以煤炭为中枢的能源产业深度分析

*仅作为个人思考记录，不代表任何投资建议。必有疏漏，烦请指正。

*部分内容涉及核心体系、复杂测算、篇幅过长、非公开信源等原因，文中跳过或删除，请见谅。

一、煤炭的商品特性

一直以来，许多投资者在研究煤炭时会带入其他商品类别的框架，即开采成本作为资源禀赋的思路。这种思路是错误的，甚至可以说完全没有触达煤炭这个商品的本质。

煤炭的特殊性在于固体、极低的价重比。相较于其他商品比如油、铜，煤炭的运输成本占据了商品价格极高的比例。以吨煤800元、吨油3500元（一吨=7.3桶*70美金）、吨铜100000元计算，价重比是1：4.4：125，意味着理论同等运输条件下，煤的吨运输成本/商品价值比例是油的4.4倍、铜的125倍。油的海运陆运成本普遍占终端油价的2~8%（液体还可以用低成本管道），而煤则可以是10~50%。运力有限的铁路、公路每吨*100km约20~60元的运输成本、极高的运输成本/价格比例，意味着煤炭是一个“区域性商品”、受限于有效经济运力，因此煤炭售价在不同地区存在巨大差异：新疆坑口、中东部坑口、沿海港口的价差，近日哈密、鄂尔多斯、北港同样5500K动力煤价格分别是259、630、863。而油、铜这些低运输成本占比的商品，长期则相对来说接近于全球统一定价。

上述的煤炭商品特性，决定了纯粹的开采/吨煤成本=禀赋=稳定吨利润=投资价值的逻辑链条并不成立，至少必须纳入产地售价的变量去对比不同地区煤矿的稳定利润中枢作为实际的“资源禀赋”参考。一个很好的实业例子是煤企的疆煤占比越高则吨煤成本越低，但并不意味着吨利润更高或更稳定。

可以说，对于煤炭的一切研究都基于其运输成本与地域性供需错位，中东部的煤炭枯竭vs旺盛的能源需求是煤炭行业的底色。

二、能源运输成本与产业变迁

其一，成本主要来源于能源的产业会向能源价格洼地聚拢。可以研究各国家/地区未来高耗煤耗电产业规划vs周边煤/电力供给，作为各地产业vs煤炭与能源在5-10年长周期视角下供需变化、对区域性煤炭价格与运输影响的参考。

比如新疆曾经以煤化工为名（煤化尚未投产、煤矿先开采）大量开采煤矿导致疆煤涌出，而未来新疆享受低成本煤、规划的煤化工投产，会对该地的供需差、坑口价格以及疆煤出疆的平衡点形成极大的影响。

如果更进一步思考，能源价格洼地是如何形成的？直接答案是高运输成本占比，而高运输成本占比的形成需要两个条件：内陆+低价重比能源商品。同属性的精炼，天然气液化只出现在气田附近、而油这样海运低运输成本占比的产业则会出现炼油厂可以在远端（中国）的情况。同样是煤炭，疆煤的价格洼地会因为陆路运输成本更高而坑口价更低，对新疆进行产业迁徙的动力甚于印尼的产地海运煤。所以内陆为代表中国新疆的坑口煤、美国的Permian等气田附近未来会聚集更多高耗能产业，逐渐填平能源价格洼地。

其二，运输终端产品的结构性效率差会改变化石能源的需求、带来热值单价再平衡。比如高压电、新疆煤化（低价重比的煤转成高价重比的化工产品运出新疆）等高能耗产品。

其三，运输方式的效率差临界点已至，电车、新能源重卡，即使考虑未来电力成本整体提升，依旧相较于油车有明确效率/成本差。

以煤vs油的热值价格为例，吨煤（5500大卡）约23GJ、总价800元，吨油约42GJ、总价3500元。煤的热值单价约为35元/GJ，油的热值单价约为83元/GJ。油相较于煤的热值单价更高，主要原因是吨热值高导致相对运输成本占比低+用途与效率区别。随着运输效率提升（制成品vs原材料）、运输方式变迁（运输原料角度电替代油），油vs煤的热值单价差距会被拉近。

可以沿着我之前帖子的思路去寻找目前能源产业的效率差与对应发展方向，受限于篇幅就不详细展开了。

三、中国能源电力与煤炭需求测算

中国能源电力需求有三重错位。

一是日内错位，来源于新能源发电供给与工作生活用电需求的错位。光伏发电仅限白天有光照时，峰值约在正午11~14点；风电由于地表温度差异影响风速，往往在夜间发电高峰。而居民生活与工业生产特征是早7至晚10高峰，中午需求因午休略降，傍晚用电需求激增。最终供需呈现为早峰负荷、中午光伏超发、晚峰超级负荷、深夜风电超发，需要火电在新能源出力下降、生活工业需求上升时增发，以及日内储能调峰。近年晚峰压力激增（光伏发电骤减、照明需求激增、新能源车集中充电、居民夜生活滞后）。

二是季节性错位，中国电力需求呈现夏冬双峰，其中夏季高峰远高于冬季。风电冬春高发电、夏秋少风；光伏晶硅组件的峰值功率温度系数一般在 -0.35%/℃ 到 -0.45%/℃ 之间，意味着每一度温度增长=0.4%光伏发电量下降，光伏夏季发电仅好于冬季、次于春秋。风光占比提升后，夏季的调峰需求激增，唯有火电与水电具备季节性调峰能力。

三是地域性错位，【部分内容跳过/删除】

随着风光新能源在一次能源消费占比逐渐提升，调峰需求从日内调峰进一步发展为季节性调峰。化学储能没有任何长期/季节性调峰经济效益可能性，仅能作为日内调峰过渡使用。具有长期调峰潜力的水电调峰能力规划建设则较为缓慢。

稳定非化石能源如核电占比较低、落地非常缓慢，前期选址、评测、到拿核准需要5年左右，从拿到核准到首台机组投产也需要5年左右。中国的核电在2016-2018期间无核准，2019-2021恢复至每年4-6台，2022-2025每年10-11台，这批核电在未来至2032年间投产后，中国核电占总发电量比例会从4.6%提升到7~8%左右（电力口径，不是总能耗）。

2025年，中国一次能源消费总量达到61.7亿吨标准煤（7000大卡），其中煤炭消费量占能源消费总量比重为51.4%（折算为31.7吨标准煤），比上年下降1.8%。观察十四五期间煤炭占能源消费总量比重趋势，2020~2022下降较缓慢，从56.7%下降到55.6%，年均下降0.55%；2022~2025风光抢装叠加则迅速下降至51.4%，年均下降1.4%。

2026-2030年，考虑到风光装机恢复正常、核电占比提升、水电调峰能力未得到充分建设，预计煤炭消费占比以每年0.7~1.2%的速度下降，即2030年煤炭占一次能源消费占比约45.4~47.9%。

2021-2024的能源消费弹性系数（每1%GDP增长所需%能源）为0.66、1.00、1.04、0.86，均值为0.89，区间为0.66~1.04。历史上，当中国经济更多依赖第二产业时，能源消费弹性系数较高。

预计2026-2030，中国GDP增速为4.5~5%/年，取能源消费弹性系数区间0.6~0.9，则2030年中国一次能源消费总量为70.5~76.9亿吨标准煤。

2030年煤炭占一次能源消费占比约45.4~47.9%，对应32.0~36.5亿吨标准煤，相比2025年同比增长1~15%。

保守估算下，若高能耗行业对煤炭使用效率提升、同等能耗减少用煤量4~8%，则对应2030年煤炭消耗量为29.4~34.7亿吨标准煤，相比2025年同比下降7.1%~增长9.4%。

四、煤炭下游产业需求拆解

根据国家统计局数据，2025年全国原煤产量48.5亿吨，同比增长1.4%。据海关总署数据，全国累计进口煤炭4.9 亿吨，同比下降9.6%。原煤+进口煤共计53.4亿吨。

以2025年煤炭消耗31.7亿吨标准煤（7000大卡）计算，境内原煤+进口煤平均热值为31.7*7000/53.4=4155大卡。

由于不同产业用煤口径不一致、热值不一致，各行业的用煤量与占比在不同统计方式下会有一定出入。整体看，电力+供热占需求的50+10%左右，剩下的主要需求是钢铁15%、化工10%、水泥玻璃等建材10%。

接下来结合下游各产业中长期需求与近年趋势，进一步拆解测算：

1. 电力

【部分内容跳过/删除】

结合历年新能源装机、总发电增速、总用电增速、火电增速，煤电的发电量平衡线约在全国总用电增速3-4%之间。

2021-2024年，电力消费弹性系数（每1%GDP增长所需%电力）分别为1.14、1.19、1.26、1.36，均值为1.24。根据国家电网能源研究院的预测，预计2030年、2035年，全国全社会用电量分别为13.5万亿、16.7万亿千瓦时，年均分别增长5.4%和4.3%。电力消费弹性系数较为稳定，预计未来十年全社会电力需求维持中速增长且电力消费弹性系数大于等于1.0，主要原因是电气化转型（新能源车等）、制造业强劲。

以个人预测的十五五用电5.1~5.8%年化增速计算，煤电发电量预计保持1.5-3%的年化增长。

那么电力以及其他行业是否存在耗煤提效的空间呢？

以2026年6月15日发改委发布的《重点行业节能降碳改造攻坚三年行动计划》：“到2028年底，钢铁、电解铝、水泥、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、甲醇等工业重点行业达到现行能效标杆水平的产能比例平均提高20个百分点，煤电行业力争提高15个百分点，能效基准水平以下产能基本清零，累计形成节能量1亿吨标准煤以上、减排二氧化碳2亿吨以上。”

其中电力行业，目标“改造后机组供电煤耗降低5克标准煤/千瓦时以上”。自2020年起，中国度电耗煤就未曾下降，一直停留在300-305克标准煤/度电，煤电行业最优秀的度电耗煤效率在270克左右。而放到煤电产业整体，从目前情况进一步提升很困难：一方面是大部分提效已接近极致，另一方面是火电在更多承担调峰职责的能源产业定位下，大机组并不一定是最优解，小机组对于调峰的灵活性适配反而可能更好，进一步通过大机组替代小机组提效的空间有限。

假设电力行业2030年完全达成~超额完成目标，度电耗煤下降5-10克，则相当于约1.5~3%的发电用煤节省。

代入上述计算，则2030年电力总耗煤相较于2025年增长4.5%~12.5%，折合0.7~2.0亿吨标准煤需求增量，基本符合火电稳存量、新能源占主要新增电力需求的规划与产业实际情况。

电力以外的一些其他产业则有更大的提效空间，后续其他产业需求测算默认产业达成~超额达成提效计划，不赘述。

2. 钢铁

钢铁相较于其他地产/基建相关需求有本质区别。一是用焦煤而不是动力煤，二是钢铁下游需求占比的地产已经大幅下降，以造船造车为主的制造业、以特钢管网为主的能源基建需求激增。

【部分内容跳过/删除】

未来中国钢铁与焦煤需求整体保持平稳，预计2030年钢铁总耗煤相较于2025年变化-0.7~+0.7亿吨标准煤（取决于制造业与能源基建需求）。

3. 化工

化工是煤炭最确定、最大的需求增量。煤化工是中国特有的技术路线，以宝丰主导的三代煤化工技术路线下，相较于油化、传统煤化有很大的成本优势。一方面，在新疆等低价坑口投建煤化产能，吨煤完全成本大幅低于油化、中东部煤化、传统煤化。另一方面，在新疆等地生产煤化产品运到中东部，相当于变量减少疆煤外运的成本（单吨烯烃耗煤4.5吨左右，意味着煤转化成化工产品后，运输成本占商品价格比例大幅下降80%左右）。新疆煤化的优势来源于技术路线成本、低价坑口煤、低运费占比。

十五五期间，大量新一代煤化产能即将落地。而国内在霍尔木兹能源危机后的煤化工开工率迅速提升，政府对煤化（煤制油等路线）也进一步支持，而在煤化技术路线持续突破、不断降本的情况下，未来十六五的潜在产能与需求增长可能超出预期。目前的能源价格洼地煤化也不存在过剩的可能，一是政府审批、环评严格，落地产能受限，二是替代油化空间巨大，三是利润空间较大。

国元国际测算十五五期间“化工用煤增量的区间为+1.9亿吨（保守）~+3.4亿吨（高配），基准情景约+2.6亿吨；折算为年均新增化工煤需求约+3700万~+6800万吨/年”。以化工用煤5500大卡计算，对应1.5~2.7亿吨标准煤。再计入耗能提效、落后煤化开工率下降/清退-0.5亿吨标准煤，则增长1.0~2.2亿吨标准煤。

4. 建材与其他

建材与其他需求受地产与基建周期影响较大，难以给出精准区间。以相对保守的需求变化测算，2030年较2025年下降25-40%需求，则对应1.2~1.9亿吨标准煤需求缩减。

5. 总结

综上，2030年电力+0.7~+2.0亿吨，钢铁-0.7~+0.7亿吨，化工+1.0~+2.2亿吨，建材与其他-1.2~-1.9亿吨。

相较于2025年煤炭总需求31.7亿吨，2030年煤炭总需求（标准煤）：

悲观情景30.8亿吨（-0.9亿吨）；

中性情景33.1亿吨（+1.4亿吨）；

乐观情景35.4亿吨（+3.7亿吨）。

以上细分需求测算与第三节能源产业测算基本符合。2030年煤炭需求仅在悲观情景下略下滑，中性基线应该是稳定略增长。

五、煤炭供给

上文大量讨论了煤炭需求的测算，而资源行业供给才是核心。煤炭行业的境内外供给收紧从去年就开始，而并非是522事件后才发生。

【部分内容跳过/删除】

六、电力产业议价能力与利润流动：电力原料（煤）、电力、电力制品

【部分内容跳过/删除】

七、中上游产业链对冲框架

【部分内容跳过/删除】

八、投资视角

以港口动力煤800-850、焦煤维持现价（24年吨利润）作为中期基线（远期中枢我认为更高一些），市场上一些煤炭标的一两年内能达到业绩5-8pe、股息率8%，且后续依然有中等成长性。接下来谈一些煤炭/能源产业值得单独一提、目前被忽视的因素与变量：

1. 焦煤等特殊煤种结构性供需

焦煤的长期价值来源于全球钢铁冶金需求稳定增长、供给严重枯竭，中期的景气度有522事件对山西以及其他地区的产能收紧（山西是中国焦煤核心产地，山西的表外超产下降意味着焦煤相较于其他煤不对称的供给收紧），赔率则来源于境内前几年因为地产钢铁周期给出的利润中枢错估。

从2020年至今，焦煤洗出率从40%降至36%左右，优质焦煤的枯竭严重程度与发生时点可能都被错估了。前几年保供为名的超采让山西煤企出现了普遍的煤质下滑，焦煤洗出率尤其严重。40%的洗出率逐渐下滑至36%甚至更低，而优质主焦供给下滑、需求稳定甚至潜在增长（如果使用更多大型高炉，骨架支撑需求与抗气化反应会提高主焦占比），焦煤/动力煤价格比应该会逐步看齐2.7甚至更高。

以目前5500大卡港口煤800-850作为动力煤50%景气度中枢，焦煤商品现价对应的景气度可能是30-50%之间，即中性偏保守的24年吨利润。未来随着焦煤严重枯竭，我认为焦煤的中长期价格中枢应该对应历史景气度50-70%分位的吨利润。且焦煤并不受限于动力煤-电力体系安全的保供与限价。

焦煤-铁矿石-钢铁这个链条，随着中矿集团整合铁矿石购买、西芒杜投产（西芒杜的品位是全球铁矿石平均的1.5x左右，按照5月发运量年化3000万吨大约是全球铁矿石加权总产量1.7%，2030满产1.2亿吨约占6%），钢铁上游的焦煤vs铁矿石稀缺性与议价能力会倾向于焦煤，近期也看到焦煤拿走原先归属于铁矿石的超额利润，两焦现货涨价的同时、铁矿石持续下跌。之后看钢铁产能是否能略微收紧、向下游成功顺价，提高整个链条的总附加值/利润。

2. 煤企资本开支与利润中枢提升

煤价从底部回升到合理中枢只是一次性的，在不过度寄希望于景气度的情况下，煤企的内生性增长才是被忽视的长期变量。煤企前些年大量的资本开支即将兑现为新的产能投产，即使煤价只是回到或略低于中枢价格，煤企的利润也在成长。淮北的信湖复产、陶忽图投产，兖矿的优质现代煤化工、钼矿、电厂等即将投产。

3. 煤企垂直扩张

煤企的非煤业务roic、扩张空间、利润韧性被低估了，承担的“责任”可能略被高估了。

以同属资源行业、我去年的重仓紫金为例，市场对其扩张与并购决策的认知非常充分、甚至可能赞誉过多了。去年紫金拆分黄金分部上市前，我和紫金的一些朋友有过交流，当时他们说公司认为黄金贵了；今年年初黄金暴涨高位再交流时，和我说的则是公司内部还是最看好黄金，3月高位大笔并购赤峰。无论是先验的逻辑判断、还是后验的金价结果，我对这两次资本配置决策都不是很满意，在赤峰证明大幅增储增产之前，相当于是低位融资、高位并购了；包括紫金的朋友也承认在锂价底部的时候公司会犹豫是不是投错了。并不是想说紫金的资本配置能力有问题，长期整体看依旧顶尖，但不应该过度神化。而且目前市场认知可能略高估了整个有色行业逆周期扩张的能力。当景气度较高时，有色行业利润爆发，很难找到便宜的并购机会，像南方铜业这样激进抢矿扩张的公司并不在少数，巨龙这样的现象级机会很难复刻。这是有色行业缺乏优质垂直产业机会导致的过度横向扩张倾向。

相比之下，煤企的优质垂直扩张机会并不少，主要是现代煤化工与电力。煤化是中高roic、向下拿到更多附加值、跳出煤电紧箍咒的顺价能力；电力是中等roic、保证不受损于煤-电利润分配倾斜、平滑周期。

主流观点经常讨论煤-电所承担的责任，却忽视了承担责任也意味着一些特别的机会。比如优质、高利润的现代煤化工审批困难，政府在双控背景下优先给有煤矿的企业。煤-电的资产包除了责任之外，也可以且在拿到一些独有的高附加值高利润的产业机会。

以兖矿为例，近几年投入效益更好的现代煤化工、焦煤底部并购红隼、合理价格收电力、即将投产钼矿，资本配置能力是非常不错的。

4. 非煤炭主业企业的煤炭分部估值修复

部分主业并非煤炭的企业，过去一两年煤价底部（尤其是焦煤）时煤炭分部对利润造成负贡献。这部分煤矿利润回归相对合理的区间，则会提升长期的利润中枢。以神火的煤为例，去年煤炭行业历史大底负利润，今年开始会回归相对合理的价格并贡献利润。煤-电上涨也一定程度对冲电解铝的成本，企业整体利润中枢和韧性都被潜在低估。

5. 动力煤长协中枢上调

海外供给收紧、港口煤维持高价、境内长协维持上沿、发哥调查境内煤炭生产成本。动力煤价如果夏季需求峰值突破高价可能并没有很好的持续性、并不值得给久期，但也许未来一两年可以看到动力煤长协不再是单向紧箍咒、上沿得到合理提升，这部分才是潜在的长期利润中枢提升。

6. 国企进一步并购民企煤矿

民企有超采动力：利润直接归老板，降低安全成本、黑面等等才是这些并不优质的煤矿利润来源。而国企高管则更注重安全优先于业绩。522事件后，政府会有足够的动力推动国企进一步收购民企。收购后，这些成本偏右侧的民企煤矿会支付更多社会治理成本，煤炭行业的成本右侧会潜在变得更陡峭。

7. 【部分内容跳过/删除】

8. 【部分内容跳过/删除】

站在电力原料-电力的视角，如果煤-电价格上涨，利润兑现；如果煤、电价格略被压制，则下游电力制品相较于海外效率差扩大、电力与电力原料需求增长，不必对煤-电的需求（量）担忧。

究其本质，电力原料—电力—电力制品链条整体的境内外效率差在持续扩大，而其超额利润必然兑现在某个/某些环节。研究与追踪以煤炭-电力为中枢的能源产业的效率差，以及各环节的议价顺价能力、供需变化，选择合适的基本面与赔率击球，这个链条的价值扩张与流动会不断带来新的机会。

多项数据与知识引自@Tbills @薪者 @大杨能源笔记 等产业专家，以及研报、官方数据，感谢分享见解与数据的朋友们。

$兖矿能源(01171)$ $淮北矿业(SH600985)$ $神火股份(SZ000933)$