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资讯 能源安全价值重估，煤炭内外共振向上
煤炭行业2026年中期投资策略
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5月19日
核心观点
1. 海外中东：美伊和解进程缓慢且扰动频发，对应霍尔木兹海峡恢复通行缓慢，油价更高位更久运行带动煤价中枢上移，高油价传导实体影响将更多被计价到煤炭板块。2026年中东局势的核心影响，不在于一次性“冲击有多大”，而在于霍尔木兹海峡风险已从低概率尾部事件，转化为全球能源定价体系中的常态化风险因子。
2. 海外印尼：印尼自RKAB煤炭产能缩减后，计划进一步对煤炭和镍征收出口关税和暴利税。2026年海外煤炭供给扰动的核心不在“是否收缩”，而在于印尼正将煤炭出口政策从周期性调节升级为制度化控量提价。
3. 国内政策：推动节能降碳，更隐含煤炭供给不会因为能源价格上行而放松管控，且延续反内卷控制煤炭产能。2026年中国煤炭供给端最核心的变化，不再是简单的“保供或限产”二选一，而是进入“能源安全底线+绿色低碳约束+反内卷秩序重塑”三重制度并行的新阶段。
4. 国内市场：逐步进入煤炭需求旺季，市场库存猪煤价形成支撑。坚定看好2026年煤价中枢上移，年内煤价高点或进一步上冲900元/吨以上。2026年国内煤炭市场的核心矛盾，不再是“总量过剩”还是“总量短缺”，而是“高供给水平下的低弹性供给”与“旺季脉冲式需求”之间的再平衡。
5.投资建议：能源安全价值重估，煤炭内外共振向上
当前煤炭板块核心受四大因素驱动，海外中东方面，美伊和解缓慢，高油价延续，能源安全背景下煤炭价值重估；海外印尼方面，RKAB煤炭产能缩减，且持续酝酿新财政税收政策，驱动全球海运煤价格上行；国内政策方面，节能降碳、双碳考核、反内卷政策联合发力，明确煤炭产能收缩价格上行大方向；国内市场方面，供给偏紧库存偏低，旺季煤炭价格有望强势上行。我们认为当前煤炭板块存在强力上行驱动，建议积极布局。（1）煤化工弹性推荐标的：宝丰能源、广汇能源；（2）动力煤弹性推荐标的：兖矿能源、晋控煤业、山煤国际；（3）动力煤红利推荐标的：中国神华、中煤能源（分红潜力）；受益标的：陕西煤业；（4）冶金煤推荐标的：淮北矿业、潞安环能、平煤股份；（5）多元化煤铝弹性推荐标的：神火股份、电投能源。
6.风险提示：经济增速下行，政策变动导致的供需错配，可再生能源加速替代等。
KYSEC
目录 CONTENTS
海外中东：美伊和解缓慢，高油价传导煤炭价值重估 海外印尼：RKAB煤炭配额缩量，财税政策调整直指涨价 国内政策：降碳考核+反内卷，煤炭缩量涨价方向明确 国内市场：旺季已至库存偏低，煤价上行动能强劲 投资策略：能源安全价值重估，煤炭内外共振向上 风险提示
1.1 霍尔木兹海峡风险由“事件冲击”转为“定价底色”
中东冲突持续时间拉长，将分阶段传导致中国。2026年中东局势的核心影响，不在于一次性“冲击有多大”，而在于霍尔木兹海峡风险已从低概率尾部事件，转化为全球能源定价体系中的常态化风险因子。这意味着国际油价不再仅由供需基本面决定，而是被持续叠加“地缘政治保险费”。当这一风险溢价维持时间拉长，油价对煤价的影响也不再停留于情绪共振，而是沿着油价抬升 rightarrow 气价联动 rightarrow 发电与化工替代 rightarrow 进口煤成本抬升 rightarrow 内贸煤重估的链条，分阶段传导至中国煤炭市场。
能源危机的逻辑发生改变。对中国煤炭而言，这一轮外部冲击的本质不是简单复制2022年能源危机，而是在国内煤炭供给弹性明显弱化、进口边际收缩、化工耗煤趋势性抬升的背景下，为煤价中枢上移提供新的外生推力。
1.1 霍尔木兹海峡风险由“事件冲击”转为“定价底色”
2026年2月底以来，中东冲突对全球能源市场的冲击，首先集中在霍尔木兹海峡。该海峡2025年日均承担约2000万桶原油及石油产品运输量，约占全球石油贸易的 20% -25% ，同时还承担全球约 20% 的LNG贸易，是典型的全球能源“咽喉通道”。冲突升级后，海峡运输一度下降 95% 以上，截至2026年5月1日，霍尔木兹海峡每日船舶通行量不足10艘，而冲突升级前船舶日通行量约为130艘；原油轮、成品油轮、LNG船等主要能源运输船型通行量均出现断崖式下降。
2025年海峡过境石油出口中，沙特、伊拉克、阿联酋、科威特、卡塔尔、伊朗合计占绝大部分，其中GCC国家通过海峡的石油流量接近1383万桶/日，而可供绕行的管道能力仅约350万-550万桶/日，覆盖比例大致只有 25% -40% 。
表1：2025年霍尔木兹海峡日均原油及成品油运输量约2000万桶
| 国家 | 原油(含凝析油) | 成品油 | 合计 |
| 巴林 | 0 | 0.21 | 0.21 |
| 伊朗 | 1.69 | 0.72 | 2.41 |
| 伊拉克 | 3.32 | 0.31 | 3.63 |
| 科威特 | 1.4 | 0.97 | 2.37 |
| 卡塔尔 | 0.73 | 0.69 | 1.43 |
| 沙特阿拉伯 | 5.43 | 0.8 | 6.23 |
| 沙特-科威特中立区 | 0.35 | 0 | 0.35 |
| 阿联酋 | 2.02 | 1.22 | 3.24 |
| 霍尔木兹海峡合计 | 14.95 | 4.93 | 19.87 |
数据来源：IEA、开源证券研究所
1.2 油价从“供需定价”切换为“风险定价”，高位运行时间显著拉长
地缘冲突爆发前，市场对2026年原油的主流预期偏向宽松。之前油价中枢处于60-70美元/桶，但是海峡受阻之后，定价逻辑快速切换，世界银行口径下，布伦特原油期货价格从2月底约72美元/桶升至3月底约118美元/桶，对应2026年3月全球石油供应日均减少约1000万桶，被称为“有记录以来最大的石油供应冲击”。
我们不认为是短期尖峰，而是开始交易“高位运行更久”。截至2026年5月14日，布伦特原油期货收盘价仍在105.72美元/桶附近，4月29日一度达到118.03美元/桶。我们认为若冲突持续到6月底，油价有可能长期维持在100美元/桶左右。
1.3 油煤联动的第一阶段：原油定价抬升，先修复煤炭相对低估
原油先定价，之后修复煤炭。2009-2014年油煤单位热值比均值约在2.7至更高水平，2015-2019年中枢约1.9，2020-2022年降至1.5，而2025年以来重新回升至2.1左右。这说明煤价和油价既有联动，也存在明显的阶段性背离，其根本原因在于煤炭定价更多受中国供需主导，而原油定价是全球化市场定价。
煤油比例。当前油煤比虽然已从2020-2022年的低位修复，但仍未回到历史上能源紧张阶段的极端水平。截至2026年5月11日，动力煤/原油比价为7.9倍，显著低于2019年以来11.5倍的均值；焦煤/原油比价为13.1倍，同样低于2019年以来24.1倍的均值。这意味着在油价突破100美元/桶后，煤炭相对原油仍处于“被低估”状态。
单位热值比价。2026年初至3月13日，动力煤/原油单位热值价格比仅0.43倍，为2019年以来最低水平。对投资与产业主体而言，同样的热值成本下，煤炭显著便宜于原油。一旦高油价持续时间拉长，能源消费部门就会自然地沿着成本最小化路径进行替代调整。
1.4 油煤联动的第二阶段：气价与化工链共振，替代需求开始转化为真实耗煤
原油冲击对煤炭的传导，并不直接体现在“燃油改烧煤”，而是主要通过天然气发电替代和煤化工替代油化工两条路径实现。
第一条路径发生在电力和热力端。2025年全球发电量结构中，33%来自煤电，22%来自天然气发电。美国、欧盟及部分亚太经济体天然气发电占比较高，当中东LNG供应扰动后，天然气价格迅速上升，燃煤机组重启或延后退出就成为现实选择。
第二条路径发生在化工端。油煤价差是煤化工利润的核心变量。2019-2025年油煤价差均值大致在25至65元/GJ之间，而到2026年3月13日已扩大至92.5元/GJ，较年初的45.7元/GJ翻倍。以煤制油测算，当国际油价为100美元/桶时，对应煤制烯烃的煤炭价格为1045元/吨。而同期秦皇岛Q5500动力煤现货价仅在780元/吨附近。这意味着煤化工路线拥有极宽的盈利安全垫。
表2：我国不同路线，煤制烯烃成本具有竞争力
| 石脑油蒸汽裂解 | 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· $bbl^{-1}$ ) | 烯烃完全成本(不含税) | 进口乙烷裂解对应的美国乙烷价格(MB价格)/ (美元· $t^{-1}$ ) | MTO对应的甲醇价格(到厂价格)/(元· $t^{-1}$ ) | 煤制烯烃对应的煤炭价格(到厂价格)/(元· $t^{-1}$ ) |
| 30 | 3042 | 96 | 957 | -91 |
| 40 | 3858 | 200 | 1333 | 73 |
| 50 | 4651 | 303 | 1698 | 233 |
| 60 | 5467 | 407 | 2074 | 397 |
| 70 | 6258 | 503 | 2438 | 556 |
| 80 | 7076 | 614 | 2815 | 721 |
| 90 | 7867 | 710 | 3179 | 880 |
| 100 | 8685 | 814 | 3555 | 1045 |
数据来源：《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
1.5 油煤联动的第三阶段：沿“进口收缩—内贸重估”滞后传导
煤价通过进口煤和产业链利润边际变化逐步体现。2025年中国煤炭进口量为4.90亿吨，同比下降 9.7% ，其中印尼、俄罗斯、蒙古、澳大利亚四国占比达 95% 。进入2026年，印尼出口配额收紧、出口税率提升，我们预计全年中国进口煤或下降至4.5亿吨左右。由于中东冲突又进一步推高海运费、战争险和国际煤价，进口煤到岸成本倒挂内贸煤的现象加剧，沿海电厂和终端用户对内贸煤的依赖将被动提升。
油价先涨，煤价后涨；外盘先重估，内盘后修复。2026年以来，秦皇岛动力煤现货价已从2月初的692元/吨上升至5月13日的835元/吨，而同期长协价从680元/吨抬升至689元/吨，显示现货先于长协修复。外部冲击已不再只是情绪题材，而开始转化为国内实际价格信号。
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海外中东：美伊和解缓慢，高油价传导煤炭价值重估 海外印尼：RKAB配额缩量落地，财税政策调整直指涨价 国内政策：降碳考核+反内卷，煤炭缩量涨价方向明确 国内市场：旺季已至库存偏低，煤价上行动能强劲 投资策略：能源安全价值重估，煤炭内外共振向上 风险提示
2.1 RKAB年度化审批：印尼煤炭出口弹性显著下降
2026年海外煤炭供给扰动的核心不在“是否收缩”，而在于印尼正将煤炭出口政策从周期性调节升级为制度化控量提价。这一变化的抓手有二：一是RKAB由三年审批改回一年审批，使产量配额从“弹性参考”转向“年度硬约束”；二是出口关税预期与矿权税改革叠加，使印尼煤炭的边际出口成本系统性抬升。
印尼本轮政策并非单一减产。配额收缩约束数量，税费改革抬升成本，DMO优先锁定内需，三者共同作用于全球海运煤的价格底部与中国进口煤的套利上限。即便4月1日原计划实施的暴利税/出口税因技术细节推迟，政策方向并未逆转，反而意味着印尼政府仍在财政收入、产业承受力与国际价格之间寻求更优征税结构。因此，对中国市场的影响不应仅理解为“进口量减少”，更应理解为低卡进口煤价格中枢上移、进口利润窗口收窄、沿海电煤边际定价抬升。
表3：印尼正将煤炭出口政策从周期性调节升级为制度化控量提价
| 对比维度 | 2023年制度 | 2025年制度 |
| Operasi Produksi RKAB计划周期 | 3年(如IUP有效期不足3年,按有效期调整) | 1年 |
| RKAB提交时间窗口(下一年度) | Eksplorasi: 最早90天、最迟45天在年底前; Operasi Produksi: 最早在第二季度报告提交后、最迟45天在年底前 | 统一为每年最早10月1日、最近11月15日(如IUP在11月15日后颁发,最迟年底前提交) |
| 评估与决定总时限 | 最长30个工作日(自完整申请收到之日起) | 评估5天 + 修正循环 + 决定8天 = 最短13天,最长约19天(不含企业修正时间) |
| 企业修正机制 | 如被拒绝,可重新申请1次(重新走完整流程) | 评估中可修正,每次最长2个工作日,共3次修正机会;如被拒绝,仍可重新申请1次 |
| 沉默批准机制 | 无(未明确规定) | 有:如审批期限届满未批准也未拒绝,系统自动批准 |
| 产量控制 | 禁止超过RKAB批准的计划产量 | 禁止超过RKAB批准的计划产量;且需根据国内工业/市场需求预估产量 |
| RKAB变更(常规) | 每年可变更1次,在提交第一季度报告后或最迟7月31日 | 每年可变更1次,在提交第二季度报告后或最迟7月31日 |
| RKAB变更(特殊情形) | 6种:不可抗力、环境承载力不足、政府政策变化、国家产量未满足、国家需求未满足、紧急情况 | 6种+0产量随时变更+附件随时变更:政府政策变化、国家产量未满足、国内工业/能源需求未满足、不可抗力、环境承载力不足、紧急情况;0产量企业在可研变更和许可完成后可随时申请;附件(运输设施、爆炸物、燃料储存、进出口等)可随时变更 |
| 报告周期 | 定期报告包括月度和/或季度报告 | 定期报告为季度报告(每3个月) |
| 定期报告提交时限 | 月度报告:次月10天(废水质量15天);季度报告:季度结束后30天 | 统一为次月15日 |
| 超产处罚 | 可直接暂停当年活动(无需书面警告前置),下一年RKAB扣减超产量 | 可直接暂停当年活动(无需书面警告前置),下一年RKAB扣减超产量,超产部分仍需缴纳非税收入(特许权使用费) |
| 严重违规处罚(直接撤销) | 无RKAB生产、连续两年不提交RKAB申请:可直接撤销许可,无需警告和暂停前置 | 提交虚假文件、无RKAB生产、滥用RKAB:可直接撤销许可,无需警告和暂停前置 |
资料来源：印尼能源与矿产资源部、开源证券研究所
2.2 印尼出口减量造成中国进口出现相应缺口
从中国视角看，印尼是最重要的海外动力煤边际来源。2025年中国自印尼进口煤炭约2.11亿吨，占中国全年煤炭进口总量 43.1% ，仍为第一大进口来源国；其中动力煤占比高达 98.7% ，意味着印尼供给扰动几乎直接映射中国沿海电煤平衡。
从2021年至2025年印尼进口占比虽逐年降低，但是仍然占比超过 40% ，除去特殊年份2021年和2022年，印尼煤炭进口几乎常年保持 40% -50% 区间，未来短期内难以被替代，因此印尼煤炭进口的边际变量直接影响国内动力煤价格。
2.3 财税政策调整：从数量约束走向成本重估
RKAB收紧解决的是“量”的问题，财税改革解决的是“价”的问题。2025年末以来，印尼针对煤炭领域的政策组合拳已逐步清晰：恢复出口关税、推进暴利税研究、提高与HBA挂钩的矿权税、强化外汇留存管理。
出口税抬高出口成本、主动减产压缩外供、矿权税改革抬升全产业链成本。对中国而言，影响并非简单线性加税，而是低卡煤的离岸报价、到岸成本与进口套利空间同步重估。
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3.1 “十五五”：煤炭不再以规模扩张为目标，而转向安全兜底与低碳约束并重
“十五五”是实现2030年前碳达峰的决胜期，政策表述较“十四五”明显更强调“低碳”约束。“十五五”时期将以更大力度发展非化石能源，加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖，推动煤炭和石油消费达峰”。与此同时，2026年政府工作报告提出单位GDP二氧化碳排放降低 3.8% 左右，“十五五”期间累计降低 17% ，并强调全面实施碳排放总量和强度双控制度。
过去更多停留在“稳增长需要保供，因此煤炭供给会持续扩张”的线性外推；但“十五五”框架下，煤炭被重新定位为新型能源体系中的基础保障和系统调节资源，而不是增量扩张的主导能源。一方面，国家仍要求到2030年能源综合生产能力达到58亿吨标准煤；另一方面，非化石能源消费比重目标从“十四五”的 20% 左右提升至“十五五”的 25% 左右，电能占终端能源消费比重目标则升至 35% ，意味着终端能源结构正在系统性挤压煤炭作为燃料的长期份额。
3.2 节能降碳约束从原则要求转向硬约束考核，落后产能退出进入制度执行期
2025年以来，煤炭领域绿色低碳政策最实质的变化，是约束机制开始具备量化、考核、追责特征。2026年4月印发的《碳达峰碳中和综合评价考核办法》明确，自2026年度起对各省党委和政府落实“双碳”目标任务进行评价考核，控制指标中已明确包括碳排放总量、碳排放强度降低、煤炭消费总量、石油消费总量、非化石能源消费占比等内容。这意味着，煤炭不再只是行业管理问题，而是被纳入地方政府绩效约束体系，地方继续依赖高耗煤、高排放扩张来拉动增长的空间将明显收窄。
表4：各省党委和政府不断落实细化“双碳”目标任务
| 核心政策 | 供给约束 | |
| 《2024—2025年节能降碳行动方案》 | 锚定"十四五"节能降碳目标,部署化石能源消费减量替代等十大行动;严格合理控制煤炭消费,重点削减非电力用煤;对大气污染防治重点区域新建和改扩建用煤项目依法实行煤炭等量或减量替代。 | 2025年,非化石能源消费占比达到20%左右,重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨,尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。 |
| 《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》 | 提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存三种技术路线 | 到2025年相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右。到2027年,同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右 |
| 《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》 | “十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长,接下来5年逐步减少;加快现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”;重点区域继续实施煤炭消费总量控制。 | 到2030年,非化石能源消费比重提高到25%左右。到2030年,抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦。 |
| 《关于进一步强化碳达峰碳中和标准计量体系建设行动方案(2024—2025年)》 | 加快推进煤炭等重点行业企业碳排放核算标准和技术规范研究制定;制定煤化工生产企业碳计量器具配置与管理等计量技术规范。 |
数据来源：国家发展改革委、生态环境部、中国政府网、开源证券研究所
3.3 “反内卷”从政策口号变为供给刚性约束，核心不是去总量，而是压制无序超产
“反内卷”是2025年以来对煤炭供给最直接、最现实的压制力量。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》，对山西、内蒙古、安徽、河南、贵州、陕西、宁夏、新疆等8个重点产煤省区开展核查，重点要求：年度原煤产量不得超过公告产能，2025年1—6月单月原煤产量不得超过公告产能的 10% ，超能力生产一律责令停产整改，集团公司也不得下达超产计划。
这与2016年供给侧改革有本质不同。2016年是“强量法产能+276工作日”，目标是快速压缩过剩产能；而2025年以来的“反内卷”更偏向依法依规治理低价无序竞争、查超产、规范开工率，并未设定全国性的总量减产指标。其政策目标不是制造供给恐慌，而是修复市场秩序，防止在需求偏弱阶段企业通过“以量补价”把行业重新拖入恶性竞争。
表5：2016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 | 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 | “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8亿吨,小矿大幅出清。;另有测算显示2016-2018累 | 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 | 自上而下定调渐进推进:2024/7政治局会议首提“防内卷”、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 | 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 | 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
3.4 产能置换、保供核增、储备制度并轨，构成“平时压制、急时释放”的新供给框架
2021—2022年保供周期中形成的大量临时核增产能，正在进入合规清算期。“十四五”以来，全国新增煤炭产能6亿吨/年左右，其中相当部分未同步完成环评、产能置换和证照变更。到2025年底，承诺制核增产能面临兑现大限，若未完成相关手续，可能被撤销核增批复、列入失信名单，或转为储备产能。
为解决“保供不能失灵、无序超产也不能持续”的矛盾，2024年4月国家发改委、国家能源局已建立煤炭产能储备制度：到2027年初步建立制度，2030年力争形成3亿吨/年左右可调度产能储备。储备产能的定义非常关键：它是在常规产能基础之上预留、用于调峰的产能，平时不纳入国家统一调度，供需紧张时才按国家统一调度阶段性释放。
2016-2020
供给侧改革深化期
2010-2015 · 政策起步期
背景：传统高耗能行业产能严重过剩，行业内卷加剧、普遍亏损，亟需遏制产能无序扩张。 策略：确立“等量/减量置换”原则，严禁新增落后产能，从源头上严格控制产能扩张。
背景：煤炭行业产能过剩矛盾集中爆发，行业陷入全行业亏损，供给侧结构性改革成为国家战略。
策略：执行严格“减量置换”，置换比例通常≥120%，强制淘汰落后产能，加速低效供给出清，优化行业竞争格局。
2021-2025 · 保供与增产
背景：全球能源价格剧烈波动，国内能源安全保障压力上升，“保供稳价”成为政策首要目标。
策略：创新推行“承诺制+先核增、后置换”模式，以时间换空间释放先进产能；同步建立产能储备制度，兼顾短期保供与长期产能管理。
当前核心矛盾
2025年底前产能置换承诺兑现的刚性期限，与当前有限的产能指标空间之间的矛盾，将成为影响行业供给释放节奏的关键变量。
资料来源：开源证券研究所
3.5 政策含义：煤价上行不是行政拉涨，而是制度性供给曲线抬升
综合来看，2026年国内煤炭政策导向对价格的作用，不是通过简单压总量来制造短量通过节能降碳考核、清洁高效利用门槛、超产核查、保供核增合规清算、产能储备制度等多重机制，系统性提高供给释放门槛。这会带来三个结果。
第一，供给弹性下降但未消失。煤炭仍承担能源安全底座角色，因此先进产能不会被激进压缩，储备制度反而增强了极端情况下的调节能力。
第二，低成本、合规、先进产能的相对价值抬升。政策约束下，真正能稳定释放产量的供给主体将更集中于大型现代化矿井和头部煤企。
第三，煤价底部支撑增强，中枢易上难下。因为当价格下行时，企业再依赖超产抢量的空间已被压缩；而当供给偏紧时，国家又可通过储备产能有序释放，抑制极端上涨。
目录 CONTENTS
海外中东：美伊和解缓慢，高油价传导煤炭价值重估 海外印尼：RKAB配额缩量落地，财税政策调整直指涨价 国内政策：降碳考核+反内卷，煤炭缩量涨价方向明确 国内市场：旺季已至库存偏低，煤价上行动能强劲 投资策略：能源安全价值重估，煤炭内外共振向上 风险提示
4.1 2025年“V型行情”证明煤价底部抬升，2026年进入“中枢上移”而非单边回落阶段
判断2026年国内煤市，必须先厘清2025年的市场性质。2025年并非简单的需求坍塌年，而是一个典型的“上半年供强需弱、下半年供需再平衡”年份。全年秦皇岛港5500大卡动力煤均价为697元/吨，同比下降 18% ，年内最低跌至609-617元/吨，但截至11月底已回升至816-827元/吨，价格区间呈现清晰V型结构。
这一轮V型走势的形成，前半段是供给释放、进口高位、需求偏弱与库存累积共振的结果，后半段则由三类变量逆转驱动：其一，7月后“查超产”、安监与环保约束加强，原煤供给开始收缩；其二，迎峰度夏阶段电煤需求抬升，前期悲观预期被证伪；其三，化工用煤维持高景气，非电需求并未如市场预期般明显塌陷。
2026年初我们将700-900元/吨视为政策可接受的合理区间，低于700元/吨时，已逼近长协基准与行业利润底线，而高于850-900元/吨则进入政策观察区间，但并不意味着旺季刚突破即遭遇强力打压。这意味着，2026年的市场运行基础已从“寻找底部”切换为“围绕更高中枢波动”。
4.2 供给端看似高位，实则弹性收缩：国内产量稳而不松、进口边际转弱
2026年国内煤炭供给仍处高位。中国煤炭工业协会判断，2026年煤炭消费小幅增长、供给保持较高水平、进口处于高位，全年市场总体平衡。
一方面，国内原煤产量虽高，但向上弹性显著弱化。我们认为在保供产能退出、核增手续不完善矿井退出、储备产能“雪藏”、民营矿超产检查延续等影响下，国内产量甚至可能出现-1%左右的负增长。这与2021-2024年“保供增产”时期的供给逻辑已明显不同，当前更接近“稳产稳价、控量提质”。
另一方面，进口煤的边际作用正在减弱。2025年全国累计进口煤及褐煤4.9亿吨，同比下降 9.7% ，全年进口趋势自3月起转入负增长。进入2026年，印尼配额收缩、海运费上行、国际煤价坚挺与国内外价差倒挂，使进口煤对内贸市场的平抑作用下降。2026年1-4月全国煤炭进口量14936万吨，累计同比下滑 2.1% 。
表6：预计2026年煤炭总供给保持较高水平
| 供给假设 | 2020A | 2021A | 2022A | 2023A | 2024A | 2025A | 2026E | 2027E | 2028E |
| 国内煤炭产量(亿吨) | 38.4 | 40.7 | 45.0 | 46.6 | 47.6 | 48.3 | 48.1 | 47.7 | 47.0 |
| 同比 | 2.6% | 5.9% | 10.4% | 3.6% | 2.2% | 1.5% | -0.5% | -0.8% | -1.4% |
| 净进口量(亿吨) | 3.0 | 3.2 | 2.9 | 4.7 | 5.4 | 4.8 | 4.7 | 4.7 | 4.7 |
| 同比 | 2.4% | 6.6% | -9.8% | 62.5% | 14.1% | -9.8% | -2.0% | -1.0% | 0% |
| 总供给(亿吨) | 41.4 | 43.9 | 47.9 | 51.3 | 53.0 | 53.2 | 52.8 | 52.4 | 51.7 |
| 同比 | 2.6% | 6.0% | 8.9% | 7.2% | 3.3% | 0.4% | -0.6% | -0.8% | -1.2% |
数据来源：Wind、开源证券研究所
4.3 库存不是“绝对低”，而是“相对偏低且去化更快”，旺季补库弹性已具备基础
2026年春季煤价之所以在传统淡季走强，核心不在需求已全面复苏，而在于库存位置已经不再宽裕。当前北方港口、沿海电厂与六大电厂库存都显示出“同比偏低、旺季前缓冲不足”的共同特征。
截至2026年5月18日，秦皇岛港库存约610万吨，同比下降约 19.4% 。即使在大秦线检修结束后港口阶段性累库，库存绝对水平仍显著低于上年同期。
沿海八省电厂截至5月14日库存3372万吨，同比下降15.5万吨，同期日耗升至196.5万吨，周环比增加13.1万吨、同比增加24.3万吨。
4.4 需求端的决定性变量仍是电煤，但2026年非电不再是拖累项
电力仍然是决定国内动力煤价格弹性的核心需求部门。中电联预计，2026年全社会用电量将达到10.9-11万亿千瓦时，同比增长 5% -6% ，全年统调最大负荷预计在15.7-16.3亿千瓦；迎峰度夏期间全国总体平衡，但华东、华中、西南和南方局部高峰时段偏紧，若出现大范围、长时间极端高温，最大负荷可能超过16亿千瓦。即便新能源装机继续提升，火电在高峰负荷、调峰保供与新能源波动补偿中的角色并未弱化。
非电需求方面，结构分化仍在延续，但整体已从“拖累项”变为“中性偏支撑项”。钢铁和建材确实仍偏弱：我们预计2026年钢铁用煤基本持平，建材用煤约-3%。但煤化工需求增长足以部分甚至大幅对冲。2026年1-3月非电行业煤炭消费量4.3亿吨，同比增长4.1%，其中化工行业动力煤消费量0.96亿吨，同比增长18.9%。
表7：2026年煤炭消费小幅增长
| 需求假设(亿) | 2020A | 2021A | 2022A | 2023A | 2024A | 2025A | 2026E | 2027E | 2028E |
| 发电耗煤 | 20.9 | 22.5 | 23.6 | 25.8 | 26.5 | 26.3 | 26.0 | 25.8 | 25.4 |
| 冶金耗炼焦煤 | 5.6 | 5.5 | 5.6 | 5.9 | 5.9 | 6.0 | 6.0 | 5.9 | 5.9 |
| 冶金耗动力煤 | 1.7 | 1.7 | 1.7 | 1.8 | 1.7 | 1.7 | 1.7 | 1.7 | 1.6 |
| 供热耗煤 | 2.9 | 3.2 | 3.0 | 3.4 | 3.6 | 3.6 | 3.6 | 3.5 | 3.5 |
| 建材耗煤 | 3.2 | 3.1 | 2.9 | 2.9 | 2.7 | 2.5 | 2.4 | 2.4 | 2.4 |
| 化工耗煤 | 2.0 | 2.2 | 2.3 | 2.5 | 2.9 | 3.3 | 3.8 | 4.0 | 4.1 |
| 总需求 | 36 | 38.3 | 39.1 | 42.3 | 43.2 | 43.3 | 43.5 | 43.3 | 42.9 |
| 同比 | 2.6% | 5.6% | 2.2% | 8.2% | 2.2% | 0.2% | 0.4% | -0.4% | -1.0% |
数据来源：Wind、开源证券研究所
4.5 旺季价格冲击850-900元/吨的条件已具雏形，关键看高温与补库兑现强度
进入5月后，市场对旺季价格高点的判断明显上修。“迎峰度夏”前煤价有望冲击850-900元/吨；若地缘冲突持续、厄尔尼诺强化、高温导致水电偏弱，则900元/吨以上的停留时间也可能超出市场原先预期。
这一价格煤价上冲并非纯粹情绪驱动，而是由四个条件共同构成：第一，库存位置低。第二，气温和负荷存在上修风险。第三，进口煤倒挂削弱替代。4月全国煤炭进口已同比下降 12.4% ，国际运费与到岸成本上行意味着国内电厂在旺季难以依赖进口煤快速平抑内贸煤涨势。第四，政策容忍区间抬升。2026年现货若运行在850-900元/吨，在长协价格700元/吨以下的对冲下，电厂综合入炉成本仍大致在800元/吨附近，账面盈利或承压但尚不至于显著伤害现金流，因此并不会立即触发强力行政打压。
4.6 全年价格路径推演：2026年更可能是“低位抬升后的高位震荡”
综合供给、库存、需求与政策四条主线，2026年国内煤价运行节奏更可能是三段式：
一是上半年淡季偏强。3-4月虽为传统淡季，但供给弹性收缩、进口倒挂和库存偏低已使价格底部显著抬升，港口5500价格自一季度低位回升至4月末的770-785元/吨，5月已进一步上探至808-839元/吨。
二是迎峰度夏阶段快速上冲。若5月下旬至7月出现高温、水电偏弱、沿海电厂补库提速，则现货价格有望顺势冲击850-900元/吨。
三是旺季过后高位震荡而非深2025年不同，2026年即使夏季高点过后，若供给端仍维持安监约束、进口煤继续缺乏价格优势、煤化工维持高景气，则价格中枢也将明显高于2025年下半年均值，全年更接近750-850元/吨中枢上的高位震荡，而非重回600元/吨区间。
2026年国内煤市最重要的变化不是“会不会极端大涨”，而是“低价停留时间显著缩短，高价运行时间明显拉长”。这意味着利润中枢、现金流中枢和分红能力中枢都将较2025年上移。
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海外中东：美伊和解缓慢，高油价传导煤炭价值重估 海外印尼：RKAB配额缩量落地，财税政策调整直指涨价 国内政策：降碳考核+反内卷，煤炭缩量涨价方向明确 国内市场：旺季已至库存偏低，煤价上行动能强劲 投资策略：能源安全价值重煤炭内外共振向上 风险提示
5 投资策略：能源安全价值重估，煤炭内外共振向上
当前煤炭板块核心受四大因素驱动，海外中东方面，美伊和解缓慢，高油价延续，能源安全背景下煤炭价值重估；海外印尼方面，RKAB煤炭产能缩减，且持续酝酿新财政税收政策，驱动全球海运煤价格上行；国内政策方面，节能降碳、双碳考核、反内卷政策联合发力，明确煤炭产能收缩价格上行大方向；国内市场方面，供给偏紧库存偏低，旺季煤炭价格有望强势上行。
我们认为当前煤炭板块存在强力上行驱动，建议积极布局。
（1）煤化工弹性推荐标的：宝丰能源、广汇能源；
(2) 动力煤弹性推荐标的：兖矿能源、晋控煤业、山煤国际；
（3）动力煤红利推荐标的：中国神华、中煤能源（分红潜力）；受益标的：陕西煤业。
（4）冶金煤推荐标的：淮北矿业、潞安环能、平煤股份；
(5) 多元化煤铝弹性推荐标的：神火股份、电投能源。
5 重点公司业绩预测，板块有望整体提估值
表8：煤炭内外价格共振向上，板块整体估值有望进一步提升
| 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)2026/5/18 | 归母净利润(亿元) | EPS | PE | PB2026/5/15 | 分红比例2026E | 股息率 | ||||
| 2025A | 2026E | 2025A | 2026E | 2025A | 2026E | 2025A | 2026E | |||||
| 601088.SH | 中国神华 | 45.9 | 528.5 | 568.9 | 2.6 | 2.7 | 17.5 | 17.1 | 2.0 | 78.2% | 4.4% | 4.6% |
| 601699.SH | 潞安环能 | 15.4 | 11.2 | 32.2 | 1.0 | 1.1 | 16.1 | 14.4 | 1.0 | 50.2% | 3.2% | 3.5% |
| 600395.SH | 盘江股份 | 5.4 | 3.3 | 3.7 | 0.11 | 0.2 | 48.6 | 31.5 | 1.0 | 39.1% | 1.7% | 1.2% |
| 000983.SZ | 山西焦煤 | 6.7 | 12.0 | 26.0 | 0.55 | 0.5 | 12.2 | 14.6 | 1.0 | 59.6% | 3.3% | 4.1% |
| 601666.SH | 平煤股份 | 7.6 | 2.3 | 11.4 | 0.3 | 0.5 | 30.2 | 16.4 | 0.8 | 60.6% | 2.0% | 3.7% |
| 600546.SH | 山煤国际 | 13.8 | 11.7 | 19.6 | 0.8 | 1.0 | 17.9 | 14.0 | 1.6 | 60.3% | 3.4% | 4.3% |
| 000933.SZ | 神火股份 | 29.1 | 40.1 | 58.6 | 2.6 | 2.6 | 11.3 | 11.2 | 2.5 | 44.6% | 3.6% | 4.0% |
| 600985.SH | 淮北矿业 | 13.5 | 15.1 | 27.6 | 0.9 | 1.0 | 15.0 | 13.2 | 0.9 | 44.7% | 2.8% | 3.4% |
| 600188.SH | 兖矿能源 | 22.0 | 83.8 | 164.4 | 1.1 | 1.6 | 20.2 | 13.4 | 2.8 | 59.9% | 2.8% | 4.5% |
| 002128.SZ | 电投能源 | 29.7 | 54.2 | 63.3 | 2.6 | 2.8 | 11.6 | 10.5 | 1.7 | 53.8% | 3.0% | 5.1% |
| 601001.SH | 晋控煤业 | 18.5 | 18.3 | 25.0 | 1.2 | 1.5 | 16.1 | 12.4 | 1.5 | 50.0% | 2.9% | 4.0% |
| 600256.SH | 广汇能源 | 6.6 | 13.5 | 25.3 | 0.3 | 0.4 | 21.8 | 16.8 | 1.7 | 29.9% | 1.4% | 1.8% |
| 000552.SZ | 甘肃能化 | 2.8 | -2.1 | 4.8 | 0.0 | 0.1 | - | 31.2 | 0.9 | 30.0% | 0.0% | 1.0% |
| 601898.SH | 中煤能源 | 17.4 | 178.8 | 161.2 | 1.2 | 1.2 | 14.2 | 14.3 | 1.4 | 28.4% | 2.4% | 2.0% |
| 600123.SH | 兰花科创 | 6.8 | -5.4 | 5.0 | 0.5 | 0.3 | 12.9 | 19.9 | 0.6 | 30.8% | 2.4% | 1.5% |
| 600348.SH | 华阳股份 | 9.5 | 17.0 | 22.0 | 0.6 | 0.6 | 15.3 | 15.5 | 1.2 | 50.2% | 3.3% | 3.2% |
| 601101.SH | 吴华能源 | 11.3 | 5.1 | 11.4 | 0.7 | 0.8 | 16.1 | 14.3 | 1.2 | 70.3% | 4.2% | 4.9% |
| 600157.SH | 永泰能源 | 1.8 | 2.1 | 9.2 | 0.0 | 0.0 | 58.3 | 43.8 | 0.8 | - | 0.0% | - |
| 601918.SH | 新集能源 | 9.3 | 21.4 | 24.9 | 0.8 | 1.0 | 11.4 | 9.6 | 1.3 | 14.6% | 1.6% | 1.5% |
| 601225.SH | 陕西煤业 | 24.4 | 167.6 | 199.0 | 2.2 | 2.1 | 11.1 | 11.9 | 2.3 | 54.8% | 5.4% | 4.6% |
| 600508.SH | 上海能源 | 13.8 | 2.2 | 6.6 | 0.7 | 0.9 | 19.7 | 15.1 | 0.8 | 98.4% | 2.1% | 6.5% |
| 000937.SZ | 冀中能源 | 5.5 | 6.1 | 4.0 | 0.4 | 0.1 | 13.7 | 49.6 | 1.0 | 57.7% | 17.2% | 1.2% |
数据来源：Wind、开源证券研究所
备注：2026年分红比例按2025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
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海外中东：美伊和解缓慢，高油价传导煤炭价值重估 海外印尼：RKAB配额缩量落地，财税政策调整直指涨价 国内政策：降碳考核+反内卷，煤炭缩量涨价方向明确 国内市场：旺季已至库存偏低，煤价上行动能强劲 投资策略：能源安全价值重煤炭内外共振向上 风险提示
3 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。
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| 评级 | 说明 | 备注:评级标准为以报告日后的6~12个月内,证券相对于市场基准指数的涨跌幅表现,其中A股基准指数为沪深300指数、港股基准指数为恒生指数、新三板基准指数为三板成指(针对协议转让标的)或三板做市指数(针对做市转让标的)、美股基准指数为标普500或纳斯达克综合指数。我们在此提醒您,不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系,表示投资的相对比重建议;投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况,比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告,以获取比较完整的观点与信息,不应仅仅依靠投资评级来推断结论。 | |
| 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
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