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资讯 煤炭低位多重正向边际催化，周期红利双逻辑共振向上
煤炭行业2026年春季投资策略
姓名 王高展（分析师）
证书编号：S0790525070003
邮箱：wanggaozhan@kysec.cn
姓名 程镱（分析师）
证书编号：S0790525090001
邮箱：chengyi@kysec.cn
2026年3月2日
核心观点
1. 行业革新：多重边际催化煤价趋于合理，反内卷逻辑依旧
2016年以来供给侧改革成功的标杆与典范，随着国内能源结构的转型、以及双碳政策深入推进，行业有望再次迎来供给侧改革（即反内卷）。供给侧改革或反内卷的标准定义分为两个阶段：一是减产量抬煤价，二是去产能调结构，二者缺一不可，且二是一的基础。碳达峰之后我们会面临再次的产能过剩，当前提前着手于供给端的产能优化，此外，印尼进口煤的扰动将加速煤价趋于合理区间，国内煤炭供需趋于平衡，我们分析认为翘盼的反内卷虽与2016年多有相似，但会有其独特性，将为煤炭的稳健有序发展、价格的平稳运行保驾护航。
2.动力煤价格反弹后将区间波动，炼焦煤价格反弹具备完全弹性
动力煤属于政策煤种，我们判断价格上行将经历“修复央企长协、修复地方长协、达到煤电盈利均分线、上穿且接近电厂报表盈亏平衡线”四个过程。现货修复第一和第二目标至长协价格（央企长协670元和地方长协700元）之上，实际是大宗商品双轨制运行机制下的必选结果，长协本身作为优惠品种而与现货形成倒挂，会促使下游用户优先购买现货而暂缓购买长协，从而驱动现货的价格修复。第三目标达到“煤和火电企业”盈利均分位置（测算2025年是750元左右），是政策修复煤价目标的理想结果。第三目标理想价格之后的上穿过程属于惯性结果，因为政策的转向不是手术刀那么精准，必然会有此过程，对于煤价上穿是否有顶部极值，则预测是电厂报表盈亏平衡线860元，区间为800-860元。炼焦煤属于市场化煤种，我们判断价格更多由供需基本面决定，对于其目标价格可通过“炼焦煤与动力煤价格的比值”作为参考，京唐港主焦煤现货与秦港动力煤的现货比值为2.4倍，则与动力煤第一、第二、第三、第四目标对应的炼焦煤目标价分别为1608元、1680元、1800元、1920-2064元。焦煤期货将修复与京唐港主焦煤现货的贴水。
3. 投资建议：反内卷重塑核心价值，周期与红利攻守兼备
煤炭曾经是传统的周期股无疑，但随着地缘政治、双碳政策、煤&电盈利平衡等多因素的影响下，煤炭的周期属性弱化已是事实，煤炭已体现出红利和周期的双重属性。在经济偏弱和市场整体收益率下行的背景下，煤炭作为高股息红利的代表，仍旧是市场最为认可的价值资产；如政策助力和市场调节致使供需短期错配，煤炭股随着煤价的变动仍有望凸显出周期属性。我们判断认为周期与红利双重属性，有望让煤炭成为市场资金最优先的配置资产。四主线精选煤炭个股将受益：主线一，周期逻辑：动力煤的【晋控煤业、兖矿能源】，冶金煤的【平煤股份、淮北矿业、潞安环能】；主线二，红利逻辑：【中国神华、中煤能源（分红潜力）、陕西煤业】；主线三，多元化铝弹性：【神火股份、电投能源】；主线四，成长逻辑：【新集能源、广汇能源】
4、风险提示：经济增速下行风险；供需错配引起的风险；可再生能源加速替代风险。
KYSEC
目录 CONTENTS
行业革新：多重边际催化煤价趋于合理，反内卷逻辑依旧动力煤：政策性煤种，修复至合理价格后惯性上穿炼焦煤：市场化煤种，优先联动修复与动力煤比值投资策略：反内卷重塑价值，周期红利四主线布局风险提示
1.1 煤炭真正反内卷必然具备两阶段进程
\- 阶段一：减产量&抬煤价（托底稳价），以“查超产+安监+环保”等手段实施减产量、托底稳煤价
治理抓手：组织煤矿生产核查，年度产量不得超过公告产能，月度不得超过公告产能的 10% ，对超能力生产一律责令停产整改；以安监与公平竞争为约束，防止“以量补价”的无序竞争。治理目标：打破“低价—亏损—以量补价—更低价”的负向循环，先稳住价格底部，修复行业现金流与经营可持续性。预期效果：在政策检查与季节性需求配合下，动力煤有望回归长协区间、焦煤价格同步修复。
\- 阶段二：去产能&调结构（固化成果），以“产能置换/有序退出+标准约束+储备机制”实现结构性去产能并稳定定价权
治理抓手：以“引导式去产能”为主、关停限产为辅，推动落后产能有序退出，完善产能置换与储备机制，依法规范新增与核增产能。
治理目标：把阶段一的价格修复固化为行业中枢提升与定价秩序重构，提升优质产能占比与集中度，形成全国统一市场下的有序竞争。
预期效果：供需实现动态平衡，行业盈利改善具备可持续性，避免“产能堰塞湖”在监管放松后再度反扑导致价格回落。
\- 核心驱动逻辑：阶段二的去产能是必然的，因为中国继续在“积极稳妥推进碳达峰与碳中和政策”，2021年10月《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》两份纲领文件发布，提到“2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”。
表1：《意见》明确了双碳2025年、2030年、2060年三个阶段的主要目标
| 时间 | 主要目标 |
| 2025年 | 单位国内生产总值能耗比2020年下降13.5%单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%非化石能源消费比重达到20%左右森林覆盖率达到24.1%,森林蓄积量达到180亿立方米 |
| 2030年 | 单位国内生产总值能耗大幅下降单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上非化石能源消费比重达到25%左右风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上森林覆盖率达到25%左右,森林蓄积量达到190亿立方米二氧化碳排放量达到峰值并实现稳中有降 |
| 2060年 | 非化石能源消费比重达到80%以上碳中和目标顺利实现 |
资料来源：中国政府网、开源证券研究所
1.2 2025年预期反内卷与2016年供改的同与不同
\-2016年供给侧改革：2016年煤炭供给侧改革以“强行政+刚性减量”为核心，设定明确的总量去产能与“276工作日”等硬约束，四年时间累计退出产能约10亿吨并显著压降当年产量、快速抬升煤价与行业利润。
\-2025年预期反内卷：当前“反内卷”以“依法依规治理低价无序竞争+查超产、规范开工率”为抓手，未设总量性减产指标，强调年度不超公告产能、月度不超 10% 的核查与停产整改，短期更多体现为稳价托底与秩序重塑，价格与盈利修复需与需求侧和去库节奏共振。
\-2016vs2025减产量的相同点：2016年是276减产抬煤价，当前（2025年）是查超产减产量。
\-2016vs2025去产能的不同点：2016年供改开始用四年的时间淘汰产能10亿吨，产能是应退尽退；当前（2025年）推断未来因为双碳政策也必然有产能出清，但产能是留有一定调峰产能。例如：2025年12月17日六部门发布的《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平》2025年版在2022年版本基础上新增燃煤发电供热煤耗和煤制天然气两大领域，进一步延伸煤炭清洁利用场景，响应“煤炭产品由初级燃料向高价值产品攀升”和“双碳政策”的目标。
\-2016vs2025去产能不同的效果：2016年供改产能应退尽退，但造成了2021年价格大幅上涨；当前（2025年）留有调峰产能之后的去产能，保证价格平稳合理运行。例如2025年11月17日国家发展改革委办公厅发布的《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》在产地定价端引入月度调整机制与“基准价+浮动价”，港口长协基准价维持675元/吨不变。“基准价+浮动价”+月度调整机制在坑口与港口形成价格锚与联动的“双稳器”，有效缩短长协价与现货价偏离、降低倒挂概率，平抑价格波动并稳定预期。
表2：2016年供给侧改革和2025年预期反内卷的政策对比
| 维度 | 2016年煤炭供给侧改革 | 2025年煤炭“反内卷” | 差异要点 |
| 政策目的 | 明确“三去一降一补”,在煤炭领域提出“用3至5年再退出产能5亿吨、减量重组5亿吨”,以化解过剩产能、稳价格与利润、优化产业结构。 | 依法依规治理企业低价无序竞争、推动落后产能有序退出、建设全国统一大市场,强调规范竞争秩序与质量效率提升,未设煤炭总量性去产能硬指标。 | 2016为总量性“去产能”主导;当前为规则治理与结构优化、法治化与市场化路径为主。 |
| 执行方式/抓手 | 行政硬约束与财政配套:实施“276工作日”限产、三年内原则上停止新核准/新增产能核增、目标责任书与部际联席会议、财政部设立1000亿元专项奖补用于安置等配套。 | 部门核查+法治化规范:国家能源局组织煤矿生产核查,年度不得超公告产能、月度不得超公告产能10%,超产责令停产整改;配套《反不正当竞争法》修订、统一大市场建设等制度化治理。 | “强行政+硬指标”vs“查超产+制度化约束”,治理力度与落地节奏显著不同。 |
| 煤炭减产/去产能力 | 当年与累计退出量级显著:2016当年目标2.5亿吨、实际>2.9亿吨;2017目标1.5亿吨以上;2018目标1.5亿吨左右;“十三五”累计淘汰落后产能超10亿吨,小矿大幅出清。;另有测算显示2016-2018累计化解过剩产能2.9/2.5/2.7亿吨。 | 未设总量型去产能指标;机构测算在核查全面执行下,下半年主产区边际减产或约1.4亿吨(约占全国原煤产量的~3%),为执行强度敏感变量。 | 2016为“刚性减量”;当前为“约束产量利用率”的温和调节,减量弹性取决于核查执行与区域协同。 |
| 落地节奏/里程碑 | 顶层定调后密集落地:2016/2国务院意见发布、3-5月配套资金与多部委政策、6-7月部际联席与目标责任书、9月价格备忘录与“今冬明春”保供;执行“快起快落”。 | 自上而下定调渐进推进:2024/7政治局会议首提“反内卷”、2024/12中央经济工作会议“综合整治”、2025/3政府工作报告写入、2025/7/1财经委会议明确治理低价无序竞争、能源局启动核查。 | 供改“快、硬、全覆盖”;反内卷“稳、法、渐进”,观察期更长、证据链更重要。 |
| 煤炭产量与结构结果 | 2016原煤产量34.11亿吨,较2015年下降8.97%;至2020年底,30万吨/年以下煤矿1129处、产能1.48亿吨/年,较2018年底降幅45%/41%,结构显著优化。 | 当前以“查超产+安监”约束产量利用率,未提出小矿集中淘汰的总量目标,结构优化更多依靠长期制度建设与在建/先进产能接续。 | 供改阶段产量与产能结构“双降+优”,当前以合规生产与秩序重塑为主。 |
| 煤价与盈利 | 动力煤Q5500(秦皇岛)由370元/吨(2015年底)升至690元/吨(2016年底);行业利润显著修复,煤炭行业利润总额由2015年441亿元升至2016年1091亿元、2017年2959亿元。 | 2025H1动力煤(秦皇岛Q5500)约621.6元/吨、主焦煤约1328.6元/吨;上市煤企H1盈利同比明显下滑,板块净利率与ROE下降,市场期待“反内卷”托底、价格回归长协中枢(约700元左右)但需需求与去库验证。 | 供改为“趋势性抬升+盈利反转”;反内卷为“稳价托底+待验证”,盈利修复依赖“价—量—库—需”链条。 |
| 市场传导 | “预期催化—商品价格上行—盈利反转—股价上涨”三阶段,煤炭板块2017年上涨12.9%、跑赢沪深300。 | 当前阶段以政策预期与核查执行为主,权益从主题向盈利切换需现货端“基差收敛、产量边际收缩、库存去化、吨利回升”的证据链被验证。 | 供改路径清晰,反内卷需更强证据链与更长观察窗。 |
资料来源：中国政府网、开源证券研究所
1.3 反内卷的结果是煤价合理运行
\- 煤炭行业“反内卷”的目标：纠偏不合理低价、把煤价托抬回“合理价格”并保持平稳运行，而非推动价格暴涨，强调“稳电价、稳煤价”的目标导向。“合理价格”的政策锚主要来自“煤炭与火电企业的盈利均分线”，即750元/吨。
\-2016年“供给侧改革”的煤价演绎：“从底部修复 rightarrow 合理价格 rightarrow 惯性上穿 rightarrow 回归合理价格”的路径，即动力煤Q5500自约370元触底回升，至550元合理价格，再惯性上穿至700–750元/吨，随后回落至550元/吨合理价格。
\-2025年预期“反内卷”的修复路径：“从底部修复 rightarrow 合理价格 rightarrow 惯性上穿 rightarrow 回归合理价格”的路径，即动力煤Q5500自609元触底回升，至750元合理价格，再惯性上穿至800-860元/吨，随后回落至750元/吨合理价格。在价格修复过程中会伴随四个目标：第一目标修复央企长协（670元/吨）、第二目标修复地方长协（700元/吨）、第三目标修复达到煤电盈利均分线（测算750元/吨）、第四目标上穿并接近电厂报表盈亏线（800-860元/吨）。截至2025年12月18日，动力煤现货价格已经按照我们预测的路径，在2025年11月上穿达到最高834元/吨之后逐步回落至当前的719元/吨，我们预计接下来会修复至750元/吨保持窄幅波动。
1.4 印尼进口煤边际收紧，催化价格中枢趋于合理
\-2025年，中国从印度尼西亚进口煤炭总量为2.11亿吨，占中国全年煤炭进口总量的 43.1% ，为最大进口来源国。2025年单月进口量呈现波动回升趋势，其中12月单月进口7053597吨。2024年全年进口量为2.42亿吨，2025年同比下降约 12.8% ，主要受印尼政府出口配额收紧、HBA政策调整及外汇管制等供给侧因素影响。
\- 印尼煤炭出口政策自2022年以来持续收紧，形成了以“出口关税+量控配额+价格与资金干预”为核心的政策组合。2022年曾短暂实施全面出口禁令，随后通过提升特许权使用费（资源税）、刚性执行 25% DMO内需配额，并配套以低价顶格内销政策，为后续长期内需锁量与出口限制奠定基础。2025年起，印尼推行更为严格的外汇留存新规和出口定价措施，虽强制HBA底价于2025年8月取消，但企业仍需按HBA计提税费，叠加 100% 出口外汇留存一年的金融举措、RKAB年度配额大幅下调，企业出口灵活性和成本优势持续削弱。
\-2026年印尼计划恢复煤炭出口关税，预计税率区间为 1% -5% ，但实施细则因技术争议与产业博弈推迟落地。同期，年度RKAB配额目标下调至约6亿吨，并在批复对中小矿配额出现 40% -70% 大幅压缩，DMO刚性高增，部分矿商已暂停现货出口、优先履行长协及内需，出口节奏显著收缩。整体看，这一系列组合政策的落地，令印尼出口量和构成发生根本性扭转，对全球动力煤尤其中低卡海运市场和中国进口成本形成系统性托底与抬升。
1.4 印尼进口煤边际收紧，催化价格中枢趋于合理
表3：印尼发布政策逐步提高出口门槛
| 时间/阶段 | 政策类型 | 政策名称/事件 | 主要内容(概述) | 执行结果/当前状态 | 关键出口/成本影响 |
| 2025-02-17公布,自2025-03-01起执行 | 资金管制/出口限制的金融维度 | 外汇收益留存(DHE)新规:100%出口收入一年内留存本国 | 新DHE规定要求包括煤炭在内的自然资源出口商将100%出口外汇收入存入印尼境内指定银行,留存期限至少12个月;此前仅要求每笔≥25万美元的出口收入的30%在国内停留3个月。 | 2025年起正式执行、覆盖面和比例显著放大,成为与HBA/HPM/HPB定价并列的“出口管制金融工具”。 | 实际效果是显著提高资金占用和汇兑风险,相当于对出口形成“隐性税负”;压缩矿商美元现金流和再投资空间,在价格走弱阶段加强了减产和向内销倾斜的激励,间接收紧海运供给。 |
| 自2025-03-01起 | 价格机制干预&出口下限 | HBA/HPM/HPB新定价体系:HPB作为出口最低价 | 政府自3月1日起要求煤炭出口与国内销售必须参照HBA衍生出的HPB,并将其作为最低销售价格;HBA改为每月两次(1日、15日)定价,基于前1-2个月实际成交价加权(70%/30%)。该体系取代原先以ICI为主的市场化指数定价。 | 作为“价格地板”,HPB/HBA在下行周期显著高于市场现货;2025年内中国、印度买家大规模拒绝按HBA高价执行,印尼出口受阻,迫使政府在同年8月取消“不得低于HPB/HBA”的硬性底价,但保留“按HBA口径计收特许权使用费”。 | 2024年和2025年2月,HBA对同热值ICI指数溢价高达13-37美元/吨,HPB作为地板价叠加HBA计税,使印尼煤FOB成本中枢被抬高10美元/吨左右,在海运价格下行期严重削弱竞争力,引发对华出口量明显下降。 |
| 2025-08(约) | 价格政策“纠偏” | 取消HPB/HBA出口强制底价、保留按HBA计税 | 在HBA/HPM/HPB实施数月后,因出口成交受阻、销量下滑,印尼政府被迫于2025年8月正式取消“出口成交价不得低于HBA/HPB”的硬约束,恢复买卖双方在价格上的一定议价空间,但仍要求所有煤炭销售按HBA口径计提特许权使用费和相关税费。 | 强制底价退出后,交易结构部分回归市场化,但由于计税仍锚定HBA,税基未回到市场成交价,矿商在价格走弱期仍承受较高的税负刚性。 | 短期内提高了出口成交的灵活性,有助于部分恢复对华、对印出口;但由于HBA高位计税与DHE资金占用并存,印尼煤在低价区间的成本优势仍被削弱,中高成本矿山更易减产或退出。 |
| 2025-11-26/11-29/12月 | 恢复出口关税(宣布阶段) | 宣布结束煤炭出口免税,自2026年起征分级出口税 | 2025年11月26日,政府宣布结束近20年的煤炭出口免税政策,拟自2026年起征收与全球价格挂钩的出口税;11月29日提出1%-5%税率区间;12月进一步细化为按煤种与价格分级,拟定5%/8%/11%三档,煤价越高税率越高。 | 截至2026-02,出口税仍处于法规细则拟定与部级技术讨论阶段,原定2026-01-01生效时间推迟,尚未完全落地,存在税率区间(5-8%或10-15%)和征收形式(出口税vs增值税)的博弈。 | 关税落地后将与累进矿权税、HBA计税、DHE资金占用叠加,系统性抬高印尼煤FOB边际成本 |
| 2026-01(官方口径披露) | 供给侧量控/RKAB限产 | 2026年RKAB产量配额目标约6亿吨 | 新一届政府在2026年1月正式对外披露:拟将2026年全国煤炭产量配额设定在约6亿吨,相较2025年实际产量约7.5-7.9亿吨,削减幅度约24%;配套将RKAB由三年一批改为一年一审,并对大量中小矿初次批复大幅“下砍”配额(40%-70%不等)。 | 2026年一季度处于“初批+博弈”阶段,3月底前完成首轮IKB/RKAB审批,企业可在二季度定期报告后、至7月31日前递交一次修订申请,全年实际产量与出口收缩强度存在不确定性,但“总量收紧”方向已明确。 | 在国内需求继续增长、DMO刚性不减的背景下,产量配额削减优先压缩出口空间: |
| 2026-02 | 出口节奏管控(企业行为+政策博弈) | 部分矿商暂停现货煤炭出口,优先长协与DMO | 在2026年RKAB配额初批明显偏紧、减产计划引发企业强烈反弹且后续修订路径尚未明朗的背景下,部分印尼矿商自2026年2月起暂停现货出口,仅履行既有长协订单和国内DMO义务,以防止在低价环境下“亏本出清配额”。 | 我们预期这一“暂停现货”状态主要集中在一季度:Q1为传统现货交易旺季,叠加配额不确定性,价格短期存在向上脉冲;待3月底配额更清晰、企业与政府博弈有结果后,现货出口节奏或逐步恢复,但全年供应偏紧预期已被强化。 | 对中国等买家而言,短期现货供应骤减、长协货源相对稳定,现货价差波动加大;若后续RKAB修订有限、出口税落地,则印尼对外供应在量和价两个维度都将持续偏紧,对全球中低卡海运煤和中国沿海电煤价格形成实质托底。 |
资料来源：Wind、开源证券研究所
1.4 印尼进口煤边际收紧，催化价格中枢趋于合理
\- 印尼GDP目前已经进入 5% 左右的中速增长阶段，国内用煤需求仍在上行。DOM的快速增长主要由“高能耗、强锁定”的产业负荷和政策机制共同驱动，一是镍等冶炼链加速扩产，配套自备燃煤电厂形成刚性负荷增量；二是电力系统煤电占比高、在建和投运机组“在途量”大，短期难被替代；三是DMO/DPO等制度以“量价”双重手段优先保障内需、并以低于国际价的内销顶格价巩固煤炭的使用优势。
\- 未来随着印尼国内经济增长和政策的持续发力，我们预计2026-2027年印尼煤炭出口量略有下降，保持4.21亿吨和4.16亿的出口量，按照2025年全年我国印尼煤进口量占全球印尼煤出口量的 43.1% 来计算，2026年全年我国印尼煤进口量预计为1.81亿吨，同比下降 14% ，将显著提升Q3800低卡煤的价格中枢。
表4：印尼国内煤炭需求以及经济高增长将逐步减少对外出口量
| 印尼出口测算表 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026E | 2027E |
| 政府目标产量(亿吨) | 5.5 | 5.5 | 6.63 | 6.65 | 7.1 | 7.25 | 6 | 6 |
| 实际产量(亿吨) | 5.637 | 6.14 | 6.874 | 7.752 | 8.361 | 7.9 | 6.87 | 6.82 |
| yoy | 8.52% | 8.92% | 11.95% | 12.77% | 7.86% | -5.51% | ||
| 超产率 | 2.49% | 11.64% | 3.68% | 16.57% | 17.76% | 8.97% | 14.43% | 13.72% |
| DMO | 1.375 | 1.65 | 1.736 | 2.2 | 2.39 | 2.39 | 2.39 | |
| 实际需求量(亿吨) | 1.55 | 1.57 | 1.77 | 2.13 | 2.47 | 2.66 | 2.66 | 2.66 |
| yoy | 12% | 56% | 64% | 93% | 131% | 158% | ||
| 需求占产量比重 | 27.50% | 25.57% | 25.75% | 27.48% | 29.54% | 33.67% | 38.74% | 38.98% |
| GDP增速 | 3.70% | 5.31% | 5.05% | 5.03% | 5.10% | 5.10% | 5.10% | |
| yoy | 43.51% | -4.90% | -0.40% | 1.39% | ||||
| 出口量(亿吨) | 4.05 | 4.35 | 4.65 | 5.18 | 5.55 | 5.05 | 4.21 | 4.16 |
| yoy | 10.88% | 7.45% | 6.92% | 11.33% | 7.20% | -9.06% | -16.71% |
数据来源：Wind、开源证券研究所
目录 CONTENTS
行业革新：多重边际催化煤价趋于合理，反内卷逻辑依旧
动力煤：政策性煤种，修复至合理价格后惯性上穿
炼焦煤：市场化煤种，优先联动修复与动力煤比值
投资策略：反内卷重塑价值，周期红利四主线布局
风险提示
2.1.1 国内供给：煤炭新增产能有限，行业利润趋弱催化政策减产
\- 新批及核增产能有限，且短时无法贡献产量。新建矿是增加供应的最主要形式，2020年煤价处在发改委的政策管控区间，煤炭供需基本平衡，政策层面对于新增煤矿项目持谨慎态度，新批建煤矿项目大幅减少；2021年提出碳中和政策，煤企面对2030年的碳达峰目标，投建新矿井的意愿明显减弱，资本开支主要用于矿井的维护以及机械化、智能化的更新替代，且新建矿需要3年左右，短期无法供应更多产量。2022年发改委集中推进了煤矿产能核增，再核增则空间已有限，其中新疆新批复产能明显增加，但疆煤大多就地消化且出疆量受运力及价格影响，对内地供给影响有限。
\- 行业利润趋弱催化减产抬升价格。受煤价下滑影响，2025以来煤企利润大幅下滑，2025年中国煤炭开采和洗选业利润总额同比 -41.8% ，部分矿井尤其是河北、河南、淮北等老旧矿井部分已跌破成本线进而产生亏损。7月以来国家能源局出台严查煤矿超产文件，促使供需失衡得到纠偏，价格也逐步回升修复；同时地方政府因财政诉求，对修复煤价存在一定的依赖，自上而下的政策一致减产也有望落地。
2.1.2 国内供给：国内煤炭增量集中于新疆，但预计疆煤仍以就地转化为主
\- 新疆煤炭产量高增，“十五五”期间煤炭产量或超过陕西。2017-2023年，新疆原煤产量由1.67亿吨提升至4.57亿吨，年复合增速为 18% ，2024年新疆原煤累计产量5.4亿吨，同比增长 18.4% 。对比晋陕蒙等省份来看，2024年山西、陕西和内蒙古地区年内原煤产量累计同比增长分别为 -6.5% / +2.5% / +7.1% ，新疆地区原煤产量增速远超晋陕蒙等传统能源大省。据新疆煤炭交易中心预测，2025年作为“十四五”的收官之年，考虑到中东部、东北、西南等地潜在可开发资源相对有限、地质相对复杂，国内煤炭供给或继续呈现西部扩张，西部地区尤其新疆将成为未来煤炭增量明显区域，预计2025年新疆煤炭产量继续保持增长态势，有望达到5.53亿吨。据经济观察报信息，“十五五”期间新疆煤炭产量或超过陕西省（2023年陕西省原煤产量为7.6亿吨，2024年陕西省原煤产量为7.8亿吨）。未来10年新疆煤炭产能有望持续增长，据经济观察报信息，自治区相关部门人士预计新疆煤炭产能有望达到10亿吨水平。
2.1.3 国内供给：国内煤炭增量集中于新疆，但预计疆煤仍以就地转化为主
\- 未来新疆煤炭产能虽将持续释放，但预计仍以就地转化为主。未来新疆将重点发展煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、特大型高效煤电以及少量煤制化肥项目。参考我们在2025年1月24日发表的行业深度报告《新疆煤炭迎黄金发展，“煤电化”全产业链显著受益》，通过对新疆煤炭下游需求的不完全梳理，统计得当前新疆新投产/在建/拟建煤电、煤炭分级提质、煤制油、煤制气、煤制烯烃、乙二醇项目项目预计将额外带动3.67亿吨左右的疆煤需求。2024年疆煤自用量约为3.9亿吨，产量为5.4亿吨，煤炭外运量为1.5亿吨；预计远期疆煤自用量达到7.56亿吨，假设未来新疆煤炭产量达到10亿吨，则煤炭外运量为2.4亿吨，未来新疆煤炭仍以就地转化为主。
表5：预计远期疆煤自用量需求将增加3.67亿吨
| 应用领域 | 当前装机规模/产能 | 预计新增装机规模/新增产能 | 单位耗煤量 | 预计新增煤炭需求 |
| 煤电项目 | 6656万千瓦 | 3403.5万千瓦 | 506.5克/千瓦时 | 0.89亿吨 |
| 煤炭分级提质项目 | 1500万吨 | 7600万吨 | - | 0.76亿吨 |
| 煤制油项目 | - | 500万吨 | 4吨 | 0.2亿吨 |
| 煤制气项目 | 33.5亿立方米 | 400亿立方米 | 0.0032吨/立方米 | 1.3亿吨 |
| 煤制烯烃项目 | 68万吨 | 850万吨 | 5.5吨 | 0.47亿吨 |
| 乙二醇项目 | 100万吨 | 120万吨 | 4吨 | 0.048亿吨 |
| 合计 | 3.67亿吨 | |||
数据来源：兵团工信、中国电力报、中国电器工业协会、艾瑞网、国家煤化工网、中阀企数据等、开源证券研究所
2.1.4 国内供给：疆煤外运受经济性限制，煤价下滑或致发运量下降
\- 疆煤外运经济性有限。受制于运输距离过远，疆煤外运价格优势不突出，从新疆东部哈密地区煤炭外运来看，在相同热值且不考虑煤质其他指标的情况下，在哈密煤炭与甘肃、宁夏价格差保持约300-350元/吨以上，与川渝云保持约420-500元/吨以上，与黄骅港保持约550元/吨以上，其出疆具备一定经济性。
\-2025年前三季度以来新疆煤价下滑明显，第四季度略有抬升，疆煤外运经济性走弱或限制疆煤外运量释放。2025年一季度以来，新疆煤炭价格出现明显下滑，导致疆煤外运利润减少，疆煤外运经济性受到挑战。从新疆国有重点煤矿煤炭铁路发运量来看，2024年12月发运量为424万吨，截至2025年12月发运量为365万吨，相比2024年12月份，下滑 14% 。
表6：哈密地区煤炭外运经济性测算
| 项目 | 发热量 (kcal/kg) | 市场价 (元/吨) | 价差 (元/吨) |
| 哈密地区 | 5000 | 295 ~ 400 | - |
| 甘肃省华亭县 | 5000 | 650 ~ 900 | 315 ~ 550 |
| 宁夏石嘴山市 | 5000 | 660 ~ 1210 | 295 ~ 915 |
| 宁夏灵武市 | 5500 | 695 ~ 1320 | 350 ~ 1025 |
| 四川省达州市 | 4500 | 720 ~ 1020 | 425 ~ 725 |
| 重庆市永川区 | 4500 | 715 ~ 1015 | 420 ~ 720 |
| 云南省昭通市 | 5000 | 790 ~ 990 | 495 ~ 695 |
| 黄骅港 | 5500 | 920 ~ 1318 | 552 ~ 968 |
数据来源：《新疆煤炭产业发展现状及疆煤外运经济性分析研究》孙宝东等、开源证券研究所
2.2.1 进口煤—海外供给：新增产能仍有增量，但实际产量释放存在制约
\- 海外产能澳洲增加，但印尼和俄罗斯明显减少。根据IEA对海外主要煤矿项目梳理，测算2025-2027年新增煤矿投产产能分别为11460、7335、3150万吨，其中澳洲产能增加大，但目前对中国进口煤影响更大的印尼和俄罗斯的新增产能呈现递减趋势，印尼2025年及以后无新增产能，澳洲的增量未来更多可能由印度等新兴经济体消化。
\- 实际产量与产能方向相悖。从产量来看，近几年产能与产销的相悖在澳洲、印尼、俄罗斯均有体现，如：2024年澳煤产量5.5亿吨，同比仅+1.7%；2025年印尼煤炭累计产量8.17亿吨，2025年受煤价下滑以及印尼提高采矿权税率影响产量或难放量；2024年俄罗斯煤炭产量4.26亿吨，同比-1.0%。此外对实际产量影响的可能还包括其他政策与天气等因素。
2.2.2 进口煤—海外需求：印度用电需求高涨或挤占中国动力煤进口空间
\- 印度动力煤进口需求仍将大幅提升。煤电为印度最主要的供电方式。近年来印度居民和工业部门用电需求高涨，尽管印度提高煤炭自主供应能力，但考虑到矿井建成投产需要一定时间。据我们测算，在中性情形下，印度动力煤（非炼焦煤）需求预计从2022-2023FY的10亿吨提升至2029-2030FY的15.51亿吨，印度进口动力煤预计从2022-2023FY的1.82亿吨提升至2025-2026FY的2.37亿吨。
\- 印度煤炭进口量总体中枢稳定。2022年以来，随着疫后经济回暖，印度对电煤需求相对稳定，2022-2023FY进口非炼焦煤1.82亿吨，同比+19.9%，2024-2025FY4-次年3M进口非炼焦煤1.52亿吨，同比-5.2%。
\- 印度对中国动力煤煤进口的争夺效应或逐步显现。与中国进口结构相似，印度非炼焦煤进口主要来源于印尼，未来印度对印尼非炼焦煤进口需求或弹性向上，叠加印尼经济发展背景下国内动力煤消费需求提升，或在一定程度上挤占中国动力煤进口空间。
表7：2022-2023FY至2029-2030FY印度非炼焦煤进口量预测（亿吨）
| 2022-23FY | 2023-24FY | 2024-25FY(E) | 2025-26FY(E) | 2026-27FY(E) | 2027-28FY(E) | 2028-29FY(E) | 2029-30FY(E) | |
| 乐观情形预测结果 | ||||||||
| 需求量预测 | 10.00 | 10.77 | 11.61 | 12.50 | 13.25 | 14.05 | 14.86 | 15.70 |
| 产量预测 | 8.18 | 8.87 | 9.63 | 10.44 | 11.33 | 12.29 | 13.33 | 14.46 |
| 进口量预测 | 1.82 | 1.90 | 1.98 | 2.06 | 1.93 | 1.76 | 1.54 | 1.24 |
| 中性情形预测结果 | ||||||||
| 需求量预测 | 10.00 | 10.77 | 11.61 | 12.50 | 13.23 | 13.97 | 14.73 | 15.51 |
| 产量预测 | 8.18 | 8.79 | 9.44 | 10.13 | 10.88 | 11.69 | 12.56 | 13.48 |
| 进口量预测 | 1.82 | 1.99 | 2.17 | 2.37 | 2.35 | 2.28 | 2.18 | 2.02 |
| 悲观情形预测结果 | ||||||||
| 需求量预测 | 10.00 | 10.77 | 11.58 | 12.42 | 13.10 | 13.78 | 14.48 | 15.19 |
| 产量预测 | 8.18 | 8.69 | 9.24 | 9.82 | 10.43 | 11.08 | 11.78 | 12.51 |
| 进口量预测 | 1.82 | 2.08 | 2.34 | 2.61 | 2.67 | 2.70 | 2.71 | 2.67 |
资料来源：Wind、BP、Energy Institute、印度煤炭部、印度中央电力局、开源证券研究所 图19：与中国进口结构相似，印度动力煤进口主要来源于印尼
2.2.3 进口煤—到岸我国：进口价差倒挂&关税恢复政策导向，未来或难有增量
\- 受内贸煤与进口煤价格倒挂影响，2025年中国进口煤同比出现减量。2025年12月份，我国进口煤炭5860万吨，同比+11.9%，环比+33.03%；2025年，我国累计进口煤炭4.9亿吨，同比-9.6%。其中动力煤方面，由于2025年以来中国进口印尼低卡煤性价比收窄，进口印尼中卡煤持续倒挂，中国进口动力煤增速明显放缓，2025年中国进口动力煤（统计口径为海关数据中除炼焦煤外的煤及褐煤）累计1.4亿吨，同比-19.5%，与2024年全年同比+17.9%的增速来看，2025年以来中国进口动力煤增速明显放缓。
\- 关税恢复明确政策导向，2025年进口量或进一步收窄。进口煤是调控国内煤价的重要手段，主要目的是实现“煤和电两个产业的盈利平衡”。2024年之前煤价高位且国内供给增量已经最大化，从而取消关税鼓励进口煤成为了下调煤价的重要方法。随着煤价已经回归到相对合理水平，政策鼓励进口的目的已经淡化，2024年1月1日起，中国恢复煤炭进口关税，2025年2月28日中国煤炭工业协会与中国煤炭运销协会发出煤炭行业倡议书，强调要严格控制低卡劣质煤炭进口和使用，维护煤炭进口秩序，促进市场供需平衡，2025年进口煤累计同比下滑明显，我们预计2026年及以后中国进口煤量将进一步收窄。
2.3.1 国内需求—电煤：经济复苏预期&迎峰度冬，电煤需求有望上行
\- 稳经济政策托底，电厂日耗保持高位。2025年以来，货币政策、财政政策显著发力，各部门相继召开新闻发布会加强政策预期引导，降准、降低政策利率、降低存量房贷利率、增发特别国债、增加债务额度支持地方政府化解隐性债务等一些列政策组合拳，显著加大逆周期调节力度，有望加速经济企稳回升。2025年国内全社会用电量同比大增，反应经济回暖运行，火电日耗水平基本维持在2024年同期水平。随着迎峰度冬的开启，电厂日耗有望拐点向上。
\- 电厂高库存常态化，港口阶段去库。从库存来看，电厂由于年度长协比例的大幅提升，高库存未来将成为常态化，对煤炭价格的影响较小。港口库存有更多贸易商参与，具有主动补库和去库的行为，对价格存在影响，近期受产地开工率略有下行、非电需求维持相对高位情况下，环渤海港口库存明显去化随着迎峰度冬的开启，电厂和环渤海库存水平有望拐点向上。
2.3.2 国内需求—非电煤：煤化工受益政策发力、煤油价差、产业扶植政策
\- 非电需求三行业边际影响大。动力煤非电需求主要分布在化工、建材、冶金等行业，2025年占比分别为8.1%、6.1%、4.2%。
\- 煤化工开工率受益于“煤油价差”。2025年以来煤化工开工率同比维持高位，截至2025年12月25日，国内甲醇开工率 84.31% ，处于近年来相对高位水平。虽然海外原油价格也经历从高位回落，但煤价亦是如此，本质比较的是“煤油价差”，今年以来煤头路线相较于油头路线更具备成本优势，从而煤化工企业开工率提升，进而提高化工煤需求量。
\- 煤化工项目批复及投产持续增加，耗煤量仍将提升。近年来政策上将“原料用能不计入能耗双控考核”，未煤化工项目带来增量空间，晋陕蒙近年来新批煤化工产能逐步规划和投建，以新疆为例，作为我国煤炭储量第三大省份，也是未来煤炭产能主要增量地区，目前在建及规划煤制气340亿米 3 、煤制油400万吨、煤制烯烃410万吨，是当前在产产能的6-10倍，将显著提升煤化工用煤需求，煤化工有望成为煤炭需求增量的重要来源。
表8：不同烯烃生产路线成本比较
| 石脑油裂解 | 相同烯烃成本下不同路线对应的原料价格 | |||
| 国际油价(布伦特现货)(美元/桶) | 烯烃完全成本(不含税)(元/吨) | 进口乙烷裂解对应 的美国乙烷(MB价格)(美元/吨) | MTO对应的甲醇价格(到厂价格)(元/吨) | 煤制烯烃煤炭价格(港口价格)(元/吨) |
| 30 | 3042 | 96 | 957 | 159 |
| 40 | 3858 | 200 | 1333 | 323 |
| 50 | 4651 | 303 | 1698 | 483 |
| 60 | 5467 | 407 | 2074 | 647 |
| 70 | 6258 | 503 | 2438 | 806 |
| 80 | 7076 | 614 | 2815 | 971 |
| 90 | 7867 | 710 | 3179 | 1130 |
| 100 | 8685 | 814 | 3555 | 1295 |
资料来源：《中国进口乙烷裂解制乙烯产业发展机会》（龚华俊等）、开源证券研究所
数据来源：政府官网、各公司环评报告、各公司招标公告、开源证券研究所
2.3.3 国内需求—非电煤：冶金与水泥有望受益于经济复苏
\- 冶金与水泥受益于房地产止跌回稳。冶金下游主要是粗钢生产，水泥下游应用领域主要为房地产、基建、农村建设，两者均与宏观经济高度相关。近年来提出“要促进房地产市场止跌回稳”，为房地产行业定下新基调。国新办发布会上住房城乡建设部会同有关部门推出“4+4+2”房地产政策“组合拳”，包括：“四取消”即取消限购、限售、限价、普通住宅和非普通住宅标准；“四降低”即降低住房公积金贷款利率0.25个百分点，降低首套及二套房最低首付比例，降低存量贷款利率，降低“卖旧买新”换购住房税费负担；“两取消”即通过货币化安置等方式新增实施100万套城中村和危旧房改造，以及年底前将地产“白名单”项目的贷款规模增加到超4万亿。预计冶金和水泥需求将恢复。
\- 冶金加热用动力煤是被忽视的非电煤需求。冶金行业不仅使用“炼焦煤生产的焦炭”作为还原剂，也会使用动力煤用于高炉的加热，其需求量与铁水产量呈正相关。2025年以来受益于钢厂盈利改善，铁水日均产量高于2024年同期水平，当前处于240万吨高位。2025年在出口承压的情况下，日均铁水产量小跌。
2.4 价格判断：动力煤属于政策性煤种，现货价格四阶段目标至合理价格
\- 我们判断价格上行将经历“修复央企长协、修复地方长协、达到煤电盈利均分线、上穿且接近电厂报表盈亏平衡线”四个过程：
\- 第一和第二目标：修复至长协价格（央企长协670元和地方长协700元）之上，实际是大宗商品双轨制运行机制下的必选结果，长协本身作为优惠品种而与现货形成倒挂，会促使下游用户优先购买现货而暂缓购买长协，从而驱动现货的价格修复。
\- 第三目标：达到“煤和火电企业”盈利均分位置（测算2025年是750元左右），是政策修复煤价目标的理想结果。
\- 第四目标：理想目标之后的上穿过程属于惯性结果（预计是800-860区间），因为政策的转向不是手术刀那么精准，必然会有此过程，对于煤价上穿是否有顶部极值，则预测是电厂报表盈亏平衡线860元。
\- 目前，动力煤价格在冲高上穿至800-860区间之后，下跌回落至2025年12月19日的703元/吨，目前已接近地方长协700元/吨，价格支撑明显，未来随着“双碳”政策的发布和海外进口煤市场的持续扰动,我们预计动力煤价格将触底回升至750元/吨（煤电盈利均分位置），并保持窄幅波动。
KYSEC
目录 CONTENTS
行业革新：多重边际催化煤价趋于合理，反内卷逻辑依旧
动力煤：政策性煤种，修复至合理价格后惯性上穿
炼焦煤：市场化煤种，优先联动修复与动力煤比值
投资策略：反内卷重塑价值，周期红利四主线布局
风险提示
3.1 国内供给：炼焦煤未来产量难有增量，历史数据已有反馈
\- 未来新增产能非常有限，保供政策主要倾向动力煤。一是炼焦煤用于“煤焦钢”产业链，成本可以向下游传导，政策层面对炼焦煤供给没有太多支持倾向，自2019年以来几乎没有批复过新产能，且煤炭保供核增等也只适用于动力煤；二是炼焦煤资源相对稀缺，且由于煤化程度和地质因素，矿井多为埋藏较深的井工矿，新资源较少；三是碳中和大背景下，煤企对井工矿新投产意愿较弱。
\-2025年炼焦煤产量增速放缓。2025年炼焦煤产量4.8亿吨，同比 -0.1% ，动力煤产量35.61亿吨，同比 -0.82% ，2025年国内炼焦煤产量增速较高主要系2024年山西减产造成的低基数影响。2024年受一季度山西查三超影响，山西原煤产量出现明显下滑，由于山西原煤中精原煤占比较高，故而影响炼焦煤产量。预计在2025年11月后，随着2024年山西查三超带来的低基数影响减弱，炼焦煤同比增速逐渐放缓且出现负增长。历史年份来看，2020-2023年炼焦煤产量基本持平，2024年下滑明显。
3.2.1 进口煤：印度炼焦煤进口争夺效应或致中国炼焦煤进口趋紧
\- 印度炼焦煤供不应求，对外依存度维持高位。印度计划到2030年粗钢产能由2022年的1.6亿吨提升至3亿吨，粗钢产量由2022年的1.3亿吨提升至2030年的2.55亿吨，且计划在2030-31FY将高炉炼钢比例提升至 60 -65% ，印度炼焦煤需求或将快速提升。且由于印度炼焦煤占印度煤炭总储量的比重较低，叠加印度炼焦煤质量较差、洗选难度较高，印度炼焦煤供应显著依赖进口，近年来印度炼焦煤进口依赖度整体呈上行趋势，2023-24FY印度炼焦煤对外依存度达 46.55% 。
\- 印度炼焦煤进口争夺效应或致中国炼焦煤进口趋紧。据我们测算，印度炼焦精煤需求量预计从2022-23FY的0.61亿吨提升至2029-30FY的1.37亿吨，在煤炭供需平衡下，印度需进口炼焦精煤量预计从2022-23FY的0.56亿吨提升至2029-30FY的1.30亿吨。澳大利亚为印度第一大炼焦煤进口来源国，近年来澳洲焦煤进口高成本致印度进口澳洲焦煤减少，若未来进口成本回落，印度进口澳洲炼焦煤的数量有望恢复增长，将影响中国进口澳洲焦煤数量。同时，近年来印度进口俄罗斯炼焦煤需求持续高增，考虑到俄罗斯东部铁路运力有限，部分俄罗斯炼焦煤运力或向印度转移，中国进口俄罗斯炼焦煤增量面临印度的争夺。
表9：印度进口炼焦煤量预计将快速增长（亿吨）
| 2022-23FY | 2023-24FY | 2024-25FY(E) | 2025-26FY(E) | 2026-27FY(E) | 2027-28FY(E) | 2028-29FY(E) | 2029-30FY(E) | |
| 非炼焦煤(动力煤)进口量预测 | ||||||||
| 需求量预测 | 10.00 | 10.77 | 11.61 | 12.50 | 13.23 | 13.97 | 14.73 | 15.51 |
| 产量预测 | 8.18 | 8.79 | 9.44 | 10.13 | 10.88 | 11.69 | 12.56 | 13.48 |
| 进口量预测 | 1.82 | 1.99 | 2.17 | 2.37 | 2.35 | 2.28 | 2.18 | 2.02 |
| 炼焦精煤进口量预测 | ||||||||
| 需求量预测 | 0.61 | 0.68 | 0.77 | 0.86 | 0.97 | 1.09 | 1.22 | 1.37 |
| 产量预测 | 0.05 | 0.04 | 0.05 | 0.05 | 0.06 | 0.06 | 0.06 | 0.07 |
| 进口量预测 | 0.56 | 0.64 | 0.72 | 0.81 | 0.91 | 1.03 | 1.16 | 1.30 |
| 煤炭(非炼焦煤+炼焦煤)进口量预测 | ||||||||
| 需求量预测 | 10.61 | 11.45 | 12.38 | 13.36 | 14.2 | 15.06 | 15.95 | 16.88 |
| 产量预测 | 8.23 | 8.83 | 9.49 | 10.18 | 10.94 | 11.75 | 12.62 | 13.55 |
| 进口量预测 | 2.38 | 2.62 | 2.89 | 3.18 | 3.26 | 3.31 | 3.33 | 3.33 |
数据来源：Wind、BP、Energy Institute、印度煤炭部、印度中央电力局、开源证券研究所
3.2.2 进口煤：炼焦煤进口存在瓶颈，增量难度大
\- 澳洲焦煤已被结构性替代，且或受澳洲出口管制。2020年之前澳洲焦煤进口量占我国炼焦煤总进口量的 40% 以上，进口量在3000万吨左右，2020年后进口量大幅下滑，2023年起澳煤进口虽已放开，但澳洲焦煤进口占比仍处于较低水平，2024年1-10月中国进口澳焦煤比重仅为 7% ，而俄罗斯和蒙古焦煤占比大幅提升，已结构性替代。
\- 蒙古焦煤先扬后抑，未来或受运力制约。2023年蒙煤通关量恢复，2024年上半年进口量同比大幅增长，但下半年有所回落，我们推测蒙煤通关或已达上限，主因当前运力已接近瓶颈，铁路运输仍受到“宽轨转窄轨”的接驳站建设制约。2025年进口蒙古炼焦煤累计6007万吨，同比 -2% ，主要系国内需求相对疲弱致国内煤价性价比提升以及口岸库存高企所致。
\- 俄罗斯焦煤进口受运力和政策限制。欧盟禁运俄煤后，俄煤出口中国持续增加，2025年中国进口俄罗斯炼焦煤达3281万吨，同比 +7% 。受西方制裁下，俄罗斯大力兜售煤炭，但自2022年9月以来，俄罗斯已出现运力不足问题，其东部运输基础设施相对落后，基础设施建设短期改善有限，目前运力已达瓶颈。
3.3.1 需求：钢材产量仍然高增，制造业&钢材出口支撑国内炼焦煤需求
\- 制造业支撑国内用钢需求。在当前房地产投资增速延续负增长的情况下，汽车制造、绿色能源等行业快速发展带动了中厚板等钢材消费增长。截至2025年12月，国内主要钢厂中厚板产量累计为7198万吨，同比 +5.3% ，主要钢厂螺纹钢和线材产量10445/4215万吨，同比 -17% / -20.3% ，制造业成为国内用钢需求的重要支撑。2025年1-12月中国钢材产量14.5亿吨，同比 +3.1% 钢材生产仍具韧性。
\- 钢材出口高增对冲国内疲弱需求。2025年1-12月国内出口钢材同比 +7.5% ，对冲国内疲弱需求。
3.3.2 需求：炼焦煤需求有望受稳增长的地产基建拉动
\- 短期来看，钢厂盈利率企稳，铁水日均产量虽下行但焦化厂仍有补库需求。2025年以来，财政政策、货币政策以及稳地产、促消费政策频出，有效引导需求预期转好，带动钢材价格回升，钢厂盈利有所改善，截至2026年2月20日，国内主要钢厂盈利率 38.54% 。2025年9月以来，在“金九银十”需求旺季以及政策支持下，钢厂铁水日均产量略降，一般而言，铁水日均产量进入冬季将有所回落，但实际上焦化厂进入冬季后将启动焦煤补库。
\- 中长期来看，政策发力或带动焦煤需求提升，焦煤或为煤焦钢产业链中最具弹性的品种。炼焦煤需求主要跟随经济复苏带来的成材需求而波动，未来基建将一如既往发挥兜底左右，地产有望在一揽子增量政策加码发力下企稳回升，伴随钢厂利润修复，铁水复产加快，炼焦煤需求或触底反弹，成为煤焦钢产业链中最具弹性的品种。
\- 近期“一揽子”地产基建支撑政策陆续出台，地产基建需求有望改善。9月26日中央政治局会议首次提出“要促进房地产市场止跌回稳”，为房地产行业定下新基调；10月17日国新办座谈会上公布了“四个取消、四个降低、两个增加”的政策组合拳，市场信心有所恢复。10月份商品房成交已同环比实现“双增长”，其中10月份全国新建商品房网签成交量同比 +0.9% ，比9月份同比扩大12.5pct，自去年6月份连续15个月下降后首次实现增长，全国二手房网签成交量同比增长 8.9% ，连续7个月同比增长，新建商品房和二手房成交总量同比增长 3.9% ，自2025年2月份连续8个月下降后首次实现增长；10月份全国新建商品房网签成交量环比增长 6.7% ，二手房网签成交量环比增长 4.5% ，新建商品房和二手房成交总量环比增长 5.8% ，10月新建商品房和二手房成交量环比双双提升，亦是2007年起首次“银十”超过“金九”，表明一揽子政策效果初显。
3.4 煤价判断：炼焦煤属于市场化煤种，优先联动修复与动力煤比值
\- 我们判断价格更多由供需基本面决定，当前优先联动修复与动力煤比值。
\- 之前通过“炼焦煤与动力煤价格的比值”可作为炼焦煤价格联动动力煤做同步修复的依据（2020-2024年港口焦煤价格/动力煤价格约为2.4），则与动力煤第一（670元）、第二（700元）、第三（750元）、第四目标（800-860区间）对应的炼焦煤目标价分别为1608元、1680元、1800元、1920-2064元。焦煤期货将修复与京唐港主焦煤现货的贴水。未来国内逆周期调节力度有望进一步增强，通过刺激地产基建投资、消费等内需方式以对冲海外风险，未来焦煤需求有望进一步改善，焦煤基本面“供紧需增”，判断炼焦煤价格具备更强的向上反弹动能。
目录 CONTENTS
行业革新：多重边际催化煤价趋于稳定，反内卷逻辑依旧
动力煤：政策性煤种，修复至合理价格后惯性上穿
炼焦煤：市场化煤种，优先联动修复与动力煤比值
投资策略：反内卷重塑价值，周期红利四主线布局
风险提示
4 投资策略：反内卷重塑价值，周期红利四主线布局
\- 煤炭曾经是传统的周期股无疑，但随着地缘政治、双碳政策、煤&电盈利平衡等多因素的影响下，煤炭的周期属性弱化已是事实，煤炭已体现出红利和周期的双重属性。在经济偏弱和市场整体收益率下行的背景下，煤炭作为高股息红利的代表，仍旧是市场最为认可的价值资产；如政策助力和市场调节致使供需短期错配，煤炭股随着煤价的变动仍有望凸显出周期属性。我们判断认为周期与红利双重属性，有望让煤炭成为市场资金最优先的配置资产。
\- 煤炭股双逻辑之一：周期弹性。当前动力煤和炼焦煤价格仍处于历史低位，为反弹提供了空间。随着供给端“查超产”政策推动产量收缩，以及需求端进入取暖旺季，煤炭供需基本面有望持续改善，两类煤种价格均具备向上弹性。其中，动力煤有长协机制修复和“煤和火电企业盈利均分”的逻辑支撑；而炼焦煤因市场化程度更高，对供需变化更敏感，可能展现出更大的价格弹性。
\- 煤炭股双逻辑之二：稳健红利。多数煤企依然保持了高分红的意愿，中报仍有6家上市煤企发布中期分红方案（中国神华/山西焦煤/陕西煤业/上海能源/兖矿能源/中煤能源）。资本市场在全球政经高度不确定以及国内稳经济的预期下，投资行为存在情绪上的脉冲，煤炭板块具备周期与红利的双重属性，当前煤炭持仓低位，基本面已到拐点右侧，已到布局时点。
四主线精选煤炭个股将受益：
\- 主线一，周期逻辑：动力煤的【晋控煤业、兖矿能源】，冶金煤的【平煤股份、淮北矿业、潞安环能】
\- 主线二，红利逻辑：【中国神华、中煤能源（分红潜力）、陕西煤业】
\- 主线三，多元化铝弹性：【神火股份、电投能源】
\- 主线四，成长逻辑：【新集能源、广汇能源】
4.3 重点公司业绩预测，板块有望整体提估值
表10：按照动力煤港口价750元/吨合理价格、港口焦煤价格/动力煤价格比值2.4计算，炼焦煤价格存在1800元/吨支撑
| 开源证券·煤炭行业 | |||||||||||||
| 主要上市公司盈利预测及评级 | |||||||||||||
| 证券代码 | 上市公司 | 股价(元) | 归母净利润(亿元) | EPS | PE | PB | 分红比例 | 股息率 | 评级 | ||||
| 2026/2/24 | 2024A | 2025E | 2024A | 2025E | 2024A | 2025E | 2026/2/24 | 2025E | 2024A | 2025E | |||
| 601088.SH | 中国神华 | 42.5 | 586.7 | 520.0 | 2.9 | 2.6 | 14.7 | 16.2 | 2.1 | 76.5% | 5.2% | 4.7% | 买入 |
| 601699.SH | 潞安环能 | 14.4 | 24.5 | 28.8 | 1.1 | 1.0 | 12.6 | 15.0 | 0.9 | 50.1% | 4.0% | 3.3% | 买入 |
| 600395.SH | 盘江股份 | 5.9 | 1.0 | 2.4 | 0.05 | 0.1 | 117.4 | 53.4 | 1.2 | 82.4% | 0.7% | 1.5% | 买入 |
| 000983.SZ | 山西焦煤 | 7.2 | 31.1 | 22.7 | 0.55 | 0.4 | 13.0 | 17.9 | 1.1 | 40.2% | 3.1% | 2.2% | 买入 |
| 601666.SH | 平煤股份 | 8.8 | 23.5 | 6.2 | 1.1 | 0.3 | 8.3 | 35.2 | 0.9 | 60.3% | 7.3% | 1.7% | 买入 |
| 600546.SH | 山煤国际 | 11.6 | 22.7 | 15.4 | 1.6 | 0.8 | 7.5 | 15.0 | 1.4 | 60.3% | 8.1% | 4.0% | 买入 |
| 000933.SZ | 神火股份 | 30.8 | 43.1 | 58.0 | 2.2 | 2.6 | 14.3 | 11.9 | 2.9 | 41.8% | 2.9% | 3.5% | 买入 |
| 600985.SH | 淮北矿业 | 13.4 | 48.6 | 24.1 | 2.0 | 0.9 | 6.6 | 14.9 | 0.9 | 41.6% | 6.3% | 2.8% | 买入 |
| 600188.SH | 兖矿能源 | 17.7 | 144.3 | 109.9 | 2.1 | 1.1 | 8.5 | 16.2 | 3.4 | 53.6% | 6.3% | 3.3% | 买入 |
| 002128.SZ | 电投能源 | 28.7 | 53.4 | 57.3 | 2.7 | 2.6 | 10.6 | 11.2 | 1.7 | 35.7% | 3.4% | 3.2% | 买入 |
| 601001.SH | 晋控煤业 | 16.5 | 28.1 | 19.2 | 2.0 | 1.2 | 8.1 | 14.3 | 1.5 | 45.0% | 5.5% | 3.1% | 买入 |
| 600256.SH | 广汇能源 | 5.8 | 29.6 | 19.3 | 0.7 | 0.3 | 8.6 | 19.2 | 1.5 | 30.0% | 3.5% | 1.6% | 买入 |
| 000552.SZ | 甘肃能化 | 2.5 | 12.1 | 0.2 | 0.3 | 0.0 | 9.3 | —— | 0.8 | 30.0% | 3.2% | 0.0% | 买入 |
| 601898.SH | 中煤能源 | 15.0 | 193.2 | 163.7 | 1.5 | 1.2 | 10.1 | 12.2 | 1.3 | 32.9% | 3.2% | 2.7% | 买入 |
| 600123.SH | 兰花科创 | 6.3 | 7.2 | 1.8 | 0.5 | 0.1 | 11.9 | 52.1 | 0.6 | 30.8% | 2.6% | 0.6% | 买入 |
| 600348.SH | 华阳股份 | 9.7 | 22.2 | 18.0 | 0.6 | 0.5 | 15.6 | 19.3 | 1.3 | 50.1% | 3.2% | 2.6% | 买入 |
| 601101.SH | 昊华能源 | 8.0 | 10.4 | 10.0 | 1.1 | 0.7 | 7.6 | 11.4 | 1.0 | 63.6% | 8.4% | 5.6% | 买入 |
| 600157.SH | 永泰能源 | 1.7 | 15.6 | 5.8 | 0.1 | 0.0 | 18.7 | 56.0 | 0.8 | 0.0% | 0.0% | 0.0% | 增持 |
| 601918.SH | 新集能源 | 7.5 | 23.9 | 21.1 | 1.0 | 0.8 | 7.8 | 9.3 | 1.2 | 17.3% | 2.2% | 1.9% | 买入 |
| 601225.SH | 陕西煤业 | 23.5 | 223.6 | 199.0 | 2.2 | 2.1 | 10.7 | 11.5 | 2.4 | 58.4% | 5.5% | 5.1% | 未评级 |
| 600508.SH | 上海能源 | 12.8 | 7.2 | 5.1 | 1.1 | 0.7 | 11.5 | 18.3 | 0.7 | 40.4% | 3.5% | 2.2% | 买入 |
| 000937.SZ | 冀中能源 | 5.7 | 12.1 | 4.0 | 0.4 | 0.1 | 14.2 | 51.5 | 1.0 | 234.0% | 16.5% | 4.5% | 未评级 |
数据来源：Wind、开源证券研究所
备注：2025年分红比例按2024年水平假设；上表中已评级标的盈利及估值数据来自开源证券研究所，未评级标的盈利预测和估值均来自于Wind一致预期
目录 CONTENTS
行业革新：煤炭真正反内卷的概念与煤价修复进程 动力煤：政策性煤种，修复至合理价格后惯性上穿 炼焦煤：市场化煤种，优先联动修复与动力煤比值 投资策略：反内卷重塑价值，周期红利四主线布局 风险提示
5 风险提示
\- 经济增速下行风险。前国内经济总体处于爬坡修复的状态，作为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。
分析师声明
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股票投资评级说明
| 评级 | 说明 | |
| 证券评级 | 买入(buy) | 预计相对强于市场表现20%以上; |
| 增持(outperform) | 预计相对强于市场表现5%~20%; | |
| 中性(Neutral) | 预计相对市场表现在-5%~+5%之间波动; | |
| 减持(underperform) | 预计相对弱于市场表现5%以下。 | |
| 行业评级 | 看好(overweight) | 预计行业超越整体市场表现; |
| 中性(Neutral) | 预计行业与整体市场表现基本持平; | |
| 看淡(underperform) | 预计行业弱于整体市场表现。 |
分析、估值方法的局限性说明
本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。本报告采用的各种估值方法及模型均有其局限性，估值结果不保证所涉及证券能够在该价格交易。
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