2024年煤炭行业2025年度策略：行业底部显现，先价值后弹性

1. 2024 年煤价复盘

1.1. 动力煤：底部确立，反弹可期

动力煤价格复盘：2024 年动力煤价格完成压力测试，底部基本确立。

2 月，春节后复工复产，工业经济加速恢复，带动电煤需求向上提振。2 月 8 日， 山西省宣布在全省范围内立即开展针对煤矿“三超”（超能力、超强度、超定员） 和隐蔽工作面的专项整治行动。在安全监管趋严和政策导向转变的背景下，2 月 份动力煤产量环比下降 10.29%，供需偏紧格局下，推动煤价从 2 月 1 日的 907 元/吨上涨至 2 月 23 日的 940 元/吨，达到年内价格高点。

3-4 月，矿区基本全面复工复产，煤炭供应回升至高位，随着气温回升进入动力 煤消费传统淡季，供暖结束后电厂日耗回落，市场宽松格局下，煤价探底 801 元 /吨，但高于 2023 年 6 月煤价底部 751 元/吨。

5 月份，2024 年 5 月 17 日，房地产市场迎来“三箭齐发”的政策刺激，加之 30 年 期国债和 20 年期国债分别于 5 月 17 日和 24 日发行，政策组合拳有效提振了冶 金、化工和长途运输等非电端煤炭采购需求。迎峰度夏的旺季预期，使得煤厂及 港口贸易商拉运积极性高涨，市场成交阶段性向好，煤价从月初的 837 元/吨稳 步直升至月末的 886 元/吨。

6-8 月，全国各地气温升高，提振居民端制冷用电负荷，叠加工业用电的基础支 撑，电厂日耗持续向上，但水电及新能源挤压部分火电需求，电厂拉运保持刚需 采购模式，夏季煤价围绕 848 元/吨中枢震荡。

9 月至 10 月煤价仍有支撑。9 月多地气温仍处于偏暖格局，电力需求仍强，9 月 全社会用电量维持在 8024 亿千瓦时，同比增长 6%。在来水减弱而用电高增背 景下，火电发力显著，同比增长 8.9%，推动煤炭价格上行。10 月，尽管电厂日 耗呈现季节性回落，但坑口、港口出货受限，使得煤价跌幅有限。展望 11 月， 主产煤炭供应保持稳定，全国气温预计大幅下降，北方供暖全面启动，电厂日耗 预计提升，且伴随着冬季新能源发电顶峰能力弱、水电出力减弱等不确定因素较 多，市场预期转好，预计煤价将区间震荡偏强运行。

1.2. 焦煤&焦炭：全年弱稳，需求决定价格

2024 年焦炭、焦煤市场整体偏弱运行，需求是影响价格的核心因素。

1-3 月，整体煤价呈现先涨后跌趋势。1-2 月河南平顶山发生安全事故，加之 山西安检影响，导致 Q1 炼焦煤平均产量为 3610 万吨，同比下降 8.94%。煤 炭供给收紧，支撑了煤炭价格。2 月中下旬，煤企陆续复工复产，下游焦钢企 业开工率较低，原料供给宽松，导致价格中心有所下移。 总体来看，Q1 焦煤 均价仍保持在 2412 元/吨的较高水平，原料煤价格处高位，焦煤成本具有支撑 性。

4 月，阶段性焦煤出现供需错配问题，焦煤快速提涨四轮，累计涨幅达到 400- 440 元/吨。叠加钢价维持稳势且去库节奏良好，铁水产量快速恢复，钢厂利润 得到修复，钢焦刚需支撑焦煤价格企稳反弹。

8-9 月：钢厂利润处于盈亏边缘，高炉检修数量增多，钢厂采购数量下移，叠 加新旧国标更换和成材消费淡季导致煤炭市场降价情绪放大，焦煤焦炭整体价 格支撑性不足。

10 月，9 月底发布一揽子增量政策及一系列地产地产“止跌回稳”新政，提振 下游需求，钢厂利润修复&宏观预期向好下，9 月焦炭三轮涨价落地，带动 10 月焦炭价格延续 9 月底的偏强走势，推动原料煤上涨。

2. 需求端：政策持续发力，复苏迹象显现

2.1. 煤炭核心地位稳固，需求达峰尚早

2.1.1. 煤炭需求达峰尚早，新能源消纳问题尚存

煤炭作为中国核心一次能源，依然处于主导地位。中国自成立以来，能源工 业取得巨大发展，在生产能力和水平大幅提升下，我国已一跃成为世界能源生产 第一大国。根据国家统计局数据，2023 年全国能源消费总量 57.2 亿吨标准煤， 比上年增长 5.7%，其中煤炭消费量增长 5.6%。煤炭消费量占能源消费总量比重 为 55.3%，天然气、水电、核电等清洁能源消费量占能源消费总量的 26.4%。

中国经济持续复苏带动能源消费量，行业煤炭消费量提升。从下游能源消费 结构来看，电力化工对煤炭需求出现较大增长，2023 年电力行业煤炭消费量 29 亿吨，同比增长约 8.5%，是动力煤主要的消费来源，化工行业煤炭消费量 2.5 亿 吨，同比增长 9.3%。随着中国经济持续增长，预计 2024 年全国煤炭消费量绝对 值水平或将高于去年。 煤炭需求尚早，新能源消纳问题尚存。2023 年，全国发电量 555579 亿千瓦 时，其中 2023 年火电占社会发电量的 68.3%，煤电以占全国 47.62%的装机量 贡献了全国 55.3%的发电量。虽然清洁能源发电装机规模占比 52.38%，但仅贡献 26.4%的发电量。非化石能源装机量“猛增”而发电量“缓升”，根源在于新能源 的消纳。

消纳压力显现，部分地区丢风弃光率仍处于较高水平。随着风力发电、太阳能发电等 可再生能源的比重不断增加，导致并网消纳问题日益凸显，2014 年新能源装机容量占比 从 30.88%增长至 2016 年的 31.1%，2016 年全国弃风率达 17%，弃光率达 10%。为解 决新能源消纳问题，国家能源在《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》中提出，“2020 年，弃风率控制在合理水平（力争控制在 5%左右）；光伏发电弃光率低于 5%”。从 2023 年全国部分地区弃风率数据来看，河北、蒙西及青海等地弃风率超过合理水平。 同时，考虑到目前的能源结构和发电稳定性的需求，如 2022 年，南方部分出现历 史极高温，水电匮乏，用电负荷增加，一些水电大省出现电力紧缺问题。因此，以 煤炭消耗为主的火电发电仍然是近几年的核心能源供应方式。

新能源消纳问题和美国能源政策或将变化的背景下，假设未来新能源发电（风 +光）分别按照 22%的复合增速（假设参考 2022 年增速），在 5%的全社会用电量 的复合增速下（假设和 GDP 增速一致）测算，新能源发电的年增量至少要在 2028 年完全覆盖全社会用电量的增量部分，考虑到新能源受到气候等不稳定因素对电网 的影响，相较于预期水平，煤炭需求实际达峰时间将会延后。

2.1.2. 美国能源政策转变，传统能源依赖增强

特朗普首任期间主张推动传统能源发展，对双碳政策较为消极。回顾特朗普政 府第一任期间，大力支持传统能源。2017 年 6 月 1 日，特朗普宣布美国将退出《巴 黎协定》，认为该协定给美国工人和企业造成了不公平的经济负担；2017 年 6 月 29 日，特朗普公布了取消奥巴马时代能源限制的计划，并将美国政府从应对气候 变化转向实现美国的“能源主导地位；并且多次提出关于推动支持传统能源相关的 决策，颁布了《美国优先能源计划》，并撤除了《气候行动计划》；2 月 16 日废除 《溪流保护计划》，且大幅消减气候变化相关的经费预算等。 抑制新能源的政策主张下，特朗普任选期间排放量下降放缓。2017 年~2020 年美国二氧化碳总排放量 189 亿吨，较上一个四年碳排放合计减少 5.73%，但 2020 由于 COVID-19 大流行抑制了世界各地的经济和社会活动，导致全球二氧化碳排 放大幅下滑，因此需要剔除 2020 年数据，剔除后美国与上一个四年碳排放均值对 比仅减少 2.99%。2017 至 2019 年全球碳排放量均值较之前四年减少 3.25%，而 美国同期的减排幅度低于全球水平。

特朗普 2024 年能源政策或将持续助力传统能源依赖提升。在此次竞选中，特 朗普表示将继续暂停美国的气候行动，并计划带领美国退出《巴黎协定》。此外， 计划对《通胀削减法案》进行改革，终止对清洁能源的税收抵免，该法案原本旨在 为电动汽车、太阳能、风能等清洁能源技术提供巨额补贴。在一系列政策助推下， 预计化石能源在美国乃至全球能源市场中的地位将或将得到巩固甚至提升。

2.2. 扩内需、稳成长仍是政策主线

2.2.1. 面对关税壁垒，内需增长必要性凸显

特朗普竞选期间多次提及对华采取加征关税的贸易政策。梳理近一年来特朗 普公开发言多次提及将关税作为一种经济外交手段，如若再次当选，对中国贸易 政策可能主要有四方面：一是撤销中国“贸易最惠国”地位；二是对所有中国出口 美国商品征收 60%或以上关税；三是四年内停止对中国生产的必需品的进口；四 是严厉打击中国商品通过第三国出口到美国的避税行为。

美国加征关税或将挤压中国出口，扩内需必要性增强。2018 年，特朗普政府 开始对中国商品实施了加征关税措施，导致中国对美出口成本增加。2019 年，美 国自中国的进口额降至 4187 亿美元，同比下降 12.5%，占中国出口总额的比例 由 19.24%降至 16.75%。若特朗普政府上台后继续推行贸易保护主义政策，拟对 所有中国进口商品加征 60%关税，中国对美出口或将重演 2018 年下滑态势。对 中国政府而言扩内需的必要上升，通过财政政策、货币政策、促进消费升级等，稳 定内需方式对冲外部出口压力，保证经济平稳发展。

2.2.2. 政策组合拳发力，国内需求边际改善

国家发改委、财政部 7 月 24 印发《关于加力支持大规模设备更新和消费品以 旧换新的若干措施》，提出统筹安排 3000 亿元左右超长期特别国债资金，用于支 持工业、环境基础设施、交通运输、物流、教育、文旅、医疗等领域的设备更新。 此外，支持范围将扩展至能源电力、老旧电梯等领域，以及重点行业的节能降碳 和安全改造。 我国工业制造领域设备规模庞大，更新潜力巨大。随着高质量发展深入推进， 设备更新需求会不断扩大，初步估算将有年规模 5 万亿以上的巨大市场。设备更 新市场的扩大和装备制造业的发展，对制造业用钢需求产生积极的推动作用。随 着技术的不断进步和产业升级的推进，制造业对高品质、高性能钢材的需求将会 持续增长，为钢铁行业带来新的发展机遇。

汽车&家电表现亮眼，政策支撑行业景气度上行。汽车行业整体发展势头迅猛， 自 9 月宏观政策调控以来，10 月汽车产量 295 万辆，同比+4.8%，处于今年最高 水平；10 月空调产量 1620 万台，同比+18%；10 月冰箱产量 897 万台，同比 +8.45%；10 月洗衣机产量 1102.77 万台，同比+9.65%。制造业宏观数据已呈现 出回暖迹象，叠加 10 月房屋竣工面积环比上升 51.4%，累计同比降幅较 9 月收 窄下，家电消费有望延续改善。

2.2.3. 地产行业复苏迹象显现，有望开启黑色产业正循环

“一揽子”地产政策陆续出台。2024 年 9 月国新办发布会出台多项地产政策 组合拳，包括下调存量房贷款利率，预计降低 0.5 个百分点，以减轻购房者的还 款压力；统一首套及二套房首付贷款比例至 15%，降低入市门槛，促进交易活跃； 增加保障性住房贷款支持比例至 100%，以保障低收入群体的住房需求。此外，11 月 13 日发布的《关于促进房地产平稳健康发展有关政策公告》进一步明确了住房 交易环节的税收优惠政策，对个人购买家庭唯一住房实施差异化契税税率，面积 140 平方米及以下的减至 1%，面积 140 平方米以上的减至 1.5%；对个人购买家 庭第二套住房，面积为 140 平方米及以下的，减按 1%的税率征收契税；面积为 140 平方米以上的，减按 2%的税率征收契税。在政策的大力助力下，楼市“止跌 回稳”或将加速，房地产板块估值修复空间将打开。

政策支持效果明显，10 月销售同比接近转正。2024 年 1-10 月，全国房屋销 售面积和销售累计金额分别达 77930 万平方米和 76855 亿元，与前九个月相比， 累计降幅有所收窄，降幅分别收窄了 1.3 个百分点和 1.8 个百分点。其中 10 月当 月销售面积为 7646 万平方米（YOY-1.6%），销售金额为 7975 亿元(YOY -1.4%)， 同比降幅较 9 月份分别收窄了 9.2 个百分点和 14.7 个百分点。政策的调整下，信 贷环境的优化、税收优惠的实施以及保障性住房支持的加强，提振了消费者信心， 刺激了购房需求，带动 10 月当月销售改善幅度较大，表明一揽子政策下，地产止 跌回稳迹象显现。

实际数据与密集政策形成共振，钢铁迎来正反馈。政策端持续发力，制造业 1-10 月累计投资额增长 9.3%，地产销售呈现正反馈，带动终端钢材采购需求提 升。10 月中国钢铁 PMI 新订单指数 56%，环比上涨 18%，这是自去年 7 月以来 首次突破新订单指数 50%。 在钢铁新订单需求提升的背景下，铁水作为生产钢铁 的中间材料，10 月用钢需求带动铁水产量环比增长 4.08%，铁水产量达 232.85 万吨，处年内较高水平。

钢材表观消费需求提升，库存持续去化。10 月钢材表观消费量环比提升 0.97%，带动钢厂产量回升，补库需求释放。10 月螺纹钢及热轧卷板去库明显， 螺纹钢库存为 292.51 万吨，相较于 3 月最高点 915 万吨，下降约 622.97 万吨； 10 月热轧卷板平均库存为 290.40 万吨，较 3 月最高点 344 万吨，下降 16%，整体 库存呈现下降趋势。实际数据与密集政策共振，钢铁或将持续改善。

终端库存依然低位，补库预期带动价格回升。截至 2024 年 11 月 22 日 247 家钢铁企业炼焦煤库存 744 万吨；247 家钢铁企业焦炭库存 596 万吨，双焦库存 处于低位，铁水产量回升叠加钢材库存去化，终端补库需求或有提升。

项目资金注入改善预期，水泥边际改善。地产&基建是水泥需求底盘，其中基 建项目约 30%-40%，房地产约 25%-35%。随着 9 月以来发行一揽子地产政策陆 续出台，地产止跌企稳迹象显现，叠加 1-10 月全国基建投资同比增长 9.35%，支 撑水泥需求，带动 10 月水泥产量环比提升 3.9%，达 1.75 亿吨，水泥发运率环比 +2.11%，达 38%。其次各地专项债加速发行，基建需求进一步释放，支撑水泥价 格持续上行。10 月水泥价格指数 127.90 环比+10.01%，同比+19.28%，处年内 较高水平。未来随着专项债发行落地，各地化债进程加快，施工单位资金回款改 善，工地资金到位率提升。

2.2.4. 宏观需求复苏，电力消费高增

电力消费增速攀升，新兴产业用电量保持增长势头。根据统计局发布的数据， 2024 年 1-10 月份，全社会发电量 7.8 万亿千瓦时，累计同比增长 5.2%，其中火 电发电量 5.2 万亿千瓦时，占比超过 60%。根据中电联预测，预计 24 年全年并网 风电和太阳能发电合计新增装机规模达到 3 亿千瓦左右，综合判断 2024 年全社 会用电量预计 9.82 万亿千瓦时，同比增长 6.5%。 从近五年数据上看，第二第三产业用电量在社会总用电量均保持 83%以上水 平。当前，以制造业、建筑业为代表的第二产业仍是仍是用电主导，但在移动互联 网、大数据、云计算等新兴产业的快速发展带动下，第三产业发电量占比呈现提 升态势。

用电结构逐步优化，第三产业对电力需求的贡献日益显著。在过去六年中， 第三产业的用电量在全国总用电量中的比重持续上升。随着 GDP 的稳定增长，用 电量的增速显著提高，带动 24 年前三季度电力消费弹性指数上升到 2.46，远超 2023 年消费弹性指数的 1.74。在经济复苏大背景下，第三产业将持续拉动社会用 电需求提升。

3. 供给端：供给增量有限，疆煤战略地位凸显

3.1. 国内生产：供给缺乏弹性，煤炭价格中枢有望提升

煤矿计划稳产，2024 年各省产量增量预计有限。从地方政府煤炭产量目标来 看，与 2023 年不同，2024 年主基调以稳产保供、发挥煤炭兜底保障作用为主。 一方面，近年来核增潜力基本挖掘完毕，加之新矿投产不足，预计后续增量有限； 另一方面，煤矿安全生产已成为国家工作重点，安全监管组合拳陆续推出的背景 下，地方政府以稳产为主。 根据各省年 10 月数据年化来看，山西 24 年产量为 12.4 亿吨，同比下降 8.2%， 内蒙古、陕西等地产量同比微增，按全国原煤前十月产量年化，预计 24 年全国产 量 46.7 亿吨，较 23 年同比增加 0.3%。国内供给增量有限。

新矿批复规模下降，中长期产能增长或缺弹性。从本轮供给和过往供给比较 来看，差异体现在新矿批复数量上。根据发改委和能源局数据，新煤矿批复规模 自 2019 年以来出现下降，2020 年到 2024 年 10 月底之间新批建设煤矿产能 1.93 亿吨，剔除未批先建煤矿后规模合计 1.8 亿吨，占 2023 年煤炭产量仅 3.9%， 且建设周期较长。从上市公司角度来看，资本开支意愿较低。煤炭产量的增长长 期依赖于固定资产投资，整体建设周期较长。当前，我国在实行“双碳战略”以及 “政策限价”的大环境下，企业对盈利空间及远期盈利时间难以判断，投资意愿 较弱。煤炭资产本开支主要以扩建为主，新建矿产减少，新增供给有限，可以推断 未来几年煤炭供给释放将是较为缓慢的过程。

成本增加推动煤炭价格中枢提升。煤价下行时，我国煤炭开采和洗选业亏损 企业增多，成明显负相关。2021 年起，全国煤炭企业生产成本开始大幅提升，核 心原因在于两个方面：全国大宗商品价格上涨带动原材料成本提升、员工工资大 幅提升、保供强度提升后企业其他生产成本增加、资源税等各类税费成本上升。 若煤价进一步下探，企业预计将通过减产减少损失，市场供给减少形成价格支撑，因此整体煤价下跌空间有限，周期底部已逐渐形成。

矿业权出让市场基准价上调，煤企在手资源有望重估。2017 年 4 月，国务院 印发《矿产资源权益金制度改革方案》（以下简称“《改革方案》”），为了更好地发 挥矿产资源税费制度对维护国家权益、调节资源收益、筹集财政收入的重要作用， 在矿业权出让环节，将探矿权采矿权价款调整为矿业权出让收益。以拍卖、挂牌 方式出让的，竞得人报价金额为矿业权出让收益；以招标方式出让的，依据招标 条件，综合择优确定竞得人，并将其报价金额确定为矿业权出让收益。以协议方 式出让的，矿业权出让收益按照评估价值、类似条件的市场基准价就高确定。 2023 年 3 月 24 日，财政部、自然资源部、税务总局依据《改革方案》，出台 《矿业权出让收益征收办法》，其中针对基准价的制定进行了明确，在以往基准价 的基础上，根据出让矿种、成交价格、预期收益、其他矿业权市场交易资料等进 行模拟评估，同时考虑地质勘查工作程度、区域成矿地质条件以及资源品级、矿 产品价格、开采技术条件、交通运输条件、地区差异等影响因素，科学设计调整 系数，综合形成矿业权出让收益市场基准价。矿业权出让收益市场基准价应结合 矿业市场发展形势适时调整，原则上每三年更新一次。 煤价中枢上移，各省矿业权出让市场基准价随之上调。2020 年以来，煤价中 枢整体呈现上行趋势，在此背景下，一些省份的矿业权出让市场基准价也随之上 调。根据我们梳理，山西、甘肃、山东、吉林等省份已经于 2022-2023 年公布基 准价调整方案，平均涨幅分别为 42.9%、60.3%、15.3%、6.4%，西部拥有优质 煤炭资源的省份基准价上调幅度更大。

我们梳理了 2024 年山西省探矿权成交情况，成交单价相较于基准价有些许 溢价。保守起见，如果以各省现行矿业权出让收益市场基准价为采矿权重置价格， 大部分煤企在手资源价值重估空间显著。

3.2. 进口方面：海外资本开支增速下滑，进口增量有限

2024 年 1-10 月进口增速较同期下滑。2024 年 1-10 月，我国煤及褐煤进口 量为 4.35 亿吨，同比+14%，占总供给的 10%，增速较 23 年 66.72%下滑 53.2PCT。 从进口结构来看，印尼、俄罗斯、蒙古、澳大利亚是我国煤炭进口的主要来源国， 2024 年 1-10 月进口量分别为 18986.4、7966.9、6707、6484.8 万吨，同比增速 分别+5%、-9%、+24%、+64%。

澳煤进口恢复，进口瓶颈已现。分煤种来看，2024 年 1-10 月动力煤进口量 32462 万吨，同比增长 13%，其中从印尼进口的动力煤量为 18784.8 万吨，同比 增长 6%；炼焦煤进口量 9924.7 万吨，同比增长 23%。2023 年自我国恢复澳煤 通关后，进口澳洲焦煤量大幅提升，2024 年前十月澳州焦煤进口量 695.5 万吨， 同比增长 233%。 展望 2025 年，在第九届亚太不锈钢产业大会上，印尼镍矿商协会（APNI） 总秘书 Meidy Katrin 于 11 月 5 日透露，印尼计划效仿此前的镍矿出口禁令，对 钴、煤炭、铜、铝土矿、硅等 12 种矿产资源以及 16 种非矿产商品实施新的出口 禁令，当前印尼正临近年底开始洽谈明年年度长协，受消息面影响，矿方挺价强 烈叠加人民币贬值，进口成本高位；俄罗斯方面，受铁路运输瓶颈影响，发运量或 维持较低水平；澳洲方面，澳煤通关虽已恢复，但国内外焦煤价格已出现倒挂，后 续增量预计较为有限。

全球化石能源资本开支增速下滑，海外新建煤炭项目增量有限。根据 IEA 数 据，2022 年全球化石能源资本开支（剔除中国）为 7210 亿美元，同比增长 13.4%， 主要系高盈利刺激能源企业扩大生产。然而 2023 年能源价格高位回落，全球化石 能源资本开支增速或将也随之回落，预计 2023 年增速仅为 5.3%，较 2022 年收 窄 8.1pct。根据 IEA 统计了 2023-2028 年全球新建煤矿情况，2023 年以及 2025 年为新建矿井投放的集中年份，预计分别新增产能 3525、5110 万吨，以 2022 年产量为基数，占比分别为 0.4%、0.6%，增量有限。分煤种来看，根据上 述 IEA 数据梳理，考虑到需求及投资吸引力等方面，焦煤及喷吹煤新增产能要明 显多于动力煤。 根据 IEA 预测，在政策承诺情景下，预计全球煤炭产量在 2025 年见顶，并 在 2035 年下降近 30%，其中发达经济体降低 50%，发展中经济体下降 25%，并 且产量会持续下降至 2050 年。 澳大利亚作为传统的煤炭资源国，2023-2028 年新建煤炭矿井产能合计 9260 万吨/年，占全球未来新增产能的 67.93%。虽然澳大利亚煤炭新增产能规模较大， 但实际投产进度和产量会受到多种因素限制，包括：（1）金融环境监管趋严，煤 企实际开发意愿不高；（2）技术劳工存在短缺；（3）自然灾害频发等。

印度能源消费以煤炭为主导。印度是全球第二大煤炭消费国，煤炭行业在印 度经济中占据了重要的地位。根据《2023-24 年经济调查》中提到，当前煤炭占印 度一次能源结构的 55%以上，燃煤发电约占总发电量的 70%。印度虽然煤炭储量丰 富，但煤炭质量较差且采煤水平低下，难以满足本国经济快速增长所需。因此，预 计未来二十年，煤炭将继续成为印度能源系统的支柱。 根据 IEA 预测，印度远期将成为煤炭需求增长的主要引擎。到 2026 年，印 度将成为全球煤炭需求上行的驱动力。2026 年，预计印度煤炭需求每年将增长 3.5%，达到 13.97 亿吨。动力煤及冶金煤需求都将增长。 印度国家电力计划预计，到 2027 年，煤电装机容量将增加 19GW 至 27GW， 未来三年，预计发电用煤的年增长率为 2.4%，而可再生能源发电量预计年增长率 为 12%。预计到 2026 年，用于发电的煤炭将增加 6900 万吨，总量将达到 10.06 亿吨。 2024 年-2026 年间工业产量预计将以每年 6%的速度增长，基于对基础设施 的关注，预计水泥产量的强劲增长将带来非电用煤需求激增。预计 2026 年的非电 用煤量(含冶金煤)为 3.91 亿吨，三年内增长 21%。

印度是全球第二大煤炭进口国。据印度商工部（Ministry of Commerce and Industry）发布的商品进出口统计数据显示，2024 年 1-9 月，印度煤炭进口量累 计为 1.94 亿吨，比上年同期增长 8.0%。分煤种看，2024 年 10 月，印度炼焦煤进 口量从 9 月的 380 万吨增至 440 万吨，环比增长 16%，澳大利亚仍然是印度炼焦 煤进口的主要供应国，10 月份进口量环比增长 26%，俄罗斯的进口量环比增长 60%。 随着印度国内钢铁产业发展，预计对焦煤旺盛的进口需求将推升国际煤价， 而澳大利亚和俄罗斯等主要供应商对印出口也将增加。

3.3. 疆煤潜力可观，战略地位凸显

3.3.1. 中期供给不足，疆煤有望成增供主力

煤炭产能向西转移，疆煤有望成增供主力。近年来随着中东部地区煤炭资源 枯竭、产量衰减，我国煤炭产能逐渐向西部转移。根据《“双碳”目标下我国煤炭 资源开发布局研究》中预测，预计 2025 年，西部地区煤炭产量占比将上升至 65%， 到 2035 年，西部地区煤炭产量占比将上升到 73%。从当前煤矿生产趋势来看， 晋陕蒙煤炭产量在“十四五”期间仍会有一定增量，此后将随资源消耗呈下降趋 势。 2023 年总书记在听取新疆维吾尔自治区党委和政府、新疆生产建设兵团工 作汇报时强调，要完整准确全面贯彻新时代党的治疆方略，牢牢把握新疆在国家 全局中的战略定位。端好能源饭碗是构建新发展格局的基础性举措，新疆在“十 五五”期间有望批量投产，作为增供主力，未来将成为我国重要能源战略基地。

新疆地区煤炭资源丰富。新疆是国家确定的 14 个大型煤炭基地和 5 个大国 家综合能源基地之一，地区储量丰富，预测资源量 2.19 万亿吨，占全国预测资源 总量的 39.3%, 位居全国首位。根据 2020 年霍超《新疆煤炭资源分布特征与勘 查开发布局研究》表明，新疆累计探明煤炭资源储量 4225.58 亿吨，其中保有资 源储量为 4102.77 亿吨（尚未利用资源量 3255.23 亿吨）。从煤质上看，地区从 褐煤到无烟煤均有分布，但不同煤种主要以低变质烟煤（长焰煤、不粘煤）为主， 中高变质程度的烟煤（肥煤、贫煤和焦煤等）为辅。

根据新疆早期地理和构造分布，地区煤炭资源呈现出“北富南贫”的分布特 性，即北部地区较为丰富，南部地区相对较少。按地理环境，可划分为两大赋煤 区（噶尔盆地赋煤区和塔里木盆地赋煤区）并逐步形成吐哈、准噶尔、伊犁、库 拜四大煤田。

吐哈煤田：煤炭资源储量为 5708 亿吨，占全国 12.5%和新疆的 31.7%， 主要涵盖淖毛湖、三道岭、三塘湖、沙尔湖、大南湖等矿区。矿区区位 优势和经济优势显著，主产高热值煤炭。根据国家西煤东运发展战略和 《新疆大型煤炭基地建设规划批复》，吐哈基地优先以疆煤外运和疆电外 送为主。

准东煤田：煤炭资源储量预计 3900 亿吨，是我国最大的整装煤田。煤田 主要由五彩湾、西黑山、大井和将军庙四大矿区组成。矿区种类齐全， 以长焰煤、不粘煤和弱粘煤为主，适合煤电化工产业，规划参与疆煤外 送和疆电外送。

伊犁煤田：煤炭资源储量预计 3000 亿吨，主要由伊南、伊北、皮里青和 尼勒克矿区组成，矿区煤炭品种齐全，煤种以长焰煤、不粘煤和弱粘煤 为主。伊南煤田预测煤炭储量 1458 亿吨，适合做化工用煤；伊北煤田预 测煤炭储量 956 亿吨，适合用于工业动力用煤。由于新疆境内流量最大 河流流经伊犁基地，地区水资源丰富，适合实施煤炭属地转化，重点发 展煤制烯烃、煤制天然气、煤制油等现代化工产品。

库拜煤田：煤炭资源储量预计 1370 亿吨，主要由俄霍布拉克、拜城东、 拜城西、阿艾矿区组成。矿区主产优质动力煤、主焦煤、配焦煤，可满 足南疆四地州生活和工业用煤，适合发展煤电和现代煤焦化。

产能增长空间广阔，主要集中于昌吉州、哈密市等地。根据 2022 年 5 月自 治区印发的《加快新疆大新煤炭供应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》 中提出，“十四五”期间新疆煤炭产能要达到 4.6 亿吨/年以上，煤炭产量 4 亿吨 以上，其中大中型煤矿产能占比 95%。 根据自治区发改委公告，截至 2022 年 6 月底，新疆生产煤矿 66 处、产能 3.1 亿吨/年，建设煤矿 29 处、产能 5435 万吨/年（新建矿产能 3295 万吨/年；改 扩建煤矿产能 2140 万吨/年）。从 2022 年上半年产能来看，新疆地区距离 4.6 亿 吨产能目标仍有约 1.5 亿吨产能缺口。同时，新疆作为我国向西开放的前沿地区， 在开放合作中，新疆聚焦油气生产、煤炭煤电煤化工等特色优势产业集群，构建 新疆特色化产业生态体系。在“一带一路”和自贸区建设的加速推进下，中国与 沿线国家能源合作将更加紧密，煤炭销售未来成长空间广阔。 分地区来看，昌吉州、哈密市及伊犁州是新疆主要生产基地，截至 2022 年 6 月，三个地区分别拥有产能 1.5 亿吨、7240 万吨、2590 万吨，其中昌吉州、哈 密市同时贡献未来产能增量，新增待释放产能分别为 2173 万吨、1251 万吨。

3.3.2. 煤价弹性支撑外运规模，中枢抬升助力疆煤外运

疆煤外运成本由坑口及运输两部分组成。从坑口开采成本看，由于疆煤埋藏 深度浅、开采成本低，开采成本具有较强的竞争力。根据新疆采矿权出让收益评 估报告可知，新疆地区吨煤完全成本(开采成本+财务管理+销售费用)在 60-180 元 /吨区间。从运输成本上看，由于我国能源供需存在空间错配，能源主要生产地区 处于西北部，而能源消费地区在东南沿海地区，因此运距拉长导致终端能源成本 边际增加。 价格弹性影响疆煤外运规模。从近年数据来看，坑口通过对比 2016-2023 年 新疆煤炭外运量与秦皇岛港 Q5500 煤价相关性，我们得出当两者正相关性为 0.85， 即在煤价上涨时，疆煤外运更具有弹性。

疆煤外运在甘肃、宁夏、川渝地区有经济可行性。我们以新疆坑口售价+运费 成本为基准，比较当前时间点甘肃、兰州、重庆、襄阳、秦皇岛地区煤价的售价 来计算外运地区的经济可行性。以秦皇岛为例，我们将吐哈煤田作为外运起点， 运输至秦皇岛港，需要途经红淖线、兰新线、包兰线、大秦线等，总运输距离约 3680 公里，按照铁路货运单价 0.2 元/吨公里来计算运费，同时该矿区坑口成本 一般为 150 元/吨，坑口售价为 230 元/吨（截至 11 月 8 日），运输到秦港的总成 本即为 886 元/吨。 因此，如果想要获得与坑口相当的利润率，对应到兰州、银川、重庆、襄阳 及秦港的售价应为 548/641/715/898/966 元/吨，通过对比当前时间点地区售价可 得出疆煤向甘肃兰州、宁夏银川、重庆地区外运存在经济可行性。

煤价长期中枢抬升下，疆煤“保供圈”有望持续扩大。在中东部产量衰减、 供给增速放缓的背景下，疆煤产量占比增加，定价权有望提升。由于我国能源供 需存在错配，疆煤运距拉长导致终端成本边际增加，我们认为长期煤价中枢将继 续上移，而在长期煤价中枢抬升下，疆煤“保供圈”有望持续扩大。

4. 红利可观，弹性可期

4.1. 资产负债表修复，高股息稳健

行业降杠杆明显，资产负债表得到修复。从行业负债率来看，伴随行业煤炭 产量的持续提升，负债率长期呈现先升后降的趋势，2011-2015 年煤炭产量上涨， 煤炭行业通过举杠杆的方式，增加资本开支，新建煤矿扩大产能，为行业过剩和 周期下行埋下伏笔。2016 年 5 月，煤炭开采和洗选业行业资产负债率达到了最高 的 70%。 2016 年后，国家进行供给侧改革，淘汰僵尸企业，化解产能过剩，相继出台 了一系列调控政策，在降低行业风险的同时，企业通过自身资产优化，资产负债 率得到明显修复。2017-2023 年，煤炭产能虽然继续提升，但企业资产负债率呈 现向下趋势，资本开支累计同比并未大幅提升，行业抗风险能力大幅增加。从 2023 年数据来看，1-12 月煤炭行业资产负债率均值为 59.86%，及 2024 年 9 月的 59.78%，均低于 2022 年的均值 61.37%；截至 2024 年 9 月，行业固定资产完成 额累计同比增长 6%，较同期下降 3PCT。

资本开支稳健，货币资金持续提升。自 2017 年起，行业资本开支虽然维持增 加，但占营收的比重仅出现小幅增长，由此带来行业的货币规模持续稳定增长。 在高景气度下，企业不显著加大资本开支比重，一方面留有足够的资金用来持续 提高分红，另一方面也可以避免由于过度投资带来的远期潜在风险。

高比例长协将进一步提升企业盈利稳定性。2017 年后我国煤炭行业已经形成 了长协为主的销售定价模式，2022 上半年，随着新长协机制落地，新机制下基准 价提高，浮动价波动性更小，企业相较于过去盈利中枢大幅提升。在高长协模式 下，行业盈利周期性进一步削弱，煤企整体可持续强、盈利更加确定，优秀的现金 流以及资本开支的下降将有效保障未来的高分红。

煤炭企业分红规模保持稳健增长。23 年样本公司（表 12）综合分红率 48%， 较 22 年提升 4PCT。在保供产能充分释放后，国内煤炭产量明显降速，结合全球 ESG 和双碳大环境下企业投资新矿意愿减弱，中长期供给明显偏紧。同时，行业 资产负债表优化明显，煤企在手现金持续提升，一利五率考核与煤炭投资受限结 合，夯实高分红基础。 截至 23 年底，申万煤炭板块算数平均股息率为 5.4%，降息周期下股息率依 然可观。我们统计了各上市公司截至 2024 年三季度的净现金/净资产，晋控煤业、 潞安环能、陕西煤业分别为 54.1%、47%、30.7%，未来分红有进一步提升潜力。

4.2. 市值管理&增持回购再贷款落地，公司治理结构有望优化

市值管理“十四条”发布，公司治理结构有望迎来优化。近年来，国务院、 证监会等多部门多次提出对上市公司市值管理和分红激励制度，24 年 4 月“新国 九条”颁布，再次重申对分红优质公司激励力度，增强分红稳定性、持续性和可预 期性。未来上市公司或将通过回购、提升分红比例等方式进一步强化市值管理。 2024 年 11 月 15 日，证监会发布《上市公司监管指引第 10 号——市值管 理》，明确上市公司应当聚焦主业，提升经营效率和盈利能力，同时可以结合自身 情况，通过并购重组、股权激励、员工持股计划、现金分红等方式促进上市公司投 资价值合理反映上市公司质量，其中，对于长期破净的公司应制定上市公司估值 提升计划，市净率低于所在行业平均水平的长期破净公司应当就估值提升计划执 行情况在年度业绩说明会中进行专项说明，我们认为政策的推出将进一步推动上 市企业提高经营质量、完善信息披露机制，相关政策或将持续加码，公司估值有 望迎来重塑。

回购增持再贷款落地，板块配置价值凸显。10 月 18 日，中国人民银行联合 金融监管总局、中国证监会发布《关于设立股票回购增持再贷款有关事宜的通知》， 设立股票回购增持再贷款，再贷款首期额度 3000 亿元,年利率 1.75%，期限 1 年， 可视情况展期，21 家全国性金融机构按政策规定，发放贷款支持上市公司股票回 购和增持。在降息周期叠加专项贷工具落地下，我们预计高股息资产有望成为未 来配置主线。根据对煤炭板块公司 24Q3 业绩年化(剔除业绩亏损公司)计算，假设 与 2023 年分红比例一致，对应股息率为 5.3%（截至 24 年 12 月 9 日收盘价）， 明显高于新政策下贷款利率。近来已有中国神华、陕西煤业、中煤能源、兖矿能 源、平煤股份、永泰能源、兰花科创、广汇能源多家上市公司披露增持回购政策， 持续凸显板块投资价值。

加强产业整合，鼓励资产注入。9 月 24 日，证监会发布《关于深化上市公司 并购重组市场改革的意见》，《意见》中指出要鼓励上市公司加强产业整合，支持 上市公司围绕战略性新兴产业、未来产业等进行并购重组。多家煤炭公司发布十 四五末产能目标规划，我们认为在产能规划&政策推动下，未来部分煤企有望开启 资产注入。

晋控煤业

2022 年 6 月，公司公告拟与晋能控股集团、煤业集团重新签署《关于避免同 业竞争的解决方案及签署相关协议的公告》中提出：1）煤业集团&晋能控股集团 直接和间接持有的除晋控煤业及其控制公司外的保留煤炭资产的煤炭销售活动， 均委托晋控煤业进行，保证保留煤炭资产与晋控煤业的主营业务不产生实质性同 业竞争；2）对保留煤炭资产，煤业集团/晋能控股集团将采取积极有效措施，促使 该等资产尽快满足或达到注入上市公司条件，并在满足注入上市公司条件之日起 两年内，采用适时注入、转让控制权或出售等方式，启动逐步将相关资产全部置 入晋控煤业的程序。

甘肃能化

2024 年 1 月，甘肃能化集团发布《甘肃能化集团甘肃能化股份关于协同 推动高质量发展的实施意见》，文中提出到“十四五”末，集团力争煤炭产能 达到 3000 万吨、化工产品产能达到 300 万吨、火电及新能源装机容量达到 300 万千瓦，营业收入实现 300 亿元，利润总额 30 亿元；力争到“十五五” 末，煤炭产能达到 5000 万吨，盈利能力得到显著提升。

兖矿能源

集团煤炭储量丰富，是山东省最大的煤炭生产企业。山东能源集团 除兖矿能源所属矿井外，目前拥有 4 对在产矿井及 3 对在建矿井，其 主要生产矿井包括不粘煤、长焰煤、气肥煤，均属于优质动力煤，具有 “三低三高（低灰、低硫、低 磷、高发热量、高挥发分、高灰熔点）”的 特点。 截至 2023 年，集团除兖矿能源所属矿井外，还拥有煤炭资源储量 175 亿吨， 可采储量达 50 亿吨，核定产能达 9528 万吨，且集团还拥 有 3 对未上市在建矿井， 设计产能合计 1400 万吨。 长期发展规划清晰，远期煤炭增量可观。2021 年兖矿能源发布《发 展战略纲要》，《纲要》提出 5-10 年内原煤产量达到 3 亿吨/年。2023 年，公司商品煤产量为 1.3 亿吨，与目标产量相比仍有提升空间。

4.3. 险资成本下滑，红利资产价值再深化

新 IFRS 法则下，险资配置有望向红利倾斜。IFRS 9 将金融资产从四分类简 化为三分类，摊余成本计量的金融资产（AC）、公允价值计入其他综合收益的金融 资产（FVOCI）、以及公允价值变动计入当期损益的金融资产（FVTPL）。FVOCI 资产类别中，股利收入直接计入损益表，当权益投资工具分类为 FVOCI 终止时， 其计入其他综合收益的累积利得或损失将从其他综合收益中转出，计入留存收益。 因此，保险公司更偏好配置高股息股票，以获取稳定的股息收入。根据证监会 2023 年 8 月 27 日发布《证监会统筹一二级市场平衡 优化 IPO、再融资监管安排》，明 确阶段性收紧 IPO 节奏，严格再融资监管。2024 年再融资项目可能将减少，保险 公司或更偏向加配高股息资产并计入 FVTOCI 账户以抵御市场波动。

为缓解负债成本压力，调降预定利率或为大势所趋。近年来随着我国经济进 入转型期，长期边际资本回报下降使得长端利率中枢持续下行，保险“利差损” 再次扩大。截至 24Q1，保险公司年化财务收益率仅为 2.24%。为缓解负债成本 压力，监管机构已多次调整预定利率， 2024 年，部分险企计划停售 3.0%预定利 率增额终身寿险产品，并推出 2.75%预定利率新产品，在宏观经济不确定性的背 景下，利率水平易下难上，不排除预定利率继续下降的可能。 无风险利率下行阶段，高股息投资价值凸显。自 2020 年起，疫情冲击全球 经济，促使中国采取宽松货币政策，债券收益率出现同步下行。2022 年，一年期 国债收益率降至 1.98%，十年期国债收益率降至 2.77%，同比下降 26.2PCT。尽 管 2023 年市场有所回升，一年期国债收益率微升至 2.11%，十年期国债收益率 略微下降至 2.72%，但两者均维持在历史较低水平。 在无风险利率下行期间，具有“分红稳定+优质基本面”的公司更获险资青睐。 高股息公司长期持股策略通常与固定收益资产类似，股息收益率以国债收益率为 锚叠加流动性、期限等风险溢价。从 19 年以来，无风险利率震荡下行，利好高股 息资产投资。根据我们测算，自 19-23 年底，高分红行业平均股息率排名为：煤 炭（6.09%）>银行(4.98%)>水电（3.14%）>铁路（3.04%）>港口（2.48%）。

从 DDM 视角看煤炭企业估值，分子分母有望迎来共振。分子端：一方面， 国内长协机制的出台为煤企盈利构建稳健安全垫，另一方面，宏观经济恢复伴随 中长期供给不足逻辑未变，煤价中枢有望逐步上行增厚企业利润。同时，在“新国九条”政策下，分红稳定性、持续性和可预期性有望再迎强化。分母端：在当 前宏观经济存在不确定性，利率水平易下难上的环境下，预期回报率下滑带动 DDM 模型分母端贴现率持续降低。在分子分母共振下，煤炭行业投资价值凸显。

4.4. 需求边际改善，煤价弹性可期

供需差收窄，煤价有望释放弹性。我们认为在中东部地区煤炭产量的衰减的 背景下，2025 年国内产量释放有限。同时，在澳煤恢复、海外价格偏弱的背景下， 今年进口已上升至高位，后续在政策、运力&成本等因素的制约下，进口量预计释 放有限。需求方面，在一揽子增量政策的带动下，宏观预期好转将带动下游需求 边际好转，预计 2025、2026 年供需差将逐步收窄，煤价有望开启上升通道。

编辑：火腿肠