2024年，供需宽松格局主导全年，煤炭行业经历了一轮深度调整，煤企业绩向合理区间回归。

记者关注的28家主要煤炭上市公司全年合计实现营业收入13593.81亿元，同比下降5.7%；合计实现净利润1995.59亿元，同比下降17.1%；合计实现归母净利润1574.11亿元，降幅达18.2%。若剔除对行业影响较大的中国神华，剩余27家上市煤企合计净利润降幅扩大至23.7%，显示行业分化加剧。

在传统业务承压之际，煤炭行业紧扣现代化产业体系转型方向——煤电联营以产业链深度整合为路径，煤化工依托技术创新开辟高附加值产业新赛道，二者共同构成了驱动煤炭现代化产业体系构建、穿越周期波动的核心动能。

供需结构失衡主导煤炭价格震荡下行

2024年，煤炭市场供需偏宽松。

水电超常增长，尤其在迎峰度夏前对煤电替代效应明显，电煤耗量低速增长。受地产投资、新开工处于弱增长，建材、钢铁两个行业产量持续走低的影响，耗煤量持续萎缩。同时，在保供政策的影响下，煤炭企业扎实推进煤炭增产保供工作，国内煤炭产量保持增长，叠加创历史新高的进口量，煤炭供应相对充足。

2024年，国内全年原煤生产47.8亿吨，同比增长1.2%，产量整体保持稳中小幅增长；煤炭进口量同比增长明显，2024年煤及褐煤进口实现5.43亿吨，同比增长14.4%。

在供需宽松格局下，秦港动力煤（Q5500）均价855元/吨，同比下降 11.54%；京唐港主焦煤均价2026元/吨，下跌11.34%。

中国煤炭工业协会党委委员张宏指出，2024年煤炭市场呈现“四降四增”特征，即产量先降后增、资源量供应下降、耗煤需求增幅下降、行业经济效益下降，同时产能、进口、库存及能源替代量增加。

张宏特别强调供需结构的“五个变化”：波动性、结构性、时段性、区域性及品种性变化，其中火电调峰需求的波动加剧和新疆煤炭产区崛起成为关键变量。这种结构性变化导致传统消费区域（如东部）对晋陕蒙新产区的依赖度进一步提升，区域供需错配问题凸显。

尽管煤企采取优化债务结构、智能化改造等措施，成本控制依然难抵价格冲击，盈利指标全面承压。

记者重点关注的28家煤企中，广汇能源的业务模式多元，核心模式为“低成本煤炭+天然气贸易+煤化工”，其天然气贸易毛利率能够对冲煤价下跌。2024年，剔除广汇能源的27家煤炭上市公司，煤炭的平均销售价格为597元/吨，同比下降8.3%，降幅低于市场煤降幅（动力煤市场煤下降11.54%），或与煤企执行大量长协有关；平均销售成本323元/吨，同比下降0.9%；平均毛利275元/吨，同比下降15.7%；毛利率46.0%，同比下降4%。

广发证券报告显示，2024年煤炭板块扣非净利润同比下降20%，平均净资产收益率约10%，吨煤净利润降至97元，龙头企业通过长协机制和成本管控展现出较强韧性。这一现象印证了行业“马太效应”加剧——具备全产业链布局的头部企业在价格下行周期中更具抗风险能力。

在业绩下滑的背景下，行业现金流管理表现出较强韧性。28家煤炭上市公司，2024年经营性现金流合计为2726.87亿元，同比下降10.59%；资产负债率平均为51.7%，同比微降0.2个百分点。部分企业通过专项储备调整释放业绩，如中煤能源、兖矿能源专项储备分别减少1197百万元和479百万元，一定程度冲抵成本压力。

这种财务韧性得益于煤企近年来的债务优化。28家煤企有息负债合计为5074.93亿元，同比增长9.37%。通过债转股、发行绿色债券等方式，头部企业的财务费用率为2.05%，同比上涨0.16个百分点，显示融资成本持续改善。

煤电联营与煤化工高端化重塑行业格局

在传统业务承压的同时，行业结构性机会逐渐显现。煤电联营模式通过产业链整合提升抗风险能力，煤化工高端化则打开新的增长空间，成为穿越下行周期的关键抓手。

煤电一体化模式在2024年展现出显著优势。以中国神华为例，其通过“煤—电—运”一体化产业链，在动力煤价下跌11.54%的情况下，其电力板块贡献稳定利润，使得公司净利润降幅显著低于行业平均水平。这种模式通过长协煤锁定成本、电力业务平滑周期波动，实现了“煤价跌、电价稳”的协同效应。

方正证券相关人士告诉记者，煤电联营企业在“双碳”背景下更具估值优势，坑口电厂度电成本可降低0.08元，且在调峰补偿机制下具备更强的灵活性。国家能源集团与华能集团的直供模式、陕煤集团与浙能集团的铁路直达合作，均通过去中间化降低流通成本，验证了该模式的可行性。

厦门大学管理学院中国能源政策研究院教授林伯强指出，煤电与新能源联营面临电力市场机制不完善、辅助服务定价模糊等挑战，但通过合约联营、一体化开发、专业子公司联营及交叉持股四种模式，可有效化解利益分歧。

例如，国家能源集团在内蒙古的“风光火储”一体化项目，通过煤电调峰支持新能源消纳，实现度电成本下降约12%，碳排放减少15%。

2024年，化工用煤需求保持旺盛，甲醇开工率大幅领先历史同期，煤化工高端化趋势明显。龙头企业通过技术升级布局高端产品，如兖矿能源的煤制烯烃项目、平煤股份的精细焦炉煤气深加工，均实现了产品附加值提升。

开源证券指出，当布伦特原油价格在68美元/桶时，煤制烯烃成本与油制路线相当，在能源价格波动中具备竞争优势。此外，部分企业通过CCUS（碳捕集、利用与封存）技术探索低碳转型，为煤化工高端化注入新动能。

陕西煤业化工集团有限责任公司总工程师尚建选认为，低阶煤分质利用技术可将10亿吨低阶煤转化为1.5亿吨油品和1.97万亿千瓦时电力，相比直接燃烧降低21%碳排放，可提升20%以上的产值。中科合成油技术有限公司副总工程师王洪则提出，未来煤化工产业基地建设的一个可行方向是“油气化动态联产”，既生产平台化学品和高值化学品，又可在需要时生产煤制油、合成气等燃料，保障国家能源安全。

2025年一季度，国内产量增长，进口约束渐显，但整体受火电发电疲弱影响，煤价延续回落，现阶段处于磨底状态。

受煤价下降影响，主要上市煤企2025一季度业绩同比下降。记者关注的28家煤炭上市公司，2025Q1年合计实现营业收入2827.08亿元，同比下降16.81%；合计实现归属母公司净利润309.11亿元，同比下降28.96%；合计实现扣非后归属母公司净利润303.74亿元，同比下降31.43%。如果剔除对行业影响较大的中国神华，27家煤炭上市公司，2025Q1合计实现归属母公司净利润189.62亿元，同比下降31.37%。

在能源安全与“双碳”目标的双重约束下，煤炭需求增长放缓甚至见顶，供给端通过成本控制实现差异化竞争，煤炭行业正从“需求驱动”转向“成本定价”。具备全产业链布局、技术迭代能力的头部企业，将在行业洗牌中巩固优势，成为穿越周期的核心资产。

如张宏所言，2025年煤炭市场将呈现“总体宽松、时段性紧张”态势，把握结构性机会是获取超额收益的关键。而《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》中，“支持现役煤电改造升级机组、新建机组和新一代煤电试点示范机组与新能源实施联营，鼓励联营的新能源项目优先并网”，则为行业指明了在“双碳”时代的生存之道——唯有通过深度整合与技术创新，方能在能源转型浪潮中实现可持续发展。