2025年中国神华研究报告：高分红穿越弱周期，购资源开启新成长

一、 公司概况：煤炭行业龙头，强业绩韧性+高分红兑现

1.1 国资委控股企业，煤炭规模领先

公司成立于 2004 年 11 月 8 日，2005 年 6 月于港交所上市，2007 年 10 月于上交所上市，通过收购央企母公司旗下经营煤 炭、电力、运输等业务的优质公司，构筑煤炭行业中的领先地位。2017 年，母公司神华集团与中国国电集团联合重组，神 华集团更名为国家能源集团，重组后的集团吸收合并中国国电，补强了公司煤电一体化产业链。目前公司以煤炭产品为基 础，形成了煤炭“生产—运输（铁路、港口、航运）—转化（发电及煤化工）”一体化运营模式。

股权结构方面，公司是国务院国资委控股的央企，所属集团煤炭资源排名前列。截至 2025 年 8月 1 日，国家能源投资集团 持有公司 69.52%的股权，实际控制人国务院国资委通过控股国家能源集团间接持有公司 62.57%股权。国家能源集团生产 规模在我国煤炭集团中排名第一，据中国电力报，2025 年上半年国家能源集团产量达 30589 万吨，同比小幅下降 1.0%， 市占率为 12.7%（计算口径是国家能源集团产量占规模以上企业原煤总产量的比重）；据公司公告，中国神华 2025 年 1-6 月商品煤产量为 165.4 百万吨，占集团总产量的 54.1%。

1.2 进行中期分红，强化股东回报

公司作为央企集团控股的国内煤炭领先企业，积极响应国家鼓励上市企业合理提高分红率、强化投资者回报的倡导，近年 来保持现金分红率在 70%以上，且呈现逐年提高趋势，保障高现金分红额的兑现，在煤企中起到带头作用。2025年，公司 董事会建议提高最低现金分红比例、适当增加分红频次，2025-2027 年度每年以现金方式分配的利润不少于公司当年实现 的归属于公司股东净利润的 65%，并适当考虑中期分红。2025 年 8 月 30 日公告，公司进行 2025 年中期利润分配，每股 派发现金红利 0.98 元（含税），拟派发的现金红利总额占2025H1 归母净利润的 79.0%。截至 2025年 10 月20 日，公司股 息率（TTM）约为 7.7%，高于十年期国债利率 5.8 个百分点左右。公司高长协占比和上下游一体化经营模式下，业绩呈现 较强韧性，这是保障高分红兑现的关键，在低利率环境延续的预期下，我们认为资源优质、业绩韧性好、高分红兑现率高 的煤企仍具备一定配置价值。

1.3 货币资金充裕，资产结构优化

公司资产负债率和有息负债率自 2016 年供给侧结构性改革以来整体呈现下行走势。一方面，煤价在 2016 年供给侧改革后 整体价格中枢有所抬升，同时在 2020 年下半年-2022 年疫后经济复苏的情况下，煤炭行业经历了阶段性供需错配的煤荒， 价格高涨，中枢再次抬升，从而使公司利润和资产逐步增厚；另一方面，公司在煤价中枢抬升、资金增厚的过程中加大了 有息负债的偿还力度，资产负债结构持续优化，近年来货币资金已远超有息负债额，整体资金流充裕，现金回流情况较好。

公司财务费用和利息费用规模和相应费用率持续下行至低位。随着公司资产负债结构优化和有息负债规模减少，2016 年2021 年财务费用和利息费用大幅下降，对应相关费用率持续降至低位，近年来维持低位震荡，体现出公司优异的控费能力。

近年来，公司整体资本开支规模有所增加，主要用于进一步扩大煤炭、发电、运输业务版图，但期末现金余额仍可较充分 地覆盖资本开支，反映出公司较好的资金状况。近两年，公司煤炭业务资本开支主要用于获取新街台格庙矿区新街一井、 二井采矿权和相关基础设施建设，支付神东矿区寸草塔煤矿深部资源采矿权首付款，以及杭锦能源塔然高勒矿井的建设。 发电分部资本开支主要包括建设江西九江电厂二期、广东清远电厂二期、广西北海电厂二期等在建火电项目。运输方面， 主要用于东月铁路等煤炭外运专线建设、黄骅港（煤炭港区）五期工程、神朔 3 亿吨扩能改造工程等。

1.4 长协销售模式，盈利能力强劲

公司业绩表现和市场煤价具高相关性，呈现周期性特征。 2013-2015 年煤炭寒冬期，经济增速放缓，煤炭产能相对过剩，叠加低价进口煤冲击，煤价下行导致公司业绩承压。 2016-2018 年供给侧结构性改革期间，国务院出台《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，自 2016 年起，力 争用三到五年时间，退出产能五亿吨左右、减量重组五亿吨左右；严格控制煤炭新增产能，从 2016 年起，3 年内原则上停 止审批新建煤矿项目；煤矿要按照全年作业时间不超过 276 个工作日重新确定煤矿产能。行业高能耗过剩产能加速出清， 煤价回升，公司营收规模同步走高。

2021-2022 年供需阶段性错配矛盾激化下，煤价异常高涨。2021 年，内蒙煤管票和安全严监管限制产量增加，煤炭行业经 历了疫后经济复苏、电力需求高增导致的阶段性供不应求，以及 10 月增产保供逐渐兑现后的重回宽松；2022 年，俄乌冲 突导致全球能源危机爆发，能源价格联动上涨，加上夏季用电旺季逢多地旱情严重影响水电供给，火电需求高增带动耗煤 量提升，煤价呈季节性大幅走高的行情。煤炭整体市场价格中枢的抬升带动公司营收增幅显著。 2023 年-2024 年，保供工作加强落实，电厂煤炭库存天数拉长，叠加进口煤量增加，供应相对宽松，煤价逐步回落，但公 司保持高占比的长协销售模式，2024 年月长协和年长协占比分别达 33.7%和 53.6%，长协模式下的销售价格稳定性相对好， 同时公司通过上下游一体化经营平抑了煤价对于整体业绩的影响，2023-2024 年公司营收仅同比下降 0.42%和 1.37%。 2025 年上半年，下游火电发电量受暖冬电力需求偏弱以及核电和新能源发电增长的挤占而同比下滑，动力煤港口库存累高， 煤价超预期走低，25H1 公司营收同比下降 18.34%。7 月-8 月，正处夏季耗煤旺季，高温天气带动火电需求回升，动力煤 消耗量增加，港口库存加速去化，从而驱动煤价回暖。

2024 年公司销售毛利率虽受煤价下行影响而下降，但仍保持在 30%以上，和上一轮供给侧结构性改革前的 2014 年毛利率 水平相近，25H1 销售毛利率回升至 35%以上；同时因资产负债结构优化和 2022-2023 年大额有息负债的偿还，支付利息 费用压力减小，销售净利率自2022年以来抬升至20%以上，体现出较强劲的盈利能力，以及当前煤价水平仍有盈利空间。

二、 核心优势： 整合资源巩固龙头地位，深入一体化布局

2.1 龙头地位稳固，量增空间可期

公司煤矿规模领先，煤种以动力煤为主，资源集中分布于内蒙古、陕西等地。根据公司公告，截至 2024 年末，公司拥有的 六大主矿区煤炭保有可采储量合计达 150.9 亿吨，证实储量达 37.5 亿吨。公司作为国内头部梯队上市煤企，生产规模始终 处于领先地位，2024 年产量达 327.1 百万吨，在我们梳理的 30 家上市煤企总产量中占比高达 25%。

经我们的梳理，目前公司并表的在产矿井共 29 座，在建 3 座，远期规划新街台格庙矿区新街三井-八井项目，合计在产产 能达 36600 万吨，在建产能 2600 万吨（计划 2028-2029 年建成投产），远期拟建产能 4000 万吨，在产矿井中，产能在 800 万吨/年及以上的大型矿井达 18 座，占总在产产能的 90.2%。 在建项目除子公司杭锦能源的塔然高勒井田外，主要有新街台格庙矿区的新街一井和二井两大项目，年产能均为 800 万吨/ 年，公司持股新街台格庙矿区 60%的比例，一井和二井项目预计总投资分别为 150.5 亿元和 146.8 亿元，2025 年计划资本 开支均为 8 亿元，两个项目计划在 2029 年建成。

2023 年公司启动收购母公司国家能源集团所持大雁矿业 100%股权和杭锦能源100%股权的工作；2024 年 8 月，大雁矿业 100%股权划转至杭锦能源，成为杭锦能源全资子公司；2025年公司完成对杭锦能源100%股权收购。杭锦能源及大雁矿业 拥有 3 座已投产煤矿、产能 1570 万吨/年，在建矿井 1 座（塔然高勒井田）、产能 1000 万吨，预计2028 年建成、2029 年 达产。2025 年公司完成对集团的杭锦能源和大雁矿业股权收购后，现有在产产能合计达366 百万吨/年。

公司煤炭产量整体呈现稳步增加态势，2020-2024 年公司煤炭产量和自产煤销量年复合增速分别达 2.9%和 2.5%。近年来 有产能增量的项目包括：2022 年，神山露天、黄玉川、青龙寺三处煤矿分别获批核增 60 万吨/年、300 万吨/年、100万吨/ 年产能；2023 年，保德煤矿产能由 500 万吨/年提高至 800 万吨/年；2024 年，神山露天煤矿产能由 60 万吨/年核增至 120 万吨/年。除生产销售自有矿山煤炭外，公司利用自建的运输通道和完善的贸易渠道同时进行外购煤销售，外购煤主要用于 调节供需和利用平台优势扩大整体煤炭销售规模，只赚取短期内的买卖贸易溢价差和小额代买服务费，因此外购煤销量受 市场煤价和行业供需现状的影响较大。2025 年上半年，在山西煤炭产量回升、供应充足和动煤需求偏弱的情况下，市场煤 价快速下跌，公司外购煤销量降幅较大，但外购煤利润低，对公司整体毛利影响较小。

2.2 售价有韧性，利润空间仍可观

售价端：公司以经营动力煤为主，长协占比高，自 2017 年我国动力煤执行“基准价+浮动价”的长协定价机制以来，公司 煤价变动幅度基本介于长协价和市场价变动幅度之间，在煤价下行期体现出一定的价格韧性。其中，公司自产煤单吨售价 和毛利润较外购煤相对平稳，外购贸易煤受市场供需基本面的短期变化影响较大，25H1 公司自产煤和外购煤售价同比分别 下降 9.30%和 18.36%。

成本端：2025H1公司自产煤生产成本主要受人工成本和其他成本（维简安全费、洗选加工费、矿务工程费等）等的增加而 较上一轮供给侧结构性改革前的 2014 年整体抬升了 50 元/吨，加上运输成本后的销售成本抬升了 71 元/吨，公司作为国内 动力煤龙头，上行的成本曲线也为煤价底部提供一定支撑。相较于可比公司，公司自产煤单位销售成本位于合理水平，处 在产量加权平均成本线的附近；同时相较于当前的市场煤价，在该销售成本下，公司自产煤仍有较为可观的利润空间。

2.3“煤+电+化+运”构筑产业链闭环

公司以煤炭业务为基石，逐步拓展加深煤炭+电力+运输+煤化工的一体化业务布局，形成动力煤上下游产业链闭环。一体 化发展的优势主要体现在，一方面，利用自有煤炭作为原料布局煤电业务和煤化工产品，有助于平滑煤价波动对公司业绩 造成的较大影响；另一方面，利用自建的铁路、港口码头和船舶航运体系，保障煤炭的运输周转流畅，同时有助于实时获 悉市场煤炭供需情况，及时做出产销调整，从而减少不必要的库存积压等情况的发生。 2024 年，发电分部耗用公司自有煤炭 73.6 百万吨，占发电分部总耗煤量的 76.3%，占公司煤炭总销量的 16%；煤化工分 部所需煤炭全部来自公司自有，2024 年耗用煤炭 4.6 百万吨，占公司煤炭总销量的 1%。2024 年公司煤炭分部营业收入合 并抵销前后相差 501.6 亿元，主要因部分煤炭用于内部发电分部。2024 年公司合并抵销前的煤炭运输成本约 552亿元，而运输分部营业收入合并抵销前后相差约 418.6 亿元（2024 年合并抵销前公司运输业营收约 550 亿元、合并抵销后营收约 131 亿元），公司内部煤炭运输成本抵销了大部分运输分部的营业收入。

发电分部：随着公司新建火电项目的投产，燃煤发电总装机容量逐年抬升，且在燃煤机组性能提升和调峰需求下，发电机 组平均利用小时数较 2019 年有显著提升，2019-2024 年燃煤发电机组总售电量年复合增速达 10%。近两年售电价格虽有 所下滑，但因原料煤价处于下行期，公司燃煤发电单位利润保持在较为稳定的水平。

公司燃煤售电成本：公司燃煤发电的原料煤有近80%来自自有煤炭（包含自产煤和外购煤），原料保障能力强，市场煤价的 下跌在一定程度上可降低发电分部煤炭原料成本。同时，发电分部售电标准耗煤量呈现逐年下降趋势，有助于降低原料成 本。燃煤发电中的燃料成本占比高，煤炭和火电业务的利润存在较高互补性，且因电价较煤价调整相对滞后且可调整幅度 较小，因此存在“煤电顶牛”的问题（即市场煤价和计划电价间的利益冲突，煤价波动造成的煤企和电力企业利润跷跷板 式震荡），而煤电一体化发展有助于熨平煤价波动过程中公司电力业务和煤炭业务的利润，化解“煤电顶牛”的价格矛盾和 利益冲突，从而实现煤电业务的双赢。

公司继续深入布局电力业务，在建煤电项目投产在即。经梳理，公司在建煤电项目中，有望在2025年下半年投产的燃煤机 组总装机规模达 4700MW，较 2024 年公司燃煤机组总装机容量 43184MW 提升 10.9%，其中印尼南苏电厂燃煤机组已经 在 2025 年 7 月通过 96 小时试运行，移交商业运营；其他在建项目合计 4640MW 的总装机容量有望在 2026 年投产，另有 两大较大规模电厂扩建项目已获核准，公司整体燃煤发电业务规模有望持续扩大。

运输分部-铁路：公司现有在运营的铁路线 8 条，分别是包神铁路、神朔铁路、甘泉铁路、大准铁路、巴准铁路、准池铁路、 朔黄-黄万铁路、黄大铁路，运输路线途经内蒙、陕西、山西、河北、天津、山东等多个省份，自有铁路运输体系有助于及 时跟踪煤炭市场供需情况，从而调整生产销售节奏。2021 年以来，公司自有铁路运输周转量维持在 300 十亿吨公里左右。

运输分部-港口：公司拥有黄骅港和天津煤等多个综合港口和码头，总装船能力约 2.7 亿吨/年，自有码头总装船量保持较为 稳定的水平，其中黄骅港全年装船量在 210 百万吨左右，25H1 完成装船量 107.6 百万吨、同比下降 2.2%；天津煤码头全 年装船量在 45 百万吨左右，25H1 完成装船量 21.8 百万吨、同比小幅下降 0.5%。航运：公司拥有约 2.24百万载重吨自有 船舶的航运船队，深化拓展一体化协同创效，保障保供运输任务的完成，2025H1 完成航运货运量约 49.9 百万吨，同比下 降约 24%，主要是业务结构调整和航线结构变化。

公司在建的运输项目主要包括神朔铁路扩能改造工程全长 270 公里、货运量 3 亿吨/年，东月铁路全长 128.7 公里、货运量 6580 万吨/年，黄骅港五期工程（5000 万吨下水能力）和天津港二期工程（3500 万吨煤炭和 1800 万吨矿石通过能力），东月铁 路、黄骅港五期、天津港务二期项目均已获得核准批复，未来有望进一步完善公司煤炭和矿物运输网络。

煤化工分部：公司现有煤化工业务主要聚焦在包头煤化工煤制烯烃项目，主要产品包括聚乙烯（生产能力约 30 万吨/年）、 聚丙烯（生产能力约 30 万吨/年）及少量副产品（包括工业硫磺、混合碳五、工业丙烷、混合碳四、工业用甲醇、精甲醇 等）。2024 年，包头煤化工煤制烯烃升级示范项目（生产能力75 万吨/年）建设有序推进，该项目预计总投资171.5亿元、 2025 年计划资本开支 50 亿元。公司聚烯烃产销量整体较为稳定，2024 年受煤制烯烃生产设备检修影响，聚烯烃产销量有 所下降，2025 年上半年同比大幅回升，销量逐步恢复至往年正常水平。 由于国内聚烯烃产能持续释放，供应呈现出相对过剩的格局，2019-2020 年炼化一体化项目逐步落地，叠加 PDH 制聚丙烯 的轻烃装置投产，聚烯烃产能快速扩张，市场从寡头垄断向充分竞争发展，聚烯烃产品售价和毛利率持续回落。

2.4 拟规模化收购集团资源开启新成长

2025 年 4 月 8 日国务院国资委表示，将全力支持推动央企及其控股上市公司不断加大增持回购力度，同时加大对央企市值 管理工作指导。同日，国家能源集团宣布，积极支持控股上市公司高质量发展，下一步集团将持续支持各控股上市公司推 进资产整合，兑现同业竞争承诺，实现优质资产向上市公司集聚。 2025 年 8 月 16 日，公司发布《中国神华能源股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易预案》， 拟通过发行股份及支付现金方式购买国家能源集团持有的煤炭、坑口煤电及煤化工等相关资产并募集配套资金。本次交易 涉及的重组标的多达 13 家，包括“国源电力、神华煤制油化工公司、新疆能源、乌海能源、包头矿业、神延煤炭、晋神能 源、平庄煤业、煤炭运销公司、港口公司、航运公司、电子商务公司、内蒙建投”。截至 2024 年底，标的资产合计总资产 为 2583.62 亿元（占中国神华收购标的资产前的 39%），合计归母净资产为 938.88 亿元（占中国神华的 27%）；2024年度， 标的资产合计实现营业收入 1259.96 亿元（占中国神华的 37%），合计扣非归母净利润 80.05 亿元（占中国神华的 13%）。 若此次大额交易顺利完成，中国神华的“煤电化运贸”纵向一体化程度将显著提升，综合能源龙头地位将进一步巩固。 其中，新疆能源下属新疆准东露天煤矿截至 2025 年最新核定产能已达 3500 万吨/年，是国内第二大露天煤矿，可采储量超 过 20 亿吨，其开采的 31 号不粘煤具有低灰、特低硫、中高热值的特性，是优质化工及动力用煤；此外，标的公司中还包 括有新疆红沙泉一号露天煤矿（核定产能 3000 万吨/年）、新疆黑山露天煤矿（核定产能 1600 万吨/年）、内蒙古贺斯格乌 拉南露天煤矿（核定产能 1500 万吨/年）等国内煤炭产能及资源储量领先的大型煤矿。

三、 行业层面：动力煤供应受约束，需求有回升，基本面好转

动力煤基本面现状：迎峰度夏旺季，电力耗煤上行，港口库存去化。2025 年 1-5 月动力煤受国内供应充足、火电需求不及 预期等的影响，价格出现超预期下跌，秦皇岛港动力煤市场价最低降至 609 元/吨，逐渐接近秦皇岛港下水煤（5500Q）中 长期合理价格区间 570-770 元/吨的下沿，已经较充分地交易了火电需求偏弱、山西煤矿复产等原因带来的基本面过剩现状； 6 月是全国第 24 个安全生产月，矿山安全和环保监管加严，部分地区煤矿阶段性减停产；7 月，夏季耗煤旺季到来后，南 方多地高温持续，三峡水库出库流量同比下滑，火电发电量重回较高的正增长，叠加前期因安全环保问题减停产的煤矿受 到局部地区强降雨、查超产等影响而复产较慢，主流港口库存加速去化，动力煤基本面边际好转，价格逐渐回暖；8月，高 温天气持续，电厂日耗走高，大阅兵前加强安全环保监管，对山西、河北等地煤炭生产有一定限制；9 月，供给端在反内 卷、反超产等政策限制下，煤炭供应增速缓于预期，需求端因南方持续闷热支撑电煤日耗，且正值“金九”，非电煤需求改 善，叠加主流港口库存继续走低，煤价震荡持稳；10 月，供应端在国内安检趋严、大秦线秋季检修等影响下收紧，需求端 受南方持续高温、北方冬储采购启动提振，补库需求增加，煤价呈现走高态势。此外，10 月 16 日国家应急管理部举行新 闻发布会，提出 2025 年中央安全生产考核巡查将于 11 月开始，安全监管加严或对后市煤炭供应有一定限制。

供应端：国内动力煤持续增长，整体供应偏宽。我国煤炭供应以动力煤为主，集中分布于晋陕蒙新四省。据 wind 数据， 2025 年上半年四省原煤产量合计占全国的 81.5%，2024 年山西省因查三超和矿山安全严监管导致原煤产量同比减少 8784 万吨，但内蒙和新疆煤炭产量的较快增长弥补了山西产量的减少，因此 2024 年全国煤炭仍有超 1 亿吨的产量增幅。2025 年上半年，山西查三超和严格安全监管影响消退，25H1 山西原煤产量同比回升 6412 万吨；新疆煤炭产量继续保持较快的 增势，25H1 同比增加 3880 万吨。 近年来，国内动力煤产量保持增长态势，25H1 同比增加 1.6%（2940 万吨）至 19.1 亿吨，加上暖冬等因素影响供暖耗煤 需求，整体供应相对宽松，港口库存在今年上半年呈现持续累库的迹象。

2025 年上半年，我国进口煤量有明显回落，25H1 进口动力煤量约 1.6 亿吨、同比大幅减少约 2491 万吨（yoy-13%），从 印尼、俄罗斯、澳大利亚等国的进口量均有不同程度的减少。主要原因：1）今年上半年国内暖冬影响下，动力煤需求偏弱， 供应相对宽松，煤价下跌后进口煤价格优势削弱，由进口煤补充国内供应的需求减少。2）煤价的持续下跌导致俄罗斯部分 煤企出现减停产，俄罗斯能源部副部长最近警示称，俄罗斯 179 家煤炭企业（包括 52 家井工矿和 127 家露天矿）中有 51 家面临关闭风险；据俄罗斯统计局的数据，2025 年 1-5 月，俄罗斯煤炭企业净亏损 1362 亿卢布，而上年同期实现盈利 91 亿卢布，今年前 5个月亏损企业占比达 64.9%；中国海关数据显示，25H1中国累计进口俄罗斯煤炭量同比减少 201万吨至4362 万吨左右，同比降幅约 4.4%。3）为控制出口煤价被压得太低，印尼政府转变了出口煤最低价参考指标，自 2025 年 3 月 1 日开始改为以 HBA 作为出口最低价（此前参考 ICI， HBA 通常比 ICI 更高），导致价格优势减弱。

需求端：我国动力煤消费结构稳定，以电力耗煤为主、占比超 60%，另用于供热、制水泥、炼钢、制烯烃/氨/醇等，终端 电力、地产、化工等领域景气度和国民经济增速有高相关性。从我国发电结构来看，虽火电占比呈现一定的收缩趋势，但 仍是国内电力来源的中坚力量，占我国总发电量的比例仍在 65%左右。2025 年上半年，我国火电发电量受全国平均气温偏 暖影响，及核电、新能源等发电量增速较高的挤占而同比下滑，但 5 月-6 月水电发电量同比大幅下滑，同时随着迎峰度夏 旺季的到来，火电发电量增速回正，煤炭日耗回暖，25H1 电力耗煤量约 12.2 亿吨、同比减少 1.6%，25Q3 多地持续高温 带来电力耗煤量进一步抬升。

非电煤需求中，化工品对煤炭的消费量保持较好的增长态势，其中醇氨和烯烃是两大耗煤重要产业，甲醇和尿素（合成氨 下游）等化工品开工上行带动耗煤需求增势强劲；同时因煤油价差长期存在，煤制烯烃原材料成本优势仍显，烯烃制备耗 煤量也有望保持增长。据 wind 数据，25H1 化工消耗动力煤同比增速达 19.9%。建材、冶金行业对动力煤的消耗同比增速 已有改善，25H1建材和冶金对动力煤的消耗分别同比下降 3%和同比增加0.7%。供暖需求受去年暖冬影响，上半年耗煤增 速有所下滑，25H1 供暖耗煤同比下滑 1.1%。综上，25H1 非电煤总需求同比增加 3.0%，化工品耗煤需求增长强劲，冶金 建材耗煤量同比增速改善，整体非电煤消费量继续保持较为强劲的增长态势。

煤炭业积极响应本轮反内卷，以“安全严监管+严查超产”等较上一轮供给侧改革相对温和的方式切入，制约以量换价的 无序低价竞争行为。我们认为 2025Q4 在安全监管趋严和查超产的持续约束下，供应增加节奏或进一步放缓；加上北方冬 储采购已启动，冬季供暖需求将增加，煤炭基本面或偏乐观。 2025 年 7 月 10 日，能源局综合司发布《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》，文件中提出对山 西、内蒙古、安徽、河南、贵州、陕西、宁夏、新疆等8 省（区）的生产煤矿进行核查，核查 2024 年全年原煤产量是否超 过公告产能、2025 年 1-6 月单月原煤产量是否超过公告产能的 10%，对超产的煤矿一律责令停产整改。7 月 18 日，山西 省能源局印发《关于组织开展煤矿生产情况核查的通知》。7月31日，国家能源局新闻发布会上，发言人张星提到，下一步 国家能源局将“组织晋、陕、蒙、新等重点产煤省（区）开展煤矿生产情况核查，督促企业严格按公告能力组织生产，严 禁超能力生产，维护好平稳有序的生产秩序。8 月 4 日，应急管理部公布新版《煤矿安全规程》，条例细则进一步扩充并规 范化。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）