煤炭行业2026年年度策略：否极泰来，行业迎新一轮上行周期

投资建议：我们认为此轮煤炭板块周期底部已经确认在25Q2，供需格局已经显现了逆转拐点，展望2026年将迎来新一轮周期上行，推荐业绩稳定并且具备国企改革收购兼并提升长期成长性预期的龙头，继续推荐红利的核心中国神华、陕西煤业、中煤能源、兖矿能源、晋控煤业、平煤股份；继续推荐焦煤板块的淮北矿业、山西焦煤。 复盘2025年煤市，上下半年“冰火两重天”。我们认为2025H1核心源于天气因素导致的需求缺失，叠加24Q4进口煤天量进口及国内主要产区产量释放导致的库存高企，25H1煤炭基本面急转直下，价格持续跌破800、770、700、650元/吨关口，市场预期煤价要逐步回落至2015年全行业亏损的“冰点”。6月以来，随着夏季用电高峰需求的旺季更旺，截至8月累计全社会用电量已经恢复4.6%增长，已然证伪市场对于需求的悲观预期；同时7月以来“查超产”反内卷带动国内产量收缩明显，供需逐步显现偏紧平衡态势，供需格局较H1已然逆转，煤价进入快速上升通道。 展望2026年，迎接新一轮周期上行的开启。我们对于2026年开启的煤炭新一轮上行周期持非常“乐观”的态度，引导板块的核心在需求，供给“锦上添花”。从需求端看，新兴业态的AI、新能源、城乡等用电需求已经逐步占新增用电贡献大头，电力需求正在和经济“脱敏”，有望继续维持5%以上的较好增长态势。同时，2025年136号文已经导致2025年6月开始光伏新增装机出现大幅度下降，叠加国庆后财政部对风电与核电行业核心政策导向从普惠式补贴转向精准化支持，经济性的下滑可能将导致新增装机也开始呈现增长压力，新能源将正式步入“降速提质”的新发展阶段。而伴随着用电总量稳定增长，新能源新增装机下降对于火电替代压力也正式开始见顶回落，煤炭最主要需求的火电需求有望恢复增长。供给端，7月以来国家能源局聚焦煤炭“超产”问题，有望持续抑制煤价恢复下全国产量的向上弹性，同时海外能源需求高增也可能导致进口无增量，整体供给2026年可能较2025年持平，整体供需格局继续好转，判断2026H2煤价有望全面回到800元/吨以上。 全球视角看能源：需求爆发，供应结构性不适配，动力煤长周期拐点或开始向上。战略看多全球能源，在工业领域的深度电气化、人工智能驱动下的数据中心快速扩张，以及全球气候变暖下极端气候冲击三大领域需求推动下，全球电力需求端正在超预期增长。但当前尤其是欧美发达国家以可再生能源为主、老旧电网体系并不能为AI提供稳定电源供应，叠加极端气候对于需求峰值的推动，需要煤炭继续发挥能源“压舱石”的作用，全球视角上煤炭欧美国家出清或已经渡过压力最大的时候，并已经在美国实现过去10年首次恢复大幅用量增长。 风险提示：下游需求不及预期、钢铁价格大幅下跌、进口规模超预期 2025年1-10月煤炭股走势回顾 0100 上半年预期达“冰点”，6月以来基本面格局逆转。我们认为核心源于天气因素导致的需求缺失，叠加24Q4进口煤天量进口及国内主要产区产量释放导致的库存高企，25H1煤炭基本面急转直下，价格持续跌破800、770、700、650元/吨关口，市场预期一度跌至要逐步回落至2015年全行业亏损的“冰点”。6月以来，随着夏季用电高峰需求的旺季更旺，已然证伪市场的悲观预期，同时7月以来“查超产”反内卷带动国内产量收缩明显，煤价进入快速上升通道。 0101 国内供给：先扬后抑，7月反内卷政策以来收缩明显 国内产量先扬后抑。2025年1-8月全国原煤产量31.6亿吨，同比增长2.8%，其中山西、内蒙、陕西、新疆同比增长5.2%、-0.3%、2.2%、5.6%，分别占比全国原煤产量的27.3%、26.5%、16.4%、11.3%。从2022-2024年全国煤炭产量看，增速分别为9%、2.9%、1.3%，增速呈不断下行趋势。 从整体产量角度看，H1由于山西、新疆同期的低基数，全国产量有较为明显的同比增长；7-8月反内卷政策落地，产量同比、环比双降，单月产量较2024年同期下降3%，并且预计后续9-12月产量依然政策压力维持，全年产量可能维持47-47.5亿吨水平，同比2025年呈现3000-5000万吨左右的下降。 国内供给：反内卷政策，煤炭行业成效领跑 反内卷政策下供给边际收缩。2024年至2025H1，一年半的时间内，月均原煤产量在4亿吨；随着7月国家能源局发布煤炭“反内卷”相关举措，7-8月煤炭全国产量为3.8亿、3.9亿吨，明显弱于过去1年半的月均产量，实际煤炭产量收缩在所有反内卷行业内领跑。2025年7月，国家能源局在晋、蒙、陕等8大主产省区开展专项核查，重点排查2024年超年度产能、2025年单月超产能10%的煤矿，对违规者一律责令停产整改并全省通报。2025年11月起，中央安全生产考核巡查组进一步强化监管力度，持续压缩违规空间。我们认为在反内卷政策推动下的煤炭行业，产量方面已经失去的向上弹性，并且产业也逐步达成“稳量稳价”的一致共识。 海外供给：2025年进口现大幅负增长 进口煤规模持续受到压制，在2023-2024年进口煤量高增后，2025年1–9月，中国煤及褐煤累计进口量同比下降11.8%，进口出现明显负增长态势。核心源于2025年3月中国最主要动力煤进口国印尼将出口定价从“对标SI指数”改为“政府主导HBA指数”，导致与中国套利空间消除；同时3月后国内市场煤价跌破700元/吨，印尼、澳洲进口煤均出现“进口价＞国内价”，进口利润收窄甚至亏损，煤价产生倒挂，导致进口量大幅度收缩。8-9月随着国内煤价的恢复，进口量环比略有恢复，但预计全年总进口量仍在4.6亿吨左右，同比下降0.8亿吨左右。 海外供给：进口同比转负，各来源国均呈现不同程度负增长 印尼为中国主要动力煤进口国，占比达50%，但今年进口量明显下滑。1-9月，中国累计进口印尼动力煤12176万吨，同比下降18.83%，占中国动力煤进口量的50%。整体来看，印尼虽仍是中国最大的动力煤供应国，但进口量有较明显下降，可能与印尼实施动力煤参考价（HBA）出口交易新规等因素有关。1-9月，累计进口澳煤4889万吨，同比下降2.26%，澳大利亚动力煤进口量相对较为稳定。1-9月，中国累计进口俄煤5957万吨，同比下降5.59%，俄罗斯动力煤进口量有一定波动，其运输受冻港等季节性因素影响较大，同时生产成本增加等因素也对其出口产生了一定影响。蒙煤进口增量较为明显，1-9月累计进口1386万吨，同比增长4.2%，这主要得益于中蒙口岸通关效率的不断提升，以及蒙煤自身具有价格低廉等优势。 需求：电煤需求触底反弹，证伪悲观预期 2025年火电需求呈现“一季度探底、二季度修复、三季度旺季更旺”的节奏。一季度火电需求遭遇“历史性负增长压力”，全国火电发电量同比大幅下滑超5%，创下近五年同期最大降幅；与之对应的是，一季度全社会用电量增速仅2.5%，引发市场对于需求端可能持续低迷增长的悲观预期。二季度开始，用电的总量需求有所恢复，进入三季度的夏季用电高峰，总量需求显现了超预期的大幅度增长，并且截至到8月，累计全社会用电量增长已经恢复到4.6%，对应火电发电量增速下降收窄至仅0.8%，已经证伪了市场上半年对于需求预测的悲观预期。 2025年，我们预测假设Q4冬季天气保持正常，判断火电发电量降幅可能继续收窄至接近0%附近；2026年，火电发电量代表的煤炭电煤需求有望恢复1%左右的增长。 需求：全社会用电超预期核心源于深层次用电结构性变化 从全社会用电量的结构变化看用电核心产业变迁，经济对于电力的影响在快速削弱，新兴业态占据主导地位。过去二十年来，二产用电（主要是制造业）是拉动电力需求增长的核心，由于制造业与经济的强相关性，也造成了市场对于经济与电力需求强相关的固有概念。但我们观察到电力消费弹性系数（用电量增速/GDP增速）在2018年以后快速从历史均值的1左右提升至1.3-1.4，背后反映的是用电结构正在发生里程碑式的变化，三产（主要是新能源车充换电、AI等）及城乡居民用电（电气化率提升）在2024年已经占到边际用电增量的半壁江山，电力需求的韧性在提升，与经济的直接关联度在下降。 二十年来，全社会产业结构出现明显变化。全社会用电量从2005年至2024年年均增长率为7.2%，同时期的GDP平均增速为7.92%。分产业看，一产、二产占比持续下行，第三产业、城乡居民用电量占比持续提升。我们认为背后反映的是经济转型背景下的产业结构变化，很长一段时间内，第二产业的发展及居民生活电气化水平的持续提升是用电量消费的主体，其高速增长为用电量上行的主要动力，但在目前经济转型过程中，第三产业及城乡居民用电或将逐渐成为推动用电量增长的主要力 需求：全社会用电超预期核心源于深层次用电结构性变化 驱动电力需求增长的核心来源于AI、新能源、储能等推动下的第三产业及城乡居民用电。展望中长期看，云计算、大数据、人工智能、5G等数字技术的广泛应用，将驱动数据中心数量和规模急剧扩张，预计数据中心的耗电量巨大且增长迅猛，数字经济的蓬勃发展也会带动5G基站、通信网络等基础设施的大规模建设与运行，增加对服务器、网络设备和终端设备的用电需求。同时电动汽车的快速普及带动了充电服务业的用电需求激增（充电桩用电通常统计在服务业中），这部分耗能也从燃油转化为用电，进一步对于用电量增长有所提振。 2025H1第三产业及城乡居民用电对于全社会用电量新增用电贡献占比已经超过50%。2025H1，全社会用电量48418亿千瓦时，同比增长4%。从分产业用电看，第一产业用电量676亿千瓦时，同比增长8.5%；第二产业用电量31485亿千瓦时，同比增长2.7%；第三产业用电量9164亿千瓦时，同比增长7.5%；城乡居民生活用电量7093亿千瓦时，同比增长5%。 需求：新能源或正式步入历史发展“下半场”，火电替代压力见顶 新能源或正式开始步入历史发展的“下半场”。过去几年，在政策的推动下新能源呈现爆发性的发展态势，截至2024年底，风光累计装机已经历史性的超过火电，每年复合20-30%的新增装机增长也在快速的替代火电。但依靠政策的高速发展却没有带来“质量”的同步抬升，也造成了近年来行业“内卷”、电网消纳达到红线导致弃风弃光率明显抬升的现实问题。为了引导新能源的高质量发展，我们观察到2025年新能源政策逐步调整，出台了针对光伏的“136号文”，国庆以来财政部针对风电、核电增值税相关的政策文件。 政策调整或导致新能源新增装机回落，火电替代压力或历史性见顶下滑。光伏与风电、核电政策调整：1）光伏：136号文后，6-8月单月装机量断崖式下跌（从24-25GW/月降至15、11、7GW）。2）风电：陆上风电25年11月起取消增值税即征即退50%；海上风电该优惠保留至27年底。25年起新增陆上风电补贴降30%，计划27年全面取消，25年6月起新增风电上网电价全面市场化，存量项目可选煤电基准价兜底，预计风电项目IRR从8%-10%降至6%-7%。3）核电：25年11月后核准核电新项目取消增值税先征后退，存量及已核准未投产项目按不同规则享受优惠。 需求：火电发挥调峰能力，主体地位将长期保持稳定 从历史角度看，新能源装机的持续增长显著挤压了火电的市场份额，导致其占比不断下降，而不稳定性问题始终未得到解决。过去5年，我国国内风光装机占比分别从2021年的17%、21%提升至23%、57%，受新能源冲击，火电占比持续收缩，火电发电量占比从2017年的73.5%下滑至2025年5月的65.6%，火电装机容量占比从2017年的62.2%下滑至2025年5月的40.4%。 极端天气下需火电跨区调度保供，调峰支撑高比例新能源并网。由于新能源发电具有强波动性与间歇性，极端天气下，火电为保供核心。据国家能源局预测，今年度夏期间，全国用电负荷还将快速增长，最高负荷同比增长约1亿千瓦。新能源渗透率提升后，电网需更强的灵活性资源。火电通过灵活性改造，可快速响应风光波动。而2024年全国新型储能装机容量仅为7509万千瓦，仅占比风光装机占比的2.