动力煤价格、供需与展望分析

价格具备反转条件，现货/长协倒挂望捋顺。

1.价格回顾：承压持续下行

年初以来，受火电需求疲软&国内供应恢复性增长的双重影响，动力煤市场依旧未能摆 脱持续疲软的态势，价格重心承压持续下行，直至步入迎峰度夏，在高温拉动下，煤价 触底反弹。截至 2025 年 8 月 8 日： 现货：港口 Q5500 现货报 681 元/吨，较年初下跌 87 元/吨，价格已跌回 2021 年 初水平； 现货季度均价：25Q2 港口 Q5500 现货均价 642 元/吨，同比下跌 211 元/吨（跌幅 24.7%），环比 25Q1 下跌 91 元/吨（跌幅 12.5%）； 年长协：7 月港口 Q5500 年长协报 666 元/吨，较年初下跌 27 元/吨，价格已跌回 2021 年下半年水平； 年长协均价：25Q2 港口 Q5500 年长协均价 674 元/吨，同比下跌 25 元/吨（跌幅 3.57%），环比下跌 16 元/吨（跌幅 2.27%）。

2.供应：国内增速进一步收窄，进口望延续下降

2.1.国内：“稳产稳供”背景下，产量增、但增速进一步收窄

在 3 月 13 日，国家发改委发布的《关于 2024 年国民经济和社会发展计划执行情况与 2025 年国民经济和社会发展计划草案的报告》中指出“要大力提升能源资源安全保障能 力。加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设。有序实施煤炭产能储备 制度，持续增强煤炭生产供应能力，强化煤炭兜底保障作用”。在此背景下，全国各地 煤炭生产仍然以稳产增产为基调（尤其是山西产量恢复明显，主因 24 年低基数），控产 和减产情况偶有出现，但也多以中小煤矿出于去库的目的自行调整。 25 年至今产量增幅放缓，山西、新疆为主要增产区，内蒙古、陕西产量均下滑。根据 sxcoal 数据，1~6 月全国生产动力煤 18.7 亿吨，累计同比增加 1.1%。从区域性来看： 主要增产区山西省（产量累计 4.27 亿吨，同比+8.3%）、新疆维吾尔自治区（产 量 2.35 亿吨，同比+12.8%）； 内蒙古自治区、陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区 1~6 月动力煤累计产量均呈现同 比下降趋势，降幅分别为 3.0%、6.9%、0.2%、10.6%。

尽管持续下跌的市场行情对产能释放有一定的抑制，但当前煤价不足以导致煤企出现主 动大规模减产。在“稳产稳供”的政策背景下，预计主要产煤省区将继续扎实做好煤炭 稳产稳供工作，充分发挥煤炭的兜底保障作用。结合我们对 2025 年煤矿产能投放情况 的梳理，预计全年动力煤产量仍将保持增长态势，或达 38.8 亿吨左右，但增速进一步 收窄至 1.4%左右。

长期来看，通过对国内目前所有在建煤矿进行梳理（不完全统计），涉及煤矿 51 座， 合计产能 22220 万吨（该部分产能是我国未来增量的最主要来源），假设矿井平均建 设周期 3 年左右（不含手续办理），产能投放或于 2026 年后逐步下滑；此外，考虑到 煤炭作为不可再生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力（尤其非主产区），因此从长周期角度而言，煤炭产量天花板逐步显现，我们预计 2027 年 ~2028 年前后动力煤产量或达峰值，随后开始下滑，煤炭资源将显得愈发稀缺。

2.2.进口：受价格倒挂影响，下半年进口望进一步下降

年初至今，国内煤价持续走低，但外矿挺价明显，导致内贸煤和进口煤价格长期处于倒 挂状态，进口量由增转降，且整体呈现下滑态势。2025 年 1~6 月我国进口动力煤 1.60 亿吨，同比减少 13.4%，由增转降（去年同期增 11.2%）。分国别来看： 1~6 月自印尼进口动力煤 9003 万吨，同比下降 15.5%，占比 56.2%； 1~6 月自澳大利亚进口动力煤 3235 万吨，同比下降 4.3%，占比 20.2%； 1~6 月自俄罗斯进口动力煤 2038 万吨，同比减少 14.1%，占比 12.7%。

展望下半年，印尼进口煤价优势不显，且在国内供应宽松，协会发出“严控劣质煤进口” 倡议的背景下，预计进口量将维持同比下降态势。参考普氏等预测数据，我们预计全年 动力煤进口水平或降至 3.8 亿吨左右，同比下滑 6.4%。 国内煤价跌幅快于进口煤，进口价差收窄甚至倒挂，终端转向内贸煤采购； 进口长协量明显下降。2024 年，进口贸易商群体扩大，进口贸易商的长协签订量使得煤 炭进口量相对坚挺。2025 年由于进口贸易商普遍亏损，大部分贸易商和电力企业煤炭 长协签订量缩减三成到四成。 印尼政府重申印尼出口煤炭定价权，以 HBA（印尼动力煤参考价格指数）指导煤炭销售 定价。印尼煤炭出口受到定价政策扰动，加上印尼 ICI（印尼煤炭离岸价格指数）跌幅 偏小，进口贸易商拿货成本偏高。进口低卡煤和内贸煤价格走势分化，进口低卡煤迅速 丧失价格优势。3 月至 5 月，印尼煤 Nar3800 大卡动力煤较同热值内贸煤价格每吨高出 20 元至 30 元，部分电厂减少对进口煤的招标，转买内贸煤； 极端天气与物流制约全球煤炭供给。澳大利亚遭遇热带气旋“阿尔弗雷德”，港口装运 中断；南非和哥伦比亚因航距远、运输成本较高，出口到我国的煤炭大幅减少。

3.需求：火电需求不及预期，关注“迎峰度夏”&“疆煤化工投产”

3.1.电力用煤需求不及预期

年初至今，火电增速不及预期主因全社会用电增速略有放缓（主因二产用电增速由 24 年的 5.1%降至 25 年 1~6 月的 2.4%）&风光发电大增挤压火电份额。根据国家统计 局数据，2025 年 1~6 月份，规上工业发电量 45371 亿千瓦时，同比增长 0.8%。其中， 1~6 月火电累计发电量 29410 亿千瓦时，同比减少 2.40%； 1~6 月核电累计发电量 2363 亿千瓦时，同比增加 11.30%； 1~6 月水电累计发电量 5398 亿千瓦时，同比减少 2.90%； 1~6 月风电累计发电量 5533 亿千瓦时，同比增加 10.60%； 1~6 月太阳能累计发电量 2667 亿千瓦时，同比增加 20.0%； 根据 Sxcoal 数据，2025 年 1-6 月电力用煤累计需求 12.2 亿吨，同比下降 2.1%， 与火电发电量同比降幅基本一致。

展望下半年，电煤需求有望改善。一方面，下半年将陆续迎来迎峰度夏、迎峰度冬等耗 电、耗煤旺季；一方面，下半年水电、风电等新能源发电挤压效应或将逐渐减弱。 气象方面，预计迎峰度夏期间，全国大部分地区气温较常年同期偏高，电厂日耗有望明 显改善。2025 年世界气象组织（WMO）最新报告指出“未来五年地球将进入‘致命高 温’”频发期，2025 年至 2029 年之间至少有一年的气温高于有记录的可能性为 80%。 据国网能源研究院报道，预计今年江苏大部、上海、浙江、福建北部、安徽、江西大部、 河南南部、湖北、湖南大部、重庆、贵州东北部、四川东部局部、青海西北部、甘肃西 部、新疆、内蒙古西部等地偏高 1～2℃，上述大部地区高温（日最高气温≥35℃）日数 较常年同期偏多。华北、华东北部、华中北部、新疆等地初夏高温热浪明显，华东中南 部、华中中南部、西南地区东部、新疆盛夏高温伏旱显著。预计气温因素支撑下降温用 电规模将维持高位。

此外，据国网能源研究院预测，新型基础设施仍是拉动我国用电需求的重要方面： 预计到 2025 年底我国 5G 基站规模有望突破 470 万个，在规模扩张的同时，基站 存量优化与改造升级也持续推进，单耗更高的 5G-A 基站占比将持续提升，预计 2025 年 5G 基站带来的新增电量有望超过 300 亿 kW·h； 预计 2025 年底我国在用数据中心机架总量有望超过 950 万架，年用电量有望超过 1600 亿 kW·h，较上年增加约 370 亿 kW·h； 预计 2025 年我国纯电动汽车净增约 800 万辆，年底保有量达到约 3000 万辆，充 换电服务业年用电量将达到 1020 亿 kW·h，较上年增加约 190 亿 kW·h。 综合考虑经济、气温及闰年基数等因素，预计 2025 年全国全社会用电增速处于 4%~6.5%区间，下半年增速高于上半年水平。在此背景下，火电增速有望转正，火电 耗煤全年亦有望保持小幅增长。

3.2.新疆煤化工预期成为非电用煤新引擎

2025 年 1-6 月化工用煤 1.65 亿吨，同比高增 19.3%。我们认为化工用煤需求继续高 增主要有以下几个原因： 煤价回落驱动煤制烯烃等化工产品利润走扩，煤化工一体化公司毛利率优势突出， 吸引企业开工率增长，2025 年前 22 周甲醇平均开工率 80.2%，同比增长 4.4pct； 化工新建产能仍处于集中投产期，新疆准东煤田成为煤化工核心战场，天池能源煤 制气、国能哈密煤制油等百亿级项目启动，新疆化工用煤需求成为新引擎； 煤制烯烃、乙二醇等作为石油基替代品，依旧受益于油价高波动下的经济性优势。

煤化工产能增量是耗煤需求核心。传统煤化工产品主要是甲醇、乙二醇、尿素等，煤制 烯烃作为现代煤化工的重要组成部分，其发展势头迅猛，主要是通过替代传统炼化来实 现经济性。除了考虑煤化工利润对开工率的影响外，近几年煤化工产能增量强度远大于 开工率波动，即尽管市场波动可能会影响煤化工企业的开工率，但煤化工产能的增长速 度远超预期，化工耗煤亦逐渐成为“非电煤”需求增量引擎，叠加化工用煤多为高卡煤， 其对价格波动更敏感，亦成为市场煤价的核心催化。 煤化工主要品种包括甲醇（煤制产能占比约 78%）、乙二醇（煤制产能占比约 40%）、 尿素（煤制产能占比约 73%）、PVC（煤制产能占比约 79%）、烯烃（煤制产能占 比约 25%）等。

新疆发展煤化工原料成本优势突出，潜力较大。以煤制烯烃为例，原料成本方面，假设 生产一吨聚烯烃的煤耗是 6 吨煤炭，按照 6 月 25 日 5500K 煤炭坑口含税价格来算，新 疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、陕西彬县分别为 381/420/505 元/吨，新疆煤制烯烃成本（外 购）优势约 235-745 元/吨。在前两年煤价高位时，疆煤价格波动弹性弱更具优势，如 2023 年 11 月 13 日，新疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、陕西彬县分别为 465/690/740 元/吨，新疆煤制烯烃成本（外购）优势约 1348-1648 元/吨；在煤价底部周期，新疆煤化工一体 化因疆煤生产成本低优势亦凸显。 新疆煤化工产业快速发展为非电煤需求长期赋能。新疆坐拥优质煤炭资源及低成本优势， 新疆煤化工产业得到快速发展，尤其在国家提出“三基地一通道”建设后，新疆建设国 家大型煤炭煤电煤化工基地明确，煤化工项目投资力度加大，新疆煤化工产业发展规模、 产品产量持续扩大、初步形成以准东、吐哈、伊犁等为主的煤化工产业发展集聚区和以 煤制天然气、煤制烯烃、煤制 1.4—丁二醇、煤炭分级分质利用等为主的现代煤化工产业 发展格局。

据陈阳《“十四五”新疆现代煤化工产业发展现状及政策研究》不完全统计，截至 2023 年底，新疆已投产煤制天然气、煤（甲醇）制烯烃、煤制乙二醇项目产能分别 为 33.75 亿立方米/年、68 万吨/年、185 万吨／年。

新疆煤化工远期“加速”：疆内，洁净能源多联产项目、资源化综合利用制甲醇升 级示范项目、100 万吨/年醋酸和 15 万吨/年醋酐等项目有望于 2024 年年底建成投 产；以煤制烯烃项目为代表的一批重点项目前期手续办理完毕开建，国能哈密煤制 油、国能准东煤制气、天池能源煤制气等项目启动前期手续，未来 3~4 年将有一批 重点项目建成投产，为产业发展形成新的支撑。

新疆煤化工逐渐延申“高精端”：针对产业链偏短、下游产品偏少的瓶颈，新疆提 出以乌鲁木齐、昌吉、哈密、吐鲁番等煤化工产业主要集中区为依托，加快煤化工 中下游产业链的化工新材料和精细化学品发展，持续扩大煤制天然气产业规模，大 力发展煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇等现代煤化工项目，积极推进低阶煤分级 分质利用，拓展延伸产业链条，做细做好高端聚烯烃、高端聚酯、长纤、高档瓶级 聚酯等高附加值产品以及聚丁二酸丁二酯（PBS）、聚对苯二甲酸丁二酯（PBAT） 等煤化工特色产品。

4.展望：需政策春风，扭转预期，重燃信心

本轮动力煤价格下跌时间已持续近 4 年，根据上述第 2 节内容，我们认为前期价格底部 （618 元/吨）就估值水平而言，已处于低位或底部区域。依据历史经验，我们一直强 调“煤价见底的必要条件之一——政策干预（需求 OR 供给）”，此前我们预期煤价见 底或存在两种路径： 路径/情景（乐观）：在国内财政政策、货币政策、产业政策、扩大内需政策协同发 力背景下，下半年动力煤需求明显改善，前期 618 元/吨或就是本轮调整的绝对底 部，后续迎峰度夏及冬季备货阶段将带动煤价上行； 路径/情景（悲观）：下半年动力煤整体需求依旧疲软，煤价在迎峰度夏后重回跌 势，随着煤价越临近合理区间（“570~770 元/吨”的下限（（570 元/吨），政策干 预概率或逐步加大，助力煤价见底；路径/情景（中性）：在“反内卷”大背景下，约束煤炭行业供给的政策有望随时出 台，何时见政策，煤价则何时具备见底条件。 7 月 22 日，据新疆煤炭交易中心报道，国家能源局综合司已印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，此举符合“中性”情景假设，即意味着煤价具 备见底条件。我们认为下半年随着需求逐步改善，动力煤现货价格有望回升至长协基准 价之上，若未来超产查处事件能严格执行，煤价将具备极强的上行动力。