能源安全内外共振，煤炭周期上行景气延续 煤炭行业2027年度投资策略

姓名 王高展（分析师）

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2026年11月10日

核心观点

1. 行业回顾：周期上行，煤炭板块年内涨幅居前

2026年1-10月煤炭板块累计涨幅22.55%，2026年以来煤价上行，煤炭利润释放。2026Q1-Q3煤炭板块归母净利润1051.57亿元，同比+25.93%。

2.动力煤：能源安全内外共振，周期上行利润释放

国内供给方面，2026Q1-Q3我国原煤产量34.49亿吨，同比 -3.39% ，9月以来复产有所提速。分区域看，2026Q1-Q3晋陕蒙新原煤产量分别为8.35、6.10、9.83、3.88亿吨，分别同比 -14.4% 、 +3.7% 、 +4.2% 、 -3.2% 。山西煤炭生产以存量修复为主；陕西具备产能核增潜力，但井工矿占比较高限制增产幅度及空间；内蒙古十五五期间原煤产量稳定在13亿吨/年以上，蒙西大型矿井建设支撑后续优质产能接续；疆煤资源丰富，短期铁路运力制约疆煤产能释放，远期疆煤增量空间广阔，2030年原煤产量或超7亿吨。进口方面，2026Q1-Q3我国动力煤进口量2.37亿吨，同比 -5.23% ，其中印尼、澳大利亚、俄罗斯、蒙古进口量分别为1.33、0.47、0.24、0.28亿吨，分别同比 -5.78% 、 -6.27% 、 -21.65% 、 +39.30% 。印尼受RKAB配额、DMO保供等影响，煤炭对华出口收缩趋势不变；澳大利亚具备增量条件，预计受煤价及新增产能建设节奏影响；俄罗斯则受铁路运力等影响，产量及出口量下滑；蒙古煤炭资源丰富，动力煤对华出口或延续增长态势。海外扰动方面，中东地缘反复，油价高位运行对煤价形成支撑；印度电厂缺煤或分流中国动力煤进口；欧洲天然气价高企，有望对燃煤发电需求形成支撑。国内需求方面，当前逐步进入电厂冬储高峰，且厄尔尼诺暖冬预期下，极端天气或增多，火电峰值兜底需求或进一步强化煤价支撑。能源安全及安监加严背景下，2027年煤价中枢或小幅下移，但预计仍维持相对高位运行。

3. 焦煤：供给收缩复产缓慢，表外出清支撑景气上行

国内供给，2026Q1-Q3我国炼焦精煤产量3.24亿吨，同比下降 9.37% ；2026Q3同比下降 18.13% ；2026年9月同比下降 17.61% ，环比增长 6.96% 。9月以来复产煤矿数量增加，但实际产量恢复不足，截至2026年11月6日，Mysteel523家样本焦煤矿山原煤日产160.3万吨，同比 -13.97% （522事故前为208万吨，6-8月低点为153万吨）。国内需求，截至2026年11月6日，Mysteel247家钢厂铁水日产降至230.69万吨（2025年同期234.22万吨）。供需双弱背景下，供给收缩占主导，京唐港主焦价格2380元/吨，同比 +27.96% 。焦煤进口，蒙煤通关仍存在扰动，预计2026Q4增量释放有限，2027年蒙煤进口或进一步放量，海运焦煤10月我国成交已环比下滑，海运煤进口存在海外需求竞争约束。整体看，安监趋严，隐蔽面供给中长期出清，国内供给中长期收缩，蒙煤进口增量但难补山西主焦缺口，焦煤价格高位运行景气延续。

4. 投资建议:

低长协弹性受益标的：兖矿能源、晋控煤业、潞安环能；红利稳健受益标的：中国神华、中煤能源（分红潜力）、陕西煤业；焦煤受益标的：淮北矿业、平煤股份、山西焦煤；成长受益标的：新集能源、广汇能源；多元煤电铝受益标的：神火股份、电投能源。

5.风险提示：经济增速下行风险；供需错配风险；可再生能源加速替代风险。

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行业回顾：周期上行，煤炭板块年内涨幅居前 动力煤：能源安全内外共振，周期上行利润释放 焦煤：供给收缩复产缓慢，表外出清支撑景气上行 投资建议 风险提示

1.1 行业回顾：周期上行，煤炭板块年内涨幅居前

2026年1-10月煤炭板块涨幅居前，周期上行板块利润释放。2026年1-10月煤炭板块累计涨幅 22.55% ，居各行业首位，同期沪深300指数累计跌幅 13.92% ，煤炭板块跑赢指数36.47pct。2026年以来受印尼缩量、中东地缘、国内安监等因素驱动，煤价中枢上移，煤炭板块利润释放。2026Q1-Q3煤炭板块实现归母净利润1051.57亿元，同比 +25.93% ，其中动力煤板块归母净利润981.50亿元，同比 +24.33% ，焦煤板块归母净利润95.34亿元，同比 +48.98% 。2026Q4煤炭板块量价环比有望双增，利润或进一步释放。

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行业回顾：周期上行，煤炭板块年内涨幅居前

动力煤：能源安全内外共振，周期上行利润释放

焦煤：供给收缩复产缓慢，表外出清支撑景气上行

投资建议

风险提示

2.1 概况：安监加严煤炭供给收缩，复产推进产量缓慢修复

受国内安监加严影响，2026Q1-Q3我国原煤产量同比 -3.39% ，9月以来复产提速，产量修复。522事故以来，国内安监加严导致我国原煤产量下滑，2026Q1-Q3我国原煤产量34.49亿吨，同比 -3.39% ，其中2026Q3为核心减量时段，原煤产量为10.84亿吨，同比 -7.00% 。2026年8月以来原煤产量月度环比有所修复，9月以来复产提速，2026年9月原煤产量达3.85亿吨，同比虽仍 -5.03% 但环比 +6.00% 。预计2026Q4我国原煤产量环比进一步修复，但冬季安全事故高发背景下，产量环比增幅或有限。

2.2.1 国内供给：山西以存量产能修复为主，增量产能释放空间受限

山西煤炭供给以稳产接续和存量产能修复为主，新增产能释放仍受资源接续与安全合规约束。2025年山西原煤产量约13.05亿吨；2026Q1-Q3产量约8.35亿吨，同比下降 14.4% ，生产恢复仍弱于上年同期。根据山西省能源规划，到2030年全省煤矿生产能力保持在13亿吨/年左右、煤炭产量稳定在12.5亿吨左右，政策重点由规模扩张转向稳产保供、资源接续和产能结构优化。后续停减产煤矿复产及合规产能释放有望推动产量修复，但核定产能、安全生产和资源接续仍构成供给边界，山西煤炭产量中枢预计保持稳定，难以形成持续、大规模增量。

2.2.2 国内供给：陕西仍具产能核增动能，但井工矿约束增产弹性

陕西优质煤炭资源仍具产能核增潜力，但井工矿占比较高决定了增产更多体现为渐进式释放。2025年陕西原煤产量约8.05亿吨；2026Q1-Q3产量约6.10亿吨，同比增长 3.7% ，供给表现好于山西。稳产保供、增储增产及煤矿智能化改造有望推动具备条件的矿井核增产能，但井工矿扩产需同步完成采掘接续、通风、运输、提升及灾害治理等系统改造，核定能力由生产系统最薄弱环节决定，单一环节提效难以直接转化为全矿增量。预计陕西仍可通过存量矿井核增和接续项目投产贡献增量，但释放节奏相对平缓，增产空间明显低于以内蒙古、新疆为代表的露天矿集中区域。

2.2.3 国内供给：蒙西扩充优质产能、蒙东侧重区域保供

内蒙古原煤产能同比延续增长，蒙西大型矿井建设有望支撑后续优质产能接续。内蒙古2026Q1-Q3原煤产量9.83亿吨，同比+4.19%，增产3949.30万吨。其中，上半年产量6.59亿吨，同比+3.06%；三季度产量3.24亿吨，同比+6.55%。据内蒙古能源局，内蒙古十五五期间煤矿产能稳定在13亿吨/年以上。分区域看，蒙西以鄂尔多斯为重点，加快建设大型现代化矿井集群，是优质产能增量的主要来源。蒙东统筹草原生态保护和煤炭开发，重点保障蒙东及东北地区用煤。

2.2.4 国内供给：铁路运力制约疆煤产能释放，远期疆煤增量空间广阔

疆煤受2026H1查超产及铁路运力影响产量下滑，远期看疆煤是我国煤炭重要增量来源。新疆2026Q1-Q3原煤产量3.88亿吨，同比 -3.21% ，疆煤减产主要系2026H1新疆严控超产及4-5月兰新线集中检修，2026H1疆煤产量同比 -6.97% 。2026Q3以来疆煤产量修复向上，2026Q3疆煤产量1.28亿吨，同比 +5.42% ，其中2026年9月疆煤产量同比 +6.37% 。十四五期间疆煤产量由2020年2.76亿吨提升2025年5.53亿吨，实现高速增长。据发改委，新疆煤炭预测资源量2.19万亿吨，占全国总量四成以上，煤炭资源充足。远期疆煤增量空间广阔，我们预计2030年原煤产量或超7亿吨，增量释放节奏受铁路运力、环评等因素影响。

2.2.4 国内供给：铁路运力制约疆煤产能释放，远期疆煤增量空间广阔

疆煤外运增量提速，疆外煤价溢价走扩强化疆煤外运利润。2025年疆煤外运总量达1.43亿吨，同比 +0.14% ，占疆煤产量 25.82% 其中铁路外运量0.95亿吨，同比 +5.20% ，占疆煤外运总量 66.77% 。2026Q1-Q3疆煤铁路外运量7804.7万吨，同比 +11% ，疆煤外运量同比增速进一步提升。2026年7月以来，受安监影响疆外煤价上涨，疆内外煤炭价差走扩带动疆煤价格上行并推升疆煤外运利润，截至2026年11月5日，秦港动力煤较哈密坑口溢价提升至517元/吨（年初267元/吨）。

2.2.4 国内供给：铁路运力制约疆煤产能释放，远期疆煤增量空间广阔

短期疆煤外运或仍受运力限制，北翼临哈线扩能改造持续推进。目前疆煤铁路外运格局为“一主两翼”（即主通道兰新线、北翼临哈线、南翼库格线），2025年兰新线疆煤外运量约8000万吨，占疆煤外运总量超 80% （兰新线总货运能力1亿吨/年，同时需承担其他运输，已饱和）。南北翼本身运力有限，当前亦接近饱和。疆煤外运未来增量集中于北翼，临哈线临额段扩能改造预计2027年底竣工，额哈段预计2029年5月竣工，改造完成后临哈线货运能力有望从0.3亿吨/年提升至2亿吨/年。

表：新疆煤炭资源丰富

资料来源：煤炭学报、开源证券研究所

2.2.5 国内供给：短期恢复看山西，中长期增量向蒙新集中

国内供给短期关注山西恢复，中长期增量向蒙新集中。2023-2025年，全国原煤产量由46.58亿吨增至48.32亿吨，年复合增长 1.84% ；动力煤供给由39.86亿吨增至40.90亿吨，年复合增长率 1.29% ，同期新疆原煤产量年复合增长 10.02% ，明显高于晋陕蒙等传统主产区。并且十五五期间，也将加快推进内蒙古地区现代化大型矿井集群建设。我们预计2026年全国原煤产量47.07亿吨、同比 -2.58% 。其中山西产量11.01亿吨，同比 -15.63% ，减产对供给增量形成拖累。2027年重点关注山西恢复及新疆产量释放，我们预计2027/2028年山西原煤产量分别回升至12.01/12.51亿吨，带动全国原煤产量增至49.38/50.89亿吨。展望“十五五”，国内煤炭增量有望继续向西部资源富集地区集中，2029年起山西产量趋稳，增量更多取决于蒙新项目兑现。其中，新疆产量释放仍需外运能力与本地消纳承接，我们预计2027/2028年原煤产量分别达6.70/7.50亿吨，同比 +21.82% / +11.94% ，2029—2030年增速维持约 5% ，2030年产量达到8.30亿吨。

表：预计2027年国内煤炭供给恢复增长，中长期增量向西部集中（亿吨/年）

数据来源：国家统计局、Wind、开源证券研究所

2.3.1 动力煤进口同比下降，供应增量仍受约束

我国动力煤进口同比收缩，蒙煤贡献核心增量。据海关总署，2026Q1-Q3我国动力煤进口量2.37亿吨，同比 -5.23% ，其中印尼、澳大利亚、俄罗斯、蒙古进口量分别为1.33、0.47、0.24、0.28亿吨，分别同比 -5.78% 、 -6.27% 、 -21.65% 、 +39.30% 。2026Q1-Q3印尼仍为我国第一大动力煤进口来源国，占动力煤进口比重 56.23% ，蒙煤进口快速放量，占比提升至 11.71% 。我国动力煤进口具有较强的价格调节特征，进口煤到岸成本与国内同煤质煤炭价格的差额决定采购意愿，海外可供出口资源增加并不必然带来我国进口同步增长。若进口价差持续收窄或倒挂，新增订单将受到抑制，进口对国内供应的补充力度趋弱。预计后续动力煤进口仍以价差驱动的弹性调节为主，持续放量需要海外供应释放与进口经济性改善共同支撑。

2.3.1 动力煤进口同比下降，供应增量仍受约束

预计2027年动力煤进口增量相对温和，低价进口对国内煤价的压制较前期减弱。海外煤价回升削弱了进口资源的成本优势，截至11月2日，广州港Q5500澳煤、印尼煤价格较同港口山西煤分别高5.51元/吨、35.51元/吨，进口煤尚未形成明显低价优势。结合印尼生产配额及本国需求对出口资源的约束，预计2027年海外供应恢复更多体现为可供资源增加，难以同步形成量增价低的进口冲击，国内煤价仍主要由本土产量释放与需求变化决定。其中，澳煤已接近国产煤价格，后续采购弹性可能强于仍有溢价的印尼煤，进口增量对不同来源国的依赖将有所分化。海外煤价及海运费明显回落，是进口压力重新上升的主要风险。

2.3.1 动力煤进口同比下降，供应增量仍受约束

海外煤矿新增产能集中于澳洲，但项目投产向实际供应的转化仍需时间，2027年增量释放预计较为温和。按海外主要煤矿项目计划投产时间汇总，2025-2027年新增产能分别约8278万吨、13430万吨和3265万吨，2026年为集中投放期，2027年计划新增规模明显回落。其中，澳洲新增产能占比较高，但部分项目属于炼焦煤，对海运动力煤供应的直接贡献相对有限。从实际产出看，2026年上半年澳洲煤炭产量约2.64亿吨，同比增长 1.9% ，产量仍呈温和增长，尚未形成明显放量。展望2027年，2026年投产项目继续爬坡有望贡献供应增量，但新项目投放减少，叠加建设进度、矿山运营及配套运输条件影响，新增供应预计逐步兑现，澳洲动力煤出口短期大幅扩张的空间仍较有限。

2.3.2 印尼对华供煤回落，煤炭出口仍受政策扰动

印尼对华供煤已由增长转向回落，2027年供应恢复及对华出口增量仍受生产配额与价格竞争力约束。2025年印尼对华煤炭出口2.25亿吨，同比下降 7.1% ，对华供应的增量贡献有所减弱。2026年前三季度，印尼煤炭产量5.15亿吨，出口3.55亿吨，出口量占产量的 68.94% ，供应仍以出口市场为主；其中对华出口1.30亿吨，占出口总量的 37% 。在这一结构下，印尼供给调节既受RKAB生产配额影响，也取决于出口价格及矿山盈利，配额放松能否带来持续增产仍需出口需求承接。展望2027年，部分生产配额调整及矿山生产恢复有望增加可供出口资源，但印尼国内煤炭消费增长将对出口形成一定分流，我国采购则仍受内外价差约束。预计印尼煤供应有所恢复，对华出口能否转增主要取决于进口经济性改善，难以仅依靠产量恢复重回快速扩张阶段。

2.3.2 印尼生产配额边际放松，煤炭出口仍受政策约束

表：印尼煤炭政策由控产转向动态调节，生产配额及出口管理持续调整

资料来源：印尼能源与矿产资源部、印尼贸易部、印尼经济统筹部、印尼财政部、开源证券研究所

2.3.2 印尼进口煤边际收紧，催化价格中枢趋于合理

印尼产量收缩叠加本土需求韧性，出口供应预计进一步收紧，低卡进口煤价格有望获得支撑。印尼镍冶炼产业扩张及自备燃煤电厂建设支撑本土用煤需求，DMO制度优先保障当地煤炭供应，产量下降将更多体现为出口资源减少。2026年生产限制虽有所放松，但预计全年产量仍低于2025年水平，出口供应继续承压。按2026—2027年印尼煤炭产量分别为7.20亿吨、7.10亿吨，本土需求均为2.66亿吨测算，在不考虑净库存变化的情况下，出口量分别约4.54亿吨、4.44亿吨，同比下降 10.1% 、 2.2% 。若中国占印尼煤炭出口的比例维持2025年的 40.5% ，则2026—2027年我国自印尼进口煤炭分别约1.84亿吨、1.80亿吨，对华供应延续收缩，有利于缓解低价进口煤对国内市场的冲击，为煤价中枢提供支撑。

表：印尼煤炭出口预计收缩，对华出口量同步承压

数据来源：Wind、开源证券研究所

2.3.3 俄罗斯非焦煤产量回落，2027年出口增量释放有限

俄罗斯煤炭总产量小幅增长，但增量集中于炼焦煤，非焦煤供应仍偏弱。2026年前三季度，俄罗斯煤炭产量3.17亿吨，同比增长 0.96% 。分煤种看，炼焦煤、无烟煤产量分别为8300万吨、1580万吨，同比分别增长 10.23% 、 2.60% ；其他煤炭、褐煤产量分别为1.49亿吨、7010万吨，同比分别下降 1.97% 、 1.82% ，占总产量的比例分别为 47.00% 、 22.11% 。其他煤炭与褐煤合计占比 69.12% ，两类煤种均减产，煤炭总量增长尚未带来非焦煤供应同步扩张。展望2027年，预计俄罗斯动力煤出口增量仍较有限，非焦煤生产恢复缺乏持续增量支撑，铁路运力及长距离运输成本也制约资源外运，难以形成持续、大规模的低成本出口放量。

2.4.1 海外需求：印度用煤需求高位运行，低库存强化补库需求

印度用煤需求高位运行，低库存放大海运煤采购弹性。2026年印度电厂煤炭日耗整体高于近年同期，10月下旬库存可用天数降至约6天，持续消耗库存反映本土供煤尚未充分覆盖电厂用煤需求。2026年8月，印度电力行业进口煤炭552万吨，同比增长 85.6% ，其中印尼煤占比约 80% ，显示电力行业供需缺口能够较快转化为海运煤采购需求。用煤增长与库存下降共同削弱电厂应对供应扰动的能力，煤矿增产能否转化为稳定到货，是决定补库进度的关键。印度对进口煤的需求不仅来自消费增长，也包括前期库存消耗后的回补，对印尼等主要出口国具有较强的采购弹性。

2.4.2 海外需求：印度进口替代仍有约束，海运煤采购有望保持韧性

印度非炼焦煤进口仍具规模支撑，印尼是中印采购竞争的主要交集。2025-2026财年，印度煤炭进口总量2.46亿吨，同比增长 1.1% ，其中炼焦煤进口6633万吨，同比增长 15.2% ，非炼焦煤进口1.80亿吨，同比下降 3.2% ，进口增长主要由炼焦煤贡献。从来源看，印度自印尼进口9492万吨，占煤炭进口总量约 39% ，印尼仍为第一大来源国。预计2027年印度本土增产将继续抑制非炼焦煤进口增幅，但用电增长及电厂库存回补仍将支撑海运采购，进口需求难以随本土产量增长同步大幅下降。印度对印尼煤的采购有望维持韧性，消化部分出口资源，缓和中国采购变化对亚洲海运煤价格的影响。

2.5.1 国内需求—非电煤：高油价凸显煤化工替代价值，支撑化工煤需求

油气原料替代需求有望释放，煤化工贡献非电用煤增量。动力煤非电需求主要集中于化工、建材及冶金行业，2025年需求占比分别为 8% / 6% / 4% 。中东地缘冲突持续，2026年10月14日IEA《石油市场月报》中表示中东能源设施及航运风险仍威胁石油供应恢复。我们认为，因为油气供应不确定性上升，国内煤炭资源的原料保障优势进一步凸显，煤化工替代部分油气原料的需求有望增长，带动化工用煤需求提升，成为煤炭需求的重要增量来源。

中国南海原油现货价（左轴，美元/桶） 秦皇岛港动力末煤平仓价(Q5500, 山西产)（右轴，元/吨）

数据来源：Wind、开源证券研究所

2.5.1 国内需求—非电煤：高油价凸显煤化工替代价值，支撑化工煤需求

高油价有利于扩大部分煤化工产品的成本优势，煤化工企业利润有望获得支撑。截至2026年10月30日，中国南海原油现货价为117.63美元/桶，秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价为1008元/吨，较2025年末分别上涨 104.54% / 30.91% 。按我们模型测算，煤价700元/吨、油价100美元/桶的假设下，煤制乙二醇及煤制烯烃较对应油路线的成本分别低2209元/吨、150元/吨。煤制乙二醇开工改善，2026年10月30日煤制乙二醇开工率为 70.18% ，同比 +3.98mathrm pct 。若高油价持续、产品需求能够承接，相对成本优势有望转化为企业盈利。

表：煤制烯烃相对油头路线成本在不同价格下优势显著

数据来源：百川盈孚、DSA、开源证券研究所

2.5.2 国内需求—电煤：稳增长托底用电需求，强厄尔尼诺带动电煤需求

电厂高库存延续，港口阶段性去库叠加进口运输扰动。2026年电厂库存延续往年的季节性波动，迎峰度夏后，整体仍处于较高水平，高库存对补库空间形成一定约束。但随着日耗同步回升，叠加印尼厄尔尼诺影响，主要运煤航线水位下降、驳船航行受阻，进口运输受阻仍然扰动后续冬储。

2.5.2 国内需求—电煤：煤电的兜底保供作用明显，动力煤需求支撑稳固

煤电的兜底保供作用明显，短期及长期兼具需求支撑。短期来看，2026年10月8日美国国家海洋和大气管理局气候预测中心预计，强至极强厄尔尼诺状态延续至2027年一季度的概率超过 83% 。在此背景下，国家气候中心预计今冬我国寒潮频次或较往年更多。寒潮来临时，取暖用电和集中供热需求可能同步上升，推高电厂日耗。部分电厂或在常规冬储基础上适度增加备煤，以保障寒潮期间的电力和热力供应。长期看，随着双碳目标推进，煤电发电量占比预计逐步下降。但当用电高峰与风光出力不足时段重合，电力系统仍需煤电机组提高出力、补足供电缺口。这部分顶峰保供用电将支撑煤电在发电结构中维持一定比重，为长期电煤需求提供底部支撑。2026Q1-Q3全社会用电量8.07万亿千瓦时，规模以上企业发电量7.49万亿千瓦时，其中火电发电量4.73万亿千瓦时，占比约 63.20% 。

表：用电需求稳步增长，火电占比下降但仍为供应主力

数据来源：Wind、开源证券研究所

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行业回顾：周期上行，煤炭板块年内涨幅居前

动力煤：能源安全内外共振，周期上行利润释放

焦煤：供给收缩复产缓慢，表外出清支撑景气上行

投资建议

风险提示

3.1.1 国内供给：事故冲击炼焦精煤产量，复产尚未带来充分恢复

国内炼焦精煤产量同比明显下降，9月环比修复仍未扭转供应收缩。2026年前三季度，国内炼焦精煤产量3.24亿吨，同比下降 9.37% ；2026Q3产量9766.47万吨，同比下降 18.13% 、环比下降 11.38% ，事故停产、安全检查及合规生产约束下，供给收缩进一步显现。随着部分煤矿逐步复产，9月炼焦精煤产量回升至3486.52万吨，环比增长 6.96% ，但同比仍下降 17.61% ，明显低于近年同期水平。整体来看，煤矿复产带动炼焦精煤产量边际修复，但实际生产强度恢复仍受约束，尚未充分弥补前期供应减量。

3.1.1 国内供给：事故冲击炼焦煤产量，复产尚未带来充分恢复

2026年前三季度，京唐港主焦煤市场均价为1976.64元/吨，同比增长 37.2% ；2026Q3均价为2397.89元/吨，同比增长 53.3% 、环比增长 29.6% ；9月均价为2699.09元/吨，同比增长 65.9% 、环比增长 12.7% 。2026年前三季度，山西焦煤长协均价为1663.36元/吨，同比增长 33.6% ；2026Q3均价为2066.82元/吨，同比增长 53.1% 、环比增长 36.7% ；9月均价为2454.55元/吨，同比增长 73.4% 、环比增长 24.4% 。

3.1.2 国内供给：供给收缩快于需求，库存持续承担调节功能

国内炼焦煤供给收缩幅度仍高于需求回落幅度，供需缺口主要通过库存消耗弥补。2026年9月，国产炼焦精煤产量指数为86.9，较年初下降 13.1% ，同期理论需求指数为90.0，仅下降 10.0% ，供给降幅明显更大。炼焦煤库存自6月起整体去化，6-10月累计下降698万吨，其中9月短暂回补、10月再度小幅去化，前期库存消耗尚未完全补回，国内有效供给仍处于偏紧状态。

3.1.3 国内供给：统计口径外供给约占统计国产精煤产量的 14% -16%

国内炼焦精煤统计产量与实际供给之间长期存在一定差额，2023-2025年统计口径外供给约占统计国产精煤产量的 14% -16% 。我们以焦炭产量及吨焦耗精煤1.35吨测算炼焦精煤需求，并结合炼焦煤净进口及库存变化反推国产炼焦精煤实际供给。2023-2025年隐含国产精煤供给分别约5.58/5.48/5.54亿吨，较统计国产炼焦精煤产量分别高6701/7541/7447万吨，对应统计产量的 14% / 16% / 16% 。连续三年测算差额维持在相近区间，反映统计产量与基于下游煤耗反推的供给规模之间存在一定偏离，单一统计口径难以完整反映产业链供需变化。

表：2023-2025年统计口径外炼焦精煤供给约占14%-16%

数据来源：Sxcoal、Mysteel、海关总署、开源证券研究所

3.1.4 国内供给：样本矿复产不复量，产量修复幅度仍有限

样本矿生产虽较事故后低点有所恢复，但原煤及精煤日产仍明显低于事故前水平。Mysteel数据显示，2026年10月30日当周，523家样本矿原煤、炼焦精煤日均产量分别为161.74万吨、67.84万吨，较10月9日分别增长 8.44% 、 7.39% 。从事故后的运行区间看，原煤日均产量主要维持在150万—160万吨，炼焦精煤日均产量主要维持在63万—68万吨，仍低于事故前200万吨以上、80万吨以上的水平。样本矿复产已带动产量边际回升，但生产强度尚未充分恢复，合规生产、安全生产及工作面接续仍约束供给释放。

3.1.5 国内供给：减量集中于山西，合规要求约束供给弹性

炼焦精煤减产集中于山西，稳产稳供政策推动合规复产，但产能约束仍限制供给弹性。Sxcoal数据显示，2026年前三季度，山西炼焦精煤产量14023万吨，同比下降 17.98% ，减少2522万吨；云南、新疆分别减产223万吨、168万吨，同比分别下降 28.61% 、 21.12% 。陕西、宁夏分别增产185万吨、113万吨，同比分别增长 14.48% 、 37.63% ，增量尚不足以对冲山西减产。政策方面，在确保安全的前提下，推进停产煤矿复产达产及联合试运转煤矿验收；超产煤矿完成处罚、整改及安全评估后，剩余月份可按单月不高于设计（核定）能力的1/12组织生产，同时推动符合条件的煤矿核增产能及在建项目投产。上述措施有利于山西等主产区恢复生产，但未放松超产治理与安全生产要求，后续增量仍需依靠合规复产、产能核增及项目投产逐步释放。

表：政策推动合规复产提速，但核定产能仍是生产边界

资料来源：国家发展改革委、国家能源局、国家矿山安全监察局、开源证券研究所

3.1.6 国内供给：复产不复量，2026年国内炼焦精煤供给仍明显下降

复产推进但实际产量恢复有限，Q4国内焦煤供应仍难回到事故前水平。事故前样本矿原煤日产约209万吨、精煤日产约82万吨，对应全国炼焦精煤月产约3857万吨；受事故影响，样本矿原煤及精煤日产同步下降，目前分别约162万吨和68万吨对应全国月产约3180万吨，较事故前下降约 18% 。考虑后续停产煤矿逐步复产，若Q4样本矿精煤日产恢复至70-75万吨，对应全国炼焦精煤月产约3300-3500万吨，较事故前水平仍低约 9%-15% 。整体来看，虽然稳产稳供政策推动部分煤矿恢复生产，但受安全检查、工作面恢复以及合规生产约束影响，炼焦煤产量释放仍存在限制，Q4供应恢复仍偏慢。

表：523家样本矿日产恢复测算，Q4焦煤供应仍低于事故前水平

数据来源：Mysteel、开源证券研究所

3.2.1 蒙煤进口：进口保持高增长，通关扰动仍在，存在增量释放空间

蒙煤进口保持高速增长，蒙古国出口预期上修，2026Q4通关提速或推动进口进一步放量。2026年1-9月，我国自蒙古进口炼焦煤5888万吨，已接近2025年全年6007万吨的水平。蒙古国年初煤炭出口目标为9000万吨，9月17日披露已完成这一规模，并预计全年出口达到1.15亿吨，较初始目标增加2500万吨，显示蒙方增供意愿仍强。按甘其毛都口岸占蒙焦煤进口比例保持稳定测算，2026Q4通关放缓情景下，季度蒙焦煤进口约1184万吨，全年约7072万吨，同比增长约 17.7% ；若口岸通关放开，季度进口可增至约1970万吨，全年约7858万吨，同比增长约 30.8% 。蒙古国全部煤炭出口预期虽不能直接等同于对华炼焦煤供应，但较强的出口诉求叠加口岸通关改善，将有利于蒙焦煤增量释放，进一步增加国内焦煤供应。

表：2026Q4通关放缓情景下，全年蒙煤进口测算约7100万吨

数据来源：海关总署、Mysteel、开源证券研究所

3.2.1 蒙煤进口：进口保持高增长，通关扰动仍在，存在增量释放空间

2026年前三季度，甘其毛都蒙5原煤自提均价为1200.05元/吨，同比增长38.4%；2026Q3均价为1416.34元/吨，同比增长52.9%、环比增长24.4%；9月均价约1671元/吨，同比增长71.6%、环比增长19.1%。

3.2.2 蒙煤进口：跨境铁路缓解运输约束，2027年增量有望延续

跨境铁路建设持续推进，蒙煤进口有望在高基数上继续增长。甘其毛都-嘎舒苏海图跨境铁路计划于2027年4月启动试运输，策克、满都拉等口岸铁路建设同步推进，有助于缓解公路运输及口岸换装约束，为蒙煤扩大对华供应提供运输保障。考虑新线路投运后仍需经历运输组织磨合及运量爬坡，2027年新增运能预计逐步释放。预计2026年我国自蒙古进口煤炭约1.11亿吨，其中炼焦煤7858万吨；预计2027年分别增至1.20亿吨和8400万吨，同比增长约 7.9% 和 6.9% ，炼焦煤进口增加约542万吨。随着铁路衔接与配套设施逐步完善，中长期运输约束有望进一步缓解，预计2030年蒙煤及蒙焦煤进口量分别达到1.50亿吨和1.02亿吨，蒙煤仍将是我国炼焦煤进口增量的重要来源。

表：中蒙跨境铁路建设持续推进，蒙煤运输增量空间进一步打开

资料来源：蒙古国道路交通部、开源证券研究所

3.3.1 海运焦煤：成交有所回升，2026Q4进口补充需求仍存

海运焦煤采购边际改善，国内供给恢复偏缓仍为进口需求提供支撑。2026年前三季度，我国累计进口炼焦煤10701万吨，进口来源仍以蒙古和俄罗斯为主，澳大利亚占比较2025年提升3个百分点至 10% ，加拿大占比下降4个百分点至 5% ，不同来源国供应表现分化。从船期分布看，2026年10月船期成交量为154.8万吨，较9月增长 36.15% ，后续发运到港将补充国内供应。海运煤采购延续边际改善。后续发运到港将补充国内供应。展望2026Q4，国内炼焦煤产量尚未恢复至事故前水平，优质海运焦煤仍具配煤补充价值，进口采购存在需求基础；但随着国内煤矿逐步复产，采购持续性将更多取决于内外价差及终端采购利润，预计海运煤以满足实际配煤需求为主，持续增量仍需进口价格优势支撑。

表：2026年1-9月我国炼焦煤进口仍以蒙俄为主，澳煤占比回升

数据来源：海关总署、开源证券研究所

3.3.2 海运焦煤：2026Q3澳煤价格明显回升，内外价差阶段性修复

2026年前三季度，京唐港澳洲主焦煤库提均价约1806元/吨，同比增长 30.0% ；2026Q3均价约2100元/吨，同比增长 41.2% 、环比增长 22.1% ；9月均价约2397元/吨，同比增长 52.9% 、环比增长 16.4% 。2026年前三季度山西煤与澳煤平均价差为-66元/吨，同比上升63元/吨；2026Q3平均价差为20元/吨，同比上升136元/吨、环比上升114元/吨；9月平均价差为-10元/吨，同比上升134元/吨、环比下降65元/吨。

3.3.3 澳大利亚：出口供应阶段性恢复，对华增量仍受海外需求竞争约束

澳煤出口恢复为对华供应增长提供支撑，但海外主要买方需求分流仍制约增量释放。澳大利亚政府预测，炼焦煤出口量将由2025-2026财年的1.51亿吨增至2026-2027财年的1.61亿吨，增加1000万吨、增长约 6.6% ，随后在2027-2028财年保持稳定，供应呈现阶段性恢复特征。我国自澳大利亚进口炼焦煤亦有所增加，2026年前三季度，我国自澳大利亚进口炼焦煤1092万吨，同比增长 111.07% ，但进口规模仍低于历史高位。展望2027年，出口资源增加有望延续澳煤对国内优质炼焦煤的补充作用，但海外主要买方的采购将分流部分增量，我国进口规模仍受内外价差及配煤经济性约束，预计澳煤对华供应保持恢复性增长，大幅放量仍需进口价格优势配合。

3.3.4 加拿大：核心矿山以稳产为主，供应增量依赖复产项目

加拿大炼焦煤供应以核心矿山稳产为主，新增供应主要取决于复产项目爬坡及生产效率改善。过去十年，加拿大炼焦煤年产量基本维持在2500万-3400万吨，2024年约3155万吨，供应规模未形成持续扩张趋势。嘉能可旗下EVR是加拿大炼焦煤的核心供应商，2025年产量2520万吨，2026-2029年规划年产量维持在2400万-2600万吨，现有矿山增产空间相对有限，Conuma旗下Quintette等复产矿山成为供应增量的重要来源。对华供应方面，我国2025年自加拿大进口炼焦煤1079万吨，2026年1-9月累计进口484万吨，供应有所收缩；同期EVR生产受到煤炭处理量及洗选回收率下降影响，实际产出承压。展望2027年，加拿大供应改善主要依靠核心矿山生产恢复及复产项目释放，对华到货能否回升仍取决于生产改善向可出口资源的转化，以及国内外采购价差。

3.3.5 俄罗斯：对华焦煤出口增长，经营与运输约束增量持续性

俄罗斯焦煤对华供应保持增长，但出口规模扩大与企业经营承压并存。俄罗斯焦煤资源较为丰富，部分煤种具有低硫、黏结性较强等特点，在我国配煤体系中具有一定补充价值。近年来，我国自俄罗斯进口炼焦煤规模明显扩大，2026年1-9月进口量2958万吨，同比增长 24.81% ，俄罗斯仍是我国焦煤进口的重要增量来源。不过，对华出口增长并不意味着俄罗斯煤炭行业盈利同步改善，国际煤价低迷、铁路运费上涨及融资成本高企持续挤压企业利润，2026年1-7月煤炭行业累计税前亏损1782亿卢布，亏损企业占比达 64.5% 。持续亏损削弱煤企维持生产及追加投资的能力，铁路运输条件也制约资源外运，俄罗斯焦煤对华供应虽有增长，但后续增量的持续性仍受企业经营状况与运输能力约束。

3.4.1 国内需求：生铁产量中枢回落，炼焦煤消费支撑减弱

国内生铁产量由规模扩张转向存量波动，炼焦煤需求缺乏持续增长的总量支撑。全国生铁产量在2020年达到约8.88亿吨后总体回落，近年来虽有阶段性回升，但未突破此前高点，高炉生产对焦煤消费的拉动逐步减弱。2026年1-9月，生铁产量累计约6.28亿吨，同比下降约 2.7% ，延续近年的偏弱趋势；月度产量整体低于近年同期，也表明需求尚未形成持续修复。对于炼焦煤而言，高炉生产仍支撑庞大的存量消耗，但生铁产量中枢回落意味着需求端难以持续消化新增供应，行业供需平衡更依赖供应释放节奏与实际消费相匹配。

3.4.2 国内需求：内需偏弱叠加出口回落，2027年生铁产量预计下降1.3%

国内用钢需求预计延续弱势，出口支撑减弱，生铁产量下行仍将约束焦煤消费。国内需求方面，地产用钢需求修复不足，制造业及其他领域用钢难以完全对冲，预计2027年国内粗钢表观需求约7.97亿吨，同比下降 1.25% ，降幅较2026年收窄，但尚未转向增长。出口方面，考虑海外贸易壁垒及市场竞争约束，预计2027年钢材出口约1.30亿吨，同比下降 4.05% ，对国内钢铁生产的支撑有所减弱。在内需偏弱与出口回落共同影响下，预计2027年粗钢产量约9.22亿吨，同比下降 1.6% ；生铁产量约8.34亿吨，同比下降 1.3% 。需求降幅收窄有助于缓和焦煤消费下行压力，但高炉生产规模仍趋收缩，需求端尚难形成持续增量。

表：预计2027年内需降幅收窄、钢材出口回落，生铁产量延续下降

数据来源：Wind、开源证券研究所

目录 CONTENTS

行业回顾：周期上行，煤炭板块年内涨幅居前

动力煤：能源安全内外共振，周期上行利润释放

焦煤：供给收缩复产缓慢，表外出清支撑景气上行

投资建议

风险提示

4 投资建议

能源安全内外共振，煤炭周期上行景气延续。动力煤内外共振，周期上行利润释放。焦煤供给收缩复产缓慢，表外出清支撑景气上行。低长协弹性受益标的：兖矿能源、晋控煤业、潞安环能；红利稳健受益标的：中国神华、中煤能源（分红潜力）、陕西煤业；焦煤受益标的：淮北矿业、平煤股份、山西焦煤；成长受益标的：新集能源、广汇能源；多元煤电铝受益标的：电投能源、神火股份。

表10：煤炭周期上行景气延续，建议加强配置（收盘价截至2026年11月9日）

数据来源：Wind、开源证券研究所（注：除甘肃能化、陕西煤业EPS及PE为Wind一致预测外，其他公司EPS及PE均为开源证券研究所预测值。）

目录 CONTENTS

行业回顾：周期上行，煤炭板块年内涨幅居前

动力煤：能源安全内外共振，周期上行利润释放

焦煤：供给收缩复产缓慢，表外出清支撑景气上行

投资建议

风险提示

5 风险提示

\- 经济增速下行风险。当前国内经济总体处于爬坡修复的潍势国内经济发展的能源支柱，煤炭行业的景气程度依赖于宏观经济回暖表现。

\- 供需错配引起的风险。供给侧结构性改革是主导煤炭行业供需格局的重要因素，煤炭的进口是煤炭供需的不确定性因素，政策的变动可能会使煤炭行业供需错配。

\- 可再生能源加速替代风险。目前我国火力发电依旧是主要产电形式，但水电、风电、太阳能、核电等可再生能源或新能源发电，在国家政策的大力支持下得到快速发展，可能对火电市场份额产生一定替代效应。煤炭下游需求可能面临下滑风险。

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