⚫ 供给刚性约束，煤炭产量增速平稳。2025年以来，我国煤炭供给端呈现“国内产量低速增长、进口显著收缩”的特征，总体供给已进入低速增长区间。

• 国内原煤产量增速平稳，进口量显著下滑。2025年1-10月，全国原煤产量39.7亿吨，同比增长1.5%，增速较2024年有所回升，但呈现“前高后低”特征。上半年受“以量补价”策略和低基数影响增速较快，下半年随着查超产政策严格执行，增速逐步回归理性。我们预计2025年全年原煤增速维持在1.5%以内。从国内区域结构来看，呈现“晋增新缓、陕稳蒙降”特征，山西恢复性增长3.9%，新疆增速放缓至4.9%，陕西增长2.7%，内蒙古微降1.1%。进口方面，1-10月煤炭进口量3.88亿吨，同比下降11%，主要受海外煤价优势收窄、国际海运市场调整影响。我们预计全年进口量同比降幅较1-10月水平略有收窄。随着海运煤贸易规模下降（2025年1-9月同比下降4.3%）和国际市场需求格局变化（印度、东盟等新兴市场分流出口资源），中短期我国煤炭进口难达峰值。

• 煤炭供给增量有限，中东部未来步入衰减。从申万煤炭板块上市公司来看，2025年1-9月，主要煤炭上市公司在建工程金额达2087亿元，同比增长28.2%，延续了自2021年以来的增长态势。从在建工程主要增加企业来看，中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖矿能源、新集能源五家企业在建工程合计增加351亿元，成为主要贡献者。在建工程规模虽有所提升，但煤炭行业投资重心已明显向产业链下游延伸（煤电、煤化工等方向），新建煤炭产能有限，供给弹性持续受限。从中东部产量趋势来看，未来我国中东部地区面临产量衰减。根据《中国煤炭工业发展报告2023》预测，2030年前我国煤炭产量将维持在41亿吨以上，随后因资源枯竭等问题进入快速下降通道，2035年、2050年及2060年产量预计分别降至36亿、19亿和17亿吨。我们预计，未来产量衰减将主要集中于中东部地区，到2035年中部地区将退出约7亿吨产能。值得注意的是，矿井衰减并非线性，后期可能呈现加速或台阶式下降特征。

我们预计2026年，煤炭总供给水平保持相对平稳或略有增减，短期仍需重点关注煤炭核查超产和安监水平，未完全取得合法合规手续的核增产能的处置情况，以及“十五五”规划新增产能目标。展望“十五五”乃至“十六五”，随着中东部地区煤炭资源逐步进入衰减期并有序退出，煤炭生产布局将进一步优化调整，我国煤炭产量预计将维持相对平稳或呈现略微增长态势，以满足经济增长的能源需求，在此背景下，煤炭行业的发展重心将从“十四五”期间的“增产保供”，逐步过渡至“稳产保供”的新阶段，更注重供应的稳定性、持续性与质量性。

⚫ 煤炭消费增长，需求韧性凸显。煤炭消费总量仍保持增长，电力、化工等领域需求韧性突出，结构性变化显著。

• 商品煤消费稳步增长，电煤需求韧性充足。2025年1-9月，商品煤消费量35.7亿吨，同比增长0.5%；动力煤消费量30.7亿吨，同比持平，高位平台特征稳固；炼焦煤消费量4.5亿吨，同比增长2.2%，由负转正；无烟煤消费量0.6亿吨，同比增长15.3%，化工用煤需求强劲。其中，电力行业是动力煤消费主力，占比63.5%，化工行业成为增长最快领域，占比提升至8.1%。

• 火电需求韧性充足，AI算力带动新电力需求。2025年1-9月，电力行业动力煤消费量19.5亿吨，同比下降1.4%，但月度降幅逐月收窄，10月累计同比收窄至-0.4%。火电在极端天气、新能源调峰中的“压舱石”作用凸显。根据《中国电力供需分析报告（2025）》预计，AI算力发展有望推动数据中心用电量激增，2025、2030年用电量分别达1637亿、10554亿千瓦时，占全社会用电量1.6%、7.8%。“十五五”期间年均增速有望达45.2%。智能算力负荷波动性增大，对支撑性电源依赖加深。值得注意的是煤电调峰带来度电煤耗的增加一定程度上可对冲火电利用小时数下降带来的减量。

• 非电需求保持增长，煤化工贡献显著。2025年1-9月，非电行业煤炭消费量13.1亿吨，同比增长3.6%。化工行业动力煤消费量2.5亿吨，同比增长17.4%，成为非电增长主力。炼焦煤消费量波动增长，冶金行业在基建、制造业托底下展现韧性。建材行业动力煤消费量同比下降4.6%，受房地产下行拖累。

我们预计2026年，煤炭消费整体呈现小幅增长态势，短期仍需跟踪水电情况，中长期需持续关注人工智能带来的增量需求，以及风光储和核电装机规模引发的挤兑效应。展望“十五五”及未来一定时期，煤炭消费将逐步达峰并进入峰值平台期。结构上，煤炭消费进一步向电力和原料领域集中，电力领域仍是核心需求，人工智能、高端制造等新经济与居民用电将显著支撑用电需求，煤电调峰功能因新能源消纳波动性进一步强化，其燃料需求韧性强；化工用煤需求将逆势延续较高增长，而钢铁、建材用煤延续缓慢收缩，非电用煤整体需求或平稳。

⚫ 煤价中枢震荡下移，有望保持合理区间运行。2025年煤炭价格呈“V型”走势，中枢下移但底部明确，政策与成本共同支撑价格在合理区间运行。

• 煤价中枢震荡下移，全年呈“V型”走势。2025年秦皇岛港5500大卡动力煤均价690元/吨，同比下降19%；京唐港主焦煤均价1499元/吨，同比下降26%。上半年供需宽松导致价格下行，7月起供给收缩与旺季需求推动价格企稳回升。海外煤价中枢亦回落，印尼、澳洲动力煤均价分别为47美元/吨、72美元/吨，澳洲炼焦煤均价186美元/吨。

• 政策引导与成本支撑，价格有望合理区间运行。政策端方面，2025年7月国家能源局印发核查通知，强化产能约束，扭转“越超产越降价”困局。11月发改委调整长协定价机制，引入产地“基准价 浮动价”模式，增强履约可行性，有望降低市场煤价格波动性。成本端方面，依据我们研究成果，从国内煤炭高成本供给边际增量角度来看，我们预计2026年秦港5500大卡价格中枢约为730-760元/吨，京唐港主焦煤价格中枢约为1700-1800元/吨。需跟踪后续疆煤外运铁路运费优惠下浮情况。

展望“十五五”，在煤炭布局加速西移、资源费与吨煤投资大幅提升背景下，国内经济开发刚性成本和国外进口煤成本的抬升均有望支撑煤价中枢保持高位。

⚫ 板块估值仍有上行空间，PPI转正或迎布局机会。煤炭板块估值处于合理偏低区间，PPI转正周期中具备配置价值，建议关注炼焦煤与兼具成长性、性价比的标的。当前动力煤企业PE在10-15倍，PB在1.0-2.7倍；炼焦煤企业PE在17-32倍，PB在0.6-1.0倍，多为破净状态。随着煤价中枢底部确立，业绩改善将推动估值修复。历史两轮PPI转正周期（2016年、2021年）中，煤炭板块均出现显著上涨。行情初期低估值、高成长性标的领涨，中后期兼具业绩与估值性价比的中型市值煤企涨幅居前。煤炭行业在供给刚性、需求韧性、成本支撑与政策引导下，已进入“上有顶、下有底”的价格运行新阶段。尽管2025年价格中枢下移，但底部明确，板块估值仍处低位，具备中长期配置价值。在长期能源安全战略与短期中期PPI转正预期下，煤炭板块有望兑现估值重塑。

⚫ 相较于短期的政策调整和煤价波动，优质煤炭资产的估值兑现和长期资产配置价值更应值得重视。在资本市场投资中，短期弹性标的虽具阶段性高回报，但伴随高波动风险，而具备稳固基本面与强抗风险能力的优质公司，兼顾收益稳定性与长期增值潜力，更应作为核心配置资产。对于煤炭行业，在能源转型与政策调控双重作用下，其强周期属性逐步弱化，周期波动的幅度和跨度或趋窄，运行稳定性明显提升。中长期来看，新能源替代将持续挤压需求，但新建产能受限叠加存量产能退出形成供给衰减，行业有望走向供需再平衡甚至阶段性偏紧。在此背景下，煤炭板块仍属高业绩、高现金、高分红资产，行业仍具高景气、长周期、高壁垒特征，煤炭资产正从传统的周期性资产转变为高价值资产，其估值体系也需要在更长的时间框架下进行重构，需要投资者穿透短期煤价扰动，以更长的时间维度审视行业变迁，即，以时间换空间。

⚫ 投资建议：结合我们对能源产能周期的研判，站在当下煤炭PPI位于周期性底部区间、市场流动性充裕、风险溢价上修的环境下，煤炭板块具备“反内卷”属性且属于尚未充分反映盈利修复预期的板块，即，优质煤炭企业向下调整有高股息安全边际支撑，向上弹性有后续煤价上涨和估值修复催化，板块仍具有中长期战略性的投资机遇，维持行业“看好”评级。自上而下重点关注：一是经营稳定、业绩稳健的中国神华、陕西煤业、中煤能源、天地科技；二是具有估值性价比且弹性较大的兖矿能源、新集能源、电投能源、神火股份、广汇能源等；三是全球资源特殊稀缺的优质冶金煤公司山西焦煤、平煤股份、潞安环能、盘江股份等；同时建议关注兖煤澳大利亚、兰花科创、天玛智控、甘肃能化等。

⚫ 风险因素：宏观经济超预期下滑；产业布局和安全环保政策调整；技术进步带来的能源替代加速；煤炭需求快速下降；煤价大幅下跌。

一、供给刚性约束，煤炭产量增速平稳

二、煤炭消费增长，需求韧性凸显

三、煤价震荡下移，回归合理区间

四、板块估值仍有上行空间，PPI转正或迎布局机会

1.1 国内原煤产量增速平稳，进口量显著下滑

1.1.1 煤炭总供给增速进一步放缓，进口量显著下滑

2025年以来，国内原煤产量增速实现小幅提升，但在进口煤同比大幅下滑背景下，煤炭总体供给增速呈现明显放缓态势。国内产量方面，2025年1-10月，全国原煤产量达39.7亿吨，同比增长1.5%，增速较2024年全年水平有所回升，主要是2025上半年原煤产量增速较快。 进口方面，2025年1-10月煤炭进口量为3.88亿吨，同比大幅下降11%，成为拉低总供给增速的主要因素。我们认为，进口量下滑既与海外煤价优势收窄、部分时段出现价格倒挂有关，也受国际海运市场供需格局调整的影响。总供给方面，2025年1-10月，包含进口在内的煤炭表观供给总量为43.6亿吨，同比增速仅为0.8%，较2024年全年3.3%的增速水平大幅回落。我们认为，在国内产量增长潜力有限、进口支撑减弱的背景下，煤炭总供给已进入低速增长区间，供需平衡仍面临结构性紧约束，对中长期煤价中枢形成重要支撑。

2025年1-10月，国内原煤产量累计增速较2024全年有所提升，但从各月走势来看，增速呈现明显的前高后低特征，反映出供给释放节奏受政策与基数效应影响显著。从月度产量数据来看，2025年1–6月产量累计同比增速普遍维持在5%以上，其中3月增速达8.1%，为年内高点；进入下半年后，增速逐步收敛，10月累计同比增速已回落至1.5%。我们认为，增速前高后低的主要原因包括两方面：一是，2024年上半年受山西安监强化等因素影响，国内产量基数偏低，带来2025年同期的恢复性高增长；二是2025年上半年部分煤企在煤价承压背景下仍采取“以量补价”策略，支撑产量释放，而7月以来随着查超产政策落地严格执行，产量增速逐步向合理区间回归。展望全年，在安监常态化、超产治理持续深入的背景下，国内煤炭产量增长预计将保持温和态势，我们预计2025年全年原煤产量增速有望维持在1.5%以内，供给端增速放缓仍将为煤价中枢提供支撑。

进口方面，2025年1-10月煤炭进口量呈现“前高后低”走势，累计同比由正转负并持续下行。具体来看，1-2月进口量仍维持小幅正增长，累计同比增幅为2.1%；自3月起进口累计增速开始转负，且降幅逐步扩大，至10月累计同比已降至-11%。我们认为，进口量持续收缩的核心原因在于国内外煤炭价差优势的逆转。随着国内煤炭价格震荡下行，而海外主要出口国受开采成本、运费等因素支撑价格相对刚性，导致进口煤价格优势不断收窄甚至出现倒挂，进而抑制了国内终端的进口采购意愿。展望后续，随着国内煤炭价格逐步企稳并出现边际回升，进口煤的经济性有望得到修复，或带动进口量环比小幅回升。我们预计，2025年全年煤炭进口量同比降幅较1-10月水平有望小幅收窄。

1.1.2 国内煤炭供给呈现“晋增新缓、陕稳蒙降”特征

国内产量方面，分地域来看，2025年1-10月全国原煤产量同比增长1.5%，区域结构呈现“晋增新缓、陕稳蒙降”的特征，增长主力主要来自山西省的恢复性增产。

• 山西省2025年1-10月产量同比增长3.9%，增量贡献最为突出。我们认为，这主要源于2024年同期受安监强化等因素导致产量基数较低，形成了显著的恢复性增长。

• 新疆地区仍保持增长，但同比增速已由2024年全年的18.4%显著放缓至4.9%，表明在运力约束及出疆煤价经济性影响下，其产能释放节奏已趋于理性。

• 陕西省保持稳健态势，1-10月产量为6.6亿吨，同比增长2.7%，增速略高于全国平均水平，其产量释放呈现较为稳定特征。

• 内蒙古自治区产量为10.5亿吨，同比微降1.1%，成为四大主产区内唯一下滑的区域。

整体而言，国内煤炭生产日益呈现出“总量低速增长、区域结构分化”的格局。在晋陕蒙主力产区产能利用率已达高位的背景下，未来产量增量将更加依赖于新疆产能的释放及运力配套的改善。此外，受煤炭查超产政策和部分煤矿产能核增手续仍不齐全影响，未来主产区煤炭产量稳定释放仍存扰动。

从煤种结构来看，2025年1-9月全国煤炭产量同比增长2%，各煤种呈现明显的结构性分化，其中炼焦烟煤实现增速由负转正。具体来看：一般烟煤作为产量主体，1-9月产量为20.4亿吨，同比增长2.5%，增速较2024年有所放缓，但仍贡献了最主要的供给增量。炼焦烟煤2025年1-9月产量为9.8亿吨，同比增长3.4%，较2024年全年-4.3%的负增长实现显著改善，主要是炼焦煤主产地山西产量恢复性增长。 无烟煤产量同比小幅下降1.2%，但降幅较2024年全年的-7.6%已显著收窄。褐煤产量同比增长1.6%，增速明显放缓。

1.1.3 海外煤炭进口呈现“印尼主降、蒙煤独增、澳俄微降”特征

进口方面，2025年1-10月我国煤炭进口量同比下降11%，主要来源国进口表现呈现“印尼主降、蒙煤独增、澳俄微降”的结构性分化特征。

• 印度尼西亚作为我国最大的煤炭进口来源国，1-10月进口量同比下降15.0%，是拖累整体进口增速的主要原因。我们认为，印尼煤进口量同比较大下降，主要是进口煤价差缩小削弱了采购意愿，且印尼政府推动HBA政策（参考价常高于市场价）进一步降低中国进口积极性。此外，印尼产地强降雨及国内环保政策对进口印尼煤炭也产生一定影响。

• 蒙古国进口量逆势增长4.0%，是主要来源国中唯一实现正增长的国家，反映出其焦煤资源成本优势以及通过口岸通关效率提升，蒙古国对我国市场的供应稳定性不断增强。

• 澳大利亚与俄罗斯进口量同比分别下降4.0%和8.0%，降幅相对有限。澳煤进口在禁令解除后已进入稳定期，而俄罗斯煤受远东运力及支付结算等因素影响，供应量小幅调整。

• 其他国家和地区进口量同比下降39.0%，尽管降幅显著，但其在我国总进口量中占比仅为5.4%，对整体进口格局影响相对有限。

整体而言，我国煤炭进口市场在总量收缩的同时，来源结构持续优化。印尼供应的波动是导致近期进口下滑的主导因素，而蒙古国进口的稳健增长，以及澳大利亚、俄罗斯供应的相对稳定，共同构筑了我国多元化进口体系的基础。

从进口煤种结构来看，2025年1-10月我国煤炭进口量同比下降11.0%，各煤种表现呈现“动力煤主导降幅、炼焦煤相对稳健、无烟煤逆势增长”的结构性分化特征。动力煤进口量同比下降14.0%，是拖累整体进口表现的主要因素。作为占比最高的进口煤种，其大幅下滑直接决定了进口总量的收缩方向，主要受国内电煤价格承压、进口利润收窄影响。炼焦煤进口量同比下降5.0%，降幅远小于动力煤，表现出相对韧性。这与国内主焦煤资源稀缺性凸显，以及蒙古、俄罗斯等主要来源国供应稳定密切相关。无烟煤进口量逆势增长11.0%，成为结构性亮点。尽管其绝对量在总进口中占比较小，但增速的转正反映出化工用煤等特定需求领域的支撑作用。

1.2 煤炭供给增量有限，中东部未来步入衰减

1.2.1 存量煤炭供给提升空间有限，且中东部未来步入衰减

国内煤矿产能利用率仍维持相对较高水平，整体供给弹性受限。 从样本矿山数据来看，2022年以来动力煤与炼焦煤矿井的产能利用率呈现分化态势，但整体仍处于较高区间，反映出国内煤炭供给释放已接近上限。动力煤矿井产能利用率保持稳定，2022-2025年始终维持在90%以上的高位，2025年样本矿井利用率均值为93%。这表明主力动力煤矿区产能已得到充分挖掘，后续增产空间极为有限。炼焦煤矿井产能利用率则呈现趋势性下行，从2022年的102%逐步回落至2025年的84%。我们认为，这既与焦煤资源禀赋衰减、开采难度加大有关，也受安监政策持续强化及部分矿井资源接续困难的影响。整体而言，在国内煤炭产能利用率整体高企的背景下，供给端已难以通过提升开采强度来实现显著增量。动力煤产能利用率的稳定高位与炼焦煤利用率的趋势性回落，共同指向未来煤炭供给增长将更多依赖于新建产能的释放，而非存量矿井的进一步挖潜。

受开采深度、生态制约等综合因素影响，我国东部地区煤炭产量呈衰减态势。近10年来我国东北、东部地区煤炭产量持续下降，年均产量下降速度约5.5%至5.9%。东北地区煤炭产量峰值在2011年，实现煤炭产量2.06亿吨。从2004年-2011年，东北地区煤炭年产量由1.58亿吨上升至2.06亿吨，年化增速约3.9%。2011年-2024年，东北地区煤炭产量步入下降通道，由2011年的2.06亿吨下降至2024年的0.94亿吨，产量年均下降5.9%。东部地区煤炭产量峰值在2011年，实现煤炭产量3.03亿吨。2011年后进入下降阶段，由2011年的3.03亿吨下降至2024年的1.44亿吨，产量年均下降5.5%。东北与东部地区产量下降速度相似。

2030年以前我国煤炭产量仍维持在41亿吨以上，2030年后进入快速下降通道。在《中国煤炭工业发展报告2023》中，国家能源集团技术经济研究院建立了全国生产在建煤矿数据库，并综合考虑煤矿生产能力、剩余资源情况，以及采深加大、地质条件变差导致产能利用率下降、薄厚煤层配采和薄煤层开采增多、资源压覆、深井逐步退出、落后产能淘汰等。经测算，现有煤矿（截至2022年底的生产和在建煤矿）在2030年前仍可贡献41亿吨左右煤炭产量；2030年后，随着资源枯竭煤矿范围扩大，现有煤矿产量进入持续快速下降通道，2035年、2050年分别降至36亿吨、19亿吨；2060年降至17亿吨，较2020年下降56%。

未来我国煤炭产量衰减将主要发生在中部地区，到2035年中部煤炭产量退出约7亿吨。分区域看，东部、中部地区现有煤矿产量衰减速度将逐渐加快，促使煤炭生产西移步伐加快。2035年、2060年，东部地区现有煤矿产量较2020年分别下降60%、90%，中部地区分别下降31%、75%，西部地区分别增长13%和下降38%。2020年-2035年和2035年-2060年，东部（含东北）地区煤炭产量年均复合增速分别为-5.9%、-5.4%，中部地区分别为-2.4%、-4%，西部地区分别为0.8%、-2.4%。从各地区煤炭产量占比来看，西部现有煤矿产量占比将由2020年的59%，上升至2025年的65%、2030年的69%、2035年的71%、2050年的77%和2060年的80%。

山西省煤炭减产起于安全监管，但不止于安全，更应当关注未来资源衰减带来的产量下滑态势。2024年1月，山西省自然资源厅在《山西省煤炭探矿权网上挂牌事项常见问题及解答》中提到“近十年内，我省将有约221座煤矿资源枯竭，影响年产能2亿多吨”。早在2022年山西省十三届人大六次会议上，山西省人大代表、晋能控股集团董事长就提出“十三五”期间，晋能控股集团关闭退出57座煤矿，减少产能7151万吨/年。当前到“十五五”，还有48座资源枯竭煤矿要退出，预计减少产能5290万吨/年；部分成本高、效益差的煤矿迎来重组或关闭，将减少产能4810万吨/年。”受煤炭资源禀赋条件恶化、煤炭资源量衰退、矿井开采成本上升等综合因素影响，我们认为山西省煤炭减产起于安全监管，但不止于安全，更应当关注未来资源衰减带来的产量下滑态势。

我国未来煤炭需求或将经历达峰-峰值平台-快速下降阶段，2028年煤炭消费或达峰。根据国家能源集团技术经济研究院联合中国科学院、清华大学开发的中国能源系统预测优化模型(CESFOM),我国煤炭消费将在2028年达到45亿t左右的峰值,此后经历10年左右峰值平台期后进入较为明显的下降通道。

• 达峰阶段（2022年后6~8年）。为实现2030年前二氧化碳排放达峰目标，煤炭消费尽快达峰是关键。为此，国家明确提出“十四五”控煤、“十五五”减煤的要求。从下游行业耗煤趋势看，发电供热用煤在社会用电量继续攀升的推动下仍处于持续增长阶段，炼焦用煤和其他终端耗煤下降，其中现代煤化工用煤保持增长一定程度上减缓了“其他终端耗煤”的降速。由于该阶段发电供热和化工用煤的增量高于其他领域用煤的减量，煤炭消费持续增长。

• 峰值平台期（10年左右）。发电供热用煤继续增长，炼焦用煤和其他终端耗煤继续下降。由于该阶段发电供热用煤仍有增长，煤炭总体消费下降并不明显，整体处于峰值平台期，煤炭消费量始终保持在40亿吨以上。

• 较为明显的下降阶段（到2050年左右）。发电供热用煤、炼焦用煤和其他终端耗煤均进入较为明显下降阶段，煤炭消费总量逐步降至25亿吨。

• 面向碳中和的快速下降阶段（到2060年）。在碳中和目标约束下，所有用煤环节均进入快速下降阶段，2060年煤炭消费总量降至8~15亿吨。

碳达峰前后全国煤炭缺口或达8-10亿吨，“十四五”“十五五”可先期新建6-7亿t/a煤炭产能。依据国家能源技术经济研究院按照供需均衡要求，对未来一个时期煤炭产能建设需求进行的测算结果，现有煤矿产量难以满足碳达峰前后我国的煤炭需求，存在8-10亿t的煤炭缺口。为此，“十四五”至“十六五”时期还需新建9亿t/a的煤炭产能，以保障未来一个时期的煤炭供应安全。值得关注的是，由于我国现有规划煤矿大部分集中在晋陕蒙新等西部地区，且西南、东北等其他区域规划煤矿建设条件欠佳，“十四五”至“十六五”时期需新建的9亿t/a煤炭产能大部分应布局于晋陕蒙新地区，进一步优化资源配置，促进富煤西部地区煤炭资源开发。同时，由于区域保供压力较大，黑龙江省的一些整合矿也可能在未来一个时期释放产能，西南地区中短期也有提升煤炭产能、保障区域能源安全的需求。鉴于未来能源发展的不确定性，我们认为，“十四五”“十五五”可先期新建6-7亿吨/年煤炭产能，后续视形势变化对煤炭产能安排进行适时调整。

1.2.2 我国新建煤矿规模有限，行业资本开支多向产业链下游延伸

2021年以来煤炭行业固定资产投资进入新一轮增长周期，2022年行业固定资产投资完成额同比增幅达24.4%，随后煤炭行业固定资产投资增速逐年放缓。2023年起，煤炭行业固定资产投资额绝对规模已超越“十二五”期间水平，达到历史新高。但值得注意的是，资本开支的快速增长并不意味着新建矿井产能的大规模上马。我们认为，当前投资增长主要受以下因素驱动：一是智能矿山建设与设备更新改造投资占比显著提升，在政策引导与技术升级双轮驱动下，相关投入已成为资本开支的重要方向；二是井工煤矿为维持持续生产，在准备与开拓巷道等井巷工程方面的投入快速增加，属于维持性资本支出；三是在保供政策要求下，多地加快在建矿井建设进度，导致续建项目投资集中释放。此外，新建矿井吨产能投资显著增加，导致相同规模固定资产投资总额形成的新增产能减少。整体而言，煤炭行业资本开支的增长更多体现为存量产能的维护升级与高效化改造，而非外延式产能扩张。在吨煤投资成本大幅提升的背景下，未来煤炭供给增长将面临更强的成本约束，这对中长期煤炭价格中枢形成有力支撑。

从上市公司资本开支结构来看，煤炭行业投资重心已明显向产业链下游延伸，新建煤炭产能有限，供给弹性持续受限。2025年1-9月，主要煤炭上市公司在建工程金额达2087亿元，同比增长28.2%，延续了自2021年以来的增长态势。从在建工程主要增加企业来看，中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖矿能源、新集能源五家企业在建工程合计增加351亿元，成为主要贡献者。从上市公司来看，煤炭资本开支投资方向发生转变，除兖矿能源主要资本开支方面为煤炭产能外，其余公司资本开支主要投向煤电、煤化工等下游领域，直接用于新建煤炭产能的投资相对有限。产业链延伸投资特征反映出，在“双碳”目标背景下，煤炭企业积极向电力、化工等下游产业延伸，通过一体化经营增强抗风险能力。此外，新建煤矿面临审批严格、建设周期长、吨煤投资成本高等多重约束，也导致企业新建煤炭产能意愿相对谨慎。整体而言，当前资本开支增长并未指向煤炭产能的大规模扩张，反而印证了供给端释放面临的刚性约束。

1.3 海运煤贸易规模下降，国际市场需求格局变化制约我国煤炭进口上限

2025年前三季度主要煤炭出口国呈现“增速分化明显，俄蒙展现韧性”的特征。2025年1-9月，全球主要煤炭出口国的生产与出口表现呈现分化态势。从绝对量看，印度尼西亚产量与出口量仍居首位，分别达到5.85亿吨和3.76亿吨；澳大利亚紧随其后，产量与出口量分别为2.63亿吨和2.52亿吨；俄罗斯产量为3.14亿吨，出口量为1.25亿吨；蒙古国产量与出口量分别为0.66亿吨和0.63亿吨。从同比增速看，印度尼西亚产量与出口量双双转为负增长，2025年1-9月，印尼产量同比下滑7.5%，出口量同比下滑7.3%，结束了此前连续数年的高速增长态势。澳大利亚出口量降幅显著大于产量降幅，前三个季度，澳大利亚产量同比微降2.3%，但出口量同比下降5.3%。俄罗斯产量维持稳定，出口量实现正增长，2025年1-9月，其产量同比微增0.1%，基本持平；出口量则实现3.6%的正增长。蒙古国产量小幅下滑，但出口量保持增长，前三季度，蒙古国产量同比下降5.4%，但其出口量仍同比增长2.3%。

2025上半年国内外煤价持续倒挂，是压制进口量的直接原因。2025年上半年，印尼4500大卡动力煤到岸价持续高于同规格内贸煤价格。价格倒挂局面削弱了进口煤的经济性，导致沿海电厂和贸易商采购意愿低迷，转而增加国内煤的采购比例，直接导致海运进口量下滑。

在全球海运煤贸易规模下降背景下，我国煤炭进口呈现收缩态势。2025年1-9月，我国海运煤进口量为2.84亿吨，以此速度线性外推，全年进口量预计约为3.79亿吨，将显著低于2024年全年的4.60亿吨水平，进口增速放缓态势明显。2025年前三季度，我国进口量占全球海运贸易总量的比重为29%，较2024年全年的34%有所下滑，但仍是全球煤炭进口需求最核心的稳定力量。

全球海运煤供给或已达平台期，叠加国际市场需求格局变化，制约我国煤炭进口上限。 2025年前三季度，国际海运煤贸易量为9.67亿吨（同比下降4.3%），按此节奏推算，全年总量约为12.89亿吨，将低于2024年的13.72亿吨。我们认为，全球煤炭贸易规模已触及阶段性顶峰，主要出口国如印尼受开采成本上升、澳大利亚受新增项目投产缓慢等因素制约，供给弹性不足，难以支撑我国进口量继续增长。另一方面，国际市场需求格局生变，印度、东盟等新兴经济体煤炭消费仍处高位，持续分流印尼等国的出口资源。与此同时，欧盟、日韩等传统进口区的减量空间已大幅收窄，难以像前几年那样为我国提供额外的进口增量空间。

综合来看，在全球海运煤贸易规模阶段性触及顶峰、国际市场竞争加剧的背景下，我国煤炭进口已告别高增长阶段。我们预计，在国内煤炭价格回升带来价差修复下，2026年我国煤炭进口量降幅有望收窄，或维持小幅下降态势，进口煤作为国内供给重要补充的定位将更加明确。

2.1 商品煤消费稳步增长，电煤需求韧性充足

2025年我国商品煤消费量增速有所放缓，电煤需求在极端天气下的增长韧性充足。2025年1-9月，商品煤消费量为35.7亿吨，同比增加0.5%，较2021年以来煤炭消费增速有所放缓。从月度消费量来看，2025年以来月度消费量普遍高于近年同期，尤其是在夏季用电高峰的7月和8月，消费量创下同期历史新高，充分凸显了电煤需求在极端天气下的增长韧性，消费节奏呈现“旺季更旺”特征。

动力煤消费量同比持平，高位平台特征稳固。2025年1-9月，动力煤消费量为30.7亿吨，与去年同期持平。消费量绝对值仍处于历史高位，表明其作为电力、供热等领域基础能源的刚性需求依然稳固。这一方面反映出经济结构转型背景下，高耗能产业需求增长放缓；另一方面也体现了在新能源发电量快速增长的同时，火电的兜底保供作用并未减弱，支撑动力煤消费量在极高基数上企稳。

炼焦煤消费量同比回升，需求展现边际韧性。2025年1-9月，炼焦煤消费量为4.5亿吨，同比增长2.2%，相较于2024年全年-0.6%的增速，实现了由负转正的温和反弹。增速回正主要得益于“稳经济、稳地产”政策持续发力，推动钢铁行业需求企稳。在废钢资源整体偏紧、电炉利润弱于高炉的背景下，铁水产量对废钢的替代效应延续，为炼焦煤需求提供了底部支撑，展现出较强的需求韧性。

无烟煤消费量高速增长，化工用煤需求强劲。2025年1-9月，无烟煤消费量为0.6亿吨，同比大幅增长15.3%，延续了2024年的高速增长势头。其高增长主要源于现代煤化工产业的快速发展，无烟煤作为优质的化工原料煤，在甲醇、合成氨等产业中需求旺盛。在原油价格中枢维持高位的背景下，煤化工路线的经济性凸显，持续拉动对无烟煤的需求。

电力行业是动力煤的绝对消费主力，化工行业是增长最快的领域，成为动力煤消费的重要增长极。2025年1-9月，动力煤下游消费总量为30.7亿吨，其中电力行业消费量为19.5亿吨，占比63.5%；建材行业消费量为1.9亿吨，占比6.1%；化工行业消费量为2.5亿吨，占比8.1%；冶金行业消费量为1.3亿吨，占比4.3%；供热行业消费量为2.5亿吨，占比8%。从结构看，电力行业是绝对消费主力，化工行业是增长最快的领域，超越建材和冶金行业，成为动力煤消费的重要增长极。

2.2 火电需求韧性充足，AI算力发展有望带动新电力需求

电力弹性系数短期大幅波动，中期看或将围绕1上下波动。2025年1-9月，我国电力消费弹性系数为0.88，较2024年全年的1.36出现大幅下降，也明显低于2021-2024年期间1.16-1.36的波动区间。2025年以来电力弹性系数走低，是短期异常气候、统计基数与长期政策调控、能效提升共同作用的结果。一方面，年初暖冬天气显著压制了采暖用电需求，叠加去年同期较高基数与闰年天数影响，从数据端拉低了弹性系数；另一方面，“能耗双控”等宏观政策的持续约束、电力市场化改革的深入推进以及环保限产措施，共同抑制了高耗能产业用电需求，同时通过价格机制与技术手段提升了全社会的用电效率，促使单位GDP电耗持续下降。分季度来看，2025年Q1、上半年、前三季度电力弹性系数分别为0.46/0.7/0.88。随着季节性扰动减弱和经济内生动力稳步释放，前三季度弹性系数已呈现逐步回升、向常态区间靠拢的态势。从中短期看，受气候、电气化程度进程、产业政策、外贸政策等因素影响，我国电力弹性系数或将围绕1上下波动。从长期趋势看，我国宏观产业结构转型和内部升级将极大重塑用电结构，经济增长对电力的依赖程度持续降低，我国电力弹性系数有望逐步降低。

火电需求韧性充足，电煤消费量有望保持高位水平。2025年1-9月，电力行业动力煤消费量为19.5亿吨，同比下降1.4%，与之相对应，同期火电发电量为46969亿千瓦时，同比下降1.2%。 从月度趋势看，火电发电量降幅逐月收窄的特征显著。年初受暖冬、高基数等因素影响，1-2月火电发电量同比大幅下降5.8%。此后，随着经济持续复苏及夏季极端高温天气推动用电负荷攀升，火电发电增速稳步回升。至10月份，火电发电量累计同比增速已收窄至-0.4%，展现出较大的需求韧性。在非化石能源发电占比持续提升的背景下，火电的定位正经历深刻转变，其增长动能不再依赖于发电总量的快速扩张，而是体现在应对极端天气、弥补新能源出力波动，以及保障电力平衡方面的调节价值。随着全社会用电量的持续增长和火电“压舱石”角色的深化，火电发电量及对应的动力煤消费量有望维持高位水平。

煤电调峰负荷压降程度的增加，带来供电煤耗上升，对冲火电利用小时数下降的部分影响，且煤耗增速随负荷下降而进一步加快。随着新能源装机规模逐步扩大，电力系统对火电机组的兜底保障和调峰能力提出了更高要求。根据《300 MW 火电机组深度调峰经济性研究》中的测算结果，火电机组在参与深度调峰过程中，随着负荷压降程度的增加，供电煤耗呈现明显上升趋势，且煤耗增速随负荷下降而进一步加快。例如，当机组负荷率由50%分别降至40%和30%时，供电煤耗分别增加约16.54 g/kWh和52.06 g/kWh，反映出负荷越低，能耗上升幅度越大。随着调峰负荷压降程度的增加，煤耗增速随负荷下降而进一步加快，可对冲火电利用小时数下降的部分影响。

人工智能已迈入由大模型驱动的新纪元，也将对电力需求产生深远影响。《中国电力供需分析报告（2025）》指出，人工智能对电力需求影响机理主要体现在三个方面，一是人工智能依赖GPU等高耗能计算设备提供算力支撑，算力需求激增拉动电力需求增长；二是软件算法和芯片效率提升对电力需求增长起到一定对冲效应；三是人工智能通过助力用电效率提升、促进电气化水平提升等间接影响电力需求。

“十五五”期间数据中心用电量有望保持高速增长。人工智能用电直接体现为数据中心用电，《中国电力供需分析报告（2025）》中预计我国2025、2030年数据中心用电量将分别达到1637亿、10554亿千瓦时，占当年全社会用电量的比例分别达到1.6%、7.8%。“十五五”期间数据中心用电量年均增速有望达到45.2%。

随着智能算力占比逐渐提高，数据中心用电负荷的波动性将增大，数据中心用电依赖支撑性电源。据《算力的尽头是支撑性电源》表述，算力分为基础算力、智能算力和超算算力。其中，通用算力是基于CPU芯片的服务器所提供的计算能力；智能算力是基于AI芯片（如GPU、MLU）的加速计算平台提供人工智能训练和推理的计算能力；超算算力是基于超级计算机等高性能计算集群所提供的计算能力。截至2023年底，智算中心占算力的25%，随着人工智能的发展，智算中心算力占比有望继续提高。智能算力在实际应用中包含两个环节：训练和推理，且推理的耗电量高于训练。以Chat GPT-3为例，其训练过程耗电约128.7万千瓦时；推理阶段，Chat GPT每天响应约1.95亿个需求，每个请求耗电约2.9瓦时，一天耗电约56万千瓦时。GPT-3在训练阶段消耗的电量，仅能支撑Chat GPT推理2.5天。受智算中心的用电量以推理耗电为主影响，随着智能算力规模扩张，未来数据中心用电负荷特性和使用者作息规律的相关性将增大，负荷特性将趋同于第三产业、生活用电的负荷规律，波动性增大，AI算力需求增长或将依赖更多支撑性电源。

美国数据中心需求激增给电力公司提出了巨大挑战。麦肯锡研究数据显示，2025至2030年间，全球企业为满足AI需求的投资总额预计将达6.7万亿美元。高盛最新报告称，微软、谷歌、亚马逊和Meta四家科技巨头2025年计划投入的资本开支将创下3640亿美元的历史纪录，仅过去一个季度，“七大科技巨头”在数据中心项目的投资就超过1000亿美元。这种扩张带来前所未有的电力需求压力。国际能源署（IEA）预测，到2030年全球数据中心电力消费将翻番，超过日本全国用电总量。高盛则表示，同期全球AI数据中心的新增电力需求可能相当于7500万美国家庭的用电规模。

2.3 非电需求保持增长，煤化工贡献增长显著

非电行业煤炭消费总体呈增长趋势，非电行业内部煤炭消费呈现明显结构性变化，化工用煤显著增长，建材耗煤下降，冶金用煤维持稳态。从消费总量来看，2025年1-9月我国非电行业煤炭消费量为13.1亿吨，同比增加3.6%。2021年以来整体呈现波动增长态势，2023年增速较为显著达到6.2%。从消费结构来看，非电行业内部煤炭消费呈现明显结构性变化。化工行业用煤占比持续提升，化工动力煤从2021年的13%上升至2025年1-9月的19%，无烟煤从2021年的3.4%上升至2025年1-9月的4.4%，反映煤化工产业快速发展。建材行业用煤占比显著下降，从2021年的20%降至2025年1-9月的14%，降幅明显。冶金用煤占比保持稳定，冶金动力煤2025年1-9月占比为10%，较2021年持平；炼焦煤从2021年的33%上升至2025年1-9月的34%，呈现趋稳态势。

近年来，化工行业煤炭消费呈现持续增长态势，反映煤化工产业快速发展。化工行业动力煤消费量由2021年的2.2亿吨稳步上升至2024年的2.9亿吨，2025年1-9月已达2.5亿吨，同比增速17.4%，成为非电行业中增长最快的行业。在非电领域煤炭消费结构中，化工用煤比重逐年攀升，反映出在现代煤化工政策推动下，煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇等项目产能逐步释放，推动化工原料用煤需求持续扩大。在国际油价中枢维持高位的背景下，煤制烯烃、煤制气等项目的盈利能力稳定，有望推动原料煤及燃料煤需求的持续较快增长。

炼焦煤消费量波动增长，2025年增速由负转正。2021年以来，炼焦煤消费量波动增长，从2021年的5.5亿吨微增至2024年的5.9亿吨，2025年1-9月炼焦煤消费量为4.5亿吨，同比增长2.2%。冶金行业动力煤消费量2024年为1.7亿吨，较2021年保持平稳态势，2025年1-9月为1.3亿吨，同比微增0.4%。

受下游房地产市场需求持续疲软影响，冶金行业煤炭消费量近年来呈现波动调整特征，未来冶金行业煤炭需求仍有韧性。从消费结构看，作为钢铁生产核心原料的炼焦煤，其消费量2021年以来增速在-2.2%至6.3%之间宽幅震荡。同期，冶金行业动力煤消费量也经历波动调整，增速区间震荡。我们认为，经历房地产行业持续下行后，冶金行业煤炭需求仍有韧性，一方面是国家基础设施建设托底、制造业升级以及“平急两用”设施等领域的潜在需求；另一方面是，在钢铁行业整体承压背景下，相比电炉而言，高炉生产的相对经济性确保了其对炼焦煤和燃料煤的需求，从而为冶金行业的整体煤炭消费提供了坚实的底部支撑，使其在波动中展现出较强的需求韧性。

建材行业动力煤消费量呈现持续下降趋势。建材行业动力煤消费量由2021年的3.2亿吨下降至2024年的2.7亿吨，2025年1-9月消费量为1.9亿吨，同比下降4.6%，仍维持下降态势。从同比增速来看，建材行业煤炭消费2021年以来持续负增长，消费持续收缩主要受下游房地产需求不振、产业结构调整与能效提升、环保政策约束等因素影响。我们预计，未来建材行业的煤炭消费量将延续震荡下行的态势。

3.1 煤价中枢震荡下移，全年呈“V”型走势

2025年以来，国内煤炭价格整体呈现“前高后低、触底回升”的V型走势。其中，6月起煤炭价格开启反转回升通道，炼焦煤价格的企稳回升态势更为显著。从全年维度看，尽管我国煤炭价格中枢较2024年有所回落，但价格韧性仍较为明显。

• 动力煤市场价格走势：截至2025年11月25日，秦皇岛港5500大卡山西优混动力煤平仓价的全年波动区间为610-827元/吨：价格最低点出现在6月中下旬，截至11月底，该价格已回升至827元/吨，处于全年最高价格水平。

• 炼焦煤市场价格走势：京唐港山西主焦煤库提价（含税）全年在1250-1830元/吨区间震荡：价格低点出现在6月；截至11月底，该价格为1790元/吨，较高点小幅回落。

受近年来持续的增产保供导致供需阶段性过剩影响，2025上半年煤炭价格呈现下行态势。自2021年以来，国家通过大力实施煤炭增产挖潜、扩大进口等保障煤炭供应，国内产量和进口量快速增加，特别是2024年四季度至2025年上半年，国内煤炭产量和进口量均处于历史较高水平，叠加经济疲软、新能源挤压及暖冬等影响，煤炭市场呈现明显的“供强需弱”格局，库存快速累积成为压制价格的核心因素。

7月后供给收缩叠加需求改善，推动煤价回升。2025年7月起，煤炭市场供需格局发生显著转变，供给端收紧与“迎峰度夏”旺季需求释放形成共振，成为推动煤价企稳回升的关键驱动力。供给端方面，收紧态势主要源于两方面：一是煤矿安全生产监管持续强化，二是“限制超产”政策严格落地。受此影响，7-8月原煤产量明显收缩，其中8月当月产量3.86亿吨，较6月下降约8%。需求端方面，三季度呈现多重积极变化：夏季高温天气推动电煤日均消耗量快速上升，8月电力行业商品煤消费量回升至2.7亿吨，环比增长显著；在国际油价维持中高位的背景下，煤化工项目开工率始终保持高位，化工行业用煤需求延续强劲态势，8月消费量达0.4亿吨，同比增长11.2%。此外，宏观经济政策持续发力带动制造业回暖，钢铁、建材等行业用煤需求亦出现边际改善。供给收缩与需求改善的双重作用下，煤炭市场供需格局快速从阶段性宽度逐步转向平衡，港口库存快速下降，带动煤炭价格企稳回升。

2025年秦皇岛港5500K动力煤均价回落，跌幅较2024年小幅扩大。截至2025年11月25日，今年秦皇岛港5500K动力煤均价为690元/吨，较2024年均价856元/吨下跌约166元/吨，同比下降19%。从波动幅度来看，2025年均价下降幅度较2024年有所扩大，主要是在上半年供需阶段性过剩影响下价格短期跌幅较大。随着2025年7月后供给收缩叠加需求改善，煤炭价格呈现企稳回升态势。

2025年京唐港主焦煤均价回落，跌幅较2024年小幅扩大。截至2025年11月25日，今年京唐港主焦煤均价为1499元/吨，较2024年均价2031元/吨下跌约532元/吨，同比下降26%。从波动幅度来看，2025年均价下降幅度较2024年有所扩大，主要是主产区山西供给释放较快，随着2025年7月后供给收缩叠加需求改善，煤炭价格呈现企稳回升态势。

2025年印尼和澳洲动力煤中枢价格回落。截至2025年11月25日，印尼加里曼丹岛3800大卡煤炭均价为47美元/吨，较2024年均价56美元/吨下跌约9美元/吨，同比下降16%，2025年均价下降幅度较2024年小幅扩大。截至2025年11月25日，澳洲纽卡斯尔港5500大卡煤炭均价为72美元/吨，较2024年均价90美元/吨下跌约18美元/吨，同比下降20%，2025年均价下降幅度较2024年有所扩大。

海外炼焦煤价格年内价格走势趋稳，中枢价格下移。截至2025年11月25日，澳洲峰景煤矿焦煤均价为186美元/吨，较2024年均价2416美元/吨下跌约55美元/吨，同比下降23%，2025年均价下降幅度较2024年有所扩大。

3.2 政策引导&成本支撑，煤炭价格有望合理区间运行

3.2.1 政策引导煤炭价格保持合理区间运行

2025年初，国内煤炭市场呈现“供给弹性恢复、需求端承压”的特征，供需格局转向宽松，导致煤炭价格开始逐步下行。从供给端看，国内原煤生产恢复态势明确。2025年1–2月全国原煤产量达7.7亿吨，同比增长8.5%，3月产量进一步攀升至4.4亿吨，同比增速高达10.3%，煤炭主产区产能释放较为充分。从需求端看，电煤消费表现疲软。2025年1–2月火力发电量为10214亿千瓦时，同比下降5.4%，3–4月同比降幅仍维持在2.0%左右，反映电力部门对煤炭的需求整体偏弱。在年初供给快速恢复而电力需求未能同步跟进的背景下，市场供需关系趋于宽松，库存压力逐步积累，对煤炭价格形成持续压制。

以量补价煤炭价格进一步下行，行业盈利承压。在煤价下行压力下，部分煤矿企业为维持现金流与市场份额，被动采取“以量补价”策略，进一步加剧市场供需宽松的格局，逐步形成“价格下跌—经营亏损扩大—被动增产保收—市场供应过剩—价格进一步承压”的负向循环，行业整体盈利承压明显。2025年1-6月，煤炭开采和洗选业营业收入实现12425亿元，同比下降21%；实现利润总额1429亿元，同比下降53%。

强化煤炭市场调控，政策引导煤炭价格回归合理区间运行。3月中旬港口市场煤价已跌破长协价格底线，导致中长期合同履约难度增大，影响煤炭市场的稳定运行和能源保供体系的可靠性。为了强化煤炭市场调控、促进煤炭供应平稳有序，国家能源局于2025年7月10日正式印发《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》，拟对重点产煤省区组织开展煤矿生产情况核查工作。该政策的出台，标志着国家层面开始从供给端强化产能约束，旨在扭转“越超产越降价”的行业困局，引导煤炭供需回归理性平衡，为能源安全保供与市场健康运行提供制度保障。2025年7月以来，煤炭价格企稳回升，在政策引导下煤炭中枢价格回归合理区间运行。

产地长协价格引入浮动机制，有望增强长协履约可行性，平抑市场煤价波动。2025年11月，国家发展改革委发布《关于做好2026年电煤保供中长期合同签订和履约监管工作》的通知，文件对产地长协定价方式进行了重大调整，将原本相对固定的价格机制转变为更具弹性的价格月度调整机制。产地长协价格或采取“基准价 浮动价”模式，基准价锚定各产区价格区间中值，浮动价则综合四大产地价格指数按月调整，由全国煤炭交易中心统一测算发布。新机制通过价格动态调整，既增强了长协合同在波动市场中的履约可行性，保障了基础能源供应的稳定性，又通过锁定基础供应量平抑市场煤价波动，最终构建起更具韧性、可持续的能源安全体系。

3.2.2 成本支撑下，煤炭价格有望合理区间运行

自2020年国内部分地区出现“拉闸限电”事件以来，我国大力实施国内煤炭增产保供、挖潜新疆煤炭产量和外运量以及有效扩大煤炭进口，确保国家能源安全。其中，边际供给增量主要来自晋陕蒙新和进口煤。

疆煤外运规模持续上升支撑煤炭价格。我国煤炭原煤产量由2021年的41.3亿吨增加至2024年的47.6亿吨，增加6.3亿吨，其中，晋陕蒙新合计增加5.9亿吨，占全国煤炭增量的93.7%。晋陕蒙作为我国煤炭传统主产区，其始终参与全国煤炭供需市场中。然而，新疆近年来开发建设加速，疆煤外运规模持续上升，成为国内中西部和西南地区煤炭供给的重要补充。仅从铁路外运量看，2021-2024年铁路外运量呈现高速增长态势，至2024年末新疆煤炭铁路外运量已达9061万吨。国内煤炭新增产能愈发向西部集中，尤其新疆地区增量更为明显，其长距离运输重构其边际成本。伴随晋陕蒙低成本主力矿区的挖潜减量，定价越加取决于中东部高成本存量矿区和运输距离远的新疆增量矿区。

折算至秦皇岛港5500Kcal煤炭后，吐哈和准东地区对应的煤炭外运成本分别为643-773元/吨。新疆煤价与秦皇岛港口煤价既有相关性也有独立性，疆煤产量也受港口煤价波动影响，但影响相对滞后，疆煤价格波动缓慢。新疆煤炭主要从吐哈和准东地区外运至甘肃、宁夏、重庆等地区，具有疆内开采成本低、出疆运输费用高的特点，其外运成本主要从其动态和静态的外运经济性考量。从疆煤外运静态刚性成本的视角来看，新疆准东和吐哈地区的煤炭分别运送至甘肃、秦皇岛等地区，按照露天矿完全成本130元/吨、2024年12月的铁路运费测算，折算至秦皇岛港5500Kcal煤炭后，吐哈和准东地区对应的煤炭外运成本分别为643-773元/吨。值得注意的是，铁路运费下浮导致价格支撑下限降低，未来仍需进一步关注铁路运费变化情况。

晋陕蒙地区是我国煤炭生产的核心区域，其产量占比长期稳定在70%以上，其产量波动直接影响全国煤炭市场供需格局，对保障国家能源安全具有战略意义。2022年2月，国家发展改革委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，根据各地生产成本、运输成本及市场供需差异，明确了晋陕蒙三省区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，即，山西370-570元/吨（热值5500千卡），陕西320-520元/吨（热值5500千卡），内蒙古260-460元/吨（热值5500千卡）。由于山西省煤炭产量规模更大，且其煤炭开采时间久，煤炭成本明显高于陕西和内蒙古地区。因此，研究晋陕蒙尤其是开采年限久、成本相对较高的山西地区的煤炭成本曲线，对于研判合理煤价中枢具有指导意义。

山西省在合理煤炭价格区间370-570元/吨下，煤炭经济产能为2.2-11.19亿吨/年，山西省中长协570元/吨具有显著的成本支撑，对应港口价格约为650-670元/吨。以山西地区为例，山西省现有煤矿的平均营业成本为288元/吨，平均完全成本为353元/吨，其中，产能在120万吨/年以下的井工矿的完全成本为360-528元/吨。假设各煤矿均按5500Kcal发热量价格，在扣除8%的资源税和13%的增值税后，现有价格区间370-570元/吨下山西省的煤炭经济产能为2.2-11.19亿吨/年，仍有部分煤矿处于亏损状态。可见，山西省中长协570元/吨具有显著的成本支撑，再综合考虑180-200元/吨的运费，大致对应秦皇岛港口约650-670元/吨。此外，由于大部分煤矿煤质较差，发热量难以达到5500Kcal，而且再考虑煤企的合理利润水平，其成本对坑口煤价的支撑作用更强。

我国煤炭进口中动力煤占比大，主要来源于澳大利亚和印尼。2021年之前，我国煤炭进口在配额管控政策下稳步增长，2022年受俄乌冲突导致的煤炭进口倒挂影响首次出现同比下降，此后的2023年、2024年在全球海运煤供给增加、贸易结构重塑叠加国内进口煤政策偏宽松下，国内进口量大幅增长。煤炭进口量由2022年的2.9亿吨增长至2024年的5.4亿吨，增量2.5亿吨、增幅达86.2%。从进口来源看，主要来自印尼、俄罗斯、澳大利亚和蒙古国，其中2024年四国合计进口5亿吨，占全国进口量的92.5%，印尼和澳大利亚以动力煤为主，俄罗斯和蒙古以炼焦煤为主。煤炭进口量取决于进口煤利润和进口管控政策。单纯从市场角度出发，进口煤和国内煤炭价差直接影响进口利润，尤其是价差收窄甚至部分出现倒挂，直接制约进口煤量。我国煤炭进口中动力煤占比大，主要来源于澳大利亚和印尼。

从澳大利亚开采成本看，澳大利亚动力煤开采成本自2018年以来一直保持上涨趋势，特别在2022年大幅上涨至92.9美元/吨后保持相对稳定。成本上升的主要原因：一是油价上涨推高燃料成本；二是劳动力短缺问题和劳动力成本的上升；三是露天开采条件的恶化，剥离比的上升是较为关键的因素；四是更高的分摊成本和煤炭特许经营权使用费；五是环境法规的调整，特别是露天矿的碳补偿费用。此外，近年来的极端天气变化也是成本上升的不可忽略的原因。

从印尼煤炭开采成本看，印尼不同矿山的成本略有差异，加里曼丹岛的矿山生产成本相对较低，而苏门答腊岛的矿山由于工业发展较晚，生产成本相对较高。近年来，主要煤炭公司剥采比的抬升推高了开采成本，且煤炭运至港口的运输成本也明显增加。2017-2023年，主要煤炭公司的平均现金成本呈现先下降后上升的走势，2020年平均完全成本32.5美元/吨，为5年最低。随着经济逐渐好转及特许经营使用权费用支出增长，2023年平均完全成本56.8美元/吨，较2020年增长74.8%。此外，根据IEA统计，印尼4500Kcal以下的动力煤产能约为1.7亿吨，2023年，随着开采成本、运输成本以及特许使用权相关费用支出的增加，印尼低卡动力煤的价格已迫近成本曲线。

以澳洲90美元/吨和印尼47美元/吨成本测算，5500Kcal的煤炭进口成本约为670-800元/吨。澳大利亚和印尼煤炭开采多以露天矿为主，其开采成本相对国内更有刚性，对进口煤价形成有力支撑，原因在于一是露天开采原料成本中油费占比高，海外高油价抬升生产成本；二是海外通胀环境下人工工资、电价稳步上涨，短期难以明显下降。综合2020和2023年的平均成本考虑，按照澳大利亚煤炭综合成本90美元/吨（发热量多为5500—6000Kcal）、印尼综合成本47美元/t（发热量多为3800—4500Kcal）。若考虑海运费、船期、汇率贬值、煤质价差和进口利润等影响，综合换算至5500Kcal的煤炭进口成本在670-800元/吨。

展望2026年，在“供需基本平衡、成本支撑、中长协稳价”的多重约束下，我们预计煤炭价格底部较为明确，波动区间或收窄，煤价中枢有望较2025年同比增长。动力煤市场，秦港5500大卡市场现货价格预计在650-850元/吨之间，中枢价格约为730-760元/吨，继续发挥“压舱石”作用。炼焦煤市场，京唐港主焦煤价格预计在1400-2000元/吨之间波动，中枢价格约为1700-1800元/吨，优质主焦煤资源稀缺性将进一步凸显，价格弹性大于动力煤。值得注意的是，若2026年出现极端天气、地缘冲突或国内安监进一步收紧等突发事件，煤炭价格不排除阶段性冲高可能。此外，煤炭库存“蓄水池”作用虽仍在，但库存质量下降可能导致日耗攀升后去库加速，进而放大价格短期波动。

3.3 供需平衡表

综合上述观点，我们预计2025-2028年期间煤炭供给和需求情况如下表所示。

4.1 煤价中枢底部确立，估值仍有上行空间

从能源周期表现看，能源行业景气周期直接体现于能源价格的上涨，而能源价格的影响因素长期看货币、中期看供给、短期看需求。通过复盘历史能源煤炭行业周期，我们发现央行货币供应量、产能供给和下游需求是影响能源价格（包括上游资源品如原油、煤炭价格）的三个重要因素，但在不同的时间维度内这三个因素对价格的影响程度各有不同。即，长期来看，货币超发可能导致能源价格每隔10-20年有一次系统性抬升，需求波动会在1-2年内影响能源价格，而产能供给则是5-10年时间维度内影响能源价格的主要因素。基于我们对煤炭供需的长期研究，本轮煤炭价格中枢运行区间实际上是以供给产能周期为根本，叠加长期货币超发为助推下的一轮上涨，其时间跨度有望持续5-10年。

从供给端展望，我国煤炭行业资本开支多向产业链下游煤电、煤化工等延伸，叠加我国中东部产煤地区未来逐步衰减，煤炭新增产能供给有限，煤炭行业有效供给更多依赖存量煤炭产能及进口补充。2022年以来，我国煤炭价格由高位震荡下移，逐步回归有政策面和基本面支撑的合理价格区间。我们认为，在政策引导和高成本产能支撑下，我国煤炭价格中枢底部确立，板块估值仍有上行空间。

• 从政策引导来看，2022年5月，国家发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确煤炭中长期交易价格的合理区间，文件明确秦皇岛港下水煤（5500千卡）价格合理区间为每吨570元~770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370元~570元、320元~520元、260元~460元。秦皇岛、山西、陕西、蒙西价格合理区间中值分别为670、470、420、360元/吨。

• 从成本支撑来看，新疆煤炭外运成本对秦皇岛5500卡煤炭价格的支撑区间为643-773元/吨；山西省在合理煤炭价格区间370-570元/吨下，经济产能为2.2-11.19亿吨/年，山西省中长协570元/吨具有显著的成本支撑，对应港口价格约为650-670元/吨；海外5500卡煤炭进口成本约为670-800元/吨。新疆、山西、海外进口成本支撑中值分别为708、660、735元/吨。

2025年1-11月，我国北方港口5500大卡煤炭均价为691元/吨，较2024年均价下降165元/吨，降幅为19.3%。2022年以来，我国煤炭价格由高位震荡下移，逐步回归有政策面和基本面支撑的合理价格区间。从政策引导和成本支撑等多维度来看，2025年煤炭中枢价格已回落至合理区间。展望未来，在“供需平衡、成本支撑、中长协稳价”的多重约束下，我国煤炭价格中枢底部较为明确，有望呈现“上有顶下有底”的运行特征，港口5500卡煤炭价格或于650-850元/吨之间运行，京唐港主焦煤价格或于1400-2000元/吨之间波动，优质主焦煤资源稀缺性将进一步凸显，价格弹性大于动力煤。

主要煤企估值水平合理偏低，炼焦煤弹性值得关注。当前动力煤企业PE普遍处于10-15倍之间，PB在1.0至2.7倍之间，随着煤炭价格企稳回升带动煤企基本面修复，我们认为动力煤企业估值水平处于合理偏低区间，仍有提升空间。炼焦煤企业方面，受盈利回落幅度较大影响，当前PE水平普遍较高，在17-32倍之间，PB处于0.6-1.0倍之间，多为破净状态。值得注意的是，在煤炭价格企稳回升背景下，炼焦煤价格弹性更高，焦煤企业业绩改善幅度或更大，且目前PB估值处于低位，PE估值将随盈利修复而改善。

4.2 PPI转正背景下，煤炭板块或迎布局机会

PPI作为反映工业领域供需变化的核心指标，其由负转正的过程往往标志着工业经济从收缩向复苏的关键转折，也是重要的投资布局窗口期，煤炭板块均迎来了上涨行情。2010年以来，我国共经历两次典型的PPI转正周期，转正时点分别为2016年9月及2021年1月，转正的重点事件分别为供给侧结构性改革和全球主要经济体开启流动性宽松模式，而期间煤炭行业均贡献了重要力量，煤炭板块亦出现显著上涨。

• 第一次PPI由负转正期间，2011-2015年，受四万亿刺激政策效果减退后需求下滑，供给过剩，煤价逐步下行，PPI于2012年转负。2014-2015年，受金融市场牛市影响，煤炭指数快速上行，但涨幅低于大盘，同期煤炭板块仍受困于供需恶化，煤价仍处于下行区间，PPI未转正。2016-2018年，煤炭行业供给侧改革政策开始，行业过剩问题逐步解决，煤价底部回升，煤炭板块同步上行，PPI于2016年转正。

• 第二次PPI由负转正期间，2018-2020年，2018年，受资管新规出台影响，下游地产及基建需求转弱，煤炭板块震荡下行，煤价微跌，PPI于2019年转负；2020-2022年，因货币宽松和需求边际转好等因素影响，煤炭供给短缺矛盾凸显，叠加海外地缘政治冲突导致的全球煤炭供需错配，煤价快速上涨，煤炭指数同步上行，表现优于大盘，PPI于2021年转正。

  
  

从煤炭板块二级市场表现来看，两轮PPI转正前后，煤炭板块行情初期多为低估值、高成长性标的领涨，中后期兼具业绩成长与估值性价比的中大型市值煤企涨幅居前，且炼焦煤企业上涨速度最快且弹性大。

• 2016-2018年行情中，中小估值、成长性高的标的率先上涨，低估值标的涨幅较大。从估值、利润增长率、市值规模三个维度分析，在2016-2018年煤炭板块上涨行情中，率先上涨主要是中小估值、归母净利润增长潜力较高的煤炭上市公司，在区域分布上山西煤炭上市公司数量较多，华阳股份、山西焦煤、潞安环能、山煤国际均位于山西。在2016-2018年煤炭板块上涨行情中，涨幅最大主要是估值较低的煤炭上市公司，高市值、大体量公司占比较率先上涨标的中占比有显著抬升，中国神华、陕西煤业、兖矿能源等大市值标的涨幅均较高。

  
  

• 2020-2022年行情中，成长性高的标的率先上涨，兼具成长性与估值性价比的标的涨幅较大。从估值、利润增长率、市值规模三个维度分析，在2020-2022年煤炭板块上涨行情中，率先上涨主要是归母净利润成长率高的煤炭上市公司，如冀中能源、华阳股份、平煤股份、潞安环能。在2020-2022年煤炭板块上涨行情中，涨幅居前主要是估值较低且有一定成长性的煤炭上市公司如兖矿能源、山西焦煤等。

  
  

煤炭板块自2022年9月起呈现回调态势，炼焦煤、动力煤EPS均有所下滑，其中炼焦煤降幅最大为69%，动力煤降幅为39%，体现了焦煤较高的业绩弹性。受业绩下行幅度大于股价影响，焦煤、动力煤板块估值有所被动抬升，其中焦煤板块抬升最大为124%，动力煤板块抬升47%。

在PPI位于周期性底部区间、市场流动性充裕、风险溢价上修的环境下，煤炭板块具备“反内卷”属性且属于尚未充分反映盈利修复预期的板块，即，优质煤炭企业向下调整有高股息安全边际支撑，向上弹性有后续煤价上涨和估值修复催化，板块仍具有中长期战略性的投资机遇。

回顾2016-2018年及2020-2022年两轮行情，我们发现，行情初期率先上涨的标的主要分布于低估值、高成长性与中低估值、中小市值区间。而贯穿整轮上涨，累计涨幅较大的标的主要分布于兼具业绩成长性及估值性价比区间，标的市值以中型煤企为主，较率先上涨区间有所抬升。若PPI转正，特别是后续有相应需求端政策出台后，我们认为，煤种配置上重点关注炼焦煤，在过去两轮行情中焦煤上涨速度最快。个股选择方面，在不考虑公司自身的经营情况发生的重大改变，基于2020-2022年期间业绩成长性测算，我们认为，行情初期低估值高成长标的和中低估值小市值标的或率先上涨（下图红色区域）；行情中后期，兼具成长性与性价比的中型估值标的或涨幅居前（下图蓝色区域）。

结合我们对能源产能周期的研判，站在当下煤炭PPI位于周期性底部区间、市场流动性充裕、风险溢价上修的环境下，煤炭板块具备“反内卷”属性且属于尚未充分反映盈利修复预期的板块，即，优质煤炭企业向下调整有高股息安全边际支撑，向上弹性有后续煤价上涨和估值修复催化，板块仍具有中长期战略性的投资机遇，维持行业“看好”评级。自上而下重点关注：一是经营稳定、业绩稳健的中国神华、陕西煤业、中煤能源、天地科技；二是具有估值性价比且弹性较大的兖矿能源、新集能源、电投能源、神火股份、广汇能源等；三是全球资源特殊稀缺的优质冶金煤公司山西焦煤、平煤股份、潞安环能、盘江股份等；同时建议关注兖煤澳大利亚、兰花科创、天玛智控、甘肃能化等。

（1）宏观经济超预期下滑：经济下行将直接抑制工业用电与钢铁、建材等高耗能产业需求，导致煤炭消费量收缩。

（2）产业布局和安全环保政策调整：相关产业布局和安全环保政策调整，可能改变当前中东部煤炭开采限制情况。

（3）技术进步带来的能源替代加速：光伏、储能等清洁能源技术进步，挤压煤炭市场份额。

（4）煤炭需求快速下降：“双碳”目标推进，促使电力、工业等领域加速脱煤，导致煤炭需求快速下降。

（5）煤价大幅下跌：若供应过剩或进口煤冲击加剧，叠加需求端疲软，可能引发煤价非理性下跌，煤企利润承压。