煤炭行业2026年春季策略：否极泰来，开启新一轮上行周期

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，重申战略性看多未来5-10年的能源大周期，推荐布局全球市场的兖煤澳洲；A股推荐未来5年维度有量增成长性的龙头兖矿能源、中国神华、中煤能源、陕西煤业、晋控煤业、华阳股份。 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，2025年全社会用电量恢复5%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，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相对乐观态度，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以及印尼限产政策也可能导致进口无增量甚至减量，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：宏观经济增长不及预期、进口规模超预期、供给超预期释放。 2025年煤炭股走势回顾 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，市场预期认为要逐步回落至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。11-12月，暖冬导致旺季不旺，叠加冬季保供下产量恢复，进口增加，供给收缩预期并未兑现，煤价回落。11-12月，暖 冬导致 旺季 国内供给：V型走势，受煤价和政策扰动影响 2025年国内产量呈现V型走势，受煤价和政策扰动影响。2025年全国原煤产量48.32亿吨，同比增长1.53%，其中山西、内蒙、陕西、新疆同比增长2.1%、-1.0%、2.9%、1.9%，分别占比全国原煤产量的27.0%、26.62%、16.65%、11.44%。从2022-2025年全国煤炭产量看，增速分别为9%、2.9%、1.3%和1.53%，近两年增速维持低位。 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；H2由于反内卷政策落地，产量同比、环比双降，尤其是2025年7-10月，国内原煤产量明显下降，但11-12月由于迎峰度冬保供要求再起，叠加煤价上涨至800元/吨，产量恢复。 国内供给：煤炭反内卷政策托底作用明显 煤炭反内卷政策托底作用明显。回顾2025年以来的政策走势，在煤价有大幅下降后，7月国家能源局插手“查超产”问题，26年1月初榆林说要清退之前的增产保供产能，体现政策对于煤炭价格的托底呵护。7-8月，受查超产的影响，全国原煤产量下降至3.8、3.9亿吨，低于过去1年半的月均4亿吨，也导致市场对于后续供给持续收缩的预期，但随着煤价的抬升，预期被证伪，年末月均产量恢复至4.3亿吨的高位，政策无形的手在煤价抬升后在放松。 而对于“增产保供”产能退出的问题，我们认为2026年全国退出的产能预计有限，对应到产量将更低，预计与2026年新增产能的量基本对冲，所以实际按照我们的逻辑供给预期稳定就好，太多的期待供给收缩的逻辑与当前各个地方政府拮据的财政将产生冲突，实际应该还是以经济为先。 海外供给：2025年进口大幅负增长，预计2026年进一步下降 2025年进口大幅负增长，2-11月动力煤进口均呈现负增长。2025年，中国煤及褐煤进口量4.9亿吨，同比下降9.6%，其中动力煤进口3.72亿吨，同比大幅下降11.65%，进口出现明显负增长态势，尤其是动力煤，核心源于2025年中国国内煤炭供需宽松，进口需求较差，同时煤价持续下跌，导致部分时间段进口煤无价格优势，进口量大幅下降。 展望2026年，我们判断煤炭进口量或将进一步下降，一方面，2026年印尼政府提出减产计划，另一方面美国AI拉动其煤炭需求大幅增加，我们判断全球能源大周期开启，海外煤价将率先上涨，供需趋紧，价格倒挂将导致国内煤炭进口量下降。 海外供给：进口各来源国大多呈现不同程度负增长 印尼为中国主要动力煤进口国，2025年进口量明显下滑。2025年，中国累计进口印尼动力煤20868万吨，同比下降12.36%，占中国动力煤进口量的56%。整体来看，印尼虽仍是中国最大的动力煤供应国，但进口量明显下降，主要由于印尼实施动力煤参考价（HBA）出口交易新规，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明显收窄。除印尼，中国第二、第三大动力煤进口国分别是澳大利亚和俄罗斯，2025年进口量分别为6860、5613万吨，同比下降5.94%、13.48%，除了国内需求偏弱，进口煤价格优势大幅收窄等因素外，俄罗斯还有运输受冻港等因素影响。蒙煤是2025年主要进口国中唯一进口量增加的来源国，2025年进口量2889万吨，同比增加10.61%，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。 0101 需求：电煤需求触底反弹，证伪悲观预期 2025年全社会用电量增速5%，证伪悲观预期。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，四季度虽然受暖冬影响，需求有些许回落，但2025全年全社会用电量增长仍高达5%，对应火电发电量增速下降收窄至-0.77%，已经证伪了市场上半年对于需求预测的悲观预期。 2026年火电有望恢复正增长。展望2026年，我们认为在新能源及AI等新兴用电业态的带动下，全社会用电量增速有望继续维持5%以上的较好增长态势，同时，新能源将正式步入“降速提质”的新发展阶段。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。 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。过去近二十年来，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。 近二十年来，全社会产业结构出现明显变化。全社会用电量从2009年至2025年年均增长率为6.2%，同时期的GDP平均增速为6.71%。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量。 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。 2025年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近50%。2025年，全社会用电量103682.00亿千瓦时，同比增长5%。从分产业用电看，第一产业用电量1494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19942亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量15880亿千瓦时，同比增长6.3%。 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，2025H2新增光伏装机101.7GW，较2025H1下降41.5%，较2024H2下降41.3%。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，2025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将下滑。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。 0101 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2020年的13%、12%提升至2025年的16%、31%，受新能源冲击，火电占比持续收缩，火电发电量占比从2020年的71%下滑至