动力煤价格、供需及展望分析

波动有望加大，谨慎乐观。

1.价格复盘：震荡下行，波动收窄

全年震荡下行，波动幅度进一步收窄。2024 年初至 12 月 6 日，港口 Q5500 现货均 价 866 元/吨，港口 5500K 长协均价 701 元/吨。 1 月~2 月：春节结束前下游维持刚需采购，价格窄幅震荡，节后受春节煤矿假期延 长及发运倒挂等影响，供应刚性已现，煤价小幅反弹； 3 月~4 月：电煤需求迎来传统淡季，煤价缓慢走低，但中枢价格仍高于 800 元/吨， 动煤价格底部愈发明确； 5 月~6 月中旬：假期回来煤价超预期上行，主要系产地供应同比下降，发运倒挂未 缓解，假期累库不及预期，假期后贸易商、电厂等陆续开始迎峰度夏前补库，补库 节奏持续提前，价格波动节奏与往年略有偏差；随着 5 月补库告一段落，煤价震荡 偏稳，价格重心移至对今夏迎峰度夏高温天气的预期，以及中下游根据动态库存对 采购节奏的调整； 6 月下旬~8 月底：旺季不旺特征延续，电厂库存高位叠加发电量不及预期，电厂补 库偏缓，以长协煤为主整体煤价稳中震荡； 9 月~10 月中下旬：南方地区夏季高温延续，叠加煤化工行业部分产能集中释放， 煤价“淡季不淡”特征再次凸显，动力煤价格小幅上行后震荡持稳； 11 月~至今：暖冬致供暖季需求不及预期，叠加供应未有趋缓态势，煤价弱势下行。

2.供应：国内增量有限，25 年进口或稳中有降

2.1.国内：24 年跟随山西波动，25 年预计净增约 5000 万吨

全年产量跟随山西前低后高，2024 年动力煤供应量预计增加约 5000 万吨，增速约 1.6%。根据 sxcoal 数据，1-10 月全国生产动力煤 27.2 亿吨，累计同比增加 2.9%。 山西产量前低后高。上半年“山西开展煤矿三超和隐蔽工作面专项整治”，此举导致 山西省 1~5 月动力煤煤产量累计同比-18.6%，自 4 月以来（国家安委会帮扶督导 结束）山西省开展“提质增效”行动，产量逐步恢复至 23 年同期水平。1~10 月， 山西动力煤累计产量 6.94 亿吨，同比-9.4%，降幅较 1~5 月收窄 9.2pct； 内蒙反超山西，重回第一。2024 年 1-10 月内蒙古累计产量 9.7 亿吨，同比+4.45%； 新疆仍是最大增量来源。2024 年 1-10 月新疆累计产量 3.63 亿吨，同比+18.65%， 增速全国首位，亦是未来增量的主要来源； 安徽受安全事故影响，产量遭受拖累。2024 年 1-10 月安徽累计产量 0.54 亿吨，同 比-2.73%，主因受煤矿事故影响，安全压力骤增。

展望 2025 年，考虑到 2024 年上半年山西集中减产影响以及我们对明年煤矿产能投放 情况的梳理，我们预计 2025 年动力煤供应量约 33.4 亿吨，同比增长 1.4%；对应 2025 年有效供应量约 39.4 亿吨，同比增长 1.4%。

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。

2.2.进口：24 年超预期，25 年或稳中有降

24 年煤炭进口量超预期，结构略有调整。2024 年 1-10 月我国进口动力煤 3.25 亿吨， 同比增加 12.9%，增速较去年有所回落，去年同期增速 69.91%。分国别来看，2024 年 1-10 月我国从印尼进口动力煤 1.88 亿吨，同比上涨 5.7%，占比 57.9%，占比较 2023 年全年下降 3.28pct；从澳大利亚进口动力煤 5789 万吨，同比增加 55.9%，占比 17.8%， 占比较 2023 年全年上升 3.88pct；从俄罗斯进口动力煤 4278 万吨，同比减少 15.1%， 占比 13.2%，占比较 2023 年全年减少 3.22pct。 我们认为 2024 年动力煤进口超预期最为核心的原因是进口利润持续高位（海外需求整 体疲软，国际煤价未能走出独立行情，基本跟随国内煤价波动，且留有不错利润），预计 2024 年全年累计进口动力煤约 4 亿吨，同比增长 13.8%。 欧洲需求疲软。根据 BIMCO 航运数据来看，2024 年 1-10 月欧洲海运煤进口同比 下降 22%，发达经济体煤炭进口量同比下降 6%； 日韩和中国台湾（JKT）地区需求疲软。2024 年 1-10 月，日本煤炭进口量累计为 1.37 亿吨，比上年同期下降 1.6%，2024 年 1-10 月，韩国煤炭进口总量为 9608.4 万吨，比上年同期下降 3.7%，2024 年 1-10 月，中国台湾进口 4740 万吨，同比下 降 6.2%；

印度国内继续增产，进口增量不及预期，以试图降低对外依赖。2024 年 1-10 月， 印度煤炭总产量累计为 8.89 亿吨，比上年同期增长 7.5%，随着热浪催化退却，叠 加国内自产量快速补充，2024 年 1-10 月，印度动力煤进口量累计为 1.514 亿吨， 同比增长 6%，但 10 月动力煤进口量仅为 1356 万吨，同比骤降 31.8%，是 15 个 月来最快的收缩速度，也是自 2023 年 7 月以来首次连续下降； 印尼煤炭产量增速虽有所放缓，但绝对增量依旧偏高。截至 2024 年 11 月 15 日， 印尼全国煤炭产量达到 7.7 亿吨，已超过政府确定全年 7.1 亿吨的计划目标。

展望 2025 年，参考普氏等预测数据，我们预计动力煤进口或稳中有降，难超预期，全 年水平或在 3.8 亿吨左右，同比下滑 5.6%。 24 年动力煤对外依存度或高达 11.9%，在能源安全愈加重要的背景下，或需降低对外 依存度； 受国内煤价下行&人民币贬值影响，国内外价差正在迅速收窄； 全球供应仍面临不确定性。俄罗斯制裁&运费&物流限制，印尼、澳洲或受拉尼娜天气影 响； 欧洲等地煤电淘汰/下滑速度不及预期。欧洲天然气溢价超过煤炭。2024 年 9-10 月，中 东的地缘政治紧张局势导致天然气价格上涨，根据 argus 报告数据，在 2024 年 10 月 3 日-4 日，即使效率 42%的老旧燃煤发电站的运营利润也将高于效率 60%的最新燃气电 厂。

3 需求：25 年火电需求有望改善，化工仍是亮点

3.1.24 年火电不及预期，25 年增速或达 2.0%

24 年火电不及预期主因水电出力超预期。从节奏上来看，2024 年 3-7 月受来水超预期 影响，火电明显低于预期，但 8 月后受高温天气强度大、持续长，且来水超预期转弱至 历史低位的影响，火电全年节奏“前低后高”，也影响市场对煤碳需求的预判。 根据国家统计局数据，1-10 月份，累计发电量 77351 亿千瓦时，累计同比增长 6.03%。 其中，1-10 月火电累计发电量 52230 亿千瓦时，同比增长 1.9%。2024 年 1-9 月电 力需求累计耗煤 19.7 亿吨，同比增长 2.58%。 从 2024 年 3 月开始水力发电明显改善，8 月后逐渐回落。3-10 月水力发电同比增 速分别为 4.17%、22.08%、40.83%、25.92%、37.90%、12.49%、-12.99%、- 13.36%。2024 年 1-10 月水力发电累计 11072 万千瓦时，累计同比增长 11.53%。 3 月至 7 月底，三峡大坝出库流量日均 15675 立方米/秒，同比增加 55.22%。水电 出力上升后，火电同比增速明显回落，3-7 月火电同比增速分别为 1.1%、1.9%、- 3.2%、-0.5%、-3.5%。8 月后，情况反转，8 月-10 月水力发电同比增速分别为 12.49%、-12.99%、-13.36%，8 月-10 月底三峡大坝出库流量日均 10831 立方米 /秒，同比减少 34.17%，火电增速明显恢复，8-10 月火电同比增速分别为 5.0%、 10.1%、3.0%。

拉尼娜概率仍在，若发生则水电增速有望明显缓解，且有概率发生冷冬。拉尼娜是厄尔 尼诺的相反阶段，现象主要为赤道太平洋中东部地区低于平均海面温度，以及在几个 FEWS NET（全球饥荒警告系统）区域持续数月到多个季节的异常降水模式。根据最新的 官方 CPC ENSO 展望（发布于 2024 年 11 月 14 日），预测拉尼娜现象将在 2024 年 10 月~12 月开始（概率为 53%），并持续到 2025 年 1~3 月。

2025 年火电增速有望扩大。2024 年在 2023 年风&光新增装机远超预期（较 2022 年翻 倍），厄尔尼诺背景下来水改善，均对火电产生明显挤出，火电增速也明显放缓（2023 年 火电增速 6.4%，基数亦较高）。展望 2025 年我们认为能源转型初期面临新旧动能转换， 在下述场景的带动下，用电需求或持续超过 GDP 增速（即用电弹性系数大于 1）。我们 预计全年用电增速 6%左右，考虑到 2025 年水电继续高增速预期明显减弱，且拉尼娜 预期依旧，亦有望面临枯水期，我们预计 2025 年火电增速或将扩大至 1-2%左右，具 体幅度主要取决于水电增速和全年经济增速情况。 受益于终端电气化水平的提升； 新兴装备及制造等高耗电行业的快速增长； 线下消费场景修复及新能源车充换电配套设施快速发展； 冬夏极端气候提升电力需求，居民生活用能持续增长。

3.2.化工耗煤大概率延续高增，支撑非电需求

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。

甲醇：截至 2023 年底，我国甲醇总产能约 10700 万吨，2019-2023 年产能复合增速约 4.0%，产能利用率平均 75%。根据目前已知数据统计，截至 2024 年 Q3，新增甲醇产 能约 190 万吨，2024 年底至 2025 年甲醇待投产产能（包含一体化装置），约 1300 万 吨，产能陆续投产有望继续推动甲醇行业煤耗水平增长。

尿素：2023 年中国尿素市场基本完成新旧产能置换，截至 2023 年底尿素产能 7381 万 吨，同比+3.01%。根据卓创资讯数据，2024 年-2025 年中国仍处于尿素产能增长周期， 预计 2024 年中国尿素新增产能 720 万吨，均为煤头中小颗粒产能，根据金联创数据， 2025 年底国内尿素产能或将达到 8300 万吨附近，国内尿素产量将有望突破 6900-7000 万吨，2025 年以及未来国内尿素新增产能预计接近 2000 万吨。亦为中长期化工用煤需 求主要增量点。

煤制烯烃：利润性价比为核心。烯烃的主要生产工艺包括油制（以石脑油裂解为主）、煤 制（含外购甲醇）和轻烃裂解三大类。其中，石脑油裂解工艺是烯烃的主流生产路线。 我国由于轻烃资源不足，轻烃裂解处于起步阶段，烯烃产能以油制为主，煤制为辅。煤 制烯烃中自产煤在原料成本上具有明显优势，叠加 2023 年下半年以来油价高企，煤制 烯烃成本优势更为凸显。 根据卓创资讯研究数据，当原油价格低于 40 美元/桶时，石脑油制烯烃的成本优势非常 明显。当原油价格在 40-70 美元/桶之间时，石脑油和煤制烯烃的成本差距逐渐缩小， 而煤制烯烃的经济性开始显现。一旦原油价格高于 70 美元/桶时，煤制烯烃的成本优势 将更加明显。根据百川盈孚研究数据，当国际油价超过 60 美元/桶时，煤制烯烃项目基 本具有成本竞争力；如按煤化工一体化方式布局，将原煤生产成本控制在 200 元/吨以 下，则国际油价在 50 美元/桶时即具有竞争力。 市场担心 2025 年油价下行压力会带来煤制烯烃利润性价比进而影响开工率，但综上数 据经济性对比来看，煤制烯烃（尤其一体化项目）利润性价比依旧，且根据 EIA 最新预 测数据，2025 年油价并未有大幅下行压力，EIA 预计持续的地缘政治风险和欧佩克+减 产条件下，2025 年 Q1 布伦特原油平均价格将达到每桶 78 美元。全球石油产量增预 计将在 2025 年 Q2 开始增加，布伦特原油价格在 2025 年下半年预计将降至平均每桶 74 美元。结合 EIA 预期数据，油价平均高于 70 美金/桶，煤制烯烃成本优势依旧突出， 预计 2025 年开工率延续高位，叠加新产能释放，用煤需求增量可期。

综上，考虑到甲醇、尿素等产品 2025 年仍处于产能集中投产阶段，增加用煤基数，叠 加煤制烯烃 2025 年利润性价比依旧，开工率延续高位，用煤需求增量可期，我们预计 2025 年化工用煤延续高增长趋势，或将成为“非电煤”需求核心亦带来煤价向上弹性 催化。

4.展望：价格波动加剧，谨慎乐观

2025 年电煤长协基准价未变，增加浮动价 CECI 指数，履约要求和煤企签订比例小幅 下降，预计不会影响价格方向，但会加剧价格波动。 煤企签约数量从不低于自有资源量 80%调整至 75%； 电厂履约率年度要求从 100%调整至原则上足额履约，最低不得低于 90%； 长协价格指数浮动价增加了 CECI 指数； 要求电煤中长期合同应有明确的质量条款并纳入履约监管，保障供应煤质。“优质优 价、低质低价”原则，明确煤质偏差结算机制，鼓励协商确定热值折算系数。

依据上述分析，我们认为 2025 年动力煤市场供需边际改善，预计北港动力煤（Q5500） 全年价格主要围绕 750~900 元/吨运行（下有国内外成本支撑，上受高库存&疆煤压 制），中枢 830~850 元/吨。