煤炭价格及成本展望分析

煤价震荡下移，合理中枢仍望在中高位。

1.煤炭价格震荡下移，中枢仍在中高位

国内动力煤市场价格波动明显，长协价格相对稳定。从煤价运行阶段看，以秦皇岛港动力 末煤平仓价（5500 大卡·山西产）为例，市场煤价格可划分为以下 3 个阶段：第一阶段：年 初是传统煤炭旺季，叠加山西安监力度较强，煤价表现较强，整体维持 900 元/吨左右运行。 3 月后，电煤转入需求淡季，终端电厂日耗下降，而非电煤需求则受经济复苏不及预期影 响，煤炭库存增多，市场氛围偏于消极，煤价呈现波动下跌态势，4 月初至低点 808 元/吨； 第二阶段：4 月中旬后，电煤则受益于迎峰度夏的补库预期，非电需求环比改善，煤价有 所反弹，达到 870 元/吨左右。而 6 月正式进入夏季后，我国水电发电明显提升，压制火电 出力与电厂耗煤，这也导致在传统用电旺季，火电发电量同比下滑。同时，山西地区产量 环比恢复，进口煤维持高位，夏季高温天气来的晚、日耗抬升慢，夏季煤价整体低于预期， 但底部韧性较强，价格低点出现在 8 月底，为 834 元/吨。第三阶段：9 月后，高温天气持 续，叠加非电需求环比改善，煤价小幅上涨。随后临近冬季，我国整体温度高于往年，终 端电厂日耗低于往年，而非电需求转弱，叠加山西复产环比明显增长，尤其 11 月进口煤近 5500 万吨，导致产地、港口持续累库至历史高位，压制煤价，整体煤价呈现下跌态势，至 12 月 24 日价格为 762 元/吨。

从价格中枢看，截至 2024 年 12 月 27 日，2024 年秦皇岛港 5500K 动力末煤平仓价（山西 产）价格中枢为 857 元/吨，较 2023 年价格中枢 966 元/吨累计下跌约 100 元/吨，略高于 2021 年价格中枢；从波动幅度来看，2024 年的价格表现更为平稳，年内高点为 2 月末的 933 元/吨，低点 765 元/吨，二季度后的波动愈发缓滑。而从年内低点看，相较 2023 年 6 月份的 759 元/吨，2024 年煤价在经济降速、水电大发、非煤依旧较弱、疆煤及进口煤延 续增长的情况下，价格低点仍高于去年低点。

2024 年印尼和澳洲动力煤中枢价格小幅回落。截至 2024 年 12 月 23 日，印尼加里曼丹岛 3800 大卡煤炭价格为 52 美元/吨，澳洲纽卡斯尔港 5500 大卡煤炭价格为 83 美元/吨。从中 枢价格看，2024 年印尼和澳洲动力煤中枢均价分别为 56 和 90 美元/吨，较 2023 年中枢价 格分别下降 9 和 15 美元/吨。2024 年，海外动力煤中枢价格呈现小幅回落趋势。

2024 年国内焦煤价格震荡下行。从全年趋势来看，价格波动可以分为四个阶段：第一阶段 1 月初至 2 月中，一个半月延续去年高位，京唐港主焦煤价格维持约 2600 元/吨；第二阶段 2 月中至 4 月中，受需求影响，价格急转直下，京唐港主焦煤价格降至 1900 元/吨；第三阶 段 4 月中至 6 月中，价格小幅修复性反弹，京唐港主焦煤价格维持 2100-2000 元/吨；第四 阶段 6 月中至 8 月底，价格继续下滑，京唐港主焦煤价格跌至约 1700 元/吨。第五阶段，9 约初至今，虽 9 月中收宏观政策影响价格快速回升，但短暂维持后便再次回到 1700 元/吨 的区间，价格延续性震荡趋弱。截至 2024 年 12 月 24 日，全年京唐港主焦煤库提价均值为 2042 元/吨，较 2023 年全年的 2284 元/吨下降 10.6%。整体来看，全年价格中枢下移主要 由于需求持续维持弱现实局面，叠加下游焦钢企业持续亏损，支撑不起超高成本的煤价， 因此焦煤价格空间持续收缩。

海外炼焦煤价格年内逐步向下震荡。从全年趋势来看，海外炼焦煤价格以 4月为拐点，4月 前国际市场需求较强，尤其以印度为代表采买积极性较强，而随着国际环境走弱，国际钢 价下跌，钢厂利润持续萎缩，澳煤性价比优势减弱，部分钢材采购焦炭以替代价格较高的 焦煤，澳煤随着需求走弱价格也不断走低。九月份价格达到全年低点，随后市场价格小幅 向上调整。截至2024年12月24日，澳大利亚昆士兰州峰景矿离岸价均值为242美元/吨， 较 2023 年全年的 295 美元/吨下降 18.1%。

需注意的是，2022 年俄乌冲突以来，国内外煤价中枢震荡下移但降幅收窄，我们认为主 要是俄乌冲突时全球性抢煤导致的高溢价向正常区间的合理回归，并非单纯的趋势性下降， 尤其是在全球关切能源安全、煤炭供需并未严重过剩的背景下，煤价中枢存在成本端的支 撑。

2. 供给边际增量澳煤、印尼煤、疆煤均具有较强的成本约束

2.1 煤炭进口价差持续收窄，海外煤炭开采成本增长，推高进口煤成本

煤炭进口价差逐步收窄，部分出现倒挂，或制约进口煤增量。截至 2024 年 12 月 20 日，印 尼 5000 大卡华南地区港口到岸价（巴拿马船型）报收于 707 元/吨，较国内煤华南地区港 口到岸价低 5 元/吨，华东港到岸价已高于国内动力煤 5-27 元/吨左右。印尼 4500 大卡华 南地区港口到岸价（巴拿马船型）高于国内煤 29-45 元/吨左右，华东港到岸价高于国内煤 39-61 元/吨左右，已大幅高于国内煤价。澳大利亚 5500 大卡动力煤到岸价较国内动力煤 同到港口价格略存价格优势，其中华南港到岸价低于国内动力煤 20-25 元/吨左右，华东港 到岸价低于国内动力煤 8-16 元/吨左右。整体看，2023-2024 年的国内煤炭价格低点附近 往往出现进口煤与内煤倒挂的情况。而在 2024 年 11 月后，煤价下跌至今，印尼和澳洲进 口煤炭价差逐步收窄，目前已几乎持平，或制约煤炭进口量增加。

近年来澳洲动力煤成本呈上升趋势。自 2018年以来澳大利亚动力煤吨煤完全成本一直保持 上涨趋势，特别在 2022 年大幅上涨，由 2021 年的 74.62 美元/吨上涨到 2022 年的 110.63 美元/吨，同比增长 48.62%。成本上升的主要原因：一是油价上涨推高燃料成本；二是劳 动力短缺问题和劳动力成本的上升；三是露天开采条件的恶化，剥离比的上升是较为关键 的因素；四是更高的分摊成本和煤炭特许经营权使用费；五是环境法规的调整，特别是露 天矿的碳补偿费用。此外，近年来的极端天气变化也是成本上升的不可忽略的原因。总体 上，成本的上升正在压缩公司利润空间，增大经营压力，部分公司报告了负的税前经营现 金流，一定程度上也支撑了煤炭离岸价格。

受短倒外运条件和特许使用费影响，印尼煤炭完全成本普遍提高。印度尼西亚不同矿山的 成本略有差异，加里曼丹岛的矿山生产成本相对较低，而苏门答腊岛的矿山由于工业发展 较晚，生产成本相对较高。近年来各公司开采成本增加显著，除增加开采导致成本上升外， 内陆开采的煤炭需运往港口，采取公路、铁路运输有可能由于暴雨洪水受阻，运输成本受 到气候、地形、运输设施等多种因素影响。2017-2023 年，各公司平均现金成本呈现先下 降后上升的走势，2020 年平均完全成本 32.24 美元/吨，为 5 年最低。随着经济逐渐好转及 特许经营使用权费用支出增长，2022年平均完全成本 54.8 美元/吨，同比增长 41.73%。此 外，印尼露天煤矿开采剥采比也呈上升趋势，推高了开采成本。需要注意的是，根据 IEA 统计，印尼 4500 大卡以下的动力煤产能约为 1.7 亿吨，2023 年，随开采成本、运输成本 以及特许使用权相关费用支出的增加，印尼低卡动力煤的价格（年内均价 56 美元/吨，最 低价格约 51 美元/吨）已迫近成本曲线。

2.2 疆煤外运规模快速增加，支撑煤炭边际价格

疆煤外运规模持续上升，疆煤融入全国煤炭统一大市场进程加快。2023 年疆煤外运量突破 1.1 亿吨，其中铁路外运 6023 万吨，同比增加 9%。2024 年 1-11 月，疆煤铁路外运量达到 8148万吨，同比增长 52%。外运量提升主要是受疆煤外运通道持续完善、煤炭运输“公转 铁”等因素影响。2024 年 4 月 16 日至 6 月 30 日期间，中国铁路乌鲁木齐局和兰州局就 “疆煤外运”能源保供出台了跨局运价联合下浮 25%的优惠政策，保持了市场淡季“疆煤 外运”运量稳定发运势头。 新疆煤价与秦皇岛港口煤价既有相关性也有独立性，疆内产量也受港口煤价波动影响。通 过线性回归分析，新疆煤炭市场和秦皇岛港口煤炭市场整体变化趋势一致但节奏略有不同， 其相关性系数达 82%。与此同时，疆内煤炭产量对煤价波动较为敏感。如，近两年的秦皇 岛港口煤价低点分别出现在 2023 年 6 月、2024 年 4 月，月均煤价分别为 794 元/吨、817 元/吨，而对应月份的新疆煤炭产量也为年内最低值，分别为 2898 万吨、3617 万吨。需解 释的是，因市场传导相对滞后性，疆煤价格波动缓慢，且受煤炭购销合同条款约定不同， 进而对新疆煤炭产量影响具有一定滞后性。

依据最新铁路执行运费，回溯疆煤外运目的省价格。按照装卸费 20 元/吨，短倒平均费用 50 元/吨，以 2024 年 12 月国铁执行运价测算（已下调），将新疆坑口历史价格追溯调整 后发现，疆煤自吐哈地区外运至重庆、甘肃兰州、宁夏、秦皇岛地区价格（坑口价+运费） 分别为 885、722、711、956 元/吨。疆煤自准东地区外运至重庆、甘肃兰州、宁夏、秦皇 岛地区价格（坑口价+运费）分别为 804、641、630、875 元/吨。需注意的是，从过去价 格看，吐哈地区煤炭外运对应秦港（5500 大卡）大概 673 元/吨以上，准东地区煤炭外运 对应秦港（5500 大卡）大概 726 元/吨以上。

按照调整后的铁路运费测算，对应秦港 5500 大卡，疆煤外运成本支撑价 800 元/吨附近。 结合信达能源《新疆煤炭供需与疆煤外运形势分析》《疆煤外运竞争力分析》《新疆煤炭 产业发展形势与机遇》等多篇报告研究，我们认为，当秦皇岛港（5500K）大致低于 800 元/吨时，准东地区的外运量相较于坑口直接销售利润减少，虽仍可外运但会明显影响外运 量；当秦皇岛港（5500K）大致低于 750 元/吨时，吐哈地区的外运量相较于坑口直接销售 利润减少，虽仍可外运但会明显影响外运量；当秦皇岛港（5500K）大致低于 650 元/吨时， 整个疆煤外运成本亏损，理论上无法外运。需注意，未考虑成本端的变化，对于煤质较好 的企业，价格的耐受性更强一些。

针对疆煤外运成本支撑，我们认为，由于新疆地区及其目的地甘肃、川渝等市场和秦皇岛 港口价格相关但又略相对独立，趋势一致、节奏也稍不同，再考虑不同煤质、不同成本的 影响，其对秦港价格的敏感性并不在某个具体点位，然而当秦港 5500 大卡价格跌至 800 元/吨以下时，虽绝大部分在出疆经济成本上线，但反映了内陆煤炭阶段性宽松，也会形成 疆煤负面扰动，疆内产量和疆煤外运尤其公路侧均会明显受影响。

3. 西部主产区煤炭需求增加，产地与港口煤价长时间倒挂

产地火电和化工需求较好，坑口与港口煤价持续倒挂。自 2024 年 5 月以来，产地与港口煤 炭价格持续倒挂，价差维持在 3-38 元/吨之间。截至 2024 年 12 月 17 日，秦皇岛 5500 卡 港口价格为 785 元/吨，产地 5500 卡煤炭发运到港价格为 801 元/吨，价差为 16 元/吨。产 地与港口煤炭持续存在价差，我们认为主要原因是产地煤炭需求较好。火电方面，2024 年 1-10 月，我国火电发电量 52230 亿千瓦时，同比增加 1153 亿千瓦时（同比+2.3%），其 中内蒙古火电发电量同比增加 238 亿千瓦时、陕西同比增加 191 亿千瓦时，内蒙和陕西 2024 年以来火电发电量增加额位居全国第一和第二。化工方面，2024 年以来我国煤化工 耗煤量持续维持高位，截至 12 月 13 日周度耗煤量上升至 684 万吨，创近年来新高。我国 煤（甲醇）制烯烃产能主要分布在陕西、内蒙和宁夏等地区，靠近煤炭主产地，有力支撑 产地煤炭需求。

4. 我国煤炭成本曲线陡峭，支撑煤价较高位运行

我国煤炭开发成本差异大且成本曲线较陡峭，不同区域、不同地质生产条件下的煤炭开发 成本具有较大差异，山西地区的煤炭开采成本对价格具有较强的成本支撑作用。根据信达能 源团队 2023 年 4 月发布的《我国煤炭行业成本曲线研究》报告，山西、陕西、内蒙古三 地煤矿的营业成本分别在 95-429、86-303、104-248 元/吨，完全成本分别在 122-528、 104-347、104-347 元/吨。总体讲，晋陕蒙三省煤矿的煤价和成本参差不齐，再放大至全 国煤矿更是如此。相比之下，当前山西煤炭管控价格上限具有较强的成本支撑，且仍有进 一步提高上限值以稳定部分高成本产能释放保供的空间。需关注的是，部分煤矿的煤质较 差，发热量难以达到 5500 大卡（蒙东 3500 大卡），再考虑到煤企合理的利润水平，将 进一步拉低晋陕蒙三省的经济有效产能。当煤价下跌时，全国煤矿亏损企业数量也快速上 升，也可给予佐证。 以山西地区为例，按照山西省现有煤矿坑口含税售价 370-570 元/吨的价格管控区间，假 设各煤矿均按 5500 大卡发热量价格，并扣除 8%的资源税和 13%的增值税，在坑口最高 长协限价 570 元/吨下有 11.19 亿吨/年的产能能够保持盈利，在最低长协限价 370 元/吨 下仅有 2.2 亿吨/年的产能能够保持盈利，即，现有价格管控区间下对应山西省的煤炭经济产能为 2.2-11.19 亿吨/年。此外，假设山西坑口含税价格从长协价上限 570 元/吨分别下降 至 550、530 元/吨（对应不含税价从 471 元/吨降低到 454.5、438 元/吨）时，经济产能从 11.19 亿吨/年分别下降至 10.54、9.88 亿吨/年。可见，山西地区对经济煤价相对敏感，且 价格下跌将迅速影响供给，进而支撑煤炭底部价格。

从上市公司看，成本压降空间也较为有限。以中国神华、中煤能源、陕西煤业三家龙头煤 企为例，各公司在经历 2021 年煤价快速上涨后，各公司的成本有所抬升。而在之后的 2022 年到 2024 年上半年，各公司的成本保持稳定。一方面，通过一系列成本管控措施， 各公司有效抑制了成本的进一步上涨。而另一方面，以人工成本、原料成本为主的刚性成 本上涨仍使得进一步压降成本有一定难度，单吨生产成本的明显降低往往来自于新投产矿 井分摊成本。如中煤能源，在 2022年后随大海则煤矿投产核增实现的自产煤成本下降。分 结构来看，如折旧摊销、维修支出、运输港杂费用基于产量增加而基本实现了逐年下降， 而像材料成本、人工成本，在 2023 年后则压降成本有限。