中金研究认为下半年煤炭供给释放有望更加理性，结合需求或边际改善，煤价可能整体呈现反弹回升的态势，助力行业盈利修复。长远来看，行业盈利持续性是核心，我们预计远期煤价中枢有望随边际成本抬升而上行，资源禀赋优异、成本低的企业有望穿越周期。
摘要
跳出煤炭看煤炭，但核心还是盈利可持续性。煤价下跌而煤炭板块坚挺，主要是：1）煤企仍有相对较好的获利能力、2）更加轻盈的资产负债表、3）“资产荒”下分红仍有吸引力。这本质上是基于煤企盈利的可持续性。远期看，在成本支撑下，我们对煤价不悲观，具备成本优势的企业盈利有可持续性，基本面有良好支撑。
国内电力需求有望平稳增长。中电联预测2025年全国用电量同比增速有望达5-6%，对应下半年同比增速大约在6-8%。随着政策变化带来的新能源装机高增长告一段落、旺季水电表现低于预期，我们认为火电面临的结构性阻力有望减弱。考虑到下半年旺季持续时间长于上半年，我们预期今年下半年电煤需求有望在上半年基础上修复改善。
政策利好供给趋于理性。通过整治“内卷式”竞争，我们认为国内煤炭供给释放有望趋于合理，行业“以量补价”情况有望减轻，同时也有助于降低煤炭生产安全隐患，为行业创造安全和可持续的发展环境。
下半年动力煤价格反弹回升趋势可期。“迎峰度夏”之后的淡季期间，我们预期动力煤价格回升节奏可能存在一定调整，但随着10月之后的供暖期开始，煤价支撑有望再度强化，因此6月动力煤价格低点或是全年低点。
炼焦煤价格预期反弹，但反弹持续性取决于产量缩减能否兑现。近期供给收缩预期加强、需求淡季表现超预期，焦煤价格触底反弹。但若后续供给减量未兑现、且铁水产量后续表现低于预期，我们认为焦煤或难构成反转行情。中长期看，考虑我国焦煤面临质、量双下滑，同时进口难完全替代国内优质主焦煤地位，我们认为未来主焦煤供给偏紧+资源稀缺态势延续。
风险
政策落地不及预期，煤矿维持高强度生产；需求恢复不及预期。
正文
投资价值仍存，远期成本托底
稳回报、轻负债、高分红，行业基本面支撑估值
今年上半年，供暖需求偏弱、工业用电增长放缓，拖累煤炭需求，而煤企多以量补价保障盈利，导致供给不增反降。在供需宽松作用下，煤价跌回2021年大幅上涨之前的位置，行业利润也由此前的历史高位下滑至较低水平。从2011年以来看，当前利润水平可能仅次于2012-2016年产能宽松供过于求和2020年新冠疫情时期。
不过，煤炭在二级市场的表现依旧较为坚挺。我们认为支撑煤炭板块二级市场表现的核心因素在于：1）目前仍有相对较好的获利能力、2）相比以往更加轻盈的资产负债表、3）“资产荒”下分红的相对吸引力。并且，我们认为随着远期边际成本抬升，煤价支撑性有望加强，有助于这些核心因素延续。
图表1：煤价下行，行业利润跌回历史偏低水平
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表2：煤炭板块指数与煤价分化，且有扩大迹象
注：截至2025年7月25日
资料来源：Wind，煤炭资源网，中金公司研究部
行业投资回报随煤价下跌而回落，但横向对比来看仍有一定优势。1Q25煤炭板块ROE（TTM）较2024年末下滑1.3ppt至10.3%，过去20年来看仅高于上一轮产能宽松供过于求阶段和新冠疫情时期。但与沪深300、以及其他行业横向对比，煤炭板块投资回报率仍有一定吸引力。
图表3：煤炭板块ROE下滑至低位，但横向对比仍有优势
资料来源：Wind，中金公司研究部
煤炭行业资产负债表更具韧性。得益于2021至2024年煤价的高景气，煤企普遍积累了丰厚现金，债务情况明显改善，资产负债表显著优化。截至1Q25煤炭板块有息负债率为34.7%，净负债率为5.2%，远好于此前煤价低迷时期。我们认为这有助于企业更加从容地应对煤价下行，决策灵活性可能有所提高。
图表4：煤炭板块有息负债率和净负债率处于较低位置
注：数据统计38家样本煤炭上市公司
资料来源：Wind，中金公司研究部
“资产荒”下，煤炭板块分红仍具吸引力。虽然煤炭板块盈利回落或影响板块的整体分红派息水平，股息率存在下滑风险。但我们认为随着全社会投资回报率整体趋势性下行，市场风险偏好也在相应走低，煤炭等板块的高股息资产仍然具备吸引力，分红派息空间相对有保障的企业仍然能获得青睐。
煤企盈利的可持续性是影响ROE、资产负债表、分红的核心因素。远期看，我们对煤价并不悲观，主要是成本有刚性支撑。
我们做一个情景假设，若未来五年可再生能源发电量继续增加、出口回落，2030年煤炭需求退回2020年的水平，我们大致测算远期的边际成本可能抬升，对煤价起到支撑：
► 假设以2018年三季度、2020年一季度时期煤价对应的行业亏损面为参照：根据能源局和行业协会的统计，2018年三季度煤价在660元/吨附近时，煤炭行业亏损面达25.6%，对应约10亿吨的边际供给亏损（假设亏损面相当于亏损产能比例）。2020年一季度煤价在560元/吨时，行业亏损面达42.3%，对应约16.5亿吨的边际供给亏损。
► 假设2020-2030年煤炭产量累计增加10亿吨至49亿吨，年平均增加1亿吨：2020-2024年国内原煤产量年均增量约2亿吨，但存在产能核增、表外转表内等口径因素影响；从新项目产能核准统计看，2017-2020年年均核准产能约1亿吨。我们假设2020-2024年煤炭自然增量约1亿吨/年，且2025-2030年保持1亿吨/年增长。
► 2017-2019年动力煤平均价格630元/吨附近，这一时期行业平均亏损比例为15%：2017至2019年间的煤价整体属于供给侧改革见效、煤价回升至合理水平后的正常表现。这一时期，动力煤煤价平均630元/吨，煤矿亏损比例平均在15%左右。
► 我们测算远期的边际成本可能抬升：假设2020-2030年的新增煤炭供给均为低成本供给。理性情况下，若2030年需求退回2020年水平，我们预计有10亿吨边际供给或因成本劣势被挤出市场。那么我们测算到2030年时，若动力煤价格在750元/吨左右，或将有6.5亿吨边际供给亏损，占产量比例16.7%（考虑到长期来看，煤炭生产成本刚性增长，我们假设年均增加3%，与我们统计的2016-2024年上市公司吨煤成本增幅一致）。
图表5：2017-2019年动力煤价格平均630元/吨左右，这一时期的行业亏损比例平均约15%
注：1）统计截至2021年4月；2）少数时间点数据缺失（2016年1月、2016年6月）
资料来源：煤炭资源网，CCTD，政府官网，中金公司研究部
图表6：2020至2030年，新增煤炭供给增加，但边际成本也可能抬升
注：1）供给曲线为简单示意图；2）假设吨煤成本年均增加3%，与我们统计的2016-2024年上市公司吨煤成本增幅一致
资料来源：煤炭资源网，煤炭工业协会，国家能源局，新华社，人民网，中金公司研究部
投资建议
我们继续看好高股息煤炭标的，短期看好煤价反弹下高盈利弹性标的，长期看好具备成本优势的标的。在今年上半年行业以量补价的情况下，市场对煤炭行业的预期转弱，但我们认为行业产能增长仍然相对有限，上半年的供需宽松更多是供给高强度持续性释放甚至超能力释放、需求周期性走弱的共同作用。而随着政府对反“内卷式”竞争的态度强化，我们认为煤炭供给释放有望更加理性，再结合需求有望边际改善，我们预期下半年煤价或整体呈现反弹回升的态势。长期来看，虽然供需周期性变动可能带来价格波动，但我们认为边际成本的抬升将支撑合理煤价中枢上行，成本低、资源禀赋优异的标的有望穿越周期，具备盈利可持续性。
上半年需求增长偏弱，下半年有望迎来修复
下半年电煤需求有望改善
制造业对用电量的拉动放缓，以信息技术服务业、新能源汽车充换电、零售升级改造等为主的领域对电力需求的拉动保持韧性。受今年上半年供暖需求偏弱、工业用电需求增长趋弱影响，前六个月全社会用电量同比+3.7%至48,418亿千瓦时，较过去两年放缓。分项来看，第二产业用电量占上半年全社会总用电量的65%，但对用电量增长的贡献仅为43%，主要是传统制造业及部分新兴制造业用电需求放缓。而第三产业用电占比为19%，增长贡献度却达到了35%，主要助力来自新能源汽车充换电、零售升级改造及数据中心层面的需求增长。
往前看，我们认为国内电力需求仍有望平稳增长。根据中电联最新预测，2025年全国用电量同比增速有望达到5-6%[1]，对应下半年同比增速大约在6-8%。在部分行业的“反内卷”下，我们预期制造业对能源需求的拉动可能以平稳为主。而得益于新能源汽车渗透率提升、AI数据中心需求增加，第三产业用电有望保持偏快增长。
在AI算力时代，我们认为数据中心或将成为能源需求增长的新驱动，我们观察到这在部分发达国家已成现实。为满足AI算力需求，我们认为国内数据中心或将继续快速增长，相应的能源需求也将持续增加。
图表7：1H25全社会用电量同比+3.7%，较过去两年同期水平放缓
资料来源：Wind，中金公司研究部
1H25火电需求偏弱。总需求偏弱，叠加新能源快速增加、一季度水电好转，今年上半年火力发电量弱势运行。1H25规模以上火力发电量同比-2.4%至29,410亿千瓦时。不过，随着电力需求增速缓步恢复，以及4月以来水电的转弱（2Q25水电同比-8%），火电降幅逐渐收窄，5月开始单月火力发电量同比转正，并随着“迎峰度夏”的来临继续改善。
2H25火电有望边际修复。往前看，随着政策变化带来的新能源装机高增长告一段落、旺季水电表现低于预期，我们认为火电面临的结构性阻力有望减弱。考虑到下半年旺季持续时间长于上半年（过去6年下半年电煤日耗环比上半年平均高出11%），我们预期2H25电煤需求有望在上半年基础上修复改善。
图表8：1H25全国规模以上火力发电量同比-2.4%
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表9：1H25光伏风电装机增量同比+105%，我们预期新能源装机高增长态势或告一段落
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表10：旺季以来，三峡流量弱于去年同期
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表11：电力装机及发电量预测
资料来源：Wind，中电联，中金公司研究部
非电用煤表现继续分化
传统非电需求表现相对平淡，关注“反内卷”的边际影响。今年上半年煤炭传统消费领域的需求仍偏弱。1H25地产新开工同比-20%至3.04亿平方米，为过去20年同期最低水平；同期基建投资同比+8.9%，继续起逆周期调节，但实物工作量投放或仍偏滞后。在此背景下，1H25水泥产量同比-4.3%至8.15亿吨，发货率低位运行，而钢铁产量整体也有所下滑，不过出口的持续高增长对量形成了一定支撑。
化工用煤高增长持续性可期。伴随国内煤化工项目的陆续投产、煤化工利润的改善以及上半年海外地缘事件对原油和部分化工品供给的扰动，1H25甲醇、尿素等产品的开工率保持高位，化工用煤需求维持双位数高增长态势。
供给宽松有望边际缓解
下半年国内煤炭产量有望更加理性
上半年国内煤炭产量创历史新高。需求偏弱下，产量的高增长导致煤炭供需宽松加剧，1H25国内原煤产量同比+5.4%至24.05亿吨，创历史同期新高。我们认为主要原因是煤企承担产量、业绩等方面的考核，煤价下行期企业以销定产偏少，以量补价的现象反而增加。
下半年主要产区煤炭产量增长或放缓。1）1H25山西煤炭产量同比+6,412万吨至6.52亿吨，主要是去年同期开工率偏低，同比基数较低。山西增量虽然较为明显，但年化看，整体仍符合我们对该地2025年产量13亿吨左右的预期；2）1H25新疆煤炭产量同比+3,880万吨至2.79亿吨，好于我们预期，显示该地区产能释放的较大潜力；3）陕西、贵州、黑龙江、内蒙古等产区煤炭产量实现稳步增长，不同程度好于我们预期。
政策利好供给趋于理性。近期国家能源局印发了《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》[2]。《通知》要求逐矿核查主要产区的生产及联合试运转煤矿的超产情况，包括核查煤矿2024年全年原煤产量是否超公告产能生产、1H25单月产量是否超公告产能的10%生产，对1H25单月超产10%的煤矿停产整改。在此背景下，我们认为国内煤炭供给释放有望趋于合理，“以量补价”情况有望减轻，同时也有助于降低煤炭生产安全隐患，为行业创造安全和可持续的发展环境。
图表12：1H25国内原煤产量同比+5.4%
资料来源：Wind，中金公司研究部
进口量下滑，往前看进口降幅可能随煤价回升而缩窄
库存压力叠加价格倒挂，上半年煤炭进口下滑。1H25煤炭进口量为2.22亿吨，同比-11.1%，月度进口量整体呈持续收缩态势。我们认为主要原因是国内煤炭供需宽松，港口、口岸、终端用户侧均出现不同程度的库存堆积，导致进口需求下滑。此外，边际成本对海外煤价形成了一定支撑作用，导致海内外煤价出现结构性倒挂，进而造成国内进口煤炭的积极性下滑。
进口结构上看，1H25非炼焦煤（广义动力煤）进口量同比-12%至1.69亿吨，其中印尼动力煤进口量下滑较大，同比-15%至0.9亿吨；同期，炼焦煤进口量同比-8%至5,282万吨，其中蒙古炼焦煤进口量下滑较大，同比-16%至2,475万吨。
进口降幅可能缩窄。往前看，考虑到国内煤炭库存仍处于相对安全的位置、供需未明显趋紧，我们预计煤炭进口量可能难以回到此前历史高位，不过随着国内煤价回升和库存逐步去化，煤炭进口降幅可能缩窄。
图表13：1H25煤炭进口量同比-11.1%
资料来源：Wind，中金公司研究部
供需环境好转，煤价回升可期
伴随需求的改善和供给宽松局面的边际缓解，叠加政府不支持行业以量补价进行“内卷”竞争的态度，我们认为今年下半年煤价反弹回升趋势可期。“迎峰度夏”之后的淡季期间，我们预期煤价回升节奏可能存在一定调整，但随着10月之后的供暖期开始，煤价支撑有望再度强化，因此整体来看6月煤价低点或是全年低点。
图表14：动力煤供需平衡表
资料来源：煤炭资源网，中金公司研究部
炼焦煤：下半年反弹可期，但需关注持续性
上半年供给宽松，煤价探底
国内主产区产量高位，增量主要来自山西。今年上半年焦煤主产区山西产能充分释放，1H25全国、山西炼焦原煤产量分别为6.5亿吨、3.6亿吨，分别同比+3,892万吨（或+6%）、+4,225万吨（或+13%），炼焦精煤产量分别同比+970万吨（或+4%）、+909万吨（或+9%）。上半年其他省份总体减量基本被山西增量所抵消，全国焦煤供给整体呈现宽松态势。
铁水日均产量好于预期，钢厂维持低库存战略。今年上半年铁水日均产量明显好于市场预期，但由于钢铁限产预期、以及出口关税压制需求情绪，下游钢厂维持过去两年的低库存战略，钢厂采购较为谨慎，致使矿端库存持续累积直至6月；由于铁水需求持续高位、且钢企利润边际放大，下游采购边际改善，同时叠加6月以来主产区安全事故增加、亏损增多被动减产，山西等地矿端产能利用率略有下滑，矿端库存虽见顶回落，但仍在历史偏高分位，钢厂库存则仍在过去五年偏低水平。
供给宽松背景下，焦煤价格回落至2016-2017年水平。去年下半年以来，焦煤主产区产量恢复较快，供给宽松背景下，国内焦煤价格持续下探，以国内山西柳林4号焦煤（车板含税价）为例，从2024年5月后2,080元/吨价格一路下探至今年6月的1,130元/吨，价格回落至2016-2017年水平；而山西龙头企业主焦煤长协价也由去年2,500元/吨以上的价格回落至1,200元/吨内。在此背景下，我们判断2Q25焦煤龙头可能仅在盈亏平衡附近，行业大多数企业可能已经陷入亏损状态。
进口缩减，主要是进口性价比降低。我们认为，过去两年蒙古焦煤进口大幅增长核心一在于蒙古本土增量明显，且边境运力掣肘逐步缓解，蒙方具备大幅出口的基础条件，二在于较之国内焦煤价格，蒙煤价格具备更高性价比，钢厂可通过掺配蒙煤以降低成本、缓解利润压力，三在于2023年末-2024年上半年国内安监形势严峻，主产区减产明显，同时替代品澳煤价格倒挂，需要其他外部低价供给补充。但自去年下半年以来，国内价格快速下落至低位，蒙煤性价比已不再明显，同时蒙煤主要依靠贸易商运送消费地，在蒙煤坑口价格未跟随国内价格快速下落背景下，贸易商利润收窄、甚至陷入亏损，贸易商运送积极性下滑，导致上半年我国焦煤进口同比-456万吨（或-8%）至0.53亿吨，其中蒙煤进口同比-479万吨（或-16%）至0.25亿吨，蒙古进口缩减是核心。
下半年政策催化，煤价预期反弹
短期“反内卷”催化，焦煤价格触底反弹。近期受“反内卷”催化，市场对产地煤矿供给收缩预期提振，且下游铁水在淡季仍然表现坚挺，最新周度（7/24）日均铁水产量为242万吨，我们模拟最新周度吨钢毛利在250元以上，总体看，近期供给收缩预期加强、需求淡季表现超预期，供需均有超预期表现，焦煤价格触底快速反弹。7月初以来，京唐港主焦煤价从1,250元/吨上涨至1,650元/吨，柳林4#主焦煤从1,130元/吨上涨至1,530元/吨，基本收复年内跌幅，价格回升至去年年末-今年年初水平；蒙煤口岸价格亦在跟随反弹，同期甘其毛都蒙5#原煤价格从930元/吨上涨至1,200元/吨。
展望后市，我们认为焦煤价格反弹是否可持续核心在于——“反内卷”政策落地节奏和力度。若核心主产区省份出现供给收缩迹象，我们认为在供给收缩、需求好于预期、同时下游低库存情况下，焦煤价格反弹仍然具备继续向上的动能；但若后续推进不及预期、且铁水产量后续表现低于预期，本轮焦煤仅为短期反弹、较难构成反转行情。
更长维度看，国内产量基本见顶，但蒙煤供给可能制约价格反弹上限。往前看，我们认为国内焦煤产量基本见顶，存量矿井面临资源衰竭、质量下滑、成本抬升等问题，增量矿井接续难度较大，焦煤增量空间有限，未来外来供给主要依靠蒙古国。从蒙古国目前运力条件来看，我们认为蒙方未来三年运力有望提升至1亿吨以上（去年我国进口蒙古焦煤体量不足6,000万吨），在焦煤价格上涨，矿企端、贸易商均有利润下，我们认为蒙煤进口维持高位、甚至同比增长是大概率事件，蒙煤端供给恢复和增长可能会制约国内焦煤价格反弹空间。
我们仍然看好主焦煤稀缺价值。中长期来看，国内产量基本见顶，优质主产区山西洗出率逐渐下滑（过去十年，山西焦精煤洗出率下滑10ppt至30%左右），我国焦煤面临质、量双下滑问题；而蒙煤作为进口核心补充，热强度指标不足，无法适应国内大型高炉生产，仍仅能作为高性价比产品搭配使用，难以替代国内优质主焦煤地位。在此趋势下，未来主焦煤供给偏紧+资源稀缺态势延续，我们认为主焦煤价格中枢向上的可能明显强于配焦煤，主、配焦煤价差拉大是趋势，继续看好优质主焦煤企业的投资价值。
图表15：炼焦煤供需平衡表
资料来源：煤炭资源网，海关总署，中金公司研究部
[1] https://www.cec.org.cn/detail/index.html?3-346804
[2] https://finance.cnr.cn/ycbd/20250723/t20250723_527278135.shtml
中金研究认为下半年煤炭供给释放有望更加理性，结合需求或边际改善，煤价可能整体呈现反弹回升的态势，助力行业盈利修复。长远来看，行业盈利持续性是核心，我们预计远期煤价中枢有望随边际成本抬升而上行，资源禀赋优异、成本低的企业有望穿越周期。
摘要
跳出煤炭看煤炭，但核心还是盈利可持续性。煤价下跌而煤炭板块坚挺，主要是：1）煤企仍有相对较好的获利能力、2）更加轻盈的资产负债表、3）“资产荒”下分红仍有吸引力。这本质上是基于煤企盈利的可持续性。远期看，在成本支撑下，我们对煤价不悲观，具备成本优势的企业盈利有可持续性，基本面有良好支撑。
国内电力需求有望平稳增长。中电联预测2025年全国用电量同比增速有望达5-6%，对应下半年同比增速大约在6-8%。随着政策变化带来的新能源装机高增长告一段落、旺季水电表现低于预期，我们认为火电面临的结构性阻力有望减弱。考虑到下半年旺季持续时间长于上半年，我们预期今年下半年电煤需求有望在上半年基础上修复改善。
政策利好供给趋于理性。通过整治“内卷式”竞争，我们认为国内煤炭供给释放有望趋于合理，行业“以量补价”情况有望减轻，同时也有助于降低煤炭生产安全隐患，为行业创造安全和可持续的发展环境。
下半年动力煤价格反弹回升趋势可期。“迎峰度夏”之后的淡季期间，我们预期动力煤价格回升节奏可能存在一定调整，但随着10月之后的供暖期开始，煤价支撑有望再度强化，因此6月动力煤价格低点或是全年低点。
炼焦煤价格预期反弹，但反弹持续性取决于产量缩减能否兑现。近期供给收缩预期加强、需求淡季表现超预期，焦煤价格触底反弹。但若后续供给减量未兑现、且铁水产量后续表现低于预期，我们认为焦煤或难构成反转行情。中长期看，考虑我国焦煤面临质、量双下滑，同时进口难完全替代国内优质主焦煤地位，我们认为未来主焦煤供给偏紧+资源稀缺态势延续。
风险
政策落地不及预期，煤矿维持高强度生产；需求恢复不及预期。
正文
投资价值仍存，远期成本托底
稳回报、轻负债、高分红，行业基本面支撑估值
今年上半年，供暖需求偏弱、工业用电增长放缓，拖累煤炭需求，而煤企多以量补价保障盈利，导致供给不增反降。在供需宽松作用下，煤价跌回2021年大幅上涨之前的位置，行业利润也由此前的历史高位下滑至较低水平。从2011年以来看，当前利润水平可能仅次于2012-2016年产能宽松供过于求和2020年新冠疫情时期。
不过，煤炭在二级市场的表现依旧较为坚挺。我们认为支撑煤炭板块二级市场表现的核心因素在于：1）目前仍有相对较好的获利能力、2）相比以往更加轻盈的资产负债表、3）“资产荒”下分红的相对吸引力。并且，我们认为随着远期边际成本抬升，煤价支撑性有望加强，有助于这些核心因素延续。
图表1：煤价下行，行业利润跌回历史偏低水平
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表2：煤炭板块指数与煤价分化，且有扩大迹象
注：截至2025年7月25日
资料来源：Wind，煤炭资源网，中金公司研究部
行业投资回报随煤价下跌而回落，但横向对比来看仍有一定优势。1Q25煤炭板块ROE（TTM）较2024年末下滑1.3ppt至10.3%，过去20年来看仅高于上一轮产能宽松供过于求阶段和新冠疫情时期。但与沪深300、以及其他行业横向对比，煤炭板块投资回报率仍有一定吸引力。
图表3：煤炭板块ROE下滑至低位，但横向对比仍有优势
资料来源：Wind，中金公司研究部
煤炭行业资产负债表更具韧性。得益于2021至2024年煤价的高景气，煤企普遍积累了丰厚现金，债务情况明显改善，资产负债表显著优化。截至1Q25煤炭板块有息负债率为34.7%，净负债率为5.2%，远好于此前煤价低迷时期。我们认为这有助于企业更加从容地应对煤价下行，决策灵活性可能有所提高。
图表4：煤炭板块有息负债率和净负债率处于较低位置
注：数据统计38家样本煤炭上市公司
资料来源：Wind，中金公司研究部
“资产荒”下，煤炭板块分红仍具吸引力。虽然煤炭板块盈利回落或影响板块的整体分红派息水平，股息率存在下滑风险。但我们认为随着全社会投资回报率整体趋势性下行，市场风险偏好也在相应走低，煤炭等板块的高股息资产仍然具备吸引力，分红派息空间相对有保障的企业仍然能获得青睐。
煤企盈利的可持续性是影响ROE、资产负债表、分红的核心因素。远期看，我们对煤价并不悲观，主要是成本有刚性支撑。
我们做一个情景假设，若未来五年可再生能源发电量继续增加、出口回落，2030年煤炭需求退回2020年的水平，我们大致测算远期的边际成本可能抬升，对煤价起到支撑：
► 假设以2018年三季度、2020年一季度时期煤价对应的行业亏损面为参照：根据能源局和行业协会的统计，2018年三季度煤价在660元/吨附近时，煤炭行业亏损面达25.6%，对应约10亿吨的边际供给亏损（假设亏损面相当于亏损产能比例）。2020年一季度煤价在560元/吨时，行业亏损面达42.3%，对应约16.5亿吨的边际供给亏损。
► 假设2020-2030年煤炭产量累计增加10亿吨至49亿吨，年平均增加1亿吨：2020-2024年国内原煤产量年均增量约2亿吨，但存在产能核增、表外转表内等口径因素影响；从新项目产能核准统计看，2017-2020年年均核准产能约1亿吨。我们假设2020-2024年煤炭自然增量约1亿吨/年，且2025-2030年保持1亿吨/年增长。
► 2017-2019年动力煤平均价格630元/吨附近，这一时期行业平均亏损比例为15%：2017至2019年间的煤价整体属于供给侧改革见效、煤价回升至合理水平后的正常表现。这一时期，动力煤煤价平均630元/吨，煤矿亏损比例平均在15%左右。
► 我们测算远期的边际成本可能抬升：假设2020-2030年的新增煤炭供给均为低成本供给。理性情况下，若2030年需求退回2020年水平，我们预计有10亿吨边际供给或因成本劣势被挤出市场。那么我们测算到2030年时，若动力煤价格在750元/吨左右，或将有6.5亿吨边际供给亏损，占产量比例16.7%（考虑到长期来看，煤炭生产成本刚性增长，我们假设年均增加3%，与我们统计的2016-2024年上市公司吨煤成本增幅一致）。
图表5：2017-2019年动力煤价格平均630元/吨左右，这一时期的行业亏损比例平均约15%
注：1）统计截至2021年4月；2）少数时间点数据缺失（2016年1月、2016年6月）
资料来源：煤炭资源网，CCTD，政府官网，中金公司研究部
图表6：2020至2030年，新增煤炭供给增加，但边际成本也可能抬升
注：1）供给曲线为简单示意图；2）假设吨煤成本年均增加3%，与我们统计的2016-2024年上市公司吨煤成本增幅一致
资料来源：煤炭资源网，煤炭工业协会，国家能源局，新华社，人民网，中金公司研究部
投资建议
我们继续看好高股息煤炭标的，短期看好煤价反弹下高盈利弹性标的，长期看好具备成本优势的标的。在今年上半年行业以量补价的情况下，市场对煤炭行业的预期转弱，但我们认为行业产能增长仍然相对有限，上半年的供需宽松更多是供给高强度持续性释放甚至超能力释放、需求周期性走弱的共同作用。而随着政府对反“内卷式”竞争的态度强化，我们认为煤炭供给释放有望更加理性，再结合需求有望边际改善，我们预期下半年煤价或整体呈现反弹回升的态势。长期来看，虽然供需周期性变动可能带来价格波动，但我们认为边际成本的抬升将支撑合理煤价中枢上行，成本低、资源禀赋优异的标的有望穿越周期，具备盈利可持续性。
上半年需求增长偏弱，下半年有望迎来修复
下半年电煤需求有望改善
制造业对用电量的拉动放缓，以信息技术服务业、新能源汽车充换电、零售升级改造等为主的领域对电力需求的拉动保持韧性。受今年上半年供暖需求偏弱、工业用电需求增长趋弱影响，前六个月全社会用电量同比+3.7%至48,418亿千瓦时，较过去两年放缓。分项来看，第二产业用电量占上半年全社会总用电量的65%，但对用电量增长的贡献仅为43%，主要是传统制造业及部分新兴制造业用电需求放缓。而第三产业用电占比为19%，增长贡献度却达到了35%，主要助力来自新能源汽车充换电、零售升级改造及数据中心层面的需求增长。
往前看，我们认为国内电力需求仍有望平稳增长。根据中电联最新预测，2025年全国用电量同比增速有望达到5-6%[1]，对应下半年同比增速大约在6-8%。在部分行业的“反内卷”下，我们预期制造业对能源需求的拉动可能以平稳为主。而得益于新能源汽车渗透率提升、AI数据中心需求增加，第三产业用电有望保持偏快增长。
在AI算力时代，我们认为数据中心或将成为能源需求增长的新驱动，我们观察到这在部分发达国家已成现实。为满足AI算力需求，我们认为国内数据中心或将继续快速增长，相应的能源需求也将持续增加。
图表7：1H25全社会用电量同比+3.7%，较过去两年同期水平放缓
资料来源：Wind，中金公司研究部
1H25火电需求偏弱。总需求偏弱，叠加新能源快速增加、一季度水电好转，今年上半年火力发电量弱势运行。1H25规模以上火力发电量同比-2.4%至29,410亿千瓦时。不过，随着电力需求增速缓步恢复，以及4月以来水电的转弱（2Q25水电同比-8%），火电降幅逐渐收窄，5月开始单月火力发电量同比转正，并随着“迎峰度夏”的来临继续改善。
2H25火电有望边际修复。往前看，随着政策变化带来的新能源装机高增长告一段落、旺季水电表现低于预期，我们认为火电面临的结构性阻力有望减弱。考虑到下半年旺季持续时间长于上半年（过去6年下半年电煤日耗环比上半年平均高出11%），我们预期2H25电煤需求有望在上半年基础上修复改善。
图表8：1H25全国规模以上火力发电量同比-2.4%
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表9：1H25光伏风电装机增量同比+105%，我们预期新能源装机高增长态势或告一段落
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表10：旺季以来，三峡流量弱于去年同期
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表11：电力装机及发电量预测
资料来源：Wind，中电联，中金公司研究部
非电用煤表现继续分化
传统非电需求表现相对平淡，关注“反内卷”的边际影响。今年上半年煤炭传统消费领域的需求仍偏弱。1H25地产新开工同比-20%至3.04亿平方米，为过去20年同期最低水平；同期基建投资同比+8.9%，继续起逆周期调节，但实物工作量投放或仍偏滞后。在此背景下，1H25水泥产量同比-4.3%至8.15亿吨，发货率低位运行，而钢铁产量整体也有所下滑，不过出口的持续高增长对量形成了一定支撑。
化工用煤高增长持续性可期。伴随国内煤化工项目的陆续投产、煤化工利润的改善以及上半年海外地缘事件对原油和部分化工品供给的扰动，1H25甲醇、尿素等产品的开工率保持高位，化工用煤需求维持双位数高增长态势。
供给宽松有望边际缓解
下半年国内煤炭产量有望更加理性
上半年国内煤炭产量创历史新高。需求偏弱下，产量的高增长导致煤炭供需宽松加剧，1H25国内原煤产量同比+5.4%至24.05亿吨，创历史同期新高。我们认为主要原因是煤企承担产量、业绩等方面的考核，煤价下行期企业以销定产偏少，以量补价的现象反而增加。
下半年主要产区煤炭产量增长或放缓。1）1H25山西煤炭产量同比+6,412万吨至6.52亿吨，主要是去年同期开工率偏低，同比基数较低。山西增量虽然较为明显，但年化看，整体仍符合我们对该地2025年产量13亿吨左右的预期；2）1H25新疆煤炭产量同比+3,880万吨至2.79亿吨，好于我们预期，显示该地区产能释放的较大潜力；3）陕西、贵州、黑龙江、内蒙古等产区煤炭产量实现稳步增长，不同程度好于我们预期。
政策利好供给趋于理性。近期国家能源局印发了《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》[2]。《通知》要求逐矿核查主要产区的生产及联合试运转煤矿的超产情况，包括核查煤矿2024年全年原煤产量是否超公告产能生产、1H25单月产量是否超公告产能的10%生产，对1H25单月超产10%的煤矿停产整改。在此背景下，我们认为国内煤炭供给释放有望趋于合理，“以量补价”情况有望减轻，同时也有助于降低煤炭生产安全隐患，为行业创造安全和可持续的发展环境。
图表12：1H25国内原煤产量同比+5.4%
资料来源：Wind，中金公司研究部
进口量下滑，往前看进口降幅可能随煤价回升而缩窄
库存压力叠加价格倒挂，上半年煤炭进口下滑。1H25煤炭进口量为2.22亿吨，同比-11.1%，月度进口量整体呈持续收缩态势。我们认为主要原因是国内煤炭供需宽松，港口、口岸、终端用户侧均出现不同程度的库存堆积，导致进口需求下滑。此外，边际成本对海外煤价形成了一定支撑作用，导致海内外煤价出现结构性倒挂，进而造成国内进口煤炭的积极性下滑。
进口结构上看，1H25非炼焦煤（广义动力煤）进口量同比-12%至1.69亿吨，其中印尼动力煤进口量下滑较大，同比-15%至0.9亿吨；同期，炼焦煤进口量同比-8%至5,282万吨，其中蒙古炼焦煤进口量下滑较大，同比-16%至2,475万吨。
进口降幅可能缩窄。往前看，考虑到国内煤炭库存仍处于相对安全的位置、供需未明显趋紧，我们预计煤炭进口量可能难以回到此前历史高位，不过随着国内煤价回升和库存逐步去化，煤炭进口降幅可能缩窄。
图表13：1H25煤炭进口量同比-11.1%
资料来源：Wind，中金公司研究部
供需环境好转，煤价回升可期
伴随需求的改善和供给宽松局面的边际缓解，叠加政府不支持行业以量补价进行“内卷”竞争的态度，我们认为今年下半年煤价反弹回升趋势可期。“迎峰度夏”之后的淡季期间，我们预期煤价回升节奏可能存在一定调整，但随着10月之后的供暖期开始，煤价支撑有望再度强化，因此整体来看6月煤价低点或是全年低点。
图表14：动力煤供需平衡表
资料来源：煤炭资源网，中金公司研究部
炼焦煤：下半年反弹可期，但需关注持续性
上半年供给宽松，煤价探底
国内主产区产量高位，增量主要来自山西。今年上半年焦煤主产区山西产能充分释放，1H25全国、山西炼焦原煤产量分别为6.5亿吨、3.6亿吨，分别同比+3,892万吨（或+6%）、+4,225万吨（或+13%），炼焦精煤产量分别同比+970万吨（或+4%）、+909万吨（或+9%）。上半年其他省份总体减量基本被山西增量所抵消，全国焦煤供给整体呈现宽松态势。
铁水日均产量好于预期，钢厂维持低库存战略。今年上半年铁水日均产量明显好于市场预期，但由于钢铁限产预期、以及出口关税压制需求情绪，下游钢厂维持过去两年的低库存战略，钢厂采购较为谨慎，致使矿端库存持续累积直至6月；由于铁水需求持续高位、且钢企利润边际放大，下游采购边际改善，同时叠加6月以来主产区安全事故增加、亏损增多被动减产，山西等地矿端产能利用率略有下滑，矿端库存虽见顶回落，但仍在历史偏高分位，钢厂库存则仍在过去五年偏低水平。
供给宽松背景下，焦煤价格回落至2016-2017年水平。去年下半年以来，焦煤主产区产量恢复较快，供给宽松背景下，国内焦煤价格持续下探，以国内山西柳林4号焦煤（车板含税价）为例，从2024年5月后2,080元/吨价格一路下探至今年6月的1,130元/吨，价格回落至2016-2017年水平；而山西龙头企业主焦煤长协价也由去年2,500元/吨以上的价格回落至1,200元/吨内。在此背景下，我们判断2Q25焦煤龙头可能仅在盈亏平衡附近，行业大多数企业可能已经陷入亏损状态。
进口缩减，主要是进口性价比降低。我们认为，过去两年蒙古焦煤进口大幅增长核心一在于蒙古本土增量明显，且边境运力掣肘逐步缓解，蒙方具备大幅出口的基础条件，二在于较之国内焦煤价格，蒙煤价格具备更高性价比，钢厂可通过掺配蒙煤以降低成本、缓解利润压力，三在于2023年末-2024年上半年国内安监形势严峻，主产区减产明显，同时替代品澳煤价格倒挂，需要其他外部低价供给补充。但自去年下半年以来，国内价格快速下落至低位，蒙煤性价比已不再明显，同时蒙煤主要依靠贸易商运送消费地，在蒙煤坑口价格未跟随国内价格快速下落背景下，贸易商利润收窄、甚至陷入亏损，贸易商运送积极性下滑，导致上半年我国焦煤进口同比-456万吨（或-8%）至0.53亿吨，其中蒙煤进口同比-479万吨（或-16%）至0.25亿吨，蒙古进口缩减是核心。
下半年政策催化，煤价预期反弹
短期“反内卷”催化，焦煤价格触底反弹。近期受“反内卷”催化，市场对产地煤矿供给收缩预期提振，且下游铁水在淡季仍然表现坚挺，最新周度（7/24）日均铁水产量为242万吨，我们模拟最新周度吨钢毛利在250元以上，总体看，近期供给收缩预期加强、需求淡季表现超预期，供需均有超预期表现，焦煤价格触底快速反弹。7月初以来，京唐港主焦煤价从1,250元/吨上涨至1,650元/吨，柳林4#主焦煤从1,130元/吨上涨至1,530元/吨，基本收复年内跌幅，价格回升至去年年末-今年年初水平；蒙煤口岸价格亦在跟随反弹，同期甘其毛都蒙5#原煤价格从930元/吨上涨至1,200元/吨。
展望后市，我们认为焦煤价格反弹是否可持续核心在于——“反内卷”政策落地节奏和力度。若核心主产区省份出现供给收缩迹象，我们认为在供给收缩、需求好于预期、同时下游低库存情况下，焦煤价格反弹仍然具备继续向上的动能；但若后续推进不及预期、且铁水产量后续表现低于预期，本轮焦煤仅为短期反弹、较难构成反转行情。
更长维度看，国内产量基本见顶，但蒙煤供给可能制约价格反弹上限。往前看，我们认为国内焦煤产量基本见顶，存量矿井面临资源衰竭、质量下滑、成本抬升等问题，增量矿井接续难度较大，焦煤增量空间有限，未来外来供给主要依靠蒙古国。从蒙古国目前运力条件来看，我们认为蒙方未来三年运力有望提升至1亿吨以上（去年我国进口蒙古焦煤体量不足6,000万吨），在焦煤价格上涨，矿企端、贸易商均有利润下，我们认为蒙煤进口维持高位、甚至同比增长是大概率事件，蒙煤端供给恢复和增长可能会制约国内焦煤价格反弹空间。
我们仍然看好主焦煤稀缺价值。中长期来看，国内产量基本见顶，优质主产区山西洗出率逐渐下滑（过去十年，山西焦精煤洗出率下滑10ppt至30%左右），我国焦煤面临质、量双下滑问题；而蒙煤作为进口核心补充，热强度指标不足，无法适应国内大型高炉生产，仍仅能作为高性价比产品搭配使用，难以替代国内优质主焦煤地位。在此趋势下，未来主焦煤供给偏紧+资源稀缺态势延续，我们认为主焦煤价格中枢向上的可能明显强于配焦煤，主、配焦煤价差拉大是趋势，继续看好优质主焦煤企业的投资价值。
图表15：炼焦煤供需平衡表
资料来源：煤炭资源网，海关总署，中金公司研究部
[1] https://www.cec.org.cn/detail/index.html?3-346804
[2] https://finance.cnr.cn/ycbd/20250723/t20250723_527278135.shtml
