煤炭板块价格、产量及进口情况如何？

9 月至 10 月煤价仍有支撑。

1. 2024 年煤价复盘

1.1. 动力煤：底部确立，反弹可期

动力煤价格复盘：2024 年动力煤价格完成压力测试，底部基本确立。

2 月，春节后复工复产，工业经济加速恢复，带动电煤需求向上提振。2 月 8 日， 山西省宣布在全省范围内立即开展针对煤矿“三超”（超能力、超强度、超定员） 和隐蔽工作面的专项整治行动。在安全监管趋严和政策导向转变的背景下，2 月 份动力煤产量环比下降 10.29%，供需偏紧格局下，推动煤价从 2 月 1 日的 907 元/吨上涨至 2 月 23 日的 940 元/吨，达到年内价格高点。

3-4 月，矿区基本全面复工复产，煤炭供应回升至高位，随着气温回升进入动力 煤消费传统淡季，供暖结束后电厂日耗回落，市场宽松格局下，煤价探底 801 元 /吨，但高于 2023 年 6 月煤价底部 751 元/吨。

5 月份，2024 年 5 月 17 日，房地产市场迎来“三箭齐发”的政策刺激，加之 30 年 期国债和 20 年期国债分别于 5 月 17 日和 24 日发行，政策组合拳有效提振了冶 金、化工和长途运输等非电端煤炭采购需求。迎峰度夏的旺季预期，使得煤厂及 港口贸易商拉运积极性高涨，市场成交阶段性向好，煤价从月初的 837 元/吨稳 步直升至月末的 886 元/吨。

6-8 月，全国各地气温升高，提振居民端制冷用电负荷，叠加工业用电的基础支 撑，电厂日耗持续向上，但水电及新能源挤压部分火电需求，电厂拉运保持刚需 采购模式，夏季煤价围绕 848 元/吨中枢震荡。

9 月至 10 月煤价仍有支撑。9 月多地气温仍处于偏暖格局，电力需求仍强，9 月 全社会用电量维持在 8024 亿千瓦时，同比增长 6%。在来水减弱而用电高增背 景下，火电发力显著，同比增长 8.9%，推动煤炭价格上行。10 月，尽管电厂日 耗呈现季节性回落，但坑口、港口出货受限，使得煤价跌幅有限。展望 11 月， 主产煤炭供应保持稳定，全国气温预计大幅下降，北方供暖全面启动，电厂日耗 预计提升，且伴随着冬季新能源发电顶峰能力弱、水电出力减弱等不确定因素较 多，市场预期转好，预计煤价将区间震荡偏强运行。

1.2. 焦煤&焦炭：全年弱稳，需求决定价格

2024 年焦炭、焦煤市场整体偏弱运行，需求是影响价格的核心因素。

1-3 月，整体煤价呈现先涨后跌趋势。1-2 月河南平顶山发生安全事故，加之 山西安检影响，导致 Q1 炼焦煤平均产量为 3610 万吨，同比下降 8.94%。煤 炭供给收紧，支撑了煤炭价格。2 月中下旬，煤企陆续复工复产，下游焦钢企 业开工率较低，原料供给宽松，导致价格中心有所下移。 总体来看，Q1 焦煤 均价仍保持在 2412 元/吨的较高水平，原料煤价格处高位，焦煤成本具有支撑 性。

4 月，阶段性焦煤出现供需错配问题，焦煤快速提涨四轮，累计涨幅达到 400- 440 元/吨。叠加钢价维持稳势且去库节奏良好，铁水产量快速恢复，钢厂利润 得到修复，钢焦刚需支撑焦煤价格企稳反弹。

8-9 月：钢厂利润处于盈亏边缘，高炉检修数量增多，钢厂采购数量下移，叠 加新旧国标更换和成材消费淡季导致煤炭市场降价情绪放大，焦煤焦炭整体价 格支撑性不足。

10 月，9 月底发布一揽子增量政策及一系列地产地产“止跌回稳”新政，提振 下游需求，钢厂利润修复&宏观预期向好下，9 月焦炭三轮涨价落地，带动 10 月焦炭价格延续 9 月底的偏强走势，推动原料煤上涨。

2. 国内生产：供给缺乏弹性，煤炭价格中枢有望提升

煤矿计划稳产，2024 年各省产量增量预计有限。从地方政府煤炭产量目标来 看，与 2023 年不同，2024 年主基调以稳产保供、发挥煤炭兜底保障作用为主。 一方面，近年来核增潜力基本挖掘完毕，加之新矿投产不足，预计后续增量有限； 另一方面，煤矿安全生产已成为国家工作重点，安全监管组合拳陆续推出的背景 下，地方政府以稳产为主。 根据各省年 10 月数据年化来看，山西 24 年产量为 12.4 亿吨，同比下降 8.2%， 内蒙古、陕西等地产量同比微增，按全国原煤前十月产量年化，预计 24 年全国产 量 46.7 亿吨，较 23 年同比增加 0.3%。国内供给增量有限。

新矿批复规模下降，中长期产能增长或缺弹性。从本轮供给和过往供给比较 来看，差异体现在新矿批复数量上。根据发改委和能源局数据，新煤矿批复规模 自 2019 年以来出现下降，2020 年到 2024 年 10 月底之间新批建设煤矿产能 1.93 亿吨，剔除未批先建煤矿后规模合计 1.8 亿吨，占 2023 年煤炭产量仅 3.9%， 且建设周期较长。从上市公司角度来看，资本开支意愿较低。煤炭产量的增长长 期依赖于固定资产投资，整体建设周期较长。当前，我国在实行“双碳战略”以及 “政策限价”的大环境下，企业对盈利空间及远期盈利时间难以判断，投资意愿 较弱。煤炭资产本开支主要以扩建为主，新建矿产减少，新增供给有限，可以推断 未来几年煤炭供给释放将是较为缓慢的过程。

成本增加推动煤炭价格中枢提升。煤价下行时，我国煤炭开采和洗选业亏损 企业增多，成明显负相关。2021 年起，全国煤炭企业生产成本开始大幅提升，核 心原因在于两个方面：全国大宗商品价格上涨带动原材料成本提升、员工工资大 幅提升、保供强度提升后企业其他生产成本增加、资源税等各类税费成本上升。 若煤价进一步下探，企业预计将通过减产减少损失，市场供给减少形成价格支撑，因此整体煤价下跌空间有限，周期底部已逐渐形成。

矿业权出让市场基准价上调，煤企在手资源有望重估。2017 年 4 月，国务院 印发《矿产资源权益金制度改革方案》（以下简称“《改革方案》”），为了更好地发 挥矿产资源税费制度对维护国家权益、调节资源收益、筹集财政收入的重要作用， 在矿业权出让环节，将探矿权采矿权价款调整为矿业权出让收益。以拍卖、挂牌 方式出让的，竞得人报价金额为矿业权出让收益；以招标方式出让的，依据招标 条件，综合择优确定竞得人，并将其报价金额确定为矿业权出让收益。以协议方 式出让的，矿业权出让收益按照评估价值、类似条件的市场基准价就高确定。 2023 年 3 月 24 日，财政部、自然资源部、税务总局依据《改革方案》，出台 《矿业权出让收益征收办法》，其中针对基准价的制定进行了明确，在以往基准价 的基础上，根据出让矿种、成交价格、预期收益、其他矿业权市场交易资料等进 行模拟评估，同时考虑地质勘查工作程度、区域成矿地质条件以及资源品级、矿 产品价格、开采技术条件、交通运输条件、地区差异等影响因素，科学设计调整 系数，综合形成矿业权出让收益市场基准价。矿业权出让收益市场基准价应结合 矿业市场发展形势适时调整，原则上每三年更新一次。 煤价中枢上移，各省矿业权出让市场基准价随之上调。2020 年以来，煤价中 枢整体呈现上行趋势，在此背景下，一些省份的矿业权出让市场基准价也随之上 调。根据我们梳理，山西、甘肃、山东、吉林等省份已经于 2022-2023 年公布基 准价调整方案，平均涨幅分别为 42.9%、60.3%、15.3%、6.4%，西部拥有优质 煤炭资源的省份基准价上调幅度更大。

我们梳理了 2024 年山西省探矿权成交情况，成交单价相较于基准价有些许 溢价。保守起见，如果以各省现行矿业权出让收益市场基准价为采矿权重置价格， 大部分煤企在手资源价值重估空间显著。

3. 进口方面：海外资本开支增速下滑，进口增量有限

2024 年 1-10 月进口增速较同期下滑。2024 年 1-10 月，我国煤及褐煤进口 量为 4.35 亿吨，同比+14%，占总供给的 10%，增速较 23 年 66.72%下滑 53.2PCT。 从进口结构来看，印尼、俄罗斯、蒙古、澳大利亚是我国煤炭进口的主要来源国， 2024 年 1-10 月进口量分别为 18986.4、7966.9、6707、6484.8 万吨，同比增速 分别+5%、-9%、+24%、+64%。

澳煤进口恢复，进口瓶颈已现。分煤种来看，2024 年 1-10 月动力煤进口量 32462 万吨，同比增长 13%，其中从印尼进口的动力煤量为 18784.8 万吨，同比 增长 6%；炼焦煤进口量 9924.7 万吨，同比增长 23%。2023 年自我国恢复澳煤 通关后，进口澳洲焦煤量大幅提升，2024 年前十月澳州焦煤进口量 695.5 万吨， 同比增长 233%。 展望 2025 年，在第九届亚太不锈钢产业大会上，印尼镍矿商协会（APNI） 总秘书 Meidy Katrin 于 11 月 5 日透露，印尼计划效仿此前的镍矿出口禁令，对 钴、煤炭、铜、铝土矿、硅等 12 种矿产资源以及 16 种非矿产商品实施新的出口 禁令，当前印尼正临近年底开始洽谈明年年度长协，受消息面影响，矿方挺价强 烈叠加人民币贬值，进口成本高位；俄罗斯方面，受铁路运输瓶颈影响，发运量或 维持较低水平；澳洲方面，澳煤通关虽已恢复，但国内外焦煤价格已出现倒挂，后 续增量预计较为有限。

全球化石能源资本开支增速下滑，海外新建煤炭项目增量有限。根据 IEA 数 据，2022 年全球化石能源资本开支（剔除中国）为 7210 亿美元，同比增长 13.4%， 主要系高盈利刺激能源企业扩大生产。然而 2023 年能源价格高位回落，全球化石 能源资本开支增速或将也随之回落，预计 2023 年增速仅为 5.3%，较 2022 年收 窄 8.1pct。根据 IEA 统计了 2023-2028 年全球新建煤矿情况，2023 年以及 2025 年为新建矿井投放的集中年份，预计分别新增产能 3525、5110 万吨，以 2022 年产量为基数，占比分别为 0.4%、0.6%，增量有限。分煤种来看，根据上 述 IEA 数据梳理，考虑到需求及投资吸引力等方面，焦煤及喷吹煤新增产能要明 显多于动力煤。 根据 IEA 预测，在政策承诺情景下，预计全球煤炭产量在 2025 年见顶，并 在 2035 年下降近 30%，其中发达经济体降低 50%，发展中经济体下降 25%，并 且产量会持续下降至 2050 年。 澳大利亚作为传统的煤炭资源国，2023-2028 年新建煤炭矿井产能合计 9260 万吨/年，占全球未来新增产能的 67.93%。虽然澳大利亚煤炭新增产能规模较大， 但实际投产进度和产量会受到多种因素限制，包括：（1）金融环境监管趋严，煤 企实际开发意愿不高；（2）技术劳工存在短缺；（3）自然灾害频发等。

印度能源消费以煤炭为主导。印度是全球第二大煤炭消费国，煤炭行业在印 度经济中占据了重要的地位。根据《2023-24 年经济调查》中提到，当前煤炭占印 度一次能源结构的 55%以上，燃煤发电约占总发电量的 70%。印度虽然煤炭储量丰 富，但煤炭质量较差且采煤水平低下，难以满足本国经济快速增长所需。因此，预 计未来二十年，煤炭将继续成为印度能源系统的支柱。 根据 IEA 预测，印度远期将成为煤炭需求增长的主要引擎。到 2026 年，印 度将成为全球煤炭需求上行的驱动力。2026 年，预计印度煤炭需求每年将增长 3.5%，达到 13.97 亿吨。动力煤及冶金煤需求都将增长。 印度国家电力计划预计，到 2027 年，煤电装机容量将增加 19GW 至 27GW， 未来三年，预计发电用煤的年增长率为 2.4%，而可再生能源发电量预计年增长率 为 12%。预计到 2026 年，用于发电的煤炭将增加 6900 万吨，总量将达到 10.06 亿吨。 2024 年-2026 年间工业产量预计将以每年 6%的速度增长，基于对基础设施 的关注，预计水泥产量的强劲增长将带来非电用煤需求激增。预计 2026 年的非电 用煤量(含冶金煤)为 3.91 亿吨，三年内增长 21%。

印度是全球第二大煤炭进口国。据印度商工部（Ministry of Commerce and Industry）发布的商品进出口统计数据显示，2024 年 1-9 月，印度煤炭进口量累 计为 1.94 亿吨，比上年同期增长 8.0%。分煤种看，2024 年 10 月，印度炼焦煤进 口量从 9 月的 380 万吨增至 440 万吨，环比增长 16%，澳大利亚仍然是印度炼焦 煤进口的主要供应国，10 月份进口量环比增长 26%，俄罗斯的进口量环比增长 60%。 随着印度国内钢铁产业发展，预计对焦煤旺盛的进口需求将推升国际煤价， 而澳大利亚和俄罗斯等主要供应商对印出口也将增加。