2024年煤炭行业2025策略：坚守红利逻辑，顺周期机遇犹存

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： （1） 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。 （2） 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。 （3） 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。 在当前市场环境下，我们继续推荐高长协销售比例的动力煤龙头中国神华、中煤能源和陕 西煤业。三家公司长协比例分别约占 80%、80%和 60%，中国神华煤电港航一体化优势可 以部分对冲煤价下行对盈利的不利影响；中煤能源资产质量不断改善，年度分红比例仅 40%， 低于行业可比公司，今年增加特别分红，未来仍有分红提高空间；陕西煤业煤质较好、成 本较低，有一定盈利弹性，未来预期注入集团火电资产也将增厚公司盈利，且公司承诺 2022-24 年分红比例不低于 60%。

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，推荐关注 首钢资源、山西焦煤、平煤股份。首钢资源煤矿均位于山西主焦煤核心产区吕梁地区，煤 质较好且生产成本较低，相对焦煤联盟公司长协占比更低，在上行周期中或有更好弹性， 且公司常年维持较高分红比例，目前没有额外债务负担；山西焦煤股份及集团拥有国内数 量最多、质量最好的炼焦煤资源，其中华晋焦煤被誉为“中国瑰宝”，所属矿区煤层赋存稳 定，地质构造简单，具有一定开发成本优势；平煤股份为河南产区炼焦煤龙头，焦精煤煤 质较好定价较高，且公司承诺分红比例不低于 60%，目前有股份回购计划在执行。若按照 当前柳林低硫主焦煤价格底部区间 1,500-1,600 元/吨，考虑不同公司证实储量可采年限的 差异以及资本结构的不同，我们测算得到首钢资源、山西焦煤、平煤股份未来十年自由现 金流折现对应的股权价值分别约为 170 亿港币、594 亿元、399 亿元，相对公司当前市值 分别高出 27%、25%和 56%的空间，从长期资源角度看，炼焦煤公司潜在价值仍有上行潜 力。

编辑：火腿肠