2025年中煤能源研究报告：量增价稳显韧性，分红估值有空间

一、 公司概况：国资委控股央企，高分红尚具提升潜力

1.1 国资委控股央企，所属集团规模领先

公司由中国中煤能源集团（国有独资公司）于 2006年 8 月 22日独家发起设立，同年底在港交所上市，2008 年 2月1日于 上交所上市。2009 年至今，公司安太堡井工矿、平朔东露天矿、江苏孔庄矿井改扩建工程、禾草沟煤矿、王家岭煤矿、母 杜柴登煤矿、纳林河二号煤矿、大海则煤矿、里必煤矿等陆续投产放量，2023 年东露天矿、安家岭露天煤矿取得产能核增 批复、增加煤炭产能合计 1000 万吨/年，同时，公司陕西榆林烯烃建设项目、山西平朔2*660MW 和安太堡 2*350MW 低热 值煤发电项目、新建准东五彩湾北二电厂 2*660MW、内蒙古鄂尔多斯蒙大煤制甲醇和图克化肥一期等煤化工和电力项目陆 续建成投产，公司不断扩充优质煤炭资源，深入布局煤化工和煤电项目，逐步实现煤炭+煤化工+电力一体化发展格局。 股权结构方面，公司是由国务院国资委控股的央企，所属集团煤炭资源排名前列。截至 2024 年三季度末，中煤集团持有公 司 57.41%股权，实际控制人国务院国资委通过控股中煤集团分根据公司 2023 年年度报告间接持有公司 52.94%股权。 公司所属的中煤集团旗下拥有三家上市公司，生产规模在我国煤炭集团中排名前五，据中国煤炭工业协会数据，2024 年前 三季度中煤集团产量达20347万吨，同增 1.3%，市占率为5.8%；据公司公告和煤炭工业协会披露数据，中煤能源 2024年 前三季度商品煤产量为 10231 万吨，占集团总产量的 50.3%。

1.2 首次中期分红，提高投资者回报

公司多年维持 30%左右现金分红率，为积极响应国家鼓励上市企业合理提高分红率、强化投资者回报的倡导，2024年中期 公司首次进行中期分红、现金分红率为 30%，假设 2024 年现金分红率按照过去多数年份实施的 30%计算，叠加中期分红 部分，粗略估计全年现金分红率约为45%。假设2024年公司归母净利润同比减少 8.5%至178.8亿元（据本报告预测），全 年现金分红率预计为 45%，截至2025 年1 月16 日，公司股息率约为 5.8%，高于十年期国债利率4.1 个百分点左右，在当 前低利率环境下，高股息企业仍具投资价值。后市动力煤价在长协价和疆煤外运高运价支撑下有望逐渐企稳，而公司业绩 趋稳是保障高分红兑现的关键，且公司分红率相较于可比公司仍有提高空间（2023 年代表性上市煤企平均分红率在50%左 右），在低利率环境延续的预期下，我们认为资源优质、业绩韧性好、高分红兑现率高的煤企仍具备投资价值。

1.2 货币资金增厚，负债结构优化

2016 年，供给侧结构性改革背景下，行业进入边去产能边保供阶段，煤价从历史低点回调至 2012 年左右水平后，呈现区 间震荡走势，公司有息负债率持续下行；2021 年，煤炭供需错配、市场煤价高涨，公司归母净利润和经营活动产生的净现 金流大幅增加，货币资金显著增厚，自 2022 年以来公司使用部分资金偿还大额负债，有息负债规模连续三年下降，共减少 约 324亿元，资产负债结构明显优化，偿债压力显著减小；截至 2024年前三季度，公司资产负债率和有息负债率分别降至 47.08%和 18.02%，货币资金-有息负债额开始转正，当前现金流充裕，债务风险已降至较低水平。

公司财务和利息费用规模和费用率持续下行。随着公司有息负债规模的减少和负债结构的优化，自 2016年以来财务费用和 利息费用率逐年走低，自 2019 年以来的财务费用规模也大幅下降，截至 2024 年前三季度，公司利息费用率降至 1.39%， 费用规模减少至 19.53 亿元。

公司货币资金规模远高于资本支出，实际资本支出在经营活动产生的现金流量净额中的占比也较低，目前货币资金和现金 流较为充裕。2023 年公司资本支出有较大增幅，主要是煤矿项目建设，根据公司 2023 年年度报告，大海则煤矿及配套选 煤厂项目已获批，建设规模由 1500 万吨/年调整为 2000 万吨/年，项目总投资为 170.66 亿元，2023 年完成投资 22.49 亿 元，累计完成投资 169.64 亿元，目前项目已建成投用，同时公司所属东露天矿、安家岭露天煤矿取得产能核增批复，增加 煤炭产能合计 1000 万吨/年。

1.3 合理降本减费，盈利韧性凸显

公司主营业务以动力煤自产销售和买断贸易为主，同时经营聚乙烯、聚丙烯、尿素、甲醇等煤化工产品以及煤矿智能化开 采装备销售。截至24H1，公司煤炭业务营收占比达83%、毛利占比为81%，煤化工业务营收占比约12%、毛利占比9%。

具体煤炭业务中，销售收入主要由自产煤和贸易煤构成，2010-2021 年公司买断贸易煤经营规模持续扩大，贸易煤主要用 于调节供需和利用平台优势扩大整体煤炭销售规模，其在煤炭总销售收入中的占比提高至 50%左右，但由于贸易煤只赚取 短期内的买卖贸易溢价差和小额代买服务费，毛利率较低，因此在公司毛利润中占比极低，据公司公告，2024 年前三季度 自产煤毛利占公司煤炭业务总毛利润的 98.8%（不含小额的进出口及国内代理利润），贸易煤占比仅 1.2%。

公司营收增速和煤炭年均价增速具有高相关性，整体业绩跟随煤炭行业呈现周期性波动。 2002-2011 年煤炭黄金十年，我国 GDP 年均增速超 10%，全社会电力需求上行带动煤炭用量持续增长，2004-2011年公司 营收年复合增速达 26.1%；2012-2015 年行业经历寒冬期，四万亿投资带来的刺激作用退潮，前期大规模新增产能陆续落 地，煤炭产能出现过剩，煤价回调，2011-2015 年公司营收年复合变化率下降 10.1%；2016-2020 年进入供给侧结构性改 革下的过剩产能出清期，煤炭重构供需平衡，处边去高能耗产能边保供阶段，2017 年长协定价模式推出加固了煤价稳定性， 2020 年受疫情影响营收小幅下降，2015-2020 年公司营收年复合增长率达 18.9%；2021-2022 年供需阶段性错配矛盾激化 下，煤价异常高涨，2021 年内蒙受煤管票和安全检查影响产量降幅较大，煤炭经历 3-9 月电力需求高增后供不应求的煤荒 和 10 月增产保供兑现后的重回宽松，2022 年俄乌冲突导致全球能源危机，能源价格联动间接支撑煤价高位，加上夏季用 电旺季逢多地旱情严重影响水电供给，火电需求高增带动煤价呈季节性走高行情，2020-2022 年公司营收年复合增长率达 25.1%；2023 年至今，一方面新长协机制落地稳煤价，另一方面保供落实，国家要求煤炭库存天数拉长，严防“缺煤限电” 再出现，煤炭供需回归均衡，叠加进口煤量高增，供应相对宽松，煤价逐步回落，2024Q1-Q3 公司营收同比下降 10.1%。

从公司业务毛利情况来看，2016-2021 年公司整体毛利率下滑主要系煤炭业务产品结构有所改变，其中贸易煤收入占比不 断提升，而贸易煤毛利率低且受到市场价波动的影响较大，贸易煤业务占比的提高导致公司整体毛利率降幅较大，但单从 自产商品煤来看整体以稳为主，近年来保持在 50%左右。

通过合理的成本管控和降费增效，特别是大额有息负债偿还后，财务费用大幅减少，公司销售净利率和归母净利率呈逐年 上升趋势，截至 2024 年前三季度，公司销售净利率为 13.54%、归母净利率 10.41%，实现归母净利润 146.14 亿元，同比 减少 12.43%，2024 年主要因为市场煤价下跌导致业绩下降，但公司整体盈利韧性较好，降幅在行业可比公司中相对小。 虽然基本面偏宽导致公司煤炭产品价格受压制，但受益于低利率环境下的高股息行情，公司股价仍表现出较好的涨势。

二、 核心优势：规模领先，量增价稳，深耕一体化经营

2.1 煤炭规模属头部梯队，产能稳步提增

公司煤矿资源禀赋优越、储量规模领先，旗下控股的煤矿资源主要分布于晋陕蒙三大产煤大省，生产煤种以动力煤为主， 开采储量中动力煤占比高达近 90%。根据公司公告，截至 2023 年末，公司拥有矿业权的煤炭资源量达 266.48 亿吨，可采 储量 138.71 亿吨，证实储量 49.60 亿吨。公司在煤炭产能产量规模上属国内头部梯队上市煤企，截至 2023 年底，可采储 量处全国领先水平，根据我们梳理的主要上市煤企产能，中煤能源煤炭核定产能位居全国第三，储采比约 83.7 倍，在头部 梯队上市煤企中相对较高，未来产能核增仍有一定空间。

根据公司公告，公司煤炭资源储量中 31.55%来自我国产煤大省山西，在山西省主要上市煤企中，公司自产煤生产规模和包 含贸易煤在内的煤炭总销售规模均处相对领先地位，2024 年前三季度公司煤炭产量超 100 百万吨，销量超 200百万吨。

经梳理，公司并表的在产矿井共 23 座、在建 2 座、暂未启用 1 座，主体开发的山西平朔矿区、内蒙鄂尔多斯呼吉尔特矿区 是国内重要的动力煤生产基地，位于陕西榆林的大型项目大海则煤矿于 2022 年联合试运转（建设规模获批调增 500 万吨/ 年至 2000 万吨/年）、2023 年正式投产，为公司产能规模带来较大增量。截至 2023 年底，公司煤炭核定总产能达18009万 吨，其中，核定在产产能 16569 万吨、在建 640 万吨、未启动项目 800 万吨；权益总产能达 15747.7 万吨，其中，权益在 产产能 14793.2万吨、权益在建产能323.9万吨，在建的苇子沟煤矿（产能240万吨/年）和里必煤矿（产能 400万吨/年） 分别由控股子公司上海能源和中煤华晋管理，预期将于 2026年年中竣工试运转，届时公司权益产能将再提升约 2.2%。

公司另通过参股煤矿公司“中天合创（持股 38.75%）”“华晋焦煤（持股 49%）”“禾草沟煤业（持股 50%）”，联营煤矿项 目 7 座，总核定产能 3210 万吨，权益产能合计 1320.3 万吨。根据公司 2024 年半年报披露数据，2024H1 参股企业中天合 创、华晋焦煤、禾草沟煤业分别实现归母净利润 13.19 亿元、3.23 亿元、6.04 亿元，销售净利率分别为 15.57%、38.84%、 10.89%，根据持股比例、按照权益法核算的对上述联营/合营企业的投资收益达 9.71 亿元，占利润总额的 5.81%。

公司动力煤生产规模逐年扩大，新建核增进程持续推进。2018-2023 年公司自产商品煤产量和销量年复合增速分别达 11.7% 和 11.8%。2019 年，母杜柴登煤矿（600 万吨/年）、纳林河二号（800 万吨/年）煤矿投产运营，小回沟煤矿（300 万吨/ 年）、106 煤矿（180万吨/年）竣工验收，大海则煤矿、里必煤矿等项目稳步推进；2021年，东露天煤矿批复核增产能500 万吨/年，王家岭煤矿核增 150 万吨/年；2022 年，新疆 106 煤矿批复核增产能 60 万吨/年，大海则煤矿取得调整建设规模 的批复，核增产能 500 万吨/年；2023 年，公司年产 2000 万吨优质动力煤矿大海则（国家重点保供煤矿）顺利通过竣工验 收，东露天矿批复再核增产能 500 万吨/年，安家岭露天煤矿取得产能核增批复（500 万吨/年），产能规模再次呈现超 10% 的增长；2025 年，大海则煤矿达产有望带来部分增量；2026 年，在建的里必煤矿（400 万吨/年）和苇子沟煤矿（240 万 吨/年）有望于年中投入试生产，公司产能规模将进一步提升。

2.2 高长协销售模式，平抑市场煤价波动

据公司公告披露数据，公司煤炭产品以动力煤为主，产量中超 90%为动力煤，签署的动力煤长协比例约为 80%，因此销售 煤价较市场煤价波动相对小。2023-2024 年我国煤炭进口量高增、供应偏宽，终端需求较为低迷，煤炭库存高位的基本面 格局下，市场煤价呈现下跌趋势，据 wind 数据，2023 年和 2024 年前三季度秦皇岛港动力末煤价格分别同比下跌 23.99% 和 11.32%，而公司动力煤销售均价同比下跌 14.47%和 5.45%（据公司公告），较市场煤价跌幅相对小。

公司外销煤炭中自产煤和贸易煤大约各占一半，据公司公告，2024 年前三季度自产煤和贸易煤销量占比分别为 48.8%和 49.2%，其余为分部间自用量和进出口及国内代理，公司自产煤和贸易煤售价走势基本趋同，贸易煤因更贴近市价且包含 代买服务费等，较自产煤价略高，但因其利润低且盈利具较大不确定性，公司煤炭业务利润主要来自于自产煤，2023 年和 2024 年前三季度自产煤单吨售价分别为 602 元/吨和 571 元/吨，单位利润分别为 295 元/吨和 284 元/吨，受市场煤价下跌 的小幅影响。

公司自产煤单位生产成本相对稳定，近两年呈现稳中有降趋势。因会计准则调整，2021 年公司将运输及港杂费用从销售费 用转计入营业成本中，使得当年总销售成本增加（2020 年为经 2021 年重述后的值），剔除运费后的单位生产成本有所增加 主要是国家 2020 年出台的阶段性减半缴纳社保费用等疫情防控支持政策 2021 年不再执行，使吨煤人工成本同比增加，此 外，因专项基金费用化使用同比减少以及生产相关零星矿务支出增加等综合影响，使吨煤专项基金结余成本等其他成本增 加。近两年公司积极推动系统降本，同时自产煤产量增加摊薄了材料成本，整体生产成本已呈现下降趋势。

从可比公司自产煤销售利润来看，公司签署的长协比例高、煤价波动幅度相对小，在市场煤价下跌时业绩更具韧性。公司 近两年自产煤单吨利润平均在 290 元/吨左右，在可比的上市煤企中处于中上水平，且利润调整幅度相对小，高长协占比销 售结构在煤价下行期的盈利韧性优势有所显现，我们认为在经济复苏尚不明朗和低利率环境仍将延续的现阶段，对于煤企 而言，稳定的利润和高分红的持续兑现是其主要投资价值所在。

2.3 煤+化工+电力协同发展，构筑利润闭环

公司除了深耕源头煤炭资源开采销售业务外，还拥有成熟的煤化工产线和小具规模的坑口煤电产业，同时继续深入布局煤 炭深加工基地和坑口煤电项目，近年来已形成以煤炭、煤化工、煤矿装备、坑口发电等产业为主营业务的产业格局和以中 煤山西、中煤蒙陕、中煤江苏、中煤黑龙江、中煤新疆五大煤炭及转化基地为依托的区域布局。

深入进行煤炭产业一体化布局有一定成本优势，煤炭深加工基地建设、业务向更高端的煤化工产品延伸也是国家鼓励的发 展方向，同时煤+电的经营模式有助于熨平煤价和电价错位波动带来的盈利不确定性，能够使利润更为充分的兑现，以国电 电力和新集能源披露的 2024 年中期数据为例，煤+电经营模式下折标煤单吨利润相较专营煤电高约 6.45%。

公司煤化工业务方面，产品产能已具有一定规模，产生稳定收入。截至 2024 年上半年，主要经营的四大煤化工产品-聚烯 烃、甲醇、尿素、硝铵控股在产产能分别达 120、365、175、40万吨/年，控股在建产能为聚烯烃90万吨/年、甲醇230万 吨/年，包括参股公司的权益总产能（包括在建产能）合计约聚烯烃 274 万吨/年、甲醇 748 万吨/年、尿素 175 万吨/年、硝 铵 40 万吨/年。 公司较具代表性的项目陕西榆林煤化工一期年产 205 万吨甲醇、60 万吨聚烯烃装置以及配套公用工程，于 2014 年 7 月就 已建成投产；陕西榆林二期煤炭深加工基地项目拟建设规模为 220 万吨/年甲醇、90 万吨/年聚烯烃，同时对现有煤化工一 期工程优化升级，建设 25 万吨/年 LDPE/EVA 延链增链及配套工程项目，规划总投资 238.88 亿元，已于 2024 年 6月全面 启动主体装置建设，计划 2026 年年中交工。此外，旗下鄂能化“液态阳光”项目正加快建设，项目总投资 44.74亿元，拟 新建 625MW 风光发电、2.1 万吨/年电解水制氢、10 万吨/年 CO2 加氢制甲醇（含 15 万吨/年 CO2 捕集及精制）。

公司新建的陕西榆林煤炭深加工项目定位高密度聚烯烃产品，以高端产品进口替代为主要方向，项目建成后，煤化工产品 生产线将增加至 6条，新增聚烯烃产能90万吨/年，经济效益相较在产的榆林煤制烯烃一期项目整体抬升，其中单吨投资、 综合能耗、吨烯烃煤炭耗量和项目毛利率等指标均有明显提升；同时较可比的新建项目“中国神华包头煤制烯烃升级示范 项目”和“宝丰能源内蒙古 260+40 万吨/年“绿氢+煤”制烯烃”，在综合能耗、能源转换效率等方面有一定优势。

公司煤化工产品销量呈现逐年稳步增加态势，其中聚烯烃、尿素和甲醇贡献主要收入，但甲醇产品以内部自用生产烯烃为 主，据公司公告，2023 年和 2024 年前三季度甲醇分部内自用占比超 98%，因此煤化工业务利润主要来自聚烯烃、尿素和 硝铵，2024 年尿素市场供应相对偏宽、价格下跌，公司尿素销量和售价同比下降导致煤化工业务整体利润同比有所减少。

2023-2026 年聚烯烃进入到新一轮投产高峰期，新增装置以大炼化项目为主，生产利润被压缩至低位，目前煤制烯烃是利 润相对最高的生产路径，据 wind数据和公司公告披露信息测算，2024年外购煤制聚乙烯工艺成本约7292元/吨，利润率在8.4%左右，而自产煤制聚乙烯的成本约 6038 元/吨，利润率约 24.1%；外购煤制聚丙烯工艺成本约 7087 元/吨，利润率约 2.2%，自产煤之聚丙烯成本约 5991 元/吨，利润率约 17.3%。上下游一体化经营可大幅降低煤化工产品生产成本，公司自 产煤制聚烯烃的成本优势显著。中煤能源制聚乙烯的销售成本和以自产煤成本代入煤制聚乙烯公式计算的生产成本较外购 煤制 PE 均有明显优势，根据公司公告披露的数据测算，自产煤制 PE 的生产成本约 5311 元/吨、利润约 2649 元/吨，成本 较外购煤制 PE 降低约 1981 元/吨；自产煤制 PP 的生产成本约 5450 元/吨、利润约 1798 元/吨，较外购煤制 PE 单位成本 降低约 1637 元/吨。

电力项目方面，煤电业务已小具规模，开始布局新能源发电项目。公司积极推进中煤特色“两个联营”建设，积极打造 “煤炭-煤电-煤化工-新能源”致密产业链，重点建设山西、新疆、江苏等大型坑口燃煤电厂和低热值煤电厂，截至 2024年 上半年，已并网发电的煤电项目有 2 个，并网权益装机规模 1094MW；在建的煤电项目 2 个、权益规模共 1677MW，其中， 安太堡2×350MW 低热值煤发电项目即将实现“双投”，乌审旗2×660MW 煤电一体化项目推进中，计划 2026 年12月首 台机组投产，据鄂尔多斯市人民政府披露，项目全部建成后，年发电量可达59.4 亿千瓦时，供电量可达 55.9 亿千瓦时。 公司煤矿分布地域广阔、拥有丰富的地上资源，可充分利用闲置土地发展新能源产业，同时公司煤电产业和煤化工产业可 支撑能源消纳的条件，具备发展多能互补能源基地和“源网荷储一体化”的优势。新能源发电项目方面，新能源示范基地 一期 263MW 项目投产后效益良好，二期 132MW 项目进入加速建设阶段，同时，中煤平朔集团 100MW 农光互补及后续合计 260MW 光伏项目正在加快建设中。

从主要上市煤企各业务占比结构来看，多家煤企布局有煤+电+煤化工业务，从经济效益的角度来说，煤电一体化发展企业 可向自有电厂供给内部煤炭，保障高比例长协煤的兑现，从而熨平煤价波动过程中公司电力业务和煤炭业务的利润，化解 “煤电顶牛”的价格矛盾和利益冲突，实现煤电业务的双赢。由于火电-燃煤发电中的燃料成本占比高，因此火电成本对煤 价波动具有较高敏感性，煤炭和火电业务的利润存在较高关联的互补性，且因电价较煤价调整具有一定滞后性且可调整幅 度相对小，因此存在“煤电顶牛”的问题（即市场煤价和计划电价间的利益冲突，煤价波动造成的煤企和电力企业利润跷 跷板式震荡），从动力煤市场价和 CS 火电板块归母净利润走势可见，两者呈现较为明显的负相关性。 我们粗略计算煤电一体化运营在煤价下跌过程中减少的亏损额：假设一个季度煤价下跌 50 元/吨，电价调整较煤价滞后， 假设该季度保持不变，单度电耗煤 292 克（据国电电力公告），中煤能源已并网发电容量 2020MW，以季度平均利用 1305 小时计算（按照中国神华披露的2023 年煤电利用小时数除以 4计算），则一个季度发电量对应的耗煤量约77万吨，煤价下 跌 50 元/吨可使得公司发电耗煤成本减少 3850 万元，弥补部分因煤价下跌带来的煤炭业务亏损。

三、 行业层面：基本面预期偏宽，静待经济政策生效提振需求

3.1 煤炭-动力煤： 2025 年保供稳价为主，基本面偏宽但价格下方空间有限

2024 年动力煤市场价整体下行，据 wind数据，2024 年 12 月动力煤月长协价在 696 元/吨（2025 年 1 月为 693 元/吨），接 近 675 元/吨的港口基准价，下游火电旺季需求不及预期，非电煤按需采购，电厂和港口煤炭库存高位，供应相对宽松，年 初至今(2024 年 12 月 9 日)秦皇岛 Q5500 动力煤均价同比下降 12.8%，年内各季度价格同环比均有所下降。 回顾 2024 年动力煤市场价走势：1-2 月冬季用煤高峰、库存走低、煤价持稳，春节假期阶段性补库推动煤价小涨；3-4 月 进入淡季，气温回升、居民用电回落、煤价下行，5月在铁路优惠政策助推下，下游提前备货，叠加旺季行情将至，煤价回 升；6-8 月夏季用电高峰，但因南方地区降水充沛、水电贡献高增挤占部分火电需求，动力煤耗量不及预期，煤价未出现反 弹；9 月“秋老虎”天气，南方多地持续高温，三峡水库出库量回落，火电发电量同比增幅超预期，动力煤价回涨；10 月 以来，随着耗电旺季结束，重点电厂和港口煤炭库存走高，煤价再次回落；11 月下旬以来，因暖冬影响（据国家气候中心 发布的今年冬季气候趋势预测，全国大部气温接近常年同期或偏高），供热耗煤需求一般导致煤价继续走低。

预期 2025 年基本面略走弱、供应相对偏宽，动力煤价中枢稳中小降：展望 2025 年，保供稳价仍是行业主旋律，供应趋于 宽松或使煤价中枢小幅下移，但在长协价和疆煤外运高成本支撑下，价格下方空间有限，可能存在的极端天气导致的供需 失衡仍会推动煤价阶段性走高。 供应端，2025 年国内供给增量主要来自山西煤矿恢复正常生产水平（据国家统计局，2024 年前 10 月山西原煤产量共减少 7468 万吨），进口方面，预期从蒙古、澳大利亚和美国的进口动力煤量继续呈较高增速，俄煤进口量同比转正，在进口煤 维持价格优势的情况下，2025 年我国进口动力煤量或仍将保持增长。 需求端，电煤需求和 GDP 高挂钩、增速相对稳定，非电煤下游冶金、建材水泥等在国内系列经济和地产利好政策落地后， 需求降幅有望收窄，化工用煤仍有望保持强劲增长。综上判断，2025 年动力煤或将供需齐增态势，虽然供应增速可能快于 需求增速导致预期供需差有所扩大、煤价中枢存在继续下移的潜在压力，但在 675 元/吨的长协基准价和疆煤外运高成本支 撑下，预期煤价中枢将保持坚挺，在不考虑极端天气和大型煤矿安全事故发生的情况下，预期 2025 年动力煤价格中枢在 800 元/吨左右，较 2024 年全年煤价均值同比下降约 6.4%。

3.2 煤化工-聚烯烃：正处产能释放高峰期，等待宏观政策生效提振需求

2024 年聚烯烃整体走势震荡偏弱，一季度油价受地缘政治影响震荡上行，聚烯烃成本支撑偏强，但因消费淡季和春节后累 库压制了价格上行空间；二季度消费旺季“金三银四”的到来对需求起到一定提振，同时聚烯烃进入检修高峰期，供给压 力减小，叠加 5 月支持政府收储、保交楼、降低首付比例和住房贷款利率等利好地产的政策频出提升市场情绪，推动烯烃 价格上行；三季度聚烯烃检修量回落、国内产量增加，叠加进口量出现高增使供应相对承压，同时市场交易特朗普行情和 美国经济衰退预期下的基本面疲软担忧，油价大幅下跌，导致聚烯烃成本端支撑趋弱；四季度初，强预期和弱现实交织，9 月底-10 月初降息降准等刺激经济修复和降低存量房贷利率等利好地产的一揽子政策密集出台，市场交易情绪高涨带动商品 价格走高，但因终端需求跟进仍显乏力，政策落地效果仍待进一步验证，导致商品价格再度回落；10 月底-至今，国内“以 旧换新”等鼓励消费政策推进、终端家电汽车需求回暖，非常规季检修量超预期使供应收缩，基本面边际修复推动烯烃价 格阶段性回涨，但 12 月存量检修装置重启和在建产能投产逐步兑现导致供应压力增大，聚烯烃价格再度走弱。

聚乙烯 PE 和聚丙烯 PP 走势趋同，而两者价差（聚乙烯-聚丙烯，L-P）走高主要由投产周期差异引起，2022 年以来PP 产 能增速持续快于 PE，导致 LP 价差扩大，2025 年 PE 计划投产的产能增幅显著增加，LP 价差可能呈收窄态势。2025年全 球聚烯烃产能投放基本集中于中国大陆，我国 PE 将进入投产高峰期，PP 仍将处于较高速的扩能期，国内聚烯烃或将进入 中长期供应偏宽松的局面，而需求端以刚需为主，基本面偏弱或对价格形成一定压制。

聚乙烯国内产能持续释放，国产化率加速提升，下游传统消费品以刚需为主，2025 年一揽子利好经济的宏观政策逐步发力， 地产等消费有望边际回暖，或有望提振PE 需求。 供给方面，随着我国大炼化时代的开启，叠加提振内需等宏观经济政策催化，国内聚烯烃产能持续攀升。据卓创资讯预测， 2024 年中国 PE 总产能将增至 3395.8 万吨，五年内累积新增产能达 1490 万吨、复合增长率达 12.25%；综合考虑按计划 于 2025 年投产产能和原定 2024 年投产现推迟至 25 年投产产能情况，2025-2026 年我国聚乙烯将迎来产能释放高峰期， 据金联创预测，2025年我国共有 14套装置计划投产，涉及新增产能934万吨/年；2026年共有 9套装置计划投产，涉及新 增产能 640 万吨/年，我们假设实际投产 75%，2025-2026 年国内将有 1180.5 万吨/年聚乙烯产能计划投放市场。根据百川 盈孚数据，2024 年前十一个月我国聚乙烯进口量约 1258 万吨，表观消费量共 3694 万吨，按照进口量/表观消费量计算的 进口依赖度约 34%，尚有一定国产替代空间，未来随着国内聚乙烯产能持续释放，国产化率将加速提升。 需求方面，传统农膜、管材型材等仍将以刚需为主。PE 多用于薄膜制品，其消费量占聚乙烯总需求的一半以上，薄膜制品 多作为一次性消费品，主要应用于日常生活以及农业等领域，具有一定的刚性，但整体需求量持稳，增速放缓；其次为中 空容器、注塑、管材型材等，主要应用于日常生活和地产行业，2024 年受基建和地产成交低迷影响，管材型材等需求有所 下滑，2025 年一揽子利好经济的宏观政策逐步发力，地产等消费有望边际回暖，或有望提振 PE 需求。

聚丙烯产能继续扩张、供应相对充足，新兴领域新能源车、高端医疗器械对改性PP 需求增速可观，整体需求稳中小增。 供给方面：聚丙烯产能或将持续扩张。近年来我国聚丙烯进入产能持续扩张期，规模不断攀升，目前国产替代率已超 90%， 根据新建装置投产计划，2024-2026 年我国仍将处于聚丙烯装置扩能的高峰期，前期大量新增产能的释放可能会使市场供 应保持较为充足的状态，2025 年计划投产产能共计 180 万吨左右，但部分项目可能会受到宏观经济等因素影响，延期概率 偏大，并且 2025 年随着装置检修结束和新装置的稳定运行，场内供应或将进一步增加，供应压力可能在年初再度回升。 需求方面：聚丙烯需求结构较稳定，传统塑编、薄膜以刚需为主，改性 PP 在新能源汽车和高端医疗器械领域增势较好。 下游传统行业中塑编、注塑、无纺布、薄膜等领域的需求增长可能会继续缓慢跟进，对聚丙烯市场或将维持刚需，塑编和 BOPP 膜是 PP 消费中占比最大的两个领域，塑编行业正处去产能阶段，对 PP 的需求可能边际减少；BOPP 膜行业仍处扩 张期，下游电商消费旺盛带动我国快递业务增量明显。在“以旧换新”等政策刺激下，以及东南亚国家经济增长带来消费 品进口需求高增，我国汽车、家电等领域内需和出口均呈现较好的增长态势，对聚丙烯的消费呈现良好的增长态势，同时， 新兴领域如新能源汽车、高端医疗器械等对聚丙烯的需求有望保持较快增长，例如新能源汽车的发展将带动车用改性聚丙 烯的需求增加，如用于汽车内饰、保险杠等部件的制造；高端医疗器械领域对高纯度、高性能的聚丙烯材料也有一定需求。

编辑：火腿肠