摘要

1新世纪资信评估发布能源行业信用回顾与展望。

2报告指出2025年能源价格回落致样本企业营收盈利双降，煤炭亏损面超五成，油气相对稳健。

3展望2026年，煤价或结束单边下跌企稳回升；

4原油、天然气仍面临供强需弱压力。

5政策聚焦新型能源体系、智能电网及AI+能源融合。

6行业整体信用资质优，融资成本压降，但煤炭企业杠杆修复缓慢，流动性偏弱。

7建议关注具备一体化优势及转型能力的头部央国企。

能源

稳定

能源行业2025年信用回顾与2026年展望

工商企业评级部凌辉

摘要

近年我国持续推进绿色低碳转型，可再生能源消费占比增加显著，能源消费结构朝着清洁化、低碳化方向稳步迈进。受国内经济增长动力转换影响，以网络通信、新能源新材料、人工智能、生命科学等为代表的新质生产力成为能源消费增长新驱动，我国能源消费总量仍保持了较高增速。2024年以来我国煤炭、原油及天然气产量继续增长，新型储能保持蓬勃发展。伴随油气电网络不断织密，能源大范围输送能力提升，能源系统韧性不断增强。近年能源投资增加明显，尤其在能源效率提升、可再生能源、输配电网络、储能、煤电升级等领域。根据“十五五”规划建议，未来五年我国将加快新型能源体系建设，清洁能源基地、储能、智能电网、微电网、分布式能源、零碳工厂及园区等或成为政策重点支持方向。

主要能源品种方面：（煤炭）2025年国内煤炭价格呈N型走势，中枢同比下移。供应端产量小幅增长但前高后低，上半年产量高增致市场过剩，7月超产专项核查后产量增速持续收窄，政策调控成为产量变化的核心主导因素。需求端受新能源替代提速影响，火电用煤需求承压，非电侧钢铁、建材行业需求疲软，化工用煤随煤化工项目释放需求提升。2025年受煤价持续下行，以及近年安环、智能建设投入增加与用工成本上升等综合影响，规上煤企经营压力加大，1-11月亏损面超五成，煤炭价格形成机制改

革提上日程。（原油）2025年国内原油产量继续创新高，海上石油贡献八成增量。低油价下商业及战略储备补库需求支撑进口量同比增长。下游汽柴油消费需求下滑、航煤微增，“减油增化”推动原油表观消费量增长及消费结构向化工型转变。国际油价全年宽幅震荡下行，布伦特、WTI分别跌约 18%、20%，供强需弱为全年主线，地缘事件带来短期扰动。（天然气）2025年国内天然气供应稳定增长，进口量同比下滑，其中液气进口降幅显著，管输气进口小幅增长。受房地产拖累工业化工用气、暖冬削弱城燃需求以及可再生能源发电挤压等因素影响，国内天然气表观消费量同比微降，增速转负。2025年国际天然气供应宽松，气价呈前高后低、区域分化特征。

能源行业作为国民经济的支柱行业，攸关国计民生和国家安全。国家及各部委通过出台专项政策推动能源领域变革，调节能源供需结构，引导产业高质量规范发展。近年来国际政治秩序深度调整，全球能源体系升级，我国能源政策保持战略定力，围绕新型能源体系构建、能源供应安全保障、能源技术创新与产业升级、能源体制机制深化改革、能源法律法规健全完善等核心方向，密集出台配套政策支撑并规范能源市场高效运行。2025年为“十四五”收官与“十五五”谋篇布局的关键交汇期，能源政策顶层设计重点聚焦电力市场机制完善、传统能源低碳转型提速、新能源消纳与调控体系构建、能源与人工智能深度融合等领域。

从样本企业财务表现来看，2024年以来能源价格持续回落，样本能源企业营业收入与盈利同比双降。煤炭行业受资源税提高，人力成本、环保及转型开支增多影响生产成本上升，伴随煤价下行导致收入承压，而成本支出刚性，盈利下滑幅度较油气开采企业更为明显。近年能源行业保持资本开支扩张，刚债增长提速，但主要受益于盈利积累，杠杆水平仍保持修复

趋势，刚债期限结构优化明显，其中债券融资占比下降，新增债务以长短期借款为主。由于融资主体向大型国央企集中，样本能源企业整体信用资质较优，综合融资成本持续压降。样本企业资产流动性欠佳，近年运营效率表现弱化，长期偿债能力波动增强，利息支付保障提升显著，偿债能力总体优化。与煤炭行业相比，油气企业举债节制，债务负担偏轻。

从债券发行情况看，能源开采行业发债企业主要为央企及地方国企，发行人整体信用质量较高，信用等级主要集中在AAA级和AA+级。2025年前三季度，行业融资回暖，净融资额回正。级别调整方面，行业内主体信用质量总体保持稳定，2024年第四季度及2025年前三季度，1家发行主体级别被调降，有2家发行主体级别被调升。

展望2026年，我国能源行业运行将总体平稳，能源安全保障能力持续增强，并同步推进绿色低碳转型、能源科技自立自强、民生与多元化用能保障、能源改革法治建设及全方位国际合作。主要能源品种行情或有分化：（煤炭）历经4年下行周期后，受成本支撑、亏损产能出清及减产限产、严查超产等“反内卷”政策托底，2026年供给宽松幅度将显著收窄，煤价或结束单边下跌态势，步入企稳回升通道。（原油）由于全球经济增速放缓、能源转型及电动车替代等持续抑制原油需求增长，预计2026年原油市场仍将面临过剩压力，地缘和政策变量或引发阶段性价格反弹。（天然气）预计2026年国际气价中枢仍保持下降趋势，其中欧洲需求趋于饱和，亚洲工业及发电用气为价格的核心支撑；美国、卡塔尔LNG产能大幅释放，是市场供过于求的主要原因。

长期来看，能源低碳转型为我国经济与社会在资源、气候与环境约束下可持续发展的必然选择，能源结构中可再生能源和核能占比将持续上升，但中短期内煤炭与油气等传统能源的基础地位仍将维系。科技创新作为第

一动力，将引领能源产业高质量、融合发展，为能源转型提供坚实支撑的同时亦催生一批新兴业态，形成经济新的增长点，我国有望在未来以低能源消费增速拉动国民经济平稳发展。

一、运行状况

能源为人类社会赖以生存和发展的物质基础。能源行业是以能源为主要产品或服务对象的行业集合，在国民经济中具有重要战略地位。能源产业链长且复杂，涵盖从能源采集、储存、转换、传输到终端利用的全过程，各环节相互依存、相互促进，共同推动能源产业的快速发展。作为能源消费大国，由于资源禀赋制约，我国能源消费结构偏煤，石油、天然气对外依存度较大，存在进口风险。目前人均用能水平不高（约为G7国家平均水平的一半 $ ^{1} $），伴随新型工业化、城镇化深入推进，以及国内经济增长动力转换，以网络通信、新能源新材料、人工智能、生命科学等为代表的新质生产力成为能源消费增长新驱动，尤其AI运转消耗庞大电能，我国能源消费达峰时间预计将整体延后，且峰值更高。预计未来一段时间我国能源需求仍将保持增长，能源转型为破解资源环境约束、实现双碳目标的必然选择。

近年我国深入推动能源消费革命，加快转变用能方式，能源结构继续朝清洁化、低碳化方向稳步迈进。2024年我国能源消费总量57.6亿吨标准煤，较上年增长 4.3%。其中，煤炭消费量占能源消费总量比重为 53.2%，比2023年下降2.1个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为 28.6%，比2023年上升2.2个百分点。2024年，全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长 6.8%。其中第一产业用电量0.14万亿千瓦时，同比增长 6.3%；第二产业用电量6.39万亿千瓦时，同比增长 5.1%；第三产业用电量1.83万亿千瓦时，同比增长 9.9%；城乡居民生活用电量1.49万亿千瓦时，同比增长 10.6%。三产

主要由数字产业、充换电等服务业用电量增长带动，同年互联网和相关服务（含移动互联网、大数据、云计算等）用电量增长 21.7%，充换电服务业用电量增长 50.9%。2025年前三季度，全社会能源消费总量同比增长 3.7%，其中非化石能源占能源消费总量比重同比提高1.7个百分点。同期，全社会用电量7.77万亿千瓦时，同比增长 4.6%，第三产业和城乡居民生活用电对全社会用电量增长的贡献率合计达到 54.5%。

单位：万吨标准煤

![](page=5,bbox=[343, 973, 1772, 1674])

注：根据国家统计局数据整理绘制。

图1.2014-2024年我国一次能源消费情况

单位：%

![](page=6,bbox=[333, 405, 1053, 1065])

![](page=6,bbox=[1100, 401, 1796, 1074])

注： $ \textcircled{1} $根据国家统计局数据整理绘制； $ \textcircled{2} $国家统计局通常滞后两年公布分行业能源消费情况。

图2. 我国分行业能源消费结构

2024年，我国能源消费弹性系数0.86（上年为1.1）。同年，万元国内生产总值能耗同比下降 3.8%，超额完成 2.5%左右的年度目标 $ ^{2} $ ，降幅较近年平均水平明显提速。“十四五”前四年累计降低 11.6%，为“十四五”能耗强度降低 13.5%的约束性指标收官筑牢基础。2025年我国能耗预期目标降低 3%左右。受益于高耗能行业新增产能管控强化、落后产能加速退出，高技术制造业、现代服务业占比提升，我国经济增长“含绿量”提高。叠加能源消费结构持续低碳转型，节能技术不断创新赋能，以及大规模设备更新、家电以旧换新推动高效节能产品的推广，为2025年能耗下降目标达成提供了有力支撑。2024年7月，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，考虑到原有能耗双控政策未区分化石能源与清洁能源，抑制了风电、光伏等可再生能源发展，且无法覆盖工业过程排放，“十五五”时期我国将取消能耗强度约束性指标，改为实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，未来碳排放指标及相

关要求将纳入国家规划，并逐步建立健全地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度和管理机制。

单位：%

![](page=7,bbox=[333, 637, 1053, 1251])

注：根据国家统计局数据整理绘制。

![](page=7,bbox=[1075, 640, 1779, 1242])

图3.2015-2024年能源消费弹性系数和万元国内生产总值能耗降低率

能源供应方面，我国建立了煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系，并同步加强能源输配网络和储备设施建设，近年能源供给保障能力不断增强。2024年，我国能源生产总量49.8亿吨标准煤，同比增长 4.6%。主要能源品种中，原煤产量达47.8亿吨，同比增长 1.3%，继续发挥基础和兜底保障作用。原油产量同比增长 1.8%至2.13亿吨，连续三年稳产2亿吨以上。天然气产量2,463.7亿立方米，同比增长 6.2%，连续八年增产超百亿立方米。发电量9.42万亿千瓦时，同比增长 4.6%，电力供应保持安全稳定。2025年1-11月，全国规上工业原煤产量 44.0亿吨，同比增长 1.4%；规上工业原油产量1.98亿吨，同比增长 1.7%；规上工业天然气产量2,389亿立方米，同比增长 6.3%；规上工业发电量 8.86万亿千瓦时，同比增长 2.4%。

储能为推动可再生能源大规模应用的关键技术，分为抽水蓄能和抽水蓄能以外的新型储能技术。其中抽水蓄能技术成熟、经济性最具优势，“十四五”期间进入发展快车道。根据国能能源研究院，截至2024年底，我国抽水蓄能累计装机容量为5,850万千瓦，同比增长 14.84%，当年新增装机容量为756万千瓦；装机容量排名前三的省份分别是浙江、河北和广东。同年末，在运及在建抽水蓄能装机容量20,008万千瓦，其中在运规模4,995万千瓦，在建规模15,013万千瓦。

新型储能方面，作为重要的灵活性调节资源及构建新型电力系统的客观需要，政府工作报告连续两年强调发展新型储能。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设行动方案（2025-2027年）》，提到截至2024年底，我国新型储能装机7,376万千瓦，在考虑与“十五五”能源规划有效衔接的前提下，方案提出“2027年底达到1.8亿千瓦以上、带动项目直接投资约2,500亿元”的总体目标。截至2025年9月末，我国新型储能装机规模达到1.03亿千瓦，占全球总装机比例超过40%，已跃居世界第一。其中，内蒙古、新疆装机超过1,000万千瓦，山东、河北、江苏、宁夏、云南、浙江装机超过500万千瓦。分区域看，华北、西北、华东地区占比较2024年基本保持稳定；南方地区增速较快，装机规模占全国15.8%，较2024年底增加3.4个百分点，主要系广西、云南等省份水电占比较高、调节资源相对充裕，伴随新能源产业快速发展，调节能力逐步趋紧，进而催生更多的新型储能发展需求。

在能源管网建设领域，我国加快构建横跨东西、纵贯南北、覆盖全国的能源网络基础设施，能源大范围、远距离输送能力实现显著跃升，能源系统韧性持续增强。2024年以来，西气东输四线、川气东送二线、虎林长春天然气管道等重要工程不断建设推进。截至2025年8月，我国天然

气一次管输能力突破4,000亿立方米，输气能力实现跨越式提升。2025年，国家管网集团规划新建成管道超2,000公里，新增一次管输能力250亿立方米，顺利达成“十四五”规划1.65万公里的建设目标。“十四五”开局至2025年8月，全国累计建成油气管道超1.3万公里，油气管道总里程突破19万公里，“全国一张网”日供气能力提升至11.1亿立方米。

电力传输方面，我国已形成“西电东送”北、中、南三大通道的跨省跨区输电格局，日输电能力达到3.4亿千瓦，占2025年全国最大用电负荷的 23%左右。受西部地区新能源快速发展影响，西电东送加速从输“煤电”到送“绿电”转型。近年伴随东部地区能耗、碳排放约束趋严，高耗能产业西移，“西电东送”与“西电西用”送受端利益矛盾凸显。加上西部地区输电线路建设滞后于电源开发步伐，新能源出力加剧系统调峰调频压力，且输电通道配套支撑性煤电发展预期进一步下降，新能源电力输送有赖输电技术进步以保障通道运行的安全性。2024年8月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》，提出实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，加强送受端网架、提升送端功率调节能力；依托先进发电、调节、控制技术，开展新型交直流输电技术应用，有效降低配套煤电比例。截至2024年底，我国20条直流特高压线路年输送电量7,053亿千瓦时，其中可再生能源电量4,008亿千瓦时，同比提高22.2%，可再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的56.8%，同比提升4.3个百分点。2025年6月，国家电网全球首台±800千伏/800万千瓦CLCC通过试验验证，攻克了超/特高压直流输电“换相失败”难题，可保障特高压直流系统千兆级功率稳定传输，显著增强“西电东送”的通道效能。12月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，目标到2030年

初步建成主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4,000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到 30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦。国家电网随后宣布“十五五”期间固定资产投资总额达4万亿元、南方电网披露2026年投资规模达1,800亿元，我国电网固定资产投资规模将大幅增加。

2024年1-8月，我国能源重点项目完成投资约1.7万亿元，同比增长 16.2%，投资主要聚焦煤电机组“三改联动”、输配电网络建设、可再生能源开发、清洁取暖工程等领域的设备更新与技术改造。2025年能源投资延续高速增长态势，其中1-8月能源重点项目投资额达1.97万亿元，同比增幅 18.2%。据国家能源局，预计2025年全年能源重点项目预计完成投资3.54万亿元，同比增长 11%；其中核电、陆上风电、分布式光伏、电网等投资强劲，新型储能、充换电基础设施、氢能等投资快速增长；民营企业投资完成额同比增长 15%。2025年10月，党的二十届四中全会审议通过《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》，首次在五年规划中提出建设能源强国。根据“十五五”规划建议，未来将加快建设新型能源体系，清洁能源基地、储能、智能电网、微电网、分布式能源、零碳工厂及园区等或为政策重点支持方向。

表1. 能源行业固定资产投资情况（单位：%，亿元）

指标

煤炭开采和洗选业固投增速

石油和天然气开采业固投增速

电力、热力生产和供应业固投增速

燃气生产和供应业固投增速

主要发电企业电源工程投资完成额

主要发电企业电源工程投资增速

电网工程投资完成额

电网工程投资增速

2019年

29.6

25.7

-0.2

18.1

3,139

12.6

4,856

-9.6

2020年

-0.7

-29.6

8.6

5,244

29.2

4,699

-6.2

2021年

11.1

4.2

3.2

-2.2

5,530

4.5

4,951

1.1

2022年

24.4

15.5

24.3

6.6

7,208

22.8

5,012

2.0

2023年

12.1

15.2

27.3

16.7

9,675

30.1

5,275

5.4

2024年

9.4

-1.8

29.7

5.4

11,687

12.1

6,083

15.3

指标

煤炭开采和洗选业固投增速

石油和天然气开采业固投增速

电力、热力生产和供应业固投增速

燃气生产和供应业固投增速

主要发电企业电源工程投资完成额

主要发电企业电源工程投资增速

电网工程投资完成额

电网工程投资增速

2025年1-11月

7.6

-1.5

12.5

9.4

8,500

-1.8

5,604

5.9

注：根据国家统计局、国家能源局数据整理。

下文着重分析煤炭、原油与天然气这三类我国代表性基础能源。

（一）煤炭

2025年国内煤炭价格呈N型走势，中枢同比下移。供应端全年产量小幅增长但前高后低，上半年产量高增致市场过剩，7月超产专项核查后产量增速持续收窄，政策调控成为产量变化的核心主导因素。需求端受新能源替代提速影响，火电用煤需求承压，非电侧钢铁、建材行业需求疲软，化工用煤随煤化工项目释放需求提升。2025年行业产能利用率逐季回落，受煤价持续下行，以及近年安监环保、智能化建设投入增加与用工成本上升等综合影响，规上煤企经营压力显著加大，1-11月亏损面超五成，煤炭价格形成机制改革提上日程。

2025年1-11月，我国规模以上工业原煤产量达44.02亿吨，同比增长1.40%，增速较上年同期小幅提升。分区域看，山西、内蒙古、陕西、新疆四大主产区原煤产量同比分别变动+2.4%、-1.2%、+2.6%和+2.6%，合计贡献全国71.54%的煤炭供应量，其产量增速较“十四五”初期已整体趋缓。分月度走势看，1-5月全国规上原煤产量同比增速达6.00%，实现超预期增长；叠加下游新能源替代效应持续凸显，煤炭市场供应过剩，价格进入深度调整。自7月国家能源局启动“反内卷”超产专项核查后，原煤产量同比增幅连续5个月收窄。当前政策调控已成为影响煤炭产量的主导因素，在“反内卷”行动与产能储备制度建设协同推进的背景之下，我国煤炭供应在保供稳价与能源结构转型的双重目标间探索动态平衡。进口方面，由于进口煤价格优势减弱，2025年1-11月，全国煤炭进口总

量累计为4.32亿吨，同比下降 12.0%；累计进口金额315.67亿美元，同比下降 33.5%。根据2026年全国能源工作会议，预计2025年原煤产量在 48亿吨以上，煤炭进口量约4.7亿吨，建设储备产能9,000万吨/年以上。

单位：万吨，%

![](page=12,bbox=[343, 704, 1077, 1293])

注：根据国家统计局数据整理绘制。

![](page=12,bbox=[1102, 695, 1793, 1276])

图4. 全国和四大主产区的原煤产量及同比增速表现

需求方面，根据卓创资讯，2025年1-9月我国煤炭消费总量37.8亿吨，同比增长2.1亿吨，其中电力、钢铁、建材、化工行业在煤炭消费总量中的比重分别为 56.08%、14.02%、9.52%和 8.47%。火电行业煤炭需求量最大，2025年1-11月，全社会发电量为8.86万亿千瓦时，同比增长 2.4%；同期火力绝对发电量为5.71万亿千瓦时，同比下降 0.7%，水电、风电、太阳能和核电同比分别增长 2.7%、9.6%、24.8%和 8.1%，清洁能源仍在加速替代火力发电。钢铁行业呈现“粗钢、生铁降，钢材增”的背离，主要系下游地产继续走弱、制造业增速回落、基建支撑有限，而上游粗钢产量受政策严控，主要产品产销双重承压，内部产品结构自发向“减建材、增板材”调整所致。2025年1-11月，我国基建、制造业固定资产投资及房地产开发投资完成额分别同比变动+0.13%、+1.90%和-15.9%；

生铁、粗钢和钢材产量分别同比变动-2.3%、-4.0%和+4.0%；钢材出口同比增长 6.7%。建材行业主要耗煤领域为水泥生产，2025年1-11月全国累计水泥产量15.49亿吨，同比-6.9%（上年同期-10.1%），降幅有所收窄。化工领域在现代煤化工推动下，煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇等项目产能逐步释放，带动化工用煤需求及消费比重持续提升。

单位：万吨

![](page=13,bbox=[327, 869, 1762, 1553])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图5. 动力煤分行业消费情况

煤价方面，2025年国内动力煤价格呈“N型”走势，价格中枢较上年继续下移。上半年，主产区产能释放叠加水电替代效应、港口高库存压制，煤价延续下行。三季度迎峰度夏需求周期开启，而主产区强降雨及超产核查同步收紧供给，水电出力回落强化火电用煤需求，煤价企稳反弹。四季度前半段，安全检查、大秦线检修及冷冬预期推升冬储需求，煤价冲高至年内高点，后半段则受冷冬预期落空、市场集中去库影响价格回落。炼焦煤价格呈“V型”走势，上半年炼焦精煤产量增长而粗钢产量下降、钢厂采购意愿低迷，供应宽松导致价格持续下探至煤矿成本价；下半年安

监环保趋严、查超产启动收紧供给，叠加内外价差修复推动进口量增长、以及成本支撑，炼焦煤价格整体震荡回升。截至2025年末，国内秦皇岛港动力煤平仓价（Q5500，山西产）、秦皇岛港动力煤年度长协价（Q5500）、主要港口喷吹煤平均价和炼焦煤平均价分别为678.00元/吨、694.00元/吨、1,056.00元/吨和1,192.00元/吨，分别同比-11.37%、-0.29%、-12.22%和-13.62%。

单位：元/吨

![](page=14,bbox=[318, 956, 1802, 1673])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图6. 近年来我国主要煤炭品种价格走势

单位：万吨，天

![](page=15,bbox=[293, 376, 1825, 1096])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图7. 近年来我国主要港口和电厂煤炭库存

安全生产及监督检查方面，2025年7月22日，为遏制“以量补价”的恶性竞争、规范市场秩序，国家能源局下发《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》，要求对山西、内蒙古、陕西等8个产煤省区的超公告产能生产行为进行严查，重点核查2024年全年及2025年上半年单月产量超核准产能10%的情况。2025年9月16日，内蒙古自治区能源局通报了全区299处核查煤矿中近三成存在超产，其中15处矿（约3,000万吨/年产能）被责令停产整改。山西、陕西也亦同步开展处罚整治。2025年8月4日，新版《煤矿安全规程》发布，于2026年2月1日起施行；新版规程新增56条、修改353条，将适用范围扩展至领土和管辖海域，新增多项安全管理制度、升级灾害防治标准，明确智能化技术应用方向，同时细化从业人员资质要求与实操规范。煤炭行业安全生产压力长期存在，生产节奏及供给易因重大安全事故突发、安全生产监督检查强化出现阶段性波动。近年来国家通过出台反内卷政策、加大安

环监管力度等举措，遏制行业盲目增产，推动落后产能出清，有助于强化企业安全规范运营及引导行业健康有序发展。

2025年以来，煤炭企业产能利用率呈逐季回落态势，一二三季度产能利用率分别为 71.9%、69.3%和 68.9%，分别同比变动+0.34个百分点、 -3.50个百分点和-3.80个百分点。1-11月，受长协煤价下调、市场煤价承压影响煤炭工业规上企业利润降幅大于营收，同期共实现营业收入 23,455.90亿元，同比下降 18.8%；实现利润总额2,970.10亿元，同比下降 47.3%。同期，电力、热力生产和供应业实现利润总额6,859.40亿元，增长 11.80%，煤电联营企业煤弱电强，利润较单一煤企呈现一定抗跌性。截至2025年11月末，煤炭工业规上企业资产负债率为 60.60%，上年末为 60.31%。

单位：%

![](page=16,bbox=[320, 1461, 1810, 2095])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图8. 煤炭采选季度产能利用率

单位：亿元，%

![](page=17,bbox=[323, 413, 1798, 1109])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图9. 煤炭工业规上企业经营效益和财务杠杆

2025年11月末，煤炭工业规上企业单位数量5,234个，较上年末增长1.02%。伴随落后产能退出，煤炭开发向重点地区、大型煤炭基地集中。 2025年煤炭行业亏损面延续扩大态势，截至2025年11月末，全国煤炭行业规上亏损企业共有2,642个，亏损面达 50.48%；1-11月亏损总额 965.80亿元，同比扩大 36.5%。近年煤炭企业环保投入、智能化改造成本持续投入，加上新能源产能释放节奏较快，2022年侧重“抑涨”的煤价机制设计短板逐步显见，亏损面的急剧扩大反映出价格形成机制有待完善的紧迫性。2025年6月，国家发改委价格司发布课题委托研究征集公告，将“改革完善煤炭市场价格形成机制研究”纳入核心议题。本轮煤价下行周期已长达4年，受煤炭成本位支撑、亏损产能淘汰，以及减产限产、严查超产等政策托底作用，预计2026年供给宽松幅度将有所收窄，煤炭价格或结束单边下跌，进入企稳回升的阶段。

![](page=18,bbox=[313, 420, 1804, 1054])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图10. 煤炭工业规上企业亏损面

单位：亿元，%

![](page=18,bbox=[321, 1362, 1795, 1982])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图11. 煤炭工业规上企业亏损总额和累计同比情况

（二）石油和天然气

2025年国内原油产量继续创新高，海上石油贡献八成增量。低油价下商业及战略储备补库需求支撑进口量同比增长。下游汽柴油消费需求下滑、航煤微增，“减油增化”推动原油表观消费量增长及消费结构向化

工型转变。国际油价全年宽幅震荡下行，布伦特、WTI分别跌约 18%、 20%，供强需弱为全年主线，地缘事件带来短期扰动。天然气方面，2025年国内供应稳定增长，进口量同比下滑，其中液气进口降幅显著，管输气进口小幅增长。受房地产拖累工业化工用气、暖冬削弱城燃需求以及可再生能源发电挤压等因素影响，国内天然气表观消费量同比微降，增速转负。2025年国际天然气供应宽松，气价前高后低、区域分化。

原油方面，受益于油气增储上产，2025年我国原油产能持续夯实， 1-11月实现原油产量1.98亿吨，同比增长1.73%。新增产能以海上为主，并叠加部分陆上非常规扩产、老油田挖潜。据中国海油集团能源经济研究院《中国海洋能源发展报告2025》，2025年我国海洋石油产量约6,800万吨，同比增长约250万吨，约占全国石油增产量的八成。1-11月，受益于油价低位，商业及战略储备补库需求支撑原油进口量同比增长3.43%，至 5.23亿吨。从进口国别或地区来看，俄罗斯联邦、沙特、马来西亚、伊拉克和巴西进口量前五，合计约占进口总量的 62.49%，进口量分别同比- 7.99%、+2.41%、-4.20%、+0.95%和+22.63%，巴西进口量大增拓宽我国原油进口渠道。据海关总署数据，同期我国原油进口金额2,698亿美元，同比下降 9.9%；进口平均单价517美元/吨，同比下降 12.68%。

下游需求方面，据百川盈孚数据，2025年1-11月我国原油表观消费量同比增长 2.61%至7.17亿吨。同期，原油加工总量为6.75亿吨，同比增长 4.00%。其中汽油、柴油和煤油产量分别为1.42亿吨、1.82亿吨和 0.54亿吨，分别同比-3.90%、-2.00%和+5.20%，尽管国际航线和航空货运提振航煤消费，但新能源发展及交运、基建和房地产市场低迷持续压制柴油消费，成品油整体增长发力。受炼化产业“减油增化”大规模化实施影响，原油加工增量优先流向乙烯、丙烯等基础化学品以及芳烃、聚烯烃等高分子材料生产，驱动我国原油消费结构从燃料型向化工型转变。

2025年1-11月，我国原油外采比例达 72.51%，对外依存度仍保持高位。2025年，国际油价在年初冲高后回落，呈宽幅震荡下行走势，油价中枢同比下移明显，其中布伦特原油期货结算价从年初75.93美元/桶降至年末的60.85美元/桶，WTI原油期货结算价从73.13美元/桶降至年末的57.42美元/桶，分别累计下跌约 18%和 20%。分月度看，1月受俄石油制裁升级、欧美极寒推高取暖需求支撑，油价冲高至全年高点，后伴随美国页岩油产量回升，4月起OPEC+进入增产周期导致供需结构转换，油价跌破60美元关口，6月以色列空袭伊朗引发霍尔木兹海峡通航担忧，油价短暂反弹，在冲突缓和后重回下行通道，下半年OPEC+持续增产、美国页岩油产量创新高及巴西、圭亚那等新兴产油国产量同步高增加供应利空，而全球经济增速放缓、新能源替代效应显现及OECD库存持续高企压制需求，油价持续下探。2025年油价走势以“供强需弱”为主线逻辑，叠加地缘事件和库存累积带来短期扰动。预计2026年受供应宽松主导，油价仍将延续下行趋势，地缘和政策变量或引发阶段性价格反弹。

单位：美元/桶

![](page=20,bbox=[314, 1719, 1798, 2314])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图12. 原油期货结算价（连续）走势

天然气方面，受益于天然气勘探开发技术进步及新增产能陆续投产， 2025年我国天然气产量保持增长，1-11月累计产量为2,389亿立方米，同比增长 6.3%。同期，受下游需求疲弱及国产气增供影响，天然气进口量同比下降 4.7%，至1,591.70亿立方米；进口金额5,08.74亿美元，同比下降 14.3%；进口均价444.39美元/吨，同比下降 9.89%。从进口结构看，得益于中俄东线、中亚管线扩能，低成本俄罗斯管道气进口量大幅提升，同期气态（管道）天然气累计进口量5,446万吨，同比增长 7.6%；累计进口金额194.45亿美元，同比增长 0.4%；进口均价358.89美元/吨，同比下降 6.39%。由于管道气替代以及关税战影响对美LNG进口等因素综合作用，同期液化（LNG）天然气累计进口量6,001万吨，同比下降 13.7%；进口金额313.29亿美元，同比下降 21.4%；进口均价522.07美元/吨，同比下降 8.89%。

天然气下游需求主要为城市燃气、工业燃料、发电和化工行业，消费占比约为 34%、41%、18%和 $ 7 \%^{3} $ 。2025年1-11月，由于房地产拖累工业及化工用气表现，气温偏暖导致城燃消费支撑不足，以及可再生能源发电对燃气发电调峰空间形成挤压，我国天然气消费增速转负，同期表观消费量为3,880.0亿立方米，同比下降 0.1%。

价格方面，目前我国天然气价格三种定价机制并行。其中国产气受政府监管指导，并逐步放开市场化定价；进口管道气和进口LNG长协多数签订“长约协议”，买卖双方依据“照付不议”原则签订长期供需协议，价格与国际油价挂钩；进口LNG现货参照全球几大天然气标杆价格随行就市。2025年国际天然气市场价格前高后低、区域分化。分季度看，一季度欧洲冷冬且库存低位催生补库需求，叠加俄罗斯对欧洲管道气减量，

带动气价冲高回落，6月下伊以冲突增加供应风险，欧洲和东北亚气价短暂上行，三季度伴随亚洲进口疲软（中国LNG进口负增长）、欧洲库存回升、美产量高位影响，气价进入震荡下行通道，四季度全球供应整体宽松，其中美国市场在11月LNG出口量创新高、供暖需求增加的拉动下，亨利港天然气现货价格强势上涨。预计2026年国际气价中枢仍将保持下行趋势。需求端上，欧洲市场已完成俄罗斯管道气替代，叠加可再生能源发电挤压，需求进入饱和阶段，亚洲市场工业和发电用气或成为价格主要支撑；供应端，美国与卡塔尔LNG产能大规模投产，预计供应增速将显著超过需求增速。

![](page=22,bbox=[327, 1155, 1800, 1856])

注：根据 wind 数据整理绘制。

图13. 国际天然气价格走势

2025年以来，国内石油和天然气开采业企业产能利用率水平保持高位，一二三季度产能利用率分别为 92.40%、90.90%和 91.20%，同比+0.70个百分点、-0.90个百分点和+1.00个百分点。1-11月，石油和天然气开采业规上企业共实现营业收入10,479.90亿元，同比下降 4.90%；实现利润总额2,953.20亿元，同比下降 13.60%。截至2025年11月末，规上企业

资产负债率为 48.18%，同比上升0.25个百分点。

中石油、中石化和中海油（三桶油）为我国主要的油气勘探开发主体，控制了国内大部分的油气生产和供应。油气增储上产七年行动以来，三桶油资本开支维持高位，持续推进油气高效勘探，在鄂尔多斯、塔里木、四川、渤海湾等重点盆地斩获多项重大突破，发现和落实多个亿吨级和千亿方级规本储量区；海外勘探领域亦成果显著，在巴西、哈萨克斯坦、土库曼斯坦等国实现规模增储。依据行业准则，储采比超10年通常具备稳产上产基础。截至2024年末，中石油、中石化和中海油的原油储采比分别为6.57年、7.44年和9.17年，同比-0.07年、+0.32年和+0.04年；天然气储采比分别为14.18年、7.05年和10.76年，分别同比-0.58年、+0.09年和+0.13年。我国原油储采比仍较低，资源接续保持紧缺状态，有赖继续加大勘探力度寻找资源或提升工程技术保障能力，增强资源利用效率。近年“三桶油”加速布局风光发电、地热、氢能等新能源赛道，依托CCS/CCUS技术推动油气与新能源深度融合，稳步迈向能源清洁替代、增储上产与绿色转型目标。2024年，中石油新增风光发电装机规模495.4万千瓦，全年风光发电量47.2亿千瓦时；吉林油田首个大型集中式风电项目、青海格尔木首个百万千瓦级光伏电站并网发电，大庆林甸风光发电、克拉玛依264万千瓦新能源及配套煤电碳捕集一体化等项目开工建设。中石化以氢能为核心发力方向，积极构建多元用氢场景，带动氢能规模化应用，累计建成加氢站142座。中海油渤海岸电工程全面投运，全年完成绿电替代7.6亿千瓦时；获取200万千瓦海上风电资源，海南CZ-7等示范项目有序推进；推进CCS/CCUS产业化，打造渤海和海南两个海上CCUS基地，积极推进大亚湾区、长三角海上CCS/CCUS示范项目。

表2. 三桶油主要经营数据

公司名称

指标名称

2022年度

2023年度

2024年度

2025年前三季度

2024年前三季度

中石油

原油储量(百万桶)

6,418.4

6,219.00

6,183

原油产量(百万桶)

906.2

937.1

941.8

714.3

708.3

天然气储量(万亿立方英尺)

73.5

72.8

天然气产量(万亿立方英尺)

4.7

4.9

5.1

4.0

3.8

资本性支出(亿元)

2,743

2,753

2,758

其中:油气和新能源(亿元)

2,216

2,484

2,276

单位油气操作成本(美元/桶)

12.4

12.0

12.1

10.8

11.5

中石化

原油储量(百万桶)

1,962

2,003

2,097

原油产量(百万桶)

280.9

281.1

281.9

211.2

211.3

天然气储量(万亿立方英尺)

8.8

9.3

9.9

天然气产量(万亿立方英尺)

1.25

1.34

1.40

1.10

1.05

资本性支出(亿元)

1,891

1,768

1,750

716

864

其中:勘探及开发

833

786

823

416

508

单位油气操作成本(元/吨)

773.1

755.2

745.4

中海油

原油储量(百万桶当量)

4,333.4

4,841.5

5,209.5

原油产量(百万桶/天)

1.3

1.4

1.5

445.1百万桶

422.4百万桶

天然气储量(万亿立方英尺)

9.0

9.2

10.0

天然气产量(亿立方英尺/天)

19.8

22.2

23.86

7,775亿立方英尺

6,965亿立方英尺

资本性支出(亿元)

1,004

1,296

1,234

860

953

桶油成本(美元/桶)

30.4

28.8

28.5

27.4

28.1

注：根据 Wind 数据整理。

二、政策环境

能源行业作为国民经济的支柱行业，攸关国计民生和国家安全。作为重要的基础行业，能源是下游诸多行业基本驱动因素，其供应稳定充足是经济平稳运行的必要前提，行业整体运行受政策调控影响显著。国家及各部委通过出台专项政策推动能源领域变革，调节能源供需结构，引导产业高质量规范发展。近年来国际政治秩序深度调整，全球能源体系升级，我国能源政策保持战略定力，围绕新型能源体系构建、能源供应安全保障、能源技术创新与产业升级、能源体制机制深化改革、能源法律法规健全完

善等核心方向，密集出台配套政策支撑并规范能源市场高效运行。2025年处于“十四五”收官与“十五五”谋篇布局的关键交汇期，国家能源政策顶层设计重点聚焦电力市场机制完善、传统能源低碳转型提速、新能源消纳与调控体系构建、能源与人工智能深度融合等领域。

《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》取消新能源强制配储要求，推动新能源电量全面进入现货市场交易，上网电价通过市场化形成。

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。改革内容包括： $ \textcircled{1} $推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。 $ \textcircled{2} $建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。 $ \textcircled{3} $区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。

《通知》对电力行业影响深远：一是助力形成真实市场价格，优化电力资源配置，引导新能源行业健康发展；二是新能源公平承担电力系统调节成本，各类电源价值凸显，推动新能源与调节电源、电网协同，支撑新型电力系统构建；三是新能源与煤电同等条件入市，有利于扩大电力市场化交易范围，推动地方完善电力市场规则，加速全国统一电力市场建设。

《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》明确煤电产业转型升级的技术指标体系、实施路径及保障措施，对夯实煤电兜底保供、

助力新型电力系统构建具有重要意义。

2025年03月26日，国家发展改革委、国家能源局印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》（发改能源[2025]363号），聚焦清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四大维度建技术指标体系，分步骤推进现役机组升级、新建机组提标以及新一代煤电试点示范突破。为统筹推动新一代煤电升级工作有序推进，《实施方案》运用规划、运行、市场、资金等手段全方位支撑新一代煤电建设。《实施方案》坚持有序推进、因地制宜、厂网协同、试点先行原则，在2021年“三改联动”基础上推动煤电在新型电力系统中更好发挥兜底保障和支撑调节作用，以新一代煤电发展促进传统产业转型升级，有利于碳达峰碳中和目标的实现。

《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》抢抓人工智能发展重大战略机遇，突出应用导向，加快推动人工智能与能源产业深度融合，支撑能源高质量发展和高水平安全。

2025年9月4日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》（国能发科技[2025]73号）。《意见》明确2027年融合创新体系初建、核心技术突破，2030年技术与应用整体达世界领先水平两大阶段目标；围绕煤、电、油、气各能源品种，系统部署人工智能+“电网、能源新业态、新能源、水电、火电、核电、煤炭、油气”八大应用场景；强化数据、算力、算法支撑，推动能源领域共性关键技术攻关；完善标准规范、人才培育生态、金融等配套保障体系。《意见》以拓展人工智能与能源领域深度融合应用场景为重要依托，提升能源领域人工智能创新应用技术水平为主攻方向，旨在引导人工智能与能源产业深度融合，带动能源整体性变革。

《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》从主体、业态、机制、技

术、监管多方面统筹部署新能源消纳，保障新能源同时实现大规模开发与高质量消纳。

2025年11月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源[2025]1360号），针对新能源跨越式发展中面临的消纳难度攀升、调节压力增大等问题，提出促进产业转移、提升通道效率、集中送出、设定消纳目标、促进自发自用等一揽子解决方案；推动新能源消纳新模式新业态创新发展，丰富新能源利用方式；提出源网荷储协同发力，增强新型电力系统对新能源适配能力；促进市场机制建设，强化技术创新驱动，完善新能源消纳管理。《指导意见》从主体、模式业态、机制、技术、监管等维度对新能源消纳作出系统性、全局性部署，可有力支撑新能源同时实现大规模开发与高质量消纳，对新型能源体系及新型电力系统建设意义重大。

《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》提出“加快建设新型能源体系”、“建设能源强国”、“积极稳妥推进和实现碳达峰”等重要工作部署，为未来五年能源发展提供科学指引和关键抓手。

2025年10月，党的二十届四中全会审议通过《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》，在能源领域做出“以碳达峰碳中和为牵引，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，筑牢生态安全屏障，增强绿色发展动能”的重要部署。未来五年，我国将：持续提高新能源供给比重，加强化石能源清洁高效利用；科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设；加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制；实施碳排放总量和强度双控制度；推动煤炭和石油消费达峰；完善碳排放统计核算体系、扩大全国碳排放权交易市场覆盖范围，建立健

全绿色低碳标准体系，推动引领国际规则标准完善和衔接互认；发展分布式能源，建设零碳工厂和园区；深入推进生态环境分区管控，加强同国土空间规划衔接；完善资源总量管理和全面节约制度；落实促进绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格、科技、环保政策；健全绿色消费激励机制。

12月，中央经济工作会议再次强调“制定能源强国建设规划纲要，加快新型能源体系建设，扩大绿电应用”、“加强全国碳排放权交易市场建设”。“十五五”时期将是我国碳达峰和实现绿色低碳转型的关键阶段，以双碳目标为引领，进一步提升能源自给率，将新型能源体系及能源产业链产品标准提升至国际领先水平，建设能源强国，这有利于确保我国能源安全，并在国际形势变换中扩大影响力，推动公平公正、均衡普惠的全球能源治理体系构建。

三、样本分析

（一）样本筛选

本文分析样本主要选取标准为证监会行业下的“煤炭开采和洗选业”（煤炭采选）及“石油和天然气开采业”（油气开采）发债企业和上市公司（剔除重叠部分），共计76户。因数据不完整剔除9户，因合并口径因素剔除26户。此外，江西江钨稀贵装备股份有限公司（原名安源煤业集团股份有限公司）2025年8月以持有煤炭资产和负债置换股东下属赣州金环磁选科技装备股份有限公司股份，发生经营范围变更；中燃投资有限公司主营燃气运营服务；克拉玛依市独山子区天鼎投资集团有限责任公司主营石化产品产销；受前述因素影响剔除相关样本3户。最终纳入行业样本的企业共计38家，其中煤炭企业31家，油气开采企业7家。按企业性质划分，中央国企7家，地方国企共26家，民营及外资企业5家。

煤炭及油气开采为资本密集型行业，单个煤矿及油气田开发投资规模高达几十亿乃至上百亿，且项目建设前期手续繁杂，涉及多部门协调、审批，投资企业面临较大的生产运营风险。大型国央企拥有资金、技术、管理优势，往往占据行业主导地位。截至2025年9月末，国能投资、山东能源集团、中石化集团、中石油集团和中海油总资产规模超万亿，晋能电力、晋能煤业、晋能装备、陕煤化、中煤集团、山西焦煤集团和延长石油超3,000亿，前述企业合计占样本资产总额的 88.36%，对行业总体经营及财务表现产生决定性影响。

表3. 样本企业名单及其细分行业归属

企业名称

细分行业

公司属性

企业名称

细分行业

公司属性

安徽恒源煤电股份有限公司

煤炭采选

地方国企

山东能源集团有限公司

煤炭采选

地方国企

北京昊华能源股份有限公司

煤炭采选

地方国企

山西焦煤集团有限责任公司

煤炭采选

地方国企

甘肃能源化工投资集团有限公司

煤炭采选

地方国企

山西潞安矿业(集团)有限责任公司

煤炭采选

地方国企

贵州盘江精煤股份有限公司

煤炭采选

地方国企

山西忻州神达能源集团有限公司

煤炭采选

地方国企

国家能源投资集团有限责任公司

煤炭采选

中央国企

陕西煤业化工集团有限责任公司

煤炭采选

地方国企

河南大有能源股份有限公司

煤炭采选

地方国企

陕西榆林能源集团有限公司

煤炭采选

地方国企

华电煤业集团有限公司

煤炭采选

中央国企

神木市国有资本投资运营集团有限公司

煤炭采选

地方国企

华阳新材料科技集团有限公司

煤炭采选

地方国企

新大洲控股股份有限公司

煤炭采选

民营企业

淮河能源控股集团有限责任公司

煤炭采选

地方国企

徐州矿务集团有限公司

煤炭采选

地方国企

冀中能源集团有限责任公司

煤炭采选

地方国企

阳城县国有资本投资运营有限公司

煤炭采选

地方国企

晋城市国有资本投资运营有限公司

煤炭采选

地方国企

郑州煤炭工业(集团)有限责任公司

煤炭采选

地方国企

晋能控股电力集团有限公司

煤炭采选

地方国企

中国中煤能源集团有限公司

煤炭采选

中央国企

晋能控股煤业集团有限公司

煤炭采选

地方国企

广汇能源股份有限公司

油气开采

民营企业

晋能控股装备制造集团有限公司

煤炭采选

地方国企

陕西延长石油(集团)有限责任公司

油气开采

地方国企

开滦(集团)有限责任公司

煤炭采选

地方国企

首华燃气科技(上海)股份有限公司

油气开采

民营企业

辽宁能源煤电产业股份有限公司

煤炭采选

地方国企

中国海洋石油有限公司

油气开采

中央国企

内蒙古电投能源股份有限公司

煤炭采选

中央国企

中国石油化工集团有限公司

油气开采

中央国企

内蒙古伊泰煤炭股份有限公司

煤炭采选

公众企业

中国石油天然气集团有限公司

油气开采

中央国企

平顶山天安煤业股份有限公司

煤炭采选

地方国企

洲际油气股份有限公司

油气开采

外资企业

注：根据 Wind 数据整理。

（二）业务分析

2024年以来能源价格持续回落，样本能源企业营业收入与盈利同比双降。煤炭行业受资源税提高，人力成本、环保及转型开支增多影响生产成本上升，伴随煤价下行导致收入承压，而成本支出刚性，盈利下滑幅度较油气开采企业更为明显。

2024年以来基础能源价格持续回落，带动能源开采企业收入和净利润同比双降。2024年及2025年前三季度，样本能源开采企业合计实现营业收入108,994.88亿元和75,246.16亿元，分别同比-3.36%和-8.90%；实现净利润6,770.49亿元和4,424.77亿元，分别同比-6.86%和-15.74%。

单位：亿元，%

![](page=30,bbox=[336, 1259, 1809, 1915])

注：根据样本企业数据整理绘制。

图14. 样本企业营业收入和毛利率变化情况

分行业看，2024年及2025年前三季度，样本煤炭企业营业收入合计 38,174.09亿元和25,210.00亿元，同比-5.71%和-11.48%；净利润分别为 2,363.57亿元和1,394.52亿元，分别同比-19.56%和-24.16%。其中2025年上半年，煤炭行业经历多轮降价潮，煤价下行幅度同比大幅加深，部分煤炭企业经营压力骤增。2025年前三季度，31家煤炭样本企业中有29家

净利润同比下降，仅国能投资实现净利润微增和华阳新材实现减亏；共11家样本企业净利润亏损，上年同期为5家。样本企业中，郑州煤炭工业受煤矿资源枯竭、安全事故多发、历史坏账沉重等影响连续6年亏损；大有能源由于部分矿井地质条件变化，煤层煤质变差拉低产品售价，已连续3年亏损；新大洲多次股东变更及转型，自2018年起常年经营亏损；华阳新材、晋能煤业、晋能电力、晋城国资等山西煤企近年整合退出低效矿井，加大智能绿色矿山建设、矿井生态修复、废气废水处理等非生产性支出，叠加2024年山西“查三超”政策出台缩减产量，2024年以来净利润下降显著且部分企业大额亏损。

油气开采方面，2024年及2025年前三季度，样本油气开采企业分别实现营业收入70,820.79亿元和50,036.16亿元，同比-2.04%和-7.55%；净利润4,406.91亿元和3,030.26亿元，同比+1.75%和-11.21%。7家样本中，广汇能源主要受天然气销量及销售价格下降，煤炭、煤化工产品价格下降，以及贸易业务规模缩减影响，同期收入分别同比-40.72%和-14.63%，净利润分别同比-43.00%和-52.82%。首华燃气受收购海沃邦形成的合同权益及商誉减值、天然气销售价格下降及财务费用增加等影响，2024年净利润亏损9.33亿元。三桶油由于保持一定增储上产节奏，部分对冲油价下跌的损失，业绩呈现一定韧性；其中，中石化下游炼化占比高，对油价变动更为敏感，营收和净利润下降明显，2024年及2025年前三季度净利润分别同比-14.59%和-21.29%。

盈利能力方面，由于基础能源景气度延续回落，样本能源企业毛利率水平持续弱化，2024年及2025年前三季度毛利率分别为 21.75%和 20.51%，分别同比下降0.78个百分点和0.25个百分点。其中煤炭企业毛利率下降更为明显，同期毛利率分别为 20.57%和 18.46%，同比下降1.38个百分点

和1.51个百分点。油气开采企业毛利率分别为 22.39%和 21.54%，分别同比下降0.47个百分点和增加0.37个百分点。主要受三桶油公允价值变动净损益、投资收益等增长推高利润总额影响，全样本及油气开采细分行业 EBITDA利润率同比提升。

表4. 样本企业主要盈利能力指标及其变化趋势（单位：%）

指标

2020年

2021年

2022年

2023年

2024年

2025年前三季度

2024年前三季度

毛利率-全样本

20.15

21.95

23.26

22.53

21.75

20.51

20.75

毛利率-煤炭

17.95

21.24

24.82

21.95

20.57

18.46

19.97

毛利率-油气开采

21.69

22.41

22.36

22.86

22.39

21.54

21.17

期间费用率-全样本

9.33

7.57

6.68

6.93

6.94

6.74

6.54

期间费用率-煤炭

10.60

9.17

9.20

9.09

9.18

9.15

9.03

期间费用率-油气开采

7.93

6.21

5.37

5.67

5.63

6.06

5.63

EBITDA利润率-全样本

14.15

15.08

14.13

16.66

16.86

EBITDA利润率-煤炭

15.30

17.13

19.59

19.36

18.63

EBITDA利润率-油气开采

13.34

13.78

10.99

15.15

15.90

注：根据 wind 数据整理。

（三）财务分析

近年能源行业保持资本开支扩张，刚债增长提速，但主要受益于盈利积累，杠杆水平仍保持修复趋势，刚债期限结构优化明显，其中债券融资占比下降，新增债务以长短期借款为主。由于融资主体向大型国央企进一步集中，样本能源企业整体信用资质较优，综合融资成本持续压降。样本企业资产流动性欠佳，近年运营效率表现弱化，长期偿债能力波动增强，利息支付保障提升显著，偿债能力总体优化。与煤炭行业相比，油气企业举债节制，债务负担偏轻。

1. 财务杠杆

2022-2024年及2025年9月末，样本能源开采企业负债总额分别为 88,868.32亿元、91,688.39亿元、92,148.83亿元和95,619.78亿元，分别

较上年末增长 5.60%、3.17%、0.50%和 3.77%；资产负债率分别为 55.21%、 54.92%、54.20%和 54.18%，呈持续下降趋势。

2022-2024年及2025年9月末，样本煤炭企业负债总额分别较上年末增长 7.61%、2.95%、2.90%和 3.88%，资产负债率分别为 66.29 %、 65.90 %、65.70%和 65.93%。煤炭企业历史负担偏重，叠加保供和转型压力下面临资本开支需求，虽近年杠杆修复，但修复进度总体缓慢；2025年以来主要受盈利收缩影响，行业杠杆率面临抬升压力。样本企业中，截至 2025年9月末，郑州煤炭工业、盘江股份、华阳新材、冀中能源、晋能煤业、晋能装备和潞安矿业集团资产负债率超 75%；神木国资、伊泰股份、内蒙电投低于 40%。较2022年末相比，约 52%企业财务杠杆下降，其中昊华能源、辽宁能源、内蒙电投、徐州矿务下降超5个百分点；盘江股份、大有能源、晋城国资、忻州神达、阳城国资杠杆上升超5个百分点。

2022-2024年及2025年9月末，样本油气企业负债总额分别较上年末增长 3.04%、3.47%、-2.67%和 3.61%，资产负债率分别为 45.15%、 44.99%、43.53%和 43.32%，杠杆水平相对稳健。截至2025年9月末，7家油气企业中，仅延长石油一家杠杆超 60%以上，中海油、洲际油气杠杆低于 40%。较2022年末相比，首华燃气和中石化集团杠杆率分别增加 15.51个百分点和4.44个百分点，洲际油气、中石油集团、中海油分别下降40.47个百分点、4.66个百分点和5.51个百分点。

表5. 样本企业负债总额及资产负债率情况（单位：亿元，%）

指标

负债总额

资产负债率

2022年末

2023年末

2024年末

2025年9月末

2022年末

2023年末

2024年末

2025年9月末

全样本

88,868.32

91,688.39

92,148.83

95,619.78

55.21

54.92

54.20

54.18

指标

负债总额

资产负债率

2022年末

2023年末

2024年末

2025年9月末

2022年末

2023年末

2024年末

2025年9月末

煤炭

50,769.11

52,267.26

53,780.94

55,867.62

66.29

65.90

65.70

65.93

最大值

11,343.84

12,317.65

13,185.40

14,122.28

88.15

87.88

87.58

87.93

最小值

19.63

17.62

16.30

16.81

29.22

29.06

25.30

25.18

中位数

457.11

496.73

525.82

528.87

64.42

62.53

62.51

65.95

均值

1,637.71

1,686.04

1,734.87

1,802.18

油气开采

38,099.21

39,421.13

38,367.89

39,752.17

45.15

44.99

43.53

43.32

注：根据 wind 数据整理。

2022-2024年及2025年9月末，全样本企业资产总额分别为 160,975.68亿元、166,939.52亿元、170,006.39亿元和176,499.59亿元，较上年末分别增长 7.32%、3.70%、1.84%和 3.82%。其中非流动资产占比波动上升，同期分别为 66.91%、68.64%、70.42%和 68.87%，符合行业重资产经营特性，资产集中于持有的探、采矿权及生产用矿井设施。

细分行业看，2022-2024年及2025年9月末，样本煤炭企业资产总额分别为76,586.83亿元、79,315.44亿元、81,859.93亿元和84,734.00亿元，分别较上年末增长 8.55%、3.56%、3.21%和 3.51%。同期末，固定资产+在建工程+无形资产合计分别为41,847.78亿元、45,074.97亿元、 47,525.27亿元和49,020.13亿元，分别较上年末增长 3.04%、7.71%、5.44%和 3.15%，占资产总额的比重分别为 54.64%、56.83%、58.06%和 57.85%。同期末，油气开采企业资产总额分别为84,388.84亿元、87,624.08亿元、 88,146.46亿元和91,765.60亿元，分别较上年末增长 6.22%、3.83%、0.60%和 4.11%。其中固定资产+在建工程+油气资产合计分别为37,110.03亿元、 38,951.19亿元、40,398.62亿元和39,385.94亿元，较上年末增长 6.56%、 4.96%、3.72%和-2.51%，占资产总额的比重分别为43.98%、44.45%、45.83%和 42.92%。

表6. 样本企业资产总额及非流动资产占比情况（单位：亿元，%）

指标

资产总额

非流动资产占比

2022年末

2023年末

2024年末

2025年9月末

2022年末

2023年末

2024年末

2025年9月末

全样本

160,975.68

166,939.52

170,006.39

176,499.59

66.91

68.64

70.42

68.87

煤炭

76,586.83

79,315.44

81,859.93

84,734.00

67.73

70.30

72.36

72.31

最大值

19,421.64

20,930.22

22,414.20

23,708.93

85.45

88.39

88.81

90.17

最小值

29.75

28.79

26.07

25.49

44.61

46.03

47.26

46.62

中位数

893.50

854.01

857.87

953.76

64.99

67.55

71.37

73.05

均值

2,470.54

2,558.56

2,640.64

2,733.35

油气开采

84,388.84

87,624.08

88,146.46

91,765.60

66.16

67.14

68.62

65.70

注：根据 wind 数据整理。

权益资本方面，2022-2024年及2025年9月末，全样本企业所有者权益总额分别为72,107.35亿元、75,251.13亿元、77,857.55亿元和 80,879.81亿元，较上年末分别增长 9.52%、4.36%、3.46%和 3.88%。截至 2025年9月末，全样本企业实收资本+资本公积、留存收益、少数股东权益规模分别为20,831.40亿元、33,547.77亿元和21,324.73亿元，较2022年末相比分别累计增长 4.01%、21.49%和 6.42%，期末占所有者权益总额的比重分别为 25.76%、41.48%和 26.37%。

细分行业看，2022-2024年及2025年9月末，样本煤炭企业所有者总额分别较上年末增长 10.46%、4.77%、3.81%和 2.80%。截至2025年9月末，实收资本+资本公积、留存收益、少数股东权益规模分别较2022年末累计增长 9.15%、33.04%和 6.05%，期末占所有者权益总额的比重分别为 28.21%、16.08%和 43.77%，少数股东权益占比高，不利于权益结构的稳定性。

2022-2024年及2025年9月末，油气开采企业所有者权益分别较上年末增长 9.00%、4.13%、3.27%和 4.49%。截至2025年9月末，实收资

本+资本公积、留存收益、少数股东权益规模分别较2022年末累计增长 0.96%、26.76%和 6.98%，期末占所有者权益总额的比重分别为 24.39%、 53.04%和 16.71%。

2. 偿债能力

2022-2024年及2025年9月末，全样本企业刚性债务总额分别为 44,316.68亿元、45,899.55亿元、47,568.56亿元和50,308.99亿元，较上年末分别增长 0.52%、3.57%、3.64%和 5.76%。同期末，刚性债务占负债总额的比例分别为 49.87%、50.06%、51.62%和 52.61%，持续上升；中长期刚性债务占刚性债务总额的比重分别为 49.56%、52.48%、56.19%和 57.67%，期限结构持续优化。

单位：亿元，%

![](page=36,bbox=[333, 1388, 1783, 2111])

注：根据样本企业数据整理绘制。

图15. 全样本企业刚性债务构成及变化趋势

细分行业看，刚性债务增长主要来自煤炭样本企业，2022-2024年及

2025年9月末，煤炭样本企业刚性债务总额分别为31,667.61亿元、 32,766.80亿元、35,116.81亿元和37,726.27亿元，较上年末分别增长 2.45%、 3.47%、7.17%和 7.43%。部分债务用于核增产能的改造、长期停工项目复产，以及运煤支线、运输辅助设施建设。同时，“双碳”3060目标临近，煤炭消费预计迎来达峰减量，行业转型压力持续攀升，煤炭企业加大一体化联营、煤基产业链延伸及高附加值产品开发领域的投资力度。部分企业依托土地资源禀赋，在矿区荒地、采煤沉陷区等区域布局风光资源开发，推进发电、供热项目建设，或投资现代煤化工项目建设与煤基新材料研发。根据煤炭工业协会数据，截至2024年末，煤炭企业煤制油产能931万吨/年，较2021年末无变化；煤制气产能74.55亿立方米/年，较2021年末增加13.3亿立方米/年；煤（甲醇）制烯烃产能1,972万吨/年，较2021年末增加300万吨/年；煤制乙二醇产能1,143万吨/年；较2021年末增加467万吨/年。

从融资结构看，样本煤炭企业刚债增量主要来自长短期借款，2022- 2024年及2025年9月末，长短期借款与应付债券比率分别为3.93倍、 5.60倍、5.90倍和4.75倍。企业债券融资自永煤事件以来逐年压降，至 2024年触底反弹，2022-2024年及2025年9月末，样本煤炭企业应付债券余额分别为4,508.47亿元、3,671.86亿元、3,863.78亿元和5,257.36亿元；长短期借款余额分别为17,721.71亿元、20,571.81亿元、22,812.26亿元和24,975.77亿元。同期末，中长期刚性债务占比分别为 48.34%、53.75%、 56.97%和 60.55%，期限结构近年优化明显。样本企业中，以2025年9月末较2022年末刚债规模相比，约 81%样本企业刚债增长，其中甘肃能化、盘江股份、淮河能源、晋城国资、沂州神达和阳城国资增幅超 50%。截至 2025年9月末，刚性债务主要分布于国能投资、山东能源集团、陕煤化、

晋能煤业和山西焦煤集团，占比 66.63%。

单位：亿元，%

![](page=38,bbox=[337, 507, 1772, 1221])

注：根据样本企业数据整理绘制。

图16. 细分行业样本企业刚性债务构成及变化趋势

2022-2024年及2025年9月末，样本油气开采企业刚性债务总额分别为12,649.07亿元、13,132.75亿元、12,451.75和12,582.72亿元，较上年末分别-4.01%、3.82%、-5.19%和1.05%，行业资本开支主要依赖自身经营积累。从融资结构看，近年融资方式从债券融资为主，逐步转变为长短期借款为主，同期末长短期借款与应付债券比率分别为1.10倍、2.08倍、2.18倍和1.85倍。同期末，中长期刚性债务占比分别为 52.62%、 49.32%、53.97%和 49.06%。样本企业中，以2025年9月末较2022年末刚债规模相比，延长石油、首华燃气和中石化集团刚性债务增长，增幅分别为14.22%、16.37%和56.68%；其余企业刚债下降，其中洲际油气、中海油、中石油集团、广汇能源累计-80.67%、-50.68%、-45.72%和-17.07%。截至2025年9月末，刚性债务主要分布于中石化集团、中石油集团、延长石油和中海油，合计占比达 98.33%。

2022-2024年，样本能源开采企业长期偿债能力波动上升，利息支付保障增强明显，综合融资成本持续优化。细分行业有所分化，其中煤炭企业刚性债务规模增幅较大增加偿债负担，EBITDA对刚性债务的覆盖程度不断削弱。油气企业刚性债务高度集中，债务主体以中央国企三桶油及陕西省属国企延长石油为主；该类主体信用资质优异，且举债行为节制，各项偿债指标表现均显著优于煤炭样本企业。

表7. 样本企业主要偿债指标及走势

指标

EBITDA/刚性债务(倍)

EBITDA/利息支出(倍)

综合融资成本(%)

2022年

2023年

2024年

2022年

2023年

2024年

2022年

2023年

2024年

全样本

0.38

0.42

0.39

9.01

11.90

12.70

4.24

3.50

3.09

煤炭

0.27

0.24

0.21

5.86

6.62

6.52

4.67

3.68

3.21

油气开采

0.65

0.85

0.88

20.19

27.77

31.67

3.20

3.06

2.78

注： $ \textcircled{1} $根据wind数据整理。 $ \textcircled{2} $综合融资成本=当期利息支出*2/（期初刚性债务总额+期末刚性债务总额）。 $ \textcircled{3} $受制于资本化利息数据可获取性，本文利息支出暂使用财务费用-利息费用替代。

现金流方面，能源企业经营获现状况与行业景气度及下游行业市场状况高度相关。2022-2024年及2024年前三季度，样本能源企业销售商品、提供劳务收到的现金分别为125,917.73亿元、120,165.39亿元、 116,005.70亿元和79,707.00亿元，分别同比+18.95%、-4.57%、-3.46%和 -8.22%；营业收入现金率分别为105.34%、106.55%、106.43%和105.93%。尽管近年受销售价格下降影响销售现金流入减少，但收现质量仍保持较好水平。同期，经营性现金净流量分别为16,973.72亿元、15,813.87亿元、 13,841.08亿元和8,910.98亿元，分别同比+14.38%、-6.83%、-12.48%和- 14.74%。投资性现金净流量分别为-8,942.37亿元、-10,756.85亿元、- 10,782.92亿元和-7,560.43亿元，分别同比+16.57%、+20.29%、+0.24%和 +28.14%，2024年投资增速收缩明显。筹资性现金净流量分别为-6,646.05亿元、-5,561.85亿元、-4,799.84亿元和+39.76亿元。

单位：亿元，%

![](page=40,bbox=[322, 387, 1802, 1094])

注：根据样本企业数据整理绘制。

图17. 全样本企业现金净及营业收入现金率情况

细分行业看，2022-2024年及2024年前三季度，样本煤炭营业收入现金率分别为106.59%、107.73%、106.68%和104.69%；经营性现金净流量分别为7,761.72亿元、5,633.87亿元、5,029.76亿元和3,129.03亿元，分别同比+19.95%、-27.41%、-10.72%和-15.44%。投资性现金净流量分别为-3,267.21亿元、-3,815.00亿元、-4,532.13亿元和-3,456.63亿元，分别同比+10.23%、+16.77%、+18.80%和+42.56%，资本开支持续大幅扩张。筹资性现金净流量分别为-3,739.63亿元、-2,865.14亿元、-925.20亿元和+709.59亿元，净偿还规模逐年缩减并于2025年回正。

2022-2024年及2024年前三季度，样本油气营业收入现金率分别为 104.61%、105.88%、106.30%和 106.55%；经营性现金净流量分别为 9,212.00亿元、10,180.00亿元、8,811.31亿元和5,781.95亿元，分别同比 +10.06%、+10.51%、-13.44%和-14.36%。投资性现金净流量分别为- 5,675.16亿元、-6,941.84亿元、-6,250.79亿元和-4,103.80亿元，分别同比

+20.56%、+22.32%、-9.95%和+18.08%。筹资性现金净流量分别为-2,906.42亿元、-2,696.70亿元、-3,874.64亿元和-669.82亿元，保持持续净偿还。

单位：亿元，%

![](page=41,bbox=[325, 595, 1800, 1272])

注：根据样本企业数据整理绘制。

图18. 细分行业样本企业现金净及营业收入现金率情况

3. 流动性

2022-2024年及2025年9月末，样本能源开采企业流动比率分别为 92.66%、91.57%、92.61%和 99.11%，流动性水平偏弱；同期末，短期刚性债务现金覆盖率分别为 75.10%、73.46%、70.81%和 81.19%，即期偿债压力可控。细分行业看，油气开采企业流动性明显优于煤炭企业，同期末煤炭企业流动比率分别为 79.24%、77.93%、77.66%和 81.97%，短期刚性债务现金覆盖率分别为 59.04%、55.64%、52.18%和 56.43%。油气开采企业同期末流动比率分别为 108.58%、106.87%、109.91%和 117.40%，短期刚性债务现金覆盖率分别为 118.93%、114.04%、119.93%和 138.69%。

单位：%

![](page=42,bbox=[327, 423, 1798, 1029])

注：根据样本企业数据整理绘制。

图19. 样本企业流动性指标及走势

经营效率方面，近年样本能源企业经营效率持续弱化，存货、应收账款及总资产周转速度均呈下降态势。其中煤炭企业在存货周转效率更高，近年周转速度波动上升；油气开采企业应收账款回收及总资产周转速度表现更佳。

表8. 样本企业主要经营效率指标及其变化趋势（单位：次/年）

指标

2022年

2023年

2024年

存货周转速度-全样本

11.65

10.80

10.54

存货周转速度-煤炭

12.28

12.97

12.80

存货周转速度-油气开采

11.33

9.86

9.60

应收账款周转速度-全样本

26.82

23.48

22.47

应收账款周转速度-煤炭

16.71

14.54

13.60

应收账款周转速度-油气开采

41.17

35.79

34.64

总资产周转速度-全样本

0.77

0.69

0.65

总资产周转速度-煤炭

0.59

0.52

0.47

总资产周转速度-油气开采

0.93

0.84

0.81

注：根据 wind 数据整理。

四、行业内企业债券融资与评级情况

（一）债券融资 $ ^{6} $

2022-2024年及2025年前三季度，能源开采行业债券融资净额分别为-1,384.52亿元、-1,823.60亿元、-25.35亿元和472.84亿元，2024年以来偿还量减少至回正；同期末，存续债券余额分别为11,198.29亿元、 9,374.68亿元、9,349.33亿元和9,822.17亿元。

表9. 能源开采行业2022-2024年及2025年前三季度债券发行、偿还及存续数据

所属年度

发行

偿还

存续

企业(家)

债券(只)

金额(亿元)

企业(家)

债券(只)

金额(亿元)

企业(家)

债券(只)

金额(亿元)

2022年度

259

4,691.84

336

6,076.36

640

11,198.29

2023年度

231

3,040.10

303

4,863.70

578

9,374.68

2024年度

293

5,482.20

290

5,507.55

591

9,349.33

2025年前三季度

188

3,434.20

191

2,961.36

595

9,822.17

注：根据WIND资讯数据整理。其中偿还企业和债券数量不包括当期部分转股的可转债，偿还金额包括可转债的转股金额。

（二）信用评级

1. 主体信用等级分布与迁徙

从我国能源开采行业内已发债企业看，以大型央国企为主，整体信用质量高。2025年前三季度，能源开采行业公开发行债券的主体共38家，以AAA级和AA+信用等级为主。截至2025年9月末，能源开采行业仍在公开发行市场有存续债券的发行主体共计51家，其中AAA级主体34家，AA+级主体10家，AA级主体3家，AA-级主体2家，BB级主体1家，C级主体1家。2025年前三季度，行业内共2家发行人主体级别较

上年末评级调整。

表10. 能源开采行业主体信用等级分布（截至2025年9月末）

发行主体最新信用等级

2025年前三季度

截至2025年9月末

发行主体数量(家)

占比(%)

存续主体数量

占比(%)

AAA

71.05

66.67

AA^{+} $</td><td>7</td><td>18.42</td><td>10</td><td>19.61</td></tr><tr><td>AA</td><td>4</td><td>10.53</td><td>4</td><td>5.88</td></tr><tr><td>AA^{-}$

3.92

1.96

合计

100.00

注：根据所收集的公开信息整理。

表11. 行业内发债企业主体信用等级迁移情况（单位：家）

2024年末

2025年9月末

AAA

AA+

AA-

BB+

AAA

AA+

AA-

BB+

注：根据所收集的公开信息整理。

2. 信用事件/评级行动

2024年第四季度及2025年前三季度，能源开采行业内发债企业累计发布重大事项公告359份，涉及企业38户。主要涉及重大人事变更、章程修订、资产划转、债务扩张幅度等。针对重大事项等，期内评级机构合计出具关注公告、不定期跟踪评级报告（含列入观察名单）等3份，其中涉及企业3户，不涉及级别调整。

表12.2024年第四季度及2025年前三季度重大事项公告与评级行动情况

公告类型

人事变动

资产划转

债务扩张

其他

合计

重大事项公告(份)

215

359

评级关注公告(份)

评级观察名单(份)

不定期跟踪评级报告(份)

注：根据所收集的公开信息整理。

2024年第四季度及2025年前三季度，行业内发债企业未发生违约/展期事件。

2024年第四季度及2025年前三季度，合计3户行业内发债企业的主体信用等级（含评级展望）发生变动。

(1) 甘肃能化股份有限公司（简称“甘肃能化”）：

中证鹏元于2024年12月31日将甘肃能化主体信用等级由AA+级/稳定上调至AAA级/稳定。主要基于：甘肃能化为甘肃省属上市煤炭企业，近年完成资产重组后煤炭资源储量大幅扩充，产销规模全面提升，部分在建煤矿获得产能核增且煤质较优，区域竞争力持续增强，煤炭主业仍有增长潜力，电力板块在建装机规模超过200万千瓦、煤化工项目已联动开车、投产在即，随着电力、煤化工板块的产能逐步释放，未来收入规模有望持续增长，且公司产业链条不断延伸，煤-电-化一体化经营有望平抑煤炭价格波动而带来的盈利波动风险，2023年随着重大资产重组配套募资同步完成，资本实力显著提升，资产负债率在行业中处于较低水平。

(2) 神木市国有资本投资运营集团有限公司（简称“神木国资”）：

中证鹏元于2025年8月将神木国资主体信用等级由AA+级/稳定上调至AAA级/稳定，主要基于：神木市煤炭资源储量丰富，煤炭产业为区域经济支柱，综合经济实力雄厚；公司代表神木市政府持有地方优质煤矿

资源，近年来煤炭板块收益丰厚；公司盈利表现可观，资本实力持续增强，现金储备充裕；公司区域地位突出，获得外部支持力度较大。展望来看，中证鹏元认为公司是神木市国有资本投资运营的最核心主体，未来在资本注入或资源协调等方面将持续得到神木市政府的大力支持，公司持有的当地煤矿资源禀赋较好，服务年限长，未来有望持续获得较为可观的投资或经营收益。

(3) 郑州煤炭工业（集团）有限责任公司（简称“郑州煤炭工业”）：

大公国际于2025年7月9日将郑州煤炭工业主体信用等级由BB+级/负面下调至BB级/负面，主要基于：较大且公司陆续出现过银行贷款逾期情况，2025年以来，所跟踪“15郑煤MTN001”进一步分期兑付本金且新增债务展期事宜；2024年，部分矿井因资源枯竭停产；公司净利润仍为亏损，公司无剩余可用银行授信额度，外部融资及债务接续有待观察； 2024年末，应收类款项账龄较长，计提坏账准备规模较大，2023年末部分欠款方目前仍存在失信被执行记录等负面事项；受限资产规模仍较大，公司及本部资产负债率均仍处于很高水平，短期偿债压力均很大。

五、信用展望

能源低碳转型为长期趋势，中短期内煤、油气等传统能源仍将在我国能源体系中发挥压舱石作用，主导地位持续维系。

我国能源发展仍面临资源供给约束、生态环境风险及气候变化应对等多重挑战，能源转型是破解要素瓶颈的根本路径，缩减化石能源低效产能、推动可再生能源规模化替代，更是实现能源可持续发展的必由之路。当前，可再生能源与核能供给呈加速放量态势，叠加经济结构转型升级、节能降耗技术迭代落地及高耗能产业弱化，传统能源需求面临的市场挤

出压力持续加大，但受能源安全保供刚需支撑，短期内我国以煤为主的能源结构仍将保持稳定，煤、油气在能源市场的主导地位未发生实质改变。

科技创新是引领能源转型的核心动力，持续推动能源产业跨界融合升级。

近年来国内外形势复杂多变，在稳增长政策导向下，工业经济的压舱石作用凸显，带动能源消费刚性增长，叠加煤炭保供调峰刚需，我国能源利用效率仍存较大提升空间。能源技术已成为全球新一轮科技革命与产业变革的核心突破口，我国先后出台《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》《“十四五”能源领域科技创新规划》等重磅文件，为能源科技高质量发展筑牢政策支撑。

当前技术攻关围绕先进可再生能源、新型电力系统、安全高效核能、绿色高效化石能源开发利用、能源数字化智能化等方面。随着关键共性技术研发突破与商业化落地，能源产业链格局与生态发生深刻变革，能源与信息技术、建筑、交通、工业等领域加速深度融合。2024年以来，多部门针对重点领域可再生能源替代、节能降碳改造、用能设备更新等出台专项部署，后续在科技创新赋能下，经济社会将有序推进全面绿色转型，我国有望以低至负的能源消费增速，支撑国民经济平稳高质量发展。

坚持底线思维，努力实现开放条件下的能源安全。

全球能源危机为各国能源安全敲响警钟，国际间围绕能源资源争夺、定价权博弈、战略通道掌控及发展标准制定的竞争日趋激烈。我国油气资源及镍、钴、锂等新能源关键矿产对外依存度长期处于高位，深化国际合作、积极参与全球能源治理、构建自主能源话语体系具有迫切现实意义。

面对多重挑战，我国需坚守底线思维，对内加快新型能源体系建设，提升能源战略安全保障能力；对外逐步放宽能源领域外商投资准入、优化营商环境，依托“一带一路”深化多边能源合作，扩大双向开放格局。国内能源企业面临国际竞争加剧压力，跨国经营能力更需强化中长期趋势预判与全链条风险防控。

展望2026年，预计能源行业运行总体平稳，主要能源品种行情或有分化。

附录一：

2025年9月末行业内发债主体信用等级分布及主要经营与财务数据（2025TTM，合并口径）

发行人中文名称

评级机构

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摘要

能源行业2025年信用回顾与2026年展望

摘要

一、运行状况

（一）煤炭

图6. 近年来我国主要煤炭品种价格走势

（二）石油和天然气

二、政策环境

三、样本分析

（一）样本筛选

（二）业务分析

（三）财务分析

1. 财务杠杆

2. 偿债能力

图15. 全样本企业刚性债务构成及变化趋势

3. 流动性

四、行业内企业债券融资与评级情况

（一） 债券融资 $ ^{6} $

（二） 信用评级

1. 主体信用等级分布与迁徙

2. 信用事件/评级行动

五、信用展望

科技创新是引领能源转型的核心动力，持续推动能源产业跨界融合升级。

坚持底线思维，努力实现开放条件下的能源安全。

展望2026年，预计能源行业运行总体平稳，主要能源品种行情或有分化。

免责声明：

（一）债券融资 $ ^{6} $

（二）信用评级