煤炭

“十三五”期间对煤炭产能的控制与2020年之后国内能源需求的增长叠加，诱发2021~2023年极端高煤价。有关部门为保障国内能源供给安全可靠，采用大规模核增产能和强化电煤中长期合同机制等保供手段稳定煤价。2024~2025年煤价不断下行，快速发展的可再生能源和房地产基建需求降低再次导致短期供需错配，本轮周期步入下半场，煤企经营压力剧增。2025年7月国家能源局下发文件治理煤矿超能力生产，开启煤炭行业“反内卷”行动，煤价亦自低点逐步反弹。

对比两轮周期中各类政策工具的运用，有关部门进行调控的响应速度和有效性均得到提升，本轮周期中价格工具的地位极大提升，产能工具主要在保供期间以核增产能的形式出现，产量控制工具贯穿周期，但力度不及上一轮周期。

在煤炭采选业大型化、机械化、智能化和集中度程度均得到提升的当下，我们认为未来政策性调控将以常态化的中长期合同机制为主，产量控制工具作为补充，且可能成为比较明确的煤价拐点信号，产能工具可能表现的更加温和，露天煤矿的生产弹性将在调控中发挥重要作用。

一、本轮煤价周期回顾

1.1 周期上半场：狂飙的煤价

2016年行业低谷之后的几年间，我国煤炭工业处于缓慢的重整和修复阶段。“去产能”任务仍然是主要产煤省份煤炭规划工作的重心，大量落后产能被出清和整合，推动行业产能利用率提升和利润改善；

除“去产能”政策的影响外，煤炭行业边际改善还得益于国内煤炭消费量的增长。2020年国内商品煤消费量40.5亿吨，较2016年增长8.66%，同期原煤产量由33.64亿吨增长到38.44亿吨，同比增长14.26%。

煤炭需求增长，煤价稳定在相对有利的区间，国内煤炭行业投资也恢复增长。2016年之后北方港口下水煤价基本稳定在500~700元区间，为上游煤矿提供了较为稳定的收益预期，2017年国内煤炭开采与洗选业固定资产投资完成额为2,648亿元，至2020年，已回升至3,609亿元，虽未能重现“十二五”期间的高投资额，但总体来说回暖的迹象比较明显。

这一时期，随着历史上遗留的表外煤矿逐渐整合到表内，以及一些“十二五”期间核准煤矿逐步投产，国内公开的煤炭产能有所增加。2018年底国内共有证照齐全的生产煤矿产能35.3亿吨/年，联合试运转的煤矿产能3.7亿吨/年，合计有效产能约39亿吨/年。由于国家能源局自2019年起未再公布全国煤矿生产能力，我们只能从侧面推算。煤炭工业协会2020年初的报道[1]指出：“截至2月17日，全国在产煤矿1274处，产能29.15亿吨/年，煤矿产能复产率70.2%”，据此折算此时国内的有效产能约为41.5亿吨/年，较2018年略有增长。据煤炭工业协会《煤炭行业社会责任蓝皮书（2021）》数据，截至2020年底，全国煤矿数量减少至4,700处以下，平均产能提高到110万吨/年以上。全国年产120万吨/年以上的大型现代化煤矿达到1,200处以上，产量占全国煤炭产能的80%左右，煤炭行业去产能工作已取得显著成效。

2020年起，受国际形势、新冠疫情、极端天气和国内产业结构调整等多重因素影响，我国能源消费超预期增长，煤炭供需再度失衡。根据国家统计局数据，2016~2020年，国内能源消费总量由44.15亿吨标煤增长至49.83亿吨标煤，年均增速2.80%，而到2023年，国内能源消费总量已上升至57.13亿吨标煤，2021~2023年间平均增速达4.67%。

即使新能源的飞速发展降低了煤炭在一次能源中的占比，但能源消费总量的快速增长还是导致国内煤炭消费量大幅提升。到2023年，国内商品煤消费量46.5亿吨，2021~2023年间平均增速4.45%，而“十三五”期间的平均增速仅有2.01%。

如我们前文所述，2020年初时国内煤矿总产能在41.5亿吨左右，到年底时的产能大约为42~43亿吨/年，而当年国内商品煤消费量达到40.84亿吨，煤炭供给已非常紧张。2021年国内商品煤消费量进一步增加至42.67亿吨，煤炭市场开始出现供不应求的局面，进而引发了近二十年来最猛烈的一波煤价暴涨。2020年初，秦皇岛5500大卡动力末煤平仓价为553元/吨，年底上涨至799元/吨，之后不断波动上涨，2022年3月11日录得历史高价1,705元/吨。

飙升的煤价给煤矿带来丰厚利润，但也导致下游行业遭受重大损失，特别是发电供热行业，其成本的70%~80%是燃料成本，由于其具备很强的民生属性，产成品价格可调空间较小，且不能因为短期的亏损停产减产，在高煤价时期承受了极其严重的亏损。国家统计局口径下电力、热力的生产和供应业毛利率在2021年底录得3.77%的历史低点，中信行业分类火电板块上市公司2021年销售净利率为-4.16%。

为了应对这一局面，有关部门动用了其工具箱中的三类工具。第一类工具是调整产能规模，2021年~2022年，国家有关部委累计批复核增产能5.6亿吨/年，远超“十三五”期间核准速度，到2022年底，国内生产和试生产煤矿产能达48.2亿吨/年，在建煤矿产能9.6亿吨/年，煤炭有效产能显著提升。

为了加快产能释放速度，2021年7月30日国家发改委、能源局、矿山安监局联合下发《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》（发改办运行〔2021〕583号），允许2022年3月31日前提出核增申请的煤矿在签署产能置换承诺函的前提下提前核增产能，而不需要预先落实产能置换指标；之后，国家发改委和各省有关部门进行协调，释放了一批用地手续、生产手续存在问题的煤矿产能。

总体而言，本轮周期的煤价上涨阶段，有关部门对于产能类政策工具的使用明显地存在两种形式：其一为正常地核准产能，但由于情势紧迫，各部委通过简化审批手续等手段缩短了审批流程，加快核准速度；其二为短期内通过核增和“转正”手段快速释放产能，煤矿甚至可以突破一些合规限制，在符合一定标准的前提下先释放产能，再补办手续。

有关部门使用的第二类工具是价格工具，这也是本轮周期中受到关注较多的一类政策工具。2022年2月，国家发改委下发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），明确煤炭价格运行的合理区间，即秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）。为了实现这一目标，每一年度国家发改委均会下达关于电煤中长期合同签订履约工作的相关文件，进而形成了以电煤中长期合同履约为抓手，在量和价两方面同时管制的政策手段。

电煤中长期合同的核心是基准+浮动的价格机制，即以675元/吨为基准，参考NCEI、BSPI、CCTD三大煤炭价格指数进行浮动，在中长期执行价格计算公式中，交易价格偏离基准价的程度被限制为三大价格指数偏离基准价程度的一半，由于三大价格指数自身也包含一部分中长期合同价格的成分，在实际测算中，电煤中长期合同价格的波动大约相当于市场价波动的三分之一左右。

在本轮周期之前，国内已存在电煤中长期合同机制，但2021年之后推出的电煤中长期合同机制具有较强的约束力。经过几年的细化，有关部门最终形成了可约束供需双方、可分解至具体企业、从签约到交易到运力调配再到事后监管的全流程监督模式，从而极大地增强了电煤中长期合同机制的有效性。

第三种政策工具通过安监检查等手段控制生产节奏来改变煤矿产能转化为实际产量之间的能力。这一类政策工具具有一定的不成文性质，但在本轮周期的保供阶段也能够发现一些有关部门使用此类工具的蛛丝马迹。山西省政府2022年6月下发的《山西省煤炭增产保供和产能新增工作方案》（晋政办发〔2022〕49号）提到：“严禁煤矿发生事故后搞‘一刀切’式区域性停产整顿”，可以认为在一定程度上放松了安监力度，而将2021年1~8月已完成全年产能的煤矿列入保供煤矿的行为，也在实质上允许这些保供煤矿超能力生产。

另一个证据来自大型煤企掘进面月均单进，这一指标直观地展示了煤矿在现有开采面上的采掘速度，可以用于衡量煤企的工作强度。煤炭工业协会的数据显示保供阶段大型煤企掘进面月均单进最高值达到172米，之后快速回落，表明在高煤价时期大型煤企维持了很高的工作强度。

1.2 周期下半场：煤价快速下行引发市场忧虑

在多种政策工具的协力下，国内煤价很快得到控制。2023年国内生产原煤46.58亿吨，消费商品煤46.50亿吨，2024年产量和消费量分别为47.59亿吨和48.90亿吨，虽然煤炭消费量大幅增长，但更强的供给能力有效抑制了煤价上涨势头。2022年底开始，煤价转入下行区间，2023年秦皇岛5500大卡动力末煤平仓价全年均价965.34元/吨，2024年进一步降至854.92元/吨，2024年底市场价收于765元/吨，回归570~770元/吨的目标区间。

到2025年初，煤炭市场的风向再度发生转变，对煤价过低可能引发新一轮行业亏损的忧虑开始显现。上半年煤价维持下行趋势，到6月中旬秦皇岛动力煤平仓价触及609元/吨低位，这一价格为近三年来的煤价最低点。京唐港1/3焦煤库提价低至960元/吨，为2016年以来最低点。由于煤炭开采成本多年来不断上涨，这一价格意味着相当部分煤企已出现亏损。

根据国家统计局数据，2025年6月全国5,173家规上煤炭开采与洗选企业中有2,875家出现亏损，占比55.58%，考虑到其中存在部分僵尸企业，我们将2022年底煤价高点时仍在亏损的1,235家企业从样本中剔除，实际的亏损面约为41.65%，处于较高水平。同时，煤炭采选业毛利率由40%降低至27%，行业整体承压。

这一轮煤价下跌的主要原因我们在之前的研究报告《煤炭周期的再思考》中已做了详细分析，此处不再赘述。概略而言，火电和钢铁两大煤炭消费部门的需求不振与短期内释放的大量产能产生了一定的供需错配，共同促成了这一轮煤价的快速下行，而本轮供给端过剩程度较上一轮更低，2024年底国内煤炭产能约53亿吨/年，对应47.6亿吨的产量，而2015年国内除32.5亿吨表内合法产能外，还有超能力生产带来的约6亿吨产能和7亿吨以上的违法违规产能，总产能不低于45亿吨/年，一些更宽泛的统计则表明2015年国内煤矿产能超过50亿吨[2]，对应38.7亿吨产量。本轮周期中煤炭采选业的产能利用率更高、煤企毛利率更高、财务负担更小，因此最终承受的冲击实际较小。

但不论如何，煤价的过快下跌都会对煤炭采选业造成不利影响，有关部门也迅速作出响应，开展“反内卷”工作。

“反内卷”源自2024年7月中央政治局会议提出的“防止‘内卷式’恶性竞争”，2024年12月中央经济工作会议要求“综合整治‘内卷式’竞争，规范地方政府和企业行为”，2025年7月中央财经委员会第六次会议再次强调“依法治理低价无序竞争，推动落后产能有序退出”。在这一思想指导下，钢铁、光伏等行业有关组织提出行业自律性经营原则，旨在推动行业健康可持续发展。

2025年7月，国家能源局综合司下发《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》（国能综通煤炭〔2025〕108号），要求山西、内蒙古、安徽、河南、贵州、陕西、宁夏、新疆共计8个主要产煤省份对生产煤矿进行核查，重点核查煤矿超能力生产情况。这一文件要求煤矿2024年产量不得超过公告产能，2025年内单月产量不得超过公告产能的10%，煤矿不得下达不合理的生产计划。市场普遍将这一文件视作煤炭行业启动“反内卷”工作的象征。

具体到执行端，主要产煤省份跟随国家能源局通知要求，先后下文开展超产核查。陕西省发改委下发《关于优化煤炭生产供给促进煤炭市场平稳运行的通知》（陕发改运行〔2025〕1231号），7~9月间陕西通报责令停产的煤矿共26处，涉及产能约4,000万吨；内蒙古能源局下发《关于全区生产煤矿生产能力核查情况的通报》（内能源煤管字〔2025〕539号），对15处上半年超产10%以上煤矿进行整改，涉及产能2,630万吨；山西省能源局下发《关于组织开展煤矿生产情况核查的通知》（晋能源煤技发〔2025〕144号），目前有数座煤矿收到超产停产处罚。

受本次超产核查影响，国内煤炭产量有所降低。7月原煤日均产量环比下跌12.44%，是保供以来最大的单月跌幅，8、9月受煤价回升和迎峰度冬影响，原煤日均产量有所回升，但同比增速仍为负值，这是保供以来首次在三季度出现日均产量同比下滑。年底中央安全生产考核巡查组将进驻各省市自治区开展年度考核巡查，我们认为完全可以预期主要产煤省份的煤炭超产情况会成为本轮巡查的重点工作之一，“治超”工作的影响有望持续。

超产治理和煤炭需求恢复两大因素相叠加，刺激煤价在三季度迎来反弹。经历6月中下旬短暂的磨底后，7月底秦皇岛5500大卡动力末煤平仓价收于660元/吨，8月底回升至690元/吨，9月底上涨至700元/吨，到10月中旬，煤价已攀升至750元/吨，同期京唐港主焦煤（A8%，V25%，S0.9%，G85，山西产）库提价由1,230元/吨涨至1,710元/吨，煤炭企业经营困难的局面极大缓解。

二、两轮周期中政策工具的对比

复盘2016年煤炭去产能和2025年煤炭反内卷，两轮周期中有关部门进行调控的响应速度和有效性均得到提升，在政策工具的使用上，也显露出一些共性和特性。

产能工具在2016年的煤炭去产能中发挥了决定性作用。2015年之前，国内对于煤炭产能的控制主要是以“淘汰落后产能”为核心思想，将一些技术水平落后、资源利用水平不高、对环境影响大的煤矿纳入关停整改清单予以出清。但如同我们在对上一轮去产能中的分析所述，“十二五”期间煤矿关停速度远小于产能建设速度，叠加大量表外产能影响，到2016年去产能之前国内的煤炭总产能远高于实际需求。2016年有关部门面临的主要问题是国内煤炭产能绝对值的极大过剩和国民经济调整带来的煤炭需求下降之间的矛盾，因此“去产能”工作最直接也是最有效的手段就是压降总产能规模。据此，国内出台了非常刚性的去产能政策，一方面几乎停止了新增审批，通过产能指标等手段提高煤矿建设成本，控制产能投放速度，另一方面将关停指标分解到省，从而在“十三五”期间得以大规模削减煤矿总产能规模。

而在2021~2025的这一轮煤炭周期中，有关部门主要在高煤价阶段使用核增手段释放产能。2021年开始，国内能源保供需要短时间投放足够的煤炭产能以维持市场稳定，而2015年以后新建煤矿数量较少，新核准的产能不足以支持“十四五”期间潜在的煤炭需求。核增产能这一政策工具依托已有一定生产能力的煤矿，其形成产能的速度更快，且通过控制准入条件等方法，可以防止煤炭采选业再度出现过度投资的问题。在过去的几年中，我们也能够观察到晋陕蒙新等主要产煤区的大型煤矿特别是大型露天矿成为煤炭增产保供的主力，这与大型露天矿较强的生产弹性有关。

价格工具是2021年之后行业周期中有关部门应用强度尤其高的一种工具。在2015年之后的几年中，有关部门虽然设定了煤炭价格的绿、蓝、黄三级调控区间，但这一价格监测机制更多地是作为触发其他政策工具的预警信号使用，煤炭长期价格机制并未在这一时期主导市场。

而在2021年之后，电煤中长期合同作为煤炭保供政策的核心，成为煤-电价值链的稳定器。在保供形势最严峻的2022年，中央将26亿吨煤炭保供指标直接分解至各省，最终压实到具体煤企，再采用履约监管、运力保障等一系列手段，保证长协合同得到执行。此时煤炭市场实质上形成了价格上的“双轨制”，与民生高度相关的发电供暖部门可以通过中长期合同机制得到价格相对较低的煤炭供应，而这些部门的刚性需求得到满足，也反过来抑制了市场煤价格继续上涨。即使在煤炭价格快速下跌、长协和市场倒挂的2025年上半年，我们在调研中也发现不少电厂仍出于维持与煤矿关系等原因继续执行长协，这也从侧面印证了电煤中长期合同具有较强的约束力。

产量控制工具在本轮和上轮周期中均得到有效应用。2016年时除治理超产外，最有力的政策工具是将煤矿工作强度由330工作日/年下调至276工作日/年，这一举措相当于直接削减了16%左右的产能。到2017年，随着煤炭供需日趋平衡，276工作日制度不再大规模执行。相较于产能调整政策，这一举措对市场的调节速度更快，且具有较强的政策灵活度。2021年之后产量控制工具作用了2次，一次是保供期间保供煤矿在政策支持下得以突破核定产能超量生产，一次是2025年7月开始的超产核查抑制了煤矿产能释放，从使用效果来看，这两次调节都在短期内对产能产生了直观影响，进而对煤价向有关部门希望的方向调整产生一定支撑。

总地来说，对比2021~2025年行业周期和2016年“去产能”工作中主要政策工具的运用，我们发现有关部门的操作发生了不小变化。这其中固然有两轮周期中行业基本面不同的原因，但也说明监管层当下更加倾向于灵活使用既有政策，对市场变动进行及时的、小幅度的响应，而非大刀阔斧的整改。在所有的政策工具中，产能调整工具能够从根本上解决问题，因而始终会保留在工具箱内，价格工具的重要性极大提升，在价格工具和产能调整工具之间，产量控制工具仍是一种不失灵活性的温和手段。

三、对本轮“反内卷”的一些看法

如果说上一轮去产能工作需要解决短期的产能过剩和未来随着煤炭用量增长而出现的产能不足之间的矛盾，那么本轮“反内卷”工作面临的问题是过去几年的供给不足和长期上“碳中和”带来的需求下降进而可能导致供给过剩之间的矛盾。这决定了本轮周期对政策工具的使用需要更加谨慎。

从基本面上来看，经过“十三五”期间的行业整合，目前国内煤炭采选业已初步实现了大型化、集中化运营。根据煤炭工业协会发布的《2024煤炭行业发展年度报告》，到2024年，煤炭资源优势产区晋陕蒙新的产量占比已达到81.6%，全国平均单井（矿）规模超140万吨/年，年产120万吨以上矿井产量占全国产量比重超85%，全行业安全高效矿井（露天）产量占比71.2%，智能化产能占煤炭总产能50%以上。这些数据说明过去的几年间我国煤炭采选业技术水平得到了长足的发展，但也表明一些传统的产能削减政策可能失效。考虑到云贵等地区的自然条件和山西地区焦煤矿的开采条件，百万吨以下矿井难以全部关停，基于规模的调控空间相对有限，而当前煤矿智能化、机械化水平已达到一个较高程度，未来的政策可以引导企业进一步提高矿井技术水平，但很难“一刀切”地以技术、安全等指标为界，进行大规模产能去化。

经过几轮行业战略性重组和专业化整合后，我国煤炭产业的集中度也得到了提升。当前，我国的煤炭生产格局为“1132+8”，即1家6亿吨级（国家能源投资集团）、1家4亿吨级（晋控集团）、3家2亿吨级（山东能源集团、中煤能源集团、陕煤集团）、2家1亿吨级（山西焦煤集团、华能集团）和8家5,000万吨级煤炭企业，2024年国内煤炭产量前十名的企业合计产量23.7亿吨，占比49.8%，全部为央国企。央国企占比较大的市场格局有利于有关部门使用价格工具和产量控制工具调节市场，从保供期间的企业行为来看，央国企响应中长期合同的速度更快，执行力度更大，而主要产煤央国企煤电一体化的趋势也有助于其长期执行中长期合同政策，进而稳定煤炭市场。

我们认为未来国内煤炭市场调控的主线是在保障能源安全的基础上，促进煤炭行业与“碳中和”路径协调发展。因此：

1.考虑到煤矿产能的相对刚性，激进的产能变动可能带来一定供需错配风险，未来的产能控制将相对温和，很难出现大规模的产能出清，但也不会大规模新增产能，新投放的产能主要以整合和核增的形式呈现，露天煤矿的生产弹性将在这一过程中发挥重要作用；

2.以中长期合同为核心的价格调控机制是未来最主要的政策工具，随着煤炭行业和煤电行业的不断更新整合，煤电协同比例将持续提高，大型国有企业将具备很强的构筑内部煤-电闭合价值链的动机；

3.产量控制工具会成为价格工具的有效补充，且可能成为比较明确的煤价拐点信号，力度较低的安监、超产核查到力度较强的保供、工作日调整均有可能出现，需要观察煤价偏离675元/吨价格中枢的程度。

注：

[1]资料来源：防疫复工两手抓 煤矿产能复产率创新高，国务院国有资产监督管理委员会[EB/OL]，2020/02/25[2025/10/15]，
http://www.sasac.gov.cn/n2588025/n2588119/c13890732/content.html

[2]资料来源：浅议煤炭行业供给侧改革，期货日报网[EB/OL]，2025/03/02[2025/10/16]，
http://www.qhrb.com.cn/articles/333527