一、行业政策概况

（一）印尼端：产能强管控+出口收缩，政策转向价格提振

印尼煤炭政策从“放量供应”向“产能调控+价格提振”深度转型，2026年核心出台三大管控措施，将2026年全国煤炭产量配额设定为6亿吨，较2025年7.9亿吨实际产量缩减24%，对头部矿商下达40%-70%的产能削减指标，同时矿商已暂停现货煤炭出口以配合政策落地，后续还计划推出煤炭出口附加费政策，通过供给端收缩扭转煤价低迷态势。该政策背后是印尼对煤炭产业定价权的争夺，其作为全球动力煤贸易量占比超25%的核心出口国，试图通过产能管控改变煤价被持续压低的格局，但政策执行遭遇行业阻力，印尼煤炭矿业协会等主体明确反对，认为过度减产将引发矿山关停、工人裁员及企业信贷违约等连锁问题，政策后续存在微调可能性，但产能收缩的核心方向已明确。

（二）国内端：关税稳定+保供优化，进口多元化与本土产能协同

国内煤炭关税政策保持延续性，2026年焦煤、焦炭进口暂定关税维持0税率，未进行调整，为进口煤补充国内供给保留政策通道，同时出口税率按固定标准执行，无新增限制，整体关税政策以稳为主，不干扰市场供需格局。在产业政策层面，国内延续“保供稳价”核心基调，逐步优化保供产能结构，淘汰落后低效产能，推动优质产能有序释放，同时引导煤炭进口多元化，降低对单一来源国的依赖，通过扩大俄罗斯、澳大利亚等国进口份额，对冲印尼供应收缩风险。此外，国内持续推进煤炭行业绿色智能化转型，对绿色矿山建设、低碳开采技术给予政策支持，推动焦煤产业从规模扩张向质量提升转型，叠加国企改革深化，行业集中度提升成为政策引导方向。

（三）全球端：能源结构转型下，煤炭贸易格局重构

全球范围内，碳中和政策推动能源结构向清洁能源转型，煤炭长期需求存在天花板，但中短期来看，新兴市场能源需求增长及传统能源保供需求，使得煤炭仍为核心能源品种。海外主要煤炭出口国政策呈现分化，印尼、澳大利亚等国逐步加强产能与出口管控，而俄罗斯则持续扩大对亚洲市场的煤炭出口，全球煤炭贸易格局从“欧美主导”向“亚洲核心”转变，贸易流向更趋区域化，同时长协贸易机制成为主流，头部进口国与出口国通过长协锁定供应，降低现货市场波动影响。

二、行业现状与市场情况

（一）价格走势：印尼政策催化下，焦煤价格企稳回升

受印尼减产及现货出口暂停消息刺激，国内焦煤市场价格迎来快速反弹，大连商品交易所焦煤主连合约2026年2月4日收盘价达1209元/吨，较前一日上涨42元/吨，涨幅3.6%，成交量160.86万手、持仓量51.87万手，市场交易情绪显著升温。从趋势来看，焦煤价格自2026年1月初触底后持续震荡上行，1月7日至2月4日期间累计涨幅超10%，印尼供应收缩成为核心催化因素，叠加国内春节前下游补库需求增加，焦煤价格底部已明确，中枢有望进一步上移。国际煤价同步受提振，印尼作为全球动力煤核心供应方，其产能收缩推高全球煤价预期，对焦煤等相关品种形成联动支撑。

（二）供需格局：海外供给收缩+国内供需偏紧，缺口短期难弥补

1. 海外供给端：印尼暂停现货出口直接造成全球煤炭供应缺口，2024年中国从印尼进口煤炭2.42亿吨，占其出口总量的42.73%、占中国煤炭进口总量的44.8%，印尼减产若按24%幅度执行，预计2026年中国从印尼进口量将减少5008万吨，至1.58亿吨左右，且印尼出口煤以低热值动力煤为主，品种替代性有限，短期内俄罗斯、澳大利亚等国难以完全填补缺口。

2. 国内供给端：国内焦煤产能释放受安全生产、环保约束及保供结构优化影响，扩张节奏相对克制，优质产能释放速度较慢，部分落后产能逐步退出，行业整体产能增量有限，难以快速对冲进口缺口。

3. 需求端：国内焦煤下游钢铁、化工等行业需求稳步复苏，春节前下游企业补库需求增加，东南沿海电厂等终端库存压力加剧，对国内焦煤、动力煤的采购需求提升，供需偏紧格局进一步强化。

（三）贸易结构：长协主导+现货补充，进口多元化进程加速

中国煤炭进口呈现“长协主导、现货补充”的特征，对印尼煤炭进口中长协占比维持在55%-67%，长协机制一定程度上对冲了印尼现货出口暂停的影响，但印尼产能配额下调仍将制约长协规模上限。在此背景下，国内煤炭进口多元化进程持续加速，2022-2025年中国从印尼进口煤炭占比已从74.47%降至58.24%，澳大利亚、蒙古、俄罗斯等国的进口份额逐步提升，成为重要替代来源，但受运输通道、煤种匹配度等因素限制，进口结构调整仍需时间，短期供给端扰动仍将存在。

（四）行业格局：龙头集中度提升，资源禀赋决定竞争壁垒

全球焦煤行业呈现寡头竞争格局，国内市场则以区域性龙头为主，行业集中度持续提升，资源禀赋成为核心竞争壁垒，主焦煤等稀缺煤种掌握在少数企业手中，具备低灰、低硫、高粘结性等特性的焦煤资源拥有显著的品质溢价。国内焦煤企业分为综合型煤炭龙头与焦煤细分龙头，综合型企业兼具动力煤与焦煤产能，抗风险能力强；细分龙头聚焦焦煤主业，资源稀缺性突出，定价权更强。同时，行业呈现“煤电一体化、产业链延伸”的发展趋势，头部企业通过布局焦化、电力、物流等环节，提升产业链协同效率，对冲行业周期波动。

三、行业发展核心机遇

（一）供给收缩下的价格红利，行业盈利水平修复

印尼减产引发的全球煤炭供给收缩，叠加国内供需偏紧格局，将推动焦煤价格中枢上移，行业整体盈利水平迎来修复，尤其是具备资源优势、成本管控能力的企业，吨煤利润弹性显著，现货价格上涨将直接转化为业绩增量，同时长协价格随现货联动上调，为企业业绩提供持续支撑。

（二）进口替代机遇凸显，本土焦煤企业市场份额提升

印尼煤炭进口缺口短期内难以通过其他海外来源弥补，将直接激活国内焦煤的进口替代需求，东南沿海等传统依赖进口煤的区域，将增加对国内焦煤的采购量，本土焦煤企业尤其是华东、华南市场布局完善的企业，将迎来市场份额提升的窗口期，优质产能的议价能力进一步增强。

（三）进口多元化加速，产业链配套企业迎来发展机遇

为降低对印尼煤炭的依赖，国内煤炭进口多元化进程将持续加快，对俄罗斯、蒙古等国的煤炭进口通道建设、物流配套需求提升，同时国内煤炭仓储、运输、贸易等产业链配套环节，将受益于进口煤结构调整与本土煤需求增加，行业整体活跃度提升。

（四）绿色智能化转型，技术升级推动行业高质量发展

国内煤炭行业绿色智能化转型政策持续加码，对焦煤开采、加工、利用环节的低碳技术、智能装备需求增加，具备绿色矿山建设、无煤柱开采、瓦斯综合利用等技术优势的企业，将获得政策支持与市场溢价，技术升级成为行业高质量发展的核心驱动力，也为企业构筑长期竞争壁垒。

（五）行业集中度提升，龙头企业整合优势凸显

在产能优化、环保约束及政策引导下，焦煤行业落后产能逐步退出，头部企业凭借资源、资金、技术优势，加快行业整合，产能向龙头集中，行业集中度进一步提升，龙头企业的规模效应与定价权将持续增强，长期发展空间广阔。

四、受益上市公司及投资价值分析

（一）焦煤细分龙头：山西焦煤，稀缺资源+全产业链优势凸显

核心优势：公司是国内焦煤细分领域龙头，控股集团探明焦煤储量50亿吨，主焦煤占比超60%，为稀缺优质煤种，支撑全国50%以上炼焦煤供应，主焦煤售价较行业均价高10%，具备显著品质溢价；80%炼焦煤通过长协销售，绑定宝武、河钢等头部钢企，价格波动远小于现货市场，经营稳定性强；建成41座省级绿色矿山，推广“110工法”无煤柱开采技术，沙曲二矿日产量提升33%，绿色智能化技术行业领先。

业绩与投资价值：2025年上半年虽受行业下行影响业绩有所下滑，但跌幅显著小于煤价跌幅，成本管控能力突出，新增贷款利率降至2.8%，年节省利息1.45亿元；近三年分红率维持40%以上，2024年股息率5.5%，2025年预计维持5%-5.8%，现金流充沛，具备高股息防御属性；竞得兴县9.53亿吨煤炭储量探矿权，规划800万吨/年产能，未来产能增量明确，叠加焦煤价格回升，业绩弹性显著，适合周期左侧布局。

（二）综合型煤炭龙头：兖矿能源，海内外双轮驱动+产能高增长

核心优势：公司是国内综合型煤炭龙头，2024年商品煤产量1.42亿吨，2025年计划增产至1.55-1.6亿吨，增量超1300万吨，产能增长确定性行业领先；布局陕蒙、新疆、澳洲三大基地，澳洲子公司煤炭业务价格弹性大，海内外双轮驱动对冲单一市场风险；吨煤成本337.57元，2025年目标再降3%，成本管控能力优异，同时推进五彩湾露天矿等增量项目，长期规划5-10年产能达3亿吨/年。

业绩与投资价值：2024年归母净利润144.25亿元，业绩规模居行业前列，澳洲资产受益于国际煤价上涨，业绩弹性显著；国内产能释放与焦煤价格回升形成双重利好，是印尼减产背景下业绩弹性最大的标的之一，兼具短期价格红利与长期产能增长逻辑，投资价值突出。

（三）成本领先型龙头：中煤能源，低成本+高弹性，财务结构稳健

核心优势：公司是央企背景煤炭龙头，2024年商品煤产量1.38亿吨，其中焦煤1140万吨，大海则煤矿产能持续释放，成为核心增量来源；吨煤销售成本281.73元，同比下降8.2%，成本管控能力行业领先，煤价每上涨10元/吨，增厚利润约13.8亿元，业绩对价格敏感度高；资产负债率46.3%，财务结构稳健，无大额负债压力，抗风险能力强。

业绩与投资价值：2024年归母净利润193.23亿元，基本每股收益1.46元，业绩表现优异；在焦煤价格回升周期中，低成本优势将转化为更高的吨煤利润，叠加产能稳步释放，业绩修复速度快，适合追求高业绩弹性的投资者。

（四）资源优质型龙头：陕西煤业，煤质优良+煤电一体化，抗周期能力强

核心优势：公司2024年煤炭产量1.7亿吨，97%资源位于陕北、关中等优质采煤区，煤质优良，具备天然竞争优势；完成陕煤电力88.65%股权收购，打造“煤电一体化”运营模式，延伸产业链，对冲煤炭价格波动风险；现金流充沛，2024年分红110亿元，高分红特征显著，抗周期能力强。

业绩与投资价值：2024年归母净利润223.6亿元，为行业最高，虽同比略有下降，但在行业下行周期中表现出较强的盈利韧性；若焦煤价格回升至600元/吨以上，公司利润弹性将充分释放，煤电一体化布局进一步提升业绩稳定性，兼具成长性与防御性，适合长期配置。

（五）一体化龙头：中国神华，全产业链布局+高股息，业绩稳定性第一

核心优势：公司是全球最大煤炭上市公司，具备“煤炭+电力+铁路+港口+航运”全产业链布局，行业独一无二，抗风险与抗周期能力最强；2024年煤炭产量超预期增长，长协煤占比高，业绩受现货价格波动影响小，经营稳定性行业领先；高股息率特征显著，持续稳定的分红为投资者提供安全垫。

业绩与投资价值：公司业绩弹性虽不及其他龙头，但稳定性位居行业首位，在焦煤行业景气度回升阶段，作为龙头享受估值溢价，同时全产业链布局能够充分受益于行业整体需求提升，适合稳健型、追求长期收益与高股息的投资者。

五、核心技术优势与投资风险提示

（一）核心技术优势

1. 资源禀赋壁垒：头部焦煤企业掌握稀缺主焦煤资源，如山西焦煤主焦煤占比超60%，具备低灰、低硫、高粘结性等不可复制的品质优势，拥有显著的市场定价权与品质溢价。

2. 成本管控技术：兖矿能源、中煤能源等企业通过优化开采工艺、推进规模化生产，实现吨煤成本持续下降，中煤能源吨煤销售成本低至281.73元，成本优势成为业绩抗周期的核心支撑。

3. 绿色智能化技术：山西焦煤、陕西煤业等企业推广无煤柱开采、瓦斯综合利用、智慧物流等技术，建成省级以上绿色矿山，既符合政策导向，又能提升开采效率、降低环保成本，构筑技术壁垒。

4. 全产业链技术：中国神华打造全产业链一体化运营技术体系，实现煤炭开采、运输、销售、利用的全流程协同，大幅降低物流与运营成本，提升行业竞争力。

5. 海外布局技术：兖矿能源等企业具备海外煤炭资源开发与运营技术，澳洲基地实现本土化运营，能够充分把握国际煤价波动红利，实现海内外业绩协同增长。

（二）投资风险提示

1. 印尼政策微调风险：印尼减产政策遭遇行业强烈反对，后续可能出现减产幅度下调、现货出口恢复等微调，若政策放松，将缓解全球煤炭供给收缩压力，对焦煤价格形成利空。

2. 进口替代不及预期风险：若俄罗斯、澳大利亚等国煤炭进口量超预期增长，快速填补印尼进口缺口，将削弱国内焦煤的进口替代需求，影响本土企业市场份额与价格提升。

3. 下游需求下滑风险：焦煤下游钢铁、化工等行业若需求复苏不及预期，将导致焦煤需求增长放缓，供需偏紧格局缓解，制约煤价上涨空间与企业业绩修复。

4. 新能源替代加速风险：全球碳中和政策推进，新能源发电与能源替代技术加速发展，若煤炭长期需求超预期下滑，将对行业长期发展形成压制。

5. 国内产能释放超预期风险：若国内焦煤优质产能释放速度超预期，新增产能快速弥补市场缺口，将对冲进口收缩带来的价格红利，行业盈利水平提升受限。

六、总结

印尼煤炭减产及现货出口暂停成为2026年焦煤行业的核心催化事件，其政策转向引发全球煤炭供给收缩，叠加国内焦煤供需偏紧、下游补库需求增加，推动焦煤价格企稳回升，行业盈利水平迎来修复窗口期。政策层面，印尼端产能管控方向明确但存在微调可能，国内端关税稳定、进口多元化与本土产能协同推进，全球煤炭贸易格局向区域化、长协化重构。行业机遇集中于价格红利、进口替代、产业链配套与绿色智能化转型，行业集中度持续提升，龙头企业优势凸显。

投资层面，焦煤细分龙头山西焦煤凭借稀缺资源与全产业链优势，业绩弹性与长期价值兼具；兖矿能源产能高增长+海内外双轮驱动，是短期价格红利的核心受益标的；中煤能源成本领先+业绩高弹性，适合追求短期收益；陕西煤业与中国神华分别凭借煤电一体化与全产业链布局，具备强抗周期能力，适合长期配置。同时，需关注印尼政策微调、进口替代不及预期、下游需求下滑等潜在风险，把握供给收缩与行业复苏带来的投资机遇。