2025年煤炭行业中期策略：反转，不是反弹

1.行情及市场回顾

1.1.市场表现：板块垫底，跌幅靠后多以焦煤企业为主

2025 年初至 6 月 30 日，沪深 300 指数上涨 0.03%，中信煤炭指数下跌 10.77%， 跑输沪深 300 指数 10.80 个百分点，位居 30 个行业涨跌幅榜第 30 位。 究其原因，或主因年初至今受火电需求疲软影响，煤价持续下行，进而导致煤企利润出 现明显下降，影响市场对煤炭行业高股息持续性的担忧。

个股方面，2025 年初至 6 月 30 日，我们选取的 26 家样本煤企中 3 家上涨，23 家下 跌。 涨幅唯三：安源煤业（+48.58%）、伊泰 B 股（+2.77%）、电投能源（+1.02%）； 跌幅前五：恒源煤电（-25.33%）、兰花科创（-23.83%）、潞安环能（-23.65%）、 山西焦煤（-22.33%）、永泰能源（-21.64%）。

1.2.基金持仓：筹码持续出清，主动持仓比例回落至 21 年起涨前

煤炭行业 2025 年 Q2 持仓继续回落。2025 年 Q2 末主动型基金（含普通股票型、偏股 混合型及灵活配置型基金）对煤炭板块持仓占比为 0.36%，较 2025 年 Q1 减少 0.08pct； 指数型基金（含被动指数型及增强指数型基金）对煤炭板块持仓占比为 0.71%，较 2025 年 Q1 减少 0.12pct；合并计算后，两类型基金对煤炭板块持仓占比为 0.52%，较 25Q1 下滑 0.09pct。

主动型基金持仓继续回落：从流通股占比环比变动来看，获增配前五的为昊华能源 （+0.78pct）、淮河能源（+0.50pct）、华阳股份(+0.27pct)、新集能源（+0.16pct）、中煤能源 H 股（+0.11pct）；获减配前五标的为广汇能源（-2.61pct）、中国旭阳 H（（-0.37pct）、山煤国际（-0.30pct）、山西焦煤（-0.22pct）、中国神华（-0.16pct）。

指数型基金配置同步下降：从流通股占比环比变动来看，获增配前五标的为华阳股 份（+0.94pct）、宝泰隆（+0.49pct）、首钢资源 H（（+0.46pct）、山西焦煤（+0.44pct）、 上海能源（+0.29pct），获减配前五标的为山煤国际（-4.48pct）、潞安环能（-1.41pct）、 永泰能源（-1.00pct）、安源煤业（-0.90pct）、恒源煤电（-0.80pct）。

2.维度一：成本视角下衡量煤价的估值水平

理论上来说，宽松的供需格局会导致商品价格走出弱势表现，而一旦商品价格跌到成本 线附近，甚至是跌破了成本线，那么生产企业便会因无利可图而倾向于减少产量，同时， 中下游或许也会在减产与低价的共同刺激下而开始采购囤货，如此一来，商品价格便会 受到支撑、提振。 但在实际运行过程中，并非都如上述一般如意，部分行业或因种种原因，即使在价格跌 破成本后，依然未见明显减产行为（详见第 3 节内容）。因此，我们更倾向认为详细梳 理、分析煤企/煤矿的吨煤成本，更多是帮助市场理解当前煤价估值水平是高是低。 以我们统计的 16 家动力煤上市公司作为样本，其完全成本曲线右侧 20%分位对应吨 煤完全成本约在 393 元/吨，推算对应港口含税价格 640 元/吨。6 月初，港口煤价一 度跌至 618 元/吨，理论上意味着今年煤价最低点时，对应约超 20%的煤炭产能面临 亏损，618 元/吨的煤价就估值而言，处于偏低水平。

2.1.动力煤

2.1.1.国内动力煤企业成本

我们以 16 家动力煤上市公司作为样本，其 2024 年合计产量 11.11 亿吨，占全国动力 煤产量 36%: 2024 年对应吨煤销售成本 89~391 元/吨； 2024 年对应吨煤完全成本 122~502 元/吨； 2024 年对应吨煤现金成本 114~450 元/吨。

2.1.2.疆煤外运拉高成本曲线，但受铁路降费影响支撑略有减弱

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。

随着煤价高位运行，近年来疆煤外运量大幅增长。2020 年以前，新疆煤炭生产绝大多数 供应疆内使用，从 2019 年开始，受内地煤炭供应紧张、价格高位运行影响，疆煤外运量 开始大量增长。外运量从2020年1741万吨增长到2023年11000万吨，增幅达531.8%。 其中 2023 年铁路外运量 6023 万吨，同比约增长 9.1%，公路外运量 4977 万吨，同比 增长 51.8%。2024 年，疆煤外运量稳步增长，约累计外运 1.4 亿吨左右，创历史新高。 其主要得益于新疆煤炭优质产能的加速释放，以及疆煤外运需求的日益旺盛。

从铁路运输流向看，西北和西南地区是疆煤外运的主要销售市场。2024 年西北地区占比 62%，其中：甘肃占比 37%，宁夏占比 18%、青海陕西占比 7%；西南地区占比 18%； 其他地区占比 20%。疆煤外运仍以西北西南地区为主，甘肃、宁夏仍是疆煤的主要外调 省份，但外运范围正在逐步扩大至华中地区和两湖一江等地。

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。新疆煤炭开采成本低，疆煤开采完全成本约 150 元/吨，开采成本 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。

运费劣势和运价波动成为疆煤外运及疆煤产量波动的核心。2025 年一季度，疆煤铁路外 运量 2201 万吨，同比减少 3.5%。

随着 25 年煤价的下跌，运费成本占比愈发凸显，根据新疆煤炭交易中心数据显示 “2025 年新疆煤炭铁路运输成本占终端售价的比重从 2024 年的 30%攀升至 40%， 导致企业外运意愿减弱”。

煤价下行，疆煤在内陆地区竞争优势削减，疆煤外运趋势放缓。2025 年 1 月疆煤 外运量达 851.9 万吨，日均发运量 27 万吨左右；但 2025 年 2 月日均发运量降至 20 万吨左右。可见受煤炭价格持续走低的影响，煤炭出疆铁路运输需求出现下降趋 势。

疆煤运费下调，以促进商品销售。中国铁路乌鲁木齐局（乌局）下调运费，乌局整 车、国铁集装箱、铁龙箱红淖三铁路到成都局、昆明局、西安局部分站点运费由 15% 变更为下浮 21%，自备 35 吨敞顶箱红淖三铁路到上述路局部分站点运费由 19%变 更为下浮 25%。运费下调后，预计疆煤（哈密出矿区）外运到甘肃、川渝等地的运 费将降低 44 元/吨、64 元/吨。铁路运费下浮可以对冲煤价下跌区间，提升疆煤 外运量，根据中国煤炭资源网数据显示，25 年 3 月新疆铁路煤炭发运量环比增长 15%，其中川渝地区占比提升至 35%。

疆煤外运物流成本下降亦催化 5 月、6 月疆煤产量增速。2025 年 5 月、6 月新疆原 煤产量较 4 月明显增加（2025 年 4 月新疆产量因价格已出现明显环比下降），可见 运输成本持续下降，有效降低了疆煤外运的综合成本，增强了上游煤矿企业的生产 意愿和发运积极性。 运费下调的确助力提升“疆煤外运”活力，但核心仍为煤炭市场价格趋势，考虑 25 年 煤价下行空间深，疆煤外运部分区域即使运费下调仍倒挂无利润（昌吉、库拜地区及哈 密至北港），根据新疆煤炭交易中心数据，疆煤外运 2025 年预计增量难寻，预计 25 年疆煤外运量或在 1.5 亿吨左右。

2.1.3.海外吨煤成本增长显著，主要进口国“印尼”已减产

海外上市煤企吨煤成本高企，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，2024 年，北美三家主要动力煤公司平均综合成本约 48 美元/吨，较 2023 年增长 3.6 美元/吨；兖煤澳大利亚综合成本 130 澳元/吨，较 2023 年下降 13 澳元/吨；印尼三家公 司动力煤平均综合成本 48 美元/吨，较 2023 年下降 5 美元/吨。从结构来看，印尼、澳大利 亚煤企成本下降主要系价格下行特许权使用费同步下移，人工及原材料等成本较为刚性。

主要动力煤进口国“印尼”已面临减产。2025 年 1-4 月，印尼煤炭产量仅 2.23 亿吨， 同比下滑 17%；若此趋势延续，全年产量或降至 6.7 亿吨，较 2024 年的 8.36 亿吨减少 近 20%。2025 年 1-4 月，印尼煤炭出口总量累计为 16233 万吨，比上年同期减少 1340 万吨，同比下降 7.6%，较一季度降幅加大 2.1 个百分点。核心原因包括： 需求疲软：中国、印度等主要进口国采购量收缩，全球海运煤炭贸易量下滑。 政策扰动：2025 年 3 月印尼政府推行的（“HBA 强制挂钩出口”新规，被动推高印尼 煤企报价，削弱国际买家意愿，而面对目前“买方”市场，新政并不能提高价格反 而减弱印尼煤炭出口主动权。

印尼煤炭矿权税改落地：HBA 联动+累进税率。根据此次颁布的新法规，煤炭相关采矿 权税率将依据发热量和开采方式的不同，采用累进式税收政策，并与印尼政府发布的煤 炭参考价(HBA)相挂钩。当 HBA 价格高于 90 美元/吨、高位发热量在 4200-5200 大卡之间时，矿商需缴纳的税率较原先将增加 1%，对于露天煤矿而言，税率为 5%-13.5% 不等。 按牌照：IUP 和 IUPK，IUP 指普通采矿许可证，大多数中型矿商持有，适用于国内 及区域市场；IUPK 指特殊许可证，主要由大型矿商持有(如 KPC、Adaro、Arutmin、 Berau 等)，以出口市场为主导。 按热值：不同牌照不同热值税率基数不同。

根据前文印尼煤炭公司成本统计 2021-2024 年印尼主流煤炭企业平均成本从 36 美元 /吨增至 48 美元/吨，主要系燃油价格增长带来的燃料成本增加以及特许权使用费新规 致煤企负担加剧，且上述均为刚性成本增长，企业亦无法随价格变化而进行优化成本， 故我们认为以 2024 年成本来算，印尼中低热值煤到岸（广州港）成本约 450 元/吨已 成边际定价基准，当煤价逼近该水平，矿商会进一步主动减产，形成市场底部支撑，成 为全球煤炭市场关键托底力量。

2.2.焦煤

2.2.1.国内焦煤企业成本

我们以 11 家焦煤上市公司作为样本，其 2024 年合计产量 2.10 亿吨，占全国焦煤产 量 13%： 2024 年对应吨煤销售成本 301~885 元/吨； 2024 年对应吨煤现金成本 365~944 元/吨； 2024 年对应吨煤完全成本 396~973 元/吨。

2.2.2.海外焦煤企业成本

蒙古国焦煤成本具有核心优势，俄罗斯焦煤企业陷入困境。

蒙古国焦煤企业凭借显著的低成本优势在全球市场中保持较强竞争力。2024 年蒙 古焦煤开采+运输成本约 41.7 美元/吨，南戈壁吨煤现金成本约 40 美元/吨，低于 上文国内焦煤企业成本；

澳大利亚焦煤企业亦陷入经营困境。受限于较高的开采及运营成本（如政府特许权 税和人力费用），昆士兰州的博文焦煤公司（Bowen Coking Coal）因成本高企和煤 价下滑（截至 25 年 7 月中，优质低挥发焦煤价格跌至 177 美元/吨，二级硬焦煤折 价约 30%），已开始缩减其伯顿矿区运营规模并寻求融资，减少产量（25Q3 原煤 产量目标减少至约 50 万吨），以应对全球钢铁需求疲软和焦煤价格的下跌。

俄煤全行业亏损面50%以上。低煤价和高企的运费导致俄罗斯出口炼焦煤亏损50%； 此外俄罗斯制裁导致投资减少、设备更新和人员支出增加推高了开采费用，俄罗斯 露天矿开采费 2973 卢布（比 2023 年+7.5%），井工矿开采费 3606 卢布（比 2023 年+7.7%）。

3.维度二：以史为鉴——政策干预或是煤价反转的必要条件

下文复盘了 2008 年、2015 年、2020 年三次煤炭见底过程，通过产业链运行情况、宏观 经济环境、政策调控手段及煤炭市场自身供需等多个视角，深度剖析价格见底的主要逻 辑和影响因素，试图“以史为鉴”，更好的帮助我们预判本轮价格底部以及理解价格触 底可能出现的信号。 复盘 2008 年（底部 500 元/吨左右）、2015 年（底部 350 元/吨左右）、2020 年（底部 470 元/吨左右）三轮价格探底过程，发现其有着颇多共同之处： 每轮煤价下行过程中，并未出现煤企主动大规模减产行为，尽管其背后原因各有不 同； 完全靠市场自发力量（即煤价下行→跌破成本→煤企减产）致产能出清，扭转供需 过剩局面，促使价格止跌难度较大。每轮煤价止跌的背后，均有政策的调控、干预， 例如 2008 年的“四万亿”托底需求；2015 年的供给侧改革&棚改；2020 年的特殊 宏观事件后“放水”&内蒙倒查&超产入刑等。

3.1. 2008 年煤价触底：需求侧的强刺激

2008 年 8 月前，煤价一度涨至 1000 元/吨关口。自 2001 年 12 月以来，我国正式加入 WTO，国内经济进入高速增长的黄金时期，亦是“煤炭黄金十年“的起点。在此期间，煤 价自 2003 年均价 264 元/吨持续震荡上行至 2008 年 7 月 925 元/吨左右。其中受洪洞矿 难致地方煤矿停产及邻近奥运安监加剧等影响，2008年 5月~7 月间上行斜率最为陡峭， 短短 3 月时间煤价最高上涨 395 元/吨。 价格暴涨倒逼限价令出台。受煤价大幅上涨影响，电力企业燃料成本急剧上升，亏损面 和幅度进一步扩大，随着夏季用电高峰的临近，为保障电力供应，国家发改委依据《价 格法》的有关规定，采取临时性干预政策，对煤炭进行限价。 全球金融危机爆发，需求断崖，煤价短时间腰斩。2008 年下半年以来，美国金融危机不 断加剧，美国五大银行中有三大银行接连宣布破产，尤其是有百年以上历史的雷曼兄弟 于 2008 年 9 月倒闭破产，金融危机全球蔓延。我国亦难独善其身，出口骤降、经济增 速回落，面临硬着陆风险。2008 年 10 月~2009 年 1 月，单月发电量同比负增长，分别 为-4%、-9.6%、-7.9%、-11.8%。在此背景并叠加上述限价政策下，煤价在短短 5 个月 左右时间几乎腰斩，由 2008 年 7 月的近千元跌至 2008 年 12 月 15 日 510 元/吨左右。 “四万亿”刺激计划推出，力促煤价止跌回升。为应对国际金融危机带来的经济下行压 力，2008 年 11 月 5 日，我国正式推出“四万亿”经济刺激计划，拉动下游需求迅速回 升，从而带动煤价止跌回升。

回顾本轮价格探底过程，值得注意的是，在 2008 年煤价暴跌过程中，国内煤炭产量并 未发生显著变化，即并未因煤价暴跌而导致国内产量出现收缩，此举或主因在当时 500 元/吨的煤价背景下，煤企利润依旧较为丰厚，未触及大面积亏损，减产意愿不足。亦侧 面说明，2008 年煤价触底回升主因宏观刺激政策所致，于供应端影响较小。

3.2. 2015 年煤价触底：“供改+棚改”政策组合拳

2012 年~2015 年，煤炭产能过剩，需求回落，价格持续下行。2012 年开始，随着 4 万 亿刺激计划的潮水退去，外加欧债危机影响，国内经济增速下滑，煤炭下游火电、钢铁 等行业需求减少，而供给端由于前期投入了大量的资本开支（中国煤炭工业协会在北京 召开了 2015 年度煤炭工业改革发展情况新闻发布会上，中国煤炭工业协会副会长表示 “近 10 年来，煤炭采选行业固定资产投资，累计投入 3.67 万亿”），新增产能不断释 放，煤炭产能过剩的问题逐渐突显，煤炭价格持续下行，北港煤价一度跌至 2015 年底的 350 元/左右。 为解决煤炭市场产能明显过剩，行业几近全面亏损问题，“供给侧”改革应运而生，煤 炭行业进入行政去产能周期。 2013 年 11 月，国务院办公厅提出五大措施保障煤炭行业平稳运行； 2014 年 7 月，国家发改委牵头建立煤炭行业脱困联席会议制度。 2016 年 2 月，国务院印发《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，提 出“276 日”工作制和“将用 3~5 年时间再退出 5 亿吨”的产能目标。 微观方面而言，企业抱团保价自救，年底阶段性寒潮突袭也在一定程度上对本轮煤价筑 底起到了助力作用。 2015 年 11 月下旬强冷空气导致中东部多地创下半年气温新低，华北局部最低气温 达-20℃，部分地区打破历史同期低温纪录。 2015 年 12 月 28 日，神华等国内大矿与煤炭工业协会在京召开了“4+1”会议，部 署 2016 年 1 月的定价方案 与此同时，“棚改货币化”拉动地产需求，带动经济稳健增长，与供给侧改革形成有效 的政策组合。国务院 2015 年 6 月发布《关于进一步做好城镇棚户区和城乡危房改造及配套基础设施建设有关工作的意见》，明确将补偿模式从实物安置为主转向货币化安置 优先，标志着“棚改 2.0”时代开启。2015 年开始的“棚改货币化”通过货币补偿，解 决“有房无钱”与“库存积压”的结构性矛盾，激活了三四线楼市，带动房地产上下游 40 余个行业（如建材、家电等），形成了全产业链效应。

回顾本轮价格探底过程，值得注意的是，在煤价长时间的持续探底过程中，国内煤炭产 量并未发生显著变化，即并未因煤价暴跌而导致国内产量出现明显收缩，此现象与 08 年基本一致，但背后原因或略有区别： 煤矿固定成本占比较高，停产可能导致现金流彻底断裂，从而导致债务危机，企业 被迫“以量补价”维持运营； 部分企业试图通过增产摊薄单位生产成本； 煤炭是山西、内蒙等资源省份支柱产业，减产将直接冲击地方财政收入； 煤企多以传统国企为主，涉及职工家庭众多，停产易引发区域性失业和社会稳定问 题； 煤矿关停涉及较大资产减值、员工安置等成本，且未来产业转型面临较大困难，企 业主动退出意愿较弱，部分企业甚至逆势扩充市场份额，寄希望在下一轮整合过程 中占据优势地位。 本轮（2012~2015 年）煤价探底过程更为持久，状况更为惨烈，依然未见煤企大规模 主动减产，最终主要依靠政策对供应端的强干预叠加棚改货币化带动经济稳步回升，煤 价终得以止跌。

3.3. 2020 年煤价触底：特殊宏观事件后稳增长叠加表外供应受限

特殊宏观事件突发，供需阶段性严重错配，煤价快速下挫。我国煤炭供给端集中度较高， 而下游需求相对分散，即煤炭市场“供给集中度大于需求”。2020 年特殊宏观事件全面 爆发，年初在国家能源局、发改委相继发文要求做好特殊宏观事件防控期间煤炭供应保 障工作的背景下，各大煤企纷纷响应号召，加大煤矿复工复产力度，导致年后上游煤矿复工复产进度明显快于下游需求，煤炭市场供需严重错配，煤价一度暴跌至 2020 年 4 月 27 日 470 元/吨左右，并创下 2016 年 8 月以来新低。 此后，随着特殊宏观事件逐步受控后需求的快速恢复，以及表外产量的明显收缩，煤炭 市场供需错配逐步缓解，价格止跌回升。

特殊宏观事件逐步受控，稳增长发力，需求快速回升。2020 年 4~5 月特殊宏观事 件逐步得到控制，随后在货币、财政放松的加持下，国内需求迅速恢复，基建、地 产同时出现了快速复苏；而海外特殊宏观事件的持续失控，导致海外大量需求被国 内的制造业承接，出口和制造业接力建筑业持续推动钢材需求上升。

同时，内蒙倒查 20 年涉煤反腐致表外产量明显收缩。2020 年 2 月 28 日，内蒙古 自治区党委、政府召开煤炭资源领域违规违法问题专项整治工作动员部署会议，正 式启动对 2000 年以来涉煤腐败问题的全面倒查。2020 年 4 月 18 日，内蒙古纪委 监委网站同一天之内，发布了两则审查调查消息。

本轮（2020 年）价格探底过程与 2008 年有些许类似，均是需求短期内受“黑天鹅” 事件冲击，导致供需阶段性明显错配，煤价应声大幅下挫。后续随着需求的快速恢复， 供需错配缓解，煤价止跌回升。 而不同之处在于，自 2020 年 4 月底煤价见底后，开启了波澜壮阔的行情，煤价一度暴 涨至 2021 年 10 月超 1600 元/吨，究其原因，除特殊宏观事件后货币、财政政策加持 外，供给受限起到了决定性作用： 内蒙倒查涉煤 2020 年反腐导致表外产量大幅收缩； 2021 年 3 月《中华人民共和国刑法修正案（十一）》对煤炭行业超产行为作出明 确刑事规制，导致市场超产意愿明显减弱； 进口煤政策逐步收紧，2020 年 10 月对澳洲煤炭进口实施限制。 同样值得注意的是，本轮煤价整个探底过程中，价格低位持续时间较短，并未出现煤企 大规模减产现象，更多依赖于需求的恢复和政策干预导致的表外产量受限。

4.动力煤：价格具备反转条件，现货/长协倒挂望捋顺

4.1.价格回顾：承压持续下行

年初以来，受火电需求疲软&国内供应恢复性增长的双重影响，动力煤市场依旧未能摆 脱持续疲软的态势，价格重心承压持续下行，直至步入迎峰度夏，在高温拉动下，煤价 触底反弹。截至 2025 年 8 月 8 日： 现货：港口 Q5500 现货报 681 元/吨，较年初下跌 87 元/吨，价格已跌回 2021 年 初水平； 现货季度均价：25Q2 港口 Q5500 现货均价 642 元/吨，同比下跌 211 元/吨（跌幅 24.7%），环比 25Q1 下跌 91 元/吨（跌幅 12.5%）； 年长协：7 月港口 Q5500 年长协报 666 元/吨，较年初下跌 27 元/吨，价格已跌回 2021 年下半年水平； 年长协均价：25Q2 港口 Q5500 年长协均价 674 元/吨，同比下跌 25 元/吨（跌幅 3.57%），环比下跌 16 元/吨（跌幅 2.27%）。

4.2.供应：国内增速进一步收窄，进口望延续下降

4.2.1.国内：“稳产稳供”背景下，产量增、但增速进一步收窄

在 3 月 13 日，国家发改委发布的《关于 2024 年国民经济和社会发展计划执行情况与 2025 年国民经济和社会发展计划草案的报告》中指出“要大力提升能源资源安全保障能 力。加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设。有序实施煤炭产能储备 制度，持续增强煤炭生产供应能力，强化煤炭兜底保障作用”。在此背景下，全国各地 煤炭生产仍然以稳产增产为基调（尤其是山西产量恢复明显，主因 24 年低基数），控产 和减产情况偶有出现，但也多以中小煤矿出于去库的目的自行调整。 25 年至今产量增幅放缓，山西、新疆为主要增产区，内蒙古、陕西产量均下滑。根据 sxcoal 数据，1~6 月全国生产动力煤 18.7 亿吨，累计同比增加 1.1%。从区域性来看： 主要增产区山西省（产量累计 4.27 亿吨，同比+8.3%）、新疆维吾尔自治区（产 量 2.35 亿吨，同比+12.8%）； 内蒙古自治区、陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区 1~6 月动力煤累计产量均呈现同 比下降趋势，降幅分别为 3.0%、6.9%、0.2%、10.6%。

尽管持续下跌的市场行情对产能释放有一定的抑制，但当前煤价不足以导致煤企出现主 动大规模减产。在“稳产稳供”的政策背景下，预计主要产煤省区将继续扎实做好煤炭 稳产稳供工作，充分发挥煤炭的兜底保障作用。结合我们对 2025 年煤矿产能投放情况 的梳理，预计全年动力煤产量仍将保持增长态势，或达 38.8 亿吨左右，但增速进一步 收窄至 1.4%左右。

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。

4.2.2.进口：受价格倒挂影响，下半年进口望进一步下降

年初至今，国内煤价持续走低，但外矿挺价明显，导致内贸煤和进口煤价格长期处于倒 挂状态，进口量由增转降，且整体呈现下滑态势。2025 年 1~6 月我国进口动力煤 1.60 亿吨，同比减少 13.4%，由增转降（去年同期增 11.2%）。分国别来看： 1~6 月自印尼进口动力煤 9003 万吨，同比下降 15.5%，占比 56.2%； 1~6 月自澳大利亚进口动力煤 3235 万吨，同比下降 4.3%，占比 20.2%； 1~6 月自俄罗斯进口动力煤 2038 万吨，同比减少 14.1%，占比 12.7%。

展望下半年，印尼进口煤价优势不显，且在国内供应宽松，协会发出“严控劣质煤进口” 倡议的背景下，预计进口量将维持同比下降态势。参考普氏等预测数据，我们预计全年 动力煤进口水平或降至 3.8 亿吨左右，同比下滑 6.4%。 国内煤价跌幅快于进口煤，进口价差收窄甚至倒挂，终端转向内贸煤采购； 进口长协量明显下降。2024 年，进口贸易商群体扩大，进口贸易商的长协签订量使得煤 炭进口量相对坚挺。2025 年由于进口贸易商普遍亏损，大部分贸易商和电力企业煤炭 长协签订量缩减三成到四成。 印尼政府重申印尼出口煤炭定价权，以 HBA（印尼动力煤参考价格指数）指导煤炭销售 定价。印尼煤炭出口受到定价政策扰动，加上印尼 ICI（印尼煤炭离岸价格指数）跌幅 偏小，进口贸易商拿货成本偏高。进口低卡煤和内贸煤价格走势分化，进口低卡煤迅速 丧失价格优势。3 月至 5 月，印尼煤 Nar3800 大卡动力煤较同热值内贸煤价格每吨高出 20 元至 30 元，部分电厂减少对进口煤的招标，转买内贸煤； 极端天气与物流制约全球煤炭供给。澳大利亚遭遇热带气旋“阿尔弗雷德”，港口装运 中断；南非和哥伦比亚因航距远、运输成本较高，出口到我国的煤炭大幅减少。

4.3.需求：火电需求不及预期，关注“迎峰度夏”&“疆煤化工投产”

4.3.1.电力用煤需求不及预期

年初至今，火电增速不及预期主因全社会用电增速略有放缓（主因二产用电增速由 24 年的 5.1%降至 25 年 1~6 月的 2.4%）&风光发电大增挤压火电份额。根据国家统计 局数据，2025 年 1~6 月份，规上工业发电量 45371 亿千瓦时，同比增长 0.8%。其中， 1~6 月火电累计发电量 29410 亿千瓦时，同比减少 2.40%； 1~6 月核电累计发电量 2363 亿千瓦时，同比增加 11.30%； 1~6 月水电累计发电量 5398 亿千瓦时，同比减少 2.90%； 1~6 月风电累计发电量 5533 亿千瓦时，同比增加 10.60%； 1~6 月太阳能累计发电量 2667 亿千瓦时，同比增加 20.0%； 根据 Sxcoal 数据，2025 年 1-6 月电力用煤累计需求 12.2 亿吨，同比下降 2.1%， 与火电发电量同比降幅基本一致。

展望下半年，电煤需求有望改善。一方面，下半年将陆续迎来迎峰度夏、迎峰度冬等耗 电、耗煤旺季；一方面，下半年水电、风电等新能源发电挤压效应或将逐渐减弱。 气象方面，预计迎峰度夏期间，全国大部分地区气温较常年同期偏高，电厂日耗有望明 显改善。2025 年世界气象组织（WMO）最新报告指出“未来五年地球将进入‘致命高 温’”频发期，2025 年至 2029 年之间至少有一年的气温高于有记录的可能性为 80%。 据国网能源研究院报道，预计今年江苏大部、上海、浙江、福建北部、安徽、江西大部、 河南南部、湖北、湖南大部、重庆、贵州东北部、四川东部局部、青海西北部、甘肃西 部、新疆、内蒙古西部等地偏高 1～2℃，上述大部地区高温（日最高气温≥35℃）日数 较常年同期偏多。华北、华东北部、华中北部、新疆等地初夏高温热浪明显，华东中南 部、华中中南部、西南地区东部、新疆盛夏高温伏旱显著。预计气温因素支撑下降温用 电规模将维持高位。

此外，据国网能源研究院预测，新型基础设施仍是拉动我国用电需求的重要方面： 预计到 2025 年底我国 5G 基站规模有望突破 470 万个，在规模扩张的同时，基站 存量优化与改造升级也持续推进，单耗更高的 5G-A 基站占比将持续提升，预计 2025 年 5G 基站带来的新增电量有望超过 300 亿 kW·h； 预计 2025 年底我国在用数据中心机架总量有望超过 950 万架，年用电量有望超过 1600 亿 kW·h，较上年增加约 370 亿 kW·h； 预计 2025 年我国纯电动汽车净增约 800 万辆，年底保有量达到约 3000 万辆，充 换电服务业年用电量将达到 1020 亿 kW·h，较上年增加约 190 亿 kW·h。 综合考虑经济、气温及闰年基数等因素，预计 2025 年全国全社会用电增速处于 4%~6.5%区间，下半年增速高于上半年水平。在此背景下，火电增速有望转正，火电 耗煤全年亦有望保持小幅增长。

4.3.2.新疆煤化工预期成为非电用煤新引擎

2025 年 1-6 月化工用煤 1.65 亿吨，同比高增 19.3%。我们认为化工用煤需求继续高 增主要有以下几个原因： 煤价回落驱动煤制烯烃等化工产品利润走扩，煤化工一体化公司毛利率优势突出， 吸引企业开工率增长，2025 年前 22 周甲醇平均开工率 80.2%，同比增长 4.4pct； 化工新建产能仍处于集中投产期，新疆准东煤田成为煤化工核心战场，天池能源煤 制气、国能哈密煤制油等百亿级项目启动，新疆化工用煤需求成为新引擎； 煤制烯烃、乙二醇等作为石油基替代品，依旧受益于油价高波动下的经济性优势。

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。

新疆发展煤化工原料成本优势突出，潜力较大。以煤制烯烃为例，原料成本方面，假设 生产一吨聚烯烃的煤耗是 6 吨煤炭，按照 6 月 25 日 5500K 煤炭坑口含税价格来算，新 疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、陕西彬县分别为 381/420/505 元/吨，新疆煤制烯烃成本（外 购）优势约 235-745 元/吨。在前两年煤价高位时，疆煤价格波动弹性弱更具优势，如 2023 年 11 月 13 日，新疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、陕西彬县分别为 465/690/740 元/吨，新疆煤制烯烃成本（外购）优势约 1348-1648 元/吨；在煤价底部周期，新疆煤化工一体 化因疆煤生产成本低优势亦凸显。 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。

4.4.展望：需政策春风，扭转预期，重燃信心

本轮动力煤价格下跌时间已持续近 4 年，根据上述第 2 节内容，我们认为前期价格底部 （618 元/吨）就估值水平而言，已处于低位或底部区域。依据历史经验，我们一直强 调“煤价见底的必要条件之一——政策干预（需求 OR 供给）”，此前我们预期煤价见 底或存在两种路径： 路径/情景（乐观）：在国内财政政策、货币政策、产业政策、扩大内需政策协同发 力背景下，下半年动力煤需求明显改善，前期 618 元/吨或就是本轮调整的绝对底 部，后续迎峰度夏及冬季备货阶段将带动煤价上行； 路径/情景（悲观）：下半年动力煤整体需求依旧疲软，煤价在迎峰度夏后重回跌 势，随着煤价越临近合理区间（“570~770 元/吨”的下限（（570 元/吨），政策干 预概率或逐步加大，助力煤价见底；路径/情景（中性）：在“反内卷”大背景下，约束煤炭行业供给的政策有望随时出 台，何时见政策，煤价则何时具备见底条件。 7 月 22 日，据新疆煤炭交易中心报道，国家能源局综合司已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，此举符合“中性”情景假设，即意味着煤价具 备见底条件。我们认为下半年随着需求逐步改善，动力煤现货价格有望回升至长协基准 价之上，若未来超产查处事件能严格执行，煤价将具备极强的上行动力。

5.炼焦煤：关注库存重构&超产查处带来的价格弹性

5.1.价格回顾：超跌后的理性回归

年初以来，受国内高供给（山西恢复性增产）、高进口以及下游主动去库影响，焦煤供 需矛盾加剧，甚至一度走出极端的负反馈行情，产地低硫主焦价格亦最低跌至 1100 元 /吨附近。进入 6 月后，在价格绝对低位的背景下，国内主产区受安全、环保扰动，产 量高位回落，同时蒙煤进口亦受“那达慕”大会影响，导致焦煤整体有效供应明显下降， 价格开启反弹。截至 2025 年 7 月 30 日， 现货：柳林低硫主焦报 1500 元/吨，较年初上涨 120 元/吨； 现货季度均价：25Q2 柳林低硫主焦煤均价 1189 元/吨，同比下跌 744 元/吨（跌幅 38.5%），环比 25Q1 下降 126 元/吨； 长协：以“山西沙曲焦精煤”为例，截至 7 月 11 日当周，报 1180 元/吨，较 24 年 底下跌 580 元/吨。

5.2.国内：山西主导 25 年产量恢复性增长

25 年炼焦煤产量恢复。2025 年 1~6 月国内炼焦精煤累计生产 2.38 亿吨，同比+4.3%。 产量增长主要系山西安监后 25 年产量恢复，山西 1~6 月炼焦精煤产量 1.1 亿吨，同比 +8.9%。

展望 2025 年，我们预计炼焦煤产量有望恢复至 4.85 亿吨，较 2024 年增加 2.5%。 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。

5.3.进口：需求疲软进口量亦同步下移

在国内供应宽松，销售承压、价格下行的背景下，2025 年上半年焦煤整体进口呈现“价 跌量跌”态势。2025 年 1-6 月，我国进口炼焦煤 5282 万吨，同比减少 8.0%，其中，从 蒙古国进口炼焦煤 2475 万吨，同比减少 16.2%，占比 47%；从俄罗斯进口炼焦煤 1481 万吨，同比下降 2.1%，占比 28%；从澳大利亚进口炼焦煤 380 万吨，同比增长 33.6%， 占比 7%，蒙古仍为我国炼焦煤主要进口国。

弱需求&低价格焦煤进口增量难寻，但海外焦煤成本优势依旧，2025 年炼焦煤进口预 计延续“高价高量、低价低量”趋势。

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，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”，反 过来若焦煤价格超预期，亦会带来蒙古国焦煤进口顺畅，进口量上行。考虑到蒙古 7 月 那达慕大会影响叠加 2025 年上半年焦煤价格疲软蒙煤进口兑现“价低量低”预期，我 们预计 2025 年蒙古国焦煤进口约 4800~4900 万吨，同比下降约 13.7%~15.5%。

俄罗斯：焦煤出口税取消叠加基建设施扩建催化俄煤进口价格优势，焦煤进口主要增量 区域。2024 年 12 月，俄罗斯取消炼焦煤 7%的出口关税，促进焦煤出口成本降低 7-9 美元/吨，显著提升出口优势，叠加卢布贬值和油价下跌，进一步降低出口运输成本。俄 罗斯加速推进远东物流项目，埃尔加煤矿的太平洋铁路（530 公里）及配套港口建设计 划 2026 年满负荷运行，缓解当前运力瓶颈。俄罗斯焦煤对华出口增长的核心逻辑是“中 美、中澳关系变化叠加成本优势（关税、汇率），以及俄煤随着港口、铁路等扩容出口 能力提升”。短期虽受制于运力和价格波动，但中长期在政策协同与基建设施配套升级 的驱动下，俄焦煤在中国市场份额有望进一步扩大。

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 2024 年蒙古国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。

5.4.需求：关注重建库存对终端需求超预期催化

终端需求延续下行与结构升级特征。2025 年 7 月 11 日当周，247 家钢厂铁水日产量平 均为 239.8 万吨，同比+0.6%。2025 年 1-6 月，中国粗钢产量 51483 万吨，同比下降 3.0%。2025 年上半年中国钢材市场呈现出总量收缩与结构升级并存的特征：

制造业钢材需求持续：2025 年 1-6 月全国规模以上工业增加值同比增长 6.4%，细 分来看，钢材需求三驾马车之一，尤其装备制造业（消耗钢材最多）增加值同比增 长 10.2%；

固定资产投资规模继续扩大延续钢材需求增长韧性：2025 年 1-6 月份，全国固定资 产投资（不含农户）248654 亿元，同比增长 2.8%；扣除房地产开发投资，全国固 定资产投资增长 6.6%；

钢材出口并不悲观：2025 年 1-6 月，全国出口钢材 5814.7 万吨，同比增长 8.9%； 根据兰格钢铁网测算，若算上钢坯及粗锻件出口并折算成粗钢，预计上半年全国粗 钢出口量将会超过 6200 万吨。

工业化成熟期后通过消费拉动的经济周期恢复特征是整体稳定，波幅下降。制造业消耗 金属增加，对冲资本形成金属用量的下滑，尤其伴随着出口结构中的高端品占比不断提 高，使得长周期内工业国金属消耗量依然可以保持维持高位。转型期下假设 2025 年中 国经济内需上通过消费率的回归，财政扩张和库存重建牵引经济的逐步复苏，缓慢而曲 折，同时外需保持稳定。如果不考虑库存周期摆动中性预计 2025 年下半年钢铁消费总 量同比增长 2.5%，期间若经济体重建库存，需求可能达到更高水平。

5.5.展望：深蹲是为了跳的更高

上半年焦煤价格在供需矛盾加剧、资金因素共同作用下快速下挫，产地低硫主焦一度跌 至 1100 元/吨附近。 我们认为供需矛盾已在价格上得到较大程度体现，即如此大的跌幅已提前反映了基 本面偏差预期； 因市场的一致悲观预期，导致下游终端用户持续主动去库，终端环节和贸易商库存 均处于低位； 此外，在如此低价背景下，已挤出部分高成本国内供应和性价比偏低的进口煤。 综上，我们认为在政策查处超产背景下，焦煤底部大概率得以确认，短期反弹高度取决 于库存重构的持续性，长期而言取决于终端需求及超产查处力度，未来产地低硫主焦价 格有望回升至 1500~2000 元/吨水平，后续重点关注： 国内煤矿是否因为超产核查导致产量下滑； 焦煤进口（尤其蒙煤进口）是否发生较大扰动； 国内是否有强刺激政策落地。

编辑：火腿肠