计征。新疆率先实行资源税改革的时候，选择油气，而丢下煤炭，我们可以说那是因为煤炭对新疆的影响尚不及油气，可以说那是新疆个别地区的事。

去年6月1日，财政部印发《新疆原油天然气资源税改革若干问题的规定》，率先在新疆实行原油、天然气资源税从价计征，税率为5%，这次改革未将煤炭纳入其中。在煤炭价格市场化的同时，近年来，煤炭行业通过资源整合和企业兼并重组，大量小煤矿被整合或关闭，产业集中度持续提升，煤炭企业对市场控制力日渐增强。

当时笔者认为，在新疆率先选择石油、天然气推进资源税改革，主要是为了增强新疆地方财力，支持其加快经济社会发展，而没有选择煤炭，一方面是因为新疆煤炭资源开发尚处于起步阶段，一方面是因为当时国内煤价正处于上升阶段，避免引起恐慌进而加大通胀压力。在市场化无路可退，行业集中度需要继续提高的情况下，煤炭资源税改革确实遭遇了尴尬。

那为何同为传统化石能源，油气资源税改革能够比较顺利的推进，而煤炭资源税改革却受阻了呢？笔者认为，之所以油气资源税改革能够比较顺利的推进，而煤炭资源税改革受阻，主要是因为油气和煤炭的定价机制不同。资源税改革的目的之一就是为了调节企业或行业的资源性级差收入，排除因资源优劣造成的利润分配上的不合理状况，促进公平竞争。