山西证券_煤炭行业2026年策略报告：将反内卷进行到底_2026-01-07.pdf




煤炭

煤炭行业2026年策略报告

领先大市-A（维持）

将反内卷进行到底

2026年1月7日

煤炭板块近一年市场表现


资料来源：常闻

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行业研究/行业年度策略

分析师：

胡博

执业登记编码：S0760522090003

邮箱：hubo1@sxzq.com

程俊杰

执业登记编码：S0760519110005

邮箱：chengjunjie@sxzq.com

投资要点：

反内卷扭转煤炭市场预期。2025年以来，煤炭股受累于煤价下降，108号文流向市场后，煤炭股悲观预期随即得到显著缓释。从核心宏观目标来说，反内卷主要是为了扭转通缩趋势，传导链条为 “通缩→反内卷→盈利提升→通胀”。对煤炭而言，短期看供给控制，中长期看需求复苏。反内卷需要上下游维持合理利润。“政策顶”和“政策底”推动合理煤价中枢逐步形成。2016年供给侧改革和2024年山西查三超是反内卷运动的可比事件，底层驱动影响调控效果，供给侧改革是债务驱动，山西查三超是安全生产驱动。预计反内卷对供应的压缩高于山西查三超，但低于供给侧改革。

“平台期”电煤需求变化构想。“十五五”煤炭消费有望达峰，但仍担当兜底保障作用。平台期新能源装机有望大幅增长。我国新能源发展也将面临诸多挑战。平台期电煤需求是否会被新能源挤压？根据测算，不考虑水电大幅波动的前提下，在新能源发电增量大于全社会用电增量之前，预计新能源难以对煤电造成实质挤压。在新能源发电量增速达到 20%，则2026年用电需求需要维持在一定水平才能保证火电存量需求不受新能源的挤压。

2026年煤价展望。动力煤方面，预计2026年将维持紧平衡，中枢预测为720元/吨左右。价格方面，考虑到2023-2025年电煤价格变化规律趋同，且2026年供需趋势无显著逆转，预计2026上半年动力煤市场压力仍在，但同比2025年同期会趋缓，电煤需求弹性大概率从2026下半年开始。炼焦煤方面，预计2026年将呈现弱平衡、弹性适中，炼焦煤价格中枢大致分布于1440-1584元/吨。炼焦煤价格中枢按动力煤价格中枢的2.0-2.2比价关系推算。

投资建议：反内卷趋势未变，4季度业绩仍有改善预期，若价格长期高位运行，26年业绩仍具备修复空间。股价下跌强化红利价值，可逢低配置。动力煤关注【兖矿能源】、【陕西煤业】、【中国神华】、【中煤能源】、【山煤国际】、【晋控煤业】；炼焦煤关注【山西焦煤】、【淮北矿业】、【潞安环能】。

风险提示：反内卷相关政策效果温和，需求大幅回落，进口煤大幅增加。



目录

1. 反内卷扭转煤炭市场预期...4

1.1 108 号文缓释悲观预期...4

1.2 宏观叙事与二次转向...5

1.2.1 反内卷就是反通缩...5

1.2.2 合理煤价中枢形成...5

1.3 底层驱动影响调控效果...6

1. “平台期”电煤需求变化构想...8

2.1 平台期电煤消费达峰，新能源机遇与挑战并存...8

2.2 平台期电煤需求推演...9

2.2.1 测算一：“十五五”时期新能源装机增量展望...9

2.2.2 测算二：新能源发展的瓶颈...10

2.2.3 测算三：“十五五”期间新能源占比提升对电煤需求的挤占...11

2.2.4 测算四：2026 年新能源对电煤需求挤占平衡点测算...13

1. 2026 年煤价展望...15

3.1 2026 年动力煤供需和价格展望：紧平衡...15

3.2 2026 年炼焦煤供需和价格展望：供应弹性来自海外，需求小幅收缩...18

1. 投资建议...20

1. 风险提示...21

图表目录

图1：反内卷后原煤产量收缩...4

图2：反内卷后煤炭股预期一度扭转...4

图3：反内卷的核心目标是扭转通缩...5


图 4: 合理煤价中枢的推导...6

图 5: 供给侧改革前煤炭利差大幅走扩...7

图 6: 查三超后山西当年产量增速显著偏低...7

图 7: 2024 年新能源装机超过煤电...8

图 8: “新能源装机占比”与“火电利用小时数”负相关不显著...9

图 9: “十五五”时期我国新能源装机量预计大幅增长...10

图 10: 新能源装机提升后或遇挑战...10

图 11: 2025 年以来长协煤和市场煤博弈加剧...15

图 12: 秦港 5500 季节分布...18

图 13: 炼焦煤动力煤比价...19

表 1: 2025 年中国全社会用电量测算...12

表 2: 储能技术突破前后对 2030 年新能源发电的影响...12

表 3: 2030 年不同场景下新能源占比提升对电煤需求的挤占...12

表 4: 在 20%增速假设下储能技术突破对 2026 年新能源发电的影响...13

表 5: 2026 年不同场景下新能源对电煤需求挤占平衡点测算...13

表 6: 2026 年与 2025 年电煤中长期合同方案对比...16

表 7: 动力煤供需平衡表（万吨；%）...17

表 8: 炼焦煤供需平衡表（万吨；%）...18


1. 反内卷扭转煤炭市场预期

1.1 108号文缓释悲观预期

108号文扭转煤炭股预期。2025年以来，煤炭股受累于煤价下降，上半年无论相对收益和绝对收益均乏善可陈。6月29日，《人民日报》发文《在破除“内卷式”竞争中实现高质量发展》，提出“政府有引导、行业有自律、企业有行动，综合整治“内卷式”竞争就能稳步推进、见到成效”。7月10日，国家能源局印发文件《国家能源局综合司关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》（国能综通煤炭[2025]108号，以下简称108号文）。108号文提到，对于8个省区“2025年1-6月单月原煤产量超过公告产能 10%的煤矿，要根据《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7号)规定，一律责令停产整改。”同日，中国煤炭运销协会在内蒙古鄂尔多斯组织召开五届理事会第二次（扩大）会议暨上半年煤炭经济运行分析座谈会。会议要求加强行业自律，整治内卷式竞争，促进煤炭市场供需平衡。108号文于7月22日流向市场后，煤炭股悲观预期随即得到显著缓释，随后国内煤炭产量也出现收缩。由于前期累积的跌幅，108号文后煤炭股绝对收益和相对收益一度由负转正。

图1：反内卷后原煤产量收缩


资料来源：国家统计局，山西证券研究所

图2：反内卷后煤炭股预期一度扭转


资料来源：上海证券交易所，中信证券股份有限公司，山西证券研究所


1.2 宏观叙事与二次转向

1.2.1 反内卷就是反通缩

反内卷的宏观叙事。反内卷政策提法相对抽象，且对应不同行业的实际意义有所差异。从核心宏观目标来说，我们认为反内卷主要是为了扭转通缩趋势，传导链条为“通缩 $ \rightarrow $反内卷 $ \rightarrow $盈利提升 $ \rightarrow $通胀”。要注意的是，尽管煤炭价格低迷导致煤炭企业盈利受损，但煤炭并非反内卷的重点行业，反内卷重点突破行业或更多集中在钢铁、水泥、光伏、锂电池、电车等领域，相关需求复苏可能还需经历较长时间。考虑反内卷重点行业更多为煤炭的下游需求行业，因此对煤炭而言，短期看供给控制，中长期看需求复苏。

图3：反内卷的核心目标是扭转通缩


资料来源：国家统计局，Wind，山西证券研究所

1.2.2 合理煤价中枢形成

反内卷需要上下游维持合理利润。通胀水平提升需要各环节维持合理利润。若要通胀水平整体提升，仅破除一个环节或者行业的内卷竞争是行不通的。当经济上下游均能稳定实现相对


合理的利润水平时，有助于提升各行各业对未来的信心，进而打破通缩螺旋。因此不能简单认为反内卷就是单纯抬升价格，而是要站在更高的视角统筹起来看。因此，对煤炭而言，供给控制不能简单认为是单向收缩，而是要匹配需求表现。

合理煤价中枢逐步形成。108号文以查超产等形式压缩煤炭供给，随后煤价企稳反弹。考虑到政策扭转预期后，市场不再担心煤价继续创新低，因此夏季前的低点可视作“政策底”。 2025年10月后电厂集中补库期间，煤价在淡季超预期上涨，显示出“淡季不淡”的特征。随着供暖季的到来叠加下游完成补库，煤价接近并超过“预期顶”之后快速回落。因此冬季前的高点可视作“预期顶”。结合政策底和预期顶，可推导出本轮“反内卷合理煤价中枢”。

图4：合理煤价中枢的推导


资料来源：Wind，山西证券研究所

1.3 底层驱动影响调控效果

2016年供给侧改革和2024年山西查三超是反内卷运动的可比事件。反内卷对比供给侧改革。供给侧改革事件中，煤价低迷是表象，真实驱动因素是债务问题。而本轮反内卷强调自律，更强调需求侧改善。当前煤价的相对水平未低至供给侧改革期间且仍然处于历史相对较高的位置，相关债务风险也未明显释放。同时，限超产和去产能本质不同，因此判断2025年下半年


价格上涨是反弹。反内卷对比山西查三超。2024年山西查三超相关措施与2025年反内卷更为接近，即均通过限制超产和安全生产为抓手。但两者出发点存在差异，山西查三超更多是以煤炭安全生产为出发点，相对更加集中和针对。而本轮反内卷所覆盖的区域明显更加宽泛，可以有效制止煤炭公司在煤价下行期间“以量换价”的内卷行为。预计反内卷对供应的压缩高于山西查三超，但低于供给侧改革。

图5：供给侧改革前煤炭利差大幅走扩


资料来源：兴业研究，山西证券研究所

图6：查三超后山西当年产量增速显著偏低


资料来源：国家统计局，山西证券研究所


2. “平台期”电煤需求变化构想

2.1 平台期电煤消费达峰，新能源机遇与挑战并存

“十五五”煤炭消费有望达峰，但仍担当兜底保障作用。2025年是“十四五”的收官之年，我国“十四五”期间在能源领域取得了多项关键进展，为“十五五”规划奠定坚实基础。展望“十五五”（2026年-2030年），根据《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》，我国将推动煤炭消费达峰，推进煤电改造升级和散煤替代。中煤协在2025年4月曾指出“煤炭消费总量在“十五五”期间可以达到峰值平台期，具体预测为2028年，但这并不意味着形成“拐点”后直接下降，可能在5-10年间还有波动”。“十五五”期间煤炭消费总量进入峰值平台期已成行业共识，但煤炭的兜底保障作用依然不可或缺。

平台期新能源装机有望大幅增长。2024年我国新能源累计装机容量超过煤电，成为第一大电源。2025年7月，国网能源研究院指出新能源发展规模仍将保持高速增长态势，预计“十五五”末将再次翻番。考虑能源转型提速、行业产能充分释放、地方发展更高诉求、国际贸易壁垒加剧等因素，新能源发展规模将继续保持高速增长态势，预计2025年新增装机规模4.3~5亿千瓦。“十五五”期间，新能源将继续保持年均3亿千瓦的高速增长态势。初步测算，2030年新能源装机规模有望达到30亿千瓦以上，新能源总量将在现有规模上翻番。

图7：2024年新能源装机超过煤电


资料来源：Wind，山西证券研究所


我国新能源发展也将面临诸多挑战。尽管我国新能源发电装机仍有望维持高增势头，但随着新能源发电量占比越来越高，其波动大的特点对电力系统稳定性也带来了冲击，后续系统消纳压力和要素保障等都会是建设新型电力系统需要面对的挑战。逻辑上新能源占比提升会影响煤电，但从过往数据来看，新能源装机大幅提升不意味着煤电利用小时数一定会下降。

图8：“新能源装机占比”与“火电利用小时数”负相关不显著


资料来源：Wind，山西证券研究所

2.2平台期电煤需求推演

平台期电煤需求是否会被新能源挤压？测算如下。

2.2.1测算一：“十五五”时期新能源装机增量展望

关键假设：2025年新增装机规模4.3~5亿千瓦。“十五五”期间，新能源将继续保持年均 3亿千瓦的高速增长态势。（国网能源研究院）


图9：“十五五”时期我国新能源装机量预计大幅增长


资料来源：Wind，国网能源研究院，山西证券研究所

测算结果：预计2030年新能源装机将分别达到33.37亿千瓦-34.07亿千瓦，2030年较2024年新能源装机将增加 137.14%-142.11%，十五五年化增长率可实现 12.30%-12.68%，均值为 12.49%。

2.2.2 测算二：新能源发展的瓶颈

关键假设：随着新能源占比不断提升，等效利用小时数或将不断降低、弃电率居高不下，并进一步制约新能源的供电稳定性、并网适配性及产业生态扩张。假设新能源装机年均增速 12.49%（测算一结果），2025年弃电率为 5%，未来弃电率年均上升1个百分点，实际利用小时数降幅扩大。

图10：新能源装机提升后或遇挑战



资料来源：山西证券研究所测算

测算结果：预计2030年新能源增量将比理想状态下的线性外推减少 18.01%。

2.2.3测算三：“十五五”期间新能源占比提升对电煤需求的挤占

关键假设： $ \textcircled{1} $ 2025年全社会用电量和水火核发电量按前11月数据年化测算，新能源发电量按风光发电量之和的前11月数据年化测算，其中假设用电量与发电量之间的差值的 60% 为分布式光伏发电量。“十五五”时期，全社会电力消费年均增长 4.6%~5.4%（中国电力企业联合会）。煤电新增装机以灵活性改造为主，无大规模净增，即退役量=新增量。水电受来水约束增速平缓，水电发电量年均 2%。“十五五”时期，核电安全管理较为严格，核电发电量年均 5%。 $ \textcircled{2} $储能技术是新能源产业发展的关键支撑。储能技术突破后不仅能大幅改善新能源等效利用小时数、降低弃电率这两个核心指标，还能从能源供应稳定性、产业发展格局等多方面推动新能源产业提质升级。“十五五”时期，若储能技术突破，即可配置 15%的约300MW/1200MWh和时长4h的储能，则分别假设新能源在增加配储后等效利用小时数增加 2%、5%、10%，即装机量增1倍，则发电量可以增加1.02倍、1.05倍、1.10倍；若储能技术未突破，按测算二结果。


表1：2025年中国全社会用电量测算

单位：亿千瓦

2025年前11月

2025年E

全社会用电量

94,602

103,202

中国发电量

88,567

96,619

火电发电量(含煤电)

57,125

62,318

水电发电量

12,286

13,402

核电发电量

4,366

4,762

风力发电量

9,499

10,363

太阳能发电量

5,291

5,772

新能源发电量测算

18,411

20,085

资料来源：国家能源局，国家统计局，山西证券研究所

表2：储能技术突破前后对2030年新能源发电的影响

单位：亿千瓦

等效利用小时数变化

新能源发电量

新能源增量

未突破场景

-18.01%

29,662

9,578

突破场景1

2%

36,903

16,819

突破场景2

5%

37,989

17,904

突破场景3

10%

39,798

19,713

资料来源：国家能源局，国家统计局，山西证券研究所

表3：2030年不同场景下新能源占比提升对电煤需求的挤占

单位：亿千瓦

预期下限

预期上限

十五五年均用电量增速假设

4.60%

5.40%

对应2030年全社会用电量

129225

134243

对应2030年用电增量

26023

31041

剔除新能源发电增量后(未突破)

16445

21463

剔除新能源发电增量后(突破1)

9204

14222

剔除新能源发电增量后(突破2)

8119

13137

剔除新能源发电增量后(突破3)

6310

11328

剔除水电与核电后(未突破)

13734

18752

剔除水电与核电后(突破1)

6494

11511

剔除水电与核电后(突破2)

5408

10426


单位：亿千瓦

预期下限

预期上限

剔除水电与核电后（突破3）

3599

8617

资料来源：国家能源局，国家统计局，山西证券研究所

测算结果：不考虑水电大幅波动的前提下，在新能源戴电增全社会用电增量之前，预计新能源难以对煤电造成实质挤压。根据测算情况，预计2030年新能源占比的提升对挤占火电存量需求的可能性较低。考虑到当前储能技术尚未突破，且全社会用电量增速仍然较高，预计未来2年煤电仍能保持一定的增长空间。

2.2.4测算四：2026年新能源对电煤需求挤占平衡点测算

关键假设： $ \textcircled{1} $按接近2025年相关数据的情景下，假设2026年全社会用电量增速 5%；新能源发电量增 20%；水电发电量增 2%；核电发电量增 5%。 $ \textcircled{2} $若储能技术突破，则按偏极端场景，即新能源在增加配储后等效利用小时数增加 10%，即装机量增1倍，则发电量可以增加1.1倍。

表4：在 20%增速假设下储能技术突破对2026年新能源发电的影响

单位：亿千瓦

等效利用小时数变化

新能源发电量

新能源增量

增速假设

未突破场景

/

24102

4017

20.00%

突破场景3

10%

26512

6427

20.00%

资料来源：国家能源局，国家统计局，山西证券研究所

表5：2026年不同场景下新能源对电煤需求挤占平衡点测算

单位：亿千瓦

平衡点(未突破)

平衡点(突破)

用电量增速假设

5.26%

7.59%

对应2026年全社会用电量

108625

111035

对应2026年用电增量

5423

7833

剔除新能源发电增量后(未突破)

1406

3816


单位：亿千瓦

平衡点(未突破)

平衡点(突破)

剔除新能源发电增量后(突破3)

-1004

1406

剔除水电与核电后(未突破)

0

2410

剔除水电与核电后(突破3)

-2410

0

资料来源：国家能源局，国家统计局，山西证券研究所

测算结果：在新能源发电量增速达到 20%，则2026年用电需求需要维持在一定水平才能保证火电存量需求不受新能源的挤压。若储能技术未突破，测算全社会用电量要达到 5.26%新能源占比的提升难以挤占火电存量需求；若储能技术突破，测算全社会用电量要达到 7.59%，新能源占比的提升才难以挤占火电存量需求。


3. 2026年煤价展望

3.1 2026年动力煤供需和价格展望：紧平衡

2025年以来长协煤和市场煤博弈加剧。上半年动力煤长协长期倒挂，反内卷后长协倒挂解除，信心修复，形成正反馈，表观倒挂修复领先于实际倒挂情况。

图11：2025年以来长协煤和市场煤博弈加剧


资料来源：Wind，山西证券研究所

2026年长协方案向市场化小幅倾斜，基准价或支撑市场煤价。2026年中长期合同方案继续延续2022年的中长期合同方案的机制。2022年中长期合同方案则是对2017年以来历时5年机制的重大调整。从履约要求角度看，尽管2022年至2026年长协合同履约要求不断小幅放宽，但长协履约的基础仍然存在。考虑到2025年长协曾长期与市场价格倒挂，基准价仍维持 675元/吨或将对2026年动力煤价形成一定支撑。


表6：2026年与2025年电煤中长期合同方案对比

核心条款

2026年方案

2025年方案

签约数量

电企：发电企业签约需求量以本企业2024年11月-2025年10月的国内耗煤量(总耗煤量扣除进口煤使用量)为基数，根据上网电量按比例核算。原则上不应低于签约需求量的80%，国家将签约需求量80%的合同纳入重点监管范围。

电企：发电企业签约需求以本企业2023年11月-2024年10月的国内耗煤量(总耗煤量扣除进口煤使用量)为基数，根据上网电量按比例核算。最低应不低于签约需求量的80%，鼓励根据供需情况多签、签实。国家将签约需求的80%纳入履约监管范围。

煤企：原则上煤炭企业任务量不低于自有资源量的75%(享受保供支持政策的核增产能煤矿核增部分按承诺要求全部签订合同)。

煤企：原则上每家煤炭企业任务量不应低于自有资源量的75%(其中2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同)。

月度分解要求：鼓励“淡储旺用”，原则上淡季月份分解量不低于旺季的80%。

月度分解要求：鼓励“淡储旺用”，原则上淡季月份分解量不低于旺季的80%。

价格机制

产地：

【新增】产地长协应符合国家以及地方人民政府和有关部门明确的本地区价格合理区间要求，并应建立价格月度调整机制。价格月度调整机制可由供需企业结合市场情况自主协商确定，但必须具有明确的价格及调整机制；也可参照“基准价+浮动价”机制确定出矿环节价格。

产地长协=基准价*50%+浮动价*50%

基准价=山西、陕西、蒙西、蒙东煤炭出矿环节的价格合理区间中值

浮动价=中价产地指数+CECI+NCEI+CCTD

产地：

产地长协按照《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格[2022]303号)以及地方人民政府和有关部门明确的本地区价格合理区间签订和履约。

各区域合理区间：

山西(5500千卡)370-570元/吨

陕西(5500千卡)320-520元/吨

蒙西(5500千卡)260-460元/吨

蒙东(5500千卡)200-300元/吨

港口：

港口长协=基准价*50%+浮动价*50%

基准价=675元/吨(按现行水平确定)

浮动价=BSPI+CECI+NCEI+CCTD

交易价格不超过明确的合理区间(570-770元/吨，含税)。

港口：

港口长协=基准价*50%+浮动价*50%

基准价=675元/吨(按现行水平确定)

浮动价=BSPI+CECI+NCEI+CCTD

【新增】CECI

交易价格不超过明确的合理区间(570-770元/吨，含税)。

履约监管

月度履约率应不低于80%、季度和全年原则上不低于90%，迎峰度夏、度冬等重点时段要进一步提高履约比例。

月度履约率不低于80%，季度履约率不低于90%。全年原则上足额履约，最低不得低于90%。

资料来源：国家发改委，山西证券研究所

2026年动力煤或维持紧平衡。供给方面，反内卷趋势不变，预计国内供应不会显著增加；海外煤炭市场供需无显著逆转预期，结构上印尼或有减量，这部分可能会由外蒙古去弥补。需


求方面，预计2026年动力煤消费进入峰值平台期，整体需求相对稳定。电力行业对动力煤的需求将随着可再生能源装机容量的提升而继续下降，但煤炭在能源供应中的基础地位难以替代，特别是在极端天气条件下，火电的调峰保供作用依然重要。因此新增电力需求或主要由新能源应对，但火电的存量需求相对稳固。若按第二部分测算四的结果，电力用煤量 1%的假设隐含对用电量的增速高于未突破情景的平衡点，即 5.26%，但考虑到2025年新能源领域存在136号文的影响，因此第二部分测算四或对2026年新能源的增量有所高估。煤化工用煤需求仍保持较快增长，但预计增速较2025年有所放缓，主要关注新疆煤化工开发进度。

表7：动力煤供需平衡表（万吨；%）

时间

2022年

2023年

2024

2025年E

2026年E

国内有效供应量

375433

382283

389334

391281

395194

增速%

9.75%

1.82%

1.84%

0.50%

1.00%

净进口量

22574

36787

41459

34826

33781

增速%

-15.28%

62.96%

12.70%

-16.00%

-3.00%

电力用煤量

237604

258722

266380

263716

266353

增速%

3.76%

8.89%

2.96%

-1.00%

1.00%

供热耗煤

29963

29096

35757

37545

37545

增速%

-7.61%

-2.89%

22.89%

5.00%

0.00%

化工用煤量

22871

24995

28852

34622

38084

增速%

3.71%

9.28%

15.43%

20.00%

10.00%

冶金用煤量

17101

17609

17234

17062

17232

增速%

0.94%

2.97%

-2.13%

-1.00%

1.00%

建材用煤量

29587

33738

27008

25928

25409

增速%

-8.27%

14.03%

-19.95%

-4.00%

-2.00%

其他用煤量

38308

41169

44526

44526

44526

增速%

0.52%

7.47%

8.15%

0.00%

0.00%

供需对比

22573

13741

11037

2709

-175

资料来源：中国煤炭资源网，山西证券研究所

中枢预测为720元/吨左右。预计2026年价格中枢与合理煤价中枢接近。价格方面，考虑到2023-2025年电煤价格变化规律趋同，且2026年供需趋势无显著逆转，预计2026上半年动力煤市场压力仍在，但同比2025年同期会趋缓，电煤需求弹性大概率从2026下半年开始。


图12：秦港5500季节分布


资料来源：Wind，山西证券研究所

3.2 2026年炼焦煤供需和价格展望：供应弹性来自海外，需求小幅收缩

2026年炼焦煤弱平衡。供应方面，国内新增产能有限，且反内卷限制增量；进口仍以蒙俄主导，蒙古国TT矿至甘其毛都口岸铁路干线预计2026年通车，届时蒙煤进口运输成本可降低 30%，预计增加部分供应。需求方面，地产对钢铁的影响逐步变小，同时受钢铁行业低碳转型影响，电弧炉短流程炼钢技术的普及会使焦煤需求增速放缓，预计2026年焦煤消费量将呈小幅下降趋势。但高炉转炉长流程在高端钢材生产领域的不可替代性，仍将保障核心焦煤品种的刚性需求。

表8：炼焦煤供需平衡表（万吨；%）

时间

2022年

2023年

2024年

2025年E

2026年E

国内有效供应量

49351

49142

47303

48486

48001

增速%

0.73%

-0.42%

-3.74%

2.50%

-1.00%

净进口量

6358

10214

12153

11302

11358


时间

2022年

2023年

2024年

2025年E

2026年E

增速%

16.44%

60.64%

98%

-7.00%

0.50%

炼焦用煤量

55618

59149

58779

59661

59064

增速%

1.97%

6.35%

-0.62%

1.50%

-1.00%

供需对比

90

207

676

126

295

资料来源：中国煤炭资源网，山西证券研究所

弹性适中，预计2026年炼焦煤价格中枢为1440-1584元/吨。炼焦煤与动力煤比价关系具备一定周期性，2025年以来比价接近该数据的均值水平。因此，考虑焦煤弱平衡预期，炼焦煤价格中枢按动力煤价格中枢的2.0-2.2比价关系推算。

图13：炼焦煤动力煤比价


资料来源：Wind，山西证券研究所


4. 投资建议

反内卷趋势未变，4季度业绩仍有改善预期，若价格长期高位运行，26年业绩仍具备修复空间。股价下跌强化红利价值，可逢低配置。动力煤关注【兖矿能源】、【陕西煤业】、【中国神华】、【中煤能源】、【山煤国际】、【晋控煤业】；炼焦煤关注【山西焦煤】、【淮北矿业】、【潞安环能】。


5. 风险提示

反内卷相关政策效果温和，需求大幅回落，进口煤大幅增加


分析师承诺：

本人已在中国证券业协会登记为证券分析师，本人承诺，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本人对证券研究报告的内容和观点负责，保证信息来源合法合规，研究方法专业审慎，分析结论具有合理依据。本报告清晰准确地反映本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点直接或间接受到任何形式的补偿。本人承诺不利用自己的身份、地位或执业过程中所掌握的信息为自己或他人谋取私利。

投资评级的说明：

以报告发布日后的6--12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的涨跌幅为基准。其中：A股以沪深300指数为基准；新三板以三板成指或三板做市指数为基准；港股以恒生指数为基准；美股以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准。

无评级：因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见的结果的重大不确定事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。（新股覆盖、新三板覆盖报告及转债报告默认无评级）

评级体系：

公司评级

买入：预计涨幅领先相对基准指数 15%以上；

增持：预计涨幅领先相对基准指数介于 5%-15%之间；

中性：预计涨幅领先相对基准指数介于-5%-5%之间；

减持：预计涨幅落后相对基准指数介于-5%--15%之间；

卖出：预计涨幅落后相对基准指数-15%以上。

行业评级

同步大市：预计涨幅相对基准指数介于-10%-10%之间；

领先大市：预计涨幅超越相对基准指数 10%以上；

落后大市：预计涨幅落后相对基准指数-10%以上。

风险评级

A：预计波动率小于等于相对基准指数；

B：预计波动率大于相对基准指数。


免责声明：

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