【行业观察】2026年中国煤炭开采行业信用趋势前瞻

来源：市场资讯

（来源：远东资信）

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”。

正文

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。

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。

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。

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。

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。其中，第一产业用电量1,494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66,366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19,942亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量15,880亿千瓦时，同比增长6.3%。2025年以来，无论全社会用电总量抑或用电量分项，增速均呈逐月回升态势，与宏观经济触底反弹之势相吻合。但与此同时，新能源对火电的挤出效应加剧。2025年，中国实现火电发电量62,945.5亿千瓦时，同比下滑1.0%；火电发电量占全电源发电量的比重为64.8%，较2024年回落2.6个百分点。从电厂煤耗角度看，受2025年以来火电发电量（累计）增速同比回落影响，统调电厂煤炭日耗量处于近年来低水平。

远东资信认为，2026年中国动力煤需求增长机遇与挑战并存。机遇在于用电总量扩张，挑战在于发电量结构演变。动力煤应用主要集中于电厂，其需求与宏观经济走势密切相关。近年来，中国宏观经济呈现出供给强而需求弱，生产强而消费弱的格局。2026年政策重点料将集中于消费刺激与内需提升，12月中央经济工作会议也将“坚持内需主导，建设强大国内市场”、“深入实施提振消费专项行动”、“清理消费领域不合理限制措施，释放服务消费潜力”置于突出位置，财政对民生领域投入进一步加大也有助于提振居民消费能力与信心。我们认为，2026年促消费、扩内需的增量政策将推动经济维持合理增速，同时电气化水平提高、以数据中心算力设施为代表的新兴电力需求高速发展将共同推动全社会用电量增长。挑战方面，随着大规模风电、光伏等新能源装机实现并网发电、火电角色由基础电量提供者向辅助服务运营商转变，火电发电量份额将被新能源电力不断蚕食，其发电量占全电源电量的比重已由2021年初的75.6%滑落至64.8%，而风电、太阳能等新能源电源的电量在同一期间内比重由9.3%提升至16.7%，新能源电量替代效应已日趋明显且有加速之势，进而削弱了电力部门对动力煤的需求增速。与此同时，冶金、建材等非电领域受下游钢铁、地产景气度低迷影响，也将对动力煤需求增长形成拖累。综合上述因素，远东资信预计2026年中国动力煤需求将维持低个位数增速。长期来看，新能源对火电的电量替代具有较强确定性，动力煤需求增速将逐步转负，这符合国务院《2030年前碳达峰行动方案》中关于“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少的政策要求。

2025年1—11月，中国炼焦煤消费量合计5.5亿吨，同比增长1.8%，主要得益于年内铁水产量回升至高位、钢企利润明显修复使得炼焦煤消费量同比回升。炼焦煤下游主要为钢铁冶炼，2025年，中国实现粗钢产量9.6亿吨，同比下降4.4%。钢铁产能减量置换力度加大与环保政策趋严使得我国粗钢产量长期处于生产收缩状态。终端需求方面，2025年，中国基础设施投资（不含电力、热力、燃气及水生产和供应业）同比下降2.2%，增速较年初的5.6%已大幅放缓并已转入负值区间；同期，全国房地产开发投资、房屋新开工面积同比分别下降17.2%、20.4%，房地产业仍处于寻底阶段；制造业固定资产投资同比增长0.6%，是终端需求中提振钢材消费进而拉动冶炼炉料炼焦煤需求增长的核心力量。

远东资信认为，2026年下游对于炼焦煤需求的拉动作用仍偏弱。首先，钢铁行业产量压减、倒逼落后产能退出的政策导向不会改变，生铁和粗钢产量或将延续近年来一贯的回落走势。终端方面，海外需求在主要经济体扩张的财政政策与降息周期支持下相对较强，但钢材出口易受贸易保护措施扰动，2025年以来，墨西哥、越南等国家先后对中国钢材产品加征关税。国内需求方面，考虑到投资已成为经济稳增长的拖累项，2026年政府可能加快重大项目投资部署使得钢铁需求边际回升，但整体需求依然较弱。此外，当前螺纹钢价格处于自供给侧改革以来低位，钢厂盈利修复主因炉料成本下行，2025年下半年随着炼焦煤价格反弹，钢企利润快速收敛并重返负值区间，若2026年炼焦煤价格因产能核查边际走强，钢企亏损加大必将引发铁水产量回落，进而对炼焦煤需求形成压制。综合以上因素，我们认为2026年中国炼焦煤需求增长依然疲弱，需求增速或低于2025年水平。

预计2026年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

2025年，港口煤价整体呈现“V型”走势。年初因供给充裕、暖冬效应导致火电发电量不及预期，港口煤价单边下行跌至6月中旬609元/吨的低位；随后，在国家能源局核查超产，原煤供给收缩预期增强、夏季高温引发电厂煤耗季节性上升等因素的共同推动下，煤价快速上扬至834元/吨的年内高位。11月下旬以来，煤矿因迎峰度冬保供应，产能有所释放，叠加需求回落，煤价再次进入下行通道直至年末重启季节性反弹。2025年，港口煤价均值为696.9元/吨，同比回落18.5%。2025年，炼焦煤价格走势与动力煤趋同，供给端预期改变是塑造其价格走势的主要推手。2025年，京唐港山西产主焦煤库提价（含税）均值为1,513.1元/吨，同比下跌25.2%。

展望2026年，远东资信认为，动力煤价格走势将主要取决于需求端，因为在供给侧监管机构拥有充足手段调节产能，政策力度将随动力煤价格走势调整，目标是使煤炭价格在合理区间内稳定运行，协调上下游利润分配关系。从当前基本面看，2026年动力煤产量在核查超产与反内卷的政策引领下将有所缩减或仅实现微幅增长，需求侧维持低个位数增速，2025年末作为蓄水池的港口库存仍维持在高水平，综合上述因素，我们预计2026年动力煤价格中枢或将实现小幅上移，但极端天气、地缘冲突与突发性安全事件可能导致动力煤价格超预期上行。炼焦煤方面，至2025年12月末，国内独立焦化厂与样本钢厂炼焦煤库存处于近年来中位水平，因此价格走势更加依赖于供需关系。我们认为，2026年炼焦煤仍将维持供需双弱格局。在需求不发生重大变化的前提下，受资源稀缺与政策导向影响，优质主焦煤产量向上弹性较小、进口补充渠道有限，价格支撑较为明显；但配焦煤因蒙古国存在较大进口放量空间，价格上行幅度将受到限制。

二、中国煤炭开采企业在煤价下行周期中的业绩表现与2026年信用趋势前瞻

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

煤价是影响煤炭开采企业盈利的重要因素之一，2023年以来煤价中枢的持续下行对中国煤炭生产商盈利构成显著挑战。随着2025年动力煤与炼焦煤价格中枢进一步回落，中国煤企盈利数据再度走弱。国家统计局数据显示，2025年1—11月，中国规模以上煤炭开采和洗选企业实现营业收入23,455.9亿元，同比下降18.8%；实现利润总额2,970.1亿元，同比下滑47.3%；利润率方面，2025年1—11月，中国规模以上煤炭开采和洗选企业利润总额/营业收入为12.7%，较2022年煤价景气时期利润总额/营业收入峰值27.1%回落近15个百分点。远东资信选取的38家以煤炭开采与洗选为主业的样本发债煤企（详见附件一，以下简称“样本煤企”）盈利指标表现与行业趋势吻合。自2023年煤价冲高回落以来，样本煤企营业收入持续下滑，盈利能力不断弱化。其中，2025年前三季度，样本煤企实现营业收入合计27,039.1亿元，同比减少11.1%；EBIT利润率均值为9.6%，较2024年（全年）回落1.7个百分点。样本煤企营业收入与利润率回调幅度较国家统计局口径的规上企业低，或因发债企业多为行业或区域龙头，市场地位与成本竞争力较强，在煤价下行周期中更具风险抵御能力。

近年来，煤炭开采企业债务规模增长温和，至2025年三季度末，样本煤企总债务同比增长5.9%，短期债务占比41.0%，短期债务比重延续回落态势。煤炭开采企业曾利用2021—2022年的高景气时期积累了大量现金，自2023年周期反转以来，即使样本煤企资产负债率边际增长，但至2025年三季度末（63.1%）仍未突破2022年末水平（64.1%），总债务资本化比率增幅亦相对温和。但随着行业景气度自2023年开始下行，煤企经营活动现金流获取能力不可避免地受到影响，导致以经营活动净现金流/总债务为代表的偿债指标弱化较为明显。

从具体煤企视角分析，我们绘制了样本煤企在煤价下行周期中全部债务与经营活动净现金流的变动关系图，比对2023年周期下行初期与最近连续12个月（2024年第四季度与2025年前三季度），样本煤企全部债务与经营活动净现金流的变化特征。基于变化关系不同，我们规定了四种颜色标识。分析显示，样本煤企中无绿色标识企业（即全部债务减少且经营活动净现金流增加），绝大多数样本煤企为红色标识企业（即全部债务增加但经营活动净现金流减少）。由此可见，本轮煤价下行对我国煤炭开采企业偿债能力造成负面影响。

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”

尽管煤炭开采企业偿债能力指标表现弱化，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依然坚定，2026年动力煤价格中枢或将实现小幅上移。虽然难以复刻煤价高景气时期的暴利，但新的价格中枢料将保障煤企实现合理利润；与此同时，考虑到中国煤炭产量已处于顶部平台，煤炭开采企业固定资产投资完成额自高位回归，且大部分投资被用于智能矿山、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，资本支出增速回落将引导企业债务延续温和增长态势，2026年煤企债务大幅增长的可能性较小。基于上述因素，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。

我们认为，2026年仍需关注煤炭开采企业信用质量的“K型分化”。一方面，地处晋陕蒙新核心产区的煤企，可获得更多政策倾斜，矿井资源禀赋优越，生产效率较高，煤炭开采成本较低。我们根据公开资料绘制的煤炭开采企业吨煤成本曲线图显示，2024年吨煤成本在350元/吨以下的煤企，原煤产量合计约20亿吨，占年度原煤总产量的比重为四成，其矿井多位于核心产区。此外，因煤炭开采对地方经济发展具有显著重要性，煤企违约可能对区域产业链构筑与融资环境造成严重的负面影响，地方政府支持意愿较强，这有利于其信用质量的提升。然而，地处非核心产区、独立信用状况偏弱的中小型煤炭开采企业，大多面临矿井资源枯竭、生产成本高企的困境，煤价下行周期对其信用质量的负面影响明显高于晋陕蒙新煤企。同时，由于煤炭开采并非当地经济命脉，企业的经济重要性不足，地方政府支持意愿可能较弱。因此，在信用分析时更应关注其自身经营、财务风险与独立信用状况。

【作者简介】

唐大千，远东资信工商企业评级一部总经理助理，CPA，CFA，美国南加州大学工学硕士。