2024年煤炭行业2025年策略：六年长虹，七年可期

1.行情回顾

1.1.行情复盘：板块终迎估值提升

本轮煤炭板块自 23 年 8 月下旬上涨至今，其核心原因在于“煤价底部远高于市场预期， 而非对煤价的暴涨预期”。不同于 21~22 年（煤价大涨→煤企盈利暴增→股价跟随业绩 上涨），23 年在煤价中枢下移，煤企盈利普遍下滑的背景下，煤炭板块表现依旧亮眼， 至今已连续录得 5 年正收益。究其本质：

基本面而言，自 2016 年供给侧改革以来，煤炭从需求逻辑转变为供给逻辑，行业 盈利反转。长期来看，在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担 忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资 本再投入的意愿较弱。由于长期投资不足，产出缺口逐步扩大。

估值而言，在成长型经济体转向成熟型经济体的过程中，各行各业，过去依靠资本 开支拉动净利润增长的决策模式转向更看重投入产出的投资回报率。资本市场的定 价机制也将从过去的单纯从净利润单一指标，转向更加看重股东回报的自由现金流， 周期股的估值会从成熟期的估值下降重新转入再一次的估值提升。

低资本开支&现金流充裕，煤炭行业具备“高分红、高股息”资产特征。

煤炭基本以央国企为主，自 2016 年供给侧改革以来，在行业高景气度背景下，历 史负担已明显减轻，截至 2024H1，多数公司账面货币资金远大于有息负债，且经营 性现金流良好，具备“增持、回购、加大现金分红”能力。账面净现金排行前 5 的 是：中国神华、潞安环能、陕西煤业、中煤能源、晋控煤业；以“账面净现金/2023 归母净利”代表公司持续且稳定的分红能力，排行前 5 的是：晋控煤业、潞安环能、 中国神华、恒源煤电、上海能源。

“一利稳定增长，五率持续优化”，推动央企效益稳步提升，利润总额、净利润和归 母净利润协同增长。在此要求下，考虑到煤价属周期波动，煤炭企业或通过加大成 本管控力度，使得利润得以明显释放，保证企业效益稳步提升。一方面，我们以“经 营性净现金流-净利润-折旧摊销-财务费用”与“净利润”比值为评价标准，比值越 高，未来利润有望释放潜力越大。位于前 5 的是：昊华能源、淮北矿业、中煤能源、 中国神华、山煤国际。一方面，我们以 2020 年至 2024 年 Q3 期间“专项储备”& “预计负债”净增金额与 2023 年净利润对比，比值越高，未来成本控制有望潜力 越强。位于前 5 的是：新集能源、淮北矿业、潞安环能、上海能源、陕西煤业。

1.2.市场表现：“绩优”则“股优”

2024 年初至 12 月 10 日，沪深 300 指数上涨 16.5%，中信煤炭指数上涨 12.9%， 跑输沪深 300 指数 3.5 个百分点，位居 30 个行业涨跌幅榜第 16 位。个股方面， 涨幅前五：永泰能源、昊华能源、中国神华、中煤能源、陕西煤业，涨幅分别为47.7%、 45.9%、42.9%、41.2%、24.4%。 跌幅前五：潞安环能、山煤国际、华阳股份、兰花科创、宝泰隆，跌幅分别为-26.1%、 -22.4%、-15.7%、-13.8%、-13.7%。

2.鉴往知来

2.1.煤价底部再经压力测试，疆煤外运&进口拉高成本曲线

2.1.1.国内煤企成本存差异，各地资源税率陆续上调

2023 年国内煤炭集团（企业）吨煤完全成本约 330~620 元/吨。根据煤炭集团债券评 级年报，2023 年山西焦煤集团吨煤完全成本 616 元/吨，同比-1.6%；晋能控股煤业集 团吨煤完全成本 332 元/吨，同比+3%；华阳集团吨煤完全成本 335 元/吨，同比-28%， 潞安化工集团吨煤完全成本 431 元/吨，同比-15%，山东能源集团吨煤完全成本 507 元 /吨，同比-9.2%。吨煤成本下降主要在于期间费用优化，以及煤价下行资源税（从价税） 亦有下行趋势。

山西、新疆纷纷上调资源税率，土地财政或转变为资源财政。对于煤炭资源依赖较重的省 份，资源税是其重要的财政收入来源，2022 年，山西省煤炭税收占比 59.85%，内蒙古 煤炭税收占比 46.42%，陕西省煤炭税收占比 36.10%，宁夏省煤炭税收占比 21.01%， 新疆煤炭税收占比 10.48%。故通过提高资源税率，可以增加地方政府的财政收入，以支 持地方经济的发展和重大战略项目的发展。 2024 年 6 月，新疆维吾尔自治区第十四届人民代表大会常务委员会第十一次会议 决定，将“自治区资源税具体适用税率、计征方式及减免税办法”中“煤”税目的 原矿税率由 6%修改为 9%、选矿税率由 5%修改为 8%，自 2024 年 7 月 1 日起执 行。 2024 年 4 月起，《山西省资源税税目税率表》中，将“煤”税目原矿税率由 8%调 整为 10%，选矿税率由 6.5%调整为 9%；“煤成（层）气”税目原矿税率由 1.5% 调整为 2%。

2.1.2.疆煤外运拉高成本曲线——煤价调节器

疆煤外运铁路通道呈现“一主两翼”空间格局。“一主两翼”是指以兰新铁路（兰州—阿 拉山口）为主通道、临哈铁路（临河—哈密）为北翼通道、格库铁路（格尔木—库尔勒） 为南翼通道。同时三大通道通过与国铁集团和国家能源集团既有运输网络进一步联通， 更远辐射川渝地区、环渤海黄骅港、曹妃甸港等，形成疆煤出海入川的重要铁水联运通 道。 兰新铁路：疆煤外运主通道，年设计运输能力 7000 万吨～8000 万吨，近期既有嘉 峪关站改造、大草滩新建嘉峪关站直通场工程即将开工，届时煤炭输送能力有望进 一步提升，进一步推进新疆煤炭产量-运力-需求的匹配。 临哈铁路：疆煤外运的北翼通道，年运力约 2000 万吨。根据 2021 年《内蒙古自治 区“十四五”铁路发展规划》，临哈铁路内蒙古段将进行扩能改造，项目建成后，临 哈铁路运输能力将提升 45%左右。 格库铁路：是疆煤外运南翼通道，主要负责青海、西藏、四川地区煤炭保供运输， 年运量可达 2600 万吨。2021 年《青海省中长期铁路网规划（2021—2050 年）》提 出将格库铁路增建复线工程作为青海省 2036—2050 年规划铁路项目。

疆煤外运量近年暴涨，铁路为主，甘、宁为主要流向。根据葛小龙等《疆煤外运铁路通 道供需分析》数据，2020-2023 年，新疆煤炭外运量从 1741 万吨提升至 11082 万吨。 其中铁路外运量由 1493 万吨增长至 6033 万吨，占比由 86%降至 54%；公路由 248 万 吨增长至 5049 万吨，占比由 14%提升至 46%。新疆日报报道，据中国铁路乌鲁木齐局 集团有限公司介绍，截至 2024 年 11 月 29 日，新疆铁路疆煤外运量达 8148 万吨，同比 增长 52.4%。

从铁路外运流向上看，2023 年新疆发往甘肃 1527 万吨、宁夏 1131 万吨、青海 325 万吨、川渝地区 1407 万吨、云贵地区 451 万吨，华北地区 119 万吨，其他地区（两 湖一江、陕西等）1073 万吨。铁路运量中，兰新、临哈、格库铁路分别承担 5426 万吨、119 万吨、488 万吨。从公路外运流向上看，主要发往甘肃、青藏地区。

运输成本是新疆煤炭外运成本中最重要的组成部分。煤炭外运总成本主要由开采成本与运 输成本两部分组成。新疆煤炭开采低，疆煤开采完全成本约 150 元/吨，成本优势显著， 但距离内地煤炭消费地较远，运输成本较高，因此运输成本是新疆煤炭外运成本中最重 要的组成部分。经测算，以 5500 大卡动力煤为基准，考虑到接卸、杂费等费用，哈密地 区是目前疆煤外运成本最优产区，铁路外运较公路外运仍具有明显优势。 以最新出矿售价算，疆煤到北港最低价格为 777 元/吨，即期利润优势仅有 36 元 /吨； 最左侧成本参考疆煤开采成本，到北港成本最低约 624 元/吨； 截至 2024 年 12 月 10 日，从昌吉发运至川渝、北港地区基本已无性价比。

综上我们认为疆煤虽开采成本低，但疆煤外运拉高成本曲线右侧，即疆煤亦是煤价调节 器，哈密地区是目前疆煤出疆性价比最高产区，以哈密出疆铁路、公路成本分析煤炭市 场价格底部支撑是核心。 当港口煤价跌至 830 元/吨以下，即使是哈密地区公路出疆亦开始倒挂，公路出疆 或将呈现减量趋势（2023 年公路出疆 5049 万吨，占比 46%），进而调节疆外煤 炭市场供应压力； 当港口煤价跌至 780 元/吨以下，哈密地区目前出矿价铁路运至北港几乎没有利润， 哈密地区煤炭出矿价格将进一步压缩，对于成本偏高，距离较兰新线核心站台远的 煤炭产能或逐渐转为疆内销售或现边际减产趋势，兰新线出疆预计呈现减量趋势 （2023 年兰新线煤炭外运 4960 万吨，占比 45%，是目前疆煤外运核心），疆外 市场供应压力或现明显缓解，疆煤成为煤炭价格底部的重要支撑。

2.1.3.海外吨煤成本增长显著，推升进口成本曲线

海外上市煤企吨煤成本增长显著，推升进口成本曲线。我们统计了 2018 年以来，美国、 澳大利亚、印尼等主要煤炭出口国代表企业吨煤成本趋势及结构，发现全球煤炭综合成 本呈现显著上涨趋势，截至 2023 年底，北美三家主要动力煤公司平均综合成本约 45 美 元/吨，较 2021 年增长 33.6%；兖煤澳大利亚平均综合成本 143 澳元/吨，较 2021 年增 长 44.4%；印尼三家公司动力煤平均综合成本 53 美元/吨，较 2021 年增长 47.2%。从 结构来看，2022 年以来印尼、澳大利亚特许权使用费增长显著；受船运紧张及拉尼娜等 影响，澳大利亚运输成本亦增长明显；此外，煤价高企亦会增加人工及设备成本。 2022 年以来印尼、澳大利亚特许权使用费增长显著； 受船运紧张及拉尼娜等影响，运输成本亦增长明显； 通胀导致原材料、耗材等增加； 人工成本提升。 根据统计的海外煤企财报成本数据，2023 年印尼煤 FOB 成本均值 53 美元/吨，对应 国内华南（广州）地区港口到岸完税价格（3800K）约 480 元/吨；，2023 年澳大利亚 煤 FOB 成本均值 124 澳元/吨，对应国内华东（舟山）地区港口到岸完税价格（>5700K） 约 821 元/吨。

2.2 一级市场成交火热，煤炭资源稀缺尽显

2024 年以来，山西省通过网上挂牌出让方式，实现多宗煤炭市场探矿权市场化配置， 助力财政持续增收和煤炭稳产保供。截至 11 月底，山西省今年共实现 6 宗煤炭探矿权 出让，成交价约 800 亿元：

2024 年 3 月 13 日，山西省沁水煤田沁水县胡底南煤炭探矿权成交，矿区面积 24.7242 平方千米，最终成交价为 62.92 亿元，竞得人为晋城蓝焰煤业股份有限公 司；

2024 年 3 月 14 日，山西省沁水煤田安泽县白村煤炭探矿权成交，矿区面积 69.0556 平方千米，最终成交价为 140.03 亿元，竞得人为山西教场坪能源产业集团有限公 司；

2024 年 8 月 21 日，山西省襄垣县上马区块煤炭探矿权成交，竞得人为山西潞安环 保能源开发股份有限公司，根据上市公司公告，此矿区面积 72.4173 平方千米，最 终成交价为 121.26 亿元，煤炭资源量约 81958 万吨，毗邻公司总部驻地和主力矿 井区域；

2024 年 8 月 22 日，山西省寿阳县于家庄区块煤炭探矿权成交，竞得人为山西华阳 集团新能股份有限公司，根据上市公司公告，此矿区面积 73.2245 平方千米，最终 成交价为 68 亿元，煤炭资源量约 62990.5 万吨，资源位于山西省晋中市寿阳县境 内、太行山脉北段西侧，紧邻阳泉市，毗邻公司控股子公司阳煤集团寿阳景福煤业；

2024 年 10 月 23 日，山西省吕梁市兴县区块煤炭及共伴生铝土矿探矿权成交，竞 得人为山西焦煤能源集团股份有限公司，根据上市公司公告，此矿区面积 52.1821 平方千米，最终成交价为 247.05 亿元，煤炭资源储量 95277.5 万吨，铝土矿资源储 量 5561.23 万吨，镓矿资源储量 3431.28 吨，煤种主要为 1/3 焦煤、气煤，规划产 能 800 万吨/年，资源属于国家规划矿区离柳矿区，且兴县区块北与公司所属斜沟煤 矿相邻，地质构造简单，开采条件较好，公司可借助斜沟煤矿开采技术优势，充分 利用斜沟选煤厂洗选能力和铁路专用线运输能力，提高公司产品的市场占有率，提 升公司自身竞争优势；

2024 年 11 月 15 日，山西省保德县化树塔区块煤炭探矿权成交，矿区面积 45.7 平 方千米，成交价格 160 亿元。

除了山西省煤炭资源出让及山西省上市公司积极布局资源竞拍外，苏能股份、陕西能源 等其他省份煤炭上市公司也积极布局甘肃省煤炭资源竞拍扩充。

2024 年 6 月 13 日，苏能股份以人民币 322 万元竞得甘肃省崇信县百贯沟西煤炭资 源勘探探矿权，此矿区面积 16.0783 平方千米，煤类为不粘煤，属中高发热量煤， 查明资源量 3605.60 万吨；

2024 年 6 月 16 日，陕西能源以 3735 万元竞得甘肃省环县钱阳山煤矿采矿权，此 矿区面积 121.1518 平方千米，资源储量 101983.98 万吨。 此外，二级市场煤炭资源交易也逐渐火热，资源稀缺性凸显。

2024 年 8 月 8 日，永泰能源公告称“拟以不超过 3.5 亿元收购昕益集团持有的天悦 煤业 51%股权”，对应优质焦煤资源储量约 2837 万吨，产能 60 万吨/年；

2024 年 9 月 27 日，安泰集团公告称“拟以不超过 5 亿元购买山西介休鑫峪沟左则 沟煤业公司部分股权，预计受让股权比例不低于 20%，不高于 45%”，收购公司目 前煤矿保有储量约为 8600 万吨，可采储量约为 5800 万吨，年产能 90 万吨/年；

2024 年 10 月 10 日，美锦能源公告称“拟购买美锦集团持有的锦源煤矿 51%股权、 山西弘驰持有的正旺煤业 49%股权、山西苏扬持有的正城煤业 49%股权”，锦源煤 矿累计查明资源储量 79066 万吨，焦煤品质较高、开采条件较好；正旺煤业累计查 明资源量 8591 万吨，年焦煤产能 120 万吨；正城煤业累计探明资源储量 8244 万 吨；

2024 年 10 月 25 日，广汇能源公告称“将全资子公司伊吾广汇能源开发有限公司 的40%股权以现金方式转让给新疆顺安能源有限公司，股权转让价款约20.5亿元”，其核心资产为新疆伊吾县淖毛湖煤田东部勘查勘探探矿权，勘查面积 140.68 平方 公里，保有资源储量 31.08 亿吨，平均发热量为 5000～5500 大卡。 上市公司积极参与探矿权竞拍有助于提升公司自身竞争优势，且竞拍资源均临近各公司 已开采矿区，可以有效协同利用已建设的运输、洗选能力，扩充上市公司后备资源储量， 符合公司战略发展要求，有利于公司可持续发展。此外，今年以来山西省煤炭探矿权单 位竞拍成交均价 12.2 元/吨，我们结合截至 2023 年底主要煤炭上市公司资源储量和最 新市值比值来看，即使不考虑后续探转采手续费用以及单吨煤炭产能建设成本，多数煤 炭企业单位储量价值远低于目前一级市场竞拍价格，煤炭行业一二级市场倒挂严重，煤 炭资源稀缺性凸显，价值重估远未结束。

2.3.产地 vs 沿海供需分化，发运全年倒挂

产地 vs 沿海供需分化，发运全年维持倒挂。北方港口和晋陕蒙主产区存在煤炭供需结 构的不同的现状。北方港口作为煤炭的主要下水点，其煤炭供应主要依赖于“三西”地 区，以及进口煤到港，需求相对单一（主要是南方地区电厂和建材行业）；主产区供应主 要系当地原煤产量，需求结构相对多元化（电力、冶金、化工，叠加贸易商投机需求）。 因此，随着长协煤比例的增长，主产地和沿海港口煤炭供需逐渐分化，发运倒挂（煤炭 从产地发运到港口的成本高于港口的售价）现象持续存在且仍未改善，这会导致贸易商 和煤炭企业发运煤炭到港口的积极性降低，同时也会带来港口贸易商囤货成本持续高位， 港口价格下降时贸易商无法完成轮库，对降价存在抵抗情绪，亦为港口煤炭价格的阶段 性支撑。

2024 年至今（截至 12 月 10 日），鄂尔多斯汽运至北港平均倒挂 32 元/吨，鄂尔多 斯铁路运至港口平均倒挂 7 元/吨，大同铁路运至港口平均倒挂 21 元/吨，榆林铁路 运至港口平均倒挂 23 元/吨，且上述吨煤运输成本未包含短倒、请车费用，故港口 煤炭市场实际倒挂幅度预计更突出。

从理论上讲，价差倒挂会影响港口贸易商补库动力弱，港口调入降低，进而带来港 口货源不足挺价的支撑，但今年动力煤进口仍延续高位，一定程度上明显补充港口 动力煤货源，导致港口价格上涨动力驱弱，发运倒挂持续无法缓解。截止 2024 年 10 月 31 日当周，环渤海日均调入 173 万吨，同比-5.8%，同比周均减少 11 万吨/ 日，年初至今累计减少约 3577 万吨，大秦线发运量月均同比-8.4%，但年初至 10 月 31 日环渤海 9 港库存仅同比减少 170 万吨，1-10 月动力煤进口累计同比增长 3714 万吨，故从数据上亦印证进口增长补充港口货源，发运倒挂持续存在。

2.4.各主产区较年初指定目标的完成情况

主产区年生产目标完成仍有压力，山西生产节奏决定全国产量水平，供应弹性进一步弱 化。结合我们年初发布的报告《换个角度看 2024 年煤炭增产空间》，梳理主产区 2024 年煤炭生产目标并与 2023 年对比来看： 山西省原煤生产减量明显，且下修后 13 亿吨年产目标仍面临无法完成预期； 陕西省年初计划 1860 万吨原煤产量增量，目前看增量难寻； 贵州省安全生产压力仍较大，原煤生产瓶颈已现； 内蒙古、新疆年化看生产目标存超额完成预期，但整体幅度有限，叠加 11-12 月两 省因天寒、降雪等影响，月度生产节奏有望放缓； 除了增产，还要考虑因资源枯竭、非主产区的小煤矿、及存在安全隐患及长期停产 停工的矿井等去产能情况，参考近年来非主产区产量下滑情况，我们预计每年安徽、 青海等地区仍处于产量下滑周期，预计减少产量约 2500~3000 万吨。

3.动力煤：波动有望加大，谨慎乐观

3.1.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。

3.2.供应：国内增量有限，25 年进口或稳中有降

3.2.1.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。

3.2.2.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。

3.3 需求：25 年火电需求有望改善，化工仍是亮点

3.3.1.24 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。

3.3.2.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。

3.4.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。

4.炼焦煤：“以钢定焦、以需定价”，期待逆周期调节进一步发 力

4.1 价格回顾：震荡下行，创 21 年 5 月以来新低

震荡下行，创 21 年 5 月以来新低。2024 年初至今（截至 12/6）京唐港主焦煤均价 1924 元/吨。 春节前，受主产区矿难催化和下游冬储补库的影响，焦煤价格较为坚挺； 春节后，随着补库需求、矿难催化弱化，焦煤价格下行，叠加 3 月终端需求超预期 疲软，地方资金到位迟缓，基建等终端需求难以释放，钢厂利润承压带动焦煤价格 快速调整至低位； 三月中下旬四月中上旬：下游需求底部边际好转，焦煤库存历史低位，随着补库启 动，价格强势反弹； 四月中旬至 6 月末：焦煤价格反弹后，终端需求进一步催化减弱，下游补库结束， 回归至“钢材终端需求→去库速度→铁水产量”为焦煤价格核心； 7 月中旬 8 月底：螺纹换标准影响叠加预计偏弱，钢厂利润快速下行，钢厂减产兑 现，焦煤需求短期快速下滑，带来焦煤价格集中调整； 9 月至今：“以钢定焦”，“弱现实、强预期”格局呈现，炼焦煤市场强预期上行后， 鉴于基本面整体偏弱，价格震荡下行。

4.2.国内：山西主导，25 年存恢复性增长可能

受山西拖累，24 年全国焦煤产量明显下滑。从储量来看，我国炼焦煤储量为 1569.6 亿 吨，占我国煤炭总储量的 20%~25%，属于稀缺资源。2023 年国内炼焦精煤已现拐点， 累计生产 4.9 亿吨，同比-0.4%，洗出率持续下滑至 36.8%。今年受山西减产影响，产 量下滑幅度加大，1~10 月国内炼焦精煤累计生产 3.92 亿吨，同比-4.8%；其中山西 1~10 月产量 1.78 亿吨（6 月后产量逐步恢复至正常水平），同比-7.5%。我们预计 2024 年 全国炼焦精煤累计产量 4.77 亿吨，同比-3%。 展望 2025 年，我们预计炼焦精煤产量有望恢复至 4.83 亿吨，较 2024 年增加 1.3%。 增量主要源自山西恢复性增产； 存量矿井面临资源枯竭、煤质下滑等，导致近年来炼焦精煤洗出率呈现逐年下滑趋 势。

4.3.进口：以蒙为邻，“高价高量、低价低量”

2024 年焦煤进口数量符合预期。2024 年 1-10 月，我国进口炼焦煤 9925 万吨，同比增 长 22.3%，其中，从蒙古国进口炼焦煤 4735 万吨，同比增长 14.4%，占比 48%；从俄 罗斯进口炼焦煤 2563 万吨，同比增长 15.0%，占比 26%。蒙古仍为我国炼焦煤主要进 口国。

我们预计 11、12 月焦煤进口数量环比有所下滑，2024 年全国累计进口焦煤约 1.1 亿 吨，同比+10.8%。 近期受国内焦煤需求疲软影响，蒙煤销售困难，监管库库存接近满库水平，倒逼蒙 煤进口数量有所回落； 近期受国内焦煤价格下行&人民币贬值影响，海运焦煤进口存在倒挂现象。

2025 年炼焦煤进口预计以价定量，“高价高量、低价低量”。

以价定量：蒙古焦煤进口价格优势依旧，“以需定量”进口预期仍在，参考蒙古国焦煤上 市公司财报数据，2024H1 蒙古焦煤吨煤开采加运输成本 42.9 美元/吨、南戈壁吨煤现 金成本 39.5 美元/吨，较国内焦煤企业成本具有明显优势，进而蒙古焦煤进口主要路径 为“国内焦煤价格低、销售不畅→中蒙进口口岸库存高→倒逼进口量下滑”，而并非降 价至蒙古国煤炭生产成本，反过来若国内明年焦煤价格超预期，亦会带来蒙古国焦煤进 口顺畅，进口量上行。

蒙古：根据已经提交至国家大呼拉尔（议会）讨论的 2025 年预算草案，蒙古国计划出 口 8300 万吨煤炭，结合出口中国占比及炼焦煤进口占比约 70%来看，按上述规划， 2025 年预计从蒙古国进口炼焦煤 5700~5800 万吨，相比 2024 年年化进口量增长约 0.3~2.1%（增量约 20~120 万吨），但实际增量仍取决于国内焦煤市场强弱。

俄罗斯：由于制裁导致俄煤出口下降、叠加煤炭价格下降、成本高昂以及东部矿区铁路 基础设施运能不足，俄罗斯煤炭公司 Mechel 暂停了其子公司 YuzhnyKuzbass 的 Olzherasskaya-Novaya 矿山（0lzherasskaya-Novaya 煤矿的设计产能为 180 万吨/年， 剩余储量估计约为 2 亿吨，主要煤种是焦煤），截至 2024 年 8 月，俄罗斯 130 家煤矿 企业中已有 64 家亏损、毫无盈利。此外关注 2025 年俄罗斯埃尔加沿海煤炭港口铁路修 建情况，2024 年 12 月，俄罗斯政府称计划加速修建世界预测储量最大的煤田通古斯卡 煤炭盆地到哈巴罗夫斯克边疆区的煤炭运输铁路，该铁路将横跨俄罗斯远东和西伯利亚 地区，最终与位于中俄边境附近的俄罗斯埃尔加沿海煤炭港口连接起来，该建设项目已 被列入俄罗斯“加速建设项目清单”，要求在 9 至 21 个月的时间内加速实施。目前埃尔 加港四个码头的设计能力为每年 3000 万吨，若建成投产将增至每年 5000 万吨，增量 近 2000 万吨，不容小觑。综上，2025 年俄罗斯焦煤出口影响多元，长期铁路运输压力 和煤企经营负反馈已现，为俄煤至华增量带来挑战，叠加俄乌战争的发展及俄罗斯港口 扩容的兑现亦会增加中国进口俄煤布局。

长期：焦煤进口增量主要关注中蒙口岸铁路建设进度，根据蒙古国相关规划，新建的 4 条中蒙边境铁路建设顺序依次为：嘎舒苏海图-甘其毛都铁路、西伯库伦-策克铁路、毕 其格图-珠恩嘎达布其铁路、杭吉-满都拉铁路。根据 2024 年 8 月蒙古国政府办公厅主 任尼·乌其日勒会上预期“随着跨境铁路建设工程完成，预计蒙古国煤炭出口将增 加 3000 万吨。”结合出口中国占比及炼焦煤进口占比约 70%来看，焦煤进口增量约 2000 万吨，但考虑到中蒙铁路建设不确定性高，蒙煤进口利润优势亦有波动风险，铁路建成 后非煤大宗商品进口亦有占比增长挤占蒙煤进口的趋势。

4.4.需求：期待政策加码

2024 年地产拖累依旧明显，制造业&出口难再对冲。2024 年年初至 12 月 6 日当周， 247 家钢厂铁水日产量平均为 229.7 万吨，同比减少 4.2%。整体需求疲软主要系几个原 因：

外需强于内需，外需增速回落，内需增长乏力。2024 年 1-10 月全国出口钢材 9189 万吨，同比增长 23.0%，出口同比增速较 2023 年全年增速 34.1%回落 11.1pct， 剔除钢材直接出口数量后，表观消费量不增反降，年初至 12 月 6 日当周，钢材表 观需求 42132 万吨，同比下降 7.0%。

建筑用钢需求不及预期。地方化债过程中中央政府投资替代融资平台投资的过程中 出现的项目和资金匹配困难，导致基建项目中断，建筑用钢需求低迷，2024 年 1- 10 月全国固定资产投资同比增长 3.4%，尤其是房地产开发投资同比下降 10.3%， 建筑用钢材需求增长乏力，主要表现为截至 12 月 6 日当周，线材表需累计同比减 少 21.3%，螺纹钢表需累计同比减少 17.4%。

政策“组合拳”持续出台，2025 年基建、房地产用钢需求有望超预期。2024 年 11 月 8 日，近年来力度最大的化债举措审议通过，地方化债“三箭齐发”：地方政府债务限额 增加 6 万亿元；从 2024 年开始，连续五年每年从新增地方政府专项债券中安排 8000 亿 元专门用于化债，累计可置换隐性债务 4 万亿元；2029 年及以后年度到期的棚户区改造 隐性债务 2 万亿元，仍按原合同偿还。“化债政策”即解决了地方政府的隐性债务风险， 又使得地方政府腾挪出更多资源用于经济建设和民生保障，主要利好基建及房地产行业， 进而带动用钢需求： 地方政府可腾出更多资金投入基建，利于实物工作量加快落地，有效缓解 2024 年 以来基建项目中断，建筑用钢需求低迷的现状； 有望显著缓解重债地区利息支付压力，中长期提振基建投资未来预期； 地方政府可发行专项债券额度增加，专项债券资金用于收购闲置土地和存量房源的 工作进度可能会加速，有利于缓解房地产市场的存量，一定程度上减轻房企现金流 的压力。

制造业已成为钢材需求新引擎。建筑业和制造业作为钢材消费的主要领域，根据中国钢 铁工业协会 2024 年三季度信息发布会数据，2023 年，制造业和建筑业钢材需求占比分 别为 48%和 52%，并预计今年将各占“半壁江山”，甚至制造业用钢需求占比可能进一 步上升，可见在房地产行业需求减弱的背景下，制造业成为钢材需求的新引擎。 制造业行业中集装箱、船舶、汽车等领域用钢明显增长。从产量来看，2024 年 1-10 月金属集装箱产量累计同比+191%；民用钢质船舶产量累计同比+13.0%；新能源汽车产量累计同比+36.3%；2024 年下半年以来大家电销售量明显恢复。 中厚板、冷轧板卷等产品是通用设备、专用设备和汽车制造最主要的原材料。截止 12 月 6 日当周，冷轧产量累计同比+2.8%；中厚板产量累计同比-0.1%，可见钢铁 行业已整体进入了减量发展、存量优化阶段，钢材产量结构逐渐调整。

展望 2025 年，制造业支撑依旧，基建有望加速，可以乐观点。 地产：2024 年“一揽子”房地产政策持续出台，叠加“化债”政策有望明显改善房 企现金流，预计 2025 年房地产新开工面积降幅有望缓解，可以再乐观点。 基建：“化债”有望逐渐兑现，资金增量、存量项目有望加速，2024 年基建用钢疲 软现状有望于 2025 年明显缓解。 汽车：预计 2025 年新能源汽车政策支持、更新换代等仍将持续，叠加消费复苏催 化，预计 2025 年汽车用钢需求有望维持高增速水平。 家电：伴随着 AI 及 5g 的技术突破智能家居市场有望快速增长叠加家居消费品以旧 换新的政策加持，预计 2025 年家电行业将继续带动钢材市场需求。

4.5.展望：“弱现实、强预期”向“强现实、强预期”转变

当下受制于有效需求不足，焦煤整体供需呈现偏宽松局面，价格已创 2 年新低。展望 2025 年，我们认为“化债”等一系列政策意味着底层逻辑或已大转变，后续市场或将 由“弱现实、强预期”逐步转向“强现实、强预期”，偏国内定价的黑色系商品将受到明 显提振，无需过度悲观。 我们预计柳林地区低硫主焦全年价格主要围绕 1400~1800 元/吨运行，突破 1800 元 /吨上限需要需求端的强驱动，焦煤的稀缺属性有望随着资源的加速枯竭而逐步显现。

编辑：火腿肠