华泰2025年展望 | 煤炭：坚守红利逻辑，顺周期机遇犹存

2025：煤价中枢下移，顺周期机遇犹存

我们预计2025年国内煤炭产量将延续今年下半年趋势小幅增长，而进口煤供给仍将保持充足，作为边际变量调节国内煤炭供需平衡。需求端动力煤或将优于炼焦煤，电力需求有望同比增长6.1%支撑动力煤总需求增长1.4%；而炼焦煤需求或随钢铁产量收缩同比下降1%，预计降幅随着房地产市场止跌企稳收窄。北港5,500卡动力煤价格中枢或将下移至800-850元/吨，但中国宏观经济向上动能的复苏或将为煤炭市场创造周期向上的反弹机遇，尤其是更加体现顺周期特点的炼焦煤。在煤价中枢下行但维持在长协价格之上的预期下，我们仍然推荐以红利息差逻辑配置高长协销售比例、盈利稳健的动力煤龙头，基于潜在的宏观驱动顺周期逻辑，我们建议关注有盈利弹性的主焦煤公司。

看好电力需求增长对动力煤需求的拉动，关注宏观、新能源、海外煤价影响

我们预计2025年全社会用电需求将维持6.1%的高增速，在新能源利用小时数仍受消纳制约的情况下带动电煤需求提升2.1%，非电用煤中建材及冶金用煤受房地产偏弱拖累但化工用煤有望保持强劲增长，动力煤总需求有望增加5,714万吨（+1.4%yoy）。2025年的动力煤供需变化需要关注宏观、新能源及海外煤价的影响。宏观经济复苏力度决定了能源消费总量；连续两年新能源装机大年后消纳比例是否会出现超预期变化；海外煤价对进口煤以及国内煤价的支撑。国内产量的边际变化或将来自疆煤外运，补充西部或西南部煤炭供给，疆煤外运到北港成本价在700-800元，是煤价底部支撑。

成本支撑下炼焦煤价格或寻底，长期仍具备稀缺资源属性

受下游钢铁需求较差拖累，下半年随着山西复产供给增加，柳林低硫主焦煤价格较年初高点下跌约41%，我们预计供给增加而需求承压的情况或将延续至明年，核心变量在于宏观政策落地转化对下游需求的提振。蒙煤和澳煤分别作为配焦煤与主焦煤的边际供给，我们认为二者的合理完税单吨价格分别在1,186元和1,560元，对配焦煤和主焦煤价格分别有一定支撑，炼焦煤价格有望逐渐寻底。长期来看，炼焦煤资源仍具备稀缺性，尤其是优质的主焦煤品种，全球范围内产能增量有限，而全球钢铁需求在印度等发展中国家驱动下仍在增长。

板块投资坚守红利逻辑，关注炼焦煤底部布局契机

基于2025年煤炭供需宽松化延续、煤价中枢下移但维持高位的判断，我们预计煤炭板块仍将以红利逻辑为主，煤炭板块仍是市场上现金流充沛、资产负债表健康、资本开支较有限的板块之一，其中高长协比例动力煤龙头有望保持盈利稳健及高分红比例，相比目前十年期国债收益率息差在2.4-5%，估值有吸引力。在炼焦煤价格逐渐寻底的过程中，炼焦煤公司或具备底部布局的机会，且在宏观景气度上行时，炼焦煤公司或将具备更好的向上弹性，推荐关注具有资源稀缺性的主焦煤公司。

风险提示：供给扰动超预期；电力需求弱于预期；降息慢于预期。

我们与市场的不同

我们看好2025年电力需求维持高增速，全年用电量有望增长6.1%，而受制于当前电力系统的消纳能力，新增光伏、风电装机并未如市场预期贡献相应发电增量，从而使得火电依然发挥补足差额的基石作用，带动煤炭需求增长。我们预计出口作为近两年用电需求的重要驱动力在2025年或将受关税影响有所回落，但三产和城乡居民用电在充电桩和数据中心的用电需求拉动下或将维持高增速，带动全社会用电量增长维持在6.1%的较高水平。随着新能源装机量的快速提升，当前电力系统的消纳问题也逐渐突显，尽管2023年光伏和风电装机分别达到217GW和76GW，但2024年光伏和风电发电量仅贡献1-10月新增发电量的47%，我们预计2025年光伏利用小时数将继续回落5%，对应24年风光装机80GW和260GW，煤电有望实现2.3%的增长，从而带动电煤需求增长5,565万吨（+2.1%yoy），动力煤总需求增长1.4%到42亿吨。

我们预期2025年煤炭供给仍将保持充足：

1) 国内煤炭产量将延续今年下半年的生产状态实现同比增长。我们预计2025-26年共有约1.2亿吨新增产能投放，平均每年约有6,000万吨，2024年上半年受安全监管严格影响，全年产量表现前低后高，明年产量释放或将更加平稳。

2) 在全球煤炭市场供需仍宽松的预期下，进口煤也有望保持充足，从边际量上调节国内供需平衡。我们认为海外煤炭需求难有较大增量，欧洲2023年以热值计算煤炭进口量同比下降28%，欧美地区新能源及气电替代煤电机组趋势未改，G7峰会也达成2035年前退出煤电的共识，欧美煤炭需求或仍将趋势下行。印度是当前全球煤炭需求新增长点，但我们认为印度作为煤炭资源大国，或从能源安全角度出发继续大力推进本土煤炭产量提高，印度煤炭产量在2021-24财年（财年截至每年3月底）间从7.2亿吨提高到10亿吨，年均复合增速达11.7%，高于同期需求增速9.7%，印度未来动力煤需求由自产煤炭满足的比例将逐步提高，但印度本土缺乏炼焦煤资源，预计未来对国际煤炭市场的影响将更多体现在炼焦煤而不是动力煤。从供给上看，蒙古煤炭当前产能利用率仅约68%，产量仍有较大提升空间，且蒙古有经济发展诉求来提高出口量；澳大利亚在气候影响消退的情况下出口量也有提升空间，尤其是炼焦煤出口在有新增产能的情况下有望增加；印尼本土煤炭需求或受迁都提振影响出口，但印尼产量仍有扩产空间且煤炭出口占印尼煤炭下游比重较高，对出口实际影响相对有限。海外煤炭供需宽松化下，进口煤供给有望保持充足，但我们认为海外煤炭最终能够实现的进口量仍取决于国内的需求情况，海外煤炭更多是作为边际增量来调节国内的供需平衡。

煤炭供需宽松化延续，2025年动力煤价格中枢或下移至800-850元/吨，我们认为新疆煤炭对于国内煤炭形成有效供给的前提是满足外运经济性，从而使得疆煤外运成本成为国内市场煤价格的支撑。疆煤外运方式以铁路为主、汽运为辅，运力能够满足当前外运需求且未来仍有增量空间，我们认为疆煤能否外运、外运多少主要取决于经济性而不是运力，我们测算疆煤从准东和哈密外运到秦皇岛港口的单吨成本价分别为738元和768元，按出疆煤炭热值平均在5,000卡换算到5,500卡价格则分别对应812和845元/吨，相对800-850元/吨的北港5,500卡动力煤价格中枢预期，疆煤外运至北港或不具备经济性，疆煤的经济辐射半径或将主要在河西走廊至川渝地区。从新增产能趋势上看，我们统计的2025-26年新增产能中，新疆产能最多，占比约27.6%，随着东部地区资源衰减及落后产能退出，煤炭产量将逐渐西移，疆煤作为边际增量的成本线有望成为国内市场煤价格的支撑。

我们认为炼焦煤价格正在逐渐筑底，当前价格区间有成本支撑。我们测算蒙煤到甘其毛都的通关后合理价格约1,186元/吨，蒙煤煤质介于俄煤与山西主焦、澳洲主焦煤之间，定位接近优质配焦煤，其合理价格可作为配焦煤的价格支撑参考。澳大利亚主焦煤则是国内优质主焦煤供给的重要来源之一，若按照今年内峰景煤离岸价低点180美元/吨来计算，澳煤到岸税后价格约1,560元/吨，澳煤价格对国内主焦煤价格有一定支撑。

板块投资层面，我们认为煤炭行业仍适用于聚焦现金流与股息息差的定价逻辑，高长协比例的动力煤龙头有望受益于红利风格的延续：

1） 基本面层面，煤价中枢下移但不影响长协定价体系，高长协比例龙头仍将维持盈利稳健。尽管我们预计动力煤供需将延续宽松化趋势带动煤价中枢下移，但在电力需求持续高增长的支撑下，煤价有望维持在长协价格之上。当前煤价仍处在历史较高区间，煤炭公司普遍现金流充足，板块平均资产负债率稳步下降。同时，增加股东回报、做好市值管理等指导意见陆续出台，煤炭公司有望延续近两年来的高分红比例。我们测算目前盈利不变的情况下，假设煤价中枢825元/吨盈利，以及在长协价770元/吨盈利，三种假设下的2025E股息率分别是4.8-7%，4.4-6.8%，4.3-6.8%。

2） 无风险收益率下行背景下，高分红回报突显动力煤龙头的投资价值。据华泰宏观组在11月4日发布的《内需温和回升，外围波动加大》中预测，政策利率在今年到明年仍有下调空间，在高关税情形的预测下，央行可能在明年1-3季度连续降息，累计降息40个基点。12月以来十年期国债收益率已经下行至2%以下，申万煤炭板块股息率相对十年期国债收益率息差已扩大至3.9%，目前三种不同盈利假设下的息差分别有3-5.2%，2.6-5%和2.4-5%。若十年期国债收益率继续下行，随着市场可接受股息率的下移，与市场高股息的其他板块相比，煤炭板块估值高于银行，但相对石油石化、交通运输等板块或仍有进一步上升空间。

我们建议关注炼焦煤公司2025年的底部布局机遇。我们预计炼焦煤公司2024-25年盈利或将受市场煤价下行拖累，但有望随宏观周期企稳，并且在宏观周期景气度向上时相对动力煤公司有更好的顺周期上行弹性，长期来看，炼焦煤属于世界范围内稀缺资源，从资源角度具备长期投资价值，我们认为明年或是炼焦煤周期底部，可能存在对炼焦煤公司的投资机遇。我们对三家头部炼焦煤公司的长期现金流回报进行了折现测算，以收购股权价值考虑，得出相比目前的市值（2024/12/11）高出的比例，具体结果请见研报原文。

2024年动力煤需求稳中有增，炼焦煤需求承压下行

2024年煤价稳定，淡季不淡，旺季不旺。2023年煤炭市场从2021-22年较为供需紧张的状态逐渐转向紧平衡，煤价中枢开始下移，2024年在进口煤量充裕、国内产量稳步恢复的情况下，供需延续宽松化趋势，价格进一步下移，截至2024年12月13日，北港5,500卡动力煤均价同比下行10.9%至865元/吨。

2024年影响煤炭价格走势的几个主要因素包括：

（1）国内产量前低后高而进口量维持高位。上半年受强安全监管影响，山西地区产量下滑明显，但同时进口煤依然保持高增速，对国内煤炭供给形成较好补充，下半年随着山西复产，全国原煤累计产量在9月由负转正，1-10月累计实现原煤产量38.9亿吨，同比增长1.2%。从CCTD的高频数据来看，11月晋陕蒙样本煤矿产能利用率达到84.2%，为全年最高水平。而进口方面，1-10月国内累计进口煤炭4.4亿吨，在去年高基数基础上同比再次增长13.5%。

（2）全社会用电量在去年的高基数上依然维持高速增长，2024年全年有望达到7.3%，支撑煤炭底部价格。1-9月全社会累计用电量同比增长8%至7.4万亿千瓦时，其中居民生活用电量同比增速最高，达到11.2%，累计用电量达1.2万亿千瓦时。尽管去年中国实现217GW光伏、76GW风电装机，且今年1-10月光伏和风电合计累计实现发电量1.1万亿千瓦时，同比去年增加2,193亿千瓦时，同比增速达到24.8%，但今年1-10月总发电量同比增长4,697亿千瓦时，同比增速达6.4%，光伏风电合计仅贡献47%增量，加上水电贡献1,296亿千瓦时增量，可再生能源合计贡献约74%，供给缺口带动累计火电发电量同比增长2.3%。

（3）4-8月来水较好，水电同比出力大幅提高，阶段性影响火电需求，造成旺季不旺。连续经历2022-23年两年来水较差的年份后，今年4月下旬开始来水显著增长，三峡出库流量在7月份的峰值水平超过2021年，二季度水电发电总量同比增长37.7%。受水电出力大幅增长挤压，旬度日均火电发电量同比增速在4月中旬开始转负，二季度火电发电总量则同比下降3.1%。随着7月逐渐进入迎峰度夏旺季、来水高峰出现回落，7月下旬火电重回正增长区间，三季度火电发电总量同比增长2.9%，受水电出力较好影响，今年迎峰度夏旺季煤价表现旺季不旺。

（4）非电用煤-建材用煤下滑但化工用煤依然保持高增速。建材用煤需求受下游地产走弱拖累较多，1-10月水泥累计产量仅15亿吨，为2010年来最低值，对上游建材用煤需求形成压制，今年1-9月建材用煤量同比下降1,946万吨，同比降幅达9.1%。而化工用煤需求今年仍保持较高景气度，今年1-9月化工用煤量同比增长18.4%，一方面今年以来原油价格仍偏高（年初至今均价76美元/桶），煤化工相对油化工路线成本更具竞争优势，另一方面煤化工的主要品种之一尿素今年也受到新增产能投放、农业增产、火电脱硝等因素拉动需求表现较好，截至12月13日尿素产量同比增长7.5%。

2024年价格底部较去年有所抬升，波动收窄。三月供暖季结束后通常是动力煤需求淡季，叠加今年水电出力超预期对火电需求的挤压，动力煤价格在4月跌至年内次低点813元/吨后逐步反弹上行，进入12月受高库存压制，煤价再次连续下跌突破年内低点至800元/吨，但仍高于去年全年低点764元/吨。在电力需求高速增长的背景下，煤价底部的抬升或意味着煤炭供需关系仍保持较为平衡的状态，电力需求对煤炭价格底部的支撑力度仍较为坚实。

2025年电力需求维持高增长是支撑动力煤需求的核心因素

我们认为2025年电力需求将保持6.1%的较高增速，但煤炭总需求增速或将回落至1.1%。以新能源制造、充电桩、数据中心为代表的新质生产力在2025年或仍将是电力需求增长的主要驱动力，而出口对电力需求的拉动则受出口增速回落影响，贡献度将有所下滑，我们预计二者对2025年电力需求增长的贡献度分别为1.4pct和0.5pct。分项来看，我们预计2025年光伏和锂电设备生产增速将有所回落，带动新能源制造电力需求增速贡献回落至0.4pct，而充电桩用电在新能源汽车渗透率进一步提升的趋势下（2023年31.6%，2024年1-8月渗透率超过37.5%）有望贡献0.4pct电力需求增速，数据中心用电需求增长将保持平稳，对用电量增速的贡献值或维持在0.7pct。出口方面，特朗普当选总统意味着明年可能会于任期开始后对各国出口加税，并在一定程度上以“原产地穿透”原则遏制转口贸易，“高关税”情景可能将对中国出口产业链形成压力，华泰宏观组在11月4日发布的《内需温和回升，外围波动加大》报告中预测在高关税情景下，2025年美元计价出口同比增速为-0.6%。出口增速的下滑将对出口对应的用电需求增速形成下行压力，我们预计出口部分用电同比增速将下滑至1.5%，对总用电量增速的贡献或将下滑至0.5pct。

电煤长协政策对供给和履约方都有所放松，供需宽松下煤炭企业保供压力或减小，市场煤供给比例或将有所上升。2025年电煤中长协基本保持了长协政策的连贯性，港口价格仍按照“基准价+浮动价”签订和执行，合理价格区间不超过570-770元/吨。政策的主要变化体现在对煤炭企业的最低任务量要求从80%下调至75%，以及全年履约要求的最低限额调整至不低于90%，对供给端和履约端都有所放松，与2024年来煤炭市场供需宽松化的走势相一致，也更符合市场运行的实际情况，同时2025年政策也要求纳入煤质条款，并在一定程度上加强了履约监管，或体现出政策导向更为重视长协签约质量及保供的最终落实。除此之外，供给和履约的灵活性增加，也在一定程度上增加了市场煤的比例，能够更好地发挥市场合理配置资源的作用，减少地区间长协分配的不均衡。

非电用煤-建材用煤降幅有望收窄，化工用煤或延续增势。据华泰建材组在11月5日发布的《化债风起，供给变革》中测算，随着各项稳增长政策逐步落地，2025年国内水泥需求降幅有望收窄。我们预计明年建材用煤需求降幅也将随之趋缓。考虑到明年油价或存在下行压力，煤化工成本优势或将减弱，但同时甲醇和合成氨仍有新增产能投放拉动上游原材料需求，我们预计明年煤化工用煤需求仍将保持正增长，但增速或将回落至4%左右。

2025年国内钢铁需求偏弱将拖累炼焦煤需求，全球钢铁需求仍有望增长

地产行业下滑拖累2024年国内钢铁需求，2025年建筑用钢需求降幅有望随地产企稳收窄。据MySteel数据，今年1-10月螺纹钢、线材、热轧、冷轧、中厚板五大主要钢材品种合计表观需求量同比下滑7.4%，受下游需求走弱拖累，1-10月中国累计粗钢产量约8.5亿吨，同比下滑2.7%。2023年钢铁下游需求中建筑业占比52%，相对2021年56%的占比有所下滑，直接出口及制造业对应的间接出口在近两年部分弥补了房地产需求下滑对钢铁下游的不利影响，但地产下滑仍是钢铁下游需求最大的拖累项。今年1-10月累计商品房销售面积、地产投资额、新开工面积同比分别下滑15.8%/10.0%/22.7%，相对2023年全年8.2%/9.6%/20.4%的降幅进一步扩大。华泰宏观组在11月4日发布的《内需温和回升，外围波动加大》报告中判断在政策力度不明显低于预期的情形下，明年地产周期有望在下半年见底，地产周期偏弱对增长的拖累有望收窄，宏观组预测明年商品房销售面积、地产投资额、新开工面积同比降幅将收窄至6.2%/6.3%/20.1%。我们预计建筑用钢需求也有望随着房地产周期企稳同比降幅有所收窄。

高速增长的钢材出口在近两年部分弥补了国内需求端的下降。2023年钢材出口量达9,026万吨，同比增长34.1%，在去年的高基数上，今年1-10月我国累计钢材出口量已经达到9,189万吨，同比增速达到23.0%，按照前10月出口量线性外推，全年钢材出口量有望达到1.1亿吨。钢材出口的增长一方面受益于国内钢材价格相对海外始终保持较大价差带来的出口窗口，另一方面也受到海外市场需求增长的拉动。从下游出口目的国来看，中国钢材出口流向中东及东南亚市场的部分增速较快，或与当地基建的快速发展有较密切关系。

印度经济及印度钢铁需求的增长将拉动全球炼焦煤需求

据全球钢铁协会预测，2024年全球钢铁需求受中国需求走弱拖累，或将小幅下降0.9%，但若除去中国需求的影响，全球钢铁需求将增长1.2%，其中印度和其它新兴/发展中经济体（除中国和印度）钢铁需求增长分别为8%和6.8%。我们预计印度或将接棒中国，成为全球钢铁需求的新增长点。

印度钢铁需求有三重向上驱动力：1）高速发展的经济及人口红利下未来的高增长预期。印度总人口在2023年超过中国且印度劳动力人口占总人口比例约68%，仍拥有较大的人口红利基础，印度2023年实现GDP同比增速7.6%，与中国2013年前相当，仍处在高速发展阶段。2）较为落后的工业及城市化进程。印度缺少工业化发展阶段，当前城市化率与中国2000年左右相当，在工业及基建方面仍有较大发展空间。3）政策端对制造业及基建的大力推动。莫迪政府在2014年提出“印度制造”计划来致力于提高本土工业发展水平，后续陆续推出诸如“国家基础设施项目（NIP）”、“城市基础设施发展基金(UIDF)”以及“国家投资及基础设施基金(NIIF)”等项目或投资渠道来加码基建投资。莫迪今年连任成功有助于保持印度对于工业及基建方面的政策连续性，2024-25年印度财政对于基建投资预算同比进一步增长11.1%至11.11万亿卢比，占预期GDP比重约3.4%，工业及基建的发展有望带动印度钢铁需求进一步增长。

第二部《国家钢铁政策》执行中，政策扶持、目标明确下，印度粗钢产量有望维持高增速。2005年印度钢铁部发布第一部产业政策，对印度钢铁行业做出规划，目标到2019-20财年（财年截至每年3月）本土粗钢产量超过1亿吨，年复合增长率达到7.3%。印度粗钢产量在2017-18财年已经达到1.03亿吨，2006-2020财年粗钢产量年复合增长率为7.4%，印度最终较好地完成了当初设定的目标。印度在2017年时发布了第二部产业指导政策，计划到2030-31财年实现粗钢产能3亿吨、粗钢产量2.55亿吨、人均粗钢产量158千克。若印度能再次实现规划目标，2024-30财年印度粗钢产量年复合增长率有望达到10.4%。

印度本土煤炭资源丰富，但煤质较差，无法满足印度炼钢的焦煤需求。尽管印度拥有世界第五大煤炭储量，但焦煤资源量较为稀缺，焦煤资源量仅占总煤炭资源量10%，其中优质焦煤，即灰分含量不超过15%的焦煤资源量仅占总焦煤资源量的15%、煤炭总资源量的1%。印度本土炼焦煤品质较差，灰分含量较高，大多数介于18%-49%之间，洗选难度也较大，只能通过技术提高配比而无法完全替代进口炼焦煤。印度炼焦煤供给高度依赖进口，2024财年印度进口炼焦煤占炼焦煤供应总量的比例仍有46.2%，若仅考虑精煤供应量，进口占比可达75%。澳大利亚是印度最大的炼焦煤进口来源国，2023财年占总进口量的54%，俄乌冲突之后印度承接了部分俄罗斯煤炭流向东移，2023财年从俄罗斯进口炼焦煤量占比从2021财年2.6%提升至8%。

按照印度粗钢产量及高炉产能规划，印度的炼焦煤需求到2030财年或将相对2023财年增长1.7倍。印度政府在2017年推出的《国家钢铁政策》中提出全国粗钢产量在2030财年将达到2.55亿吨，对应2024财年粗钢产量年复合增长率将达到10.4%。且印度高炉产能及占比也有望在2030年前稳步提升，来提高本土高端钢材的制造能力。2017年的《国家钢铁政策》中提出计划到2031财年，通过高炉生产的粗钢产量占比将达到60-65%（2024财年约43%）。从目前印度在建及规划项目看，高炉产能占比达80%，规划总产能将近2亿吨，若考虑拟在2024-26年开始建设的项目，高炉产能也有3210万吨，约占2024-26年总规划产能74%。我们预计2030财年印度粗钢产量对应炼焦煤需求量将达到1.9亿吨，相对2023财年钢铁耗煤量增长1.7倍，若高炉比例进一步提升，则对炼焦煤的需求还可能会进一步提高。

印度将成为全球炼焦煤贸易的重要买家，占全球份额有望大幅提升。印度本土的炼焦煤受制于煤质较差，在不使用捣固装煤技术的情况下，印度煤炭部IMC预计本土洗选后的焦煤掺混比例可以达到25%，若使用捣固装煤技术，掺混比例可以提高到35%。在两种掺混比例的假设下，印度到2030财年的本土炼焦原煤需求量将达到1.4-2亿吨，相对2024财年6,663万吨的炼焦煤产量增幅达115%-201%，对炼焦煤的进口量需求将达到1.2-1.4亿吨，相对2024财年的印度进口量5,722万吨增幅达115%-148%，按2023年全球海运煤市场中焦煤规模约3.5亿吨测算，印度2030年的炼焦煤进口量占比将从目前约16%提升至约35%-40%，或将超越中国成为全球焦煤最大的买家。

2025：国内供给增量有限，海外进口有望保持充足

2024年产量前低后高，全年有望保持同比正增长

2024年上半年安全监管较严格影响产量，尤其是山西地区产量显著下滑。受2023年下半年煤矿安全事故频发影响，国家矿山安监局派出专项工作小组进驻山西，2024年2月山西地区开展“三超”治理工作，再次强调煤矿安全生产。2024年1-6月山西累计生产原煤5.9亿吨，同比减少9,050万吨（-13.5%）。同期新疆煤及进口煤的大幅增长则部分弥补了山西产量下滑的减量影响。2024年1-6月新疆生产原煤2.4亿吨，同比增加2,867万吨（+13.4%），进口煤总量2.5亿吨，同比增加2,764万吨（+12.5%）。传统主产区中，内蒙古还有一定的产量释放弹性，2024年1-6月累计同比增产2,695万吨（+3.8%），但增速及产能新增潜力或不如新疆。随着传统主产区供给弹性的降低，新疆和进口煤或将是未来国内煤炭供给重要的边际增量。随着山西地区从6月开始逐渐复产，国内煤炭累计产量同比增速在9月由负转正，叠加单月煤炭进口量依然维持在4,500万吨以上，国内煤炭供给逐步宽松化。

上半年山西地区的显著减产对炼焦煤供给的影响相对更大，下半年产量逐渐恢复，炼焦煤供需持续宽松。7-9月动力煤月均产量相对上半年月均产量增长3.3%，而炼焦煤月均产量则增长了7.9%。7-8月是动力煤迎峰度夏旺季叠加水电同比增速开始回落，在供给环比有所收缩的情况下需求季节性增长，对动力煤的价格形成一定支撑。而下半年以来炼焦煤产量持续恢复，供给端持续增加，但需求端在7-8月时反而因为钢铁开工淡季以及螺纹钢新旧国标转换出现下滑，炼焦煤的产量释放则破坏了本就弱平衡的炼焦煤供需，带动炼焦煤价格下行。

全年来看，2024年中国原煤产量呈现出前低后高的表现，在需求相对较为平稳的情况下，煤炭供需平衡渐趋宽松，我们预计全年原煤产量能够延续增长趋势，同比增长1.2%至47.1亿吨。

国内新增产能增速放缓，但仍有一定供应弹性

从煤炭开采和洗选行业固定资产投资情况来看，经过2021-22年的煤炭市场繁荣期，2022-23年固定资产投资完成额同比增速分别为24.4%和12.1%，投资完成额出现明显增长，在2023年高基数之上，2024年前10个月，行业固定资产投资完成额同比增速也达到8.6%，尽管从行业投资增速无法判断具体的产能增量，但从趋势上显示出行业正在投资扩张产能。若从煤炭产量及煤炭行业产能利用率来推算当年煤炭行业的理论产能，2022年推算产能的大幅增加或与2021-22年大量产能核准增加的释放有关，2023年随着供需关系逐渐缓和，新增产能也出现回落，据前三季度数据推算，2024年推算新增产能或将再次减少。从我们自下而上的统计来看，2025-26年有约1.2亿吨新增产能有待投产，相对2021-22年仅通过核准增加的产能就共有近6亿吨量级大幅减少。考虑到部分地区开发较早存在资源枯竭或落后产能退出的情况，我们预计2025-26年或将有每年4-5,000万吨产量增量。

新疆煤炭为国内煤炭供给提供边际增量，价格和运力是关键影响因素

新疆煤炭资源储备丰富，据2022年全国矿产已探明储量来看，新疆煤炭储量达342亿吨，约占全国17%，位居全国第三，而新疆预测煤炭储量达2.19万亿吨，占全国总量40%，仍有较大勘探空间。“十四五”规划中将新疆列为中国五大煤炭供应保障基地之一，新疆政府也于2022年提出在“十四五”期间推动新疆煤炭产能达到4.6亿吨，年产量达4亿吨以上。随着东部传统产区面临资源枯竭和落后产能退出，据国家能源集团技术经济研究院预测，除晋陕蒙新以外其它区域煤炭产量到2035年将相对2020年下降40%，新疆作为能源安全保供的战略地位逐渐突显，疆煤成为国内市场未来主要增量来源之一。

新疆主要产煤区包括吐哈、准东、伊犁和库拜四大煤田，其中吐哈和准东煤田查明资源量占全区总量92%，也是疆煤外运的主要来源地，尤以地理位置更靠东的吐哈煤田占比最大，2023年哈密煤炭外运量占疆煤外运总量约57%。新疆2023年实现原煤产量4.6亿吨，已经超过“十四五”目标，相对2020年2.7亿吨的产量，年均复合增速达19.8%。2024年新疆煤炭产量依然保持高增长，1-10月新疆累计原煤产量达到4.2亿吨，同比增长21%。据我们自下而上统计，新疆目前有在建或拟建煤矿产能3.4亿吨，未来产量仍有较大释放空间。

2020年之后，港口煤价中枢大幅上涨，疆煤外运量也随之大幅上升，2023年外运量超过1亿吨，占当年新疆煤炭总产量约24%。随着总外运量提升，疆煤外运量中汽运占比从2020年的14%提高到2023年的46%，从运输模式上看，铁路运输仍为主力，但汽运为疆煤外运提供灵活边际增量。

从运输路径上看，铁路运输通道主要为“一主两翼”，远期煤炭运力可达1.8亿吨：

1） 兰新线为主力干线，连接甘肃兰州到新疆阿拉山口，目前煤炭运力约7,000万吨，下游目的地对应河西走廊，或经兰州接入铁路系统去往湖北、湖南等地。

2） 北翼临哈线连接内蒙古临河与兰新线上的哈密站接通，可以通过内蒙古铁路系统去往河北、天津等地，临哈线将推出改造扩能计划，并建设电气化复线，整个改造工程完成后线路总运力有望提升至2亿吨，对应煤炭运力或可达约9,800万吨。

3） 南翼格库线连接青海格尔木及新疆库拜，目的地主要联通青海及下游川渝地区，2024年格库线新疆段和青海段先后完成改造施工，运力由1,600万吨提升至3,300万吨，其中煤炭运力或可达约1,000万吨。

汽运通道则主要为北京到乌鲁木齐的G7京新高速、新疆到上海的国道312线、连云港到霍尔果斯的G30连霍高速，以及南疆的国道315线河G0612线西宁至和田高速。考虑到汽运的运力变量主要来自于参与运输的货车数量以及实际运输时汽运出疆多为运送至周边再转铁路，若假设运营车辆为10万辆以及运输距离分别取哈密和准东到甘肃兰州，则对应公路运输能力约为2亿吨。疆煤出疆测算运力空间在3.8亿吨，相对2023年1.1亿吨的疆煤外运量仍有较大提升空间。

从成本的经济性上考虑，疆煤外运在河西走廊、青海等区域具有较好的竞争力，在川渝地区低成本煤或有一定竞争，当辐射范围再扩大时竞争力将较差。我们统计了新疆的10座样本煤矿的完全生产成本，其中吐哈煤炭加权平均生产成本约146元/吨，准东煤炭加权平均生产成本89元/吨。按照铁路货运计价规则，煤炭对应基准价16.3元/吨以及0.098元/吨公里，假设点装费、装卸费等其它费用大约每吨42元，可以测算得到哈密和准东将军庙到秦皇岛的理论盈亏平衡价格分别在738和768元/吨，而出疆煤炭热值多为5,000大卡，今年以来北港5,000卡煤炭均价约765元/吨，11月底价格已经低于730元/吨，在当前价格下，疆煤外运秦港或不具备经济性。

我们预计未来疆煤或仍以就地转化为主，从成本竞争力上看，疆煤外运主要辐射河西走廊至川渝地区，对国内煤炭市场供给端能起到一定边际补充的作用，在当前供需宽松、价格较稳定的情况下，疆煤不具备运至北港的经济性。“十四五”规划定位新疆为国家大型油气生产加工和储备基地、大型煤炭煤电煤化工基地、大型风电基地、国家能源资源陆上大通道，新疆在释放优质煤炭产能、通过疆煤外运保供的同时也在加快建设疆电外送及大型现代煤化工基地。2023年疆煤外运占总产量比重约24%，未来疆煤或将仍以就地转化为主。据我们统计的新疆火电项目计算，2024-26年新疆火电将消耗标煤量分别为1.2/1.4/1.6亿吨，考虑到供热、化工等其它本地需求，本地消费量将占总产量比重分别为67%/71%/81%。新疆目前还有在建及拟建的两条特高压线路，待线路投产后将进一步增加新疆火电燃煤需求。

海外煤炭供需宽松化下，进口煤将作为边际变量调节国内供需平衡

2024年在中国、越南、印度等国进口持续增长的驱动下，全球煤炭贸易市场规模有望在2023年基础上再次增长。2022年的俄乌冲突打断了世界能源贸易流向的格局，欧洲对俄罗斯煤炭出口的制裁使得俄罗斯煤炭出口量减少并开始向亚洲区域转移，叠加2022年澳大利亚遭遇拉尼娜天气带来的强降水影响，煤炭产量及出口量均有所下降，2022年全球煤炭贸易市场规模出现下降。而2023年随着疫情后经济活动的逐步复苏，煤炭主产国产量有所增加的同时中国超预期的进口增长带动2023年全球煤炭贸易量基本回到疫情前水平。2024年1-10月中国作为全球煤炭市场约1/3贸易量的目的地继续保持进口高增速，同期印度和越南进口量分别为2亿吨和4,810万吨，分别同比增长3.8%和22.7%，亚洲新兴市场的增量弥补了发达国家或地区的同比减量，全球海运煤累计贸易量为11.3亿吨，较去年同期增长2.3%，全年煤炭贸易规模有望再次增长。

从价格表现来看，2023-24年海运煤市场供需逐渐恢复宽松化。2022年受俄乌冲突对供给的突发扰动影响，全球能源价格出现较为极端的上涨，2023年在供给逐渐恢复正常的情况下，能源价格出现明显回落，纽卡斯尔6,000卡煤炭2023年价格中枢相对2022年同比下降45%至171美元/吨，2024年海外煤炭价格延续回落趋势，且波动率相对前几年显著降低，回归较为平稳的价格走势，2024年以来纽卡斯尔6,000卡煤炭均价同比去年再次下降21%至136美元/吨，标准差从2023年的61.6下降到2024年的8.6。纽卡斯尔5,500卡煤炭价格在走势一致的同时表现出更低的波动率，2024年来均价同比下降13%至90美元/吨，标准差从2023年的15.4下降至3.1。2024年下半年受欧洲天然气价格上行带动，高卡煤价格略有上升，但中低卡煤炭价格表现仍较为平稳。

在2023年历史新高的进口量上，2024年1-10月中国进口煤量再次同比增长13.5%，全年进口量有望突破5亿吨。2023年中国进口煤大幅增长，全年进口4.7亿吨煤炭，同比增加1.8亿吨（+61.8%）达到历史新高，2023年中国进口煤量约占全球煤炭贸易量的30%，是全球煤炭市场最大的进口国。2024年1-10月中国累计进口煤炭4.4亿吨，已接近去年全年的进口量，全年进口量有望超过5亿吨。分国别来看，2024年1-10月中国从澳大利亚进口煤炭6,485万吨，同比增长64%，澳煤进口持续向历史水平恢复；从印尼进口煤炭1.9亿吨，同比增长5%，印尼依然是中国煤炭进口的第一大来源国；从蒙古进口煤炭6,709万吨，同比增长24%，2023年中蒙恢复通关后蒙煤进口量快速恢复，作为蒙古重要经济支柱之一的煤炭出口以及基本是唯一的下游出口选择，蒙古再次增加了对中国的出口量；从俄罗斯进口煤炭8,679万吨，同比减少15%，或主要受俄罗斯铁路运输物流及成本较高限制，许多俄罗斯生产商需要以零利润或负利润出口煤炭，压制了俄罗斯煤炭出口的积极性。

2025：海运煤市场延续宽松，进口供给仍有增长空间

我们预计2025年煤炭进口供给仍有增长空间，一方面海运煤市场仍将保持宽松化，另一方面蒙煤在产量及运输上也仍有提升潜力，进口煤量最终能达到多少将取决于国内市场的需求情况，但进口煤将作为近两年国内市场最主要的边际变量参与调节国内的供需平衡。

我们认为海运煤市场仍将保持宽松化的主要原因包括：1）欧美地区煤电机组退役趋势不改，从总量上看全球除中国外地区的新能源发电贡献增量从2024年起或已经可以基本满足当年度的用电增量需求；2）印度动力煤需求增量或将主要由印度国内煤炭增产提供，印度对进口煤需求未来或将主要集中于炼焦煤，尤其是优质主焦煤；3）全球主要的煤炭出口国产量仍有提升空间。

欧美地区煤电及煤炭需求或将随着新能源及气电装机比例提升而趋势下降。用气电、新能源等其它装机来替代煤电装机近几年成为欧美国家的主流趋势。七国集团在2024年5月的G7峰会上同意在2035年之前逐步退出煤电，英国也在今年10月关闭最后一家火电发电厂，成为第一个完全退出煤电的首个主要经济体。2024年1-10月欧盟国家进口煤炭5,130万吨，同比下降32.7%。全球风电和光伏装机在过去十年均维持较高增速，我们预计海外风电和光伏装机在2024-26年仍有望保持高速增长，尤其是光伏，风电新增装机增速或受成本影响小幅下滑，但仍将保持约7.5%的年均复合增速。在除中国外新增用电需求预计将保持平稳的情况下，随着光伏和风电装机量及发电贡献的提升，从2024年开始，光伏和风电合计发电量有望从总量上满足新增用电量的需求，尽管实际的需求匹配情况受时间和空间分布的约束，但可再生能源从趋势上已经成为新增发电量的贡献主力。

作为第二大煤炭消费国及进口国，印度经济仍处在快速发展阶段，将成为未来几年全球煤炭需求的主要贡献者。尽管印度本土煤炭需求从2021财年的9亿吨增长至2024财年的12亿吨，年均复合增速达9.7%，但印度国内煤炭产量也从2021财年的7.2亿吨提高到2024财年的10亿吨，年均复合增速达11.7%，印度政府出于能源独立的角度考虑，在通过技术改进、优化新煤矿拍卖流程等方式来刺激国内煤炭产量提高。印度预计2025财年国内煤炭需求将增长至12.9亿吨，并计划国内煤炭产量达到11.11亿吨，从而使得进口煤比例从2024财年的22%降低至15%以下。如我们前文分析，印度虽然煤炭资源丰富，但无法完全取代进口优质主焦煤用来炼钢，我们认为印度作为煤炭资源大国将持续提升本土煤炭产量减少进口煤依赖，未来对国际煤炭市场的影响将更多体现在对炼焦煤资源的竞争上而不是动力煤。

从海运煤市场的供给角度看，我们预计供给端仍将保持平稳：

1）2024年澳大利亚从拉尼娜天气影响里恢复，1-9月煤炭产量同比增长3.2%，澳大利亚约85%的煤炭产量用于出口。目前2024-25年的拉尼娜天气预警已经转弱，即使再次出现拉尼娜天气，强度和持续时间可能也偏弱，澳大利亚煤炭产量有望继续恢复。

2）印尼产量仍有增长潜力，但受国内需求增长影响，出口量或将小幅回落。2021-23年印尼煤炭产量持续增长，增速分别达到8.9%/12%/12.8%，2023年印尼生产煤炭7.75亿吨，超出当年6.95亿吨的煤炭生产目标。2024年印尼设定7.1亿吨煤炭产量目标，而截至11月中旬，印尼煤炭产量已经达到7.7亿吨，超出年初目标，全年产量有望达到8亿吨。当前产量仍未达到印尼政府设定的煤炭产量配额，2024-25年配额分别为9.22和9.17亿吨，或意味着印尼煤炭仍有增产空间。近期印尼镍矿商协会总秘书透露政府计划效仿镍矿出口禁令对包括煤炭在内的多种矿产和商品实施出口禁令，印尼将近70%的煤炭产量为出口，若完全限制出口可能会对当前印尼煤炭产业造成非常大损失，且2022年禁令仅执行一个月便暂停，也表明印尼不太可能完全禁止出口。印尼目前DMO规定25%的产量要供给国内，随着印尼国内镍生产等高耗能产业的快速发展以及海运煤市场价格走低，2023年印尼煤炭生产商已经增加面向国内的煤炭销售。11月印尼宣布迁都，潜在的新城建造基建工程或将增加印尼本土煤炭需求，明年印尼对外煤炭出口可能会有所回落。

3）俄罗斯2024年主要受全球价格下行、西方制裁买家结算受阻、铁路运输物流及成本问题影响，煤炭出口量出现下滑，2025年俄罗斯能源部预计对中国煤炭出口恢复到1亿吨以上。俄乌冲突后俄罗斯出口贸易向东转移，也促使俄罗斯加大对东部铁路网络的改造措施。俄罗斯铁路公司表示将于2024年年底前开通东部铁路改扩建二期铁路设施，2025年东部铁路线货物运输量有望增长到每年1.8亿吨，且东部贝阿铁路的三期改扩建投资项目也已经批准，有望2030年底前增加贝阿主干道运力至2.1亿吨。除此之外，俄罗斯在远东地区新建的太平洋铁路也在11月完成首趟运煤列车试运行，明年可以投入全面运营，初期运力在3,000万吨，后期可以逐渐提升至5,000万吨，太平洋铁路的开通可以部分分担贝阿主干线的货运压力。

4）蒙煤出口是蒙古经济增长重要支柱之一，在中国需求可以容纳的情况下，我们预计蒙煤仍将积极对中国出口，蒙古计划2025年对中国出口煤炭8,300万吨。目前对中国出口的蒙煤多是炼焦煤，蒙煤的持续对华出口对国内炼焦煤市场整体供给冲击或较大。

蒙煤作为近几年进口增量主要贡献之一有望保持增长

2023年恢复通关后蒙煤进口量大幅提高。蒙古煤炭资源丰富，炼焦煤储量占总储量35%，且其中90%集中于中蒙边境南戈壁地区。蒙古煤炭下游中出口占比较高，2023年出口煤炭6,961万吨，同比增加3,779万吨，占蒙古总产量的86%，其中出口中国占比96.5%，蒙古对中国出口的主要煤种是炼焦煤，占对中国出口的煤炭量80%。今年1-9月，中国已经进口蒙古煤炭合计5,863万吨，全年有望超过去年总进口量6,716万吨再创历史新高。

蒙古煤炭产量基本随出口需求波动，当前产能利用率仍有增产空间。据MySteel数据，蒙古煤矿目前规划总产能约1.5亿吨，在产产能约1.2亿吨，按2023年8,131万吨产量计算当前产能利用率约68%，仍有增产空间。煤炭出口收入是蒙古经济发展重要支柱之一，蒙古方也具有较强的动力去增产并增加出口，2023年煤炭出口总额占蒙古全年GDP总额比重约12%，并且蒙古政府计划2025年进一步加大煤炭出口来提振本国的经济增速。

目前进口量仍未达到潜在通关能力极限，长期看铁路运输的开通将进一步提高通关能力的上限。蒙古对中国目前主要的煤炭出口口岸包括甘其毛都、策克、满都拉、二连浩特、珠恩嘎达布其和塔克什肯，2023年总通关量分别为3,786、1,913、528、1,901、270、277万吨，其中甘其毛都、策克、满都拉距离南戈壁主产区较近，出口量最多且以炼焦煤为主。中蒙之间目前仅有二连浩特为铁路、公路双口岸，其余口岸均只有公路运输通道。若仅从公路口岸考虑，我们测算六大口岸的煤炭潜在通关量约为1.08亿吨，相对2023年出口量仍有约3,000万吨的潜在空间。若除去珠恩嘎达布其（以动力煤为主）和塔克什肯（位于新疆），剩余四个主要口岸的潜在通关运力也可达9,400万吨。

蒙古在加快铁路网络建设，但蒙古铁路规制与中国不同，需要专门修建跨境铁路及换装站来连接两国的对应口岸，跨境铁路的缺失仍将制约铁路对通关量的实际贡献。蒙方在2021年通过“新复兴政策”，其中“口岸复兴”目标致力于提高其航空和陆地口岸的货运能力，从蒙古目前规划及建设铁路进度来看，多条铁路于2022年之后开通，基建进程较过去有所提速。目前主要的煤炭口岸中，仅有二连浩特有跨境连接铁路，但二连浩特的线路联通乌兰巴托和俄罗斯，是蒙古货物、人员进出的主要动脉，煤炭运力有限。今年西伯库伦和策克间的跨境铁路建成，采用与我国境内一致的标准轨，根据蒙古国交通运输发展部计划，西伯库伦和策克间的跨境铁路有望于今年投入常态化运营，该条跨境铁路有望增加1,000万吨策克口岸的通关能力。甘其毛都-嘎顺苏海图跨境铁路项目也在今年重新取得进展，4月中蒙两国签署相关协议，从国家层面合作推动项目实施，受多种原因影响而搁置的甘其毛都-嘎顺苏海图项目有望逐步重新启动，项目建成后有望增加3,000万吨的口岸运输能力。

从远期看，跨境铁路的开通将极大地提高蒙古煤炭或是其它货物出口的能力。若策克与甘其毛都跨境铁路建成投产，煤炭运力上限可达1.48亿吨。若后续蒙古按照规划继续推进杭吉-满都拉以及毕其格图-珠恩嘎达布其铁路口岸建设，蒙古通关运力仍能进一步提升。

澳洲动力煤进口基本恢复，炼焦煤进口量仍有提升空间

2023年澳煤进口重启后，澳煤进口量逐渐恢复，今年有望恢复到与2020年相近的水平，但炼焦煤进口量恢复缓慢。澳大利亚煤炭以高挥发分、高热值、低灰分等特点著称，且硫分较低，尤其是以峰景煤为代表的主焦煤品种品质较高，可以与山西低硫主焦煤相媲美，是全球钢铁行业的优质骨架煤来源，而澳大利亚的高卡动力煤也受欧洲、日韩等发达国家和地区的偏好。澳大利亚是全球第一大炼焦煤出口国和第二大动力煤出口国，出口目的地分布较为多元，在中国没有进口澳大利亚煤炭期间，澳大利亚增加了对印度、日本、韩国等地的出口，贸易流向有所重构，当2023年中国重新放开澳煤进口后，澳煤进口量仅恢复至5,246万吨，动力煤在价格中枢下移、国内外价差较为稳定的情况下进口量达4,968万吨，超过2020年进口量，而炼焦煤进口量仅有279万吨，远低于2020年及之前。2024年1-9月中国累计进口澳洲煤炭5,781万吨，其中炼焦煤562万吨，今年全年动力煤进口量有望进一步增长，总量上有望恢复到2020年相近的水平，但澳洲焦煤作为优质资源具有一定稀缺性，叠加中国下游需求走弱，澳洲炼焦煤进口量较难恢复至2020年或之前的量级。

展望明年，澳大利亚炼焦煤出口所提升空间或仍可满足中国进口量小幅增加。据澳洲工业科学资源部预测，澳大利亚炼焦煤出口有望从2023年的1.5亿吨增长至2026年的1.8亿吨，年均复合增长率约6%，既有矿山在价格稳定预期下有望实现满产，且新增炼焦煤供给在2026年前可能将多于关闭的矿山供给量带来新增产能。澳大利亚2025年炼焦煤出口量有望增加1,000万吨，而除中国外，全球炼焦煤增量需求将主要来自印度，在我们的综合预测情景中，印度2025和2026财年进口炼焦煤增量分别为650和870万吨，按FY25和FY26对应2025日历年比例计算印度2025年进口量约为815万吨，假设全部由澳洲炼焦煤增量来满足，也仍留有一定潜在增量给中国提高进口。

2025：动力煤温和下行，炼焦煤周期寻底

供需延续宽松化，动力煤价格中枢或下移

11月以来北港5,500卡动力煤价格连续下滑，从月初855元/吨下滑至11月28日827元/吨，需求端主要受近期全国天气较往年偏暖影响，日耗水平提升幅度不足，而供给端主产地年底前赶量增产，晋陕蒙样本煤矿在11月产能利用率达到84.2%的全年最高水平，导致电厂和港口库存均上升较快，二十五省11月日均电厂库存同比增加4.5%，全国统调电厂当前库存也维持在2亿吨以上，CCTD主流港口库存在11月底超过7,500万吨，同比增加7.3%。高库存叠加2025年春节时间较早导致的旺季时间预期缩短，港口煤价承压下行。进入12月，寒潮影响力度仍较有限，尽管12月二十五省日均日耗相比11月提高12.7%，但供给充足下，库存仅相对减少0.4%去化力度较弱，港口煤价下行至12月13日的800元/吨。短期看供给充足的局面仍将维持，关注年前寒潮强度对日耗的影响以及电厂和港口的库存消耗信号。2024年至今北港5,500卡动力煤均价866元/吨，相比2023年均价972元/吨下跌10.9%，我们预计2025年动力煤供需将延续宽松状态，北港5,500卡动力煤价格中枢将下移至800-850元区间。

2025年需要关注如下几点重要的供需影响变量：

海外天然气价格对煤价的影响。如我们在6月3日发布的《全球能源新趋势下的煤炭发展机遇》中所述，海外天然气价格与海外煤炭价格有较高相关性，尤其是欧洲TTF天然气价格，而海外煤价的变化也会对国内煤价有一定支撑。我们预计美国用电量在AI和数据中心需求的快速扩张下仍将保持较高增速，从而增加气电需求支撑美国天然气价格，美国在俄乌冲突后成为欧洲最大的进口LNG来源地，美国天然气需求的提升也将影响欧洲的天然气供需平衡。下半年来受欧洲TTF天然气价格上涨带动，纽卡斯尔6,000卡煤炭价格相比上半年上涨7.7%至142美元/吨。

水电变化及新能源消纳情况的影响。今年二季度来水显著好于前两年，丰水期水电出力较好，1-9月全国规模以上水电发电量10040 亿千瓦时，同比增长16%；全国水电平均利用小时数为2672小时，同比增加305小时。2021-22年水电经历投产大年，但2022-23年却因枯水影响出力有限，2024年来水恢复后水电出力增加明显，对火电需求造成一定挤压。2023-24年光伏和风电新增装机量也连续超出市场预期，在2023年光伏、风电新增装机分别达到217、76GW的高基数上，2024年风电、光伏新增装机或将延续高增长，达到80、260GW。尽管新能源装机量在大幅提升，但电力系统的消纳问题也逐步显现，2024年2月全国弃风弃光率重新突破5%，新能源新增装机并没有完全转化到新增发电量，光伏和风电发电量仅贡献2024年1-10月新增发电量的47%，在全社会用电量保持高增速的情况下，依然需要火电来补充新增的发电需求。我们预计2025年风电和光伏的利用小时数或将继续回落，在新型电力系统推进、能源结构转型的过程中，火电仍将发挥兜底用电需求增长的基石作用，在2025-26年保持平稳增长，但若新能源并网发电增量超预期，则将会影响电力对煤炭需求的支撑。

宏观经济复苏力度对用电量和非电用煤的影响。2022-23年以来中国单位GDP用电量呈现上升趋势，产业链结构性出海（低耗能产业产能出海，高耗能产业因国内稳定且价格较低的电力留在国内而产品出海）以及国内新质生产力的发展共同拉动国内用电量提升。但特朗普政府的高关税政策可能会对中国出口，甚至全球贸易和经济周期产生不利影响，而在“高关税”情形下中国也可能会采取更大力度的扩内需政策进行对冲。2025年宏观政策对经济需求的拉动或将影响全社会用电量及非电用煤的需求。

除此之外，煤炭开采行业对当地省份的税收支撑也是重要的影响因素。随着2021-22年煤炭行业景气度提高，煤炭开采和洗选业占晋陕蒙当年财政税收总额也大幅提高，2022年煤炭开采和洗选业财税收入占山西、陕西、内蒙古三省比重分别为59.9%、36.1%和46.4%，煤炭产业成为当地政府重要税收来源。2024年前三季度受煤价回落及煤炭产量同比减产影响，山西省GDP累计同比增速仅有1.8%，在全国各省市中垫底，地方政府保增长压力或较大。

炼焦煤供需承压，明年或逐渐寻底，当前价格区间有一定成本支撑

9月底的政策组合拳在短期提振了炼焦煤需求预期，炼焦煤价格小幅反弹，但在10月中旬以来炼焦煤下游实际需求仍较弱影响下，炼焦煤价格再次趋势下行，CCI柳林低硫主焦煤价格从10月高点1,800元/吨已回落至12月初的1,540元/吨，突破今年8月形成的1,550元/吨的价格底部。钢铁行业即将进入淡季，尽管产业链有一定冬储补库预期，但下游钢厂和焦化厂在近两年利润承压下一直维持低库存，目前日均铁水产量仍在230万吨左右，钢铁行业盈利水平仍较差，炼焦煤补库需求或有限，价格仍有下行压力。

2024年上半年安全监管严格对山西地区煤炭产量负面影响较显著，山西作为国内炼焦煤最主要的产地之一，山西地区减产对国内炼焦煤产量供给有较大影响，在今年的低基数下，明年上半年国内炼焦煤产量有望同比增长。炼焦煤进口方面，我们预计蒙古和澳大利亚的炼焦煤进口量仍有提升空间，尤其是蒙煤对中国配焦煤的供给冲击，而中国的澳大利亚炼焦煤在过去两年贸易流量有所改变，进口量较难恢复到2020年之前，进口煤对于优质主焦煤的冲击或将相对较弱。在供给增加而需求承压的情况下，我们认为明年炼焦煤将在波动中逐渐寻底，当前价格或具有一定的成本支撑属性，而下游钢铁需求将成为决定价格的核心变量，价格上行空间或将由宏观政策带动下的需求回暖幅度决定。

从长期角度看，炼焦煤资源仍具备稀缺性，尤其是最优质的焦煤、肥煤等骨架煤种。近三年国内煤炭产能扩张周期中产能核准项目基本为动力煤，缺少炼焦煤新增资源，且存量资源里，炼焦煤主产地面临开采时间长、矿区老化资源枯竭、开采难度大等问题，炼焦精煤洗出率也逐年下滑，2023年洗出率从2022年的37.4%进一步下降至36.8%，难有增产潜力。从全球来看，蒙煤仍有增产潜力，但蒙煤难以完全替代优质主焦煤，而能用作骨架煤的澳大利亚炼焦煤则受资本开支有限、环保和审批等方面限制，产能扩张幅度有限，且在国际市场中面临印度等新兴国家需求的竞争。我们认为炼焦煤作为钢铁工业长流程生产的必需品具备稀缺资源属性，且与宏观周期相关度更高，在供给较为刚性的情况下，具备更好的价格弹性，尤其是主焦煤品种。

国内需求承压下蒙煤或为配焦煤成本支撑位，主焦煤价格受澳煤进口价支撑

我们认为长期看运力瓶颈的解除将使得蒙煤成为国内炼焦煤供给的边际补充，蒙煤实际进口量将受国内需求决定，而蒙煤的成本也将成为国内市场炼焦煤的价格支撑位。考虑到蒙煤煤质介于俄罗斯煤和澳洲峰景煤/山西低硫主焦煤之间，具有低灰低硫易洗选的特点，但无法完全做主焦煤使用，蒙煤的成本线或更适合作为优质配焦煤成本支撑参考线。

蒙古煤矿多为露天矿，生产成本较低，仅考虑生产端相对中国和澳大利亚煤炭更具成本优势，但受地理位置影响，若考虑蒙古煤炭的运输成本，蒙煤的竞争力则会明显下滑。我们以Mongolia Mining(MMC，975 HK)为样本计算从TT矿区到甘其毛都的焦精煤成本线。按照公司2023年公布数据，公司单位原煤开采成本为18.1美元，单位加工成本为4.6美元，计入处理成本、矿场管理成本项后，原煤口径单位成本为25.8美元/吨。公司2023年精煤洗出率在48%，折算精煤单位生产成本为54.1美元/吨，考虑物流、运输及存量亏损、特许权使用费后，单位完全生产成本为75.4美元/吨，扣除12.2美元/吨的折旧摊销，单位现金成本约为63.2美元/吨。

蒙煤进口运输成本较高，以TT矿到甘其毛都为例，汽运路线分中盘（坑口到查干哈达堆场）和短盘（查干哈达堆场到甘其毛都），中盘路线同时有铁路运力，运费较为稳定，而短盘运输完全依靠汽运，运费受天气、市场供需、煤炭价格等多重因素影响波动较大，最高曾在2021年9月末达到2,200元/吨，在2024年3月回落至近几年最低点40元/吨。今年以来短盘运费均价在96元/吨，9月以来价格基本在90-100元左右波动。

我们认为在计算蒙煤进口成本时假设蒙古矿方有一定生产利润是较为合理的假设。今年8月底在国内炼焦煤价格快速下滑时，那林苏海图马克矿矿方即宣布考虑到价格下跌趋势和煤矿生产因素，9月暂停煤炭销售，蒙古矿方对保留利润生产的敏感度或高于国内。

在综合考虑蒙煤矿方生产利润、运输成本、关税、增值税等各项成本后，我们测算蒙古焦精煤运至甘其毛都通关后含税价合理成本约为1,186元/吨。若后续铁路开通，运至甘其毛都的焦精煤价格有望进一步降低至1,020元/吨。

尽管目前中国进口澳大利亚焦煤量较为有限，但从煤炭品质上看，中国的主要进口煤供给中只有澳大利亚的炼焦煤可以与国内低硫优质主焦的品质有一定替换性来做炼焦骨架煤，我们选取澳大利亚峰景煤的到岸价来测算澳大利亚进口炼焦煤的边际成本作为国内主焦煤的成本支撑线。

受通胀等因素影响，澳大利亚煤炭生产成本近几年上升较快，以澳大利亚最大的综合煤炭生产商必和必拓为例，必和必拓的炼焦煤离岸现金成本从2020财年的67.6美元/吨上升至2024财年的119.5美元/吨，公司对2025财年的单位现金生产成本指引为112-124美元/吨，指引中值相比2024财年成本仅小幅回落1.5美元至118美元/吨，显示出成本上升的黏性较强。澳大利亚最主要的三家炼焦煤生产商英美资源、必和必拓、嘉能可在2024年上半年的平均离岸现金成本为128美元/吨，而今年以来澳大利亚波因特港离岸价最低为180美元/吨，若考虑折旧、权利金等其它成本，180美元离岸价或已经较接近完全生产成本。

在2023年澳煤恢复进口后，峰景煤到岸价较柳林低硫主焦煤走势基本一致但价格偏高，目前峰景煤到岸含税价格在1,760-1,780元左右，而柳林低硫主焦煤则下行至1,540元/吨的年内新低。若以澳大利亚峰景煤波因特港离岸价以及波因特岗到舟山港运费计算峰景煤到岸完税价格，峰景煤离岸价年内价格最低点为180美元/吨，对应完税后到岸价格约为1,560元/吨。我们认为当前的海外主焦煤价格对国内优质的低硫主焦煤价格有一定支撑，当前1,500-1,600元/吨的区间或已经接近国内低硫主焦煤的价格底部。

坚守红利逻辑，关注底部布局炼焦煤契机

我们预计动力煤供需将延续宽松化趋势，煤价中枢下移，但在电力需求维持增长的支撑下，动力煤价格有望维持在电煤长协价格之上，高长协合同销售的动力煤龙头有望维持盈利稳健并延续高分红比例。电煤中长期合同的稳步推行将动力煤市场划分为长协市场及现货市场，长协合同价格目前仍显著低于现货市场价格，对于长协销售占比较高的公司而言，在港口煤价低于长协价格上限770元/吨之前，公司盈利能保持相对稳定。尽管今年现货价格的波动较往年大幅降低，长协价格的变动幅度更小，仅从年初的708元/吨下降至699元/吨。而2025年电煤长协政策对供给和履约端都有所放松，能够部分减轻长协企业的保供压力，在一定程度上增加企业的盈利弹性。在增加股东回报、做好市值管理提升投资价值成为上市公司考核趋势的情况下，煤炭公司有望延续近两年来的较高分红比例。

在低利率背景下，高分红回报突显动力煤板块投资价值。在当前保增长和稳市场的政策基调下，货币和财政政策明年或将继续宽松来支持经济增长，据华泰宏观组预测，政策利率在今年到明年仍有下调空间，在高关税情形的预测下，央行可能在明年1-3季度连续降息，累计降息40个基点。目前10年期国债收益率已经降至2%以下，煤炭公司平均股息率相对10年期国债收益率息差扩大至4.7%，若国债收益率继续下行，煤炭公司的息差收益率或将继续提高。

我们预计在供应宽松、需求承压的趋势下，2025年炼焦煤价格或仍有下行压力，但在货币和财政政策都有望发力托底经济增长的预期下，炼焦煤作为与宏观周期相关度较高的顺周期品种也有望逐渐寻底企稳。长期来看，全球钢铁需求在新兴市场的驱动下仍有增长，而炼焦煤作为稀缺煤种在高强度开发几十年后面临现存资源枯竭、新增产能有限的现状，供给端相对需求端刚性明显，随着经济周期复苏需求企稳，炼焦煤需求缺口或将显现。

对于炼焦煤板块公司，尽管焦煤品牌联盟的长协价格机制能在一定程度上平滑价格波动对公司盈利的影响，但炼焦煤价格本身较明显的波动特性使得炼焦煤为主要产品的公司盈利相比动力煤公司受市场价格波动影响更大。2025年炼焦煤公司盈利或将受市场煤价下行拖累，但有望随着宏观周期逐渐企稳，炼焦煤公司相对动力煤公司有更好的盈利弹性，将更加受益于宏观预期的好转。我们认为明年或存在炼焦煤公司的逆周期底部机遇。我们对三家头部炼焦煤公司的长期现金流回报进行了折现测算，以收购股权价值考虑，得出相比目前的市值（2024/12/11）高出的比例。从长期资源角度看，炼焦煤公司潜在价值仍有上行潜力。

风险提示

供给扰动超预期：若煤炭生产受到安全事故或安全检查扰动，会影响供给端收购，收紧供需平衡，提升煤价上行风险；

电力需求弱于预期：若电力需求的增长弱于我们的预期，会影响我们对煤炭需求端的预测，使得供需宽松程度超出预期，造成煤价下行压力；

降息慢于预期：若降息节奏慢于预期，利率下行对煤炭公司上行催化会弱于预期。

‍