动力煤供给与需求情况如何？

2025 年火电需求呈现 “一季度探底、二季度修复、三季度旺季更旺” 的节奏。

1.国内供给：先扬后抑，7月反内卷政策以来收缩明显

国内产量先扬后抑。2025年1-8月全国原煤产量31.6亿吨，同比增长2.8%，其中山西、内蒙、陕西、新疆同比增长5.2%、-0.3%、2.2%、5.6%，分别占比全国原煤产量的 27.3%、26.5%、16.4%、11.3%。从2022-2024年全国煤炭产量看，增速分别为9%、2.9%、1.3%，增速呈不断下行趋势。 从整体产量角度看，H1由于山西、新疆同期的低基数，全国产量有较为明显的同比增长；7-8月反内卷政策落地，产量同比 、环比双降，单月产量较 2024 年同期下降 3%，并且预计后续9-12月产量依然政策压力维持，全年产量可能维持47-47.5亿吨水平，同比2025年呈现3000-5000万吨左右的下降。

国内供给：反内卷政策，煤炭行业成效领跑

反内卷政策下供给边际收缩。2024年至2025H1，一年半的时间内，月均原煤产量在4亿吨；随着7月国家能源局发布煤炭“反内卷”相关举措，7-8月煤炭全国产量为3.8亿、 3.9亿吨，明显弱于过去1年半的月均产量，实际煤炭产量收缩在所有反内卷行业内领跑。2025年7月，国家能源局在晋、蒙、陕等8大主产省区开展专项核查，重点排查 2024年超年度产能、2025年单月超产能10%的煤矿，对违规者一律责令停产整改并全省通报。2025年11月起，中央安全生产考核巡查组进一步强化监管力度，持续压缩违 规空间。我们认为在反内卷政策推动下的煤炭行业，产量方面已经失去的向上弹性，并且产业也逐步达成“稳量稳价”的一致共识。

海外供给：2025年进口现大幅负增长

进口煤规模持续受到压制，在2023-2024年进口煤量高增后，2025年1–9月，中国煤及褐煤累计进口量同比下降11.8%，进口出现明显负增长态势。核心源于2025 年 3 月 中国最主要动力煤进口国印尼将出口定价从 “对标 SI 指数” 改为 “政府主导 HBA 指数”，导致与中国套利空间消除；同时3 月后国内市场煤价跌破 700 元 / 吨，印尼、澳 洲进口煤均出现 “进口价＞国内价”，进口利润收窄甚至亏损，煤价产生倒挂，导致进口量大幅度收缩。8-9月随着国内煤价的恢复，进口量环比略有恢复，但预计全年 总进口量仍在4.6亿吨左右，同比下降0.8亿吨左右。

海外供给：进口同比转负，各来源国均呈现不同程度负增长

印尼为中国主要动力煤进口国，占比达50%，但今年进口量明显下滑。1-9月，中国累计进口印尼动力煤 12176 万吨，同比下降 18.83%，占中国动力煤进口量的 50%。 整体来看，印尼虽仍是中国最大的动力煤供应国，但进口量有较明显下降，可能与印尼实施动力煤参考价（HBA）出口交易新规等因素有关。1-9月，累计进口澳煤 4889 万吨，同比下降 2.26%，澳大利亚动力煤进口量相对较为稳定。1-9月，中国累计进口俄煤 5957 万吨，同比下降 5.59%，俄罗斯动力煤进口量有一定波动，其运输 受冻港等季节性因素影响较大，同时生产成本增加等因素也对其出口产生了一定影响。蒙煤进口增量较为明显，1-9月累计进口1386万吨，同比增长4.2%，这主要得益 于中蒙口岸通关效率的不断提升，以及蒙煤自身具有价格低廉等优势。

2.需求：电煤需求触底反弹，证伪悲观预期

2025 年火电需求呈现 “一季度探底、二季度修复、三季度旺季更旺” 的节奏。一季度火电需求遭遇 “历史性负增长压力”，全国火电发电量同比大幅下滑超 5%，创下近 五年同期最大降幅；与之对应的是，一季度全社会用电量增速仅 2.5%，引发市场对于需求端可能持续低迷增长的悲观预期。二季度开始，用电的总量需求有所恢复， 进入三季度的夏季用电高峰，总量需求显现了超预期的大幅度增长，并且截至到8月，累计全社会用电量增长已经恢复到4.6%，对应火电发电量增速下降收窄至仅 0.8%，已经证伪了市场上半年对于需求预测的悲观预期。 2025年，我们预测假设Q4冬季天气保持正常，判断火电发电量降幅可能继续收窄至接近0%附近；2026年，火电发电量代表的煤炭电煤需求有望恢复1%左右的增长。

需求：全社会用电超预期核心源于深层次用电结构性变化

从全社会用电量的结构变化看用电核心产业变迁，经济对于电力的影响在快速削弱，新兴业态占据主导地位。过去二十年来，二产用电（主要是制造业）是拉动电力 需求增长的核心，由于制造业与经济的强相关性，也造成了市场对于经济与电力需求强相关的固有概念。但我们观察到电力消费弹性系数（用电量增速/GDP增速）在 2018年以后快速从历史均值的1左右提升至1.3-1.4，背后反映的是用电结构正在发生里程碑式的变化，三产（主要是新能源车充换电、AI等）及城乡居民用电（电气化 率提升）在2024年已经占到边际用电增量的半壁江山，电力需求的韧性在提升，与经济的直接关联度在下降。 二十年来，全社会产业结构出现明显变化。全社会用电量从2005年至2024年年均增长率为7.2%，同时期的GDP平均增速为7.92%。分产业看，一产、二产占比持续下 行，第三产业、城乡居民用电量占比持续提升。我们认为背后反映的是经济转型背景下的产业结构变化，很长一段时间内，第二产业的发展及居民生活电气化水平的 持续提升是用电量消费的主体，其高速增长为用电量上行的主要动力，但在目前经济转型过程中，第三产业及城乡居民用电或将逐渐成为推动用电量增长的主要力 量。

需求：全社会用电超预期核心源于深层次用电结构性变化

驱动电力需求增长的核心来源于AI、新能源、储能等推动下的第三产业及城乡居民用电。展望中长期看，云计算、大数据、人工智能、5G等数字技术的广泛应用，将 驱动数据中心数量和规模急剧扩张，预计数据中心的耗电量巨大且增长迅猛，数字经济的蓬勃发展也会带动5G基站、通信网络等基础设施的大规模建设与运行，增加 对服务器、网络设备和终端设备的用电需求。同时电动汽车的快速普及带动了充电服务业的用电需求激增（充电桩用电通常统计在服务业中），这部分耗能也从燃油 转化为用电，进一步对于用电量增长有所提振。 2025H1第三产业及城乡居民用电对于全社会用电量新增用电贡献占比已经超过50%。2025H1，全社会用电量48418亿千瓦时，同比增长4%。从分产业用电看，第一产 业用电量676亿千瓦时，同比增长8.5%；第二产业用电量31485亿千瓦时，同比增长2.7%；第三产业用电量9164亿千瓦时，同比增长7.5%；城乡居民生活用电量7093亿 千瓦时，同比增长5%。

需求：新能源或正式步入历史发展“下半场”，火电替代压力见顶

新能源或正式开始步入历史发展的“下半场”。过去几年，在政策的推动下新能源呈现爆发性的发展态势，截至2024年底，风光累计装机已经历史性的超过火电，每年复 合20-30%的新增装机增长也在快速的替代火电。但依靠政策的高速发展却没有带来“质量”的同步抬升，也造成了近年来行业“内卷”、电网消纳达到红线导致弃风弃光率 明显抬升的现实问题。为了引导新能源的高质量发展，我们观察到2025年新能源政策逐步调整，出台了针对光伏的“136号文”，国庆以来财政部针对风电、核电增值税 相关的政策文件。 政策调整或导致新能源新增装机回落，火电替代压力或历史性见顶下滑。光伏与风电、核电政策调整：1）光伏：136号文后，6-8月单月装机量断崖式下跌（从24- 25GW/月降至15、11、7GW）。2）风电：陆上风电25年11月起取消增值税即征即退50%；海上风电该优惠保留至27年底。25年起新增陆上风电补贴降30%，计划27年 全面取消，25年6月起新增风电上网电价全面市场化，存量项目可选煤电基准价兜底，预计风电项目IRR从8%-10%降至6%-7%。3）核电：25年11月后核准核电新项目 取消增值税先征后退，存量及已核准未投产项目按不同规则享受优惠。