2025年煤炭开采行业深度：美国，AI重塑美国煤炭市场，底部反转，黑金重燃

1.美国煤炭市场供需现状

1.1.美国：全球最大煤炭储量国，产能刚性凸显

美国拥有全球最大煤炭储量。根据美国能源信息署（EIA）2023 年估算显示，美国可采 煤炭储量约为 110 亿短吨，较 2022 年的 120 亿短吨和 2001 年的 170 亿短吨有所下降。 2023 年美国已证实储量基础总量估计为 4690 亿短吨，低于 2000 年的 5030 亿短吨。从 区域来看，根据能源信息署统计显示，近半数储量位于西部各州，其中蒙大拿州和怀俄 明州合计占比 37%。西部各州的煤炭主要产自露天矿（93%），阿巴拉契亚地区和内陆 地区各州煤炭则主要为井工矿（分别占 79%和 70%）。 美国煤炭产量高度区域集中。2023 年怀俄明州产量占全美 41%，西弗吉尼亚州占 15%， 怀俄明、西弗吉尼亚、宾夕法尼亚、伊利诺伊和蒙大拿五大产煤州合计贡献 75%产量。

美国煤炭产量呈持续下滑趋势。美国煤炭产量在 2008 年达到峰值（11.7 亿短吨），此后 直至 2014 年仍保持高产量趋势（年产量维持在 10 亿短吨左右）。2014 年起美国煤炭产 量开始呈下降趋势，主要原因是政策端，2014 年 EPA 出台《清洁电力计划》，要求 2030 年前将发电厂的碳排放量较 2005 年减少 30%；替代性方面，天然气（价格更低）和可 再生能源挤压了煤电需求，2014 至 2024 年间产量下降 49%，2024 年产量仅有 5.12 亿 短吨。

美国煤炭行业高度集中，由少数大型生产商主导。2023 年，行业 CR5=51%，其中皮博 迪能源占比 18%，阿奇资源占比 13.2%，其他主要煤炭企业包括纳瓦霍过渡能源公司、 ACNR 控股公司和联盟资源合伙公司。

煤炭行业投资长期底部，在建产能少，约束供给长期刚性。根据IEA《《全球能源投资2025》 报告数据，2024 年全球煤炭投资增长几乎全由中国和印度贡献，南非和东南亚也将增加 投资。投资倾向明显向炼焦煤倾斜，而动力煤在新项目中占比预计下降。由于经济疲软、 价格走低、气候政策压力及融资保险困难，新建煤矿面临多重阻力，未来投资将更多流 向现有资产。根据 IEA 数据，美国在建煤矿产能（焦煤+动力煤）仅 590 万吨/年，在 建动力煤产能仅约 105 万吨/年。

1.2.美国：煤炭需求持续疲软，2025 年迎来反转

美国煤炭需求持续下行。美国煤炭消费量 2007 年达峰值 11.28 亿短吨，2012 年需求降 至 8.89 亿短吨。2012 年后消费量继续呈现下降趋势，至 2024 年降至 4.11 亿短吨，较 2007 年下降 64%。美国煤炭需求疲软归因于多重因素：2008 年天然气价格下跌后数年间，公用事业公司转向天然气； 可再生能源成本下降且应用范围扩大； 燃煤电厂相关监管成本上升； 燃煤机组老化； 截止 2021 年，美国煤炭出口需求下降。2023 至 2024 年间煤炭出口需求回升，2023 年美国煤炭出口 1.002 亿短吨、2024 年出口 1.076 亿短吨，出口量达到 2019 年以 来最高水平，同比增长分别为 16.58%、7.37%。 电力用煤需求为核心，占 90%以上，2025 年美国电煤需求预计明显增长。根据 EIA 预 测，2025 年美国煤炭消费量预计为 4.39 亿吨，同比上涨 6.7%，此外，美国电厂存煤能 力进一步下滑，2025 年底美国燃煤电厂煤炭库存预计将下降至 1.07 亿短吨水平，低库 存叠加爆发性需求增速，以及持续产量下降的供给刚性，有望带动美国煤炭市场及煤价 迎来历史性反转机会。

美国煤炭行业正拓望海外煤炭市场，特别是向亚洲出口动力煤，以弥补国内需求下滑。 自 2020 年以来，美国煤炭出口量逐年攀升，2024 年美国煤炭出口总量 1.08 亿短吨，同 比增长 7.37%，2020 年至 2024 年的复合年增长率为 9.27%，2024 年美国煤炭前五大 出口国依次为印度（占美国煤炭出口总量 23%）、中国（12%）、日本（8%）、巴西（8%） 和荷兰（7%），欧洲在 2017 年以前一直是美国动力煤出口的主要目的地。

2024 年弗吉尼亚州诺福克港出口量居首（4163.6 万短吨），其次为路易斯安那州新 奥尔良港（1516.8 万短吨）、马里兰州巴尔的摩港（2570.9 万短吨）、阿拉巴马州莫 比尔港（1244 万短吨）、华盛顿州西雅图港（680.7 万短吨）。 未来美国煤炭出口量扰动诸多。一是新建出口码头的推进情况，特别是怀俄明州与蒙大 拿州粉河盆地煤炭（PRB）的出口设施建设。2024 年两州合计占美国煤炭产量的 46%， 但西部出口码头仅承担了当年 8%的出口量。另一关键因素是全球炼焦煤需求水平，冶 金煤是美国煤炭出口主体，占比高达三分之二。

2.美国用电需求迎来爆发，煤电压舱石促进美国煤炭产业迎来 黎明

2.1.算力爆发推升用电激增，清洁能源不稳定性凸显煤电重要性

数据中心成为全球用电需求增长的新引擎。根据 BP《能源望望 2025》报告，BP 观点认 为，根据“当前轨迹”情景预测，到 2035 年全球电力需求量将突破 40 万亿瓦时，较 2023 年增长超 40%。新增电力需求主要来源于两大新兴部门：交通运输电气化进程的加速与 数据中心用电量的持续攀升。到 2035 年，数据中心用电需求增量将占全球电力总需求 增量的 10%，略低于交通运输领域的贡献。

美国数据中心对电力需求催化更为重要。根据 BP《能源望望 2025》报告，BP 观点认为， 在“当前轨迹”情景中，美国数据中心用电增速占美国 2023 年至 2035 年期间电力需 求总量增幅的 40%左右。根据高盛全球数据，预计 2023-2030 年，美国数据中心电 力需求复合年增长率约 15%，数据中心在全美用电量中的占比将从 2024 年约 3%升 至 2030 年约 8%。到 2030 年，为满足新增数据中心需求，需要新增约 47GW 发电装 机容量。

AI 快速发望、非 AI 领域数据需求的持续增长，电力效率增益显著放缓，共同推动数据 中心成为全球电力需求加速增长的关键驱动力。根据高盛全球预计，从绝对增量来看， 至 2030 年，不含加密货币的数据中心电力需求将较 2023 年水平增长 160%（悲观/乐 观区间为 80%-240%）。基准情景下，将带来约 650 太瓦时的新增用电需求（悲观/乐观 情景分别为 330/1000 太瓦时）。仅数据中心单一领域，将在 2030 年前推动全球年均复 合增长率提升 0.3 个百分点（乐观情景下可达 0.5%），即数据中心在全球总用电量占比 将从当前 1%-2%攀升至 2030 年 3%-4%。

对于快速增长的电力需求，煤电调节能力突出，“压舱石”重要性凸显。根据 BP《能源 望望 2025》报告中观点，能源需求的短期周期性波动主要通过调整化石燃料需求来应 对，而非依赖可再生能源或其他非化石燃料的波动。化石燃料对终端能源需求周期性波 动的更强适应性源于多重因素：可再生能源项目的成本结构——高额前期资本投入与低运营成本使其对周期波动 的敏感度较低； 石油燃料在短期内可灵活调整生产与库存规模； 多数可再生能源项目基于长期监管机制或采购协议。 因此，在能效提升缓慢的时期，大部分强劲能源需求仍可能通过化石燃料满足，此外， 由于长期能源投资难以应对能效提升的波动性，非化石燃料供应可能需要经历较长时间 的疲软期才能产生实质性影响。基于这些因素，能效提升放缓带来的额外能源需求将由 化石燃料承担。换言之，新增需求将根据当前能源消费路径中石油、天然气和煤炭在总 终端能源消费中的相对占比进行分配。若该假设成真，未来十年间能效提升缓慢带来持 续疲软态势，或将促使部分投资转向非化石燃料领域。 可再生能源的建设尚无法满足全天候（24/7）稳定、无间歇性的发电需求；许多天然气工厂由于积压，不太可能在 2030 年之前投入使用； 核能发电可能需要 10-15 年的时间，前提是获得许可和融资；

综上，在数据中心为引擎快速推动以美国为主的全球电力需求激增的阶段，煤电及煤炭 需求及产业端投资增速有望超预期增长，进而满足非化石能源投资周期长、调节能力弱 等不稳定性对电力系统的挑战，故美国等“长期去煤化”经济体重新再发望煤炭行业亦刻 不容缓。根据 Peabody 能源 25 年 9 月资料，美国电力需求和政策催化为煤炭行业创造“顺 风”，2025 年上半年，美国煤电发电量同比增长 15%，2024 年美国现有燃煤发电厂的产能 利用率仅为 42%，而 2008 年为 72%，若燃煤电厂以历史产能系数运行，代表着美国总 发电量额外增加 10%，而无需新建电厂，这将催化每年煤炭需求增长至少 2.5 亿吨，以 2025 年煤炭需求预测基数计算，增幅达 56.9%。

2.2.美国“煤炭再发望”政策支持已现

第 119 届国会期间，围绕煤炭开发与利用多维度的立法提案被提出，核心涵盖联邦土地 煤炭租赁制度修订、能源项目风险补偿、相关咨询机构重建等方向，同时配套电力可靠 性相关立法推进，亦存在支持限制或反对煤炭开发的立法分歧，国会相关机构已就部分 提案对联邦直接支出的影响开望评估。 特朗普政府推出多项行政举措支持美国煤炭产业，包括宣布能源相关国家紧急状态、推 动煤炭全产业链（生产、运输、使用、出口）发望、加速联邦土地煤炭租赁进程、将煤 炭列为关键材料、清除行业发望障碍、保障关键发电资源留存及暂缓收紧发电厂排放标 准等。 在能源安全、突发性需求激增和传统能源经济性重估三大因素的共同驱动下，叠加政策 催化，美国煤炭行业确定性迎来阶“复苏”窗口期。

3.美国动力煤上市公司重点梳理

3.1.Peabody（BTU）

Peabody 是美国最重要的动力煤及冶金煤企业。截至 2024 年 12 月 31 日，公司在美国 和澳大利亚共运营 19 个煤矿，主要包括海运动力煤、海运冶金煤、粉河盆地煤种等。合 计储量 21.2 亿吨，2024 年产量 1.18 亿吨。成长性来看，公司澳大利亚昆士兰州的森图 里昂煤矿开发持续推进，已实现生产与销售，长壁开采计划于 2026 年第一季度启动。 澳大利亚矿区：在产矿区 7 个、在建矿区 2 个，合计资源储量 4.3 亿吨，2024 年产 量 2250 万吨，公司焦煤产能主要集中在澳大利亚矿区； 美国矿区：在产矿区 10 个，储量合计 16.9 亿吨，2024 年产量 9560 万吨，公司动 力煤产能主要集中在美国矿区。

Peabody 成本优势突出，若煤价上行弹性可期。 从资源禀赋角度看，Peabody 位于澳大利亚的 centurion 煤矿有望成为最低成本焦 煤开采矿井，Peabody 运营着美国 3 个最大产能矿山中的 2 个； 从成本角度看，2021-2025H1 年 Peabody 动力煤平均吨煤成本 43.6 美元/吨，焦煤 平均吨煤成本 119 美元/吨，粉河流域煤平均吨煤成本 11.5 美元/吨； 从吨煤售价结构看，Peabody 综合售价下降主要是出口价格拖累，内销价格反而 因美国煤炭内需好转韧性凸显，随着全球动力煤市场筑底企稳，美国煤炭市场“反 转”即现，Peabody 动力煤售价望快速修复； 从吨煤盈利弹性能力看，2021-2025H1 年 Peabody 动力煤吨煤息税折旧摊销前利 润最高 50.7 美元/吨，最低为 2025H1 吨煤 9.1 美元，可见 Peabody 动力煤利润弹 性较高，随着美国煤炭市场触底反弹，公司盈利能力有望明显增长。

稀土资源亦更稀缺。根据 Peabody 最新数据，其位于 Powder River Basin 矿区拥有稀土 资源，目前资源评估推进至第二阶段，持续进行采样和分析。去年公司和怀俄明大学研 究合作发现，当前采矿区带上方和下方可能稀土资源含量及质量比 PRB 矿区报告中数据 更好，且易于开采。从煤矿采取开发稀土业务与美国政府“支持从采矿和工业活动中提 取稀土的计划”吻合。 股东回报优异。2023 年至 2025 年三季度中，Peabody 累计实现股东分红和回购 6.34 亿 美元，归母净利润累计 10.68 亿美元。远期来看，随着美国煤炭基本面“反转”，叠加 2025Q1 优质炼焦煤产能投产，Peabody 公司有望实现收益增长，叠加股票回购，致力于 EPS 显著提升。

3.2.Core Natural（CNR）

战略合并，动力煤&焦煤全覆盖。2024 年美国煤企巨头阿奇资源集团（Arch Resources Inc.）以 23 亿美元的价格与竞争对手康索能源集团（CONSOL Energy）合并，合并后的 公司名为 Core Natural Resources，CONSOL 股东将持有约 55%的股份，新公司拥有 11 座煤矿，主要煤种为动力煤、冶金煤。 合并之前，公司核心资产是 PAMC 和 CONSOL 海运码头。截至 2024 年 12 月 31 日， PAMC 煤层储量为 5.576 亿吨，可采年限约 20 年。伊特曼矿业煤炭可采储量 2750 万吨，可采年限约 30 年。 合并后，扩大冶金煤市场，西弗吉尼亚州两个连续的矿场 Beckley 和 Mountain Laurel。 开采优质冶金煤。整合 PRB 动力煤矿井、科罗拉多州 West Elk 高卡动力煤矿井。 此外，合并后，公司布局美国东海岸第二个出口码头 DTA，以及与西海岸和墨西哥 湾港口的战略连接。 截至 2024 年底，公司已运营动力煤产区资源储量合计 5.6 亿吨，主要集中于宾夕法尼 亚矿区，2024 年动力煤产量 2570 万吨；公司已运营焦煤产区资源储量合计 0.28 亿吨， 主要集中于 Itmann 矿区，2024 年焦煤产量 40 万吨；公司未运营待开发的矿区中，动 力煤储量 2330 万吨，焦煤储量 7660 万吨。

CNR 动力煤成本优势亦明显，煤价上行弹性可期。 从成本角度看，2021-2025H1 年 CNR 动力煤平均吨煤成本 35.3 美元/吨，焦煤平均 吨煤成本 120.4 美元/吨，粉河流域煤平均吨煤成本 12.9 美元/吨； 从销售结构看，2024 年销售 CNR 约 60%销往出口市场，40%销往国内客户。48% 发电市场销售，32%工业市场销售，20%冶金市场销售。公司拥有 CONOL 和 Dominion 码头，广阔布局海运出口市场及美国大西洋沿岸市场，有望受益于全球煤 价筑底企稳后公司实现量价齐增。 从吨煤盈利弹性能力看，2021-2025H1 年 CNR 动力煤吨煤利润最高 50.7 美元/吨， 最低为 2021Q2 吨煤 16 美元，动力煤利润弹性较高，随着全球及美国煤炭市场触 底反弹，公司盈利能力有望明显增长。

编辑：火腿肠