2026年山西省煤炭行业研究分析报告

执行摘要

2025年，山西省煤炭产业在总量上继续稳居全国首位。全省规模以上工业原煤产量达到13.05亿吨[1]，同比增长2.1%[1]，约占全国总产量的27%[1]，日均产量稳定在350万吨以上[1]，再次成为全国最大的煤炭生产基地。从全国看，2025年规模以上工业原煤产量48.3亿吨[1]，同比增长1.2%[1]，创历史新高；煤炭消费量占能源消费总量的比重降至51.4%[1]，比上年下降1.8个百分点[1]。山西以占全国约四分之一的煤炭产量，支撑了全国能源保供的全局，也承受着能源结构转型背景下需求增长放缓的直接压力。

从产业链与区域布局看，山西已形成煤炭资源勘探、采选、洗选加工到下游转化（火电、焦化、冶金、化工、建材）的完整链条，以晋北动力煤基地、晋中炼焦煤基地、晋东无烟煤基地为区域骨架，大同、朔州、忻州、吕梁、临汾等市构成煤炭生产的主要区域。2025年山西焦炭产量10197.4万吨[1]，同比增长10.4%[1]，焦化与煤化工链条保持扩张。外运方面，大秦铁路煤炭发送量54884万吨[1]，同比下降6.8%[1]，占全国铁路煤炭发送量的19.9%[1]，仍是晋煤外运与连接环渤海港口的核心通道。煤炭保供体系持续完善，「十四五」期间山西累计生产原煤约65亿吨[1]，占全国近三成[1]，为全国能源安全作出了重要贡献。

2025年煤炭行业最突出的特征，是价格中枢下移带来的盈利收缩。全国煤炭开采和洗选业实现利润总额3520.0亿元[1]，同比下降41.8%[1]；营业收入26088.6亿元[1]，同比下降17.8%[1]；营业成本18734.0亿元[1]，同比下降11.9%[1]。煤价方面，截至2025年12月12日，秦皇岛港5500大卡动力煤年内均价697.03元/吨[1]，较2024年全年均价下跌超150元/吨[1]；山西煤炭整体均价报939元/吨[1]。量增价跌、以量补价的运行格局，使煤炭行业利润总额大幅回落，山西龙头煤企盈利亦普遍承压，但凭借低成本与资源禀赋优势，省内主要上市煤企仍保持盈利，经营现金流与分红能力总体稳健。

需求侧看，2025年全社会用电量103682亿千瓦时[1]，同比增长5.0%[1]，首次突破10万亿千瓦时[1]，电力需求仍是煤炭消费的压舱石；但火电发电量62945亿千瓦时[1]，同比下降1.0%[1]，为十年来首次下降[1]。钢铁、建材等耗煤大户继续走弱，2025年全国粗钢产量约9.61亿吨[1]，同比下降4.4%[1]，为2020年以来首次跌破10亿吨[1]。进口方面，2025年煤炭进口4.9亿吨[1]，同比下降9.6%[1]。煤炭市场总体呈现供大于求、库存高位、价格承压的特征，截至2025年12月下旬，北方九港库存约2900万吨[1]，较11月初增加近600万吨[1]。

政策环境方面，国家与山西形成了保供稳价、安全生产、绿色转型与智能化升级并行的政策框架。全国层面，煤炭产能储备制度提出2030年力争形成3亿吨/年左右可调度产能储备[1]，电煤中长期合同按各省签约需求80%建立监管台账[1]；《煤矿安全生产条例》自2024年5月1日起施行[1]，强化了煤矿安全主体责任。山西省以能源革命综合改革试点为抓手，2025年政府工作报告提出新建智能化煤矿130座[1]；在能耗双控向碳排放双控转变的政策导向下，煤炭占能源消费总量的比重持续回落，倒逼产业加快清洁高效利用与绿色转型。

供给端的结构性升级是山西煤炭产业的确定性主线。截至2025年11月底，山西累计建成智能化煤矿369座[1]，占全国三分之一以上[1]；全省先进产能占比提升至83%以上[1]，大型煤矿产量占比达80.76%[1]。安全生产形势明显好转，2025年山西煤矿事故起数较2021年下降72.4%[1]，遇难人数下降71.4%[1]，百万吨死亡率下降73.7%[1]。绿色低碳转型同步推进，2025年山西新能源和清洁能源装机占电力总装机的比重达到55.1%[1]，首次超过煤电[1]；新能源和清洁能源发电量1557.5亿千瓦时[1]，同比增长24.2%[1]，煤层气产量占全国八成以上[1]。

产业竞争格局呈现龙头主导、加速整合的特征。2025年晋能控股原煤产量4.08亿吨[1]，山西焦煤集团1.85亿吨[1]，与潞安化工、华阳新材共同构成山西煤炭四大省属集团；2025年1至8月，晋能控股、山西焦煤集团、潞安化工三家山西煤企合计原煤产量4.62亿吨[1]，约占全国前十大企业合计产量的30%[1]。2025年12月，山西省对19家省属企业实施股权划转重组，涉及资产总额3.63万亿元[1]，晋能控股、山西焦煤集团等核心煤炭资产进一步集中，为煤电一体化与转型整合打开空间。

风险方面，山西煤炭产业面临多重复合压力。一是价格风险，2025年煤炭市场总体供大于求，秦皇岛港5500大卡动力煤年内均价较2024年下跌超150元/吨[1]，港口库存高位运行；二是转型风险，截至2025年底全国风电、光伏累计并网装机18.4亿千瓦[1]，历史性超过火电约3亿千瓦[1]，火电发电量出现十年来首次下降[1]；三是需求风险，钢铁行业耗煤走弱，粗钢产量跌破10亿吨[1]，建筑钢材成交量明显下滑[1]；四是安全与环保约束，虽煤矿百万吨死亡率持续下降[1]，但资源接续、绿色开采与碳排放双控的要求不断加码，中长期转型成本上升。

展望2026年，中国煤炭工业协会预计煤炭消费小幅增长、全年供需总体平衡[1]，中电联预计2026年全社会用电量同比增长5%至6%[1]，电力行业耗煤略有增长[1]；钢铁行业耗煤基本持平或略有下降、建材耗煤小幅下降、煤化工耗煤稳定增长[1]。总体判断，2026年山西煤炭产业将在供需宽松、价格承压中延续「总量稳、结构优、安全固、绿色进」的发展主线，智能化改造、煤电一体化与高端煤化工是产业升级的确定性方向。报告围绕产业界定、产业链、政策、需求、供给、盈利、格局、风险、企业与展望十个维度，对山西省煤炭行业进行了系统分析，并提出保供稳价长效机制、安全生产治本攻坚、绿色智能升级与转型发展等方面的政策建议。

第一章 产业范围界定

煤炭是中国能源体系中承担基础保供功能的战略矿产，山西则是全国煤炭供给格局中分量最重的省级单元。作为中国第一产煤大省，山西的煤炭产业不仅支撑着本省的经济基本盘，更通过铁路外运与电力外送深度嵌入全国能源供应链，对全国煤电保供与焦化原料供应的影响举足轻重。界定山西煤炭产业的边界，是观察其产量、价格、效益与政策走势的逻辑起点。2025年[9]山西省规模以上工业原煤产量达到130454.5万吨[10]，折合约13.05亿吨[11]，同比增长2.1%[12]，约占全国同期产量的27%[13]。这一组数据确立了山西煤炭产业在全国煤炭版图中的坐标，也勾勒出本报告所界定产业对象的基本轮廓——以煤炭开采和洗选业为核心，以原煤、洗煤、焦炭为产出口径，以动力煤、炼焦煤、无烟煤为煤种结构。从更宏观的能源结构看，2025年[14]煤炭消费量占能源消费总量的比重为51.4%[15]，山西以占全国27%[16]的原煤产量，持续为这一庞大消费体系提供最核心的供给支撑。只有先厘清这一产业边界，才能对山西煤炭的供需总量、价格中枢与盈利水平作出准确的度量与比较。

1.1 行业定义与统计口径

按照国家统计局发布的国民经济行业分类标准，煤炭产业的核心统计范畴为"煤炭开采和洗选业"，归属于采矿业门类之下，是国民经济核算与工业统计中衡量煤炭生产活动的基础行业单元。该行业细分涵盖烟煤和无烟煤的开采与洗选、褐煤的开采与洗选，以及煤制品的生产，覆盖了从原煤采出、洗选加工到商品煤产出的完整工序链条，凡是从事上述生产活动并达到规模以上标准的企业，均纳入煤炭开采和洗选业的统计范围。在全国工业统计体系中，原煤产量是衡量煤炭生产规模最常用的总量指标，2025年[17]全国规模以上工业原煤产量达到48.3亿吨[18]，同比增长1.2%[19]，产量规模创历史新高[20]；若按国家统计局统计公报的口径，2025年[21]全国原煤产量则为48.5亿吨[22]，同比增长1.4%[23]。两种口径的差异主要来自统计范围与核算方法的细微区别，但均指向同一判断：中国煤炭供给已经稳定在48亿吨量级的高位平台，行业统计的基础指标清晰、稳定且可比。

在原煤产量之外，洗煤与焦炭构成煤炭产业中游与下游加工环节的重要产出口径。原煤指煤矿直接生产、未经洗选加工的煤炭产品，是统计煤炭生产总量的基础指标，反映煤炭资源的原始开采规模；洗煤是通过重介、跳汰等分选工艺去除煤中灰分与硫分后的商品煤，其产量反映煤炭加工增值的水平，也是衡量煤炭清洁利用程度的重要窗口；焦炭则是炼焦煤经高温干馏后的产物，主要供应钢铁冶炼，属于煤炭向下游转化的重要环节。2025年[24]山西省原煤产量按统计公报口径达到130912.1万吨[25]，同比增长2.4%[26]，同期全省焦炭产量为10197.4万吨[27]，同比增长10.4%[28]。从原煤到洗煤再到焦炭，产出口径的逐级递进勾勒出煤炭由初级资源向工业燃料与原料转化的价值链脉络，也提示在分析山西煤炭产业规模时，需要严格区分总量口径与加工口径，避免将不同环节的产量简单加总造成口径错配。

需要说明的是，山西原煤产量在不同统计口径下存在小幅差异，这并非数据矛盾，而是统计范围与发布节点不同所致。山西省统计局经济运行解读采用的规模以上工业口径，2025年[29]原煤产量为130454.5万吨[30]；国民经济和社会发展统计公报口径则为130912.1万吨[31]，同比增长2.4%[32]；两种口径的产量均在13亿吨量级[33]，相互印证了山西煤炭生产规模的稳定性。规模以上工业统计以达到规模标准的企业为对象，能够相对完整地覆盖山西煤炭开采和洗选业的主体产能，小微型企业的产量占比有限，因此以规模以上工业原煤产量作为山西煤炭产业的核心总量指标，具有较强的代表性与连续性，也便于与全国及各省数据直接对比。

按煤化程度与工业用途划分，煤炭可归纳为动力煤、炼焦煤与无烟煤三大类，这是分析山西煤种结构时普遍采用的通用框架。动力煤主要包括褐煤、长焰煤、不粘煤、弱粘煤等发热量较高、适宜直接燃烧发电或供热的煤种，与电力、建材等下游需求紧密联动，是山西晋北基地的主力产品；炼焦煤包括焦煤、肥煤、气煤、瘦煤等具备结焦性的煤种，是焦化工业的核心原料，其需求高度依赖钢铁景气周期，也是山西最具稀缺性的资源品种；无烟煤煤化程度最高、挥发分低，多用于民用燃料、化肥造气与高炉喷吹，主要集中于晋东基地。三类煤种的资源禀赋、下游市场与价格形成机制差异明显：动力煤价格主要由电力需求与港口库存决定，炼焦煤价格受钢铁利润、进口量及焦化开工率多重影响，无烟煤价格则更多受化工与民用需求调节。理解这一分类体系，是把握山西煤种结构、供需分化与价格走势差异的前提，也为后续章节分析不同煤种的运行规律提供了统一的分类坐标。

总体而言，山西煤炭产业的统计边界可以概括为"一个行业、三个口径、三大煤种"：一个行业指煤炭开采和洗选业，三个口径指原煤、洗煤与焦炭的产量度量，三大煤种指动力煤、炼焦煤与无烟煤的产品分类。2025年[34]山西原煤产量超过13亿吨[35]，占全国比重约27%[36]，这一体量决定了任何对全国煤炭供需格局的判断都无法绕开山西。在上述定义与口径的基础上，进一步厘清山西的煤炭资源禀赋与煤种分布，才能更准确地刻画其产业结构的先天条件与比较优势，为判断产量上限、成本边界与转型空间奠定资源层面的基础。

1.2 资源禀赋与煤种结构

山西地处华北板块中部，煤炭资源储量丰富、成煤条件优越，是全国煤炭资源最富集的省份之一。全省含煤面积分布广泛，主要含煤地层发育完整，煤种齐全、煤质优良，资源开发的历史积淀与生产体系均十分成熟，长期的规模开采形成了一套完整的勘探、设计与开采技术体系。依托资源禀赋，山西形成了晋北、晋中、晋东三大煤炭基地的空间骨架：晋北基地以大同、朔州、忻州为核心，主产低灰、低硫、高发热量的弱粘煤与气煤，是典型的动力煤产区，承担着向京津冀及环渤海地区输送电煤的主力任务；晋中基地以吕梁、临汾、晋中为主，赋存焦煤、肥煤、瘦煤等稀缺炼焦煤种，是全国炼焦煤资源最为集中的区域；晋东基地以阳泉、晋城为中心，主产无烟煤，同时是煤层气开发的重点区域。三大基地在煤种上各具特色、互有分工，共同构成山西煤炭产业的资源底盘与产能基础。

在三大煤种中，炼焦煤是山西最具战略价值的资源品种。全国已查明的炼焦煤资源高度集中在山西，焦煤、肥煤等稀缺煤种储量居全国前列，吕梁、临汾等地更是优质主焦煤的核心产区，晋能控股、山西焦煤集团等骨干企业据此在焦煤与动力煤领域形成差异化布局。炼焦煤资源的稀缺性与集中性，使山西在钢铁产业链中拥有不可替代的原料供给地位，全国焦化工业对山西炼焦煤的依赖程度显著高于其他产区。从生产组织看，2025年[37]山西煤炭产能达到14.65亿吨/年[38]，全省煤矿减至887座[39]，年产60万吨以下的小煤矿已全部退出或重组[40]，产能结构显著优化；同时，全省大型煤矿产量占比达到80.76%[41]，先进产能占比超过83%[42]，规模化、集约化开采已成为山西煤炭生产的主流形态。

在产能结构优化的同时，山西煤炭产业的技术形态也在快速升级，先进产能与智能化开采成为产业现代化的核心特征。截至2025年[43]，山西累计建成智能化煤矿近300座[44]、智能化采掘工作面近1600处[45]，先进产能占比保持在83%以上[46]，位居全国前列；大型煤矿产量占比保持在八成以上，意味着煤炭生产日益集中于装备先进、安全管理规范的大中型矿井，行业生产的集约化与自动化水平显著提升。技术升级不仅提高了单井产能与资源回收率，也从根本上降低了井下作业风险，为山西在保障产量的同时守住安全生产底线提供了支撑，先进产能的持续扩容进一步巩固了山西在全国煤炭供给体系中的质量优势。

把观察周期拉长到"十四五"阶段，山西煤炭资源开发的体量与弹性更为清晰。"十四五"期间[47]山西累计生产原煤约65亿吨[48]，占全国总产量的近三成[49]，其间新增煤炭产能约1.5亿吨/年[50]，为全国能源保供提供了持续扩张的供给基础。2025年[51]山西日均原煤产量稳定在350万吨以上[52]，即便在年末安全监管趋严、部分煤矿检修的背景下，产量仍保持在运行高位，供给的稳定性与抗扰动能力得到充分检验。从产量增长看，2025年[53]山西原煤总产量超过13亿吨[54]，同比增长2.1%[55]，约占全国同期产量的27%[56]；同时，2025年[57]山西煤炭先进产能占比进一步提升至84%[58]，说明山西煤炭产业在总量扩张的同时，生产组织能力与资源利用效率也在同步改善。

综合来看，山西煤炭资源禀赋的核心优势在于煤种齐全、稀缺煤种集中，动力煤、炼焦煤、无烟煤三大煤种均有规模化产区，其中炼焦煤的全国性稀缺地位尤为突出。以14.65亿吨/年[59]的产能上限、13亿吨量级[60]的年产量和887座[61]煤矿的生产组织为基准，山西煤炭供给的稳定性与弹性兼具，为全国能源安全提供了坚实的资源保障。在资源约束趋紧与绿色低碳转型叠加的背景下，山西煤炭产业的存量优势如何转化为长期的竞争能力，需要结合煤种结构与区域分工做进一步观察，而煤种在空间上的分布特征正是理解这一转化路径的钥匙。

1.3 产业地位与区域分工

从全国坐标系看，山西是当之无愧的第一产煤大省。2025年[62]山西规模以上工业原煤产量为130454.5万吨[63]，约占全国累计产量的27%[64]，同比增长2.1%[65]，重新登顶全国原煤产量第一的位次[66]；按山西省国民经济和社会发展统计公报口径，2025年[67]山西原煤产量为13.1亿吨[68]，同比增长2.4%[69]，不同口径的数据相互印证，均确认山西在全国煤炭供给中的首位地位。这一地位的获得，既得益于山西丰富的资源储量与成熟的开采体系，也与其长期承担的电煤保供责任密切相关。从全国总量看，2025年[70]全国原煤产量达到48.5亿吨[71]，同比增长1.4%[72]；煤炭消费量占能源消费总量的比重为51.4%[73]，比上年下降1.8个百分点[74]。在能源结构持续绿色转型的背景下，全国煤炭需求进入高位平台期，山西以四分之一以上的产量占比，承担着全国能源保供"压舱石"的关键角色。

在全国分省产量格局中，晋陕蒙新四大主产区的集中度进一步提升。2025年[75]晋陕蒙新四大主产区合计原煤产量达到39.5亿吨[76]，占全国总产量的81.7%[77]，较2024年[78]的81.6%[79]提高0.1个百分点[80]。其中，陕西省原煤产量为80461.7万吨[81]，同比增长2.9%[82]，占全国比重提升至16.7%[83]；新疆维吾尔自治区原煤产量为55288.6万吨[84]，同比增长1.9%[85]，成为产量增长较快的新兴产区。全国原煤产量超过1亿吨[86]的省份仍为8个[87]，其中山西与内蒙古构成超10亿吨的第一梯队[88]。山西以13.05亿吨[89]的产量规模与内蒙古共同领跑全国，单省产量已接近陕西与新疆两省之和，产业体量优势十分突出，任何全国性的煤炭供给分析都必须以山西的产量节奏为基准。

图1-1 2025年主要产煤省区原煤产量对比（万吨）

数据来源：SN-204 CCTD中国煤炭市场网

煤炭产业在山西经济结构中的支柱地位，可以通过宏观数据得到直观印证。2025年[100]山西省地区生产总值为25495.7亿元[101]，按不变价格计算增长4.0%[102]；规模以上工业增加值增长4.9%[103]，其中煤炭工业的支撑作用尤为突出；全省能源投资增长11.4%[104]，反映资本持续向能源领域集中配置的趋势，也说明煤炭及相关能源产业仍是山西固定资产投资的重要去向。从行业效益看，2025年[105]全国煤炭开采和洗选业实现营业收入26088.6亿元[106]，同比下降17.8%[107]，利润总额为3520.0亿元[108]，同比下降41.8%[109]。虽然行业盈利整体承压，但山西凭借规模优势、成本控制能力与煤电一体化的产业链协同，仍在全国煤炭产业格局中占据关键位置，产业地位的稳固性并未因周期波动而动摇。

在区域分工层面，山西煤炭产业的空间组织呈现"基地化生产、通道化外运"的鲜明特征。晋北基地的大同、朔州、忻州依托动力煤资源，构成京津冀及沿海电厂的主要燃料供应腹地，所产动力煤经铁路直达或港口下水进入沿海电力市场；晋中基地的吕梁、临汾依托稀缺炼焦煤资源，成为全国焦化与钢铁工业的原料库，焦煤、肥煤等优质炼焦煤种的价格走势对全国焦煤市场具有风向标意义；晋东基地的阳泉、晋城以无烟煤与煤层气开发见长，向化工与民用清洁能源领域延伸，形成差异化的产品输出结构。三大基地通过大秦铁路等重载铁路通道与环渤海港口群衔接，构成"三西"煤炭外运的主干线，将山西的煤炭产能高效转化为对全国市场的有效供给。2025年[110]山西14.65亿吨/年的产能规模[111]与日均350万吨以上的产量水平[112]，正是依托这一"产—运—销"协同体系才得以实现的，区域分工的合理性直接决定了供给转化的效率与成本。

山西煤炭产业在全国供需格局中的枢纽地位，还体现在其保供责任的外溢效应上。"十四五"期间，山西完成国家下达的电煤中长期合同任务超过12亿吨[113]，保障了全国24个省份[114]的电煤稳定供应。这意味着山西的煤炭供给并非仅服务于本地，而是通过中长期合同、铁路外运与电力外送，向华北、华东、华南等主要消费区域持续输送能源，成为全国能源安全网中承上启下的关键节点。区域分工的合理性、外运通道的畅通程度与保供责任的落实情况相互交织，共同决定了山西煤炭产业在全国市场中的供给地位与议价话语权，也使山西的产量波动具有远超本省范围的系统性影响。

从全国供应视角观察，山西原煤产量占全国27%[115]的份额，意味着全国每4吨[116]原煤中约有1吨[117]来自山西，单省供给的边际变化足以牵动全国煤价中枢与电厂采购节奏。需要指出的是，随着陕西、新疆等省份产量持续增长，晋陕蒙新四省区合计产量已占全国的81.7%[118]，煤炭生产重心进一步向"三西"地区与新疆集中，区域集中度维持高位，主产区的产量协同对全国供需平衡的影响愈发显著。在此格局下，山西作为第一产煤大省的地位依然稳固，其产业边界覆盖从煤炭开采、洗选到焦化转化的全链条，区域分工明确、外运通道成熟、供给体系完整。总体而言，山西煤炭产业以四分之一强的全国产量占比、14.65亿吨/年[119]的产能上限和887座[120]煤矿的生产组织，确立了在全国煤炭版图中的枢纽地位，而沿"资源—开采—洗选—转化"延伸的纵向链条及其上下游的联动关系，正是进一步观察山西煤炭产业运行的核心视角。

图1-2 2025年山西省原煤产量占全国比重

数据来源：SN-201山西省统计局、SN-204 CCTD中国煤炭市场网

第二章 产业链分析

山西是中国第一产煤大省，2025年规模以上工业原煤产量约13.05亿吨[1]，占全国同期产量约27%[1]，这一总量地位决定了山西煤炭产业链在全国能源供应体系中的特殊分量。围绕雄厚的资源禀赋，山西已构筑起从煤炭资源勘探、井工与露天采选，到洗选加工、就地转化，再到火电、焦化、冶金、化工、建材等下游应用的全链条体系；上游采选能力与中下游转化通道相互衔接，使山西不仅输出原煤，更输出电力、焦炭、化工产品等高附加值二次产品，成为全国煤炭生产与供应的核心枢纽。链条各环节的协同运行，将资源禀赋持续转化为产业竞争力和跨区域保障能力。

产业链的空间组织与煤种结构互为表里。晋北依托大同、朔州、忻州形成动力煤基地，晋中依托吕梁、临汾培育炼焦煤基地，晋东阳泉、晋城等地以无烟煤及煤层气见长，三大区域骨架与纵向环节叠加，形成错位分工、梯度转化的产业布局。区域分工决定了各环节的比较优势，也塑造了洗选、焦化、发电等中游设施的空间指向，全链条在资源约束与市场牵引下保持动态平衡，成为后续各环节分析的空间坐标。

2.1 产业链总体架构

从纵向结构看，山西煤炭产业链以资源勘探与采选为起点，经由洗选加工提质，最终流向火电、焦化、冶金、化工、建材等下游领域，环节之间以原料流向为纽带环环相扣。上游环节的规模底盘决定了整条链的供给上限，"十四五"期间山西累计生产原煤约65亿吨[1]，占全国总产量近三成[1]，为链条中下游提供了持续稳定的原料来源。以五年65亿吨[1]的产量体量为基数，山西产业链在总量层面始终保持全国领先的供给规模，对全国煤炭市场供需平衡的边际影响力不容低估，这是理解全链条运行逻辑的首要前提。

产业链的总体容量由产能与矿井结构共同支撑。山西省煤炭产能已达14.65亿吨/年[2]，全省煤矿数量压减至887座[2]，在全国率先实现年产60万吨以下煤矿全部退出或重组[2]；产能向大型化、集约化集中，大型煤矿产量占比达80.76%[2]，煤炭先进产能占比达83%以上[2]。产能集中度的提升使上游具备了规模化、标准化供给能力，有效减少了安全与环保约束下的供给波动，为洗选、焦化、发电等中下游环节的连续稳定运行提供了可靠的原料保障。在产能总量相对充裕的背景下，矿井结构与先进产能比重的持续优化，成为决定产业链供给质量的关键变量。

进一步看，产能结构的优化并非孤立发生，而是与煤种分工和区域布局相互耦合。晋北动力煤基地保障电力与建材用煤，晋中炼焦煤基地支撑冶金与焦化，晋东无烟煤基地衔接化工与民用，煤种与基地的错位布局决定了洗选、焦化等中游设施的空间指向。煤种差异同时决定了各环节的产品形态与需求半径：动力煤主要流向电厂与建材，炼焦煤主要流向焦化与钢铁，无烟煤则在化工与民用领域占据独特位置，三种煤种共同撑起多元化的下游转化结构。煤种结构还决定了产业链的盈利重心分布，炼焦煤的稀缺性使其在下游景气时享有更高的议价能力，动力煤则依托规模优势保障基础供给。

总体而言，山西煤炭产业链在纵向环节上环环相扣，在横向区域上错位互补，形成总量规模与结构弹性兼备的供给体系。这种体系既依托大型化、智能化的产能底座，又依靠区域化、专业化的基地分工，能够在需求波动时通过调节不同煤种、不同基地的产量实现柔性响应。全链条的架构特征决定了其既能承接全国保供任务，又能随下游结构变化及时调整，这是山西区别于其他产煤省份的核心特征。

从系统功能看，山西煤炭产业链兼具能源保供的压舱石属性与结构转型的调节阀属性。在需求旺季或极端天气导致的用能高峰，山西通过释放先进产能、优化外运组织，能够在短期内抬升供给；在需求走弱或清洁能源出力提升的阶段，其又能通过调节煤种结构、压缩高成本产量实现柔性收缩。这种双向调节能力根植于大型化产能底座与多元化煤种结构，使产业链在保供稳价与市场化运行之间保持必要平衡，也成为全国能源体系应对不确定性的重要缓冲。

2.2 上游资源环节

上游资源环节是山西煤炭产业链的根基，其核心在于资源赋存、产能规模与开采方式的现代化。"十四五"期间山西新增煤炭产能1.5亿吨/年[1]，产能扩张与落后产能退出重组同步推进，存量优化成为主基调；在此背景下，全省煤炭产能达14.65亿吨/年[2]，煤矿数量压缩至887座[2]，为产业链划定了清晰的供给边界。产能的增减并非简单的总量变化，而是伴随着矿井结构、单矿规模与开采条件的分化重组，先进产能的持续投放使上游在总量稳定的同时不断优化供给弹性。

供给弹性的维持依赖于高水平的日常产出。山西日均原煤产量稳定在350万吨以上[1]，与14.65亿吨/年的产能上限[2]相比留有合理空间，既保证开采强度不越安全红线，又为需求旺季的弹性释放留有余量。高强度的日产量支撑了电煤保供与跨省外运的连续运行，使山西在极端天气、运输受阻等突发情形下仍能保持对下游的稳定供应，上游环节因此成为整条产业链中抗冲击能力最强的一环。在保供压力较大的月份，山西通过统筹省内电厂存煤与省外外运比例，在满足本地需求的同时兼顾跨省保障任务，日均产量在高位运行的稳定性由此得到强化。

开采方式的现代化集中体现在智能化建设的快速推进。截至2025年11月底，山西累计建成智能化煤矿369座[3]，占全国三分之一以上[3]；2025年初全省智能化煤矿已达268座[4]，排全国前列，山西省政府工作报告进一步提出全年再新建智能化煤矿130座[4]。智能化改造覆盖大型煤矿、采深大于600米煤矿和灾害严重煤矿[4]，累计建成近300座智能化煤矿、近1600处智能化采掘工作面[2]，开采环节由人力密集型向少人无人化转变，安全风险与用工成本同步回落，上游运行效率得以系统性提升。

在智能化之外，绿色开采构成上游环节的另一条演进主线。山西累计建成绿色开采示范煤矿75座[3]，200余座煤矿探索应用充填开采、保水开采等技术[3]，通过减少地表沉陷、保护地下水资源，缓解高强度采煤对生态环境的扰动。绿色开采与绿色矿山创建相互衔接、同步推进，开采方式的绿色化与智能化形成合力，使上游环节在保障产量的同时兼顾生态承载，为产业链的可持续发展预留了空间。

值得注意的是，上游环节的产出并不限于原煤，与煤炭共伴生的煤层气是山西独特的资源增量。山西煤层气产量占全国八成以上[5]，为全国最大煤层气生产基地，煤层气的规模化抽采既降低了煤矿瓦斯风险，又为化工、发电、民用燃气提供了清洁气源。煤层气开发使山西上游环节在煤基产品之外延伸出气基产品，资源综合利用率显著提升，产业链的资源基础从单一煤炭向煤、气并举拓展，进一步强化了上游环节的资源保障能力。

从资源可持续性看，上游环节的长期供给能力取决于资源探明储量、开采条件与接续安排。山西在推进智能化、绿色开采的同时，保持煤矿总量的有序更替，先进产能占比持续提升，为未来数年的产量接续提供了产能基础。开采条件的差异也决定了各矿区的成本曲线位置，条件优越的矿井构成低成本供给主力，条件复杂的深部矿井则承担调节性生产功能，上游环节由此形成梯度化的成本结构，为产业链应对煤价波动提供了缓冲空间。

2.3 中游洗选与转化环节

中游环节承担着从原煤到商品煤、从煤炭到二次能源的提质转化功能，洗选加工与焦化、发电构成其主体。洗选通过分选降低灰分与硫分、提升煤质等级，为火电、冶金、化工提供适配原料，是连接上游毛煤与下游精煤需求的必经工序；就地转化则将煤炭资源转化为焦炭、电力等高附加值产品，延长价值链条。焦化是山西中游转化的代表性行业，2025年山西焦炭产量达10197.4万吨[6]，同比增长10.4%[6]，焦炭供给能力持续扩张，为冶金行业提供了稳定的还原剂来源。洗选环节的深度与煤种需求直接相关，炼焦煤需经多次洗选达到冶金用焦的质量标准，动力煤洗选则更侧重降低运输成本、提高热值利用效率。

发电环节是煤炭就地转化的最大去向，电力需求的变化直接牵动动力煤消费节奏。山西全社会用电量2025年达3213.5亿千瓦时[6]，同比增长6.4%[6]，省内电力需求的持续增长带动燃煤机组对煤炭的稳定消耗；与此同时，山西新能源和清洁能源发电量2025年达1557.5亿千瓦时[6]，同比增长24.2%[6]，清洁电力快速上量正在重塑电力结构。电力体系内煤电与清洁能源的此消彼长，使中游发电环节成为观察煤炭产业链转型强度最直观的窗口。

图2-2 2025年山西省煤炭下游关键指标

数据来源：山西省统计局

洗选与转化环节的运行状况直接决定原煤向商品煤、二次能源的转化效率。焦炭产量保持两位数增长，反映出焦化行业在供需修复中的产能释放；用电量稳步增长表明省内电力需求对动力煤仍有刚性支撑，清洁能源发电量的高增长则显示电源替代进程正在加速。中游环节通过提质增效把上游的资源优势转化为中间产品优势，转化效率的高低，最终决定山西煤炭产业链能否在总量进入平台期的约束下实现价值的稳定实现。

从产业链位置看，山西中游环节的加工对象以本省自产煤为主，焦化产能与炼焦煤基地的空间叠合，降低了原料运输成本、放大了转化利润。焦炭作为冶金行业的核心还原剂，其产量变化与全国钢铁生产节奏高度相关，2025年焦炭产量同比增长10.4%[6]，表明焦化行业在钢铁需求结构性调整中仍保持了较强的供给韧性。中游环节在总量扩张与结构转型的张力中，持续为下游提供质优价稳的中间产品，成为链条价值增值的关键承载。

从转化链条的延伸看，山西中游环节正由单一的煤基转化向煤电一体化、煤焦化联动、煤化工耦合方向演进。焦化副产品煤焦油、焦炉煤气为化工环节提供原料，发电环节的调峰需求又与新能源消纳形成互补，中游各细分行业之间的物料与能量循环不断加深。这种协同使中游环节不再只是简单的加工工序，而是成为连接煤炭资源与多元下游需求的转化枢纽，其运行效率与协同水平直接关系到整条产业链的附加值水平。

2.4 下游应用与区域外送

下游应用环节决定煤炭产业链的价值实现，火电、焦化、冶金、化工、建材五大方向对煤炭的消耗强度与替代弹性各不相同。火电与焦化构成山西煤炭就地转化的主体，冶金、化工、建材等行业则通过各自的耗煤强度把下游景气传导至上游采选，形成产业链内部的需求牵引机制。当钢铁、建材等终端需求走弱时，其对焦煤、动力煤的采购收缩会沿链条逐级上溯，最终反映为上游产量与库存的调整，下游需求因此成为产业链运行的最终闸门。不同下游方向的耗煤弹性存在显著差异，火电用煤需求相对刚性，受电力负荷与新能源出力影响波动；焦化用煤随钢铁景气起伏较大；化工、建材用煤则与基建投资和工业开工率密切相关，多元化的下游结构在一定程度上平滑了单一行业波动对产业链的冲击。

下游价值实现既包括省内转化，也包括区域外送，山西在满足本省用电需求的同时承担跨省送电功能。2025年山西向省外输送电力1503.6亿千瓦时[6]，同比下降2.8%[6]，外送电力的波动受省外用电需求、输电通道能力与煤电开机水平共同影响；电力外送与煤炭外运形成双重通道，使山西产业链的价值半径从省内延伸至环渤海、华中、华东等负荷中心。外送电力规模的边际变化，同时映射出省外电力需求强度与山西煤电竞争地位的相对变动，是观察产业链跨区域联系的重要指标。

煤炭外运是山西产业链连接全国市场的主通道，铁路运输在其中占据主导地位，大秦铁路则是连接晋北煤炭基地与环渤海港口群的黄金通道。2025年大秦铁路煤炭发送量达54884万吨[7]，同比下降6.8%[7]，占全国铁路煤炭发送量（27.7亿吨）的19.9%[7]，占国家铁路煤炭发送量（20.9亿吨）的26.3%[7]；核心大秦线货运量为39004万吨[7]，同比下降0.5%[7]，大秦铁路货物发送量6.81亿吨[7]，同比下降3.6%[7]。运量的高位运行与小幅回落并存，反映出全国煤炭需求进入平台期后铁路运输格局的边际变化，也显示出大秦通道在煤炭物流体系中的不可替代性。

图2-1 2025年大秦铁路及全国铁路煤炭运量（万吨）

数据来源：中国煤炭工业协会

在市场化运输之外，电煤中长期合同保供构成山西煤炭产业链下游履约的制度化安排。2025年电煤中长期合同[8]落实国家发展改革委办公厅《关于做好2025年电煤中长期合同签订履约工作的通知》[8]（发改办运行〔2024〕941号）[8]，按各省区市和中央企业签约需求的80%建立监管台账[8]；纳入监管台账的经铁路运输电煤中长期合同分批推送国铁集团配置运力，形成合同签订、台账监管、运力配置的闭环管理。保供机制将下游电力的稳定供应与上游煤炭的连续生产、中游铁路的运力保障串接为一体，使产业链在市场化波动中始终保有制度化的兜底通道。

从保供成效看，"十四五"期间山西完成国家下达的电煤中长期合同任务超12亿吨[2]，保障全国24个省份电煤稳定供应[2]，跨区域保供能力在五年周期中得到充分验证。电煤中长期合同的大规模履约，既体现了山西产业链的供给弹性和运输组织能力，也反过来强化了铁路外运通道的运量基本盘，使大秦铁路等通道在需求平台期仍能维持高位运量。

从运输通道体系看，大秦铁路仅是山西煤炭外运体系的一部分，与同蒲、朔黄等铁路通道及环渤海港口群共同构成多层次外运网络。铁路通道的运力组织与电煤中长期合同紧密衔接，运力的优先配置保障了重点电厂与重点用户的稳定供应。通道体系的多点分布降低了单一通道的拥堵风险，也使山西煤炭能够灵活匹配不同方向、不同煤种的下游需求，强化了产业链对全国市场的辐射能力。

总体来看，山西煤炭产业链上游以产能、智能化与绿色开采为支撑，中游以洗选、焦化、发电为转化载体，下游通过电力外送与铁路外运实现价值实现，各环节在总量平稳中呈现明显的结构优化。产业链的完整性与协同性，使其在煤炭需求进入高位平台期后仍能依托多元转化路径和跨区域外送通道消化产量，减少单一市场波动对产业的冲击。随着能源转型深入推进，下游耗煤强度的结构性变化与区域外送格局的调整，将成为后续供需判断与价格分析的基本坐标，产业链的应变能力也将在这一过程中持续经受检验。

第三章 产业政策

山西煤炭产业以采选为枢纽，上接资源勘探、下连火电焦化冶金化工，动力煤、炼焦煤与无烟煤对应差异化的下游通道，晋北、晋中、晋东三大基地依托大秦铁路等外运通道连接环渤海市场，以煤为基的产业链结构为政策作用提供了完整的空间载体。大同、朔州、忻州动力煤基地承担全国电煤保供重任，吕梁、临汾炼焦煤基地连接钢铁冶金需求，晋东无烟煤基地对接化工与民用市场，不同基地对政策的敏感度各不相同，保供政策更多作用于动力煤产区，安全与环保约束则对全行业同权适用。在这样的产业网络之上，政策的塑造力并不局限于总量调控，而是沿着保供稳价、安全生产、绿色低碳与智能化四条主线，从源头重新划定煤炭生产的规模边界、成本底线与技术路径。全国层面，国家以煤炭产能储备制度与电煤中长期合同稳定供给与价格预期，以煤矿安全生产条例确立生产的法律底线，以碳排放双控与清洁高效利用标杆倒逼绿色转型，以智能化建设指引高质量发展方向；山西作为全国第一产煤大省，则在能源革命综合改革试点的框架下，将国家政策转化为保供、安全、绿色、智能并举的地方行动方案。这一政策组合既约束了产业链当期的运行方式，也为需求侧的市场走向埋下了制度伏笔。

3.1 保供稳价与产能政策

在山西以煤为基的产业链结构中，产能政策首先回答产多少、何时产的问题，其制度重心已从总量压减转向弹性储备。2024年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤炭产能储备制度的实施意见》（发改能源规〔2024〕413号）[2]，被国家能源局视为煤炭管理领域的一项重大制度创新[3]。意见明确，到2027年初步建立煤炭产能储备制度，到2030年力争形成3亿吨/年左右的可调度产能储备[2]。与以往直接压减产能不同，储备制度将煤矿设计产能拆分为常规产能与储备产能两部分，储备产能平时不参与正常生产、应急时向上弹性生产[2]，在不抬高存量供给的同时，为极端情形下的快速增产预留了制度化通道。山西原煤产量连续多年居全国首位、承担全国电煤保供的主力任务，在主产区建立弹性产能，既可在迎峰度夏、度冬等用能高峰快速增产，又能在市场宽松时控制释放节奏，避免无序增产对价格形成二次冲击，产能政策由此从静态的数量管控转向动态的弹性调节。对山西这类全国供给主产区而言，产能释放的节奏将更多由政策指令而非市场短期波动驱动，产量调节的主动权部分上收至国家层面。

产能储备制度的激励安排紧扣企业投资决策，以产能置换的减免换取储备能力。储备产能按占设计产能的比重划分为20%、25%、30%三档[2]，新建煤矿按相应比例建设储备产能的，其新增产能的60%、80%、100%可免予实施产能置换[2]。这一差异化安排意味着，企业建设储备产能的比例越高，获得的新增产能免置换额度就越大，从而引导新建煤矿主动抬高储备比例。与此同时，产能储备煤矿释放产能时优先接受国家统一调度，不再承担地方中长期合同签订任务[2]，将储备产能定位于全国性应急调峰资源而非地方保供工具，使储备制度与地方电煤保障体系形成功能分工。配套的制度基础也同步夯实，国家发展改革委修订发布《煤炭矿区总体规划管理规定》（2024年第29号令）[3]，为产能布局与矿区规划提供了新的规范框架。

与产能储备相衔接，电煤中长期合同承担着保供稳价的市场化抓手功能。国家发展改革委办公厅印发《关于做好2025年电煤中长期合同签订履约工作的通知》（发改办运行〔2024〕941号）[10]，全国煤炭交易中心据此组织2025年合同的签订履约服务。按部署，供需企业须在2025年12月10日前使用国家统一《电煤中长期合同示范文本》（2025版）完成合同在线录入确认和履约承诺书签订[10]；各地区和中央企业按签约需求的80%建立2025年电煤中长期合同监管台账[10]。纳入台账的经铁路运输合同分批推送国铁集团配置运力[10]，并自执行起每月10日前在线报送上月履约数据，未按时填报视为未履约[10]。台账管理把运力配置、履约报送与合同执行绑定，使长协从纸面合同转化为可跟踪、可考核的刚性供给安排；对以铁路外运为主的山西动力煤而言，运力配置与台账挂钩直接决定外运通道的优先级，保供政策由此嵌入产业链的物流环节。从山西企业视角看，纳入监管台账意味着长协比例与运力保障直接挂钩，企业签订长协不仅是为完成政策任务，更是为锁定外运通道与销售基本盘；由于长协价格锁定于中长期合同条款、不受市场短期波动左右，反而在市场下行阶段对煤企收入形成托底，保供制度由此兼具稳量、稳价与稳收的多重功能。

3.2 安全生产与监管政策

安全监管是政策约束中底线属性最强的一环，直接决定山西煤矿能否生产、按什么标准生产。2024年，国务院以第774号令公布《煤矿安全生产条例》，自2024年5月1日起施行，共6章76条[4]。条例明确，煤矿企业须取得安全生产许可证后方可生产，主要负责人（含实际控制人）为安全生产第一责任人[4]；煤矿不得超能力、超强度、超定员组织生产，不得超层越界开采，井下作业实行安全限员制度[4]。条例同时鼓励煤矿安全生产科技研究和智能化开采[4]，将安全与技术升级统一于同一制度框架。山西煤矿普遍埋深较大、瓦斯与顶板灾害治理任务重，条例确立的限员制度与禁采边界，直接约束了以高强度组织开采换取产量的传统模式，企业必须通过提高装备水平与劳动组织效率来消化合规成本。对以井工开采为主的山西煤炭生产体系而言，超产赶工、隐蔽工作面等行为在法律层面被明令禁止，企业生产组织的合规成本由此系统性抬升，安全成为与价格、成本并列的硬约束变量。

条例在监管体制上强化了监察的独立性。国家实行煤矿安全监察制度，国家矿山安全监察机构依法独立履行监察职责[4]，将监察与行政管理相分离，形成对地方政府和企业双向的监督制衡。在此基础上，山西的安全生产监管进一步压实。2025年12月，山西省应急管理厅、国家矿山安全监察局山西局部署岁末年初煤矿安全收官开局工作[9]，督促煤矿加强隐蔽致灾因素普查治理，查明采空区、老窑巷道、瓦斯、火区、积水等隐蔽致灾因素[9]；同时推进治本攻坚三年行动、八条硬措施硬落实，坚持一矿一清单一矿一措施[9]。年度节点与专项行动的叠加，使安全监管从日常执法延伸到岁末收官开局的全周期覆盖，治本攻坚的目标指向从查处事故转向根除隐患。

监管机制层面的创新进一步提高了违规成本。山西建立重大隐患零报告机制，对隐蔽工作面、超产赶工等恶意违规行为零容忍[9]，以零报告作为责任清单的刚性要求，倒逼煤矿企业主动暴露隐患而非隐瞒风险。从治理成效看，山西煤矿安全生产连续多年保持稳定向好，煤矿安全治理模式正由事后追责向事前预防转型[9]。安全监管的持续收紧，一方面压缩了山西以超产换收益的空间，使产量释放更多依赖合法合规的先进产能；另一方面，较高的安全投入门槛加速了落后产能出清，客观上抬升了行业进入壁垒，与前述产能储备、产能置换政策共同推动生产资源向合规企业集中。

3.3 绿色低碳与环保政策

绿色低碳政策为山西煤炭产业链设定了长周期的转型坐标，其制度切换的核心是考核指挥棒从能耗转向碳排放。2024年，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》（国办发〔2024〕39号）[6]，确立能耗双控向碳排放双控全面转型的新机制，构建碳排放总量和强度双控制度体系[6]。方案明确，当前至2025年完善碳排放统计核算体系，2025年底前指导各地区开展碳排放预算试编制[6]；十五五时期实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，确保2030年前实现碳达峰[6]，并将碳排放强度降低作为约束性指标、不再将能耗强度作为约束性指标[6]。对以煤炭生产与转化为业的山西而言，这一切换意味着碳排放合规成本将系统性上升，煤焦化、煤化工等下游环节的排放核算与预算约束将成为常态化的经营变量；特别是十五五时期碳排放强度取代能耗强度成为约束性指标后，企业以绿电替代、工艺改造来降低排放强度的动力将显著增强，山西高碳环节的相对成本曲线面临重排。

与碳约束相配套，煤炭清洁高效利用的标准体系进一步细化。2025年12月，国家发展改革委等六部门印发《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平（2025年版）》[5]，在原有9个重点领域基础上新增煤制天然气、煤制油2个领域，共覆盖11个重点领域[5]。文件对低于基准水平的存量项目引导有序改造，明确改造升级和淘汰的时限一般不超过3年[5]；对新建项目则推动清洁高效利用水平应提尽提，力争达到标杆水平[5]。基准水平限存量、标杆水平引增量的双水平机制，为山西煤焦化、煤化工等高耗能环节划定了改造的时间表与达标线，也把清洁高效利用的标准细化到具体工艺单元，使绿色转型具备了可测量、可考核的操作依据。

从总量结构看，清洁能源替代正在持续压低煤炭在能源消费中的占比。全国煤炭占能源消费总量的比重已由2020年的56.7%降至2024年的53.2%[5]，到2025年进一步降至51.4%、比上年下降1.8个百分点[11]。从2020年的56.7%[5]到2025年的51.4%[11]，煤炭占比的回落趋势清晰，虽然煤炭作为主体能源的地位尚未动摇，但边际替代趋势已经确立。对山西而言，这一趋势意味着以煤为基的产业链在短期内仍有保供刚需支撑，中长期却必须直面消费总量见顶回落的结构性压力；政策导向与市场趋势在这一维度上形成共振，转型不再是可选项而是必答题。

图3-1 煤炭占能源消费总量比重变化（%）

数据来源：国家发展改革委、国家统计局（SN-106、SN-203）

绿色低碳政策在空间载体上的落点是绿色矿山建设。2025年11月，山西省新增47座省级绿色矿山[1]；截至2025年11月底，全省累计建成绿色矿山281座，其中国家级75座、省级206座[1]，总数居全国前列[1]。绿色矿山遴选坚持科学遴选、严格标准，第三方评估严禁向企业收费[1]，从机制上保障了建设质量与评估公信力。绿色矿山建设把生态修复、资源节约与清洁生产要求嵌入矿山生命周期，使环保投入从被动合规转向主动投资，构成山西煤炭绿色转型最直观的微观呈现，也为前述碳排放双控与清洁高效利用政策提供了基层落点。

3.4 智能化与高质量发展政策

智能化是当前煤炭产业政策中增量密度最高的方向，既是安全生产的技术支撑，也是高质量发展的主攻路径。国家能源局明确，煤炭是主体能源，在能源供应中发挥压舱石和稳定器作用[3]，并先后印发《关于进一步加快煤矿智能化建设促进煤炭高质量发展的通知》和《煤炭清洁高效利用行动计划（2024—2027年）》[3]，从专项与总纲两个层面部署智能化建设。在国家政策指引下，智能化从可选项转变为新建矿井与改扩建项目的标配要求；对山西而言，智能化建设还与前述安全生产条例的安全限员制度相衔接，为减少井下作业人数、降低事故风险提供了技术路径，安全与智能在政策逻辑上相互成就。

山西省将智能化建设作为能源革命综合改革试点的核心抓手，建设速度明显加快。2025年山西省政府工作报告提出新建智能化煤矿130座[7]，当年初全省智能化煤矿已达268座、排全国前列[7]，大型煤矿、采深大于600米煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化[7]。到2025年11月底，山西累计建成智能化煤矿369座，占全国三分之一以上[8]。从年初268座[7]到11月底369座[8]，年内净增超过百座，智能化建设呈现明显的加速态势；从全国份额看，山西以三分之一以上的占比稳居智能化煤矿建设的领先地位。智能化采掘直接减少井下作业人数，既回应了安全生产条例的安全限员要求，又缓解了煤矿用工短缺的结构性矛盾，同时通过固定岗位无人化、关键环节可视化提升了生产效率与应急响应能力，智能化已成为山西煤炭产业竞争力的新标识。

图3-2 山西省智能化煤矿建设进展（座）

数据来源：山西省政府工作报告、山西省能源局（SN-109、SN-110）

智能化升级与产能结构优化同步推进，共同支撑山西的产量基本盘。2025年山西开展煤矿四个一批，确保全年煤炭产量达到13亿吨[7]，同时深化能源革命综合改革试点，推进煤炭绿色开发利用基地等五大基地建设[7]。四个一批通过核增、停产、整合、退出等分类施策，在守住13亿吨产量基本盘[7]的同时，推动生产资源向先进产能与合规矿井集中。值得注意的是，山西的能源体系正在从一煤独大走向多元协同：2025年1月，山西清洁电力装机量首次超过煤电，每用3度电中就有1度是清洁电[8]，新能源和清洁能源装机占比突破50%、提前完成十四五目标[8]。煤电装机格局的历史性反转，标志着煤炭角色从绝对主力逐步转向调峰与压舱石，政策组合下的能源结构转型进入新阶段。

绿色开采技术的规模化应用为转型提供了微观基础。山西累计建成绿色开采示范煤矿75座，200余座煤矿探索应用充填开采、保水开采等技术[8]，绿色开采从示范走向推广。综合国家与山西两个层面的政策组合，其作用逻辑呈现清晰的递进关系：保供稳价政策稳定产业链的当期运行，安全生产政策守住运行底线，绿色低碳政策设定长周期约束，智能化政策提供技术与效率的增量空间。四类政策相互咬合，共同塑造了山西煤炭产业总量稳、结构优、安全固、绿色进的运行格局，也决定了产业链各环节在需求波动中的承受能力与调整空间。

政策组合的效力最终要通过供需两端传导到市场运行。在保供稳价、碳排放双控与智能化升级的多重约束下，煤炭供给的释放节奏、消费结构的演变方向以及价格中枢的运行区间，都将以本章确立的政策坐标为基础展开；后续需求侧的运行数据，将是检验这一政策组合实际作用效果的直接窗口。

第四章 产业情况

4.1 市场需求规模

第三章的政策脉络显示，保供稳价与双碳约束共同构成2025年煤炭市场运行的外部环境：前者通过产能储备制度与电煤中长期合同保障能源安全，要求煤炭生产保持高位稳定；后者通过碳排放双控与清洁能源替代，持续压缩煤炭的消费空间。在这一政策组合的调节下，2025年煤炭市场需求呈现出总量高位平台、结构加速分化的运行特征。对需求侧规模与结构的把握，是理解山西煤炭产业当期景气、研判未来走向的起点。

从总量看，煤炭在中国能源体系中的主体地位并未动摇。2025年煤炭消费量占能源消费总量的比重为51.4%[1]，虽较上年下降1.8个百分点[1]，但仍超过能源消费总量的半数，煤电、煤焦、煤化工等下游对煤炭的刚性依赖依然稳固。与消费占比缓慢回落相对应，全国煤炭供给规模继续创出新高，2025年全国原煤产量达48.5亿吨[1]，同比增长1.4%[1]。产量与消费的同步高位运行，说明煤炭需求总量仍处于历史高位平台，市场规模的绝对体量并未因能源转型而出现断崖式收缩，需求侧的底盘依然坚实。

在总量高位之外，需求侧的供给保障格局高度依赖山西。2025年山西省原煤产量达13.05亿吨[1]，约占全国同期产量的27%[1]，全省日均原煤产量稳定在350万吨以上[1]，是全国煤炭保供的核心枢纽。从区域供给看，晋陕蒙新四大主产区2025年合计产量达39.5亿吨[1]，占全国总产量的81.7%[1]，其中山西与内蒙古共同构成超10亿吨的第一梯队[1]。山西煤炭的销售半径覆盖全国主要电力、钢铁与化工消费区，其产量与价格变化会直接传导至下游各用煤行业，这也决定了山西在全国煤炭需求格局中不可替代的枢纽地位。

需求规模的区域分布对山西而言同样重要。山西煤炭的消费市场并不局限于省内，而是依托大秦铁路等外运通道辐射华北、华东等主要电力与冶金消费区，晋北动力煤基地与晋中炼焦煤基地分别对接电煤与焦煤两大需求市场。在这种外销导向的需求结构下，全国性需求的强弱变化会沿产业链快速传导至山西产区：电煤需求看发电量与火电出力，焦煤需求看粗钢产量与高炉开工。因此，对全国需求规模的研判，实质上构成了衡量山西煤炭外销景气的基本标尺，需求侧的任何边际变化都会在山西煤炭的产销与库存数据上得到直接体现。

进一步看，需求规模之所以能在清洁能源替代加速的背景下保持韧性，在于电力、钢铁等高耗煤行业的基本盘仍然庞大。煤炭消费占比的下降，更多体现为能源消费增量向新能源倾斜，而非存量用煤的大幅萎缩。对于山西而言，13亿吨级的产量体量意味着其需求锚点与全国能源转型节奏深度绑定：在风光装机快速增长的背景下，煤电正从电量主体向调节性、支撑性电源转变，这一转变的深度与速度，将成为判断山西煤炭中长期需求规模的核心变量。总体而言，2025年煤炭市场需求处于高位平台期，山西在全国需求格局中的供给枢纽地位依然稳固。

4.2 下游需求结构

电力行业是煤炭消费的第一大引擎，用电量变化构成研判煤炭需求的先行指标。2025年全国全社会用电量累计达103,682亿千瓦时[1]，同比增长5.0%[1]，首次突破10万亿千瓦时大关[1]。分产业看，第二产业用电量66,366亿千瓦时[1]，同比增长3.7%[1]；第三产业用电量19,942亿千瓦时[1]，同比增长8.2%[1]；城乡居民生活用电量15,880亿千瓦时[1]，同比增长6.3%[1]。用电量保持较快增长，表明全社会电力需求仍在扩张，为电煤消费提供了基础性支撑，这也是煤炭需求基本盘未发生根本松动的最重要依据。

然而，用电量的高增长并未同步转化为火电出力的扩张。2025年全国规模以上工业火电发电量为62,945亿千瓦时[1]，同比下降1.0%[1]，为十年来首次下降[1]；同期风电发电量10,531亿千瓦时[1]，同比增长9.7%[1]；太阳能发电量5,726亿千瓦时[1]，同比增长24.4%[1]。截至2025年底，全国风电、光伏累计并网装机达18.4亿千瓦[1]，超过火电装机约3亿千瓦[1]。新能源发电的快速放量正在持续挤占火电的发电空间，这是电煤需求增速放缓的根本原因，也是理解动力煤供需格局的关键变量。

需要强调的是，火电发电量的首次下降并不改变煤电在电力系统中的存量地位。2025年火电发电量62,945亿千瓦时[1]，在全部发电量中的占比仍居首位，火电作为电量与电力双重保障的基础电源属性没有改变。发电量的负增长更多来自新增用电需求被风光增量所承接，而非存量火电的大规模退出。只要全社会用电量保持增长，火电的存量空间就仍然可观；而一旦出现用电高峰或风光出力不足，火电的调节价值便会凸显。因此，电煤需求的下限相对清晰，动力煤消费不会因火电发电量的单年波动而出现趋势性坍塌。

在此基础上，煤电的角色定位正在经历深刻调整。为保障煤电企业在新能源高比例接入背景下的合理收益，煤电容量电价机制自2024年1月1日起实施[1]，2024—2025年为第一阶段，煤电实行容量电价加电量电价的两部制电价[1]；2024年全国煤电机组累计获得容量电费950亿元[1]。容量电价机制的实质，是承认煤电作为电力系统调节与保供资源的价值，为存量煤电机组提供稳定回报预期。这意味着即便火电发电量出现阶段性回落，煤电装机与存量机组对电煤的刚性需求仍将维持在相当规模，动力煤消费的下限支撑依然坚实。

钢铁行业是炼焦煤的核心下游，2025年钢铁需求的收缩直接压制了炼焦煤市场。2025年全国粗钢产量约9.61亿吨[1]，同比下降4.4%[1]，为2020年以来首次跌破10亿吨[1]；1—10月粗钢表观消费量为7.1亿吨[1]，同比降幅扩大至6.4%[1]；1—7月建筑钢材成交量同比下降18.14%[1]，主要受房地产下行拖累[1]。出口成为对冲内需下滑的重要渠道，2025年1—11月出口钢材1.08亿吨[1]，同比增长6.7%[1]。粗钢产量收缩意味着炼焦煤的炉料需求总量见顶回落，这是焦煤市场承压的结构性原因，也是炼焦煤与动力煤价格分化的需求根源。

焦炭环节作为山西煤炭产业链的转化节点，其产量变化反映了冶金需求向山西的传导。2025年山西焦炭产量达10,197.4万吨[1]，同比增长10.4%[1]，在全国焦炭供给格局中占有重要份额。焦炭产量增长与粗钢产量回落并存，反映焦化产能的区位调整与出口补充效应：在炼焦煤需求总量收缩的背景下，山西凭借资源禀赋与产业基础仍保持了较高的焦化开工水平。与此同时，山西省全社会用电量2025年达3,213.5亿千瓦时[1]，同比增长6.4%[1]，省内电力、焦化等高耗能产业的用电扩张，印证了山西作为煤炭消纳地的自身需求韧性，也说明省内转化能力对煤炭产出的支撑正在增强。

从煤炭消费的行业归属看，电力、钢铁、建材、化工四大行业构成煤炭消费的主体，其中电力行业贡献过半，钢铁与焦化行业消耗大部分炼焦煤，建材与化工则主要消耗无烟煤与部分动力煤。2025年这一消费结构并未发生根本改变，变化主要体现在各行业的增速分化上：电力行业用电量高增但火电出力回落，钢铁行业产量收缩拖累焦煤，化工行业相对平稳。正是这种结构性的此消彼长，决定了全国煤炭需求总量的高位平台形态，也决定了山西动力煤、炼焦煤、无烟煤三大煤种面临差异化的需求前景。

进一步看，除电力和钢铁外，建材与煤化工同样是煤炭消费的重要组成。建材行业与房地产、基建投资高度相关，在地产链条整体偏弱的环境下，水泥等建材耗煤需求同步承压；煤化工则依托煤炭成本优势保持增长韧性，成为煤炭需求结构中的稳定增量。总体而言，2025年煤炭下游需求呈现明显的结构性分化：电力需求高增但火电出力回落，钢铁需求收缩拖累炼焦煤，山西焦炭凭借产能优势逆势增产。这种分化既决定了动力煤与炼焦煤的市场表现差异，也预示未来煤炭需求将更多取决于电力系统的转型节奏与钢铁行业的产能出清进度，动力煤与焦煤的景气分化有望延续。

图4-1 2025年全国煤炭下游主要需求指标

数据来源：国家能源局、国家统计局、新浪财经、山西省统计局

4.3 当期运行与供需格局

需求侧的分化叠加供给侧的高位运行，使2025年煤炭市场总体呈现供大于求的宽松格局。从供需两端对比看，供给端全国原煤产量达48.5亿吨[1]，同比增长1.4%[1]，山西产量13.05亿吨[1]，约占全国27%[1]；需求端火电发电量同比下降1.0%[1]，粗钢产量同比下降4.4%[1]。产量稳步增长与主要下游需求回落形成错配，煤炭库存被动累积，港口与电厂库存维持高位，价格中枢整体承压。供大于求成为2025年煤炭市场运行的主基调，也直接导致煤炭行业盈利端的明显收缩，量增价跌、以量补价成为当期行业的普遍写照。

供需宽松对山西的传导，最直接地体现在价格与库存两个维度。在供给持续高位、需求偏弱的组合下，港口与中转环节库存持续累积，社会库存整体处于高位，对煤价形成压制；动力煤价格中枢较上年明显下移，炼焦煤价格亦随钢铁需求的收缩而承压，吕梁等炼焦煤主产区价格弱势运行。煤价回落直接压缩了山西煤炭企业的利润空间，但也在一定程度上抑制了低效产能的释放，加速了行业的优胜劣汰。对于以量取胜、成本相对可控的山西产区而言，价格中枢回落虽然冲击盈利，却也倒逼企业通过提质增效、长协保量来稳定经营。

在进口环节，国内供需宽松背景下进口总量回落，结构上则呈现分化。2025年全国累计进口动力煤3.72亿吨[1]，同比下降11.57%[1]；累计进口炼焦煤1.2亿吨[1]，同比下降3.0%[1]。分月度看，2025年12月进口炼焦煤1,377万吨[1]，同比增长28.6%[1]，创单月历史纪录[1]。进口煤回落与国内产量增长共同反映国内供给保障能力的提升；12月炼焦煤进口放量则与钢厂年末补库、海外焦煤价格阶段性走弱相关，说明进口煤在边际上仍是调节国内供需的重要变量，进口的增减在一定程度上对冲了国内产量的波动。

图4-2 2025年中国煤炭进口结构（万吨）

数据来源：中国煤炭市场网、海关总署

与此同时，新能源对煤炭需求的替代效应在2025年加速显现。截至2025年底，全国风电、光伏累计并网装机达18.4亿千瓦[1]，超过火电装机约3亿千瓦[1]。风光装机的快速扩张直接压缩了火电利用小时数，火电发电量出现十年来首次下降[1]，对动力煤消费形成实质性替代。不过，风光发电的间歇性与波动性决定了其难以完全替代煤电的调峰保供功能，煤电容量电价机制自2024年1月1日起实施、实行容量电价加电量电价的两部制电价[1]，也从制度上为煤电保留了稳定运行的收益保障。因此，当期供需宽松更多体现为总量上的阶段性过剩，而非煤电基本盘的坍塌，煤炭需求的刚性底座并未被新能源替代所动摇。

总体而言，2025年煤炭市场在供大于求格局下运行，价格中枢下移、库存高位构成当期运行的主要特征，进口回落与新能源替代则从供给与需求两端共同塑造了这一局面。对山西而言，13亿吨级的产量体量在宽松市场下意味着外销竞争加剧与价格弹性放大，供需松紧程度将直接决定省内煤炭企业的量价表现。煤价中枢的回落使得增产难增收成为行业普遍现象，而山西凭借低成本、大规模与长协比例高的优势，在宽松格局中的相对竞争力仍然突出，供需格局的变化也为后续煤炭企业盈利与竞争结构的分析提供了需求侧的基准。

4.4 未来需求预测

面向2026年，行业权威机构对煤炭市场需求给出总体平稳的预判。中国煤炭工业协会预计2026年煤炭消费小幅增长，全年煤炭市场供需总体平衡[1]。这一判断建立在两个前提之上：一是宏观经济保持平稳，电力、化工等主要耗煤行业需求不出现大幅回落；二是新能源继续替代部分电煤需求，但替代节奏趋于平稳。供需总体平衡意味着2026年煤炭价格大概率维持在中低位区间波动，市场暴涨暴跌的可能性较低，煤炭行业运行将从量价齐跌逐步转向量稳价稳，为山西煤炭企业稳定产销提供了相对可预期的外部环境。

在需求预测之外，政策变量仍可能改变2026年的需求节奏。碳排放双控的推进、煤炭清洁高效利用标杆水平的提升，以及新能源装机的继续放量，都可能对煤炭消费形成额外约束；而保供稳价政策下电煤长协的刚性履约，则构成需求的稳定器。中电联对2026年全社会用电量增长5%—6%的预计[1]，与电力行业耗煤略有增长的判断[1]，共同指向一个结论：煤炭需求的韧性仍在，但增量有限。对山西而言，把握住电煤长协的刚性需求，就把握住了产量的基本盘；而焦煤市场的景气恢复，则有赖于钢铁行业需求的实质性改善。

电力行业仍是2026年煤炭需求的最大确定性来源。中电联预计2026年全社会用电量同比增长5%—6%[1]，电力行业耗煤略有增长[1]。用电量的持续增长将为电煤需求提供基本盘，但考虑到风光装机的继续扩张与水电来水的丰枯变化，火电发电量的增量空间仍然受限，电力耗煤更可能呈现稳中微增的态势。在煤电容量电价机制平稳运行后，煤电企业维持合理发电意愿的制度保障更加完善，电煤中长期合同履约率有望保持高位，动力煤需求的稳定性将显著优于现货市场的边际波动，这对以动力煤外销为主的山西煤炭产业构成利好。

钢铁与建材行业的需求判断则相对谨慎。行业协会判断2026年钢铁行业耗煤基本持平或略有下降、建材耗煤小幅下降、煤化工耗煤稳定增长[1]。钢铁行业受房地产竣工链条与基建投资节奏影响，粗钢产量大概率延续低位平台运行，炼焦煤需求难有增量；建材行业在房地产投资筑底过程中耗煤需求继续收缩；煤化工在煤炭成本优势与政策支持下保持增长韧性。不同下游的差异化走势，决定了2026年动力煤需求相对平稳、炼焦煤需求承压、煤化工用煤增长的格局，也将延续动力煤与炼焦煤的市场分化，焦煤市场的竞争将更依赖成本与长协结构的优化。

从区域与运输条件看，山西煤炭的外运能力为需求兑现提供了保障。大秦铁路作为晋煤外运的黄金通道，其运量变化直接反映山西动力煤需求的边际强弱；在需求总体平稳的2026年，外运通道的高效运转将确保山西煤炭能够及时满足省外电力与冶金企业的用煤需求。需求侧的平稳为供给侧的稳定生产创造了条件，而运输与库存的调节则成为平滑供需波动、稳定煤价预期的关键环节。

综合来看，2026年煤炭市场需求将延续总量平稳、结构分化的特征。对于山西而言，电煤的刚性需求与焦煤的收缩压力将共同决定其需求侧的景气基准：动力煤市场依托电力基本盘的稳定，山西动力煤基地的产销平衡具备较强保障；炼焦煤市场则需消化钢铁减量带来的需求压力。需求端的这一判断，将直接传导至供给侧的产量组织、库存管理与外运节奏，山西煤炭产业在供需总体平衡、价格中枢承压的基准下如何组织生产、优化销售，将成为下一阶段观察的重点。

第五章 发展现状

5.1 产销情况

在2025年煤炭市场总体供大于求、价格中枢下移的需求坐标下，山西省供给侧并未选择简单收缩，而是延续了产量高位释放的运行轨迹，以稳定产出对冲煤价下行对区域经济与能源安全的冲击。2025年山西省规模以上工业原煤产量达到130,454.5万吨[9]（约13.05亿吨[10]），同比增长2.1%[11]，日均原煤产量稳定在350万吨以上[12]，产量约占全国同期产量的27%[13]，继续稳居全国第一产煤大省。从省统计公报口径看，2025年全省原煤产量为130,912.1万吨[14]（约13.1亿吨[15]），同比增长2.4%[16]，进一步印证了供给高位运行的判断。产量规模与增长动能的延续，说明山西作为全国煤炭供给压舱石的地位并未因需求走弱而动摇，反而在保供稳价的政策框架下得到强化。

在全国层面，供给端的韧性同样明显。2025年全国原煤产量达48.5亿吨[17]，同比增长1.4%[18]；其中规模以上工业原煤产量48.3亿吨[19]，创历史新高，比上年增长1.2%[20]。从月度累计运行看，1-11月全国原煤产量累计44亿吨[21]，同比增长1.4%[22]，全年增速与前半段大体持平，说明产量释放节奏较为平稳。山西在其中的贡献突出，2025年全省规模以上工业增加值增长4.9%[23]，煤炭工业增加值增长6.0%[24]，能源投资增长11.4%[25]，煤炭及其关联投资成为支撑全省工业增长的重要力量，也反映出在产量稳定的同时，资金正加速向煤炭开采、洗选及配套环节集聚，供给端的资本开支并未因盈利承压而明显收缩。

从产销转化看，煤炭开采之后经过洗选加工进入焦化、电力等下游环节，山西焦化链条在2025年保持扩张。全省焦炭产量10,197.4万吨[26]，同比增长10.4%[27]。焦炭产量的较快增长，表明以吕梁、临汾为主的炼焦煤基地向焦化环节的转化在提速，也构成对炼焦煤供给的有效吸纳，使得煤种间的产销结构在总量稳定中发生积极调整。值得关注的是，焦炭产量增速明显高于原煤产量增速，说明在煤炭总量低速增长的同时，下游转化环节的加工深度在提升，供给端的价值延伸成为对冲量价压力的重要路径。

衡量供给压力更直接的指标是产能利用率。2025年煤炭开采和洗选业产能利用率全年为69.8%[28]，同比下降3.0个百分点[29]；四季度进一步降至69.1%[30]，同比下降4.8个百分点[31]。同期采矿业全年产能利用率为72.8%[32]，同比下降2.5个百分点[33]；规模以上工业全年产能利用率为74.4%[34]，四季度为74.9%[35]。对比可见，煤炭开采和洗选业产能利用率明显低于采矿业整体与全部工业的平均水平，供需宽松、开工不足的矛盾在供给端清晰呈现。

图5-1 2025年煤炭开采和洗选业产能利用率（%）

数据来源：国家统计局

产能利用率的走势蕴含三重信息。其一，全年69.8%[36]与四季度69.1%[37]的落差，说明供给压力在下半年有所加大，需求季节性的弱化在年末集中体现；其二，煤炭行业与规模以上工业整体之间数个百分点的差距，反映出煤价下行并未有效抑制产量，产能释放对价格的敏感性弱于其他工业部门；其三，四季度同比降幅4.8个百分点[38]较全年3.0个百分点[39]明显扩大，表明行业开工不足的程度在环比与同比两个维度同步加深。产能利用率长期处于偏低区间，意味着山西煤炭行业已进入产量高位与开工不足并存的运行阶段，供给侧的产能冗余正在累积。

从产销平衡的内在联系看，产量高位释放与价格中枢下移互为因果。日均原煤产量稳定在350万吨以上[40]的运行节奏，本质上是对需求与库存的双向适应，既不能因价格下行而过度压产动摇保供底线，又需要根据港口库存与下游采购的边际变化动态调整排产。山西作为同时供给动力煤与炼焦煤的主产省，煤种间的产销差异使全省供给调节面临更复杂的约束：动力煤供给与火电、库存周期强相关，炼焦煤供给则与钢铁景气紧密联动，双轨并行的产销结构要求山西在总量稳定之外，更加注重煤种间的弹性调配。

总体而言，2025年山西煤炭产销呈现量增价弱、高位运行的特征：产量与焦炭转化均保持正增长，但产能利用率持续低于工业平均，表明供给释放明显快于需求承接。这一格局解释了港口库存为何持续累积、价格中枢为何承压，也提示山西煤炭行业正从总量扩张转向提质增效的新阶段，产销平衡的维系将更多依赖结构性调控而非简单压产，产能利用率的变化将成为观察行业供给端景气度的核心信号。

5.2 产能与结构

供给高位运行的背后，是山西省长期推进的产能优化与结构调整。截至2025年，山西省煤炭产能达到14.65亿吨/年[41]，在此产能支撑下，全省煤矿数量已压缩至887座[42]。山西省在全国率先实现年产60万吨[43]以下煤矿全部退出或重组，小煤矿集中出清后，行业供给主体进一步向大型、现代化矿井集中，为产量稳定与安全管控奠定了基础。产能总量与矿井数量的反向运动，勾勒出山西煤炭产业由分散低效走向集约高效的结构演进主线。

结构优化的成效直接体现在产量与产能的集中度上。山西省大型煤矿产量占比达到80.76%[44]，煤炭先进产能占比达到83%以上[45]；按省统计部门口径，2025年煤炭先进产能占比进一步提高到84%[46]。产能结构的优化并非一蹴而就，十四五期间山西省新增煤炭产能1.5亿吨/年[47]，为先进产能接续提供了空间；同期全省累计生产原煤约65亿吨[48]，占全国总产量的近三成，十四五煤炭产量较十三五增加19亿吨[49]，产能优化与产量扩张在长期内实现了并行，先进产能的边际增量正在替代落后产能的存量缺口。

从单矿生产能力的提升看，煤矿数量压减与产量提升并存，意味着矿井平均规模显著扩大。887座[50]煤矿支撑起14.65亿吨/年[51]的产能，单矿平均产能明显高于全国一般水平，60万吨[52]以下煤矿全部退出或重组后，供给的规模经济性增强，也为智能化改造的推广提供了规模前提。大型煤矿产量占比80.76%[53]这一结构特征，使山西煤炭供给在需求波动时具备更强的调节纵深：主力矿井以长协保供为主、产量相对刚性，边际调节更多依赖中大型矿井的弹性排产，供给体系因此兼具稳定性与灵活性。

在产能与产量的双重扩张中，山西始终将保供作为供给端的首要任务。十四五期间山西省完成国家下达的电煤中长期合同任务超12亿吨[54]，保障全国24个省份电煤稳定供应[55]。以晋能控股、山西焦煤集团、潞安化工、华阳新材四大省属骨干企业为主体，以大同、朔州、忻州动力煤基地与吕梁、临汾炼焦煤基地为区域支撑，山西形成了产能集中、主体集聚、保供有力的供给格局。这一格局既保证了在需求偏弱时产量不出现大幅下滑，也为后续价格企稳时的快速响应保留了弹性，产能的规模优势在保供场景下转化为系统的供给稳定性。

从区域与主体结构看，山西煤炭供给呈现双基地、四主体的空间组织特征。晋北的大同、朔州、忻州依托大同煤田与宁武煤田，构成动力煤主产区，其产量经大秦铁路等通道外运至环渤海港口；晋南的吕梁、临汾依托河东煤田，构成炼焦煤主产区，就近向焦化与冶金环节转化。十四五期间山西完成国家下达的电煤中长期合同任务超12亿吨[56]、保障全国24个省份电煤稳定供应[57]，正是这一主体与基地网络协同的结果。产能结构的优化与空间布局的固化相互支撑，使山西煤炭供给在总量与结构两个维度都保持较高的稳定性，也为应对需求端的周期性波动提供了结构性缓冲。

5.3 市场流通与库存

山西煤炭以铁路外运为主，大秦铁路是连接晋北动力煤基地与环渤海港口的黄金通道。2025年大秦铁路煤炭发送量54,884万吨[58]（约5.5亿吨[59]），同比下降6.8%[60]，占全国铁路煤炭发送量（27.7亿吨[61]）的19.9%[62]，占国家铁路煤炭发送量（20.9亿吨[63]）的26.3%[64]。其中核心大秦线货运量39,004万吨[65]，同比下降0.5%[66]；大秦铁路货物发送总量6.81亿吨[67]，同比下降3.6%[68]。外运总量虽有小幅回落，但运量仍处历史高位，铁路通道对山西煤炭供给的承载能力保持稳定，晋煤外运的市场半径并未收窄。

流通环节的库存变化直接映射供需松紧。2025年12月23日，环渤海港口合计煤炭库存3,025.1万吨[69]，动力煤库存持续累积；当日环渤海港口煤炭调入量155.8万吨[70]、调出量138.7万吨[71]，锚地船舶639艘[72]。从更宽口径看，2025年12月北方九港库存约2,900万吨[73]，较11月初增加近600万吨[74]，增幅达25%[75]。调入持续高于调出、港口库存不断攀升，说明在需求偏弱的背景下，供给释放的煤炭在流通环节形成滞留，去库存压力向港口集中，产销平衡的矛盾以库存形式在流通端显性化。

进口与出口的边际变化，构成了国内供给调节的重要补充。2025年全国累计进口煤炭4.9亿吨[76]，同比减少5,243万吨[77]、下降9.6%[78]。分煤种看，动力煤（含褐煤）累计进口3.72亿吨[79]，同比下降11.57%[80]；炼焦煤累计进口1.2亿吨[81]，同比下降3.0%[82]，但2025年12月炼焦煤进口1,377.0万吨[83]，同比增长28.6%[84]，创单月历史纪录。出口方面，2025年全国累计出口煤炭660万吨[85]，同比下降1.0%[86]。进口总量收缩而国内产量创新高，印证了国内供给对进口的替代效应增强，山西作为主产区的国内市场份额相对稳固。

图5-2 2025年中国煤炭进出口（万吨）

数据来源：海关总署，中国煤炭市场网

进出口的结构差异值得深入解读。动力煤进口3.72亿吨[87]、同比下降11.57%[88]，与国内电厂库存充足、进口煤价格优势收窄直接相关；炼焦煤进口1.2亿吨[89]、同比下降3.0%[90]的降幅相对温和，且年末出现单月1,377万吨[91]的放量，反映出在钢铁减产的大背景下，沿海钢厂仍倾向于利用进口炼焦煤补充边际需求、调节成本。进口总量的收缩客观上为国内主产区腾出了市场份额，山西煤炭特别是炼焦煤的产地价格虽然承压，但销路并未因进口冲击而显著收窄，进口替代与国内自给的再平衡正在向有利于主产省的方向演进。

铁路外运与港口疏运的联动，构成山西煤炭市场流通的完整链条。2025年大秦铁路煤炭发送量占全国铁路煤炭发送量的19.9%[92]，意味着全国近五分之一的铁路煤运量仍依托这条西煤东运主通道；而当港口调入持续高于调出、锚地船舶多达639艘[93]时，运力组织与港口作业的衔接压力便会放大，晋煤从矿区到终端的流通效率直接影响下游电厂的采购成本与补库节奏。因此，流通环节的库存与运量数据，既是供给侧的运行结果，也是判断煤价短期走势的前瞻信号，港口库存的高位钝化了价格弹性，使2025年的煤价波动明显收窄。

综合看，2025年山西及全国煤炭市场流通呈现铁路高运量、港口高库存、进口收缩的组合特征。外运通道的稳定运力保障了晋煤外运的顺畅，但港口与流通环节的库存累积表明供给调节仍显滞后，市场出清压力有待通过产量节奏的进一步优化来消化，也为动力煤与炼焦煤后续的分化行情埋下了伏笔。

5.4 安全生产

在产量高位运行的条件下，安全生产形势的持续向好是山西煤炭供给质量的直接体现。2025年山西煤矿事故起数和遇难人数比2021年分别下降72.4%[94]、71.4%[95]，煤矿事故连续四年下降[96]；煤矿百万吨死亡率比2021年下降73.7%[97]。在全国层面，2025年煤矿百万吨死亡人数降至0.045人[98]，同比下降23.7%[99]，山西安全水平与全国走势同步改善，且降幅更为显著。安全指标的全面改善，为煤炭供给的稳定性提供了最重要的前置条件。

图5-3 十四五山西煤矿安全指标较2021年降幅（%）

数据来源：国家矿山安全监察局山西局

产量大幅增长与事故指标大幅下降的并行，关键在于安全治理模式的转变。十四五期间山西煤炭产量较十三五增加19亿吨[100]，同期事故起数与遇难人数连续四年下降[101]，安全与产量不再是此消彼长的对立关系。山西省持续深化煤矿安全生产治本攻坚，推动安全治理从事后追责向事前预防转型，通过隐蔽致灾因素普查治理查清采空区、老窑巷道、瓦斯、火区、积水等风险源，并将安全生产要求嵌入电煤中长期合同履约与保供调度之中，实现安全监管与保供责任的统筹推进。安全投入由被动应对转向主动防控，是山西在产量攀升背景下守住安全底线的根本原因。

从监管制度与投入机制看，安全形势改善的背后是治理体系的持续加码。山西以煤矿安全生产治本攻坚为抓手，将隐蔽致灾因素普查治理作为前置环节，推动瓦斯、水害、火灾等重大灾害由被动治理转向主动防治；在监管方式上，坚持一矿一清单一矿一措施，建立重大隐患零报告机制，将责任压实到具体矿井与具体人头，使安全标准从文本要求转化为现场约束。全国层面煤矿百万吨死亡人数降至0.045人[102]的基准，为山西设定了一致的对标参照，安全监管的常态化、制度化既抬高了行业进入门槛，也压缩了落后产能的生存空间，安全水平的区域差异由此转化为产业结构的分层依据。

总体而言，2025年山西煤矿安全形势稳中向好，事故起数、遇难人数、百万吨死亡率三大指标均较2021年大幅回落，安全生产从被动防守转向主动治本的趋势进一步巩固。安全基础的稳固，使山西在量的扩张中具备了更强的供给稳定性，也为智能化、绿色化等结构性投入创造了空间，安全与生产的良性互动成为山西煤炭产业在复杂市场环境下保持定力的重要支撑，也构成供给端可持续运行的隐性竞争力。

5.5 技术与智能化

智能化是山西煤炭供给侧提质增效的主线。截至2025年11月底，山西累计建成智能化煤矿369座[103]，占全国三分之一以上[104]。从建设节奏看，2025年初山西智能化煤矿已达268座[105]，2025年山西省政府工作报告进一步提出再建成智能化煤矿130座[106]；按省统计公报口径，到2025年底智能化煤矿已达400座[107]，全年新增超过百座，智能化建设明显提速。与之配套，山西累计建成近1600处智能化采掘工作面[108]，大型煤矿、采深大于600米煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化[109]，智能装备向深部开采与灾害治理环节深度渗透。

智能化建设对供给端的改造是系统性的，其成效不止于单矿单面的自动化。山西大型煤矿、采深大于600米煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化[110]，意味着智能化覆盖已从示范矿井推广到灾害治理等薄弱环节，采掘工作面减少井下作业人数、提升单产效率，同时通过数据监测降低事故风险。智能化采掘工作面近1600处[111]的规模，使山西在深部开采条件下仍能维持稳定的产能释放，这既是供给韧性的技术来源，也是未来进一步提质增效的基础。在煤价下行的环境下，智能化带来的减员提效，正在成为山西煤炭企业压缩成本、稳定现金流的重要抓手。

绿色开采与智能化并行推进，构成山西煤炭转型的双轮驱动。山西累计建成绿色开采示范煤矿75座[112]，200余座煤矿探索应用充填开采、保水开采等绿色开采技术[113]。绿色开采技术的推广，既缓解了采煤沉陷与水资源约束，也为生态敏感区的资源接续提供了技术路径，推动煤炭开发与生态保护的协调，使山西在保障供给的同时兼顾了环境容量的承载上限。绿色矿山建设的标准化工序与智能化开采的数字化底座相互贯通，共同重塑了煤炭生产的要素组织方式。

从绿色低碳视角看，山西煤炭供给端的转型还体现为开采方式与能耗强度的双改善。2025年山西万元地区生产总值能耗同比下降2.0%[114]，其中既有产业升级的贡献，也包含煤炭生产环节节能改造的成效；充填开采、保水开采等技术的应用面扩大到200余座煤矿[115]，在释放资源的同时减少了地表沉陷与地下水位下降，使煤炭开采与生态约束之间的张力得到缓解。绿色开采与智能化协同推进，使山西煤炭产业在产能规模领先的同时，逐步建立起绿色、智能、安全的现代供给体系。

智能化与绿色化投入的直接效果，体现在生产效率与能耗水平的改善上。2025年山西万元地区生产总值能耗同比下降2.0%[116]，能源投资增长11.4%[117]，投资重点集中在智能化改造与安全技改领域。总体而言，山西煤炭供给端已从单纯的规模扩张转向规模稳、结构优、安全固、智能进的集约化发展路径，技术与装备的升级正在重塑传统煤炭产业的供给形态，为中长期竞争力的提升积蓄动能。供给端的这些结构性变化，将在煤价企稳后逐步转化为盈利能力的修复空间。

供给端的产量、结构、流通与安全表现，共同决定了2025年山西煤炭行业的量价组合与开工水平，也划定了行业营业收入与利润走向的基本盘；煤价中枢下移与产能利用率回落对山西煤炭企业盈利的冲击程度，将直接影响各经营主体在2025年度的效益分化方向与抗风险能力差异。

第六章 盈利分析

6.1 行业盈利水平

2025年山西省煤炭产业在量价齐跌、以量补价的产销格局中进入盈利承压区间。第五章的分析表明，原煤产量保持高位而煤价中枢持续下移，这一矛盾在行业利润表上得到集中体现，山西作为全国第一产煤大省，盈利下滑对全省工业利润的拖累效应尤为突出。从全国口径看，2025年煤炭开采和洗选业利润总额为3,520.0亿元[1]，同比下降41.8%[1]；同期营业收入为26,088.6亿元[1]，同比下降17.8%[1]；营业成本为18,734.0亿元[1]，同比下降11.9%[1]。利润降幅远超营收降幅，说明煤价下跌对行业盈利的冲击远大于产销规模收缩本身，煤炭行业由此告别了此前数年利润高增长的景气周期，重新回到低利润中枢的运行轨道，盈利承压成为贯穿2025年山西煤炭行业运行的核心基调。

从收入与成本的相对变动看，2025年煤炭采选业营业收入降幅为17.8%[1]，营业成本降幅为11.9%[1]，收入降幅明显大于成本降幅，意味着吨煤毛利在价格与成本两个方向上同时承压。进一步看，2025年全国规模以上工业企业利润总额为73,982.0亿元[1]，同比增长0.6%[1]，而煤炭开采和洗选业利润总额同比大幅下降41.8%[1]，煤炭成为2025年工业利润的主要拖累行业之一。中国煤炭工业协会口径下，2025年全国规模以上煤炭企业营业收入为2.61万亿元[1]，同比下降17.8%[1]，与国家统计局口径的26,088.6亿元基本一致[1]。据此测算，煤炭采选业营业收入利润率约为13.5%[1]，虽仍高于全国工业平均水平，但盈利空间的显著收窄主要来自价格中枢下移而非产出规模的变化，行业正从高景气区间回落到常态化的低利润中枢，企业盈利对煤价波动的敏感度随之明显上升，利润率波动区间整体下移，煤炭行业的盈利底盘并未动摇，只是从超额利润回归到合理利润区间。

与全国煤炭采选业利润大幅下滑形成对照，山西省煤炭工业增加值在2025年实现正增长，同比增速为6.0%[1]，高于全省规模以上工业增加值4.9%的同比增速[1]。这一反差源于统计口径与价格口径的差异：增加值按不变价衡量生产活动的实物产出贡献，产量高位运行支撑了增加值扩张；利润表按现价核算，直接承受煤价下行冲击。换言之，山西煤炭产业在2025年呈现产量贡献仍在、价格贡献衰减的典型特征，量价背离成为理解山西煤炭盈利格局的关键线索。从全省工业体系看，煤炭工业增加值增速快于全省规上工业整体水平[1]，说明煤炭仍是山西工业增长的压舱石，但这一增长更多体现为量的扩张而非效益的改善，成本端的相对刚性进一步放大了量价背离对盈利的冲击，为下文的成本结构分析提供了切入点。

进一步从山西全省看，煤炭工业增加值增速6.0%[1]对全省规模以上工业增加值4.9%的增速[1]形成正向拉动，煤炭仍是山西经济增长的支柱性行业。但增加值增长与利润下滑并存，意味着煤炭对山西的贡献正从利润贡献转向产值与就业贡献：在煤价下行期，煤炭行业为全省贡献的税收与利润相应收缩，地方财政与工业盈利对煤价的敏感度随之上升。结合全国煤炭开采和洗选业利润总额3,520.0亿元、同比下降41.8%[1]的总量背景，山西煤炭行业2025年的盈利水平处于全国行业整体下行通道之中，其盈利修复节奏取决于煤价中枢能否在供需宽松格局下企稳，这也使全省工业利润的增长动力更加依赖非煤产业的培育与多元化支撑，山西以能源革命综合改革试点为抓手推动产业结构调整的紧迫性进一步凸显。

6.2 成本结构

在盈利承压的背景下，成本端的相对刚性成为决定利润弹性的核心变量。从全国煤炭开采和洗选业看，2025年营业成本为18,734.0亿元[1]，同比下降11.9%[1]，降幅明显小于营业收入17.8%的同比降幅[1]。对照营收、利润、成本三者的量级关系，营业收入26,088.6亿元[1]、营业成本18,734.0亿元[1]、利润总额3,520.0亿元[1]，成本占营收的比重接近七成，据此测算的行业毛利空间约为28%[1]，成本下降速度跟不上收入下降速度，意味着吨煤毛利被持续压缩。在期间费用与税费刚性不变的情况下，成本与收入的降幅差直接转化为利润降幅的放大，这解释了利润总额降幅41.8%[1]为何数倍于收入降幅，也说明成本管控成效直接决定煤企在价格下行期的利润留存能力。进一步看，成本降幅慢于收入降幅的另一面是价格下跌向成本端的传导存在时滞，煤炭企业的采购、人工与折旧成本多按年度或合同锁定，短期难以随市场煤价即时调整，这种成本黏性使得行业利润对煤价下跌的敏感度被进一步放大。

对山西而言，成本结构具有较强的区域特征，且多数成本项目呈现产量刚性。其一，资源税及各项规费与产量挂钩，2025年山西原煤产量保持高位，相关税费构成难以压缩的刚性支出，产量越高意味着税费基数越大；其二，安全生产投入持续加码，山西强化煤矿安全监管、推进智能化改造与隐蔽致灾因素治理，均需持续的资本开支与运营费用支撑，安全投入在煤价下行期不减反增，形成刚性挤出；其三，运输成本高度依赖外运通道，山西煤炭主要通过大秦铁路等铁路干线外运，运价水平与外运规模共同决定煤炭到港成本，产地与港口的价差空间在外运环节被再次分配。这些成本大多随产量而非随价格变动，煤价下跌时难以同步压降，使得山西煤企在价格下行期的成本缓冲垫明显弱于预期，降本重心被迫转向材料、能耗与人工效率的精细化管理。这种以产量刚性为特征的成本结构，决定了山西煤企的盈亏平衡点相对刚性，吨煤成本曲线整体上移，行业出清将更多依赖低效产能的退出而非普遍性降本。

成本刚性在龙头企业层面表现为售价降幅与利润降幅的放大。以炼焦煤龙头山西焦煤为例，2025年商品煤综合售价约为796.78元/吨[1]，同比大幅下滑23.18%[1]；在成本未能同步下降的背景下，其归母净利润同比降幅达到61.37%[1]，明显大于营业收入17.96%的同比降幅[1]，利润降幅约为售价降幅的2.6倍[1]。售价、成本与利润三者的降幅梯度，直观呈现了煤价变动对利润的高杠杆效应。进一步看，山西焦煤扣非归母净利润为12.99亿元[1]，同比下降56.92%[1]，扣非口径降幅与归母口径基本同步，说明利润下滑主要源于经营性因素而非非经常性损益扰动；同时，其经营活动现金流量净额达58.97亿元[1]，同比增长64.36%[1]，现金流与利润的背离表明企业在压降库存、加快回款方面成效显著，成本管控与现金流管理已成为山西煤企应对价格下行的两道核心防线。

成本结构的产量刚性并不意味着山西煤企在降本上无所作为，2025年的经营数据反而显示成本管控存在结构性空间。从上市公司看，华阳股份在营业收入下降14.43%[1]的情况下，毛利率反而提升3.81个百分点至42.07%[1]，说明通过优化开采工艺、压缩非生产性支出，煤企完全可以在价格下行期实现吨煤成本的相对下降；山西焦煤经营活动现金流量净额58.97亿元、同比增长64.36%[1]的改善，也部分来源于采购、库存与营运资金的精细化管理。不过，安全投入与技术投入具有长期刚性，山西推进智能化煤矿建设与安全生产治理所对应的资本开支，在当期表现为成本、在长期则转化为效率与安全溢价，这意味着山西煤炭行业的成本下降不可能以牺牲安全与可持续性为代价，降本路径更多是向管理要效益、向技术要空间，成本竞争力将成为山西煤企穿越周期的关键变量。

6.3 煤价与单位利润

煤价是2025年山西煤炭盈利变动的第一变量，价格中枢下移直接压低单位利润。从省内价格看，2025年12月山西省煤炭整体平均价格为939元/吨[1]，环比下降1.1%[1]；分煤种看，炼焦煤1/3焦煤平均价格为1,227元/吨[1]，环比下跌3.1%[1]；动力煤（5,000-5,500大卡）平均价格为685元/吨[1]。山西煤炭整体均价明显高于动力煤价格，反映炼焦煤等高价位煤种在省内产量结构中的较高占比，山西以炼焦煤见长的资源禀赋在价格端体现得较为充分；而炼焦煤价格的持续补跌成为拖累整体均价的主要因素，吕梁、临汾地区主焦煤市场价格下跌40-80元/吨，1/3焦煤、肥煤等配焦煤价格跌幅在30-60元/吨[1]，进一步挤压了炼焦煤企业的单位利润空间。从环比走势看，年末省内煤价仍在探底过程中，尚未出现趋势性企稳信号[1]，炼焦煤与动力煤的价格分层也说明，煤种结构的边际变化将显著影响全省煤炭综合售价与单位利润。

港口价格与省内价格相互印证，共同勾勒出2025年动力煤价格中枢的整体下移。截至2025年12月12日，秦皇岛港5,500大卡动力煤年内均价为697.03元/吨[1]，较2024年全年均价下跌超过150元/吨[1]，单年价格降幅超过150元/吨，相当于把此前数个季度的涨幅全部回吐；12月12日报价为745元/吨[1]，月环比下跌约90元/吨[1]，年末价格仍在快速下探，说明需求端支撑乏力。值得注意的是，秦皇岛港年内均价697.03元/吨[1]与山西动力煤（5,000-5,500大卡）平均价格685元/吨[1]大体持平，产地与港口价差被显著压缩，说明在外运环节成本未能有效向下游转嫁的情况下，产地价格同样承受了较大的下行压力；对山西煤企而言，港口价格是产地价格的参考锚，价差的收窄意味着外运通道的利润贡献被削弱，港产联动下的价格传导进一步强化了煤价对山西煤炭单位利润的决定作用。

价格对利润的传导具有非线性特征，在价格低位区间单位利润对煤价的敏感度显著抬升。以山西煤炭整体均价939元/吨[1]为锚，扣除资源税、安全、人工与运输等刚性成本后，吨煤净利空间已被大幅压缩，部分高成本矿井甚至面临现金流压力，亏损面可能向中小煤矿蔓延。这一传导机制解释了为何2025年全国煤炭采选业利润总额同比降幅达41.8%[1]、远超产量增速，也说明当煤价跌破部分矿井的完全成本线时，利润的收缩速度将快于价格的下跌速度。由此可以判断，只要煤价中枢未有效回升，山西煤炭行业的盈利修复将高度依赖成本端的结构性优化与高煤种占比的结构性对冲：一方面通过智能化与精细化管理压降吨煤成本，另一方面通过增加炼焦煤、无烟煤等高价位煤种的比例对冲动力煤价格下行，煤价、单位利润与盈利总量的联动关系仍是判断行业景气度的核心标尺。

6.4 区域/企业盈利对比

在行业整体承压的背景下，山西主要上市煤企的盈利表现出现明显分化，量价齐跌的冲击在不同煤种、成本结构与经营策略之间呈现出不同强度。炼焦煤龙头山西焦煤2025年实现营业收入371.55亿元[1]，同比下降17.96%[1]；归母净利润12.01亿元[1]，同比下降61.37%[1]；扣非归母净利润12.99亿元[1]，同比下降56.92%[1]。尽管账面利润降幅较大，其经营活动现金流量净额达58.97亿元[1]，同比增长64.36%[1]，现金流的强劲修复表明企业回款能力与库存周转明显改善，盈利质量并未随账面利润同步恶化。这一量、价、现金流的组合说明，山西焦煤的利润下滑更多来自炼焦煤价格的周期性回落，而非企业竞争力的削弱，其仍依托炼焦煤的市场定价地位与成本曲线优势保持行业影响力，盈利弹性有望随煤价企稳而修复。

以动力煤为主体的晋控煤业展现出产量增长与低杠杆叠加的经营韧性。2025年晋控煤业实现营业收入131.09亿元[1]，同比下降12.80%[1]；归母净利润18.31亿元[1]，同比下降34.78%[1]。产量与销量方面，2025年煤炭产量为3,528.93万吨[1]，同比增长1.80%[1]；商品煤销量为2,865.64万吨[1]，同比下降4.39%[1]，产销量的一增一减反映出以销定产、主动去库的经营取向，产量扩张与销量收缩并存意味着企业在消化既有库存的同时适度积累低价位煤炭资源。财务结构上，资产负债率降至23.17%[1]，处于行业极低水平，叠加煤炭业务收入125.20亿元[1]、同比下降14.83%[1]的收入结构，晋控煤业在四家煤企中保持了最低的杠杆水平，为煤价反弹提供了充足的财务缓冲与逆周期扩张空间，体现出动力煤企业依托大集团协同与低成本开采的成本优势。

潞安环能的盈利下滑则更具周期冲击色彩，其经营曲线完整呈现了煤价下探对利润的边际冲击。2025年潞安环能实现营业收入278.20亿元[1]，同比减少22.40%[1]；归母净利润11.15亿元[1]，同比减少54.47%[1]；扣非净利润8.66亿元[1]，同比减少63.68%[1]。尤其值得警惕的是，其第四季度单季亏损4.39亿元[1]，为近年首次出现季度性亏损，表明在煤价持续下探的四季度，价格对盈利的边际冲击已经突破盈亏平衡点，潞安环能成为四大上市煤企中盈利韧性相对薄弱的一环。从其业务结构看，潞安环能煤炭产品以喷吹煤、贫瘦煤及部分炼焦配煤为主，下游冶金需求疲软对煤价的压制更为直接，其盈利修复高度依赖煤价企稳与冶金煤市场的回暖，短期看仍面临较大的业绩弹性释放压力，其盈利与煤价的相关性在四家煤企中处于较高水平。

与之相对，以无烟煤为主体的华阳股份凭借高毛利结构与成本优势保持相对稳健的盈利。2025年华阳股份实现营业收入214.44亿元[1]，同比减少14.43%[1]；归母净利润17.03亿元[1]，同比减少23.45%[1]。盈利能力指标上，毛利率达到42.07%[1]，同比提升3.81个百分点[1]；煤炭业务收入179.51亿元[1]，占主营业务收入的比重达90.87%[1]。在营业收入下降的背景下毛利率逆势提升，说明华阳股份在成本端实现了有效压降，其无烟煤资源禀赋带来的低开采成本与高附加值是关键支撑：无烟煤主要用于化工原料与民用燃料，价格韧性好于动力煤与冶金煤，叠加煤层气等伴生资源的协同开发，构成其盈利韧性的双支柱。在四家上市煤企中，华阳股份归母净利润降幅最小，盈利稳定性明显优于以炼焦煤和冶金煤为主的企业。

产业链延伸型企业的盈利仍在筑底过程中。华阳新材2025年实现营业总收入4.51亿元[1]，同比增长16.67%[1]；归母净利润为-620.68万元[1]，较上年同期约1.86亿元的亏损规模减亏约1.8亿元[1]；扣非净利润为-1.02亿元[1]，主营业务仍处于亏损状态。收入的逆势增长与亏损的大幅收窄表明其转型业务边际改善，但扣非口径的持续亏损说明非煤业务尚未形成足以对冲主业波动的盈利贡献，华阳新材仍处在盈利修复的爬坡阶段。从规模看，4.51亿元的收入体量[1]在山西上市煤企中明显偏小，其转型样本意义大于利润贡献意义。作为山西煤化工与新材料转型的代表企业，其盈利改善更多依赖成本控制与业务结构调整而非外部景气回升，这也从微观层面印证了山西煤炭产业转型升级的长期性与艰巨性，非煤产业从投入期走向收获期仍需时间。

总体来看，2025年山西主要上市煤企呈现出低成本者胜、现金流为王、煤种结构决定弹性的分化格局。按归母净利润绝对值排序，晋控煤业18.31亿元[1]、华阳股份17.03亿元[1]、山西焦煤12.01亿元[1]、潞安环能11.15亿元[1]；按同比降幅排序，华阳股份-23.45%[1]降幅最小，晋控煤业-34.78%[1]居中，潞安环能-54.47%[1]与山西焦煤-61.37%[1]降幅居前。分化背后是煤种价格走势、资源禀赋成本与资产负债表强度的三重差异：无烟煤与低杠杆赋予华阳股份、晋控煤业更强的抗周期能力，炼焦煤与冶金煤的深度回调则放大了山西焦煤、潞安环能的盈利波动。叠加全国规模以上煤炭企业2025年营业收入2.61万亿元[1]、同比下降17.8%[1]的行业总量背景，盈利能力的上述分化将直接转化为市场竞争格局中的位势差异，低成本、高现金流与低杠杆企业有望在行业整合与转型中占据主动，这一效益证据成为评判山西煤炭产业集中度演变的重要标尺。

图6-1 2025年山西主要上市煤企归母净利润（亿元）

数据来源：东方财富网、中国证券报

图6-2 2025年山西及秦皇岛煤炭价格（元/吨）

数据来源：全国煤炭交易中心、澎湃新闻

第七章 竞争格局

7.1 市场结构与集中度

2025年煤价中枢整体下移，山西煤炭行业盈利普遍承压，但盈利并非平均分布，而是呈现明显的分化格局，盈利能力的高低直接决定各主体的竞争位势。从上市平台看，山西焦煤实现营业收入371.55亿元[1]、归母净利润12.01亿元[1]，晋控煤业实现营业收入131.09亿元[2]、归母净利润18.31亿元[2]，华阳股份实现营业收入214.44亿元[3]、归母净利润17.03亿元[3]，盈利体量的分化直接决定了各主体在规模扩张、智能化投入与转型布局上拥有不同的资源纵深。盈利强的主体能够在价格下行期维持投资强度、消化折旧与安全成本，盈利弱的主体则被迫收缩战线，竞争位势由此拉开。正是在这种盈利分化塑造的位势差异下，山西煤炭市场形成了晋能控股、山西焦煤集团、潞安化工、华阳新材四大省属集团主导，全国头部企业相互制衡，区域供给高度集中的竞争格局。

从全国区域格局看，山西仍是原煤产量第一大省，2025年原煤产量占全国比重约27%[4]，与内蒙古共同构成超10亿吨的第一梯队[4]。晋陕蒙新四大主产区合计产量占全国总产量的81.7%[4]，主产区的集中供给格局持续强化，全国煤炭供给对四大主产区的依赖度维持在八成以上的高位。区域集中意味着山西面临的竞争首先是区域之间的竞争：内蒙古依托资源富集与开采条件持续增产，陕西凭借大型矿区加快放量，新疆则依托资源禀赋与区位条件拓展市场半径，三地对山西的传统市场份额形成挤压。山西依托全国第一的产量体量、煤炭保供的政策定位与大秦铁路等外运通道维持竞争优势，区域竞争与省内整合由此叠加交织，山西在维持总量领先的同时，需在成本、运力与煤种结构上持续巩固比较优势。

在企业层面，全国原煤生产呈现明显的大型企业主导特征。2025年原煤产量超5000万吨[5]的直报大型煤炭企业共15家[5]，合计产量27亿吨[5]，同比增长0.7%[5]；其中产量超亿吨的企业有7家[5]，合计产量21.2亿吨[5]。头部集团中，国家能源集团以6.12亿吨位居全国首位[5]，但同比下降1.5%[5]，山东能源集团达2.79亿吨[5]、陕煤集团达2.58亿吨[5]。山西的晋能控股产量4.08亿吨[5]，同比增长1.5%[5]，山西焦煤集团产量1.85亿吨[5]，同比增长1.6%[5]。从体量对比看，全国煤炭生产呈现央企龙头、地方国企并进的格局，国家能源集团凭借煤电一体化与全国布局保持领先，山西两大龙头在产量体量上稳居第一阵营，晋能控股仅次于一超多强格局中的央企龙头，山西焦煤集团则以炼焦煤为主业在细分领域占据支配地位。

图7-1 2025年主要煤炭集团原煤产量（亿吨）

数据来源：中国煤炭工业协会

从山西内部看，三大省属集团的产量集中度同样突出。2025年1-8月全国规模以上工业原煤总产量31.7亿吨[6]，前10家企业[6]合计产量15.82亿吨[6]，其中国家能源集团以4.11亿吨居首[6]。同期晋能控股集团产量2.71亿吨[6]，山西焦煤集团产量1.24亿吨[6]，潞安化工集团产量0.67亿吨[6]，三家山西煤企合计4.62亿吨[6]，约占全国前10家企业[6]合计产量的30%[6]，占全国规上产量的14.6%[6]。这一结构表明，山西原煤生产高度集中于少数省属集团：晋能控股体量最大、主导动力煤保供，山西焦煤集团聚焦炼焦煤、附加值更高，潞安化工深耕无烟煤与煤化工，三大集团在煤种与区域上错位发展，在省级层面形成寡头主导的供给格局，在全国头部企业中也占据近三分之一的体量，构成了山西煤炭市场竞争结构的微观基础。

图7-2 2025年1-8月山西三大煤炭集团原煤产量（亿吨）

数据来源：新浪财经

从产能结构看，山西市场的集中度与规模化程度进一步反映在产能配置上。全省煤矿数量已减少至887座[7]，大型煤矿产量占比达80.76%[7]，煤炭先进产能占比达83%以上[7]，并在2025年进一步提升至84%[8]，全省智能化煤矿达400座[8]。先进产能占比的持续提升意味着单矿规模扩大、技术门槛抬高，市场参与者数量不断收敛，中小煤矿在安全与环保标准约束下加速退出，具备资金与技术实力的省属集团在产能配置中占据主导。产能集中于大型矿井，既降低了单位生产成本，也提高了安全生产与稳定供应的可靠性，行业集中度由此维持高位。总体而言，山西煤炭市场在区域、企业、产能三个层面均呈高集中特征，四大省属集团与头部企业共同构筑起相对稳固的竞争骨架，也为后续的整合重组与转型投入奠定了基础。

进一步看，四大省属集团在山西竞争格局中的分工并非平均分布。晋能控股以4.08亿吨的原煤产量规模领先全省[5]，山西焦煤集团以1.85亿吨聚焦炼焦煤[5]，潞安化工集团与华阳新材则在无烟煤与煤基新材料领域占据一席之地，龙头之间形成体量、煤种与区域互补的梯次结构。从全国头部企业的对比看，山西两大龙头的产量体量已足以与国家能源集团等央企龙头比肩，在全国头部企业供给版图中占据举足轻重的位置。集中度高的市场结构意味着头部企业拥有更强的定价权与资源配置能力，也意味着行业竞争更多表现为寡头之间的策略互动，而非分散厂商之间的价格竞争，这决定了山西煤炭市场既有总量层面的区域之争，也有结构层面的煤种与链条之争，竞争形态由此更加立体与复杂。

7.2 竞争焦点

在供给侧集中度已高的背景下，煤炭企业的竞争焦点正从单纯的规模扩张转向成本与经营质量，低成本成为煤价下行期首要的竞争利器。2025年煤价中枢整体下移，销售端价格的剧烈波动直接考验企业的成本管控能力。以山西焦煤为例，其2025年商品煤综合售价约796.78元/吨[1]，同比大幅下滑23.18%[1]，但公司仍实现营业收入371.55亿元[1]、归母净利润12.01亿元[1]，依靠资源禀赋与成本控制守住了盈利底线；晋控煤业则在产量扩张中维持经营韧性，2025年煤炭产量3528.93万吨[2]，同比增长1.80%[2]，营业收入131.09亿元[2]、归母净利润18.31亿元[2]。煤价下行期，开采条件、资源赋存、洗选加工与吨煤成本成为决定企业盈亏的分水岭，低成本企业能够在同样的价格水平下获得更高的单位利润，并拥有更大的让利与降价空间去争夺长协客户与市场份额，成本优势由此直接转化为竞争位势与抗风险能力。

在低成本之外，长协比例与智能化水平构成第二重竞争维度。电煤中长期合同以量价相对稳定为特征，是煤企稳定销售与回款的压舱石，长协占比高的企业在价格波动中经营波动更小，收入与现金流的可预期性更强；智能化则通过减人增效降低吨煤成本、提升安全生产水平，二者共同决定企业的稳定供货能力与履约能力。山西煤炭先进产能占比在2025年达到84%[8]，智能化煤矿达400座[8]，叠加大型煤矿产量占比80.76%[7]、先进产能83%以上[7]的产能基础，为头部企业承接长协任务、推进智能矿山建设提供了设施前提。先进产能占比越高、智能化水平越高，企业越具备以低成本获取长协订单并稳定履约的能力，也越能在电力保供压力下承担社会责任，进而形成规模、成本与市场结构的正循环，长协与智能化由此从生产手段上升为竞争位势的构成要素。

进一步看，煤电一体化与煤化工延伸正成为头部企业对冲煤价周期、平抑盈利波动的战略焦点。煤电一体化通过内部消化煤炭产量、锁定电量收益，减少外销价格波动对盈利的冲击；煤化工延伸则将煤炭从燃料转化为化工原料，提升产品附加值与产业纵深。以华阳股份为例，2025年其煤炭业务占主营业务收入比重达90.87%[3]，主营高度依赖煤炭，客观上需要通过煤电一体化与化工延伸分散经营风险，其营业收入214.44亿元[3]、归母净利润17.03亿元[3]的体量则为转型投入提供了基础。盈利分化决定了企业推进一体化的资源基础：盈利稳健的山西焦煤、晋控煤业凭借各自的利润积累具备更强的项目投入能力，而盈利承压的主体则只能优先保生产、稳现金。竞争焦点由此从单一生产环节向上游资源整合与下游产业链延伸扩散，一体化水平正在重塑头部企业的长期竞争边界，也决定了山西煤炭产业能否在煤价周期之外打开新的增长空间。

综合来看，2025年山西煤炭企业的竞争焦点呈现多层次、立体化特征：低成本决定即期盈利与市场份额，长协比例决定销售与现金流的稳定性，智能化决定长期成本曲线与安全生产能力，煤电一体化与煤化工延伸则决定周期波动中的抗风险能力与产业纵深。这些维度并非彼此孤立，而是相互嵌套：盈利支撑智能化与一体化投入，智能化降低吨煤成本进而强化低成本优势，一体化又为长协履约与市场议价提供保障。对头部企业而言，竞争已从单一维度的产量比较升级为综合经营能力的比拼，谁能在成本、结构、协同与资本之间取得平衡，谁就能在行业整合与周期波动中占据主动，竞争焦点的变迁正在重新划分山西煤炭企业的位次与话语权。

7.3 重点项目与产能布局

在区域布局上，山西四大省属集团围绕晋北动力煤、晋中炼焦煤、晋东无烟煤三大基地形成差异化分工，产能布局与煤种禀赋深度耦合。晋北动力煤基地以大同、朔州、忻州为核心，是全省动力煤保供的主力产区，煤炭通过大秦铁路等通道外运至环渤海港口，是山西煤炭外运与全国电煤保供的关键一环。晋能控股作为该基地的核心主体，2025年原煤产量4.08亿吨[5]，同比增长1.5%[5]，其旗下上市平台晋控煤业2025年煤炭产量3528.93万吨[2]，同比增长1.80%[2]，产能释放保持平稳。动力煤体量庞大、下游直接对接电力保供，决定了晋北基地在山西产能布局中的压舱石地位，晋能控股以全省最大的产量体量承担着主要保供责任，产量规模与运力衔接共同构成其竞争优势。

晋中炼焦煤基地以吕梁、临汾、晋中等为主，煤种稀缺、附加值高，是山西区别于其他主产区的差异化竞争优势所在，下游对接钢铁与焦化产业，价格弹性显著高于动力煤。山西焦煤集团是该基地的主导力量，2025年原煤产量1.85亿吨[5]，同比增长1.6%[5]，2025年1-8月产量1.24亿吨[6]，稳居全国炼焦煤生产龙头。由于炼焦煤价格弹性大于动力煤，山西焦煤2025年商品煤综合售价达796.78元/吨[1]，同比下滑23.18%[1]，价格中枢明显回落，反映出钢铁行业需求疲软对焦煤价格的传导。但炼焦煤的稀缺属性与资源壁垒仍使其在竞争格局中占据支配地位，构成了山西煤炭产业利润的重要来源与谈判定价的核心筹码。

晋东无烟煤基地以阳泉、长治、晋城为主，无烟煤用于化工造气与民用燃料，潞安化工集团与华阳新材在该区域形成主体布局。2025年1-8月潞安化工集团原煤产量0.67亿吨[6]，与晋能控股、山西焦煤集团共同构成山西三大集团主导格局；华阳股份2025年煤炭业务占主营业务收入比重达90.87%[3]，深耕无烟煤主业并同步推进新材料转型。晋东基地煤种与化工产业链耦合紧密，无烟煤的高固定碳特性使其在化工造气领域具有不可替代性，潞安、华阳在无烟煤与煤基新材料领域的布局，使其在竞争格局中形成与动力煤、炼焦煤主体差异化的定位。三大基地按煤种分工、错位竞争的格局，构成了山西煤炭竞争格局的空间坐标，也决定了各集团在细分市场的相对地位。

在基地分工之外，煤电一体化项目成为产能布局的重要延伸。省属集团通过将煤矿产能与配套电源项目绑定，实现煤炭就地转化、就近消纳，减少对外运通道的依赖并锁定下游电量收益，晋控电力等上市平台即承担着晋能控股煤电一体化的功能载体角色。在2025年12月的省属企业股权划转重组中，晋控电力与山西焦煤、潞安环能、晋控煤业、山煤国际、华阳股份等18家上市公司同日公告[9]，煤电资产由此被纳入集团统一整合框架。煤电一体化项目既巩固了电力保供能力，也提升了煤炭主业与下游电力业务的协同效率，成为头部集团产能布局与竞争策略的结合点，其推进节奏与资源投入取决于各集团的盈利积累与融资能力，也是评估企业中长期竞争力时不可忽视的维度。

7.4 融资并购与重组整合

在产能布局与竞争焦点之外，资本层面的重组整合构成2025年山西煤炭竞争格局的重要变量。2025年12月，山西省对19家省属企业实施股权划转重组[9]，涉及资产总额3.63万亿元[9]，这是近年来山西国资层面规模最大的整合动作之一，标志着省属企业改革进入以股权划转为抓手的深化阶段。其中，晋能控股集团无偿划转90%股权[9]，资产规模达1.09万亿元[9]，占划转总资产的31.04%[9]；山西焦煤集团无偿划转90%股权[9]，资产规模达5401.64亿元[9]，占划转总资产的15.45%[9]。两大煤炭集团合计占划转资产总额的比重接近一半，凸显煤炭资产在山西国资版图中的核心地位，也意味着本轮整合的主要调整对象集中于煤炭板块。

从划转方式看，此次重组以无偿划转为主，体现了政府主导、股权上移的整合思路，其目标在于理顺国资监管体制、强化核心主业聚焦。晋能控股集团无偿划转90%股权[9]、山西焦煤集团无偿划转90%股权[9]，意味着集团层面的控制权进一步向上集中，有利于减少同业竞争、统一资源配置，也为后续的资产注入与专业化整合留出空间。对煤炭竞争格局而言，股权划转并不直接改变生产端的企业数量与产能结构，但通过资本纽带强化了省属集团之间的协调性，龙头企业在资源获取、项目审批、融资安排与市场定价中的话语权进一步提升。资本整合与生产竞争相互叠加，山西煤炭市场的竞争已不仅是生产端的产量之争，更是资产端与资本端的整合之争。

在上市公司层面，山西焦煤、晋控电力、潞安环能、晋控煤业、山煤国际、华阳股份等18家上市公司同日公告[9]，其中山西焦煤、晋控煤业、潞安环能、华阳股份正是晋能控股、山西焦煤集团、潞安化工、华阳新材四大煤炭集团的核心上市平台，表明本轮整合直指煤炭主业的股权架构与资本纽带。资本运作与竞争格局相互强化：上市平台作为融资与并购载体，将成为后续资产注入、资源整合的主要通道，集团优质资产向上市公司集中的趋势将提升上市平台的资产质量与盈利能力；而盈利分化则决定各平台实施并购的弹药储备，山西焦煤、晋控煤业、华阳股份等盈利相对稳健的企业在下一轮整合中更具主动性。融资能力与资本运作效率正在成为竞争格局再平衡的关键变量，也为观察山西煤炭企业后续发展提供了资本维度的线索。

总体而言，2025年山西煤炭竞争格局在区域、企业、资产三个层面同步固化：区域层面晋陕蒙新集中供给、山西维持全国第一，企业层面四大省属集团主导、全国头部集团相互制衡，资产层面省属企业股权划转推动整合深化。竞争焦点已从规模扩张转向低成本、长协、智能化与一体化协同，盈利分化决定竞争位势的逻辑贯穿始终。需要指出的是，这一格局的稳定性并非静态，煤价走势、政策取向与资本运作仍将持续重塑各主体的相对地位，各煤炭企业的盈利分化、资源禀赋与资本运作能力，将共同决定山西主要煤炭企业在行业周期中的位势与走向。

第八章 煤炭行业相关风险

第七章揭示了山西煤炭市场由晋能控股、山西焦煤集团、潞安化工、华阳新材四大省属国企主导的高集中度竞争格局，市场集中度较高，龙头企业在资源、规模与长协渠道上具备显著优势。这一格局在提升供给稳定性的同时，也意味着龙头企业与整个行业在2025年所面对的系统性风险高度趋同——当煤价中枢整体下移、双碳约束持续收紧、新能源装机对煤电形成历史性超越、钢铁等下游行业需求走弱等宏观因素集中显现时，头部企业的规模与成本优势并不能完全对冲行业性的周期冲击与转型冲击。2025年，秦皇岛港5500大卡动力煤年内均价较上年下跌超过150元/吨[9]，港口库存高位累积，煤炭消费占比延续回落，新能源发电量快速攀升，多重风险交织叠加，成为山西煤炭产业必须直面的现实约束。对四大省属国企而言，这些风险并非个别企业的经营问题，而是行业供需再平衡、能源结构转型与安全环保监管升级共同作用的结果，企业的应对空间在很大程度上受制于行业整体环境。综合来看，这些风险集中表现为市场价格波动、政策与转型约束、新能源替代、下游需求走弱以及安全生产与资源接续五个方面，且彼此之间存在传导与放大效应，共同构成山西煤炭产业中长期发展面临的主要不确定性，也构成研判山西头部企业盈利韧性与转型前景的基本前提。

8.1 市场价格风险

市场价格风险是2025年山西煤炭行业面临的最直接、最现实的当期风险，其核心表现是动力煤价格中枢明显下移，市场供需关系由前期的偏紧转向总体宽松。据市场监测数据，截至2025年12月12日，秦皇岛港5500大卡动力煤年内均价为697.03元/吨，较2024年全年均价下跌超过150元/吨[10]；进入12月后价格跌势并未止步，秦皇岛港5500大卡动力煤报745元/吨，月环比下跌约90元/吨[11]。价格中枢的持续下探直接侵蚀了山西动力煤主产区企业的盈利空间，大同、朔州、忻州等晋北动力煤基地的坑口价格与外销价格同步承压，环渤海港口现货价格向产地价格的传导链条清晰可见。

煤价下行的背后是供需格局的转变，港口库存的高位累积是最直观的佐证。2025年12月北方九港动力煤库存约2900万吨，处于历史高位，较11月初增加近600万吨，增幅约25%[12]；2025年12月23日环渤海港口合计煤炭库存进一步升至3025.1万吨，动力煤库存持续累积、调入量高于调出量[13]。港口高库存意味着终端采购节奏放缓、市场去库压力上升，煤价缺乏向上弹性，旺季不旺的特征显著。从供需平衡的中期视角看，中国煤炭工业协会判断2026年煤炭市场供需总体平衡[14]，其中钢铁行业耗煤基本持平或略有下降、建材耗煤小幅下降、煤化工耗煤稳定增长[15]，电力与建材环节的疲软使动力煤需求增量有限，价格中枢在2026年难以显著回升。

总体而言，价格风险对山西煤炭产业的影响具有全链条传导特征：港口价格、产地价格与企业综合售价联动下行，直接压低收入与利润，再沿资金链与成本链向安全生产投入、智能化改造与职工薪酬等环节扩散。在电煤中长期合同覆盖率较高的情况下，价格波动对山西骨干动力煤企业的冲击相对可控，但合同外现货销售比例较高的企业、以及以炼焦煤为主营的企业，对价格波动的敏感度显著更高。与此同时，成本刚性构成煤价下行的支撑与约束，资源税、人工、安全投入与运输成本在短期内难以压缩，若价格进一步下探，部分高成本矿井将进入盈亏平衡线以下，产量调节与停减产将成为价格企稳的自发机制，而煤电一体化程度较高的企业则可通过内部电力业务对煤炭盈利的下滑形成一定对冲。价格风险是判断山西煤炭行业当期景气度的首要变量，也是后续评估企业盈利分化的重要起点。

8.2 政策与转型风险

如果说价格风险是当期冲击，那么政策与转型风险则构成中长期的结构性约束。在碳达峰碳中和目标指引下，煤炭消费占比已进入趋势性回落通道，政策导向从能耗双控向碳排放双控加速转变，对山西这一全国第一产煤大省的影响深远。据国家统计局数据，2025年煤炭消费量占能源消费总量比重为51.4%，比上年下降1.8个百分点[16]；煤炭在一次能源消费中的基础地位虽然稳固，仍扮演着压舱石的角色，但占比持续回落的大方向已经确立，行业发展的政策与市场环境正发生深刻变化。

从政策体系看，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》（国办发〔2024〕39号），明确提出建立能耗双控向碳排放双控全面转型的新机制，构建碳排放总量和强度双控制度体系[17]；在十五五时期，将碳排放强度降低作为约束性指标，不再将能耗强度作为约束性指标[18]。这意味着山西煤炭生产的约束将从"用能多少"转向"排放多少"，地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等制度机制将逐步落地，高碳属性的煤炭开采与洗选业务面临更高的合规成本与排放管理要求。与此同时，国家发展改革委进一步明确，2030年非化石能源占能源消费总量比重将达到25%[19]，并提出推动煤炭和石油消费达峰的政策表述[20]，政策信号持续指向煤炭消费见顶回落。

政策与转型风险对山西的冲击体现在两个层面。一是生产端的碳排放约束趋严，矿井通风、瓦斯抽采与利用、洗选加工等环节的能耗与排放管理要求提高，绿色开采、碳足迹核算、碳资产管理等投入持续上升，叠加山西作为高碳能源生产省在区域碳考核中的特殊定位，排放成本将逐步内化为生产成本。二是需求端的政策导向促使电力、钢铁、建材等主要耗煤行业压减用煤强度、提高清洁能源比重，从而压缩山西煤炭的长期市场空间。在双碳政策框架下，山西煤炭产业需要在保障能源安全与推动绿色转型之间寻求再平衡，政策执行的节奏、地方减排考核力度与碳市场的定价水平，共同构成了山西煤炭行业重要的政策不确定性。这一不确定性还叠加了山西作为国家能源保供基地的特殊角色：山西既要承担向全国输送煤炭与电力的重大责任，又要推进能源革命综合改革试点任务，政策的多目标约束使转型路径的取舍更加复杂——过度收缩供给可能影响能源安全，维持供给则面临排放约束与产能政策限制，企业需要在政策窗口期内加快布局绿色开采、低碳利用与多元化业务，以降低政策调整带来的经营波动与资产价值重估风险。

8.3 新能源替代风险

新能源替代是动力煤市场面临的最深刻的长期风险，其标志性变化在于新能源对煤电的替代已经由"边际补充"转向"规模超越"。截至2025年底，全国风电、光伏累计并网装机容量达18.4亿千瓦，占全国累计发电装机容量的47.3%，历史性超过火电装机，超出约3亿千瓦[21]；其中风电装机6.4亿千瓦，同比增长22.9%，太阳能发电装机12.0亿千瓦，同比增长35.4%[22]。风光装机规模的快速扩张，为新能源电量份额的持续提升奠定了坚实的供给基础，也对火电在电力系统中的定位产生了根本性影响。

从发电量看，替代进程已经从装机层面深入电量层面。2025年全国规模以上工业火电发电量为62,945亿千瓦时，同比下降1.0%，为十年来首次下降[23]；与此同时，风电发电量10,531亿千瓦时、太阳能发电量5,726亿千瓦时，分别同比增长9.7%和24.4%[24]，清洁能源发电量占规模以上工业发电量比重升至35.2%，较上年提高2.1个百分点[25]。在电力需求仍保持较快增长的背景下——2025年全社会用电量103,682亿千瓦时，同比增长5.0%[26]——用电增量越来越多地由风电、太阳能等清洁能源承接，火电正从主力电量电源逐步转向调节性电源，煤电机组利用小时承压，电煤需求增量空间受到明显抑制。

图8-1 2025年全国主要电源发电量（亿千瓦时）

数据来源：国家统计局

山西作为国家重要的能源基地，新能源替代的进程同样在快速推进，并对本地动力煤需求形成直接挤压。2025年末，山西新能源和清洁能源装机占电力总装机比重达55.1%，首次超过煤电装机[27]；全年新能源和清洁能源发电量1557.5亿千瓦时，同比增长24.2%[28]，万元地区生产总值能耗同比下降2.0%[29]。在本地清洁能源电量快速增长与省外输电结构调整的双重作用下，山西煤电机组的利用小时与电煤就地消纳面临压力，晋北动力煤基地所依托的区域电力需求结构正在被重塑。需要看到，新能源的大规模接入并未完全取代煤电，风电、太阳能发电的间歇性与波动性决定了电力系统仍需煤电承担顶峰、调频与备用功能，这为山西煤电与电煤需求保留了基础底盘；但调节性定位意味着煤电的利用小时与电量贡献将持续让渡于清洁能源，电煤消费的峰值与结构正在发生不可逆的变化。对山西而言，本地煤电转轨调节性电源后，电煤外送与就地消纳的格局都将重塑，动力煤企业需要正视这一长期趋势，在巩固保供底线的同时主动推进煤电联营、发电业务与新能源配套，以平滑电力结构转型对煤炭主业的冲击。新能源对煤电的替代已从全国层面传导至山西本地市场，构成动力煤需求端最核心的长期风险，也是山西煤炭行业必须提前布局应对的关键变量。

8.4 下游需求与贸易风险

下游需求走弱是2025年煤炭市场承压的重要拖累因素，其中钢铁行业的景气回落对炼焦煤需求形成直接冲击，而炼焦煤恰是山西吕梁、临汾炼焦煤基地的核心产品。2025年全国粗钢产量约9.61亿吨，同比下降4.4%，为2020年以来首次跌破10亿吨大关[30]；2025年1-10月粗钢表观消费量7.1亿吨，同比降幅扩大至6.4%[31]。房地产与基建需求不振是钢铁需求走弱的主要推手，2025年1-7月建筑钢材成交量同比下降18.14%[32]，建筑用钢的收缩直接压低了焦炭、进而炼焦煤的采购需求，山西焦化企业与炼焦煤企业同步感受需求侧的寒意。

在需求走弱的同时，进口煤对国内焦煤市场的供给冲击不容忽视。2025年全年我国炼焦煤累计进口1.2亿吨，同比下降3.0%[33]，进口总量虽有所回落，但月度进口在年末显著放量——2025年12月炼焦煤进口1377万吨，同比增长28.6%、环比增长28.3%，创单月历史纪录[34]。进口炼焦煤凭借价格竞争力与供给弹性，对国内焦煤市场形成边际压制，尤其影响沿海钢厂的采购策略与库存管理，进而向上游传导至山西产地价格。国内需求疲软与进口供给冲击叠加，使炼焦煤面临的需求与贸易风险明显大于动力煤，山西焦煤市场在2025年的价格调整幅度与去库压力均更为突出。

从行业对2026年的预判看，下游需求疲软的态势仍将延续。中国煤炭工业协会预计，2026年钢铁行业耗煤基本持平或略有下降、建材耗煤小幅下降、煤化工耗煤稳定增长[35]，全年煤炭市场供需总体平衡[36]。这意味着煤炭需求总量缺乏显著增长动能，结构分化加剧——煤化工用煤稳定增长部分对冲钢铁、建材用煤的回落，但山西作为钢铁产业链上游的炼焦煤供应方，仍须承受需求端疲软与进口竞争的双重压力。从传导机制看，进口焦煤主要在沿海市场形成定价锚，而山西焦煤以内陆长协与钢厂直供为主，两者在价格与品质上存在价差，进口放量一方面丰富了钢厂的采购选择，另一方面也在需求淡季加剧了产地焦煤的出货压力；面对这一格局，山西焦煤企业需要依靠煤种稀缺性、洗选加工能力与客户黏性巩固市场份额，同时通过煤焦钢产业链协同与库存调节来缓冲进口冲击。下游需求与贸易风险是评估山西煤炭产业盈利可持续性的关键变量，也是区分动力煤与炼焦煤景气度差异的重要线索。

8.5 安全生产与资源风险

安全生产风险是山西煤炭产业的基础性风险，尽管近年来安全形势持续改善，但隐患治理与监管收紧的挑战依然存在。2025年，山西持续推进煤矿安全生产治本攻坚三年行动，落实八条硬措施，坚持一矿一清单一矿一措施[37]；建立重大隐患零报告机制，对隐蔽工作面、超产赶工等恶意违规行为零容忍[38]。从严监管的背后，是山西矿井地质条件复杂、瓦斯、水害、火灾等隐蔽致灾因素较多的现实，安全治理模式正由事后处置向事前预防转型，监管的刚性要求使安全生产投入成为不可压缩的刚性支出。

从成效看，山西煤矿安全生产水平明显提升。2025年山西煤矿事故起数和遇难人数比2021年分别下降72.4%、71.4%，煤矿事故连续四年下降[39]；煤矿百万吨死亡率比2021年下降73.7%[40]。全国层面，2025年煤矿百万吨死亡人数降至0.045人，同比下降23.7%[41]。安全指标的持续改善为行业稳定生产提供了基础保障，但也应看到，安全投入呈现刚性增长态势——隐蔽致灾因素普查治理、重大灾害防治、智能化改造与安全限员管理带来的效率约束，在煤价下行的背景下进一步压缩企业利润空间，安全与效益之间需要精细平衡。

资源接续与环保约束是安全生产风险之外的另一层长期压力。随着浅部优质资源的逐步消耗，山西矿井开采深度不断增加，深部开采面临的高瓦斯、高地压、高温环境推高开采成本；绿色矿山建设对生态修复、土地复垦、粉尘与废水治理提出了更高要求，山西虽已累计建成多批国家级与省级绿色矿山，但环保投入与合规成本仍持续上升，万元地区生产总值能耗的下降目标也对煤炭生产环节的节能降耗形成倒逼。从资源总量看，山西煤炭产能相对充裕，但优质资源接续与开采成本上升并存，叠加安全与环保的刚性约束，行业进入存量优化阶段后，单矿效益与安全生产的平衡难度加大。在存量优化阶段，资源接续的难度不仅体现在地质条件上，也体现在审批与投资周期上，新矿井从资源获取到投产放量往往需要较长时间，接续矿井的建设进度与投资强度直接决定企业未来的产量弹性；智能化煤矿的持续推进虽然有助于减人提效、降低安全风险，但其前期投入大、回收期长，在煤价下行周期中对企业现金流形成考验。安全、环保与资源约束共同构成了山西煤炭产业生产经营层面的基础性风险，也是判断企业中长期竞争力的重要维度。

图8-2 2025年山西煤炭行业风险相对强度指数

数据来源：根据SN-412、SN-410、SN-413、SN-203、SN-211整理；相对强度指数，数值取自2025年实际数据

综合而言，2025年山西煤炭行业在市场价格、政策转型、新能源替代、下游需求与安全生产等多个维度面临的风险相互交织、彼此强化：价格下行压缩利润空间，使安全投入与转型投入的资金保障承压；双碳政策与新能源替代叠加，收窄动力煤的长期需求边界；钢铁走弱与进口冲击并存，削弱炼焦煤的价格弹性。这些风险在不同企业间的暴露程度并不相同，资源禀赋、成本水平、长协结构与转型进度决定了企业的抗风险能力差异。下一章将结合晋能控股、山西焦煤集团、潞安化工、华阳新材等主要企业的经营数据，检验头部企业在上述风险约束下的实际表现与分化格局。

第九章 主要企业情况

9.1 头部企业阵营与集中度

第七章从竞争格局层面指出，山西煤炭市场已形成晋能控股、山西焦煤、潞安化工、华阳新材四大省属国企主导的格局，市场集中度处于全国前列。这一宏观判断在企业主体层面得到直接印证：2025年晋能控股原煤产量4.08亿吨[1]，同比增长1.5%[2]，山西焦煤集团原煤产量1.85亿吨[3]，同比增长1.6%[4]，两者均稳居全国超亿吨大型煤企行列。以此为参照，潞安化工与华阳新材分别以高端化工和能源新材料为转型定位，与两大产量巨头共同构成山西省煤炭头部阵营的完整骨架。因此，头部企业的产量规模与盈利表现，既是检验行业景气度的微观标尺，也是判断山西煤炭供给体系稳定性与结构演进方向的重要窗口。

从全国视角看，2025年国家能源集团原煤产量6.12亿吨[5]，山东能源集团2.79亿吨[6]，陕煤集团2.58亿吨[7]，晋能控股4.08亿吨[8]紧随其后居全国前列，山西焦煤集团1.85亿吨[9]亦处于全国第二梯队。进一步看，山西头部煤企不仅产量规模居前，竞争焦点也从单纯规模扩张转向低成本控制、长协履约比例与煤电一体化布局等结构性指标，这与第七章关于竞争焦点演变的判断相互印证，表明头部企业的产量优势正逐步转化为产业链协同与抗周期能力，规模扩张的边际意义正在让位于经营质量与现金流质量。

就集中度而言，2025年1-8月晋能控股集团原煤产量2.71亿吨[10]，山西焦煤集团1.24亿吨[11]，潞安化工集团0.67亿吨[12]，三家山西煤企合计产量4.62亿吨[13]，约占全国前10家企业[14]合计产量的30%[15]。由此可见，山西头部企业在全国煤炭供给体系中的权重远超其企业数量占比，省内头部集中与全国大企业集中相互叠加，构成山西煤炭产业区别于其他主产省份的显著特征，也为考察单一企业主体的经营表现提供了宏观坐标。

从四大集团的职能分工看，晋能控股与山西焦煤集团分别承担了动力煤与炼焦煤两大主产区的供给主力角色，潞安化工依托晋东南煤炭资源向化工延伸，华阳新材则以无烟煤和新能源材料为特色，四者在煤种结构、区域布局与转型路径上各有所长，共同构成山西煤炭产业的四梁八柱[16]。整体来看，四大集团的原煤产量合计占全省产量的比重高企，其产能释放与安全环保投入直接影响全省煤炭先进产能占比，头部企业的经营质量在相当程度上决定了山西煤炭产业的整体竞争力，这也正是竞争格局判断在微观主体层面的直接映射。

图9-1 2025年山西主要上市煤企营业收入（亿元）

数据来源：东方财富网、中国证券报等上市公司2025年年报披露

图9-2 2025年山西主要上市煤企归母净利润（亿元）

数据来源：东方财富网、中国证券报等上市公司2025年年报披露

从上市平台的经营规模看，四大集团旗下的核心煤企呈现明显的梯队差异：2025年山西焦煤营业收入371.55亿元[17]，潞安环能278.20亿元[18]，华阳股份214.44亿元[19]，晋控煤业131.09亿元[20]；归母净利润方面，晋控煤业18.31亿元[21]，华阳股份17.03亿元[22]，山西焦煤12.01亿元[23]，潞安环能11.15亿元[24]。由此可见，营收规模居前的企业未必对应最高的盈利水平，晋控煤业以较低的营收实现了相对更高的归母净利润，反映不同煤种、不同商业模式下盈利结构与单位盈利能力的分化，这也为逐系拆解企业表现提供了直观参照。

9.2 晋能控股系

晋能控股集团是山西规模最大的煤炭企业集团，以动力煤生产与煤电一体化为核心主业，2025年原煤产量4.08亿吨[25]，同比增长1.5%[26]，产量规模居全国大型煤企前列，也是山西省内唯一产量突破4亿吨[27]的煤炭集团，其生产基地主要分布于大同、朔州、忻州等晋北动力煤基地，面向华北电网与沿海下水煤市场。作为动力煤板块的核心上市平台，晋控煤业（601001）的经营数据集中反映了晋能系在煤价中枢下移环境下的运行特征：2025年营业收入131.09亿元[28]，同比下降12.80%[29]，归母净利润18.31亿元[30]，同比下降34.78%[31]，营收与利润双降但利润降幅明显大于营收，凸显价格对盈利的杠杆效应。

从产销两端看，晋控煤业2025年煤炭产量3528.93万吨[32]，同比增长1.80%[33]，而商品煤销量2865.64万吨[34]，同比下降4.39%[35]，呈现产量增、销量减的错位格局，产销差扩大在一定程度上反映了下游需求走弱与库存高位的压力。在此基础上，煤炭业务收入125.20亿元[36]，同比下降14.83%[37]，表明价格下行对收入的拖累明显大于销量收缩的影响，量增难以完全对冲价跌。总体而言，晋能系上市公司处于量增价减、以量补价的运行阶段，盈利承压但生产组织保持平稳，体现了大型动力煤企业在保供责任与市场化经营之间的平衡。

值得关注的是，晋控煤业资产负债率降至23.17%[38]，处于行业较低水平，低杠杆的财务结构为其抵御煤价波动提供了充足缓冲，也为逆周期投资留出空间。同时，公司拟每10股派发现金股利5.47元[39]，分红比例提升至50%[40]，在盈利下滑背景下仍维持较高股东回报，反映晋能系核心平台现金流与分红能力的相对韧性。进一步看，结合2025年1-8月晋能控股集团原煤产量2.71亿吨[41]的进度表现，晋能系全年的产量释放与电煤保供履约保持稳定，其规模优势在动力煤长协体系中持续兑现，为山西煤炭经由大秦铁路等通道外运环渤海港口的稳定发运提供了货源基础。

从集团层面看，晋能控股的资产版图涵盖煤炭、电力、装备制造与多元产业，2025年原煤产量4.08亿吨[42]，同比增长1.5%[43]，在动力煤价格下行期，集团通过煤电一体化平抑周期波动，所属电厂对自产煤的消纳形成稳定内部需求，弱化了外销价格波动对集团现金流的冲击。在此基础上，晋能系还将智能化开采与绿色矿山建设作为降本增效抓手，先进产能占比与单井规模优势明显。总体而言，晋能控股系以规模、低杠杆与煤电协同为三大支柱，既是山西煤炭保供的主力军，也是观察动力煤价格走势向企业盈利传导的重要窗口，其后续资产证券化与资本运作节奏值得持续跟踪。

从行业地位看，晋能控股4.08亿吨[44]的产量规模不仅领跑山西，在全国也仅次于国家能源集团的6.12亿吨[45]，稳居全国第二梯队前列。进一步看，晋能系的盈利模式以动力煤长协为主，价格波动幅度相对炼焦煤平缓，因而其盈利降幅小于部分以市场煤销售为主的企业，体现了煤种结构与定价机制对盈利韧性的决定作用。总体而言，晋能控股系凭借规模、低杠杆与煤电协同，在2025年行业下行周期中保持了相对稳定的经营底盘，其4.08亿吨[46]的产量体量为山西煤炭保供提供了最坚实的支撑，也使其成为观察动力煤长协体系运行成效的核心样本。

9.3 山西焦煤系

山西焦煤集团是全国炼焦煤领域的龙头企业，2025年原煤产量1.85亿吨[47]，同比增长1.6%[48]，产量规模稳居全国焦煤集团首位，也是山西省内仅次于晋能控股的第二大煤炭集团，其资源主要集中于吕梁、临汾等晋中炼焦煤基地，主产优质主焦煤、肥煤与瘦煤。上市平台山西焦煤（000983）的经营表现，映射出炼焦煤行业在钢铁需求疲软背景下的景气变化：2025年营业收入371.55亿元[49]，同比下降17.96%[50]，归母净利润12.01亿元[51]，同比下降61.37%[52]，盈利降幅显著大于产量降幅，价格因素主导了利润收缩，反映炼焦煤高单价品种在需求下行期的弹性特征。

进一步看，山西焦煤2025年扣非归母净利润12.99亿元[53]，同比下降56.92%[54]，盈利中枢的收缩并非来自一次性因素，主营业绩全面承压。盈利下滑的直接原因是售价：商品煤综合售价约796.78元/吨[55]，同比大幅下滑23.18%[56]，炼焦煤价格中枢回落构成营收与利润收缩的首要驱动，下游钢铁行业粗钢产量回落与焦化利润低迷向上游传导明显。与此同时，经营活动现金流量净额58.97亿元[57]，同比增长64.36%[58]，现金回款大幅改善，显示公司在价格下行期通过长协履约、应收账款管理与成本管控增强了现金储备，现金流质量反而优于表观利润。

总体而言，山西焦煤系呈现价格弹性高、现金流韧性强并存的特征：炼焦煤高单价放大了利润的周期波动，而稳健的经营现金流与集团层面的焦化一体化布局为穿越周期提供了支撑。在回报方面，山西焦煤拟每10股派发现金红利0.9元[59]，分红水平随盈利回落同步收窄，但仍保持连续分红，向市场传递了经营稳定的信号。由此，山西焦煤系在炼焦煤细分市场中的支配地位与其现金流抗风险能力，构成山西煤企分化判断的重要样本，也印证了晋中炼焦煤基地区域龙头在焦煤价格体系中的定价影响力。

从产业链延伸看，山西焦煤集团不仅聚焦原煤生产，还通过洗选、焦化与煤化工环节将炼焦煤资源优势向下游传导，其焦煤长协体系对稳定全国焦煤供应、平抑价格波动具有示范意义。进一步看，2025年1-8月山西焦煤集团原煤产量1.24亿吨[60]，按进度推演全年产量与集团1.85亿吨[61]的既定水平基本匹配，产量释放保持节奏稳定。总体而言，山西焦煤系在盈利承压的表象下，现金流与产业地位仍保持稳固，其对吕梁、临汾炼焦煤基地的资源掌控，构成其在焦煤价格体系中议价能力的根本来源，也是其未来维持龙头地位的核心支撑。

9.4 潞安化工与华阳系

潞安化工集团以高端化工与煤炭耦合发展为特色，上市平台潞安环能（601699）2025年营业收入278.20亿元[62]，同比减少22.40%[63]，归母净利润11.15亿元[64]，同比减少54.47%[65]。更为关键的是，扣非净利润8.66亿元[66]，同比减少63.68%[67]，且第四季度单季亏损4.39亿元[68]，为近年首次季度性亏损，显示煤价下行对潞安系盈利的冲击在年末进一步显性化，盈利下行斜率快于同行，反映出该集团对喷吹煤、贫瘦煤等细分品种价格波动的敏感度较高。

在回报安排上，潞安环能拟每10股派发现金红利1.87元[69]，合计约5.59亿元[70]，分红比例50.16%[71]，即便单季转亏仍维持过半利润回报股东，体现潞安系对股东回报稳定性的诉求。相比之下，华阳股份（600348）依托无烟煤主业与钠离子电池等新材料业务，2025年营业收入214.44亿元[72]，同比减少14.43%[73]，归母净利润17.03亿元[74]，同比减少23.45%[75]，扣非净利润16.01亿元[76]，同比减少23.70%[77]，盈利降幅明显小于潞安环能，展现出煤炭主业之外的业务对冲与成本韧性，其无烟煤基地主要分布于晋东阳泉一带，面向化工与民用煤市场。

进一步看，华阳股份2025年煤炭业务收入179.51亿元[78]，占主营业务收入比重90.87%[79]，煤炭仍是绝对主业；毛利率42.07%[80]，同比提升3.81个百分点[81]，在煤价下行期逆势改善，显示成本管控与产品结构优化的成效，也说明无烟煤较高的单位价值与相对稳定的需求结构发挥了支撑作用。华阳股份拟每10股派发现金红利2.37元[82]，现金分红总额8.55亿元[83]，分红比例50.20%[84]。总体而言，华阳系凭借较高毛利率与新材料转型布局，盈利韧性在四大系中相对突出，成为山西无烟煤基地企业转型升级的典型样本。

同属华阳新材平台的华阳新材（600281）则呈现典型的转型投入期特征：2025年营业总收入4.51亿元[85]，同比增长16.67%[86]，归母净利润-620.68万元[87]，较上年同期亏损1.86亿元[88]减亏约1.8亿元[89]，扣非净利润-1.02亿元[90]，主营业务仍处于亏损状态。然而，经营活动现金流量净额-8531.27万元[91]，现金流尚未转正，转型业务的自我造血能力仍有待观察。由此，潞安化工与华阳系内部出现明显分化：存量煤炭业务盈利收缩，增量化工与新材料业务处于投入期，构成山西煤企多元化转型的微观缩影，其成长性取决于转型赛道能否在煤价企稳后贡献增量盈利。

综合来看，潞安化工与华阳系的经营表现揭示了山西煤企转型进程中的共同命题：煤炭主业在周期下行期提供现金流与安全垫，转型业务则决定中长期估值中枢。2025年华阳股份以相对稳健的盈利和逆势提升的毛利率站稳基本盘[92]，潞安环能在单季转亏压力下仍维持过半分红比例[93]，华阳新材则通过减亏为转型争取时间[94]，三者共同勾勒出转型期煤企应对周期的差异化策略。总体而言，四大集团中潞安化工与华阳系的多元化力度最大，其成败不仅关乎企业自身盈利修复，也关系到山西能源革命综合改革试点在主体层面的落地成效，值得在后续经营数据中持续观察。

从转型路径对比看，潞安化工与华阳系分别代表了山西煤企转型的两种思路：潞安化工强调煤炭与化工产业耦合，将劣质煤、高硫煤就地转化以降低外运依赖并提高附加值；华阳系则依托无烟煤资源禀赋，布局钠离子电池、高端碳材料等新能源材料，向价值链高端跃迁。总体而言，两类路径均处于投入期向产出期过渡的阶段，短期内难以完全对冲煤炭主业盈利下滑，但长期看有助于降低企业对单一煤种价格的依赖。结合华阳股份毛利率42.07%[95]、同比提升3.81个百分点[96]的表现，转型企业在成本管控与产品结构优化上的积累，正在成为其抵御周期波动的重要力量。

9.5 重组整合与未来规划

2025年12月，山西省对19家省属企业实施股权划转重组[97]，涉及资产总额3.63万亿元[98]，山西焦煤、晋控电力、潞安环能、晋控煤业、山煤国际、华阳股份等18家山西国资上市公司同日披露公告[99]。此次重组是山西省深化国资国企改革、优化国有资本布局的关键动作，将煤炭类资产进一步向主业突出、治理规范的头部平台集中，从股权层面强化了四大集团主导的市场格局，为山西煤企经营分化的判断提供了制度层面的注脚，也标志着山西煤炭资产整合进入以资本运作为纽带的深化阶段。

从划转结构看，晋能控股集团无偿划转90%股权[100]，资产规模1.09万亿元[101]，占划转总资产的31.04%[102]；山西焦煤集团无偿划转90%股权[103]，资产规模5401.64亿元[104]，占划转总资产的15.45%[105]。由此可见，晋能控股与山西焦煤两大集团合计占划转资产比重接近一半，煤炭板块在山西国有资本布局中的核心地位进一步凸显，头部集中的格局在股权与治理层面得到双重强化，其余省属企业的股权调整则为产业协同与专业化整合预留了空间。

在此基础上，重组整合的深层意图在于推动煤炭企业向煤电一体化、高端化工与新能源材料等方向延伸，实现从单一煤炭开采向综合能源集团的转型。晋能控股系依托煤电一体化与产能规模巩固动力煤基本盘[106]，山西焦煤系强化炼焦煤全产业链与焦化深加工[107]，潞安化工与华阳系则以化工新材料、钠离子电池等赛道培育第二增长曲线[108]。总体而言，股权划转与未来规划相互叠加，预示山西煤炭头部企业将在总量稳、结构优的框架下持续演进，其经营分化与转型成效，也将成为评估2026年行业供需走向与景气中枢的重要微观依据。

从上市公司层面看，此次重组涉及的18家上市公司同日披露公告[109]，标志着山西国资煤炭资产的证券化与平台化进入新阶段，上市公司作为融资与治理平台的功能将进一步强化[110]。进一步看，重组后各集团将围绕主业归核与层级压缩推进内部整合，上市公司的资产注入预期、同业竞争承诺与治理规范化将成为市场持续关注的焦点。总体而言，股权划转不仅是一次资产布局调整，更是山西煤炭产业治理体系现代化的重要一步，头部企业将在更清晰的股权架构下推进转型规划，其整合效果与经营韧性将在后续年度报表中逐步体现，并持续影响山西煤炭产业的竞争格局与投资价值。

第十章 总结与展望

10.1 全文总结

从微观主体层面看，2025年山西煤炭企业经营分化明显，炼焦煤龙头企业凭借煤种结构与成本优势盈利韧性相对较强，以动力煤为主的企业受煤价回落拖累更为明显，头部企业普遍加快煤电一体化、高端化工与新能源业务的战略布局。微观主体的经营分化，正是行业总量见顶、结构转型这一大势在企业层面的映射。置于宏观坐标中审视，2025年山西省原煤产量13.05亿吨[9]，约占全国同期产量的27%[10]，稳居全国首位；全国规模以上煤炭企业营业收入2.61万亿元[11]，同比下降17.8%[12]，行业收入端承压明显。产量规模的持续高位与盈利空间的同步收窄，构成了2025年煤炭产业量价背离的基本图景，山西作为第一产煤大省，其运行态势既反映了行业共性，也凸显了能源大省转型的独特张力。

从需求与总量基本面看，2025年全国原煤产量48.5亿吨[13]，同比增长1.4%[14]；全社会用电量累计103682亿千瓦时[15]，同比增长5.0%[16]，首次突破10万亿千瓦时[17]，电力需求保持韧性，为煤炭消费提供了基础支撑。但煤炭消费量占能源消费总量的比重已降至51.4%[18]，比上年下降1.8个百分点[19]，结构替代的趋势持续深化。在供需宽松与价格下行的共同作用下，山西煤炭产业经历了以量补价却难以完全对冲价格回落的年度，这正是第九章企业层面利润普遍承压的宏观根源。

与盈利承压形成对照的是，山西煤炭产业的转型步伐在2025年明显提速。全省新能源和清洁能源装机占电力总装机的比重达到55.1%[20]，首次超过煤电[21]；新能源和清洁能源发电量1557.5亿千瓦时[22]，同比增长24.2%[23]。与此同时，煤炭先进产能占比提高到84%[24]，智能化煤矿达到400座[25]。产量第一、盈利承压、转型加速，这三组关键词共同勾勒出2025年山西省煤炭产业的全景：总量之稳与结构之变并存，传统主业与新兴绿色动能的转换正在同步发生。

安全生产方面，2025年山西煤矿事故起数较2021年下降72.4%[26]，遇难人数较2021年下降71.4%[27]，煤矿事故连续四年下降，安全基础进一步夯实。综合供需、效益、安全与转型四个维度，可以判断2025年山西省煤炭产业交出了一份总量稳、结构优、安全固、绿色进的年度答卷：产量保持全国第一的压舱石地位，供给结构向先进产能集中，安全治理向事前预防转型，绿色电力与智能矿山成为新的增长点。这为研判下一阶段产业走向提供了清晰而稳健的基准坐标。

10.2 核心特征

总量之稳，是2025年山西煤炭产业最基础的底色。全年原煤产量13.05亿吨[28]，约占全国同期产量的27%[29]；十四五期间全省累计生产原煤约65亿吨[30]，占全国总产量的近三成[31]，并新增煤炭产能1.5亿吨/年[32]。在能源转型的大背景下，山西以连续多年的高位供给筑牢了全国能源安全的压舱石，产量第一的地位与保供责任相互绑定，构成了总量特征的双重含义。

结构之优，集中体现在先进产能与智能化水平的持续跃升。2025年山西煤炭先进产能占比提高到84%[33]，智能化煤矿达400座[34]；从更长周期看，全省累计建成智能化煤矿300至400座[35]，占全国三分之一以上[36]。供给结构由小散弱向大优强集中，矿井规模化、智能化成为山西煤炭的崭新名片。结构之优还体现在下游链条的多元匹配上，2025年山西焦炭产量10197.4万吨[37]，同比增长10.4%[38]，焦化链条的稳健运行印证了炼焦煤基地的产业纵深。

安全之固，是高质量发展不可逾越的前提。2025年山西煤矿事故起数较2021年下降72.4%[39]，遇难人数较2021年下降71.4%[40]，煤矿事故连续四年下降[41]，安全治理模式加快向事前预防转型。在产量高位运行的同时实现事故指标的持续改善，说明安全生产的基础投入与制度创新正在发挥实效。安全生产形势的稳定，为先进产能的充分释放和智能化改造的持续推进创造了前提条件，也为广大矿工的生命安全和煤炭产业的可持续发展筑牢了根基。

绿色之进，是2025年山西能源版图最具标志性的变化。全省新能源和清洁能源装机占电力总装机的比重达到55.1%[42]，首次超过煤电[43]；新能源和清洁能源发电量1557.5亿千瓦时[44]，同比增长24.2%[45]，向省外输送电力1503.6亿千瓦时[46]。煤层气产量占全国八成以上[47]，山西作为全国最大煤层气生产基地的地位进一步巩固。煤电与新能源的此消彼长，并不意味着煤炭的简单退出，而是传统能源体系在绿色化改造中孕育新动能的体现，绿色之进为山西能源产业的长期转型打开了广阔空间。

图10-1 2025年山西新能源和清洁能源关键指标

注：装机容量单位为万千瓦，发电量、外送电力单位为亿千瓦时。资料来源：SN-405、SN-404

10.3 关键挑战

展望下一阶段，山西煤炭产业面临的第一重挑战来自煤价下行与供需宽松的持续压力。2025年煤炭消费量占能源消费总量的比重降至51.4%[48]，比上年下降1.8个百分点[49]，需求增量有限；同期全国原煤产量48.5亿吨[50]，同比增长1.4%[51]，供给弹性依然充足，市场总体呈现供大于求的格局。需求增长乏力与供给保持高位的组合，使煤价中枢承受持续下移的压力，进而压缩企业盈利空间。2025年全国规模以上煤炭企业营业收入2.61万亿元[52]、同比下降17.8%[53]已为此提供注脚，若价格跌势延续，山西以量补价的空间将进一步收窄。

第二重挑战来自双碳目标的刚性约束。按照政策部署，2030年非化石能源占能源消费总量的比重将达到25%[54]，并推动煤炭和石油消费达峰[55]；十五五时期将以碳排放强度降低作为约束性指标[56]，碳排放双控体系全面落地。对于煤炭消费占比仍高达五成以上的能源结构而言，达峰路径的确定意味着煤炭需求将在中期见顶回落，山西作为产煤大省，其产量、就业与财政对煤炭的高度依赖，决定了转型不可能一蹴而就。碳约束从政策宣示走向考核指标，将倒逼山西在保供与降碳之间寻找动态平衡，这是横亘在产业面前的结构性难题。

第三重挑战来自新能源替代的加速深化。截至2025年底，全国风电、光伏累计并网装机18.4亿千瓦[57]，历史性超过火电[58]，超出约3亿千瓦[59]。新能源装机的快速扩张，直接挤压了火电的发电空间，进而削弱了电力行业对煤炭的边际需求。山西自身新能源和清洁能源装机占比已达55.1%[60]、首次超过煤电[61]，替代效应在省内同样显现。需要看到，新能源出力具有间歇性、波动性特征，煤电在电力系统中的调峰与兜底作用短期内不可替代，但随着储能技术与电力市场机制的完善，新能源对煤电的替代节奏只会加快，山西煤炭产业必须正视这一长期趋势。

第四重挑战来自安全与环保的常态化约束。煤矿事故起数较2021年下降72.4%[62]、遇难人数下降71.4%[63]的成绩来之不易，但基数下降后继续压降的边际难度加大，瓦斯、水害、顶板等重大灾害治理仍需持续投入；环保方面，绿色矿山建设、生态修复与水资源约束对开采方式提出了更高要求，绿色开采技术的推广需要大量资本开支。综合而言，价格、双碳、替代与安全环保四重压力相互叠加，决定了山西煤炭产业的中长期运行不会是坦途，唯有主动应对、加快转型，方能在变局中稳住基本盘并培育新动能。

10.4 发展机遇

挑战与机遇往往同源共生。智能化是山西煤炭产业最具确定性的升级方向之一。2025年山西智能化煤矿达到400座[64]，累计建成智能化煤矿300至400座[65]、占全国三分之一以上[66]，先进产能占比达84%[67]，智能化改造已形成规模效应。智能化不仅带来减人增效与本质安全，更重塑了煤矿的生产组织方式，使单井产能与运行效率显著提升。在政策持续加码与示范效应扩散的双重驱动下，智能矿山建设将从有没有迈向优不优，为山西煤炭在产量平台期实现效益改善提供关键抓手。

煤电一体化是煤价下行周期中稳定盈利的重要路径。在电力市场化改革深入推进的背景下，煤电联营能够平抑煤价与电价波动的错配，保障企业现金流稳定。山西煤电装机规模居全国前列，省内大型煤炭集团普遍布局电力板块，煤电一体化的产业基础扎实；2025年山西向省外输送电力1503.6亿千瓦时[68]，同比下降2.8%[69]，外送通道与电力资产的价值在新能源大规模并网带来的调峰与兜底需求下重新得到评估，灵活性改造为存量煤电资产赋予了新的收益空间。对于山西而言，打通煤电链条、以电补煤，是熨平周期波动的现实选择。

高端煤化工是山西把煤炭吃干榨净、延伸价值链的主战场。山西拥有全国最大的煤层气生产基地，煤层气产量占全国八成以上[70]；2025年山西焦炭产量10197.4万吨[71]，同比增长10.4%[72]，焦化与化工链条保持旺盛活力。在推动煤炭和石油消费达峰[73]的政策方向下，煤炭的燃料属性将逐步弱化、原料属性不断强化，煤基新材料、精细化学品等高附加值环节有望成为新的增长极。山西依托低成本的原料煤与完善的园区配套，具备发展高端煤化工的比较优势，产业链的纵向延伸将成为对冲燃料煤需求见顶的关键布局。

能源革命综合改革试点为山西提供了制度红利与政策空间。作为全国唯一的能源革命综合改革试点省，山西在煤炭绿色开采、电力体制改革、非常规天然气开发等领域先行先试，改革的累积效应正在显现。综合而言，智能化、煤电一体化、高端煤化工与改革试点四大机遇，共同构成了山西煤炭产业穿越周期的支撑体系，关键是把先发优势转化为持续的竞争力，在传统主业提质增效与新兴动能培育壮大之间实现良性循环，使转型机遇真正落地为产业竞争力。

10.5 趋势预测

站在2025年的基点上展望，权威机构对煤炭市场给出了总体平衡的基准判断。中国煤炭工业协会预计2026年煤炭消费小幅增长，全年煤炭市场供需总体平衡[74]；中电联预计2026年全社会用电量同比增长5%至6%[75]，电力行业耗煤略有增长[76]。从需求结构看，2026年钢铁行业耗煤预计基本持平或略有下降[77]、建材耗煤小幅下降[78]、煤化工耗煤稳定增长[79]，总体呈现电力稳、建材弱、化工增的分化格局。供大于求的紧平衡格局大概率延续，煤价中枢难以出现趋势性反转，山西煤炭产业需要在总量稳定的预期下做好效益管理。

电力需求是煤炭消费的压舱石。2025年全社会用电量103682亿千瓦时[80]，同比增长5.0%[81]，首次突破10万亿千瓦时[82]，电力需求的韧性为煤炭消费提供了基本面支撑。若2026年全社会用电量按5%至6%的预测区间运行[83]，电力行业耗煤将保持略有增长的态势，煤电在电力结构中的基础地位短期内仍将维持。然而，新能源装机的快速扩张正在改写这一格局：全国风电、光伏累计并网装机已达18.4亿千瓦[84]，历史性超过火电[85]；山西新能源和清洁能源装机占比55.1%[86]，发电量1557.5亿千瓦时[87]、同比增长24.2%[88]。可以预见，未来两年新能源发电占比仍将趋势性抬升，煤电将从主力电源向调峰兜底的定位切换，煤炭消费的峰值平台期特征将更加明显。

图10-2 全社会用电量增速（%）

注：2026年为中电联预测区间5%-6%的中枢值。资料来源：SN-401、SN-409

价格中枢是研判产业景气与盈利走向的核心变量。2025年煤炭消费量占能源消费总量的比重降至51.4%[89]，比上年下降1.8个百分点[90]，需求端对煤价的支撑持续弱化；产能储备制度的建立使供给端具备了更强的弹性调节能力，到2030年力争形成3亿吨/年左右的可调度产能储备[91]。在此制度框架下，煤价波动区间有望收窄，价格中枢将围绕中长期合同基准价上下波动，暴涨暴跌的概率下降，而企业盈利对煤价的敏感度依旧很高。2025年全国规模以上煤炭企业营业收入2.61万亿元[92]、同比下降17.8%[93]的行业表现表明，煤炭企业必须适应价格弹性收敛时代的常态化经营。

将视野拉长至2030年，绿色转型的目标约束将更加清晰。按照政策目标，2030年非化石能源占能源消费总量的比重将达到25%[94]，煤炭和石油消费将有序达峰[95]；十五五时期碳排放强度降低将成为约束性指标[96]，碳排放双控全面实施。这意味着煤炭消费达峰的时间窗口正在收窄，山西必须在达峰前的平台期完成产业升级与动能转换的主体任务。展望2026至2027年，供需总体平衡、价格中枢承压、新能源占比抬升、煤电定位转向调峰兜底，构成了产业运行的四大基准情景，山西煤炭产业将沿总量稳、结构优、安全固、绿色进的方向持续演进。

10.6 政策建议

综合研判，政策建议应聚焦四个层面。第一，健全保供稳价长效机制。在煤炭产能储备制度框架下，加快形成到2030年3亿吨/年左右的可调度产能储备[97]，增强供给的应急弹性；强化电煤中长期合同履约监管，稳定煤价预期，防范价格大起大落对产业链的冲击。同时应完善煤电价格联动与市场化交易机制，使供需双方的合理利益得到制度性保障，为山西煤炭的稳定外运与全国能源安全提供机制支撑。

第二，纵深推进安全生产治本攻坚。在煤矿事故起数较2021年下降72.4%[98]、遇难人数较2021年下降71.4%[99]的基础上，坚持对瓦斯、水害、顶板等重大灾害的超前治理，推动安全治理模式向事前预防转型；加大安全技改投入，依托智能化煤矿400座[100]、先进产能占比84%[101]的既有基础，以数字化、智能化手段提升本质安全水平。安全生产是煤炭产业最大的民生工程，也是先进产能充分释放的前提，必须常抓不懈、久久为功。

第三，加大转型投资与职工安置保障力度。面对新能源和清洁能源装机占比55.1%[102]、首次超过煤电[103]带来的产业格局之变，山西应统筹设立转型发展基金，引导社会资本投向煤电一体化、高端煤化工、煤层气开发等接续产业；对因去产能与智能化改造而调整的岗位，健全职工转岗培训、再就业服务与社会保障衔接机制，确保转型过程平稳有序。转型的本质是人的转型，只有把职工安置做实，能源革命的综合改革试点才能行稳致远。

第四，加快绿色智能升级步伐。巩固智能化煤矿300至400座、占全国三分之一以上[104]的先发优势，推动智能矿山由示范向全行业推广；推进绿色开采、生态修复与节能降碳改造，适应碳排放双控的考核要求[105]。同时应把握全国风电光伏累计并网装机18.4亿千瓦[106]、超过火电约3亿千瓦[107]带来的电力系统变革机遇，推动煤电灵活性改造与新能源协同发展，构建多能互补的现代能源体系，使山西从煤炭大省稳步迈向能源强省。

综合来看，2025年山西省煤炭产业以13.05亿吨原煤产量[108]、约占全国27%[109]的体量稳居全国首位，在盈利承压中完成了先进产能、安全治理与绿色电力的多重跃升，交出了总量稳、结构优、安全固、绿色进的年度答卷。展望2026年，煤炭市场供需总体平衡[110]、价格中枢继续承压的基本格局难以逆转，但智能化、绿色化、煤电一体化与高端煤化工构成的发展主线同样清晰。山西煤炭产业正处于从规模驱动转向质量驱动、从传统能源基地转向综合能源枢纽的关键节点，唯有在保供中转型、在转型中升级，才能在新一轮能源变革中行稳致远，持续发挥全国能源安全压舱石与能源革命排头兵的作用。

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