公司股价表现 - 兖煤澳大利亚股价低开逾3%，发稿时下跌3.09%至26.32港元，成交额为250.04万港元 [1] 第三季度运营业绩 - 第三季度煤炭平均售价同比下跌17.6%至140澳元/吨，其中动力煤和冶金煤售价分别同比下跌17.2%至130澳元/吨和24.7%至195澳元/吨 [1] - 第三季度产量同比下降9%，主要受降雨影响 [2] - 第三季度销量同比上升3%，得益于此前延迟出货情况的改善 [2] - 第三季度综合平均售价同比下降18% [2] - 第三季度估算收入约为14.8亿澳元，同比下降17%，但环比上升30% [2] 市场环境与价格趋势 - 公司均价下跌与市场价格变化同步，主要受煤炭供应强劲影响 [1] 盈利预测调整 - 招银国际将公司2025至2027财年盈利预测分别下调54%、49%及40%，主要原因是下调了动力煤与冶金煤的平均售价预测 [2] - Moolarben矿场权益增加带动销量预测微升2%，部分抵消了盈利预测的下调 [2] 投资评级与公司基本面 - 招银国际维持对公司“买入”评级，理由是集团拥有稳健的资产负债表及持续的派息政策 [2] - 煤炭价格疲弱导致公司股份短期欠缺催化剂 [2]

2025年第三季度运营表现 - 公司权益产量同比下降9%至930万吨，主要受降雨影响[1][2] - 公司权益销量同比增长3%至1060万吨，因前期发运延迟情况改善[1][2] - 动力煤权益销量同比持平为900万吨，冶金煤权益销量同比增长14%至160万吨[2] - 2025年前九个月累计权益产量同比增长4%至2820万吨，达到全年产量指引3500-3900万吨的72%-80%[2] 财务业绩与价格分析 - 第三季度综合平均售价同比下降18%，与市场趋势基本一致[1] - 第三季度动力煤平均售价同比下降17%至每吨130澳元，冶金煤平均售价同比下降25%至每吨195澳元[3] - 估算第三季度营业收入约为14.8亿澳元，同比下降17%，环比增长30%[1] - 截至2025年9月，公司持有现金18亿澳元，约相当于当前市值的24%[3] 盈利预测与估值调整 - 2025年/2026年/2027年盈利预测分别下调54%/49%/40%，主要因动力煤和冶金煤价格假设下调[1] - 销量预测因在Moolarben矿场的权益比例增加3.75%而上调2%，部分抵消了价格下降的影响[1] - 基于净现值的目标价下调约9%至每股31港元，原因为纳入新盈利预测及将估值基准推后至2026年[1] 2025年全年指引与公司策略 - 维持2025年全年指引不变：权益可售产量3500-3900万吨（同比变化-5%至+6%）[4] - 运营现金成本（不含权利金）指引为每吨89-97澳元（同比变化-4%至+4%）[4] - 资本支出指引为7.5-9亿澳元（同比增长6%-28%）[4] - 公司财务状况健康，并维持一贯的股息政策（支付税后利润或自由现金流的50%，取较高者）[1]

行业核心观点 - 煤炭行业基本面呈现供需偏紧格局，三季度业绩预计环比改善明显，四季度旺季行情可期，煤价具备向上弹性 [3][4] - 安全监管和超产核查持续约束供给，而需求侧在火电拉动及冷冬预期下表现强劲，库存压力已缓解 [1][4] - 行业高分红属性与业绩改善预期吸引资金流入，煤炭ETF（515220）9月以来吸金超20亿元 [5][6] 供给侧分析 - 国内煤炭产量增速受安全监管和超产核查影响而逐步放缓 [1] - 煤炭进口量同比持续下滑，9月单月进口煤同比下降23%，1-9月累计进口量同比下降11.1% [1] - 供给收缩政策若执行力度加强，产量难以大规模释放，煤价有望超预期 [4][5] 需求侧分析 - 7、8月全社会用电量两破万亿度，火力发电拉动煤炭旺季需求 [2] - 水力发电量4月至8月持续负增长，水利偏枯加剧火电需求 [2] - 四季度冷冬预期增加，北方提前供热，下游钢厂盈利较好，铁水产量维持高位，需求或超预期 [4] 价格与盈利展望 - 三季度煤炭供需偏紧，煤炭价格均价环比改善，行业三季度业绩预计环比改善明显 [3] - 由于去年同期基数较高，行业三季度业绩同比预计仍为负增长 [3] - 四季度旺季支撑煤炭价格上行，港口库存低于去年同期，库存压力明显缓解 [3][4] 资金面与投资吸引力 - 煤炭行业具备高分红属性，截至10月15日中证煤炭指数股息率达4.99% [5] - 在市场避险情绪升温及科技板块估值较高背景下，红利品类吸引力增强 [5] - 资金提前布局煤炭板块，9月以来煤炭ETF（515220）吸金超20亿元 [5][6]

行业整体业绩表现 - 电力行业上市公司三季报预告显示行业整体业绩呈现暖意，多家火电、水电企业业绩大涨，净利润同比近乎翻倍 [2] - 以风电和光伏发电为主的新能源企业开始出现业绩分化 [2] 火电企业业绩与原因 - 建投能源预计前三季度归母净利润约15.83亿元，同比增长231.75% [2][3] - 建投能源业绩大增主要因煤炭市场价格回落，火电业务成本降低，控股及参股火电公司盈利增加 [4] - 穗恒运A预计前三季度归母净利润3.45亿元—5.15亿元，同比增长87.83%—180.38% [2][4] - 穗恒运A业绩变好因汕头光伏项目投产、气电项目上网电价上升、燃煤价格同比下降以及投资收益同比上升 [5] - 2025年前三季度港口动力煤Q5500均价680元/吨，较去年同期870元/吨降190元/吨 [5] - 两家火电企业上网电量下降，建投能源累计完成上网电量362.03亿千瓦时，同比降低3.39% [5] - 穗恒运A上半年营业收入20.7亿元，同比减少6.55%，部分因燃煤机组上网电量下降及供热价格下降 [5] 水电企业业绩与原因 - 西昌电力预计前三季度归母净利润约1240万元，较上年同期495万元增长约150.51% [2][7] - 西昌电力业绩增长因售电量同比增长9.93%，财务费用同比下降33.28%，以及网内并网电站所属流域来水较上年同期充沛 [7] - 黔源电力预计前三季度归母净利润45,107.47万元—53,067.61万元，同比增长70%—100% [2][7] - 黔源电力业绩增长因前三季度来水较上年同期偏多23.6%，发电量792,386.65万千瓦时，同比上升50.09% [7] - 桂冠电力直属及控股电厂累计完成发电量318.48亿千瓦时，同比增长14.89%，其中水电281.57亿千瓦时，同比增长21.93% [8] - 华能水电完成发电量962.66亿千瓦时，同比增加11.9%，因TB水电站和硬梁包水电站全容量投产及澜沧江流域来水偏丰 [8] 新能源企业动态与挑战 - 中绿电前三季度发电量同比增长95.41%，但归母净利润同比下滑0.44%—23.35%，利润空间压缩受存量项目限电率、市场化加剧及电价下行影响 [2] - 中绿电加快实现由西部向中东部转移和从光伏向风电转移的战略，若新能源项目资本金收益率满足7%的要求就可以投 [3] - 穗恒运A煤电、气电和光伏装机大概各占三分之一，总装机容量达3.09GW，清洁能源占比超2/3 [4][6]

核心观点 - 国内动力煤市场呈现供需双弱格局，国内煤价小幅上涨而国际煤价普遍下跌，主要港口库存显著下降，发电集团耗煤量减少 [1][2][3][4] 港口库存与耗煤量 - 截至9月29日，秦皇岛港、黄骅港、曹妃甸港三港煤炭库存合计1218.80万吨，环比下降213.70万吨，降幅17.32%，同比下降236.80万吨，降幅18.84% [1][3] - 六大发电集团日均耗煤量为83.98万吨，环比下降10.54万吨，降幅11.15%，同比下降2.48万吨，降幅2.87% [1][3] 煤炭价格走势 - 截至9月30日，秦皇岛动力煤（5500大卡）平仓价为701.00元/吨，环比上涨9元/吨，涨幅1.30% [2] - 国际动力煤离岸价格普遍下跌：澳大利亚纽卡斯尔港价格为103.3美元/吨，环比下跌6.40美元/吨，跌幅5.83%；南非理查德湾价格为82.20美元/吨，环比下跌6.60美元/吨，跌幅7.43%；欧洲三港价格为91.30美元/吨，环比下跌8.00美元/吨，跌幅8.06% [2] 国内重点产区产量 - 8月份，陕西国有重点煤矿产量2111.90万吨，同比上升36万吨，涨幅0.67%，环比上升46.70万吨，涨幅2.26% [2] - 8月份，山西国有重点煤矿产量4632.80万吨，同比下降707.40万吨，跌幅13.25%，环比上升98.6万吨，涨幅2.17% [2] - 8月份，内蒙古国有重点煤矿产量1821.40万吨，同比下降3.30万吨，跌幅0.18%，环比上升37.80万吨，涨幅2.12% [2] 海运费用情况 - 国内运费环比下跌：秦皇岛至上海航线（4-5万DWT）CBCFI报收23.10元/吨，环比降幅10.12%；秦皇岛至宁波航线（1.5-2万DWT）CBCFI报收37.20元/吨，环比降幅11.85% [3] - 国际海运费涨跌不一：澳洲纽卡斯尔至中国（巴拿马型）运费报收16.60美元/吨，环比上涨1.00美元/吨，涨幅6.37%；印尼塔巴尼奥至中国广州运费报收9.25美元/吨，环比下降0.28美元/吨，降幅2.93% [3]

煤炭价格走势 - 国内动力煤价格环比上涨 秦皇岛动力煤山西优混5500平仓价格702元/吨 环比上涨63元/吨 涨幅9.86% [1][2] - 澳大利亚纽卡斯尔港动力煤离岸价格110.80美元/吨 环比上涨1.60美元/吨 涨幅1.47% [1][2] - 南非理查德RB动力煤离岸价格89.70美元/吨 环比下跌4.20美元/吨 跌幅4.47% [1][2] - 欧洲三港DES ARA动力煤离岸价格98.70美元/吨 环比下跌3.70美元/吨 跌幅3.61% [1][2] 煤炭生产情况 - 7月原煤月度产量38098.70万吨 环比下降4008.7万吨 降幅9.52% [3] - 陕西国有重点煤矿产量2065.20万吨 同比上升64万吨 涨幅1.26% 环比下降182.8万吨 降幅8.13% [3] - 山西国有重点煤矿产量4805.30万吨 同比下降559.70万吨 降幅10.99% 环比下降271.1万吨 降幅5.64% [3] - 内蒙古国有重点煤矿产量1783.60万吨 同比下降21.40万吨 降幅1.19% 环比下降1.60万吨 降幅0.09% [3] 库存与需求 - 三大港口（秦皇岛港 黄骅港 曹妃甸港）煤炭库存合计1234.40万吨 环比下降98.80万吨 降幅7.41% [3] - 六大发电集团日均耗煤量94.04万吨 环比上升5.82万吨 涨幅6.60% [3] 海运市场 - 秦皇岛至上海航线4-5万DWT运价31.30元/吨 环比涨幅10.21% [4] - 秦皇岛至宁波航线1.5-2万DWT运价46.30元/吨 环比涨幅9.72% [4] - 澳洲纽卡斯尔-中国煤炭海运费15.60美元/吨 环比上涨1.50美元/吨 涨幅10.64% [4] - 印尼塔巴尼奥-中国广州煤炭CDFI程租9.34美元/吨 环比上涨0.3美元/吨 涨幅3.34% [4]

煤炭行业成本结构与价格支撑分析 行业与公司 - 行业为煤炭行业 涵盖动力煤和炼焦煤生产企业 提及公司包括中国神华 陕西煤业 中煤能源 晋控煤业 潞安环能 山西焦煤 平煤股份 淮北矿业[17] 核心观点与论据 **生产成本构成与上升趋势** - 煤炭生产成本核心构成包括人工成本（占比超20%） 材料动力成本（占比约20%） 折旧及摊销成本（10%-20%） 安全维检费（15%-20%） 修理费（约5%）[1][2] - 2015至2023年动力煤吨煤完全平均成本提高约130元/吨（从214元/吨增至344元/吨） 炼焦煤吨煤完全成本提高307元/吨 涨幅更高达85%[1][6][7][8] - 成本上升主因人工成本增加（低成本劳动力红利消失 通胀致工资上涨 安全生产规范要求提升如取消井下劳务派遣工） 安全维检费提高（如瓦斯突出矿井从30元/吨涨至50元/吨）[1][9] **间接费用变化** - 管理费用占比最大（约8%） 职工薪酬占管理费用过半 销售费用因运输成本调整降至1%左右 财务费用因利率降低和资产负债结构优化从3.5%-4%降至1%-2% 研发费用因行业转型升级从不足1%升至1.6%-1.8%[1][4] **税金及附加调整** - 资源税是主要组成部分 占吨煤收入约10% 部分省份上调资源税（山西从8%上调至10% 新疆从6%上调至9%）以增加财政收入[1][5] **采矿权与建造成本上涨** - 新投矿井采矿权价款从2-3元/吨涨至10-15元/吨（部分地区溢价超100%） 建造成本从500元/吨升至平均1,169元/吨（山西 陕西 河南等地达1,800元以上）[3][10] - 新建矿井投产后预计抬升生产成本40元/吨 动力煤平均生产成本已提升至130元/吨 下降空间有限（约100元左右）[3][11] **价格底部与弹性判断** - 当前煤炭价格底部明确（约610元/吨） 受成本提高 供需关系好转 企业资产负债表改善及政策支持支撑 但上涨弹性有限（新能源装机冲击需求 供应端降幅有限）[3][16] **行业现状与历史对比** - 2025年煤价下跌主因暖冬致电煤需求缺失 库存压力及阶段性供需不平衡 但供需未严重失衡[14] - 当前行业与2015年差异显著：资产负债率低 财务费用下降 企业低负债高分红 承受压力小 政策查超产有助扭转下跌趋势[12][13][15] 其他重要内容 - 投资者建议关注红利属性强 股息率稳定在4.5%以上的龙头企业（中国神华 陕西煤业等） 焦煤板块可关注政策博弈弹性（潞安环能 山西焦煤等）[17] - 矿井类型（露天矿与井工矿） 技术工艺及机械化程度对开采成本有影响[2]

产量与销量 - 2Q25公司应占产量同比增长15%至940万吨，销量同比下降6%至810万吨，主要受恶劣天气导致港口临时关闭影响[1] - 2Q25动力煤应占销量同比下降9%至680万吨，冶金煤应占销量同比增长30%至130万吨[1] - 1H25累计应占产量同比增长11%至1890万吨，达到全年目标35-39万吨的48-54%，管理层有信心实现目标区间上限[1] 财务表现 - 2Q25混合平均售价同比下降22%，动力煤/冶金煤ASP分别降至130澳元/吨(-20% YoY)和197澳元/吨(-38% YoY)[1][2] - 2Q25预估收入同比下降26%至11.4亿澳元，环比下降14%[1] - 截至2025年6月公司持有现金18亿澳元，相当于当前市值的20%[2] 价格与市场趋势 - 动力煤ASP与GCNewc 6000kCal(157澳元/吨)和API5(107澳元/吨)价格区间一致，冶金煤ASP接近低挥发PCI市场价格[2] - 2025年6月以来动力煤价格出现反弹[1] 全年指引 - 维持2025年应占可售产量目标35-39万吨(-5%至+6% YoY)[3] - 运营现金成本(不含特许权使用费)指引89-97澳元/吨(-4%至+4% YoY)[3] - 资本支出指引7.5-9亿澳元(同比增长6%-28%)[3] 预测调整 - 2025E/26E/27E盈利预测分别下调22%/17%/13%，主要因煤价假设下调[1] - 基于NPV的目标价从36港元下调至34港元，但维持买入评级[1]

纪要涉及的行业和公司 - 行业：煤炭行业 - 公司：未明确提及具体公司名称，但从会议内容可知是一家煤炭生产企业 纪要提到的核心观点和论据 煤炭价格情况 - **近期价格**：5月和6月综合售价基本持平，维持在380元左右，6月略高于5月几块钱；年初价格相对较高，一季度均价400多元，4月降至390元左右 [1][2][9] - **后续价格走势**：基于5月情况可能稍好，但能否超过1、2月水平难以判断，需看宏观经济需求变化；预计今年进口煤量会有大几千万的收窄 [2][3] 煤炭产量情况 - **生产计划**：主要是稳产量，增长空间不大，因产能已达天花板 [4] - **矿井建设**：目前部分矿井停留在矿权到拿核准的阶段，矿井手续审批复杂，拿到矿权后需先获得国家发展委的核准，建设过程中还有很多手续要办 [5] 销售与利润情况 - **销售策略**：通过适度优惠政策促进销售，无库存积累压力，目标是创造更多利润；陕煤在市场上不愁卖，是稀缺优质煤种 [8] - **分红情况**：大概率会增加分红频次，去年工作获监管肯定，已在股东会上做好相关授权 [9] - **成本情况**：扣除资源税影响因素外，成本维持相对稳定水平；上半年成本较稳定，下半年到年底确认费用可能会有影响 [9][10] 一票制相关情况 - **一票制含义**：与客户结算方式，部分客户要求一票结算，会产生虚拟营业收入和营业成本，但不影响利润，无固定比例 [12][13] - **运费区别**：生产成本的运费是从坑口到转运站等中间产生的运费，一票制的运费是满足销售条件后运往客户的大运费；在贸易煤销售中，一票制运费直接进入成本，在资产煤销售中进入运输费用 [13][14] 产能与资源情况 - **稳产年限**：现有产能在不出现资源枯竭情况下可稳产约70年，但产能提高会使稳产年限收窄 [15][16] - **产量统计**：几家公司如健庄、原价摊不在公布的1.6亿吨产量数据报表范围内 [16] 火电板块情况 - **二季度贡献**：二季度火电贡献2亿多不到3亿，一季度稍好于二季度 [17] 二季度业绩预估 - **降幅预估**：按价格推算，二季度情况相比一季度可能有30%左右的降幅 [18] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **反内卷情况**：未收到相关通知，14 - 15年煤炭行业量的出清靠政策而非反内卷，行业自律较难，需行政手段 [6][7] - **完全成本科目**：生产成本叠加费用、税费（资源费、资源税、三费等），差一个所得税 [15]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 进入6月底主产地煤矿产量下滑但整体依旧相对充裕，电厂库存去化缓慢且受进口煤冲击仅维持刚需采购，港口调入下滑持续去库，随着气温回升电厂日耗将季节性回升，沿海电厂库存大幅低于同期后期会有刚需采购，港口平仓价暂稳，坑口地区化工煤需求尚可，预计煤价偏稳为主 [5] 根据相关目录分别进行总结 市场回顾 - 6月23日港口市场挺价情绪仍存，贸易商报价维持上探，5500大卡市场报价615 - 620元/吨，5000大卡市场报价540 - 545元/吨，4500大卡市场报价475 - 480元/吨 [3] - 内蒙、榆林、山西等地非电企业用煤不同大卡煤种有相应价格区间，江内港口5500大卡动力煤报价区间为665 - 670元/吨，5000大卡动力煤报价为595 - 600元/吨 [3] 重要资讯 - 2025年5月份中国进口动力煤2865.3万吨，同比下降16.06%，环比下降0.96%，1 - 5月份累计进口动力煤14500.2万吨，同比下降7.9% [4] - 2025年5月份中国进口炼焦煤738.7万吨，同比下降23.7%，环比下降16.9% [4] 逻辑分析 - 供应方面坑口价格暂时止跌企稳，部分煤矿停产，晋陕蒙煤炭主产地煤矿开工率有所回落，国内供应整体依旧宽松 [5] - 进口方面内贸市场和进口市场走势分化，市场询货需求好转，内贸煤价基本维稳，进口贸易商降价出货，实际成交价格下移 [5] - 需求方面电厂负荷普遍不高，库存高位，内贸电厂以长协煤兑现为主，部分沿海电厂8月进口煤采购量接近完成，非电端化工煤需求整体尚可 [5] - 库存方面发运倒挂，港口调入下滑，调出低位，港口库存持续去库，沿海电厂日耗季节性回升但库存去库缓慢，内地电厂库存依旧偏高 [5]