2025年煤炭开采行业分析：澳大利亚煤炭产业发展趋势

一、清洁能源政策限制下的煤炭出口大国

1.1 后能源转型时代的煤炭出口大国

自 2000 年以来，澳大利亚的人口持续稳定增长，从 2000 年的约 1900 万增至 2023 年的约 2670 万。从 2001 年到 2005 年，澳大利亚的人口增长主要得益于国内经济的稳定发展，特 别是资源开发和初级产业的持续推动，为本地创造了大量就业机会，吸引了国外劳动力的流 动。从 2006 年到 2010 年，人口增长率开始加速。尽管 2008 年全球金融危机对全球经济 造成了广泛影响，但澳大利亚凭借其强大的资源行业基础，相对较少受到影响。此外，政府 在这一时期推出了一系列促进移民的政策，包括放宽技术移民和学生签证政策，直接促进了 人口的快速增长。从 2011 年到 2015 年，澳大利亚人口持续稳定增长，澳大利亚经济开始 多元化发展，服务业和高科技产业逐渐成为经济的新支柱。同时，政府增加了对家庭福利和 公共服务的投入，提高了居民的生活质量，进一步吸引了来自亚洲和欧洲的高技能人才移民。 2016 年后，尽管全球面临 COVID-19 疫情的挑战，澳洲政府在疫情期间实施了严格的边境 控制措施，但为已经居住在澳大利亚的外国人提供了一定的居留便利。此外，澳大利亚医疗 健康系统的高效应对也提升了其国际形象，使得在疫情后期，澳大利亚能够较快地恢复到正 常的移民接纳水平。

自然资源和出口驱动下带来的 GDP 持续增长。从 2000 年到 2023 年，澳大利亚的 GDP 从 4000 亿美元增长到 2023 年的 17410 亿美元，呈现出明显的增长趋势。21 世纪初，澳大利 亚经济持续增长部分得益于其丰富的自然资源和对外贸易的增加。进入 21 世纪，澳大利亚 经济保持了稳定的增长态势。特别是在全球经济整体向好的背景下，澳大利亚通过其丰富的 自然资源出口，尤其是矿产和能源的大量出口，成功地推动了其经济的增长。在这一时期， 政府的经济政策也倾向于支持商业扩张和消费者信贷，从而进一步促进了国内消费和投资的 增长。尽管 2008 年全球金融危机导致了世界许多国家的经济衰退，澳大利亚却显示出了显 著的经济韧性。GDP 增长率达到了 1.89%，这一表现部分得益于澳大利亚政府迅速而有效 的财政刺激措施以及其银行系统的稳健。此外，中国对原材料的持续需求也支持了澳大利亚 的出口行业，尤其是矿业和能源部门。在金融危机后，澳大利亚经济进入了恢复期，但这一 时期的增长出现了一些波动。这些波动反映了全球市场的不确定性、商品价格的变动以及国 内外政策的调整。尽管如此，澳大利亚经济整体上保持了增长趋势，政府继续推动结构性改 革，包括劳动市场的灵活性改善和税制改革，以适应日益变化的全球经济环境。2020 年， 新冠疫情对全球经济构成了前所未有的挑战，澳大利亚也不例外。GDP 增长率下降到-1.7%， 经济活动因封锁措施和国际边界关闭而大幅缩减。尤其是服务业和旅游业遭受重创。政府实 施了大规模的经济刺激措施，包括直接财政援助和货币政策的宽松，以缓解疫情对经济的影 响。随着疫苗的普及和疫情控制措施的逐步放宽，澳大利亚经济开始逐步恢复。展望未来， 澳大利亚面临着重新平衡其经济结构、促进可持续增长以及增强经济抵御外部冲击能力的任 务。政府和私营部门可能需要加强对技术创新和绿色经济的投资，以应对全球气候变化的挑 战，并推动经济向更高效、更环保的方向发展。

一次能源消费量增速呈下降趋势，维持增长态势。在 1965 年至 1980 年期间伴随着工业化 进程和国家经济快速发展，澳大利亚能源消费快速增长，年均增长率维持在 4.7%上下。而 在 1980 年至 2000 年期间增长速度放缓，年均增长率降至 2.1%上下的水平，该增速下降可 能与能源政策向效率和环保转变有关。进入 21 世纪，在可再生能源和清洁能源技术的发展 导致能源结构逐步调整的背景下，年均增长率进一步下降到 1.1%。

从静态结构看，澳大利亚化石燃料消费处于绝对地位。2023年化石燃料占一次能源比重85%， 化石燃料在一次能源消费中占主体地位，是澳大利亚能源消费的主体与支柱。而新能源（风 电、光伏）、水能、核能等清洁能源在能源消费结构中占比较低，合计共占 15%。 从动态结构看，煤炭消费量下降，可再生能源占比显著提升。自 1990 年起，澳洲煤炭消费 量在 2008 年以前保持持续增长，直至 2008 年达到 2.44EJ 的峰值，而天然气的消费则保持 了持续增长。石油消费也保持了一定的增长持续性，至 2018 年左右达到高位 2.19EJ，与之 相对的，可再生能源的消费在 2018 年以前的较长时间都增长缓慢，在 2018-2023 年间由 0.48EJ 快速增长至 0.9EJ。

澳大利亚煤炭出口比例在过去二十年呈现出显著的扩张趋势，凸显其全球能源供应体系中 的重要地位。2000-2020 年间，澳大利亚煤炭出口量从不足 6 EJ 持续攀升至 9EJ 以上，而 同期国内消费量始终维持在1.6-2.5 EJ区间波动。这一分化趋势推动其煤炭出口占比从2000 年的不足 70%提升至 2020 年的 80%以上，反映出澳大利亚能源结构的出口导向型特征持 续强化。与此同时，其煤炭出口在全球煤炭贸易市场中维持了较为重要的地位，基本维持在 25%-30%的占比。作为资源出口大国，其煤炭出口的提升既受益于新兴市场能源需求增长， 也得益于国内政策对资源出口的战略性支持。

1.2 尽管煤价在 2022 年显著上涨，但资本开支仍难恢复

近年来，受国际经济形势与国际煤炭供需变化影响，澳大利亚煤炭价格呈现较为明显的波 动，受通胀影响，煤价中枢呈抬升趋势。

1. 2008-2011 年，金融危机后与 2010 年前后高点：2008 年全球金融危机后，煤价一度下 跌，但在中国及印度等新兴市场需求增长的带动下，煤价迅速反弹并于 2010-2011 年达到 高位（约 130 美元/吨左右）。这一时期的主要驱动力是中国的强劲需求（基建、工业用能增 长）、印度需求快速增长以及气候因素、煤炭产业投资周期等多重影响，市场供应略显紧张。

2. 2011-2017 年，长期供应过剩与价格走低：由于前期煤炭市场繁荣，矿企大量投资扩产， 导致供应在 2011 年之后持续增加，远超过需求增幅。价格从 2012 年起持续走低，至 2016 年前后降至 50-60 美元/吨的区间。这段时间也伴随着全球对煤炭环保问题的关注加剧，一 些国家逐渐放缓对煤炭的新增需求，市场对煤炭作为主体能源的地位产生质疑。

3. 2017-2019 年，供需形势有所转变，煤炭价格回升：随着部分低效产能退出以及对优质煤 种需求的增加，供需逐渐再平衡，价格从低位反弹并在 2017-2018 年回升到 100 美元/吨以 上。同期，中国、印度等亚洲国家的能源需求依旧旺盛，对海运煤进口保持一定规模。

4. 2019-2020 年，美国页岩油气冲击煤炭需求，疫情初期经济下行进一步拉低煤价：2019 年，受美国页岩油气冲击以及欧美环保政策影响，欧盟、美国燃煤发电量大幅下降，煤炭需 求收缩，国际煤价降幅明显。2020 年初新冠疫情爆发，对全球经济造成冲击，煤炭价格短 暂回落至低位（50 美元/吨上下）。随后，随着全球逐步复工复产，加上部分产煤国受疫情影 响供应受限，价格开始回升。

5. 2021-2022 年，供应紧张与地缘政治冲击后价格快速上涨：本轮上涨由多种有利价格的 因素催化，包括拉尼娜（La Niña）极端天气对澳洲和印尼等主要出口国的生产和运输造成 干扰；印尼一度颁布煤炭出口禁令，进一步加剧国际市场供应短缺；中澳关系变化、部分阶 段的中国进口限制也在一定程度上扰动了市场流向；俄罗斯-乌克兰冲突导致欧洲天然气供 应紧张。在此阶段中，全球能源价格全面飙升，动力煤在电力生产中的“替补”作用更加突 出，煤价一度飙升至历史高位（约 400 美元/吨）。

6. 2023 年之后的价格回落：截至 2024 年 6 月，纽卡斯尔 6000 煤价从高位回落到 140 美 元/吨左右，而在 2025 年 3 月则进一步回落至 100 美元/吨左右，但仍然高于长期历史平均 水平。影响价格回落的因素包括如全球经济复苏不平衡，需求增速放缓；中国对澳煤的进口 限制逐步松动（“中国解除澳煤进口禁令”），但需求端并未如疫情初期后般强劲反弹；部分 地区极端天气缓解，供应恢复。另一方面，市场对煤炭供应存在结构性短缺的担忧依旧存在， 尤其在可再生能源尚未完全替代煤炭发电的过渡时期。再加上地缘政治不确定性，煤炭价格 中枢有可能继续维持在高于历史均值的水平。

资本开支与煤价关联明显，但近年来资本开支远未达前高水平。整体来看，澳洲煤炭勘探开 支与资本开支在 2011-2012 年煤价高位时左右达到峰值，随后在煤价下行期逐步下降，并 在 2016 年触及低点。2017 年至 2022 年间，随煤价回升，勘探支出与资本开支有所回升， 但基于 ESG 政策对煤炭企业在借款、开采、环保等领域的多重限制，澳洲煤炭行业整体水 平仍远低于 2011 年的高峰。

海外煤炭新增产能集中于澳大利亚，且项目建设进度较慢。根据 IEA 统计的 2024-2028 年 海外新建、扩建煤矿的情况，多数产能集中于澳洲（一些出口导向型国家(例如印度尼西亚) 的项目公布缺乏透明度，因此部分产能数据可能遗漏）。澳洲原定于 2025、2026 年投产的 产能分别为 9400 万吨/年、5810 万吨/年，然而，项目符合进度的分别只有 1150 万吨/年、 900 万吨/年。而根据 IEA 的过去的数据，进度落后的项目取消的可能性是较高的，主要有 三个原因：首先，许多项目多年来没有任何进展，可以被视为搁置；其次，在气候政策推进 的背景下，一些国家限制煤炭开采项目进展甚至实施禁令，澳洲的 ESG 相关政策对煤炭项 目的限制就是其中的代表；最后，不及进度项目更容易受到政府的干预，因为在项目审批阶 段政府的影响更大。

尽管近几年澳大利亚煤炭企业盈利颇丰，但部分煤炭企业基于环保战略剥离煤炭资产，而致 力于扩张的煤炭企业也更倾向于收购运营矿井，而非新建矿井。在近几年的能源危机后，部 分煤炭生产商积累的充裕现金流（high cash flow accumulation），叠加同业机构降低煤炭风 险敞口（risk exposure reduction）的战略需求，共同驱动矿业并购活动显著加速。然而，出 口导向型煤矿的盈利能力仍呈现显著波动性，其收益结构高度依赖国际市场价格波动。值得 注意的是，煤炭行业资本配置正面临多重约束：股东、金融机构、保险公司及公众对煤炭资 产的抵触情绪持续升温，其中针对动力煤项目及高煤炭风险企业的反对尤为强烈，而对冶金 煤投资的抵制强度相对缓和。这来源于政策与市场机制形成双重压制：其一，西方国家气候 目标在需求侧收缩施加长期压力；其二，ESG 导向的融资约束使碳密集型项目融资成本溢 价攀升，而保险覆盖缺位则加剧运营风险。在此背景下，煤炭企业更倾向于投资既有资产以 维持市场份额（如必和必拓、英美资源加速剥离煤炭资产），而钢铁企业通过上游整合（如浦项制铁收购昆士兰冶金煤矿权）对冲供应链不确定性。

二、煤炭生产出口保持稳定，贸易结构经历重组

2.1 2020 年后，澳大利亚煤炭价格波动明显，但产量及出口量保持稳定

澳大利亚的煤炭生产方式以露天开采为主，且产地高度集中。自 2010 年以来，露天矿（Open cut）一直是澳大利亚主要的开采方式，其占比在过去十余年持续上升，至 2023 年已超过 80%，而井工矿（Underground）的产量相对较小且变化不大。这一趋势主要受采矿成本、 资源禀赋以及政策监管等因素影响。露天开采通常成本较低，且适用于澳大利亚广阔的矿区， 使其成为行业主流。与此同时，澳大利亚的煤炭产地高度集中，煤炭生产几乎全部集中在新 南威尔士州（New South Wales）和昆士兰州（Queensland），其中昆士兰州的产量占比最 高，新南威尔士州次之，而其他州如西澳大利亚、南澳大利亚和塔斯马尼亚的煤炭产量极少。 这一格局主要受资源分布、基础设施以及市场需求的影响。新州和昆州不仅拥有丰富的煤炭 储量，还具备完善的港口和铁路运输体系，便于煤炭出口到亚洲市场。此外，这两个州的煤 炭行业政策相对成熟，吸引了大量投资。

澳大利亚煤炭产量近年来保持相对稳定，商品煤年产量维持在 4 亿吨左右。自 2010 财年以 来，澳大利亚商品煤产量总体维持在较高水平，波动幅度有限，显示出较强的供应稳定性。 尽管在个别年份受到市场需求、政策调整或天气因素影响，商品煤产量同比增速有所波动， 但整体上并未出现大幅下滑，且在 2023 财年后呈现回升趋势。此外，澳大利亚煤炭的洗选 率长期稳定在 75%-80%区间，煤炭加工环节保持稳定，保证了商品煤的供应质量。原煤 （Black, raw）与可销售煤（Black, saleable）之间的比例波动不大，尽管行业在部分年份 面临成本上升、环保政策收紧等挑战，基于其成熟的煤炭产业链，仍表现出较强的市场适应 能力。

澳大利亚煤炭产量和出口量在过去几年总体保持波动较小，显示出较强的供应稳定性。澳大 利亚煤炭产量自 2019 年的 4.5 亿吨逐步增长至 2021 年的 4.8 亿吨，而后在 2022 年下降至 4.4 亿吨，并在 2023 年维持这一水平,出口量则基本维持在 3.4-4.0 亿吨之间。2022 年和 2023 年煤炭产量下降的主要原因包括全球能源市场的不确定性、极端天气影响以及澳大利 亚国内政策的调整。首先，全球能源供需格局在俄乌冲突、国际贸易变化等因素影响下出现 波动，导致澳大利亚煤炭出口需求在短期内受到一定抑制。其次，由于拉尼娜气候带来的影 响，澳大利亚东部煤炭主产区在 2022 年遭遇强降雨和洪水，影响了部分煤矿的生产和运输 能力，进而拖累了全年产量，在 2023 年后，部分煤炭公司对矿区排水、抽水等基础设施进 行升级。澳大利亚在 2022-2023 年的供应下降也是国际煤炭价格上涨的主要因素之一。

本轮煤价上涨始于 2021 年，疫情封锁结束后的需求复苏带动了第一轮煤价上涨。以纽卡斯尔港报价为基准，2020 年 3 月至 9 月受全球疫情封锁冲击，价格从 80 美元/吨暴跌至 48 美 元/吨，创十年新低；但随着 2021 年亚太经济复苏及极端天气引发的能源短缺，价格于 2021 年 9 月快速反弹至 180 美元/吨，同时，中国国内也在夏秋季出现了“用煤荒”，秦港煤价一 度上涨至 2500 元/吨的历史高点。 在气候因素与政治事件的双重作用下，澳大利亚煤炭价格在 2022 年一度到达历史高点，在 2023 年下跌后仍维持高位。2022 年俄乌冲突爆发后，欧盟对俄煤禁令触发全球供应链重 构，叠加印尼出口限制政策，以及澳洲在拉尼娜气候下的供应不足，纽卡斯尔港 6000K 动 力煤价格于 2022 年 9 月飙升至 460 美元/吨历史峰值。此后，尽管 2023 年全球天然气价格 回落缓解替代需求，但澳洲高卡煤因碳强度低、热值高的特性，在亚太高端市场仍维持溢价， 2023 年 9 月价格稳定在 210-230 美元/吨区间，较疫情前仍高出 160%。值得注意的是，本 轮煤价上涨的重要原因在于俄乌冲突后的欧洲煤炭需求大涨，而欧洲的动力煤需求则集中于 高卡煤，因此，在 2022 年，纽卡斯尔 6000 与 5500 的比价关系发生了短期脱钩，直至 2023 年 3 月后才逐渐回归正常。 2024 年冬季后，澳洲煤价呈下行趋势。基于全球的经济复苏不及预期，以及中国作为世界 最大煤炭消费国的高库存，中国北港煤价在 2024 年 10 月后明显承压，该下行趋势进一步 传导到进口澳煤，并逐步放大到国际煤炭市场。进入 2025 年后， NEWC 6000 的价格持续 下跌，由年初的 122 美元/吨跌至 2025 年 3 月的约 100 美元/吨（此时 NEWC 5500 约为 73 美元/吨，秦港 5500 约为 695 元/吨），已经回到了 2021 年 5 月的价格。

2.2 2020-2023 年，澳洲煤炭出口结构经历重塑

澳大利亚在全球煤炭贸易中占据重要地位，长期以来是全球主要的煤炭出口国之一，尤其在 炼焦煤和动力煤市场均具有显著的市场份额。澳大利亚在全球炼焦煤出口中占据较高比重， 2010 年至 2023 年期间，其出口量基本维持在全球炼焦煤出口总量的 50%以上，虽然近年 来占比有所波动，澳大利亚凭借其高质量的硬焦煤资源，但仍保持在全球市场的主导地位。 另一方面，澳大利亚在全球动力煤出口市场也是主要出口国之一，占比约为 15%-20%之间， 近年来保持相对稳定。澳大利亚的动力煤主要出口至日本、印度、韩国和中国等国家。总体来看，澳大利亚凭借其丰富的煤炭资源、稳定的供应体系以及较高的煤炭品质，在全球煤炭 贸易市场中占据举足轻重的地位，未来其在国际煤炭市场的影响力仍有望持续。

2020 年四季度后，中国停运澳洲进口煤，对中国出口受阻对澳大利亚煤炭造成了显著影响。 2022 年，澳大利亚煤炭出口量降至十年来最低，不足 3.5 亿吨。这一数据比往年有明显下 降。失去了中国这一最大的煤炭进口国以后，澳大利亚不得不寻找其他市场。尽管日韩印等 国弥补了一部分空白，在一定程度上缓解了澳大利亚损失，但失去中国市场依然对澳大利亚 的煤炭出口造成了冲击。 对中国进口而言，印尼、俄罗斯、加拿大、哥伦比亚和蒙古（通过陆路运输）迅速填补了澳 大利亚留下的空缺。与此同时，中国多元化了其煤炭进口，特别是在炼焦煤贸易方面减少了 对单一来源的依赖。

在结束了 2020-2022 年对中国出口低迷之后，澳大利亚的煤炭对中国出口从 2023 年开始 逐步恢复。对比 2024 财年与 2020 财年，基于中国电力需求的快速扩张及电煤保供的相关 政策要求，2024 财年澳洲对中国的动力煤出口已完全恢复至 6450 万吨，甚至高于 2020 财 年时的出口量 5180 万吨。另一方面，澳洲对中国炼焦煤的出口则维持低位，2020 财年澳 洲对中国出口 3390 万吨，2024 财年仅为 440 万吨，日本、欧盟等进口国对澳洲的焦煤进 口份额增长较为明显。中国的地产行业下行压制钢铁及炼焦煤需求，以及蒙古焦煤对中国出 口的大幅增长，导致中国对澳洲焦煤的进口依存度明显下降。

中国焦煤进口结构重塑。自 2021 年起，中国对澳洲的焦煤进口显著下降，占比由 2020 年 的 49%快速下降至 2021 年的 11%，中国对蒙古的焦煤进口则由 2021 年的 26%上涨至 2024 年的 46%，在 2023 年一度达到 53%的高位。

2019-2023 年澳大利亚动力煤与焦煤分国别出口价格呈现显著的区域分化和阶段性波动特征。动力煤方面，中国、印度、韩国三大亚洲主要进口国的价格差异长期存在。2020 年受 疫情冲击，三国到岸均价一度跌至 80 美元/吨以下，但 2021 年后地缘冲突引发全球能源供 应链重构，推动澳大利亚动力煤出口价格快速攀升，2022 年对印度报价达 179 美元/吨；同 期中国价格涨幅相对温和，但仍于 2023 年达到 151 美元/吨峰值，韩国自澳洲的动力煤进 口价格则持续高于中国、印度。焦煤方面，中国采购价持续低于印度、韩国，2023 年均价 达到 300 美元/吨以上，印度、韩国的焦煤进口价格区别不大，基于对优质焦煤的刚性需求， 始终高于中国。

三、成本高位价格下跌，动力煤公司利润下行或影响供给

3.1 动力煤行业上市公司集中度较高，2021 年后成本上升明显

澳大利亚动力煤行业的上市公司市场集中度较高，头部上市企业的产能优势进一步凸显。澳 洲动力煤上市公司共六家，年产量在 15000 万吨左右，占澳洲动力煤总产量的 55%-62%。 其中最大的供应商是 Glencore，年产量 6000 万吨左右，其次是 yancoal，年产量在 3500 万吨左右。其余四家规模相近，年产量普遍在 1000 万吨-2000 万吨。

澳洲各上市公司动力煤价格呈一定区分，但普遍低于纽卡斯尔 6000K 标杆煤价。基于资源 禀赋和动力煤热值的区分，各家上市公司煤价呈一定区分。在上市公司中，动力煤价格最高 的是 White heaven，价格最低则是 Peabody。Glencore 和 Yancoal 以日历年披露年报，因 此，2022 年的动力煤价格明显高于 2023 年，其它四家公司则以财年披露年报，2023 财年 的动力煤价格高于 2022 财年。

近年来，澳大利亚煤炭行业的成本呈现出持续上升的趋势。无论是扣除特许权使用费后的 FOB 成本，还是包含特许权使用费的 FOB 成本，2021 年至 2024 年间，澳洲主要动力煤上 市公司的生产成本普遍上升。其中，BHP NSWEC、Glencore 等主要煤企的成本增长尤为 明显，部分企业 2023 年和 2024 年的成本水平较 2021 年显著提高。这一趋势主要受到多 重因素的影响，包括通胀压力推高的劳动力成本、能源价格上涨导致的开采及运输成本增加，以及政府对矿业征收更高的税费和环境合规要求。而即便 2023、2024 的特许权使用费随煤 价下降而有所回落，相较 2021 年，FOB 成本依旧显著上升。

煤炭生产销售成本持续上升，受多重因素推动。以兖煤澳洲为例，2019 年至 2023 年间， 其 FOB 成本由 43.8 美元/吨上升至 63.8 美元/吨，涨幅显著。其中，各项成本构成均有所增 长，供应链瓶颈及市场波动也进一步推高了运营成本。从成本构成来看，2023 年原材料成 本占比最高，达到 34%，其次是员工福利和运输成本，分别占 23%和 22%。在通胀背景下， 煤炭生产成本短期内难以恢复到 2021 年的较低水准。

除去现金成本外，澳大利亚市场煤炭特许权使用费率上升也是成本增长的重要原因。昆士兰 州政府对煤炭实行新的累进矿权税率，以增加财政收入。新税收政策 2022 年 7 月 1 日起生 效，在原先的税率基础上新增了三级税率，即当煤价超过 175 澳元/吨时征税 20%,超过 225 澳元/吨征税 30%，超过 300 澳元/吨征税 40%。原先，昆士兰州煤炭矿权特许使用税率为 售价 100 澳元/吨以下征税 7%，100-150 澳元/吨征税 12.5%，150 澳元/吨以上征税 15%。 新南威尔士州政府宣布其将自 2024 年 7 月 1 日起上调煤炭出口的特许权使用费率 2.6pct， 包括露天矿、井工矿和深层井工矿在内。

3.2 随煤价下降，上市公司或出现现金层面亏损，进而影响供给

2024 年，尽管煤价有所下降，澳洲主要上市公司仍能维持盈利。在我们的统计范围内，2024 年澳洲六大动力煤企业在澳洲区域的动力煤总产量约为 1.5 亿吨，占澳洲动力煤总产量的约 58%。尽管受到煤价下行的冲击，各公司仍能保持一定的盈利能力。值得注意的是，产量最 高的 Glencore 在 2024 年的吨煤盈利仅有 20 美元/吨。而基于较高的吨煤售价，尽管 Whitehaven 吨煤成本也处于上市公司中的最高水平，仍能实现约 57.4 美元/吨的吨煤盈利。

2024 年各公司吨煤盈利已大幅减少，在 NEWC 6000 价格为 100 美元/吨时，BHP NSWEC 及 Glencore 或出现现金层面亏损。尽管披露年报的统计口径不同（财年及日历年），在澳 洲煤价处于高位的 2022 年与 2023 年，各公司仍然实现了较为丰厚的吨煤盈利， WHITEHAVEN、兖煤澳洲、Hew hope 甚至一度达到 150 美元/吨的吨煤盈利。然而，进入 2024 年后，随着煤价恢复相对正常的区间，各公司的利润也不同程度地有所减少。除了 WHITEHAVEN 基于其热值优势带来的较高售价，以及 New Hope 基于相同热值的低成本优 势，吨煤盈利仍能维持在 50 美元/吨以上，其余四家公司的吨煤盈利则下降至 20-35 美元/ 吨的区间之内。需要注意的是，2024 财年、日历年 NEWC 6000 均价分别为 134、136 美 元/吨，而进入 2025 年后，NEWC 6000 的价格持续下跌，由年初的 122 美元/吨跌至 2025 年 3 月的约 100 美元/吨（此时 NEWC 5500 约为 73 美元/吨，秦港 5500 约为 695 元/吨）， 已经回到了 2021 年 5 月的价格。在我们对各公司售价进行折算后，如果 NEWC6000 均价 为 100 美元/吨，在计算三费及税费之前，BHP NSWEC 以及 Glencore 均已出现现金层面 的亏损，而其他公司的吨煤 FOB 利润也均在 20 美元/吨以下。

NEWC 6000 的价格下跌至 100 美元/吨时，动力煤公司或将面临更为严峻的盈利考验。在 我们的计算中，如果 NEWC 6000 的价格下跌至 100 美元/吨，New hope 和兖煤澳洲的吨 煤净利润分别为 9.4 美元/吨、18.0 美元/吨，而这两家公司在澳洲均为煤炭资产较为优质的 动力煤生产商：根据两家公司的年报披露，New hope 的三座矿井在世界贸易煤市场均属于 成本较低的矿井（热值折算后），兖煤澳洲的主力矿山则在澳洲范围内也属于较为稀少的高 产量、低成本矿山。当 NEWC 6000 的价格下跌至 100 美元/吨，这两家公司的吨煤现金利 润也被压缩至较低水准，我们认为在上市公司之外的其它动力煤产能或将面临更为严峻的盈 利考验。 根据 IEA 统计的海运贸易市场上的各国高卡动力煤盈利，澳洲在 2024 年最高。在 2022 年， 随着世界范围内的煤价快速上涨，澳大利亚高热值煤炭的利润率接近每吨 200 美元，其他 国家的每吨交易利润也达到了三位数。然而，在 2023 年，随着价格快速下跌，高热值动力 煤交易的全球盈利能力下降，但仍高于 2021 年的水平。在 2024 年，尽管采矿成本保持高 位，而价格则继续下行，进一步降低了煤炭生产盈利能力，平均利润略低于 2021 年的水平。 澳洲基于其在高卡动力煤市场的优势，其平均利润约为 30 美元/吨，这也基本符合我们对于 澳洲动力煤上市公司盈利的计算，即当 NEWC 6000 下降至 100 美元/吨时，部分公司甚至 出现现金层面的亏损。而该价格则会对其它国家的动力煤生产带来更为严峻的挑战。俄罗斯在 2024 年的价格下几乎已到达盈亏平衡点，随着成本上升、铁路拥堵和更高的铁路运费、 许多生煤炭公司几乎无法盈利，2024 年，俄罗斯煤炭企业亏损总额达到 1126 亿卢布。2025 年前 5 个月，行业亏损面从一季度的 53%快速上升到 62%，亏损额已相当于 2024 年全年 水平，俄罗斯中有 51 家煤炭企业已经关闭或处于关闭边缘。印尼则宣布了 HBA 煤价下限 的相关政策已保证煤炭价格，其他国家如南非、哥伦比亚或也将面临盈利考验。

2023 年 6 月后，纽卡斯尔港与秦港煤价走势趋同，5500K 煤种相关性更高。2023 年 6 月 后，随着 NEWC 6000 的煤价快速下跌，NEWC 6000 与 5500 两个品种恢复了较强的关联 性，而 NEWC 5500 和秦港 5500 的价格则相关性更高。2024 年 10 月后，各品种煤价均呈 下跌趋势，进入 2025 年后，NEWC 6000 的价格持续下跌，由年初的 122 美元/吨跌至 2025 年 3 月的约 100 美元/吨（此时 NEWC 5500 约为 73 美元/吨，秦港 5500 约为 695 元/吨）， 已经回到了 2021 年 5 月的价格。2025 年 4 月后，NEWC 6000 开始反弹，NEWC 5500 则 呈现分化，随秦港 5500K 煤价一同呈筑底走势。

编辑：火腿肠