煤炭：可攻可守，择时而动|动力煤|原煤|焦炭|煤价|煤炭|电煤

本文来自格隆汇专栏：中金研究，作者：陈彦徐贇妍

展望2025年，我们认为煤炭有望保持供需平衡，煤价中枢虽可能同比小幅下移，但仍保持在历史相对偏高位置，支撑行业基本面，预计行业整体ROE在低杠杆的情况下仍维持在10%以上（有息负债率30%左右），板块具备投资价值，也存在阶段性交易机会。

摘要

煤炭需求增长好于预期。展望2025年，我们预计煤炭需求平稳增长，同比+2.3%。原因是，从结构上看，我们认为新旧能源的结构转型非一朝一夕，短期内煤炭仍将发挥能源基础保障作用。总量上看，市场预期在传统的钢铁、水泥等高耗能行业需求放缓下，能源需求或受较大拖累，但我们认为能源需求弹性系数在短期内或保持相对高位，主要是新能源等新质生产力迅速发展下，其对能源的需求也并不低，同时终端用能的电气化水平提高也在促进需求提升。因此，煤炭需求仍有望保持较强的增长动能。

煤炭供给大幅增加的可能性有限。展望2025年，我们预计原煤产量小幅增加，同比+1.2%，弹性较小，原因是煤炭本身存在“不可能三角”，即产量、成本、安全三者之间相互制约。短期内我们认为三者或能维持弱平衡，但长期来看三者恐难兼备，因此在安监趋严、煤价受约束的背景下，产量持续保持高位面临一定难度。此外，过去的投资不足也导致供给弹性下降，往前看产能扩张更是面临成本增加、降碳政策等方面的制约，因此行业中长期供给无序增长的可能性较低。

信贷结构变化利好煤炭供需基本面。金融周期“下半场”，房地产信贷吸纳资金的能力收缩，增量资金涌向各行各业，直接和间接支撑煤炭供需基本面。其一是逆周期刺激利好煤炭需求；二是新质生产力产能扩张也利好煤炭需求；三是煤炭行业准入门槛愈发提高、且投资转化为供给的周期长，因此信贷变化对行业供给的刺激相对小。

风险

煤炭需求恢复不及预期；煤炭供给超预期；国际油气价格超预期下跌。

煤炭板块“攻守兼备”。展望2025年，我们认为随着政策信号愈加明显，经济基本面有望好转，对煤炭需求有一定帮助，煤炭有望保持供需平衡。煤价中枢虽可能同比小幅下移，但整体仍有望保持在历史相对偏高位置，支撑煤炭行业盈利，板块基本面仍强于不少行业。

不过，考虑到煤炭板块自2021年以来市场表现已经很好，如果经济动能恢复的预期加强，市场的关注度可能向高弹性的进攻型配置偏移。但如果政策力度不达预期，市场可能又会关注盈利相对稳健、红利类的煤炭标的。

整体而言，我们认为明年后周期属性的煤炭板块仍有较强的投资价值，同时也存在阶段性的交易机会，核心原因是行业供需格局较好，即需求具备韧性，供给维持偏紧。

► 煤炭需求增长好于预期。结构上看，我们认为新旧能源的结构转型并非一朝一夕，短期内煤炭仍将发挥能源基础保障作用。总量上看，市场预期在传统的钢铁、水泥等高耗能行业需求放缓下，能源需求或受较大拖累，但我们认为新能源等新质生产力在迅速发展下，其对能源的需求也并不低，同时终端用能的电气化水平提高也在促进需求提升。因此，煤炭需求仍有望保持较强的增长动能。

► 煤炭供给大幅增加的可能性有限，一是煤炭本身存在“不可能三角”，即产量、成本、安全三者之间相互制约。短期内我们认为三者或能维持弱平衡，但长期来看三者恐难兼备，因此在安监趋严、煤价受约束的背景下，产量持续保持高位面临一定难度。

此外，过去的投资不足也导致供给弹性下降，往前看产能扩张更是面临成本增加、降碳政策等方面的制约，因此行业中长期供给无序增长的可能性较低。

► 信贷结构变化利好煤炭供需基本面。金融周期“下半场”，房地产信贷吸纳资金的能力收缩，增量资金涌向各行各业，直接和间接支撑煤炭供需基本面：

1）逆周期刺激利好煤炭需求。逆周期政策刺激下，基建等领域吸纳的资金增加，我们预期传统高耗能行业需求疲弱的情况或得到一定程度缓解；

2）新质生产力产能扩张利好煤炭需求。产业转型升级下，增量资金流入需求前景良好的制造业领域，推动相关行业产能规模快速扩张，带来增量能源需求；

3）煤炭准入门槛高，供给超预期增长的风险较小。在社会投资回报整体下滑下，逐利属性驱动资本涌向仍有收益的行业，带来相关行业供给快速扩张。煤炭虽也属于目前投资回报相对可观的行业，但由于审批较为严格、资金准入门槛愈发提高、且投资转化为供给的周期长，行业供给增长受到更多约束。

图表1：煤炭行业ROE保持较高水平，好于市场上大多数行业

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表2：煤炭“不可能三角”下，安全、产量、成本或难完美兼备

资料来源：中金公司研究部

图表3：2017年以来地产新增贷款占比下滑，基建、制造业等相关的新增贷款占比提升

资料来源：Wind，中金公司研究部

基本面支撑煤炭板块估值

短期看煤价坚挺，明年中枢可能小幅下滑，但仍处于高位

动力煤：今年以来与地产链相关的需求虽然继续偏弱运行，但电煤及化工煤的需求仍实现稳步增长，而受山西减产影响，国内煤炭供给释放受到扰动，在此背景下，3月取暖季结束后动力煤价格并没有出现较大跌幅，港口煤价淡季依旧维持800元/吨以上。诚然今年水电的改善对动力煤需求形成拖累，但港口煤价仍旧在840-900元/吨左右波动。展望后市，受益于电煤旺季+政策预期强化，短期看我们认为供暖季煤价有望保持坚挺，若日耗回升好于预期，煤价有望上行；明年看，考虑到需求动能或仍以缓恢复为主，供给存在边际增量，煤价中枢可能较今年小幅下滑；长期看，相对健康的供需格局有望支撑动力煤价格维持历史相对偏高水平。

炼焦煤：今年以来山西煤炭产量下滑对国内炼焦煤供给形成较大扰动，但进口煤尤其蒙煤的大幅增长缓解了国内供给偏紧局面。随着5月以来山西恢复性增产，叠加下游需求偏弱，炼焦煤价格面临的压力增加，港口主焦煤价格触及1,700元/吨，回归新冠疫情之前的常态水平。往前看，考虑到地产政策有望更加宽松、财政政策力度有望加强，我们认为炼焦煤需求偏弱情况或有缓解，助力煤价企稳，不过考虑到明年供给可能仍有增量，煤价中枢或也将较今年下滑。

图表4：主要煤炭品种价格季度表现

注：4Q24截至2024年11月22日

资料来源：煤炭资源网，IHS McCloskey，中金公司研究部

煤企盈利预期企稳，健康的资产负债表支撑企业分红派息

煤企盈利跌幅收窄，盈利预期向好。由于煤价中枢下移、以及部分地区减产等因素影响，1-3Q24煤炭开采与洗选行业营业利润同比-21%至4,737亿元，我们统计样本上市公司层面归母净利润同比-22%至1,170亿元。不过随着煤价跌幅收窄，行业盈利逐步企稳，3Q24上市公司归母净利润389亿元，同比/环比-9.3%/+3.9%，单季度盈利仍高于2021年之前年份同期水平。

煤企现金流相对充裕，债务保持健康。煤企现金流虽由2022年历史高位回落，但整体仍处偏高水平，1-3Q24样本煤炭上市公司合计经营现金净流入同比-4.5%至2,184亿元，完全覆盖投资和利息支出仍有余。在此背景下，行业债务整体保持相对低位，截至3Q24样本煤炭上市公司的整体有息负债率约30%，净负债率约-3%，剔除中国神华后的净负债率也仅为7%。

分红派息稳定可持续。2024年实施中期分红的煤企数量占煤炭板块内企业总数的比重达到19%，仅次于非银金融和银行板块，部分头部煤企也首次派发中期分红，反映煤企积极响应证监会鼓励企业合理提高投资者回报的号召，同时也彰显了煤企分红能力。往前看，在基本面整体稳健的基础上，我们预期煤炭行业有望继续提供稳定且可持续的分红派息。

图表5：煤炭行业利润跌幅收窄

注：样本取自34家煤炭上市公司

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表6：煤炭板块现金流

注：样本取自34家煤炭上市公司

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表7：煤炭板块债务情况健康

注：样本取自34家煤炭上市公司资料来源：Wind，中金公司研究部

图表8：2024年中期分红企业数量占板块企业总数比重

资料来源：Wind，中金公司研究部

煤炭板块估值仍有吸引力

煤炭估值不高。纵向来看煤炭板块估值不高，截至11月22日，煤炭板块P/E（TTM）为11.9x，低于过去20年的均值16.3x，位于48%的历史分位，板块P/B（MRQ）为1.5x，低于过去20年的均值2.2x，位于48%的历史分位。横向来看，煤炭板块仍具投资价值，结合ROE对比（3Q24煤炭板块ROE（TTM）仍有12%），我们认为板块估值仍有提升空间，此外煤炭板块股息率领先，也为其提供了较高的安全边际。

图表9：过去20年煤炭板块P/E（TTM）

注：截至2024年11月22日

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表10：过去20年煤炭板块P/B（MRQ）

注：截至2024年11月22日

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表11：板块PB（MRQ）vs ROE（TTM）

注：估值截至2024年11月22日资料来源：Wind，中金公司研究部

图表12：板块分红比例及对应股息率

注：截至2024年11月22日

资料来源：Wind，中金公司研究部

煤炭需求有韧性

电煤需求平稳增长，化工支撑非电用煤

电力需求保持较快增长。2024年1-10月全社会用电量为81,836亿千瓦时，同比+7.6%（vs. 10M23 +5.8%YoY）。其中，第二产业用电稳步增长，同比+5.6%至57,721亿千瓦时，占全国电力总需求的64%，对电力总需求增长的贡献率为48%；第三产业用电较快增长，同比+11.0%至15,315亿千瓦时，三产用电需求占全国用电总量的19%，但增长贡献占比达到26%，一定程度反映信息技术、新能源等产业快速发展对电力需求的拉动；城乡居民用电也保持快速增长，同比+12.3%至12,659亿千瓦时，反映电气化水平提升、以及极端天气等因素对电力需求的提振。

图表13：2024年1-10月全社会用电量同比+7.6%

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表14：2024年1-10月全社会用电量及增量结构

资料来源：Wind，中金公司研究部

火电受水电拖累，不过7月之后水电走弱。2024年1-10月全国累计发电量（规模以上口径）同比+5.2%至78,027亿千瓦时，其中火力发电量同比+1.9%至52,231亿千瓦时，火电增长偏弱原因主要是水电改善，同期水力发电量同比+12.2%至11,101亿千瓦时，尤其是2Q24单季度水力发电量同比+38%至3,422亿千瓦时，3Q24同比+11%至4,514亿千瓦时。不过，7月之后长江流域遭遇涝旱急转，水利网统计8-10月流域内降水量较多年同期均值偏少3成，居1961年有完整实测资料以来历史同期倒数第2位[1]，在此背景下全国水力发电量逐步走弱。

图表15：2024年1-10月全国规模以上累计发电量

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表16：2024年1-10月全国规模以上火力发电量

资料来源：Wind，中金公司研究部

水泥、钢铁等传统需求偏弱，化工贡献非电用煤需求增长。1）水泥发货率低位运行：房地产仍处企稳过程中，叠加基建实物工程推进偏慢，今年以来水泥需求低位运行，2024年1-10月水泥产量15.0亿吨，同比-10.3%；2）钢铁产量走低：钢铁行业也仍受地产和基建需求偏弱影响，2024年1-10月粗钢产量同比-3.0%至8.51亿吨，铁水产量同比-4.0%至7.15亿吨；3）化工用煤高增长：在煤化工产能投放、油煤价差保持相对高位的背景下，今年以来化工煤消费量保持较快增长，CCTD数据显示今年以来（截至11-15）化工煤平均耗煤量约同比+9%。

电煤需求增长仍可期，期待非电需求边际改善

电煤需求刚性有增长

今冬明春电煤需求有支撑。虽然2Q24水电旺盛，电煤承压，但由于7月后部分地区高温干旱、水电快速走弱，电煤需求迎来较强支撑，致日耗煤量在“迎峰度夏”尾部保持高位异常坚挺，下游电煤库存有所去化，为供暖季补库创造了一定空间。短期而言，我们看好日耗煤量季节性上行，电煤需求有望在今冬明春保持坚挺，不过日耗增长强度可能还需进一步观察气候趋势，国家气候中心预测12月至次年2月全国大部地区气温较常年同期偏高[2]。

图表17：二十五省终端用户日耗煤量进入上行轨道

注：数据截至2024年11月21日

资料来源：CCTD，中金公司研究部

电力需求有望保持较快增长。考虑到今年夏季高温影响下用电需求增长超预期，10月末中电联上调了2024年国内电力需求预测，全社会用电量同比增速由此前预计的+6.5%[3]上调至+7.0%[4]，较2023年的实际增速高出0.3ppt。若结合中金宏观组对于国内GDP增速的预测（2024E +4.9%YoY vs. 2023A +5.2% YoY），2024年电力消费弹性甚至高于去年。究其原因，我们认为除了异常天气影响外，新旧经济动能转换、电气化水平提升是核心。因此往前看，我们预计国内电力需求有望保持较快增长。

图表18：结合中电联和中金宏观组的判断，国内电力需求弹性或保持较高水平

资料来源：Wind，中电联，中金公司研究部

图表19：从用电量占比来看，地产基建相关领域的电力需求偏弱，新兴制造业、服务业电力需求显现增长动能

资料来源：Wind，中金公司研究部

新能源设备、新能源汽车相关产业链的电力需求增长或占国内电力总需求增量的两成以上。2023年全社会用电量同比+5,869亿千瓦时，我们大致测算其中超20%的增量可能来自光伏设备、新能源汽车制造及充换电服务等行业。考虑到我们仅计算了这些行业中关键环节的耗电，未统计初级原料冶炼加工和充换电设备制造等环节，因此我们认为行业上下游全产业链的总耗电量占比或高于我们测算的比例。从趋势上看，今年上半年这些行业的用电增速一定程度放缓，但仍维持双位数增长。展望未来，随着新能源设备、新能源汽车渗透率的继续提升，我们预计这些行业有望继续拉动国内电力需求。

人工智能等科技创新孕育新的电力需求增长点。人工智能作为新质生产力的重要一环，长期发展空间广阔，我们认为其背后算力规模的持续扩大有望推动电力需求增长。2024年国际能源署预计基准情形下，数据中心、数字货币和人工智能的耗电量将由2022年的4,600亿千瓦时提升至2026年8,000亿千瓦时[5]。中金公司研究部在《ESG产业链研究系列（1）：从算力到绿色算力——转型动力何在，影响几何？》中预测，2025年国内数据中心耗电量将突破4,000亿千瓦时，较2022年的2,700亿千瓦时有所提升。

图表20：我们测算光伏、动力及储能电池、新能源汽车制造、新能源汽车充换电等新兴行业的电力需求增长较快

注：1）动力及储能锂电池制造环节的用电量未包括上游材料生产环节用电量，如冶炼加工镍、钴、石油焦、针状焦等上游原料制造的用电；2）仅计算关键环节的耗电

资料来源：Wind，中电联，政府官网，公司公告，国际铜业协会，国际铝业协会，中国光伏行业协会，中国科学院半导体研究所，中金公司研究部

煤电需求仍有增长空间。结合经济增长和用电需求的判断，我们预计2025年全口径发电量或同比+6.5%左右。考虑到可再生能源或保持较快的发电增长、水电边际好转，我们测算煤电仍有增长空间，预计2025年全口径煤电同比+3.5%左右。

图表21：我们预计2025年煤电仍有增长空间

资料来源：Wind，中电联，中金公司研究部

化工贡献非电用煤增长

钢铁、水泥需求或有边际提振。我们认为随着政策逐步发力、专项债加快发行使用，实物工作量或有提振，钢铁、水泥需求的弱势情况有望边际改善，但改善幅度还需观察政策落地节奏。

煤化工产能持续增加，支撑化工用煤需求。今年以来油煤比价仍保持相对高位，利好煤化工开工。此外，从政策角度来看，在地缘局势较为复杂的背景下，国家愈发重视关键原材料的供给安全，过去两年众多大型煤化工项目获批，一定程度反映出国家支持发展煤化工，以应对石油化工可能面临的潜在供应链风险。随着煤化工产能扩张，我们认为化工对非电用煤的影响有望进一步凸显。不过我们也提示，新一任美国政府的政策主张或增加油价回落风险，从而影响油煤价比，对煤化工开工率形成扰动。

图表22：石油沥青开工率低位运行，一定程度反映基建实物工作推进偏慢

注：数据截至2024年11月22日

资料来源：国家统计局，海关总署，隆众石化，中金公司研究部

图表23：油煤比价与去年同期相当，仍处于相对高位

注：数据截至2024年11月22日；统一按标准煤口径测算

资料来源：公司公告，中金公司研究部

国内供给平稳释放中长期存有约束

产量边际改善但全年仍以稳为主，未来潜在增长有限

煤炭产量边际改善，但生产节奏仍以稳为主。国家统计局数据显示10月原煤产量为41,180万吨，同比+4.6%。2024年1-10月原煤累计产量达38.9亿吨，同比+1.2%。自5月山西提出煤炭提质增效以来[6]，国内煤炭产量逐步恢复。往前看，为兼顾经济增长与生产安全，我们认为煤炭生产节奏仍将以稳为主，短期内平稳恢复为主要基调。

图表24：原煤累计产量

资料来源：Wind，中金公司研究部

潜在供给增量相对有限。1）较高的固定资产投资难反映实际产能投建情况，2024年1-10月煤炭开采和洗选业累计固定资产投资同比+8.6%。从绝对值看，煤炭行业资本开支处于历史高位，但考虑到投资中包括企业维护性开支、矿井智能化以及其他业务转型升级的投资，并且矿建成本明显提升，我们认为煤企实际用于建设新矿井的投资可能相对有限，更多的投资或用于安全投入、智能化建设以及企业转型升级等方面。例如，我们统计2008年以来煤炭核准项目的建设投资成本有所提升，2020-2023年核准项目平均吨煤建设成本约1,060元，相比2016-2019的平均成本730元提升了45%。

2）新的煤炭项目供给整体或有限。从发改委、能源局核准的煤炭项目情况来看，“双碳”提出以来，煤炭项目核准的产能规模较以前减少，2020-2023年产能核准规模平均4,000万吨/年左右，较2008-2019年平均8,000万吨/年以上的水平减半，这反映在绿色转型下，国家不仅从需求端引导煤炭合理消费，同时也在供给投放上保持相对审慎的态度。

图表25：煤炭开采与洗选业固定资产投资

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表26：煤炭核准项目统计显示，吨煤建设支出提升

注：1）不含矿业权费用；2）以2008-2023年，242宗发改委、能源局核准的项目为统计样本，合计产能11.9亿吨

资料来源：煤炭资源网，发改委，能源局，中金公司研究部

地域错配掣肘供给，疆煤成本支撑煤价

我们预计随着部分传统产区煤炭供给逐步减少，中西部地区尤其新疆的煤炭资源有望获得进一步开发。在能源消费仍集中在中东部地区的情况下，我们认为运力、运输成本等可能为煤价底部提供支撑。

► 供给继续向中西部区域集中。2024年1-10月内蒙古、山西、陕西、新疆四大产区的原煤产量分别为10.61、10.45、6.41、4.25亿吨，同比分别+6,231、-8,389、+988、+7,565万吨，四地合计占国内原煤总产量的81%，除山西受减产影响以外，其余三大产区继续释放产能。同时，由于煤矿安全事故、矿井自然衰减等原因，安徽、黑龙江、云南等地的产量下滑。考虑到中东部、东北、西南等地潜在可开发资源相对有限、地质相对复杂，我们认为国内煤炭供给或继续呈现西部扩张、东部衰减的趋势，供需地域错配情况仍存。长期来看，我们认为地域错配的问题有望通过运输扩能、特高压、资源就地转化等方式逐步缓解，但短期而言，运输仍是煤炭供给的硬约束。

► 疆煤保供能力提升，刚性运输成本支撑煤价。2024年1-10月新疆累计产量占全国总产量的比重达到10.9%，较2023年的9.8%提升1.1ppt，较2019年的6.3%提升4.6ppt。往前看，我们预计新疆煤炭产量和外运量有望稳步增加，供给重要性继续提升。煤炭项目核准情况变化也反映了疆煤供给增加的长期趋势，2020-2023年新疆地区核准的煤炭项目合计产能规模占同期全国核准项目所涉产能近四成，而2016-2019年这一比例仅不到两成。随着疆煤增加，我们预计其刚性运输成本或为煤价底部提供支撑。我们大致测算疆煤发运至北方港的运输成本在650元/吨左右（疆煤主要辐射临近地区，但港口与坑口价格存在联动，因此测算发运至港口的成本也能提供一定参考意义），考虑到新疆煤炭坑口成本，我们预计港口现货价格可能需750元/吨左右才能完全保证疆煤发运积极性。

图表27：晋陕蒙新地区煤炭产量占比稳步提升

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表28：从煤炭核准项目情况看，我们预期中长期更多的供给增量或来自新疆

资料来源：发改委，能源局，煤炭资源网，中金公司研究部

图表29：新疆煤炭运输成本测算

资料来源：Wind，中国铁路95306网，公司公告，中金公司研究部

进口结构性增长，成本支撑海外煤价

煤炭进口增幅收窄，高热值动力煤、主焦煤进口增长或继续受限

进口量保持双位数增长，增量由澳大利亚和蒙古贡献。2024年1-10月我国煤炭累计进口同比+13.5%至4.35亿吨，自2023年初以来保持双位数增长。从结构上看，印尼、澳大利亚、蒙古和俄罗斯是我国进口煤炭的主要来源国，合计进口量占1-10月我国煤炭总进口量的92%。进口增量主要来自澳大利亚和蒙古。而由于成本、运输等原因，进口俄罗斯煤炭减量。分品种看，1-10月非炼焦煤（即广义动力煤）进口量同比+3,294万吨或+11%，增量主要由澳大利亚贡献；炼焦煤进口量同比+1,812万吨或+22%，其中6成增量来自蒙古和澳大利亚。

进口总量仍有增长空间，但高热值动力煤、优质主焦煤增量或有限。考虑到海外天然气价格中枢保持相对高位，同时边际成本也对海外煤价起到一定支撑，我们认为高热值进口动力煤与国产煤可能维持价格倒挂状态，约束动力煤进口结构的改善。由于澳洲炼焦煤供给恢复相对偏慢，我们预计短期内国内优质主焦煤进口增量可能也相对有限。

图表30：煤炭进口来源地划分

资料来源：煤炭资源网，中金公司研究部

图表31：煤炭分品种进口主要来源地

资料来源：煤炭资源网，中金公司研究部

全球煤炭需求增长，供给存在扰动

全球煤电需求保持增长，运输约束和地缘冲突扰动供给。需求角度看，全球动力煤消费仍有韧性，主要是中国、印度、越南等新兴市场贡献增长。Ember数据显示2024年前三季度全球煤电发电量同比+1.8%。其中，中国煤电需求平稳增长；受需求拉动，印度煤电维持偏快增长，越南煤电需求在工业增长和极端天气影响下也录得比较明显的增长。供给角度看，2024年前三季度印尼煤炭出口保持增长，但增速较去年回落；澳大利亚煤炭出口小幅增加；随着5月下旬巴尔的摩港通航逐步恢复，美国煤炭出口提速；蒙古煤炭出口保持较快增长；而受地缘冲突和运力问题约束，俄罗斯煤炭出口受阻；铁路运输扰动也影响了南非、加拿大等地煤炭出口。

图表32：2024年前三季度全球主要地区煤电发电增速

注：空白为数据不完全

资料来源：Ember，中金公司研究部

图表33：2024年前三季度全球主要地区煤炭出口增速

注：图中俄罗斯煤炭出口量及同比增速的统计口径为海运煤出口，2023年俄罗斯煤炭总出口量约2.1亿吨

资料来源：IHS McCloskey，Kpler，中国煤炭经济网，中金公司研究部

海外天然气价格较历史高位回落，但仍处于相对偏高位置

天然气短期维持偏高水平，支撑动力煤价格。海外动力煤与海外天然气价格相关性较高，当前天然气价格虽较2022年的极值高位回落，但整体仍处于历史相对偏高的位置。在供给扰动相对多发、需求边际改善下，今年以来欧洲天然气、日本进口天然气价格回升。往前看，我们认为海外天然气供给仍受地缘不确定性扰动，短期内天然气价格或继续偏高波动，这有望对海外动力煤价格形成一定支撑。

图表34：欧洲气价回升，对当地煤价起到支撑

资料来源：IHS McCloskey，Investing.com，中金公司研究部

图表35：亚太气价回升，对区域内动力煤价格起到一定支撑

资料来源：IHS McCloskey，Wind，中金公司研究部

健康供需支撑煤价保持历史相对偏高水平

2025年煤炭供需有望保持平衡，煤价保持历史相对高位。展望2025年，我们认为煤炭需求有望平稳增长。主要需求分项来看，我们假设：1）在电力需求高弹性下，且水电小幅边际恢复，明年电煤需求或增加3.5%；2）非电用煤上，逆周期调节发力，钢铁、建材用煤需求有望逐步企稳，化工煤需求在产能投放下保持较快增长。

供给层面，我们认为主产区将继续兼顾经济增长和安全生产，其中假设山西供给继续恢复但全年或仍不及2023年水平，此背景下明年全国原煤产量或增长1.2%。进口层面，我们预期进口总量或仍有增长，但高热值动力煤、优质炼焦煤进口或仍有限。总体而言，我们预期煤炭供需总体平衡，煤价中枢可能小幅下移，但仍处于历史相对偏高位置。

图表36：煤炭供需平衡表

资料来源：煤炭资源网，Wind，中金公司研究部

炼焦煤：现实偏弱，预期先行

短期来看，我们认为需求是决定炼焦煤价格的核心。在政策利好刺激下，炼焦煤需求预期在3Q24率先修复，带动煤价反弹。但弱现实仍存，铁水产量缓修复+山西恢复性增产下，炼焦煤价格动能不足，已跌回新冠疫情之前的水平。往前看，若需求修复得到进一步落实，我们认为炼焦煤供需偏紧+资源稀缺的特点将有助于炼焦煤价格反弹。

长期来看，我们认为优质炼焦煤供给偏紧将支撑煤价，一方面存量矿井资源衰竭、煤质下滑，我们判断国内炼焦煤供给已基本达峰，供给弹性偏弱、总量存在进一步下滑风险，尤其在优质主焦煤上，国内呈现明显结构化、区域化短缺问题；另一方面伴随矿井开采深度延伸，开采难度、安全事故隐患升高，我们认为煤炭行业“不可能三角”或在炼焦煤领域表现得更为明显，在安监趋严的背景下，煤企产量和成本难以兼顾，或导致企业“保成本→减产量”或“保产量→增成本”，两者均直接或间接对炼焦煤价格形成支撑。

钢铁高质量发展对双焦质量提出更高要求，优质炼焦煤具备稀缺性。在炼焦过程中，一般情况下主焦煤比重35%，肥煤比重15%，剩余为配焦煤；据《中国稀缺炼焦煤资源分布特征》（邓小利，2018），2018年口径我国主焦煤、肥煤保有储量占比18%、8%，2023年炼焦原煤产量占比23%、7%，从储量及产量来看，我国主焦煤呈现结构性短缺问题。往前看，钢铁高质量发展对双焦品质提出更高要求：一方面国内高炉大型化趋势下，焦炭CSR指标（即热强度）愈加重要，一般情况下，主焦煤配比与CSR存在正相关性，炉容提升推动主焦煤需求；另一方面高强钢例如特钢产品，对于硫分指标有较高门槛，低硫、高挥发分的焦煤有助于降低焦炭含硫量。

需求：现实偏弱，静待需求回暖

需求延续偏弱趋势。在需求预期悲观背景下，今年以来黑色系价格整体面临较大压力，焦炭钢铁普遍安排检修减产，但炼焦煤价格具备韧性，剪刀差下焦钢利润收缩，开工率进一步下滑，致使产业链陷入持续负反馈，进而对炼焦煤需求形成拖累。我们认为地产政策进一步松绑、专项债加快发行，或驱动需求逐步恢复，但恢复节奏需进一步观察。

图表37：全国炼焦精煤月度消费量

资料来源：煤炭资源网，中金公司研究部

图表38：焦炭吨利润处于亏损边缘

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表39：吨钢利润回落，一定程度反映建筑工程需求仍偏弱，制造业需求相对坚挺

资料来源：Mysteel，中金公司研究部

供给：优质主焦煤供给弹性不足，稀缺属性凸显

供给弹性不足情况难改。2023年山西贡献全国~25%动力煤供应量，~47%炼焦精煤供应量。2023年山西全省生产煤炭13.78亿吨，《2024年山西省煤炭稳产稳供工作方案的通知》提出2024年全省煤炭产量13亿吨左右，该产量目标较2023年实际产量-7,800万吨。2024年5月，为巩固经济增长，追赶全年产量目标，山西鼓励部分矿井在保障安全前提下加快生产，1-10月山西原煤产量同比-7%（或-8,390万吨），其中山西炼焦精煤产量同比-7%（或-1,440万吨，占全国减量73%）；产量恢复进度上，8月以来山西炼焦煤产量恢复至接近2023年同期水平。展望2025年，考虑到安监趋严，我们认为稳产稳供是主基调，山西供给较目前水平再度大幅释放的可能性相对有限，炼焦煤供给弹性不足的情况或仍难改变。

新核准项目多为动力煤，炼焦煤产能增加有限。从新增项目情况看，近三年国家核准煤炭项目多为动力煤；从上市公司情况来看，炼焦煤企业供给增量更多依赖集团资产注入，在建炼焦煤矿井数目较少。因此我们预计未来3-5年可见范围内，市场难有大幅的新增供给释放。

优质炼焦煤愈加稀缺，资源获取成本增加致供给增量的门槛抬升。据《我国炼焦煤中长期供需预测研究》（李丽英，2019），截至2017年我国炼焦煤平均可采寿命26年，在产煤矿面临枯竭问题，尤其是优质主焦煤接续难题亟待解决。此外我国炼焦精煤洗出率下滑，主要是随着煤矿开采深度加深，灰分、硫分升高，入洗难度加大。在此背景下，国内炼焦煤资源的稀缺属性不断凸显，矿权获取成本明显增加，资金进入门槛相应提升。

图表40：全国炼焦精煤月度供应量

资料来源：煤炭资源网，中金公司研究部

进口增量主要来自蒙古国，但煤质热强度受限，价格优势也有所减弱。我国焦煤进口主要增量仍是蒙古国，在《走近蒙古国煤炭：北方高原的“黑金”律动》报告中，我们判断产运条件改善下未来三年蒙煤供给仍有增长空间，预计年增量或在1,000万吨以上。而澳大利亚、俄罗斯本土扩产空间有限，预计增量相对平稳。不过，从结构上看，蒙煤质量虽处于中上水平，灰分、硫分等指标均较好，但热强度（CSR）指标略有不足，在大型高炉作业中受限，难以对等替代国内优质主焦煤。因此，我们预计国内或仍面临优质炼焦煤结构性短缺问题。此外，考虑到蒙古优质焦煤价格已基本与国产主焦煤价格相当，价格优势减弱，我们预计蒙煤增量或将受到更多国内煤价波动的影响。

图表41：炼焦煤供需平衡表