2024年煤炭开采行业专题报告：“疆煤外运”筑牢能源安全“压舱石”

1. “能源饭碗必须端在自己手里”，核心依靠煤炭

1.1. 中国能源消费结构，煤炭消居于主导地位，绝对量稳步增长

伴随我国社会经济发展，中国能源消费稳定增长。近年来中国社会经济不断发展， 截至 2023 年中国 GDP 为 126 万亿元，yoy+5%，2000-2023 年中国 GDP CAGR 为 12%， 伴随经济持续向好，我国能源消费稳健增长，截至 2023 年我国能源消费总量为 57.2 亿 吨标准煤，yoy+6%，2000-2023 年我国能源消费 CAGR 为 6%，近几年增速较为稳定， 均保持在 5%左右。

分结构来看，能源消费中，煤炭占比居于主导低位，消费绝对量稳步增长。从能源 消费结构占比来看，截至 2022 年，原煤、石油、水电及天然气分别占比 56%、18%、 18%及 8%，煤炭仍然占据主导地位，超过一半。绝对量角度，2000 年至今，原煤消费 总量绝对值从 10.1 亿吨增长至 2022 年 30.4 亿万吨标准煤，CAGR 为 5%，稳健增加。

新能源消费快速增长，但无法覆盖总体能源增量，仍需煤炭增量贡献。2000-2022 年 我国新能源消费总量由 1.1 亿吨增长至 9.5 亿吨，CAGR 为 10%，增速迅猛，显著高于 总体能源消费总量 CAGR 6%，但至 2022 年新能源增量仍无法覆盖总一次能源消费增量 部分，2022 年总体能源消费增量为 1.5 亿吨标准煤，其中新能源增量 6850 万吨标准煤， 而石油及天然气贡献增量为负，仍需煤炭覆盖 1 亿吨主要增长部分，导致煤炭消费绝对 量稳步增长。

1.2. 煤炭是我国能源供应的“压舱石”，对外依存度低

中国能源角度油气资源略显匮乏，产量低，对外依存度较高。我国能源结构特点是 富煤、贫油、少气，2023 年我国原油净进口量为 5.6 亿吨，我国产量仅为 2.0 亿吨，对 外依存度高达 73%，高度依赖进口；2023 年我国天然气产量为 2297 亿立方米，净进口 量 1603 亿立方米，对外依存度为 41%，超过 40%。

中国煤炭资源丰富，对外依存度低，2023 年以来进口高增，冲击能源保供。2014- 2022 年煤炭依存度均位于 7%左右，煤炭资源整体较为丰富。2023 年开始煤炭进口大规 模增长，截至年底煤及褐煤净进口量累计高达 4.7 亿吨，yoy+62.6%，导致煤炭对外依存 度从 2022 年 6.7%显著提升 3.4pct 至 10.1%，对我国能源保供产生一定冲击影响。

2. 国内煤炭“保供”压力逐年增加

2.1. 新旧产能更迭，导致煤炭供给收缩

未来不确定性预期导致国内煤炭产能投资进度缓慢，积极性较低。近些年来，我国 国有煤炭企业投资侧重于转型，集中于新能源领域；而民营煤企受 2020 年内蒙古地区 “腐败倒查 20 年”影响，涉煤投资意愿同样减弱。此外，由于新建煤矿可采年限均超 过 50 年，叠加碳中和背景下能源消费结构的转变，未来不确定性加强，煤炭行业投资 意愿进一步下降。 国内新批产能增量有限，主要增量来自新疆，对内地供给影响有限。从煤炭产能增 量角度来看，由于在安监环境下核增手续批复更加谨慎，未来新增的核增产能将明显减 少，而增量部分则主要依靠现有已核准，处于拟建或在建状态的矿井。 根据国家发改委煤炭产能核准公示，近年来发改委核准产能规模大幅减少，自 2019 年的 1.42 亿吨骤降至 2020 至 2022 年的 600 万吨、1000 万吨，以及 1900 万吨，其中新 增核准指标主要落地新疆，山西、陕西、内蒙及宁夏等省份核准指标明显减少，但疆煤 大多就地消化且出疆量受到价格波动影响较大，疆煤对内地供给影响有限；同时能源局 批复产能规模同样自 2019 年后大降，2023 年全年无新增产能批复建设。

国内煤炭供给增量有限，近三年无大规模产能释放。由于前期煤炭产能批复规模的 减少，以及 2021 年国家“双碳”政策提出后，煤企的资本开支投入主要用于矿井的维 护与设备的更新，对于投建新矿井的意愿明显减弱，且煤矿的建设周期基本需要 3 年 左右，短期我国煤炭新增供给有限，无法供应更多产量。根据发改委公告和各集团信评 报告，我国目前在建煤炭产能共 2.3 亿吨左右，近三年（2023-2025 年）确定性新增产能 仅 7500 万吨，2024 年增量近 3340 万吨，未来难现大规模产能增量。

我国煤炭老旧产能退出对供给端影响较大。受产能规模较小、技术水平较低以及安 全监管不到位等诸多原因影响，我国每年存在一批老旧产能被淘汰退出。根据能源局和 煤炭工业协会统计数据显示，2020 年至 2022 年三年间，我国煤炭产能 120 万吨以下矿 井，总产能规模由 9.03 亿吨下降至 6.75 亿吨，平均年产能退出规模 7600 万吨。 生产事故处罚办法的推行，预计将会加速我国产能 120 万吨以下老旧矿井的退出。 2024 年 1 月 10 日应急管理部发布《中华人民共和国应急管理部令第 14 号》明确 2024年 3 月 1 日开始执行《生产安全事故罚款处罚规定》，该《办法》明确了事故发生单位 和主要负责人的范围，使得企业生产意愿大幅降低。预计进入 2024 年，受安监影响， 我国退出产能将提高至 1 亿吨，该部分矿井预计产能利用率 60-70%，预计影响产量 6000- 7000 万吨。

矿难频发倒逼安全生产，2024 年山西有望减产近 10500 万吨。2023 年以来安全事 故频发，致使安全生产大检查逐步趋严，安监高压下煤炭供给出现明显收缩。2024 年 1- 3 月，全国煤炭产量下降 4747 万吨，降幅 4.1%。其中山西 1-3 月减产 6155 万吨，产量 超预期下降。根据《2024 年山西省煤炭稳产稳供工作方案》，我们测算山西全年设计减 产规模约为 6000 万吨，按照月度分解至各个煤矿，且不可年内跨月调节，这意味着 2024 年剩下的 9 个月山西至少减产 4500 万吨。因此山西全年合计至少减产近 10500 万吨， 占总需求 2.26%，作为国内产煤大省，山西高强度的减产使得全国煤炭供给更为紧张， 我们认为随着华东及东北等产地煤炭资源逐步枯竭，叠加安监法规的持续影响，我国未 来煤炭供给或出现大规模收缩。

2.2. 国际煤炭供给下行压力加大

全球对于化石燃料的投资 2016 年以来一直维持低迷状态，但是消费占比高达 83%。 欧美国家 ESG 投资限制影响较大，对于化石燃料投资持续低迷，2016 年以来全球化石 燃料（石油、天然气、煤炭）投资额一直维持在 9000-9500 亿美元左右，而在能源消费 端却占据较高高占比，2022 年全球化石能源消费占比高达 83%，其中煤炭消费占比 24%。

国际端煤炭资本开支主要集中在中国和印度，但是主要投资用于矿山维护而非产能 扩张。根据 IEA2023 年全球能源投资报告，全球煤炭投资 2022 年增至 1350 亿美元， 比 2021 年增长 20%。全球对于煤炭行业的投资虽然稳定增长，但其中近 90%的投资发 生在亚太地区，主要分布在中国和印度，其中中国煤炭行业的投资 2019 年以来以更新 设备和安监环保为主。全球煤企在 2022 年的利润多数用于派息与偿还债务，这意味着 投资将会增长得更为缓慢，我们预计 2023 年全球投资增长 10%左右，接近 1500 亿美 元。 欧美系主产国对煤炭行业，不 新增投资，且逐步退出该行业 。受制于 ESG 投资 限制以及对该行业的歧视，国际矿商投资部门均在 2016 年后大幅削减其在煤炭领域的 资本开支，其中 2018 年 3 月力拓出售煤炭资产，并退出煤炭行业；2021 年 12 月淡水河 谷宣布退出煤炭行业；2021 年英美资源宣布退出动力煤投资，并将资本用于提升铜生产 的竞争力，伴随资本开支断崖式下滑而来的是欧美系煤炭主产国煤炭产量的稳定下降。

国际端煤炭产量稳定，出口中国增量国家较为集中。2023 年中国进口煤增量 1.85 亿吨，达到 4.75 亿吨。中国煤炭进口增量，其中 0.9 亿吨来自于印尼和外蒙古产量的增 产，另外 0.9 亿吨来自于东南亚煤炭进口的减少。由于俄罗斯、澳洲煤炭产量均为小幅 下降，所以在考虑中国进口增量时无需考虑两国，两国出口中国增量来自于国际贸易分 国别调整，其中俄罗斯主要是受日韩等国制裁影响，将出口至日韩等国煤炭转运至中国； 另外澳大利亚增量的主要原因是进口限制令取消导致。中国煤炭进口增量主要考虑：印 尼、外蒙产量增长，以及东南亚各国煤炭进口增长。 资源丰富且具备大规模增长产量的国家仅有印度和印尼两国。印度产量近年保持高 速增长状态，但是由于其经济快速增长带来煤炭需求高速增长。国内产量增量刚够满足 国内需求增长，且尚需进口弥补国内供给缺口。印尼煤炭产量 2017 年以来高速增长， 出口跟随大规模增长。但是由于印尼本国需求的快速增长，出口增速低于产量增速。

印尼煤炭出口增量规模较大，出口结构上向中国倾斜。除了自身较强的供给弹性， 印尼的地理位置使得具备低廉的海运成本，自 2019 年起，印尼煤炭出口保持连续 5 年 增长。从出口结构上，印尼 2023 年煤炭出口增量大部分供给中国，相较 2022 年，印尼 煤炭出口在 2023 年仍然维持了较为明显的上升势头，其 2023 年总出口量增量为 0.69 亿吨，而中国就贡献其中的 0.5 亿吨。 基于开采成本上升以及产能毕竟上限等综合原因，印尼煤炭对全球供应增量有限。 但尽管印尼地区矿采条件较好，以露天矿为主，但是 2017 年以来随着煤价上涨，当地 煤炭产能已经大规模扩张，当前已经濒临产能上限。根据 IEA 预测，由于印尼国内煤 炭生产成本的上升、矿井开采潜力，以及国内运输等一系列的问题，印尼的煤炭产量在 2024-2026 年间以年化-4.8%的速度下降，并在 2026 年下降至 6.61 亿吨。

印尼为东南亚地区国家原材料供应国，东南亚国家出口贸易总额的下降，对印尼经 济影响较大，因此我们预计将造成 2023 年印尼本国煤炭消费下降 13%，从而导致出口 大规模增长。所以东南亚经济是否发生进一步衰退直接关系到中国煤炭进口是否能够进 一步增加。

印度煤炭产量存在增长空间，但是基本满足其国内需求。近年来，印度煤炭产量总 体保持快速增长，仅在 2020-2021FY 受疫情影响产量同比减少 2.02%。2023-2024FY 印 度煤炭生产 10.11 亿吨，首次突破 10 亿吨大关，比上年增加近 1 亿吨，同比增长 11%。 据印度煤炭部预测，到 2026-2027FY 印度煤炭产量将达到 14 亿吨，较 2023 年产量增长 38.48%；尽管印度煤炭产量保持增长，但由于其电气化及工业化进程推进导致电力供需 趋紧，以及印度钢铁工业发展的广阔空间带来焦煤需求的高速增长，印度煤炭需求增速 高于其煤炭产出的增长，2023 年印度煤炭进口 2.5 亿吨，持续保持增长。 蒙古国 2023 年出口增长系疫情回补，未来出口煤炭增量有限。2023 年蒙古国煤炭 产量大幅超历史最高产量 2019 年的 5580 万吨，全年达到 8119.2 万吨，比 2019 年产量 增长 45.51%；蒙古国 2023 年煤炭出口量高达 6960.85 万吨，比 2019 年增长 90.17%。 鉴于蒙古国煤炭行业投资不足，我们分析认为由于回补疫情影响，2023 年煤炭产量大规 模增长和 2021-2022 年产量大幅下降有较大关系，按照三年平均计算产量基本符合历史 规律。同样基于历史投资不足的问题，我们分析认为蒙古国 2024 年进一步增长煤炭产 量概率较小。

2.3. 东南亚经济企稳背景下，进口煤或不会存在大规模增量

国际煤炭消费和贸易均集中在亚太地区，中国和东南亚为主要国际煤炭贸易竞争者。 根据 IEA，2021 年中国、印度、日本以及韩国四国煤炭进口总量为 8.9 亿吨，占全球煤 炭进口的 60%；此外，2021 年亚太区煤炭消费量为 130.5 亿吨，占全球煤炭消费量的 81%。由于印度煤炭自身处于供需双增阶段，且进口量保持稳定，中国和东南亚则成为 国际煤炭贸易的主要参与者和竞争者。

东南亚地区是全球重要的化石及煤炭能源消费国。随着中国煤炭消费的增速放缓， 东南亚地区煤炭消费增速远超全球其他地区，成为全球重要的化石及煤炭消费增长点。 截止 2022 年底，东盟五国一次能源消费量在全球占比为 4.13%，较 2000 年的 2.96%提 升 1.17pct；煤炭消费量全球占比为 4.26%，较 2000 年的 1.19%提高 3.07pct。2022 年东 盟五国（印度尼西亚、马来西亚、菲律宾、新加坡和泰国）煤炭消费增速达 30.25%，远超全球 0.65%的增速水平。未来随着东南亚国家工业化的进一步发展，其煤炭需求量有 望持续保持增长，成为中国在国际煤炭贸易市场上的主要竞争对手。

欧美国家经济韧性，将促使东南亚国家经济企稳，带动东南亚国家煤炭消费需求企 稳。2022 年以来欧美发达国家需求大规模快速衰减下降，导致亚洲各国出口总额随之下 降，进入 2023 年前 9 个月，衰退速度进一步加快，作为主要煤炭消费地的亚洲地区， 煤炭消费减少，导致大量煤炭供给过剩可出口给中国，对中国煤炭供需关系产生冲击。 但是进入 2023 年 10 月份以来，欧美国家进口需求降幅放缓，东南亚国家出口贸易金额 同比转正，经济企稳迹象明显，该状态有利于煤炭消费企稳，使得该地区无大规模增量 煤炭出口至中国，2024 年 1-3 月份，全国共进口煤炭 11589.70 万吨，同比增长 13.9%， 而其中进口印尼煤炭 5630 万吨，同比下滑 1%。我们预期随着东南亚经济企稳，叠加进 口煤价差缩窄，我们预期 24 年进口煤将不会有大规模增量。

3. 煤炭“保供”增产唯有新疆！“疆煤外运”刻不容缓

3.1. 新疆地区具备大规模增产可能

东部煤炭资源逐渐枯竭，西部地区成为煤炭增产保供核心。我国煤炭资源分布总体 “西多东少，北富南贫”的特点，面对东部地区中小煤矿资源逐渐枯竭、落后产能加速 退出的现状，西部地区尤其是新疆地区承担着稳固能源供给，保障经济平稳运行的重要 任务。 随着煤炭供给侧改革全面推行，煤炭产业开发布局持续优化，产能向晋陕蒙新集中。 2016 年 2 月，国务院印发了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，明确 提出“用 3-5 年时间退出产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右，较大幅度压缩煤炭产 能”的工作目标，同时提出“3 年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造 项目和产能核增项目；确需新建煤矿的，一律实行减量置换”。随着煤炭供给侧改革和产 能置换政策全面推行，落后产能持续退出，煤炭开发布局趋于优化，产能逐步向资源储 量丰富、开采条件优越、生产成本低廉的区域集中。政策实施以来，以小型矿井为主体 的省份煤炭产能出现了明显下降，而资源和成本优势兼具的晋陕蒙新地区产能显著提高， 煤炭生产逐步向晋陕蒙新集中，中西部产煤区的重要性越发凸显。2016 年晋陕蒙新地区 煤炭产量合计 25.11 亿吨，占全国比例仅为 68%；2023 年，晋陕蒙新合计原煤产量高达 37.86 亿吨，占比提高至 81%。

目前我国煤炭资源集中分布于西北地区，开采年限预计仅为 35 年左右。截至 2022 年末，晋陕蒙新宁五省煤炭资源储量合计 1581 亿吨，占比高达 76%；2023 年五省产量 高达 39 亿吨，占比高达 83%。由于内蒙古、陕西、山西三地煤炭资源开发已较为成熟， 截至 2023 年，开采年限仅 35 年左右；此外，贵州、云南、黑龙江等省份尽管资源储量 丰富，但是开采环境恶劣，可采难度较大，我们预期未来产能将大规模退出。 新疆煤炭储量全国第二，且资源禀赋优异，开采成本和开采难度低，是我国煤炭保 供的重要接续地。 根据自然资源部发布的《2022 年全国矿产资源储量统计表》，截至 2022 年底，我国 煤炭储量达 2070.12 亿吨，其中新疆地区储量达 342 亿吨，占比 17%，是我国第三大煤 炭资源储藏地，具有埋藏浅、地质构造简单、开发条件良好、开采成本低等优势，开发 潜力巨大。 此外，新疆煤类资源从褐煤到无烟煤均有分布，总体上以低变质程度的长焰煤、不 粘煤和气煤为主，发热量高，具有低硫、低磷、低灰的特点，资源禀赋优异。目前新疆 地区已逐步形成吐哈、准噶尔、伊犁、库拜四大煤炭生产基地，是我国煤炭生产西移的 重要承接区和战略性储备区。

煤炭供应保障政策持续发力，稳步有序推进新疆煤炭供应保障基地建设，疆煤产能 有望持续释放。2022 年 5 月，新疆维吾尔自治区人民政府印发《加快新疆大型煤炭供应 保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》，强调加快新疆大型煤炭供应保障基地建 设，并指出为进一步释放煤炭先进产能需加快新疆大型煤炭供应保障基地建设。《方案》 中提到，“十四五”时期，新疆地区将以增产增供为基本原则，2025 年新疆地区预计达 成年产能 4.6 亿吨以上、产量 4 亿吨以上的总量任务；预计新增产能 1.64 亿吨，产能增 幅 60%以上。 准东、吐哈地区作为新疆煤炭资源富饶地，推进铁路建设使产地与消费市场有效衔 接对推动煤炭产业发展有重要意义 “十四五”期间新增批复矿井和规划储备产能均超 过新疆地区的50%；现有在产煤矿产能6760万吨/年，占新疆在产煤矿总产能的28.14%； “十四五”新增批复矿井产能 8600 万吨/年，占新疆新增批复矿井总产能的 52.38%；十 四五”规划储备产能 4940 万吨/年，占新疆储备煤矿项目的 59.02%。

3.2. 三西地区无大规模新增产能，疆煤外运大势所趋

在未来煤炭供应方面，“三西”地区无大规模新增煤炭产能，中东部产能加速退出， 西部供应基地建设势在必行。“碳中和”政策造成国内煤炭行业固定资产投资意愿大幅 下降，但是全国煤炭需求仍稳定小幅增长，致使全国煤炭供需趋紧。面对东部地区中小 矿区资源枯竭、落后产能退出的现状，西部地区承担着稳固能源供给，保障经济平稳运 行的重要任务。尤其是大西南川渝云贵地区和甘肃地区，由于陕北、蒙西煤炭越来越多 向东部地区输送，造成该区域供给缺口加速扩大，亟需疆煤外运保障能源供。 西南、西北等地区煤炭缺口刚性是疆煤外运的核心逻辑。近年来西南、西北地区自 身需求增加致使煤炭缺口显著，严重依赖省外用煤弥补缺口。云南、甘肃、宁夏、四川、 重庆等地区煤炭供需缺口较大，对外购煤炭依赖加重。考虑到贵州省在煤炭总量上供需 基本平衡，结构性缺煤特征显著，故分析剔除贵州。由于 2015 年至 2022 年，云川渝甘 宁 5 省煤炭缺口不断扩大，缺口占总消费量比重从 2015 年的 25%增至 2022 年的 43%。 2022 年云川渝甘宁 5 省煤炭缺口合计 1.84 亿吨，较 2015 年的 8977 万吨增长 104.69%。 其中，宁夏煤炭缺口高达 6528 万吨，重庆煤炭缺口 4071 万吨。

而疆煤资源丰富，且坑口成本较三西地区具备显著优势，可为弥补大西南地区煤炭 需求缺口提供重要保障，疆煤外运刻不容缓。新疆煤炭资源丰富，且具有开采容易的特 点，在坑口成本方面存在明显优势，可成为弥补大西南地区煤炭需求缺口的重要来源。 目前受制于高运输成，煤炭外运出疆受到一定阻碍。煤炭外运总成本主要由开采成 本与运输成本两部分组成。疆煤开采完全成本约 130 元/吨，远低于陕蒙地区 260-320 元 /吨水平，开采成本优势显著。但由于地处新疆位置偏远，运输成本较高，以往对于疆煤 外运形成较大制约。 疆煤开发多用于满足新疆内部煤炭、煤电、煤化工等行业用煤需求。2017 年以来， 疆煤外运量占全疆煤炭产量比例稳步提升，但仍较少，自用煤在新疆仍占据主导地位。 2022 年，新疆地区煤炭产量达 4.13 亿吨，而外运量 5500 万吨左右，占比仅 13%， 因 此，下调运输费用是打破疆煤外运瓶颈的必然选择。

4. 铁路运费下调促疆煤开发加速，“疆煤外运”产业链迎来快速发 展期

4.1. 铁路运费下调促疆煤开发加速

国铁宣布下调铁路运费，产业链上游煤炭生产企业及下游用户受益明显。2024 年 4 月 1 日至 6 月 30 日，国铁线路下调铁路煤炭货运价格，量价绑定，铁路运费下调 10% 至 20%，部分路段最高下调 30%。此次铁路运费下调涉及多个铁路局，其中在 24 年 4 月 26 日，乌铁局、兰铁局就“疆煤外运”能源保供出台了跨局运价联合下浮 25%的优 惠政策，为“疆煤外运”能源保供注入强力引擎，该政策 4 月 16 日至 6 月 30 日生效。

长期来看，新疆地区铁路运费下调将促使煤炭产量和外运量大幅提升。铁路运输作 为煤炭“产-运-销”的中间利润环节，运输环节费用下调将直接让利上游生产企业或下 游用户。从价格角度来看，在淡季新疆煤炭发运利润较低背景下，铁路运费下降将让利 下游用户。而在煤炭供需较为紧张背景下，上游生产煤企在产业链中掌握更强的议价权， 运输环节降价部分将作为利润向上游倾斜。从量的角度来看，运费下调让利上游企业有 助于调动煤企投资开发和生产积极性，最终导致新疆地区产量和运量大幅提升。 因此我们分析认为，运费下调政策背景下，煤炭产能集中分布于新疆哈密地区，且 一定程度依赖铁路打开外运空间的广汇能源有望首先受益，其次为在新疆拥有煤炭资产的兖矿能源、中煤能源、上海能源。

广汇能源近年来煤炭产能快速扩张，未来增产空间广阔。 广汇能源煤炭资源地处哈密，储量丰富、禀赋优异。公司煤炭资源总量约 65.97 亿 吨，可采储量达 60.03 亿吨，主要分布在新疆哈密淖毛湖矿区，包括白石湖煤矿、马朗 煤矿、东部煤矿。公司主要煤种为长焰煤和不粘煤，属单一中厚近水平煤层，开采条件 优越，具有固定碳含量高、产气量高、热值高、内含水和含氧量低的特点，属于高质量 的气化原料煤和动力煤。

公司煤炭资源主要集中于新疆哈密伊吾县淖毛湖周边，拥有以下三处矿区： （1） 白石湖煤矿：为公司目前唯一在产矿井，2020 年核定产能 800 万吨。2022 年 6 月，新疆自治区发改委出具了《关于淖毛湖矿区白石湖二号露天煤矿 等 2 处煤矿生产能力的批复》，生产能力由 800 万吨/年核增至 1300 万吨/ 年，2022 年 12 月产能进一步核增至 1800 万吨，目前公司正在推进白石湖 矿区的核增工作，远期产能有望达到 4000 万吨。 （2） 马朗煤矿：公司控股子公司伊吾矿业于 2020 年获得详查探矿权，并于 2021 年获取探矿权证。马朗露天煤矿所产煤炭热值在 6300 大卡左右，为优质不 粘煤，主要作为化工原料煤，马朗一号煤矿规划产能为 1500 万吨/年，远期 规划产能目标为 2500 万吨。根据公司公告，马朗煤矿已取得国家能源局产 能置换批复及全国投资项目统一项目代码，预计 2024 年进入试运转生产状 态。 （3） 东部煤矿：位于新疆伊吾县淖毛湖煤田东部地区，目前东部矿区相关手续 仍在办理中，规划在“十四五”末投产，规划设计产能 2000 万吨/年。

保供政策加持下，公司煤炭增产潜力巨大。预计后续随着马朗矿区和东部矿区的投 产，“十四五”期间公司煤炭总产能将增长至 8500 万吨。2024 年预计马朗煤矿投产将为 公司带来 1500 万吨产量增量，增幅高达 41%。此外，十四五期间随着东部矿区的建设 投产，公司煤炭产能保持快速增长状态。

4.2. “疆煤外运”产业链迎来快速发展期

构筑“一主两翼”格局，有序推进资源专线建设。新疆地区因其地形复杂，疆煤运 输多以公路运输为主，运量相对较小，难以满足疆煤外运的需求。而铁路运输具有运量 大、运距长、价格低等特点，更适合煤炭等大宗商品的运输，因此通过铁路将新疆地区 的煤炭运往其他省份是解决的我国煤炭供需不平衡的重要方法。 为此，2015 年 3 月，国家发展改革委、外交部、商务部联合发布了《推动共建丝 绸之路经济带和 21 世纪海上丝绸之路的愿景与行动》并逐步构建了“一主两翼”铁路 格局，为资源运输专线建设搭建了基本框架。其中一主由兰新铁路构成，东起中国连云 港途径霍尔果斯引至中哈边境口岸城市阿拉山口，为中欧班列基本路线；两翼为由临河 至哈密铁路线构成的北通道与格库铁路构成的南通道。

目前中通道和南通道运能趋于饱和。中通道目前是进疆、出疆最重要的资源和客运 通道。由于主要的中欧班列和客运都走这条通道，因此中通道在“哈密-柳沟-兰州”区 间通货能力趋于饱和。而南通道是从吐鲁番-库尔勒-若羌-格尔木-兰州-成渝（成都和重 庆地区），由于格尔木到成都这条铁路仍在规划中，因此目前需要从格尔木先折返到兰 州通过青藏铁路，从德令哈到兰州， 向东到西安，或者向南到重庆到成都。 南通道目 前正在疏通当中，且受地理环境制约，运能有限。 未来最主要的出疆通道是北通道。北通道由将淖铁路和红淖铁路构成。其中红淖铁路 2019 年 1 月投入运营，将淖铁路刚刚在 2024 年 1 月投入运营，为新建煤炭运输重载铁路专 线，也成为“疆煤外运”最具运力增长潜力的铁路。 将淖铁路起始站将军庙站所处的准东地区是新疆煤矿开采的重点地区之一。在将淖 铁路建成前，准东地区的煤炭向外运输主要靠公路运输或者走乌将铁路后转兰新线出疆， 乌将-兰新线路全长 1080 公里。

而将淖铁路建成后，原准东地区货物若从将淖-红淖线出疆将比从乌将-兰新线过红 柳河出疆的货物运距减少 300 公里，缩短近 28%的运输距离。同时走将淖-红淖线可缩 短 30%的运输时间，能够大幅提升物流效率。同时，将淖铁路本身就处于新疆另一大产 煤区吐哈地区，准东、吐哈两地资源的外运需求将为将淖、红淖铁路的货运量提供有力 保障。 红淖铁路为上市公司广汇物流控股 99.82%资产。红淖铁路初期设计年运能为 3950 万 吨，当前机组采用内燃机作为动力装置，与电气化机组相比运力较小，我们预期 2024 年 6 月份，红淖铁路电气化复线改造完工后将核增年运能至 6000 万吨左右，远期完成复线建设 后运能预计可达 1.2 亿吨。我们测算当红淖铁路运量达到 2500 万吨时，对应净利润预期为 6.65 亿元；远期若运量大幅提升至 1.2 亿吨，则有望实现净利润 63.43 亿元，业绩弹性显著。

此次煤炭铁路运费下调，“将红淖”铁路运费，下降 0.012 元/吨公里；红柳河至乌 局段国铁运费下浮 30%；将军庙至兰局段国铁运费下浮 25%。经综合测算后，将军庙 铁路发运煤炭，总体运费下降 30-80 元/吨。铁路运费大幅的大幅下降，一方面使得铁路 运输经济性大幅提升，对比公路运输竞争力加强，有利于“疆煤外运”大范围实现“公 转铁”保障煤炭供应稳定；另外一方面铁路运费下降，也将提高上游煤炭企业吨煤盈利 能力，提高煤炭外运的积极性和新投资煤矿，开发煤炭资源的积极性。 在上述背景下，必然也将带来新疆煤炭铁路运量的大幅提升，尤其是相对新建铁路 将淖-红淖铁路，随着煤炭外运需求的增加，以及铁路配套设施，比如红淖铁路电气化的 完成，该铁路煤炭运量必然迎来爆发期。

综上所述，疆煤资源丰富，未来新疆煤炭产能有望持续释放，预期“十四五”时期 将新增产能 1.64 亿吨（占年产量比例大约为 35%），产能增幅达 60%以上。此外，铁路 运费下调，产业链上游煤炭生产企业及下游用户受益明显，有助于调动煤企投资开发和 生产积极性，最终促进疆煤产量和外运量大幅提升。在此背景下，我们分析认为煤炭产 能集中分布于新疆哈密地区的新疆本土煤企广汇能源，以及远期运能增长空间广阔的新 疆能源物流企业广汇物流有望率先受益，其次在新疆拥有煤炭资产的兖矿能源、中煤能 源、上海能源也有望享受一定的资源优势。

编辑：火腿肠