导言：中国神华市值破万亿，不仅是煤价上涨带来的周期行情，更是“高确定性现金流+高股息+低利率环境”三重共振下，市场对其估值逻辑从“周期股”切换到“红利资产”的结果。展望未来，煤炭行业迎来高质量发展新时代，行业格局持续优化、煤价高位运行长期保持，中国神华丰厚资源价值有望迎来再次重估：1）新晋煤炭保障基地“新疆”大发展机遇凸显，2）电价市场化及火电调节价值凸显， 3）无风险收益率持续下行高股息价值凸显。因此，持续看好公司长期投资价值，市值增长可期。

中国神华是国内领先的综合能源企业，已形成煤炭、电力、铁路、港口、航运及煤化工协同发展的经营体系。截至2026年6月底，公司保有煤炭资源量达到1011亿吨、可采储量达到358亿吨，按照2026年商品煤产量计划测算，可采年限约49.77年。丰富的资源储备为煤炭主业长期稳产提供坚实保障。公司自有运输网络贯通煤炭产、运、销全流程，能够有效降低物流成本、保障煤炭稳定外运；同时，煤炭与电力板块形成盈利对冲，叠加以年度长协和月度长协为主的销售结构，有助于平滑煤价波动，公司跨周期经营韧性较强。

中国神华A股上市以来，盈利中枢、自由现金流、现金分红规模长期稳步抬升，其中2021-2025年平均扣非归母净利润达到583.91亿元、平均加权ROE达到14.68%、平均经营活动现金流量净额为924.81亿元、平均自由现金流为574.68亿元、平均资产负债率24.70%。重资产经营模式、充沛的现金流以及较低的资产负债率，为持续分红提供充分保障。中国神华历年分红水涨船高，自A股上市以来累计现金分红合计金额5028.11亿元，累计现金分红占同期归母净利润的比例约为63.64%，且历史股息率常年处于4.5%-7.0%区间，红利配置价值突出。

2024年以来，在煤价和业绩总体平稳的背景下，中国神华估值中枢持续抬升，市场定价逻辑正由关注煤价周期与短期业绩，逐步转向关注长期现金流、分红可持续性及红利价值。随着10年期国债收益率持续下行，中国神华股息率吸引力进一步增强；叠加中长期资金加速入市、央企市值管理考核不断强化，高股息、低波动、现金流稳定的优质资产有望持续获得增量资金配置，公司估值中枢具备支撑。中国神华已经成为具备较强红利属性的资产，估值已经从PE定价切换到股息率锚定。

“十四五”以来，中国神华持续推进存量矿井产能核增，并通过收购杭锦能源及实施千亿级资产重组扩充优质煤炭、电力、煤化工和运输资产。2021-2025年，公司煤炭新增在产核定产能合计达到2330万吨/年，其中内生新增760万吨/年、外延新增1570万吨/年；同期，公司发电装机容量增加20397MW。2026年，随着千亿级重大资产重组完成，公司煤炭、电力及煤化工业务规模实现全面扩张。根据交易报告书披露，交易完成后，公司煤炭保有资源量、可采储量、煤炭产量、发电装机容量和聚烯烃产量较交易完成前分别增加269.1亿吨、170.5亿吨、1.85亿吨、13249MW和128万吨，增幅分别达到64.72%、97.71%、56.57%、27.82%和213.33%。内生扩张与外延整合协同推进，将进一步强化煤电运化一体化优势，增厚公司长期盈利规模，打开市值增长空间。

展望未来，中国神华市值仍具进一步提升基础：一是新疆已被纳入国家五大煤炭供应保障基地，千亿级并购注入的新疆煤炭资源储量大、服务年限长，随着“疆煤外运”、“疆电外送”通道完善，资源稀缺性及长期现金流价值有望得到更充分定价；二是电价市场化改革打开电价上行空间，同时算力用电增长与新能源占比提升持续增加电力系统对稳定电源、调节资源和备用容量的需求，中国神华火电资产的基础保障、灵活调节及容量支撑价值有望重估；三是无风险利率中枢长期趋势性下行叠加中国神华分红确定性增强，市场对高股息资产的要求回报率有望下降，公司周期风险溢价仍具收窄空间，推动股息率中枢下移和估值中枢进一步抬升。

基于煤炭新一轮上行周期判断，叠加全球HALO交易大背景，我们认为中国神华资产价值重估有望加速，坚定看好公司市值从1.0迈向2.0。预计中国神华2026-2028年营业收入分别为4292.44/4454.14/4535.24亿元，同比增速分别为46%/4%/2%；对应实现净利润623.05/667.69/689.76亿元，同比增速分别为18%/7%/3%，对应PE分别为16.4X/15.3X/14.8X。维持“买入”评级。

煤炭价格大幅下跌风险、生产扰动风险、地缘冲突超预期风险、数据测算风险及研报使用的信息数据更新不及时的风险。

煤炭生产规模稳步扩张，自产煤销量保持高位。中国神华煤炭生产规模长期位居行业前列。回顾过往，公司煤炭产量在前期产能扩张过程中快速增长，随后逐步进入高位稳定阶段；近年来，在存量矿井稳产增产及新增产能逐步释放的支撑下，煤炭产量整体保持稳健。2022年以来，公司商品煤产量占全国原煤产量的比例总体稳定在7%左右，体现出公司在国内煤炭供给体系中的重要地位。而在2026上半年公司完成资产注入后，煤炭产量大幅提升：公司商品煤产量为2.50亿吨，约占全国原煤产量的10.6%。

超长资源久期，夯实长期价值。从资源禀赋看，截至2026年6月底，公司保有煤炭资源量达到1011亿吨，可采储量达到358亿吨，资源规模不断扩大。丰富的资源储备不仅为现有产能的持续运营提供了坚实基础，也为未来产能接续和长期稳产预留了充足空间。以2026年公司商品煤产量计划量为基准进行测算，公司可采年限处于较高水平：截至2026年6月末，公司可采年限约为49.77年；较长的资源“久期”意味公司具备跨周期、可持续的煤炭供给能力。在煤炭资源获取难度上升、优质矿权日益稀缺的背景下，大规模可采储量与超长资源久期共同构成公司最核心的长期竞争壁垒之一，为煤炭主业长期稳定运营及现金流持续性提供坚实支撑。

煤电业务协同发展，提升经营稳定性。中国神华持续推进煤电一体化布局，电力业务已形成较大规模。公司发电装机容量由2006年的12631 MW提升至2026年6月末的70636 MW，尽管期间经历阶段性调整，但整体仍呈扩张趋势；发电量亦由2006年的579亿千瓦时提升至2025年的2202亿千瓦时（2026上半年发电量为1366亿千瓦时），电力业务规模持续扩大。2026年6月末，公司燃煤发电装机容量为65638 MW，燃煤发电量为1324亿千瓦时、燃煤售电量为1239亿千瓦时，燃煤发电业务仍保持较大经营体量。随着电力业务规模增长，发电分部耗用本集团内部销售煤炭量整体保持较高水平。2026上半年，公司发电分部耗用本集团内部销售煤炭量为6260万吨，占自产煤销量的25.6%，内部消纳占比近年来总体呈提升趋势。内部煤炭消耗为煤炭业务提供了稳定的需求出口，并形成煤炭与电力板块的盈利对冲：煤价上涨时，煤炭板块盈利改善而电力板块燃料成本承压；煤价下行时，电力板块成本改善，可部分对冲煤炭板块盈利回落。因此，公司整体煤炭与电力业务的盈利韧性较强。

煤电价格同步回落，长协机制增强经营稳定性。公司平均售电价格在2022年达到418元/兆瓦时后逐步回落，2026上半年进一步降至370元/兆瓦时；燃煤电价由2022年的416元/兆瓦时降至2026上半年的367元/兆瓦时。并且，公司煤炭售价亦有所下行：2025年年度长协、月度长协及现货价格分别为455元/吨、569元/吨和556元/吨，较2024年均出现回落，其中月度长协价格降幅相对更为明显。公司自2018年以来形成年度长协、月度长协和现货相结合的定价体系，其中年度长协和月度长协构成销售主体。2025年，公司年度长协销量为2.29亿吨、月度长协销量为1.70亿吨，合计约3.99亿吨；现货销量仅为0.16亿吨。从历史表现看，年度长协价格相对更为平稳，以长协为主的销售结构有助于降低现货煤价大幅波动对公司煤炭销售价格的扰动，并提高电力业务燃料成本的可控性，从而增强煤电一体化经营的稳定性。

产运销一体化协同，夯实运输成本优势。中国神华围绕煤炭主业构建了铁路、港口及航运一体化运输网络，实现矿区生产、铁路外运、港口下水和终端交付的全链条协同。相较于依赖外部运力的煤炭企业，公司能够统筹煤源、运力与港口资源，降低物流环节的交易与调度成本，并提升煤炭外运效率及交付稳定性。自有运输网络不仅保障煤炭稳定外运，也将部分物流价值链留存在公司内部，构成煤炭主业的重要成本护城河。运输网络的价值进一步体现为公司铁路和港口业务的高毛利水平：2026上半年，公司铁路分部毛利率为39.72%，较可比铁路公司均值高19.31个百分点；港口分部毛利率为52.08%，较可比港口公司均值高19.82个百分点。铁路与港口分部长期显著高于行业平均的毛利率，反映出公司稳定货源、规模效应和协同调度带来的成本优势，也使运输网络由单纯的物流保障能力转化为实实在在的利润贡献。

煤化工产销稳步增长，成本水平整体稳定。中国神华煤化工业务以聚乙烯、聚丙烯为核心产品，近年来已形成较为稳定的生产规模。2013-2025年，公司聚烯烃合计产量由54.5万吨提升至71.8万吨，合计销量由53.0万吨提升至72.4万吨；其中，2015年以后产销量总体维持在较高水平，产销基本匹配。依托公司煤电路港航一体化运营，煤化工业务的原料用煤主要由煤炭板块内部供给保障，因此整体单位生产成本水平较为稳定。

利润中枢持续上移，ROE维持较高水平。公司盈利水平虽随煤炭价格周期有所波动，但长期来看，公司利润中枢持续上移。公司归母净利润由2006年的164亿元增长至2012年的477亿元；在2015年行业低点降至161亿元后，利润规模逐步修复，2017年起重新回到400亿元以上，2021年以来则连续维持在500亿元以上。2025年，公司实现归母净利润528亿元，体现出即使在行业景气下行、经营承压的背景下，公司凭借一体化经营的协同优势，盈利仍然表现出较强的韧性。而2026年随着煤炭市场景气度逐步回升，公司盈利同步修复：2026上半年，公司实现归母净利润287亿元。盈利质量方面，中国神华加权ROE水平在主要重资产公司中处于较高水平，2026上半年为5.83%，体现出公司在重资产经营模式下仍具备较强的资产运营效率和资本回报能力。整体而言，公司利润短期受煤价周期扰动，但依托煤炭、电力、运输及煤化工等业务协同，长期盈利中枢呈现上移趋势。

经营现金流充裕，内生造血支撑分红。中国神华经营现金流长期高于净利润，体现出较强的利润现金转化能力和内生造血能力。公司经营活动现金流量净额中枢呈震荡上行趋势，2022年达到1097.34亿元高点，2025年仍保持750.59亿元的较高规模，2026上半年为546.64亿元；在维持必要资本开支后，公司自由现金流长期为正（即使在煤炭行业景气度偏弱的背景下，公司2025年仍达到266.61亿元，而2026上半年煤炭价格回升后，公司自有现金流同步回升，约为250.85亿元），表明公司在满足必要资本投入后，仍具备持续留存现金的能力。充裕且稳定的现金流为公司持续分红提供了坚实基础，也是其红利属性的重要支撑。

低杠杆构筑安全垫，稳健财务支撑长期价值。2019年以来，公司资产负债率长期处于20%-30%的较低区间。尽管受重大资产并购影响，但公司2026上半年资产负债率为40.27%，仍然明显低于行业平均的54.70%。较低杠杆反映出公司经营扩张及资本开支主要依托稳定的经营现金流和内部积累。并且，公司有息负债率及财务费用率均长期低于行业平均水平，反映出公司有息负债规模相对有限、融资成本较低，财务结构保持稳健。对于资源久期长、资本投入较大的综合能源企业而言，稳健的资产负债表既降低了利率波动和再融资环境变化对经营的影响，也增强了公司抵御煤价周期波动的能力，并为保障必要资本开支及维持稳定分红提供了充分支撑。

分红承诺持续加码，红利属性较为突出。中国神华持续完善股东回报机制，逐步提高现金分红承诺。2020年3月，公司公告《关于提高公司2019-2021年度现金分红比例的公告》，首次发布未来三年分红承诺：2019-2021年度现金分红比例不低于当年归母净利润的50%；2022年9月，公司发布《关于2022-2024年度股东回报规划的公告》，将分红比例进一步提升至不低于60%；2025年1月，公司进一步承诺2025-2027年度现金分红比例不低于当年归母净利润的65%，并将在此期间结合经营情况和资金需求实施中期利润分配。公司持续上调分红比例下限，体现其在统筹资本开支与长期发展的前提下，不断加大股东回报力度。实际分红执行层面，公司现金分红比例亦多次超出当期分红规划承诺的下限水平。依托稳定的经营现金流、长期为正的自由现金流及稳健的资产负债表，公司具备较强的持续分红能力；从历史表现看，公司股息率常年处于4.5%-7%区间，红利属性较为突出。

公司估值逻辑由煤价驱动转向红利价值重估。从历史表现看，中国神华股价驱动因素经历了多轮“业绩—估值”切换：2009-2011年煤价上行、盈利改善叠加估值抬升，股价由业绩与估值双轮驱动；2011-2015年煤价中枢持续下行，公司业绩承压，估值同步下行，股价进入调整阶段。2015-2018年伴随煤价明显修复，公司盈利回升、估值同步抬升，再度形成双轮驱动；2018-2021年煤价整体偏弱，公司业绩及股价表现相对承压。2021-2023年煤价大幅上涨并维持高位，公司盈利中枢显著抬升，同时估值由低位逐步修复，股价上涨同时受益于业绩增长与估值提升。2024年以来，煤价整体震荡回落，业绩端增量相对有限，但公司估值中枢持续抬升，股价继续上行，驱动力明显由业绩增长转向估值提升，反映市场对公司稳定现金流、高分红能力及长期红利价值的认可持续增强。

中长期资金入市制度不断完善。自2023年7月证监会明确提出“加快投资端改革、大力发展权益类基金”以来，引导中长期资金入市的相关政策相继出台、且要求持续细化。2024年4月，国务院发布《关于加强监管防范风险推动资本市场高质量发展的若干意见》，系统部署“大力推动中长期资金入市，持续壮大长期投资力量”，提出优化保险资金权益投资政策、落实并完善国有保险公司绩效评价办法、完善全国社会保障基金和基本养老保险基金投资政策、提升企业年金和个人养老金投资灵活度，并鼓励银行理财和信托资金积极参与资本市场、提升权益投资规模。2024年9月，证监会等相关部门发布《关于推动中长期资金入市的指导意见》，确立“建设培育鼓励长期投资的资本市场生态”、“大力发展权益类公募基金”、“着力完善各类中长期资金入市配套政策制度”三大方向。2024年12月，中央经济工作会议提出“深化资本市场投融资综合改革，打通中长期资金入市卡点堵点，增强资本市场制度的包容性和适应性”，进一步明确了中长期资金入市的政策方向和改革重点；同期，证监会党委（扩大）会议明确抓好推动中长期资金入市工作，协同构建完善社保基金、保险、年金、理财等“长钱长投”的制度环境，将中长期资金入市作为资本市场改革的重要抓手。2025年1月，中国证监会2025年系统工作会议提出以深化投融资综合改革为牵引，协同推动各类中长期资金建立长周期考核机制、提高权益投资比例、深化公募基金改革；同期，六部门联合印发《关于推动中长期资金入市工作的实施方案》，从提升商业保险资金A股投资比例与稳定性、优化全国社会保障基金和基本养老保险基金投资管理机制、提高企（职）业年金基金市场化运作水平、提高权益类基金的规模和占比、优化资本市场投资生态五个方面作出系统安排。2025年3月，《政府工作报告》重申“深化资本市场投融资综合改革，大力推动中长期资金入市，加强战略性力量储备和稳市机制建设”。2026年1月，中国证监会2026年系统工作会议继续部署深化公募基金改革、持续拓宽中长期资金来源渠道和方式，推出各类适配长期投资的产品和风险管理工具，积极引导长期投资、理性投资、价值投资，全力营造“长钱长投”的市场生态。

中长期资金加速配置，高股息板块价值凸显。从资金属性看，保险、社保等中长期资金负债端久期长、考核周期长、风险偏好较为稳健。这类主体天然偏好具备高股息、低估值、盈利稳定、现金流充沛特征的资产，随着这类资金入市规模和比例的提升，高股息板块有望直接受益。其中，保险资金作为中长期资金的重要来源，其入市政策与配置机制的变化，对高股息板块的定价影响更为直接。2025年1月，监管部门提出引导大型国有保险公司提高A股投资规模和实际比例，并明确自2025年起，每年新增保费的30%用于投资A股；在利率中枢下行、优质资产稀缺的背景下，险资更加重视投资收益的长期性与稳定性。从股票投资收益的构成看，短期股价与估值波动会显著影响账面浮盈浮亏，但拉长投资期限，企业盈利增长与持续现金分红才是决定投资回报的核心因素。按新金融工具准则，对于指定为FVOCI（以公允价值计量且其变动计入其他综合收益）的权益工具，公允价值波动计入其他综合收益，不直接影响当期利润；处置时，累计形成的其他综合收益通常也不再转入当期损益，而是在权益内部结转。由此，符合条件的现金分红成为FVOCI账户持续贡献当期利润的主要渠道。这一会计处理，一方面降低了股价波动对险企当期利润的扰动，另一方面弱化了通过股票交易价差增厚当期利润的作用，引导险资更加关注上市公司的持续经营能力与分红质量。盈利稳健、现金流充裕、分红持续且股息率较高的红利资产，既能提供相对稳定的现金回报，又能减少权益投资对报表利润的扰动，满足险资对利润稳定性与长期回报的双重要求，是FVOCI账户下较具吸引力的权益配置方向。

央企考核纳入市值管理，企业分红意愿增强。2022年5月，国务院国资委印发《提高央企控股上市公司质量工作方案》，试点将上市公司发展质量纳入中央企业负责人经营业绩考核，央企上市公司资本市场表现首次与考核挂钩。2024年1月，国资委在国务院新闻办公室新闻发布会上表示，进一步研究将市值管理纳入中央企业负责人业绩考核；同期，中央企业、地方国资委考核分配工作会议明确全面推开上市公司市值管理考核，坚持过程和结果并重、激励和约束对等，量化评价央企控股上市公司市场表现，引导企业更加重视上市公司的内在价值和市场表现，更好地回报投资者。2024年4月，国务院发布《关于加强监管防范风险推动资本市场高质量发展的若干意见》，提出研究将上市公司市值管理纳入企业内外部考核评价体系，引导上市公司回购股份后依法注销，鼓励运用并购重组、股权激励等方式提高发展质量。2024年11月，证监会发布《上市公司监管指引第10号——市值管理》，将市值管理定义为以提升公司投资价值和股东回报能力为目标的战略管理行为，要求主要指数成份股公司制定并披露市值管理制度，要求上市公司通过综合运用并购重组、股权激励、现金分红、投资者关系管理、信息披露、股份回购等方式促进投资价值合理反映上市公司质量。2024年12月，国资委印发《关于改进和加强中央企业控股上市公司市值管理工作的若干意见》，重点指出“明确市值管理目标和方向”、“用好市值管理‘工具箱’”、“健全工作机制强化正向激励”、“坚守合规底线”这四个方面。

能源安全战略下，煤炭“压舱石”定位明确，政策预期趋于稳定。2021年12月，中央经济工作会议明确“立足以煤为主的基本国情”，提出“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上”，煤炭在能源体系中的基础地位得到确认。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，强调加强煤炭安全托底保障，建设山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地。2024年4月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤炭产能储备制度的实施意见》，提出创新产能管理机制、推动煤炭产能保持合理裕度和足够弹性，更好发挥煤炭在能源供应中的兜底保障作用；到2027年初步建立煤炭产能储备制度，到2030年形成3亿吨/年左右的可调度产能储备。2024年11月，全国人大常委会通过《中华人民共和国能源法》（2025年1月1日起施行），以法律形式明确 “发挥煤炭在能源供应体系中的基础保障和系统调节作用”。2026年6月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》，提出持续加强煤炭资源勘探和战略接续、重点建设五大煤炭供应保障基地，2030年煤炭产量占全国比重达到80%以上，并扩大产能储备规模。近年来的政策显示，煤炭已从能源转型中“被压减”的角色，转变为新型能源体系下的“压舱石”，政策预期趋于稳定，为煤炭企业盈利与分红能力的可持续性提供了制度保障。

新增产能受限，供给约束常态化。

• 2015年9月，国家发展改革委印发《关于从严控制新建煤矿项目有关问题的通知》，明确东部地区原则上不再新建煤矿项目，中部及东北地区适度建设资源枯竭煤矿生产接续项目，西部地区重点围绕大型煤电基地和现代煤化工项目用煤需要、在充分利用现有生产能力的前提下严格依照规划新建。

• 2016年2月，国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，提出自2016年起用3至5年时间再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右，并明确2016年起3年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造项目和产能核增项目，确需新建煤矿的一律实行减量置换。

• 2017年8月，国家发展改革委等四部门联合印发《关于明确煤炭产能置换和生产能力核定工作中有关事项的通知》，要求用于产能置换的退出煤矿必须是合法在籍的生产建设煤矿，实际退出产能不得小于新增产能。

• 2022年7月，应急管理部、国家矿山安全监察局印发《“十四五”矿山安全生产规划》，明确停止审批山西、内蒙古、陕西新建和改扩建后产能低于120万吨/年的煤矿，宁夏低于60万吨/年，其他地区低于30万吨/年。

• 2022年8月，国家发展改革委等四部门印发《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，明确煤与瓦斯突出、冲击地压、高瓦斯、水文地质类型复杂极复杂等灾害严重矿井原则上不得核增生产能力，高瓦斯矿井核增后生产能力不得大于800万吨/年。

• 2024年1月，国务院公布《煤矿安全生产条例》，规定煤矿企业不得超能力、超强度、超定员组织生产。

• 2025年7月，国家能源局印发《关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》，针对部分煤矿企业“以量补价”、超公告产能组织生产等行为，在山西、陕西等8省（区）启动煤矿生产大核查。

• 2025年7月，应急管理部发布《煤矿安全规程》（应急管理部令第17号），自2026年2月1日起施行，进一步完善煤矿安全技术管理要求，强化瓦斯、水害、冲击地压等重大灾害防治，并对矿井设计及井巷布置、露天煤矿安全等作出更加系统的规范。同时，进一步强化隐蔽致灾因素普查要求，明确煤矿应查明影响安全生产的各类隐蔽致灾因素，并结合普查结果开展矿井设计、采掘部署和灾害治理。

• 2026年5月，国家应急管理部发布《煤矿重大事故隐患判定标准》（应急管理部令第21号），自2026年7月1日起施行。其中，将煤矿重大事故隐患划分为17个方面，覆盖超能力、超强度或者超定员组织生产，瓦斯超限作业，防突措施、瓦斯抽采和通风系统，超层越界开采，水害、冲击地压、自然发火以及监控通讯系统等重点环节。其中，煤矿全年原煤产量超过核定（设计）生产能力的110%，或者井工煤矿季度原煤产量超过核定（设计）生产能力的30%，即属于“超能力、超强度或者超定员组织生产”重大事故隐患；同时，将生产水平数量、采掘工作面数量和单班作业人数等纳入重大事故隐患判定范围，进一步强化对煤矿生产强度和生产组织的刚性约束。

• 整体来看，供给侧改革以来，煤炭新增产能管控呈现持续收紧并常态化的趋势，由最初的停止审批新建、减量置换，逐步延伸至产能规模门槛、安全环保约束与超产核查等维度，产能总量受控、供给弹性明显收窄。

产量向优质产区集中，龙头企业地位强化。从主产区产量占比看，晋陕蒙新四大主产区原煤产量占全国比重由2000年的35.88%持续提升至2025年的81.72%。2026年1-8月全国原煤产量约30.64亿吨，其中内蒙古产量8.68亿吨、占比约28.31%，山西产量7.56亿吨、占比约24.66%，陕西产量5.38亿吨、占比约17.55%，新疆产量3.41亿吨、占比约11.14%，四大产区合计产量约25.03亿吨、占比约81.67%。我们认为，随着产量持续向资源禀赋优越、开采条件良好、生产成本较低的晋陕蒙新主产区集中，行业竞争格局不断优化，资源与成本优势明显的龙头企业市场地位强化。

内生增长与外延并购并重，煤炭产能持续扩张。从煤炭板块的产能扩张路径看，公司坚持内生挖潜与外延并购并重，产能规模与资源储量实现双重跃升，为长期盈利增长与市值空间打开奠定基础：

• 内生增长方面，存量矿井产能核增稳步推进。2020年2月，胜利一号露天煤矿由2000万吨/年核增至2800万吨/年（核增800万吨/年）；2022年4月，神山露天煤矿由60万吨/年核增至120万吨/年（核增60万吨/年）、黄玉川煤矿由1000万吨/年核增至1300万吨/年（核增300万吨/年）、青龙寺煤矿由300万吨/年核增至400万吨/年（核增100万吨/年），三矿合计核增460万吨/年；2023年，保德煤矿由500万吨/年核增至800万吨/年（核增300万吨/年）。上述矿井合计核增产能1560万吨/年，在不依赖新增资源的情况下，存量产能实现有效挖潜，为公司煤炭产量与盈利提供了内生增长支撑。

2）超千亿级资产并购，煤电化业务大幅跃升。2025年12月19日，公司发布《发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，拟通过发行A股股份及支付现金方式购买国家能源集团持有的国源电力100%股权、新疆能源100%股权、化工公司100%股权、乌海能源100%股权、平庄煤业100%股权、神延煤炭41%股权、晋神能源49%股权、包头矿业100%股权、航运公司100%股权、煤炭运销公司100%股权、港口公司100%股权，并以支付现金方式购买西部能源持有的内蒙建投100%股权。本次交易对价1335.98亿元，股份与现金支付比例分别为30%和70%，其中现金对价935.19亿元，股份发行价格29.40元/股、发行约13.63亿股，并拟向不超过35名特定投资者募集配套资金不超过200亿元。根据交易报告书披露，按控股口径，交易完成后公司在产煤炭核定产能达到5.66亿吨/年，较交易前增加约2.1亿吨/年，权益产能增加约2.0亿吨/年；煤炭保有资源量由415.8亿吨增至684.9亿吨，增加269.1亿吨；可采储量由174.5亿吨增至345.0亿吨，增加170.5亿吨；煤炭产量由3.27亿吨增至5.12亿吨，增加1.85亿吨；发电装机容量由47632MW增至60881MW，增加13249MW；聚烯烃产量由60万吨增至188万吨，增加128万吨。上述指标增幅分别达到64.72%、97.71%、56.57%、27.82%和213.33%，整体煤电化业务全面扩容。

新疆战略地位提升打开价值重估空间。从具体矿山资源禀赋看，本次注入煤矿剩余可采储量合计约175.1亿吨，其中在产煤矿约133.4亿吨；多数主力矿山评估计算年限在20年以上，大南湖二矿、乌东煤矿、红沙泉一矿等优质矿山评估计算年限分别约106年、111年和55年，较长的资源服务年限有望增强公司煤炭业务长期产量接续能力和现金流稳定性。分区域看，本次注入的大南湖二矿、黑山煤矿、红沙泉一矿、红沙泉二矿、准东煤矿、乌东煤矿和屯宝煤矿均位于新疆，合计核定产能约11120万吨／年，其中在产产能约10120万吨／年；剩余可采储量合计约117.8亿吨，约占本次注入煤矿剩余可采储量的67.3％，新疆地区由此成为公司新增煤炭资源、产能增长和长期产量接续的核心区域。2026年7月6日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于印发煤炭工业发展“十五五”规划的通知》。相较《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》对新疆基地提出的“科学规划、把握节奏、梯级利用”以及“就地转化与外运结合”的定位，《煤炭工业发展“十五五”规划》进一步将新疆纳入国家五大煤炭供应保障基地，明确“持续推进山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆煤炭供应保障基地建设”，到2030年，五大基地煤炭产量占全国比重超过80％。同时，《煤炭工业发展“十五五”规划》要求以准东、吐哈、伊犁等地区为重点，统筹“疆电外送”“疆煤外运”通道、大型风光基地建设和现代煤化工项目布局，合理安排开发节奏，提升集约化、规模化开发水平；在跨区调运方面，提出西南地区“稳步提升从新疆基地调入比例”，并“加快‘疆煤外运’通道能力建设，构建形成‘一轴两翼多联’疆煤出区铁路通道体系”。总体来看，新疆煤炭正由“十四五”时期侧重科学规划、梯级利用和就地转化，进一步转向兼顾全国煤炭供应保障、跨区域调运以及煤电、煤化工和新能源协同发展的战略性供应基地。公司此次集中注入新疆优质煤炭资产，与国家煤炭生产重心西移和新疆供应保障基地建设方向高度契合；随着“疆煤外运”、“疆电外送”通道能力提升，新疆煤炭资源的市场覆盖半径、产能释放能力和一体化转化价值有望进一步增强。公司新增新疆资产兼具资源储量大、剩余服务年限长和规模化开发潜力等特征，其战略稀缺性和长期现金流价值有望获得更充分定价，从而为公司估值中枢提升提供支撑。

火电定价机制变革，电价市场化持续深化。我国燃煤发电上网电价形成机制经历了从政府定价、煤电联动到市场化改革的持续演变。2004年12月，国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》，首次建立煤电价格联动机制，联动周期不少于6个月，周期内平均煤价变动达5%即相应调整上网电价。2008年6月，国家发改委印发《关于提高电力价格有关问题的通知》，自2008年7月1日起提高发电企业上网电价及电网销售电价，并对电煤实施临时价格干预，以缓解火电经营压力。2012年12月，国务院办公厅印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，自2013年起取消重点合同、取消电煤价格双轨制，煤电企业自主衔接签订合同、自主协商确定价格，同时继续实施并完善煤电价格联动机制，电煤价格波动超5%时以年度为周期调整上网电价，电力企业消纳煤价波动比例由30%调整为10%。2015年4月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制构架，有序放开输配以外的竞争性环节电价；同年12月，国家发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，对煤电价格实行区间联动，电煤价格与基准煤价波动不超过每吨30元的成本由发电企业自行消纳，调整的上网电价和销售电价于每年1月1日实施。2019年10月，国家发改委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，上浮不超10%、下浮原则上不超15%，现行煤电价格联动机制不再执行，自2020年1月1日起实施，煤电电价正式告别政府定价。2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，市场交易价格上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。2023年11月，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，将煤电单一制电价调整为两部制电价，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整；煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元，通过容量电价回收的固定成本比例综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右、部分煤电功能转型较快的地方为50%左右，2026年起提升至不低于50%，自2024年1月1日起实施。2025年以来，国家发改委、国家能源局先后印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》和《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，并明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖、全面开展连续结算运行，煤电电量价格进一步由中长期合同与现货市场共同决定，价格波动加大、峰谷价差拉大，火电定价进入市场供需主导（电价上行空间打开）、容量补偿兜底的新阶段。

综合来看，无论是美国算力需求快速增长带来的新增电力负荷，还是欧洲能源转型过程中新能源占比提升带来的系统调节需求，均进一步凸显了可调度电源在保障电力供应安全、平抑系统波动以及提供容量支撑方面的价值。