2026年中国煤炭开采行业信用趋势前瞻

摘要 当前，中国煤炭行业的供需格局已由四年前的供给短缺转变为阶段性供强需弱，煤炭开采企业的经营基本面较保供政策出台时已发生实质性变化，供给侧更为谨慎的政策倾向符合当前反内卷的宏观部署。我们预计2026年中国原煤产量增速将处于-1%~1%区间。从长周期视角看，煤炭生产将呈现“总量触顶、结构调整”特征。考虑到国内煤炭供需格局趋松与国际货源收紧，2026年中国煤炭进口量或将进一步缩减。 2026年，中国动力煤需求增长机遇与挑战并存。机遇源于用电量总量扩张，挑战则来自发电量结构演变，即新能源对火电的电量挤出效应。我们预计，2026年中国动力煤需求将维持低个位数增长，长期需求增速将逐步转负；炼焦煤需求增长依然疲弱，需求增速或低于2025年水平。 2026年，预计动力煤价格中枢或将实现小幅上移，优质主焦煤价格支撑较为明显，但配焦煤价格上行幅度将受到限制。本轮煤价下行周期对我国煤炭开采企业偿债能力造成负面影响，但考虑到监管机构对落实煤炭价格在合理区间内稳定运行的政策目标坚定，新价格中枢有望保障企业实现合理利润，煤企债务延续温和增长。综上，我们认为2026年中国煤炭开采行业的信用趋势整体保持稳健，但仍需关注煤炭开采企业信用质量的“K型分化”。 作者唐大千，CPA，CFA远东资信工商企业评级一部tangdaqian@fecr.com.cn 2026年1月22日 一、2025年中国煤炭开采行业基本面回顾与2026年展望 ◼预计2026年中国原煤产量增速将处于-1%~1%区间；从长周期视角看，煤炭生产将呈现“总量触顶、结构调整”特征 2025年，中国实现原煤产量48.3亿吨。1~11月，山西、陕西、内蒙古、新疆四大主产区原煤产量分别为12.0亿吨、7.3亿吨、11.7亿吨、5.0亿吨，占比依次为27.2%、16.6%、26.5%、11.3%，合计占比81.5%，四大煤炭主产区在全国煤炭生产中的核心地位依然稳固。2025年，中国原煤产量同比增长1.2%，在2024年高基数下仍实现小幅增长。分月度看，2025年以来，中国原煤产量当月同比增速呈现明显的“前高后低”走势。其中，3~5月增速较高分别为9.6%、3.8%、4.2%，主因2024年同期山西开展煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治导致煤炭产量大幅减少，基数较低所致。2025年7月，国家能源局发布《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《通知》），要求“煤矿应当按照均衡生产原则，科学安排年度、季度、月度生产计划，合理组织生产”、“年度原煤产量不得超过公告产能，月度原煤产量不得超过公告产能的10%。企业集团公司不得向所属煤矿下达超过公告产能的生产计划及相关经济指标。煤矿要严格按公告产能组织生产，对超能力生产的煤矿，一律责令停产整改”，核查范围包括山西、内蒙古、安徽、河南、贵州、陕西、宁夏、新疆等8省（区）的生产煤矿及已进入联合试运转的煤矿。《通知》的下发叠加主产区持续强降雨影响，全国煤炭产量应声回落。2025年下半年，中国原煤当月产量增速均录得负值；四大主产区中除陕西保持增长外，其余三省（区）原煤产量明显回调，其中新疆回调幅度较大。 资料来源：Wind，远东资信整理 远东资信认为，2026年中国原煤产量增速或将处于-1%~1%区间，这一判断主要基于我们对供给政策与产能净增量的预期。供给政策方面，当前中国煤炭行业的供需格局已由四年前的供给短缺转变为阶段性供强需弱，煤炭开采企业的经营基本面较保供政策出台时已发生实质性变化，政策侧重亟待调整。保供政策推行初期（2021年末）， 中国规模以上煤炭开采企业中亏损企业数量为970家，亏损面为22.3%。2025年上半年，随着煤炭价格持续下探，亏损煤企数量不断增加。截至2025年6月末，中国规模以上煤炭开采企业中亏损企业数量达2,875家，亏损面达55.6%，彼时为年内煤价低点，秦皇岛港山西产动力末煤（Q5500）平仓价（以下简称“港口煤价”）一度跌至609.0元/吨的低位；截至11月末，中国规模以上煤炭开采企业中亏损企业数量与亏损面仍居高不下，分别为2,836家与54.5%。供需格局的改变是监管政策由供给扩张向收缩逐步过渡的核心原因，而2025年7月国家能源局发布的《通知》便是这一政策转向的重要信号。 资料来源：Wind，远东资信整理 与此同时，供给侧更为谨慎的政策倾向符合当前反内卷的宏观部署。2025年以来，中央经济工作会议、国务院国有资产监督管理委员会、国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）接连提出整治内卷式竞争的政策指引，而产能核查便是供给侧反内卷的重要手段，可有效遏制煤炭开采企业在煤价下跌周期中“以量补价”的超产能生产行为，避免供给进一步宽松与价格回落。我们预计，2026年中国监管部门对于煤炭产量的调控将更为娴熟、灵活，且调控力度将与煤炭价格紧密挂钩。若因需求走弱、内卷式竞争等原因，煤价再次逼近合理区间1下限，引发煤企盈利下降速度过快或出现亏损面扩大，监管部门不排除会启动更为深入、全面的产能核查甚至产能核减。远东资信认为，前期以保供名义核增的矿井产能存在较大脆弱性，部分以往年度电煤保供落实不力的矿井，被调出保供名单并核减其产能的可能性明显提升。严查超产和保供名单的动态调整将成为2026年煤炭供给端的主旋律，这将对中国原煤产量的增长形成压制。 产能净增量方面，据中国煤炭资源网预测，2026年我国将有约8,500万吨煤炭产能投产。其中，动力煤产能约7,200万吨，炼焦煤产能约1,300万吨。即使上述产能全部实现满产，其相对于2025年末原煤产量增幅的贡献也仅为1.8%。且实际情况是，2026年预期退出的煤矿产能和存量矿井生产节奏的调降将使得原煤净增产量大幅低于8,500万吨的新投放规模。煤矿产能退出一方面是源自落后或资源枯竭产能的清退，即永久退出；另一方面是部分建设产能转为储备产能暂时冻结，待市场紧缺时由国家调拨增加供给弹性，即暂时退出，这部分储备产能由国家发改委与国家能源局核准的新建、在建煤矿项目按照设计产能比重的20%、25%、30%三档任选其一进行储备。存量矿井调降生产节奏：一是主动调降，这部分矿井多为地处非核心产区的采掘难度加大、资源接续困难的低效能矿井，因市场煤价无法覆盖其高企的开采成本而主动减产；二是被动调降，主要为受超产核查政策约束而调降生产节奏的矿井。存量矿井生产节奏的下降在产能利用率方面已有所体现，截至2025年12月末，中国煤炭开采和洗选业产能利用率为69.8%，已从保供时期的高位回落至2021年初水平。其中，非核心产区煤矿产能利用率较低，拉低了全国平均水平，这部分矿井多为主动减产，而晋陕蒙新核心产区矿井产能利用率均较高。根据煤炭资源网数据，截至2025年6月末，山西、陕西、内蒙古、新疆区域煤矿产能利用率分别为94%、99%、93%和120%，新疆地区超产较为明显，2026年受政策约束产量压降压力较大。因此，在综合考量产能退出与生产节奏调整因素后，我们认为2026年新产能投放形成的净增量不足以支撑原煤产量实现更高幅度的增长。 从长周期视角看，远东资信认为中国煤炭生产将呈现“总量触顶、结构调整”的特征。首先，原煤产量在未来数年可能于顶部平台波动并逐步下行，这符合国家“碳达峰、碳中和”的低碳发展路径。保供时期的顶峰生产已经实现对煤炭增产甚至超产的压力测试，后续可核增/新建的矿井资源已大幅减少，煤炭开采和洗选业固定资产投资完成额增速自高位回归，至2025年11月末累计增速为7.6%，处于近十年来低位，且其中大部分投资用于智能矿山、绿色矿山升级改造与在产矿井的维简支出，新矿建设投资规模较小。叠加部分矿井产能退出与核减，我们预计中国煤炭产量已经处于顶部平台，进一步增产空间已极为狭小。另一方面，煤炭产量结构将加速向晋陕蒙新四大煤炭核心产区集中，上述产区兼具资源与成本优势，获得了明显的政策倾斜，保供时期新核准项目绝大多数位于这些区域。 此外，随着中东部矿井开采年限增长、资源逐步枯竭，开采成本提升的劣势被不断放大，其将循序缩减或退出供应，四大核心产区在中国原煤产量结构中的比重将进一步提升。 资料来源：Wind，远东资信整理 ◼国内煤炭供需格局趋松，国际货源收紧，2026年中国煤炭进口量或将进一步缩减 2025年，中国实现煤与褐煤进口量4.9亿吨，同比减少9.6%，进口规模自2024年的历史高位大幅回落。同期，进口煤炭占煤炭总供给2的比重为10.1%，与2024年10.2%的历史极高水平基本持平，高于2014~2023年7.3%的平均水平。远东资信认为，2025年以来中国煤炭进口量回调的主因是国内供需格局趋松，煤炭进口需求下滑。特别是自2025年7月产能核查政策推行以来，自产原煤和煤炭进口增速联袂加速回落。分煤种看，2025年，中国实现广义动力煤3进口量3.6亿吨，同比下滑12.2%；实现炼焦煤进口量1.2亿吨，同比下滑2.7%；实现无烟煤进口量0.15亿吨，同比增长3.9%，煤炭进口量回落主因动力煤进口量降幅较大所致；因国内优质焦煤资源较为稀缺，炼焦煤进口量降幅相对较小。分进口来源国看，2025年，中国动力煤前三大进口国分别为澳大利亚、俄罗斯与印度尼西亚，进口量增速分别为-5.5%、-24.0%、-45.2%，印度尼西亚动力煤进口量降幅较大主因当年印尼煤产量减少叠加该国推行HBA指数定价导致价格失去优势所致；前三大炼焦煤进口国分别为蒙古国、俄罗斯与美国，其中近半数炼焦煤进口源自蒙古国，上述三国进口量同比增速分别为5.8%、8.5%、-72.8%，关税战导致自美国进口炼焦煤数量大幅减少。 远东资信预计，2026年中国煤与褐煤进口量或将进一步缩减。首先，我国对进口煤炭的定位为供给调剂，即当原煤产量不足时，通过增加进口以填补供给缺口。我们认为，2026年中国煤炭市场供需格局将趋于宽松，在国内矿 井严查超产、限制产量的情境下，大幅增加进口不合时宜。虽然当前海外煤价相较国内更具经济性，但国内煤炭溢价金额（特别是动力煤）较2022年末至2023年初并不突出，供需格局趋松仍是影响进口的主要矛盾。 资料来源：Wind，远东资信整理 资料来源：Wind，远东资信整理 其次，2026年国际煤炭供给或呈收缩态势。全球第一大煤炭出口国印度尼西亚政府宣布可能将2026年煤炭生产配额削减至6亿吨左右，这明显低于2025年预计产量7.9亿吨与2024年实际产量8.36亿吨；同时，印度尼西亚年度生产计划（RKAB）审批的延迟与优先满足国内需求的诉求也将进一步影响该国煤炭出口。全球第二大煤炭出 口国澳大利亚政府预测，2026年澳洲煤炭出口量或将达到3.43亿吨，较2025年增加0.24亿吨，但这与印度尼西亚近2亿吨的产量与（按七成折算的）约1.4亿吨的出口量缩减相比差距较大。基于对国内煤炭供需格局趋松与国际货源收紧的判断，我们预计2026年中国煤炭进口规模或将进一步回落。 ◼预计2026年中国动力煤需求将维持低个位数增长，长期需求增速将逐步转负；炼焦煤需求增长依然疲弱，需求增速或低于2025年水平 2025年1~11月，中国动力煤消费量合计37.7亿吨，同比微增0.2%。电力部门是动力煤最重要的需求领域，煤耗量占比高于60%。除电力部门外，同期供热部门、化工部门、建材部门、冶金部门和其他部门动力煤消费量比重分别为8.3%、8.1%、6.1%、4.1%与10.4%，需求结构较往年基本稳定。但从增量角度看，2025年前11个月，动力煤的增量需求几乎被化工部门“占据”，这主要得益于新型煤化工既契合“固碳”需求，其盈利能力于2025年又得到显著修复，进而推动了原料煤（与燃料煤）的消费增长。同期，电力部门、冶金部门、建材部门与其他部门动力煤消费量均有所回落。其中，建材部门动力煤消费量降幅最大达-7.1%，降幅显著高于其他部门。 电力部门是动力煤需求的支柱。2025年，中国实现全社会用电量103,682亿千瓦时，同比增长5.0%，较2024年增速放缓1.8个百分点