市场表现：板块垫底，跌幅靠后多以焦煤企业为主。2025年初至6月30日，沪深 300 指数上涨0.03%，中信煤炭指数下跌10.77%，跑输沪深 300 指数10.80个百分点，位居 30 个行业涨跌幅榜第30位。究其原因，或主因年初至今受火电需求疲软影响，煤价持续下行，进而导致煤企利润出现明显下降，影响市场对煤炭行业高股息持续性的担忧。筹码持续出清，主动持仓比例回落至21年起涨前。2025年Q2末主动型基金（含普通股票型、偏股混合型及灵活配置型基金）对煤炭板块持仓占比为0.36%，较2025年Q1减少0.08pct；指数型基金（含被动指数型及增强指数型基金）对煤炭板块持仓占比为0.71%，较2025年Q1减少0.12pct；合并计算后，两类型基金对煤炭板块持仓占比为0.52%，较25Q1下滑0.09pct。
维度一：成本视角下衡量煤价的估值水平。理论上来说，宽松的供需格局会导致商品价格走出弱势表现，而一旦商品价格跌到成本线附近，甚至是跌破了成本线，那么生产企业便会因无利可图而倾向于减少产量，同时，中下游或许也会在减产与低价的共同刺激下而开始采购囤货，如此一来，商品价格便会受到支撑、提振。但在实际运行过程中，并非都如上述一般如意，部分行业或因种种原因，即使在价格跌破成本后，依然未见明显减产行为。因此，我们更倾向认为详细梳理、分析煤企/煤矿的吨煤成本，更多是帮助市场理解当前煤价估值水平是高是低。以我们统计的16家动力煤上市公司作为样本，其完全成本曲线右侧20%分位对应吨煤完全成本约在390元/吨，推算对应港口含税价格640元/吨。6月初，港口煤价一度跌至618元/吨，理论上意味着今年煤价最低点时，对应约超20%的煤炭产能面临亏损，618元/吨的煤价就估值而言，处于偏低水平。
维度二：以史为鉴——政策干预是煤价反转的必要条件。复盘2008年（底部500元/吨左右）、2015年（底部350元/吨左右）、2020年（底部470元/吨左右）三轮价格探底过程，发现其有着颇多共同之处：1）每轮煤价下行过程中，并未出现煤企主动大规模减产行为，尽管其背后原因各有不同；2）完全靠市场自发力量（即煤价下行→跌破成本→煤企减产）致产能出清，扭转供需过剩局面，促使价格止跌难度较大。每轮煤价止跌的背后，均有政策的调控、干预，例如2008年的“四万亿”托底需求；2015年的供给侧改革&棚改；2020年的特殊宏观事件后“放水”&内蒙倒查&超产入刑等。
动力煤：价格具备反转条件，现货/长协倒挂望捋顺。本轮动力煤价格下跌时间已持续近4年，我们认为前期价格底部（618元/吨）就估值水平而言，已处于低位或底部区域。依据历史经验，我们一直强调“煤价见底的必要条件之一——政策干预（需求OR供给）”，此前我们预期煤价见底或存在两种路径：
（1）路径/情景（乐观）：在国内财政政策、货币政策、产业政策、扩大内需政策协同发力背景下，下半年动力煤需求明显改善，前期618元/吨或就是本轮调整的绝对底部，后续迎峰度夏及冬季备货阶段将带动煤价上行；
（2）路径/情景（悲观）：下半年动力煤整体需求依旧疲软，煤价在迎峰度夏后重回跌势，随着煤价越临近合理区间“570~770元/吨”的下限（570元/吨），政策干预概率或逐步加大，助力煤价见底；
（3）路径/情景（中性）：在“反内卷”大背景下，约束煤炭行业供给的政策有望随时出台，何时见政策，煤价则何时具备见底条件。
7月22日，据新疆煤炭交易中心报道，国家能源局综合司已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，此举符合“中性”情景假设，即意味着煤价具备见底条件。我们认为下半年随着需求逐步改善，动力煤现货价格有望回升至长协基准价之上，若未来超产查处事件能严格执行，煤价将具备极强的上行动力。
炼焦煤：关注库存重构&超产查处带来的价格弹性。上半年焦煤价格在供需矛盾加剧、资金因素共同作用下快速下挫，产地低硫主焦一度跌至1100元/吨附近。我们认为供需矛盾已在价格上得到较大程度体现，即如此大的跌幅已提前反映了基本面偏差预期；因市场的一致悲观预期，导致下游终端用户持续主动去库，终端环节和贸易商库存均处于低位；此外，在如此低价背景下，已挤出部分高成本国内供应和性价比偏低的进口煤。
综上，我们认为在政策查处超产背景下，焦煤底部大概率得以确认，短期反弹高度取决于库存重构的持续性，长期而言取决于终端需求及超产查处力度，未来产地低硫主焦价格有望回升至1500~2000元/吨水平，后续重点关注：国内煤矿是否因为超产核查导致产量下滑；焦煤进口（尤其蒙煤进口）是否发生较大扰动；国内是否有强刺激政策落地。
投资建议：7月22日，据新疆煤炭交易中心报道，国家能源局综合司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，通知要求煤矿应当按照均衡生产原则，科学安排年度、季度、月度生产计划，合理组织生产。年度原煤产量不得超过公告产能，月度原煤产量不得超过公告产能的10%。我们此前亦提及“深陷价格下行泥潭已久，市场持续探底无果，情绪亦降至底部，黎明前的黑暗尤为煎熬。但转折的契机正在裂缝中透出微光，部分产能已陷入亏损，成本支撑逐步显现，只待政策甘霖便可破土重生”。本次查处超产便是这政策甘霖，是煤价自21年~22年见顶回落以来，首次针对供应端采取一定措施，使得煤价具备了见底反转的必要条件。
重点推荐煤炭央企中国神华（H A）、中煤能源（H A）；业绩弹性较大的：潞安环能、晋控煤业、兖矿能源、平煤股份；前期完成控股权变更，目前正在办理资产置换的安源煤业值得重点关注；“绩优则股优”，绩优的陕西煤业、电投能源、淮北矿业、新集能源；未来存在增量的华阳股份、甘肃能化。
风险提示：在建矿井投产进度超预期。下游需求不及预期。预测假设产生的不确定性风险。
1. 行情回顾及市场回顾
1.1.市场表现：板块垫底，跌幅靠后多以焦煤企业为主
2025年初至6月30日，沪深 300 指数上涨0.03%，中信煤炭指数下跌10.77%，跑输沪深 300 指数10.80个百分点，位居 30 个行业涨跌幅榜第30位。
究其原因，或主因年初至今受火电需求疲软影响，煤价持续下行，进而导致煤企利润出现明显下降，影响市场对煤炭行业高股息持续性的担忧。
个股方面，2025年初至6月30日，我们选取的26家样本煤企中3家上涨，23家下跌。
➢ 个幅唯三：安源煤业（ 48.58%）、伊泰B股（ 2.77%）、电投能源（ 1.02%）；
➢跌幅前五：恒源煤电（-25.33%）、兰花科创（-23.83%）、潞安环能（-23.65%）、山西焦煤（-22.33%）、永泰能源（-21.64%）。
1.2.基金持仓：筹码持续出清，主动持仓比例回落至21年起涨前
煤炭行业2025年Q2持仓继续回落。2025年Q2末主动型基金（含普通股票型、偏股混合型及灵活配置型基金）对煤炭板块持仓占比为0.36%，较2025年Q1减少0.08pct；指数型基金（含被动指数型及增强指数型基金）对煤炭板块持仓占比为0.71%，较2025年Q1减少0.12pct；合并计算后，两类型基金对煤炭板块持仓占比为0.52%，较25Q1下滑0.09pct。➢主动型基金持仓继续回落：从流通股占比环比变动来看，获增配前五的为昊华能源（ 0.78pct）、淮河能源（ 0.50pct）、华阳股份( 0.27pct)、新集能源（ 0.16pct）、中煤能源H股（ 0.11pct）；获减配前五标的为广汇能源（-2.61pct）、中国旭阳H（-0.37pct）、山煤国际（-0.30pct）、山西焦煤（-0.22pct）、中国神华（-0.16pct）。
➢指数型基金配置同步下降：从流通股占比环比变动来看，获增配前五标的为华阳股份（ 0.94pct）、宝泰隆（ 0.49pct）、首钢资源H（ 0.46pct）、山西焦煤（ 0.44pct）、上海能源（ 0.29pct），获减配前五标的为山煤国际（-4.48pct）、潞安环能（-1.41pct）、永泰能源（-1.00pct）、安源煤业（-0.90pct）、恒源煤电（-0.80pct）。
2. 维度一：成本视角下衡量煤价的估值水平
理论上来说，宽松的供需格局会导致商品价格走出弱势表现，而一旦商品价格跌到成本线附近，甚至是跌破了成本线，那么生产企业便会因无利可图而倾向于减少产量，同时，中下游或许也会在减产与低价的共同刺激下而开始采购囤货，如此一来，商品价格便会受到支撑、提振。但在实际运行过程中，并非都如上述一般如意，部分行业或因种种原因，即使在价格跌破成本后，依然未见明显减产行为（详见第3节内容）。因此，我们更倾向认为详细梳理、分析煤企/煤矿的吨煤成本，更多是帮助市场理解当前煤价估值水平是高是低。以我们统计的16家动力煤上市公司作为样本，其完全成本曲线右侧20%分位对应吨煤完全成本约在393元/吨，推算对应港口含税价格640元/吨。6月初，港口煤价一度跌至618元/吨，理论上意味着今年煤价最低点时，对应约超20%的煤炭产能面临亏损，618元/吨的煤价就估值而言，处于偏低水平。2.1.动力煤
2.1.1.国内动力煤企业成本
我们以16家动力煤上市公司作为样本，其2024年合计产量11.11亿吨，占全国动力煤产量36%:
➢2024年对应吨煤销售成本89~391元/吨；
➢2024年对应吨煤完全成本122~502元/吨；
➢2024年对应吨煤现金成本114~450元/吨。
2.1.2 疆煤外运拉高成本曲线，但受铁路降费影响支撑略有减弱
疆煤外运铁路通道呈现“一主两翼”空间格局。“一主两翼”是指以兰新铁路（兰州—阿拉山口）为主通道、临哈铁路（临河—哈密）为北翼通道、格库铁路（格尔木—库尔勒）为南翼通道。同时三大通道通过与国铁集团和国家能源集团既有运输网络进一步联通，更远辐射川渝地区、环渤海黄骅港、曹妃甸港等，形成疆煤出海入川的重要铁水联运通道。
➢兰新铁路：疆煤外运主通道，年设计运输能力7000万吨～8000万吨，近期既有嘉峪关站改造、大草滩新建嘉峪关站直通场工程即将开工，届时煤炭输送能力有望进一步提升，进一步推进新疆煤炭产量-运力-需求的匹配。
➢临哈铁路：疆煤外运的北翼通道，年运力约2000万吨。 根据2021年 《内蒙古自 治区“ 十四五”铁路发展规划》，临哈铁路内蒙古段将进行扩能改造，项目建成后，临哈铁路运输能力将提升45%左右。
➢格库铁路：是疆煤外运南翼通道，主要负责青海、西藏、四川地区煤炭保供运输，年运量可达2600万吨。 2021年 《青海省中长期铁路网规划(2021—2050年)》提出将格库铁路增建复线工程作为青海省 2036—2050 年规划铁路项目。
随着煤价高位运行，近年来疆煤外运量大幅增长。2020年以前，新疆煤炭生产绝大多数供应疆内使用，从2019年开始，受内地煤炭供应紧张、价格高位运行影响，疆煤外运量开始大量增长。外运量从2020年1741万吨增长到2023年11000万吨，增幅达531.8%。其中2023年铁路外运量6023万吨，同比约增长9.1%，公路外运量4977万吨，同比增长51.8%。2024年，疆煤外运量稳步增长，约累计外运1.4亿吨左右，创历史新高。其主要得益于新疆煤炭优质产能的加速释放，以及疆煤外运需求的日益旺盛。
从铁路运输流向看，西北和西南地区是疆煤外运的主要销售市场。2024年西北地区占比62%，其中：甘肃占比37%，宁夏占比18%、青海陕西占比7%；西南地区占比18%；其他地区占比20%。疆煤外运仍以西北西南地区为主，甘肃、宁夏仍是疆煤的主要外调省份，但外运范围正在逐步扩大至华中地区和两湖一江等地。
运输成本是新疆煤炭外运成本中最重要的组成部分。煤炭外运总成本主要由开采成本与运输成本两部分组成。新疆煤炭开采成本低，疆煤开采完全成本约150元/吨，开采成本优势显著，但距离内地煤炭消费地较远，运输成本较高，因此运输成本是新疆煤炭外运成本中最重要的组成部分。经测算，以5500大卡动力煤为基准，考虑到接卸、杂费等费用，哈密地区是目前疆煤外运成本最优产区，铁路外运较公路外运仍具有明显优势。 运费劣势和运价波动成为疆煤外运及疆煤产量波动的核心。2025年一季度，疆煤铁路外运量2201万吨，同比减少3.5%。➢随着25年煤价的下跌，运费成本占比愈发凸显，根据新疆煤炭交易中心数据显示“2025年新疆煤炭铁路运输成本占终端售价的比重从2024年的30%攀升至40%，导致企业外运意愿减弱”。
➢煤价下行，疆煤在内陆地区竞争优势削减，疆煤外运趋势放缓。2025年1月疆煤外运量达851.9万吨，日均发运量27万吨左右；但2025年2月日均发运量降至20万吨左右。可见受煤炭价格持续走低的影响，煤炭出疆铁路运输需求出现下降趋势。
➢疆煤运费下调，以促进商品销售。中国铁路乌鲁木齐局（乌局）下调运费，乌局整车、国铁集装箱、铁龙箱红淖三铁路到成都局、昆明局、西安局部分站点运费由15%变更为下浮21%，自备35吨敞顶箱红淖三铁路到上述路局部分站点运费由19%变更为下浮25%。运费下调后，预计疆煤（哈密出矿区）外运到甘肃、川渝等地的运费将降低44元/吨、64元/吨。铁路运费下浮可以对冲煤价下跌区间，提升疆煤外运量，根据中国煤炭资源网数据显示，25年3月新疆铁路煤炭发运量环比增长15%，其中川渝地区占比提升至35%。
➢疆煤外运物流成本下降亦催化5月、6月疆煤产量增速。2025年5月、6月新疆原煤产量较4月明显增加（2025年4月新疆产量因价格已出现明显环比下降），可见运输成本持续下降，有效降低了疆煤外运的综合成本，增强了上游煤矿企业的生产意愿和发运积极性。运费下调的确助力提升“疆煤外运”活力，但核心仍为煤炭市场价格趋势，考虑25年煤价下行空间深，疆煤外运部分区域即使运费下调仍倒挂无利润（昌吉、库拜地区及哈密至北港），根据新疆煤炭交易中心数据，疆煤外运2025年预计增量难寻，预计25年疆煤外运量或在1.5亿吨左右。
2.1.3. 海外吨煤成本增长显著，主要进口国“印尼”已减产
海外上市煤企吨煤成本高企，推升进口成本曲线。我们统计了2018年以来，美国、澳大利亚、印尼等主要煤炭出口国代表企业吨煤成本趋势及结构，发现全球煤炭综合成本呈现显著上涨趋势，2024年，北美三家主要动力煤公司平均综合成本约48美元/吨，较2023年增长3.6美元/吨；兖煤澳大利亚综合成本130澳元/吨，较2023年下降13澳元/吨；印尼三家公司动力煤平均综合成本48美元/吨，较2023年下降5美元/吨。从结构来看，印尼、澳大利亚煤企成本下降主要系价格下行特许权使用费同步下移，人工及原材料等成本较为刚性。
主要动力煤进口国“印尼”已面临减产。2025年1-4月，印尼煤炭产量仅2.23亿吨，同比下滑17%；若此趋势延续，全年产量或降至6.7亿吨，较2024年的8.36亿吨减少近20%。2025年1-4月，印尼煤炭出口总量累计为16233万吨，比上年同期减少1340万吨，同比下降7.6%，较一季度降幅加大2.1个百分点。核心原因包括：➢需求疲软：中国、印度等主要进口国采购量收缩，全球海运煤炭贸易量下滑。➢政策扰动：2025年3月印尼政府推行的“HBA强制挂钩出口”新规，被动推高印尼煤企报价，削弱国际买家意愿，而面对目前“买方”市场，新政并不能提高价格反而减弱印尼煤炭出口主动权。印尼煤炭矿权税改落地：HBA联动 累进税率。根据此次颁布的新法规，煤炭相关采矿权税率将依据发热量和开采方式的不同，采用累进式税收政策，并与印尼政府发布的煤炭参考价(HBA)相挂钩。当HBA价格高于90美元/吨、高位发热量在4200-5200大卡之间时，矿商需缴纳的税率较原先将增加1%，对于露天煤矿而言，税率为5%-13.5%不等。➢按牌照：IUP 和 IUPK，IUP指普通采矿许可证，大多数中型矿商持有，适用于国内及区域市场；IUPK指特殊许可证，主要由大型矿商持有(如 KPC、Adaro、Arutmin、Berau 等)，以出口市场为主导。根据前文印尼煤炭公司成本统计2021-2024年印尼主流煤炭企业平均成本从36美元/吨增至48美元/吨，主要系燃油价格增长带来的燃料成本增加以及特许权使用费新规致煤企负担加剧，且上述均为刚性成本增长，企业亦无法随价格变化而进行优化成本，故我们认为以2024年成本来算，印尼中低热值煤到岸（广州港）成本约450元/吨已成边际定价基准，当煤价逼近该水平，矿商会进一步主动减产，形成市场底部支撑，成为全球煤炭市场关键托底力量。2.2 焦煤
我们以11家焦煤上市公司作为样本，其2024年合计产量2.10亿吨，占全国焦煤产量13%：➢2024年对应吨煤销售成本301~885元/吨；
➢2024年对应吨煤现金成本365~944元/吨；
➢2024年对应吨煤完全成本396~973元/吨。
2.2.2. 海外焦煤企业成本
蒙古国焦煤成本具有核心优势，俄罗斯焦煤企业陷入困境。
➢蒙古国焦煤企业凭借显著的低成本优势在全球市场中保持较强竞争力。2024年蒙古焦煤开采 运输成本约41.7美元/吨，南戈壁吨煤现金成本约40美元/吨，低于上文国内焦煤企业成本；
➢澳大利亚焦煤企业亦陷入经营困境。受限于较高的开采及运营成本（如政府特许权税和人力费用），昆士兰州的博文焦煤公司（Bowen Coking Coal）因成本高企和煤价下滑（截至25年7月中，优质低挥发焦煤价格跌至177美元/吨，二级硬焦煤折价约30%），已开始缩减其伯顿矿区运营规模并寻求融资，减少产量（25Q3原煤产量目标减少至约50万吨），以应对全球钢铁需求疲软和焦煤价格的下跌。
➢俄煤全行业亏损面50%以上。低煤价和高企的运费导致俄罗斯出口炼焦煤亏损50% ；此外俄罗斯制裁导致投资减少、设备更新和人员支出增加推高了开采费用，俄罗斯露天矿开采费2973卢布（比2023年 7.5%），井工矿开采费3606卢布（比2023年 7.7%）。
3.维度二：以史为鉴——政策干预或是煤价反转的必要条件
下文复盘了2008年、2015年、2020年三次煤炭见底过程，通过产业链运行情况、宏观经济环境、政策调控手段及煤炭市场自身供需等多个视角，深度剖析价格见底的主要逻辑和影响因素，试图“以史为鉴”，更好的帮助我们预判本轮价格底部以及理解价格触底可能出现的信号。复盘2008年（底部500元/吨左右）、2015年（底部350元/吨左右）、2020年（底部470元/吨左右）三轮价格探底过程，发现其有着颇多共同之处：➢每轮煤价下行过程中，并未出现煤企主动大规模减产行为，尽管其背后原因各有不同；
➢完全靠市场自发力量（即煤价下行→跌破成本→煤企减产）致产能出清，扭转供需过剩局面，促使价格止跌难度较大。每轮煤价止跌的背后，均有政策的调控、干预，例如2008年的“四万亿”托底需求；2015年的供给侧改革&棚改；2020年的特殊宏观事件后“放水”&内蒙倒查&超产入刑等。
3.1.2008年煤价触底：需求侧的强刺激
2008年8月前，煤价一度涨至1000元/吨关口。自2001年12月以来，我国正式加入WTO，国内经济进入高速增长的黄金时期，亦是“煤炭黄金十年“的起点。在此期间，煤价自2003年均价264元/吨持续震荡上行至2008年7月925元/吨左右。其中受洪洞矿难致地方煤矿停产及邻近奥运安监加剧等影响，2008年5月 ~7月间上行斜率最为陡峭，短短3月时间煤价最高上涨395元/吨。价格暴涨倒逼限价令出台。受煤价大幅上涨影响，电力企业燃料成本急剧上升，亏损面和幅度进一步扩大，随着夏季用电高峰的临近，为保障电力供应，国家发改委依据《价格法》的有关规定，采取临时性干预政策，对煤炭进行限价。全球金融危机爆发，需求断崖，煤价短时间腰斩。2008年下半年以来，美国金融危机不断加剧，美国五大银行中有三大银行接连宣布破产，尤其是有百年以上历史的雷曼兄弟于2008年9月倒闭破产，金融危机全球蔓延。我国亦难独善其身，出口骤降、经济增速回落，面临硬着陆风险。2008年10月~2009年1月，单月发电量同比负增长，分别为-4%、-9.6%、-7.9%、-11.8%。在此背景并叠加上述限价政策下，煤价在短短5个月左右时间几乎腰斩，由2008年7月的近千元跌至2008年12月15日510元/吨左右。“四万亿”刺激计划推出，力促煤价止跌回升。为应对国际金融危机带来的经济下行压力，2008年11月5日，我国正式推出“四万亿”经济刺激计划，拉动下游需求迅速回升，从而带动煤价止跌回升。回顾本轮价格探底过程，值得注意的是，在2008年煤价暴跌过程中，国内煤炭产量并未发生显著变化，即并未因煤价暴跌而导致国内产量出现收缩，此举或主因在当时500元/吨的煤价背景下，煤企利润依旧较为丰厚，未触及大面积亏损，减产意愿不足。亦侧面说明，2008年煤价触底回升主因宏观刺激政策所致，于供应端影响较小。
3.2.2015年煤价触底：“供改 棚改”政策组合拳
2012年~2015年，煤炭产能过剩，需求回落，价格持续下行。2012 年开始，随着4 万亿刺激计划的潮水退去，外加欧债危机影响，国内经济增速下滑，煤炭下游火电、钢铁等行业需求减少，而供给端由于前期投入了大量的资本开支（中国煤炭工业协会在北京召开了2015年度煤炭工业改革发展情况新闻发布会上，中国煤炭工业协会副会长表示“近10年来，煤炭采选行业固定资产投资，累计投入3.67万亿”），新增产能不断释放，煤炭产能过剩的问题逐渐突显，煤炭价格持续下行，北港煤价一度跌至2015年底的350元/左右。
为解决煤炭市场产能明显过剩，行业几近全面亏损问题，“供给侧”改革应运而生，煤炭行业进入行政去产能周期。➢2013年11月，国务院办公厅提出五大措施保障煤炭行业平稳运行；
➢2014年7月，国家发改委牵头建立煤炭行业脱困联席会议制度；
➢2015年11月，由习近平总书记在中央财经领导小组第十一次会议上正式提出“供给侧结构性改革”，此后9天内，中央层面又连续三次提及这一概念，标志着本轮“供给侧”改革的正式启动。
➢2016年2月，国务院印发《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，提出“276日”工作制和“将用3~5年时间再退出5亿吨”的产能目标。
微观方面而言，企业抱团保价自救，年底阶段性寒潮突袭也在一定程度上对本轮煤价筑底起到了助力作用。➢2015年11月下旬强冷空气导致中东部多地创下半年气温新低，华北局部最低气温达-20℃，部分地区打破历史同期低温纪录。➢2015年12月28日，神华等国内大矿与煤炭工业协会在京召开了“4 1”会议，部署2016年1月的定价方案与此同时，“棚改货币化”拉动地产需求，带动经济稳健增长，与供给侧改革形成有效的政策组合。国务院2015年6月发布《关于进一步做好城镇棚户区和城乡危房改造及配套基础设施建设有关工作的意见》，明确将补偿模式从实物安置为主转向货币化安置优先，标志着“棚改2.0”时代开启。2015 年开始的“棚改货币化”通过货币补偿，解决“有房无钱”与“库存积压”的结构性矛盾，激活了三四线楼市，带动房地产上下游40余个行业（如建材、家电等），形成了全产业链效应。回顾本轮价格探底过程，值得注意的是，在煤价长时间的持续探底过程中，国内煤炭产量并未发生显著变化，即并未因煤价暴跌而导致国内产量出现明显收缩，此现象与08年基本一致，但背后原因或略有区别：➢煤矿固定成本占比较高，停产可能导致现金流彻底断裂，从而导致债务危机，企业被迫“以量补价”维持运营；➢煤炭是山西、内蒙等资源省份支柱产业，减产将直接冲击地方财政收入；➢煤企多以传统国企为主，涉及职工家庭众多，停产易引发区域性失业和社会稳定问题；➢煤矿关停涉及较大资产减值、员工安置等成本，且未来产业转型面临较大困难，企业主动退出意愿较弱，部分企业甚至逆势扩充市场份额，寄希望在下一轮整合过程中占据优势地位。本轮（2012~2015年）煤价探底过程更为持久，状况更为惨烈，依然未见煤企大规模主动减产，最终主要依靠政策对供应端的强干预叠加棚改货币化带动经济稳步回升，煤价终得以止跌。
3.3.2020年煤价触底：特殊宏观事件后稳增长叠加表外供应受限
特殊宏观事件突发，供需阶段性严重错配，煤价快速下挫。我国煤炭供给端集中度较高，而下游需求相对分散，即煤炭市场“供给集中度大于需求”。2020年特殊宏观事件全面爆发，年初在国家能源局、发改委相继发文要求做好特殊宏观事件防控期间煤炭供应保障工作的背景下，各大煤企纷纷响应号召，加大煤矿复工复产力度，导致年后上游煤矿复工复产进度明显快于下游需求，煤炭市场供需严重错配，煤价一度暴跌至2020年4月27日470元/吨左右，并创下2016年8月以来新低。此后，随着特殊宏观事件逐步受控后需求的快速恢复，以及表外产量的明显收缩，煤炭市场供需错配逐步缓解，价格止跌回升。➢特殊宏观事件逐步受控，稳增长发力，需求快速回升。2020年4~5月特殊宏观事件逐步得到控制，随后在货币、财政放松的加持下，国内需求迅速恢复，基建、地产同时出现了快速复苏；而海外特殊宏观事件的持续失控，导致海外大量需求被国内的制造业承接，出口和制造业接力建筑业持续推动钢材需求上升。➢同时，内蒙倒查20年涉煤反腐致表外产量明显收缩。2020年2月28日，内蒙古自治区党委、政府召开煤炭资源领域违规违法问题专项整治工作动员部署会议，正式启动对2000年以来涉煤腐败问题的全面倒查。2020年4月18日，内蒙古纪委监委网站同一天之内，发布了两则审查调查消息。
本轮（2020年）价格探底过程与2008年有些许类似，均是需求短期内受“黑天鹅”事件冲击，导致供需阶段性明显错配，煤价应声大幅下挫。后续随着需求的快速恢复，供需错配缓解，煤价止跌回升。而不同之处在于，自2020年4月底煤价见底后，开启了波澜壮阔的行情，煤价一度暴涨至2021年10月超1600元/吨，究其原因，除特殊宏观事件后货币、财政政策加持外，供给受限起到了决定性作用：➢内蒙倒查涉煤2020年反腐导致表外产量大幅收缩；➢2021年3月《中华人民共和国刑法修正案（十一）》对煤炭行业超产行为作出明确刑事规制，导致市场超产意愿明显减弱；➢进口煤政策逐步收紧，2020年10月对澳洲煤炭进口实施限制。同样值得注意的是，本轮煤价整个探底过程中，价格低位持续时间较短，并未出现煤企大规模减产现象，更多依赖于需求的恢复和政策干预导致的表外产量受限。
4. 动力煤：价格具备反转条件，现货/长协倒挂望捋顺
4.1价格回顾：承压持续下行
年初以来，受火电需求疲软&国内供应恢复性增长的双重影响，动力煤市场依旧未能摆脱持续疲软的态势，价格重心承压持续下行，直至步入迎峰度夏，在高温拉动下，煤价触底反弹。截至2025年8月8日：➢现货：港口Q5500现货报681元/吨，较年初下跌87元/吨，价格已跌回2021年初水平；➢现货季度均价：25Q2港口Q5500现货均价642元/吨，同比下跌211元/吨（跌幅24.7%），环比25Q1下跌91元/吨（跌幅12.5%）；➢年长协：7月港口Q5500年长协报666元/吨，较年初下跌27元/吨，价格已跌回2021年下半年水平；➢年长协均价：25Q2港口Q5500年长协均价674元/吨，同比下跌25元/吨（跌幅3.57%），环比下跌16元/吨（跌幅2.27%）。
4.2.供应：国内增速进一步收窄，进口望延续下降
4.2.1.国内：“稳产稳供”背景下，产量增、但增速进一步收窄
在3月13日，国家发改委发布的《关于2024年国民经济和社会发展计划执行情况与2025年国民经济和社会发展计划草案的报告》中指出“要大力提升能源资源安全保障能力。加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设。有序实施煤炭产能储备制度，持续增强煤炭生产供应能力，强化煤炭兜底保障作用”。在此背景下，全国各地煤炭生产仍然以稳产增产为基调（尤其是山西产量恢复明显，主因24年低基数），控产和减产情况偶有出现，但也多以中小煤矿出于去库的目的自行调整。25年至今产量增幅放缓，山西、新疆为主要增产区，内蒙古、陕西产量均下滑。根据sxcoal数据，1~6月全国生产动力煤18.7亿吨，累计同比增加1.1%。从区域性来看：➢主要增产区山西省（产量累计4.27亿吨，同比 8.3%）、新疆维吾尔自治区（产量2.35亿吨，同比 12.8%）；➢内蒙古自治区、陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区1~6月动力煤累计产量均呈现同比下降趋势，降幅分别为3.0%、6.9%、0.2%、10.6%。尽管持续下跌的市场行情对产能释放有一定的抑制，但当前煤价不足以导致煤企出现主动大规模减产。在“稳产稳供”的政策背景下，预计主要产煤省区将继续扎实做好煤炭稳产稳供工作，充分发挥煤炭的兜底保障作用。结合我们对2025年煤矿产能投放情况的梳理，预计全年动力煤产量仍将保持增长态势，或达38.8亿吨左右，但增速进一步收窄至1.4%左右。
长期来看，通过对国内目前所有在建煤矿进行梳理（不完全统计），涉及煤矿51座，合计产能22220万吨（该部分产能是我国未来增量的最主要来源），假设矿井平均建设周期3年左右（不含手续办理），产能投放或于2026年后逐步下滑；此外，考虑到煤炭作为不可再生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力（尤其非主产区），因此从长周期角度而言，煤炭产量天花板逐步显现，我们预计2027年~2028年前后动力煤产量或达峰值，随后开始下滑，煤炭资源将显得愈发稀缺。
4.2.2.进口：受价格倒挂影响，下半年进口望进一步下降年初至今，国内煤价持续走低，但外矿挺价明显，导致内贸煤和进口煤价格长期处于倒挂状态，进口量由增转降，且整体呈现下滑态势。2025年1~6月我国进口动力煤1.60亿吨，同比减少13.4%，由增转降（去年同期增11.2%）。分国别来看：➢1~6月自印尼进口动力煤9003万吨，同比下降15.5%，占比56.2%；➢1~6月自澳大利亚进口动力煤3235万吨，同比下降4.3%，占比20.2%；➢1~6月自俄罗斯进口动力煤2038万吨，同比减少14.1%，占比12.7%。展望下半年，印尼进口煤价优势不显，且在国内供应宽松，协会发出“严控劣质煤进口”倡议的背景下，预计进口量将维持同比下降态势。参考普氏等预测数据，我们预计全年动力煤进口水平或降至3.8亿吨左右，同比下滑6.4%。➢国内煤价跌幅快于进口煤，进口价差收窄甚至倒挂，终端转向内贸煤采购；➢进口长协量明显下降。2024年，进口贸易商群体扩大，进口贸易商的长协签订量使得煤炭进口量相对坚挺。2025年由于进口贸易商普遍亏损，大部分贸易商和电力企业煤炭长协签订量缩减三成到四成。➢印尼政府重申印尼出口煤炭定价权，以HBA（印尼动力煤参考价格指数）指导煤炭销售定价。印尼煤炭出口受到定价政策扰动，加上印尼ICI（印尼煤炭离岸价格指数）跌幅偏小，进口贸易商拿货成本偏高。进口低卡煤和内贸煤价格走势分化，进口低卡煤迅速丧失价格优势。3月至5月，印尼煤Nar3800大卡动力煤较同热值内贸煤价格每吨高出20元至30元，部分电厂减少对进口煤的招标，转买内贸煤；➢极端天气与物流制约全球煤炭供给。澳大利亚遭遇热带气旋“阿尔弗雷德”，港口装运中断；南非和哥伦比亚因航距远、运输成本较高，出口到我国的煤炭大幅减少。
4.3.需求：火电需求不及预期，关注“迎峰度夏”&“疆煤化工投产”
4.3.1.电力用煤需求不及预期
年初至今，火电增速不及预期主因全社会用电增速略有放缓（主因二产用电增速由24年的5.1%降至25年1~6月的2.4%）&风光发电大增挤压火电份额。根据国家统计局数据，2025年1~6月份，规上工业发电量45371亿千瓦时，同比增长0.8%。其中，➢1~6月火电累计发电量29410亿千瓦时，同比减少2.40%；➢1~6月核电累计发电量2363亿千瓦时，同比增加11.30%；➢1~6月水电累计发电量5398亿千瓦时，同比减少2.90%；➢1~6月风电累计发电量5533亿千瓦时，同比增加10.60%；➢1~6月太阳能累计发电量2667亿千瓦时，同比增加20.0%；➢根据Sxcoal数据，2025年1-6月电力用煤累计需求12.2亿吨，同比下降2.1%，与火电发电量同比降幅基本一致。展望下半年，电煤需求有望改善。一方面，下半年将陆续迎来迎峰度夏、迎峰度冬等耗电、耗煤旺季；一方面，下半年水电、风电等新能源发电挤压效应或将逐渐减弱。气象方面，预计迎峰度夏期间，全国大部分地区气温较常年同期偏高，电厂日耗有望明显改善。2025年世界气象组织（WMO）最新报告指出“未来五年地球将进入‘致命高温’”频发期，2025 年至 2029 年之间至少有一年的气温高于有记录的可能性为 80%。据国网能源研究院报道，预计今年江苏大部、上海、浙江、福建北部、安徽、江西大部、河南南部、湖北、湖南大部、重庆、贵州东北部、四川东部局部、青海西北部、甘肃西部、新疆、内蒙古西部等地偏高1～2℃，上述大部地区高温（日最高气温≥35℃）日数较常年同期偏多。华北、华东北部、华中北部、新疆等地初夏高温热浪明显，华东中南部、华中中南部、西南地区东部、新疆盛夏高温伏旱显著。预计气温因素支撑下降温用电规模将维持高位。此外，据国网能源研究院预测，新型基础设施仍是拉动我国用电需求的重要方面：➢预计到2025年底我国5G基站规模有望突破470万个，在规模扩张的同时，基站存量优化与改造升级也持续推进，单耗更高的5G-A基站占比将持续提升，预计2025年5G基站带来的新增电量有望超过300亿kW·h；➢预计2025年底我国在用数据中心机架总量有望超过950万架，年用电量有望超过1600亿kW·h，较上年增加约370亿kW·h；➢预计2025年我国纯电动汽车净增约800万辆，年底保有量达到约3000万辆，充换电服务业年用电量将达到1020亿kW·h，较上年增加约190亿kW·h。综合考虑经济、气温及闰年基数等因素，预计2025年全国全社会用电增速处于4%~6.5%区间，下半年增速高于上半年水平。在此背景下，火电增速有望转正，火电耗煤全年亦有望保持小幅增长。
4.3.2.新疆煤化工预期成为非电用煤新引擎
2025年1-6月化工用煤1.65亿吨，同比高增19.3%。我们认为化工用煤需求继续高增主要有以下几个原因：➢煤价回落驱动煤制烯烃等化工产品利润走扩，煤化工一体化公司毛利率优势突出，吸引企业开工率增长，2025年前22周甲醇平均开工率80.2%，同比增长4.4pct；➢化工新建产能仍处于集中投产期，新疆准东煤田成为煤化工核心战场，天池能源煤制气、国能哈密煤制油等百亿级项目启动，新疆化工用煤需求成为新引擎；➢煤制烯烃、乙二醇等作为石油基替代品，依旧受益于油价高波动下的经济性优势。煤化工产能增量是耗煤需求核心。传统煤化工产品主要是甲醇、乙二醇、尿素等，煤制烯烃作为现代煤化工的重要组成部分，其发展势头迅猛，主要是通过替代传统炼化来实现经济性。除了考虑煤化工利润对开工率的影响外，近几年煤化工产能增量强度远大于开工率波动，即尽管市场波动可能会影响煤化工企业的开工率，但煤化工产能的增长速度远超预期，化工耗煤亦逐渐成为“非电煤”需求增量引擎，叠加化工用煤多为高卡煤，其对价格波动更敏感，亦成为市场煤价的核心催化。➢煤化工主要品种包括甲醇（煤制产能占比约78%）、乙二醇（煤制产能占比约40%）、尿素（煤制产能占比约73%）、PVC（煤制产能占比约79%）、烯烃（煤制产能占比约25%）等。新疆发展煤化工原料成本优势突出，潜力较大。以煤制烯烃为例，原料成本方面，假设生产一吨聚烯烃的煤耗是6吨煤炭，按照6月25日5500K煤炭坑口含税价格来算，新疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、陕西彬县分别为381/420/505元/吨，新疆煤制烯烃成本（外购）优势约235-745元/吨。在前两年煤价高位时，疆煤价格波动弹性弱更具优势，如2023年11月13日，新疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、陕西彬县分别为465/690/740元/吨，新疆煤制烯烃成本（外购）优势约1348-1648元/吨；在煤价底部周期，新疆煤化工一体化因疆煤生产成本低优势亦凸显。新疆煤化工产业快速发展为非电煤需求长期赋能。新疆坐拥优质煤炭资源及低成本优势，新疆煤化工产业得到快速发展，尤其在国家提出“三基地一通道”建设后，新疆建设国家大型煤炭煤电煤化工基地明确，煤化工项目投资力度加大，新疆煤化工产业发展规模、产品产量持续扩大、初步形成以准东、吐哈、伊犁等为主的煤化工产业发展集聚区和以煤制天然气、煤制烯烃、煤制1.4—丁二醇、煤炭分级分质利用等为主的现代煤化工产业发展格局。➢据陈阳《“十四五”新疆现代煤化工产业发展现状及政策研究》不完全统计，截至2023年底，新疆已投产煤制天然气、煤（甲醇）制烯烃、煤制乙二醇项目产能分别为33.75亿立方米/年、68万吨/年、185万吨／年。➢新疆煤化工远期“加速”：疆内，洁净能源多联产项目、资源化综合利用制甲醇升级示范项目、100万吨/年醋酸和15万吨/年醋酐等项目有望于2024年年底建成投产；以煤制烯烃项目为代表的一批重点项目前期手续办理完毕开建，国能哈密煤制油、国能准东煤制气、天池能源煤制气等项目启动前期手续，未来3~4年将有一批重点项目建成投产，为产业发展形成新的支撑。➢新疆煤化工逐渐延申“高精端”：针对产业链偏短、下游产品偏少的瓶颈，新疆提出以乌鲁木齐、昌吉、哈密、吐鲁番等煤化工产业主要集中区为依托，加快煤化工中下游产业链的化工新材料和精细化学品发展，持续扩大煤制天然气产业规模，大力发展煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇等现代煤化工项目，积极推进低阶煤分级分质利用，拓展延伸产业链条，做细做好高端聚烯烃、高端聚酯、长纤、高档瓶级聚酯等高附加值产品以及聚丁二酸丁二酯（PBS）、聚对苯二甲酸丁二酯（PBAT）等煤化工特色产品。本轮动力煤价格下跌时间已持续近4年，根据上述第2节内容，我们认为前期价格底部（618元/吨）就估值水平而言，已处于低位或底部区域。依据历史经验，我们一直强调“煤价见底的必要条件之一——政策干预（需求OR供给）”，此前我们预期煤价见底或存在两种路径：➢路径/情景（乐观）：在国内财政政策、货币政策、产业政策、扩大内需政策协同发力背景下，下半年动力煤需求明显改善，前期618元/吨或就是本轮调整的绝对底部，后续迎峰度夏及冬季备货阶段将带动煤价上行；➢路径/情景（悲观）：下半年动力煤整体需求依旧疲软，煤价在迎峰度夏后重回跌势，随着煤价越临近合理区间“570~770元/吨”的下限（570元/吨），政策干预概率或逐步加大，助力煤价见底；➢路径/情景（中性）：在“反内卷”大背景下，约束煤炭行业供给的政策有望随时出台，何时见政策，煤价则何时具备见底条件。7月22日，据新疆煤炭交易中心报道，国家能源局综合司已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，此举符合“中性”情景假设，即意味着煤价具备见底条件。我们认为下半年随着需求逐步改善，动力煤现货价格有望回升至长协基准价之上，若未来超产查处事件能严格执行，煤价将具备极强的上行动力。
5.炼焦煤：关注库存重构&超产查处带来的价格弹性
年初以来，受国内高供给（山西恢复性增产）、高进口以及下游主动去库影响，焦煤供需矛盾加剧，甚至一度走出极端的负反馈行情，产地低硫主焦价格亦最低跌至1100元/吨附近。进入6月后，在价格绝对低位的背景下，国内主产区受安全、环保扰动，产量高位回落，同时蒙煤进口亦受“那达慕”大会影响，导致焦煤整体有效供应明显下降，价格开启反弹。截至2025年7月30日，➢现货：柳林低硫主焦报1500元/吨，较年初上涨120元/吨； ➢现货季度均价：25Q2柳林低硫主焦煤均价1189元/吨，同比下跌744元/吨（跌幅38.5%），环比25Q1下降126元/吨；➢长协：以“山西沙曲焦精煤”为例，截至7月11日当周，报1180元/吨，较24年底下跌580元/吨。25年炼焦煤产量恢复。2025年1~6月国内炼焦精煤累计生产2.38亿吨，同比 4.3%。产量增长主要系山西安监后25年产量恢复，山西1~6月炼焦精煤产量1.1亿吨，同比 8.9%。展望2025年，我们预计炼焦煤产量有望恢复至4.85亿吨，较2024年增加2.5%。➢存量矿井面临资源枯竭、煤质下滑等，导致近年来炼焦精煤洗出率呈现逐年下滑趋势。在国内供应宽松，销售承压、价格下行的背景下，2025年上半年焦煤整体进口呈现“价跌量跌”态势。2025年1-6月，我国进口炼焦煤5282万吨，同比减少8.0%，其中，从蒙古国进口炼焦煤2475万吨，同比减少16.2%，占比47%；从俄罗斯进口炼焦煤1481万吨，同比下降2.1%，占比28%；从澳大利亚进口炼焦煤380万吨，同比增长33.6%，占比7%，蒙古仍为我国炼焦煤主要进口国。弱需求&低价格焦煤进口增量难寻，但海外焦煤成本优势依旧，2025年炼焦煤进口预计延续“高价高量、低价低量”趋势。➢以价定量：蒙古焦煤进口价格优势依旧，“以需定量”进口预期仍在，蒙古焦煤进口主要路径为“国内焦煤价格低、销售不畅→中蒙进口口岸库存高→倒逼进口量下滑”，反过来若焦煤价格超预期，亦会带来蒙古国焦煤进口顺畅，进口量上行。考虑到蒙古7月那达慕大会影响叠加2025年上半年焦煤价格疲软蒙煤进口兑现“价低量低”预期，我们预计2025年蒙古国焦煤进口约4800~4900万吨，同比下降约13.7%~15.5%。➢俄罗斯：焦煤出口税取消叠加基建设施扩建催化俄煤进口价格优势，焦煤进口主要增量区域。2024年12月，俄罗斯取消炼焦煤7%的出口关税，促进焦煤出口成本降低7-9美元/吨，显著提升出口优势，叠加卢布贬值和油价下跌，进一步降低出口运输成本。俄罗斯加速推进远东物流项目，埃尔加煤矿的太平洋铁路（530公里）及配套港口建设计划2026年满负荷运行，缓解当前运力瓶颈。俄罗斯焦煤对华出口增长的核心逻辑是“中美、中澳关系变化叠加成本优势（关税、汇率）， 以及俄煤随着港口、铁路等扩容出口能力提升”。短期虽受制于运力和价格波动，但中长期在政策协同与基建设施配套升级的驱动下，俄焦煤在中国市场份额有望进一步扩大。➢长期：焦煤进口增量主要关注中蒙口岸铁路建设进度，根据蒙古国相关规划，新建的4条中蒙边境铁路建设顺序依次为：嘎舒苏海图-甘其毛都铁路、西伯库伦-策克铁路、毕其格图-珠恩嘎达布其铁路、杭吉-满都拉铁路。根据2024年8月蒙古国政府办公厅主任尼·乌其日勒会上预期“随着跨境铁路建设工程完成，预计蒙古国煤炭出口将增加 3000万吨。”，结合2024年蒙古国出口中国占比及炼焦煤进口占比约70%来看，焦煤进口增量约2000万吨，但考虑到中蒙铁路建设不确定性高，蒙煤进口利润优势亦有波动风险，铁路建成后非煤大宗商品进口亦有占比增长挤占蒙煤进口的趋势。终端需求延续下行与结构升级特征。2025年7月11日当周，247家钢厂铁水日产量平均为239.8万吨，同比 0.6%。2025年1-6月，中国粗钢产量51483万吨，同比下降3.0%。2025年上半年中国钢材市场呈现出总量收缩与结构升级并存的特征：➢制造业钢材需求持续：2025年1-6月全国规模以上工业增加值同比增长6.4%，细分来看，钢材需求三驾马车之一，尤其装备制造业（消耗钢材最多）增加值同比增长10.2%；➢固定资产投资规模继续扩大延续钢材需求增长韧性：2025年1-6月份，全国固定资产投资（不含农户）248654亿元，同比增长2.8%；扣除房地产开发投资，全国固定资产投资增长6.6%；➢钢材出口并不悲观：2025年1-6月，全国出口钢材5814.7万吨，同比增长8.9%；根据兰格钢铁网测算，若算上钢坯及粗锻件出口并折算成粗钢，预计上半年全国粗钢出口量将会超过6200万吨。工业化成熟期后通过消费拉动的经济周期恢复特征是整体稳定，波幅下降。制造业消耗金属增加，对冲资本形成金属用量的下滑，尤其伴随着出口结构中的高端品占比不断提高，使得长周期内工业国金属消耗量依然可以保持维持高位。转型期下假设2025年中国经济内需上通过消费率的回归，财政扩张和库存重建牵引经济的逐步复苏，缓慢而曲折，同时外需保持稳定。如果不考虑库存周期摆动中性预计2025年下半年钢铁消费总量同比增长2.5%，期间若经济体重建库存，需求可能达到更高水平。上半年焦煤价格在供需矛盾加剧、资金因素共同作用下快速下挫，产地低硫主焦一度跌至1100元/吨附近。➢我们认为供需矛盾已在价格上得到较大程度体现，即如此大的跌幅已提前反映了基本面偏差预期；➢因市场的一致悲观预期，导致下游终端用户持续主动去库，终端环节和贸易商库存均处于低位；➢此外，在如此低价背景下，已挤出部分高成本国内供应和性价比偏低的进口煤。综上，我们认为在政策查处超产背景下，焦煤底部大概率得以确认，短期反弹高度取决于库存重构的持续性，长期而言取决于终端需求及超产查处力度，未来产地低硫主焦价格有望回升至1500~2000元/吨水平，后续重点关注：7月22日，据新疆煤炭交易中心报道，国家能源局综合司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，通知要求煤矿应当按照均衡生产原则，科学安排年度、季度、月度生产计划，合理组织生产。年度原煤产量不得超过公告产能，月度原煤产量不得超过公告产能的10%。我们此前亦提及“深陷价格下行泥潭已久，市场持续探底无果，情绪亦降至底部，黎明前的黑暗尤为煎熬。但转折的契机正在裂缝中透出微光，部分产能已陷入亏损，成本支撑逐步显现，只待政策甘霖便可破土重生”。本次查处超产便是这政策甘霖，是煤价自21年~22年见顶回落以来，首次针对供应端采取一定措施，使得煤价具备了见底反转的必要条件。➢重点推荐煤炭央企中国神华（H A）、中煤能源（H A）；➢业绩弹性较大的：潞安环能、晋控煤业、兖矿能源、平煤股份；➢前期完成控股股变更，目前正在办理资产置换的安源煤业值得重点关注；➢绩优则股优”，绩优的陕西煤业、电投能源、淮北矿业、新集能源；出海印尼，宏图正展。2025年，公司印尼SDE煤矿的产量已超越公司国内煤矿，成为公司煤炭业务的重要支柱。SDE煤矿的煤炭总储量达3.05亿吨，远高于国内煤矿3676万吨储量，具有巨大的开发潜力。未来，公司将集中资源进一步推动SDE煤矿的发展，并积极寻求更多大型能源或煤炭行业企业参与共同合作，以提升资源开发效率及市场竞争力。SDE二矿的建设正在加速推进，预计将于2026年正式投产。SDE二矿投产后，预计产能将较目前提升超过一倍，为公司带来更显著的经济效益。2024年，公司成功收购了三个印尼煤矿(IMJ、VSE、SME)的70%股权，进一步扩大了在印尼市场的布局。公司沿用SDE煤矿的成功模式，引入中国大型能源企业及国企的战略合作，加快推进煤矿的开发与建设。通过与国家力量的紧密合作，充分发挥资源优势，实现煤炭业务的稳步增长。未来，公司将持续关注印尼市场的发展机会，积极寻找收购价格合理的优质煤矿及矿权，进一步扩大资源储备。以维持公司未来十年的高速发展。风险提示：煤价大幅下跌。印尼矿井投产进度不及预期。资产负债率偏高风险。杭锦并表，亏损已实现大幅收窄。公司于2025年2月完成对国家能源集团持有的杭锦能源100%股权的收购，杭锦能源2025年一季度实现营业收入10.25亿元，净利润亏损0.82亿元，较去年同期亏损13.19亿元大幅收窄。杭锦能源所属雁南矿、扎泥河露天矿、煤电一体化项目（敏东一矿及鄂温克电厂）生产经营稳定，2025年第一季度实现煤炭销售量324万吨（2024年同期：211万吨）、售电量103万千瓦时（2024年同期：101万千瓦时），在建煤矿塔然高勒井田（设计产能1000万吨/年）有序推进。资产注入有望再进一步。国家能源集团2025年4月8日宣布，作为国资委国有资本投资公司试点单位，坚定看好中国资本市场发展前景，积极支持控股上市公司高质量发展。国家能源集团旗下相关控股上市公司已发布公告，从公司生产运营整体平稳、优化提升投资者回报、集团公司持续注入优质资产等方面向市场传递坚定信心，全力维护资本市场平稳运行。下一步集团将持续支持各控股上市公司深耕主责主业，增强核心竞争力，持续推进资产整合，兑现同业竞争承诺，实现优质资产向上市公司集聚，增强上市公司核心竞争力。目前国家能源集团和中国神华正在协商启动新一批的注资交易，继续推进煤炭优质资产注入中国神华，支持中国神华长远发展。提质增效持续践行。2025年3月公司发布《关于“提质增效重回报”行动落实情况的公告》，2025年公司将坚持“稳中求进、安全为本、创新引领、高质发展”工作方针，全力抓实能源保供，坚定推进转型发展，强化科技创新，高标准完成全年各项目标任务，打好提升内生发展动力和运用市值管理工具的组合拳，确保公司“十四五”完美收官和“十五五”顺利开局。公司2025年计划商品煤产量3.348亿吨，煤炭销售量4.659亿吨，发电量2,271亿千瓦时，资本开支（不含股权投资）417.93亿元。风险提示：国内经济增速大幅下滑，煤炭下游需求不及预期，安全生产事故导致煤炭产量不及预期。资源储量禀赋优势凸显。截至2024年年报，公司拥有煤炭储量179.31亿吨、可开采储量102.46亿吨，可开采年限70年以上。生产成本优势明显。97%以上的煤炭资源位于陕北矿区（神府、榆横）、彬黄（彬长、黄陵）等优质采煤区，特别是陕北地区煤炭赋存条件好，埋藏浅，开采技术条件优越，矿井均为大型现代化矿井，开采成本低，生产成本优势明显。优质化工用煤。产煤区90%以上的煤炭储量属于优质煤，煤质优良，属特低灰、特低磷、特低硫、中高发热量的优质动力煤、气化煤和理想的化工用煤，在全国范围内具有较强竞争优势。公司煤炭产能分布合理、发展可期。截至2024年年报，公司核定产能1.62亿吨，目前陕北矿区红柳林、张家峁、柠条塔、小保当一号、二号五对千万吨级矿井，陕北矿区千万吨矿井规模将集群化，产能优势将更加明显。加快资源释放，成长可期。2024年，公司加大优质煤炭资源获取力度，紧跟榆神三期、四期矿区规划审批进展，加快推进小壕兔一号和西部勘探区相关井田批复进度，超前谋划陕北优质煤炭资源前期工作。高额分红持续回报市场。根据公司《2024年年度利润分配预案》，拟向全体股东每10股派发现金股利11.36元（含税），本次年度利润分配与前次中期利润分配、三季度中期利润分配金额合并计算，共计现金分红金额130.70亿元，占公司当年实现可供分配利润的65%。风险提示：煤价大幅下跌，煤炭需求不及预期，煤炭产量不及预期。东部矿区引入战略投资者，对价20亿元，开发进度有望加速。根据公司公告，公司与新疆顺安能源有限公司签署了《关于伊吾广汇能源开发有限公司之股权转让合同》，将广汇能源全资子公司伊吾广汇能源开发有限公司的40%股权以现金方式转让给新疆顺安能源有限公司，股权转让价款为20.5亿元。➢伊吾能源开发公司核心资产为“东部煤矿”勘探探矿权，保有资源储量31.08亿吨，原煤挥发分为38%～45%，平均发热量为5000～5500大卡，焦油产率10.72%，煤类以41号长焰煤为主，是优质的火力发电和煤化工用煤；➢公司与顺安能源将强强联手，加速推进淖毛湖东部煤矿开发工作，有望早期贡献产量；➢转让对价分两期付款，1）东部煤矿探矿权抵押已经解除且不存在负担和其他权利限制，第一笔对价支付10.45亿元；2）东部煤矿投运且具备分红条件之日起1个月内，第二笔对价支付10.04亿元。风险提示：下游需求不及预期；天然气价格不及预期；安监强度超预期。向“3亿吨”产能目标继续迈进。2025年4月公司发布《兖矿能源集团股份有限公司关联交易公告》。为整合优质煤炭资源，做大做强主业，并有效解决同业竞争，兖矿能源拟以现金140.66亿元收购控股股东山能集团“西北矿业”51%股权，其中以现金47.48亿元受让西北矿业26%股权，以现金93.18亿元向西北矿业增资。西北矿业本部及其控股子公司共有12家煤炭企业，持有14宗矿业权（包含12宗采矿权、2宗探矿权）。采矿权资源量合计48.6亿吨，可采储量26.9亿吨；探矿权（动力煤）资源储量14.9亿吨，可采储量9.7亿吨，规划产能1500万吨/年。西北矿业未来增长潜力大。五举煤矿（核定产能300万吨/年）与刘园子煤矿（核定产能180万吨/年）将于2025年全面达产，贡献480万吨增量产能；油房壕、杨家坪两座在建矿井（合计核定产能1000万吨/年）及马福川、毛家川探矿权转采项目（规划产能1500万吨/年）稳步推进，未来合计可释放2500万吨/年产能。多元矿业发展，夯实“资源为王”。公司积极布局多矿种领域，在加拿大拥有6个钾盐采矿权，探明优质氯化钾资源量17亿吨；拟建设内蒙古曹四夭钼矿，资源量10.4亿吨，截至2024年年报曹四夭钼矿完成用地、勘探等关键手续审批。公司坚持“资源为王”，未来计划分区域、分批次加快落实控股股东所属西北、内蒙古等区域优质煤矿资产注入；积极获取陕蒙、新疆等国家能源战略基地“核心产区”优质煤炭资源；密切关注境外焦煤、有色金属等资产并购机会。风险提示：下游需求不及预期；煤炭价格不及预期；煤炭产量超预期。煤炭资源禀赋优势突出。截至2024年末，公司共拥有17座矿井，其中：在产矿井16座，在建矿井1座；煤炭资源储量65.30亿吨。此外，公司于2024年10月23日通过公开竞买的方式获取了山西省吕梁市兴县区块煤炭及共伴生铝土矿探矿权，煤炭资源储量9.53亿吨，铝土矿资源储量5561.23万吨，镓矿资源储量3431.28吨，目前正在积极申办探矿许可证。降本增效成果显著：（1）2024年新增项目贷款利率由3.6%降至2.76%，每年节省利息1.45亿元；压减贷款13.89亿元（不含项目贷款），降低53个BP，节约财务费用2亿元；“22焦能01”票面利率由3.18％下调至2.33%，降低85个BP。（2）2025年公司将持续推动成本动因分析，有效控制固定成本，全力压降变动成本，强化资金治理，严格预算控制，严格控制非必要、非刚性支出。风险提示：煤炭需求不及预期，在建矿井投产不及预期，煤价坍塌式下跌。“东引西进出海”。2024年以 17.48 亿元成功竞得 16.68 亿吨新疆托里县塔城白杨河矿区铁厂沟一号井煤矿勘查探矿权；2025年1月，公司公告以约6.6亿元收购乌苏四棵树煤炭有限责任公司 60% 的股权，其八号井于2007 年投产，核定生产能力 120 万吨/年。成本优化持续推进。1）公司井下充填开采技术取得新突破，十一矿井下充填开采单月产量由2024年年初的3万吨突破至24年财报披露时的 7.1 万吨，吨煤成本降低 22 元。2）构建物资全流程管控模式，物资消耗成本月均降低 14%。3）主辅分离改革提质扩面。平稳完成 4 家选煤厂、天力工程处和八矿后勤辅业分离近 600人。4）财务资金管控效果显著，全面降低融资成本。 风险提示：煤价坍塌式下跌，煤炭销售不及预期，蒙煤进口超预期。成长性凸显。煤电产业，加速推进陶忽图矿井建设，确保2025年底前完成主井井塔及装备安装；加快推进安徽省“十四五”重要支撑性电源2×660MW超超临界燃煤发电机组项目建设，力争年底前实现“双机双投”。化工产业，确保乙醇项目稳定且满负荷生产；加快推进焦炉煤气分质深度利用项目、碳酸酯和乙基胺项目建设，确保按期建成投产；加强醇基高端化学品、钙基高端新材料、对甲苯磺酸项目的可行性研究论证及前期筹备工作。战新产业，加快推进406MW风电项目建设，后续积极寻找其他风电资源，确保把聚能发电2×660MW支撑性电源项目配置的新能源指标用尽用优。风险提示：煤炭需求不及预期，在建矿井投产不及预期，煤价坍塌式下跌。资源储备优异。截至2024年末，公司共有5对生产矿井。生产矿井核定生产能力分别为：新集一矿（180万吨/年），新集二矿（270万吨/年），刘庄煤矿（1100万吨/年），口孜东矿（500万吨/年），板集煤矿（300万吨/年），生产矿井合计产能2350万吨/年。截至2024年末，公司矿权内资源储量61.96亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量26.51亿吨，共计88.47亿吨，所产煤种属于气煤和1/3焦煤，质量稳定，为公司今后可持续发展奠定坚实的资源基础。煤电业务成长空间广阔。25Q1公司发电量36.2亿千瓦时，同比 47.2%，环比-17.1%，上网电量34.3亿千瓦时，同比 46.9%，环比-17.2%，上网电价0.3749元/千瓦时，同比-8.1%，环比-7.8%。截至2024年末，公司控股利辛电厂一期（2*1000MW）、利辛电厂二期（2*660MW），参股宣城电厂（1*660MW,1*630MW）；开工建设上饶电厂（2*1000MW，持股比例65%）、滁州电厂（2*660MW，持股比例85%）、六安电厂（2*660MW，持股比例55%）。2025年，公司计划商品煤产量1850万吨，发电量161亿千瓦时，加强煤质管理，持续提升电厂稳定生产能力，强化成本管控，提升降本增效潜力。风险提示：煤价坍塌式下跌，上网电价下调，在建装机投产不及预期。资产负债表优异，财务费用转负。24年公司期间费用合计11.2亿元，同比降低1.5亿元，期间费用率降低0.8pct。随着带息负债下降，利息支出减少，公司25Q1财务费用-610万元。截至25Q1末，公司有息负债（短期借款 一年内到期的非流动负债 长期借款 应付债券 其他非流动负债 租赁负债）仅13.8亿元，而公司货币资金高达146.3亿元，资产负债表优异。资产注入未来可期。公司于1月发布公告称，将启动以自有资金收购间接控股股东晋能控股集团所持有的潘家窑矿探矿权及相关资产的事宜。该矿设计生产能力为每年1000万吨，相比公司现有在产矿井总计3450万吨/年的产能，增幅达29%，成长凸显。风险提示：资产注入不及预期，煤炭价格大幅下跌，煤炭产销量下滑。煤炭业务量价齐升，成本控制能力凸显。公司核定产能4,800万吨/年，经过多年耕耘，已成为东北地区褐煤销售龙头企业，公司2025年煤炭长协价与2024持平，有助于提升公司2025年煤炭业务利润韧性；2025年公司煤炭产/销量计划为4800/4824万吨。电解铝业务赋能弹性，成长可期。公司目前拥有年产86万吨电解铝生产线，扎铝二期35万吨绿电铝项目建设投产后绿电占比达到79%，扎铝二期项目落地将成为国内首条“绿电铝”生产线，配套项目的建设将迎来霍林河循环经济的加速升级，建成后将形成121万吨电解铝产能，绿电（风光）消纳占比突破40%的循环经济产业集群，助力实现霍林河循环经济产业链绿色高质量发展。2025年公司电解铝产/销量计划为90/90万吨。考虑到2025年初以来中国氧化铝价格大幅下跌，公司电解铝成本有望明显受益，电解铝业务有望贡献超预期弹性。绿电业务增量显著。公司拥有2×600MW火电装机，主要向内蒙古东部、辽宁省、吉林省、黑龙江省、山东省及华北地区售电。依靠内蒙古地区得天独厚的风能、光伏资源，公司拥有大量优质的风光资源储备，占据了较高的市场份额，尤其是在风电领域，装机规模和发电量在当地名列前茅，随着突泉县44.5万风电项目于2024年年底全容量投产，通辽市防沙治沙和风电光伏一体化110万千瓦项目建设的有序推进，“十四五”期间公司新能源装机规模将大幅提升。2025年公司计划发电量270.26亿千瓦时（含自备电厂发电量133.79亿千瓦时），计划销售电量131.87亿千瓦时。风险提示：电解铝价格大幅下跌；电价大幅下跌；煤炭价格不及预期。
在建矿井投产进度超预期。
受矿井建设主体意愿影响，在建矿井建设进度有可能加速，导致建设周期缩短，产量释 放速度超过预期。
下游需求不及预期。
受宏观经济下滑影响，导致煤炭需求下滑，煤炭市场出现严重供过于求得现象，造成煤价大幅下跌。
预测假设产生的不确定性风险。
受宏观经济、行业政策以及假设条件无法完全覆盖的影响，动力煤2025年产量预测，动力煤2025年进口预测、焦煤2025年产量等预测数据或呈现不确定性，会与实际有偏差。
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