2025年煤炭行业研究：年初以来煤价持续下行，未来走势应关注哪些因素？

1、动力煤价回溯分析及预测核心观点

1.1 1-2 月煤价走势概览——暖冬需求遇冷+国内增产致煤价显著下跌

进入 2025 年 2 月，煤炭市场价格继续下行。供应端看，节后煤矿迅速复产，主产区 产能稳定释放，进口煤量创历史新高，市场供应充足。需求端看，受暖冬和节后复工 节奏偏缓影响煤炭需求疲软，偏松的供需格局推动供暖季煤价持续下跌。

内陆煤港口价：以秦皇岛动力煤 Q5500 平仓价为依据，2025 年 1-2 月，秦皇岛动力 煤 Q5500 平仓价延续下跌趋势，持续走低，均价较上年同期累计下跌约 168.9 元/吨， 价格进一步下探。

进口煤港口价：以广州港进口及下水煤 Q5500 库提价为依据，25 年 2 月，广州港 Q5500 澳洲煤、山西下水煤库提价经过 24 年 12 月下旬到 25 年 1 月中上旬的平台期后加速 下行，价格不断走低；而 Q5500 印尼煤库提价平台期延续至 2 月下旬，使得 2 月末进 口澳煤相较山西下水煤仍保持价格优势，而山西下水煤相比进口印尼煤具备经济性。

1.2 高供给+弱需求=高库存，供应过剩矛盾突出难抑煤价下行趋势

供给端：为确保 24-25 年采暖季保供需求，叠加部分以煤炭工业作为支柱产业的产煤 省经济运行承压，25 年 1-2 月国内动力煤产量同比增加 1820.0 万吨。

一方面，为确保冬季居民取暖和企业生产用煤需求，煤矿端积极保供。其中，晋陕蒙 新四大煤炭主产省区中，1-2 月山西省煤炭产量增量贡献率最高、达 28.0%，主因 2024 年山西原煤产量减少，煤炭工业增加值显著下降，致使该省 2024 年实际 GDP 增速排 名全国倒数第一。经济运行压力下，今年以来山西省强调要坚决稳定煤炭产量，一些 地级市甚至提出“以量补价”。另一方面，在 2 月内贸煤市场价松动下行前，1 月进口 煤仍然具备经济性，使得当月进口量在高基数上实现增长。

需求端：暖冬+清洁能源发电量挤压致电煤需求疲软，化工需求虽好却难以提供支撑。 为避免春节假期时间不同的影响，我们针对 1-2 月累计数据进行分析。1-2 月电力行 业动力煤消费量同比下降 3.8%、降幅为 1648.7 万吨，主因暖冬叠加清洁能源发电量 增加挤压火电发电空间，导致电煤整体需求不及预期。化工行业用煤需求延续 2024 年以来的强势，然而由于其消费量仅占动力煤总消费量的 7.8%，1-2 月动力煤累计总 消费量同比减少 1218.7 万吨。

25 年初电厂仍然维持高库存策略，供需总体宽松的环境下电煤长协资源兑现良好， 电厂市场煤采购积极性不高；电厂库存压力逐渐传导至港口，北方港口煤炭库存经历 12M24 的短暂去化后，自年初以来重新开始累库。另外，春节后国内市场煤价大幅下 跌，进口利润收窄也导致港口库存堆积。

结合供需来看，2 月煤价波动中，供给侧的影响更大。

供应方面：1、2M25，国内动力煤产量分别同比+1.7%、+4.7%，广义动力煤进口量分 别同比+0.4%、-11.4%。

需求方面：下游电厂高库存、高长协供应，叠加即将进入传统用煤淡季，终端采购动 力不足、观望情绪浓厚。

综合来看，受公历春节假期时间不同的影响，2M25 实际工作日天数多于 2M24，因此 2M25 动力煤消费量同比降幅环比 1M25 有所收窄；然而，2 月国内动力煤产量同比增 速环比扩大，供应过剩矛盾加剧，导致 2 月中旬起市场煤价急跌。

1.3 后市展望——预计 5 月煤价弱稳运行，月底关注迎峰度夏预期博弈

经历了 2 月急跌后，3 月起市场煤价跌幅趋缓，但供强需弱仍然难以扭转下行趋势。 4 月底受大风天气影响，港口库存再次走高，疏港压力使得港口煤价开始松动下行。

供应端：国内产地供应保持高位，进口煤价格优势不再，进口量下降。

国内生产来看，产煤省经济发展诉求是 25 年初以来国内生产维持高位的重要原因。 当前内外部宏观经济环境复杂多变，产煤省经济社会运行缺乏其他抓手。在没有发生 重大安全事故导致安监大范围收紧的情况下，仅通过行业自律减少供应存在困难。 ✓ 流通环节来看，4 月起大秦线开始检修。以往大秦线集中修期间，多数情况下将使港 口库存下降，推动市场煤价上涨；而近年来大秦线检修对港口库存和市场煤价走势的 影响逐渐式微，主因市场供应宽松态势明显。据太原路局的消息，大秦线春季检修将 较原计划提前一周、于 4 月 25 日结束。大秦线恢复后，预计进港煤车将大幅增加。

进口煤方面，根据 3M25 消息指出，为缓解公共财政压力，印尼能源与矿产资源部提 议提高矿业公司缴纳的特许权使用费。新规预计自 4 月 26 日起执行，将降低部分最 大煤炭公司（包括阿达罗 Adaro、阿鲁特明 Arutmin 等大型煤企）的税率，同时提高 小型生产商（布米 Bhumi、布基阿萨姆 Bukit Asam）的税率，出口税率大约增加 1%。 此外，税率还将与 HBA 指数挂钩，并可能随着指数上升而增加。受该新规影响，预计 印尼中小型煤炭生产商生产成本将进一步提高，进而影响其在国际海运煤市场的竞争 力。

综合供给侧多空因素来看，预计后续国内产地供应将保持高位，而煤炭进口量将延续 同比下降趋势。

需求端：3、4 月进入传统用煤淡季+风电出力旺季，火电发电空间仍将受到挤压；3 月上旬，受非电行业采购需求释放及局部供应收缩推动，市场煤价曾小幅反弹，但持 续时间较短。

天气方面，北方供暖季基本于 3月结束，3 月初起重点电厂日耗量保持环比下降趋势。 4 月正式进入用电淡季，电厂春季检修期拉开序幕，电厂日耗持续下行。根据金正能 源信息，4 月下旬电厂耗煤量创下年内新低，电煤需求下行压力仍然严峻。然而，5 月起全国各地开始逐步入夏。据国家气候中心预测，5 月除云南西北部、西藏南部等 地气温较常年同期略偏低外，全国其余地区气温接近常年同期到偏高，电厂日耗量有望环比改善。

3 月宏观经济回稳向好，制造业 PMI 环比上月提升 0.3pct，连续两个月在扩张区间运 行；全国样本钢厂电炉开工率由低位逐步向正常水平回归，并且在钢企逐步复产的背 景下，钢材社会库存近三周连续下降，说明钢材需求有所恢复。然而，房地产市场的 低迷状态未改，新建商品房市场仍在缓慢寻底，对建材、钢材的需求仍有拖累。仅靠 化工行业用煤需求的增长不足以弥补电煤和其他非电行业用煤需求的低迷，进入 4 月后非电行业需求也逐渐走弱。另外，还需考虑到 4 月初以来特朗普 2.0 关税对外贸 行业的冲击尚未完全传导至下游，出口对经济增长的拉动力减弱或对动力煤消费量产 生影响。

综合供需：预计 5 月煤价弱稳运行，月底贸易商或博弈迎峰度夏补库需求释放。

预计 5 月国内煤炭生产仍将保持高位，内贸煤价大幅调整后挤出部分成本竞争力处于 劣势的国内外供应量；进口煤价格优势收窄，部分终端转向采购内贸煤，对港口煤价 形成一定支撑。另外，高供应+高库存+弱需求的局面已经维持近 6 个月，当前市场或 对利多因素较为敏感。随着夏季渐进、气温提升，电厂日耗量环比改善带来补库需求 逐渐释放；贸易商或提前博弈电厂迎峰度夏补库需求释放，5 月底 6 月初煤价或小幅 探涨。但考虑到当前各环节库存，预计涨幅较小且涨势持续时间较短，煤价整体弱稳 运行。

1.4 后续煤价跟踪的关注点——供给收缩或许比需求改善更值得关注

如我们在章节 1.2 中的分析，本轮煤价下行受供给侧的影响更大。

我们在报告《电力供给周期：适度超前的规划与投资滞后的现实》中曾经论述，以持 续时间通常是 10 年的产能周期为界，1990 年以来的每个产能周期的上行阶段，用电 需求增速高于 GDP 增速；而下行阶段用电需求增速则通常小于 GDP 增速。这是因为经 济从复苏到繁荣的过程往往伴随着基建和制造业投资景气，此阶段高耗能工业品的需 求量天然高于经济下行周期，电力消费弹性系数也就更高。在产能周期和能源清洁化 转型的双重作用下，动力煤消费需求增速放缓的趋势明确。4 月 9 日，中国煤炭工业 协会新闻发言人表示：“结合国内多家权威机构的研究成果后认为，在 2028 年前后， 中国的煤炭消费总量将进入峰值平台期。”

回顾历史，煤炭消费需求在 2016 年同比收缩，而煤价却企稳回升，煤炭供需的再平 衡是依靠供给侧出清完成的。2016 年，我国煤炭消费量在 2015 年低基数的基础上进 一步下滑 2.8%，而供应端收缩幅度更大、国内产量同比下降 9.0%。供给侧加速出清 使得我国煤炭供应（包括自产和进口）和煤炭需求之间的差值从 2015 年的-4773.4 万吨，扩大到 2016 年的-2.2 亿吨。煤炭供需平衡改善，秦皇岛港 Q5500 动力煤平仓 价年均值同比提升 16.2%。

我们接下来从国内生产&周转、煤炭进出口、下游需求三大维度拆解煤炭产业链数据， 用以佐证我们对 12M24 此轮煤价变化的分析和对未来走势预判的结论。

2、拆解维度 1：国内生产&周转——产量增长韧性，各环节持续累库

2.1 国内产量：1-2 月煤炭产量同比提升，铁路发运量下降致煤矿库存积压

1-2 月原煤累计产量同比提升 8.52%；同期动力煤累计产量同比上升 3.10%。

原煤生产：整体看，2025 年 1-2 月原煤日均产量约 1297.17 万吨，日均产量同比上 升 121.72 万吨、环比 12M24 下降 117.18 万吨，变化幅度分别为同比+10.36%、环比 -8.29%。

动力煤产量：1-2 月动力煤累计产量 6.05 亿吨、同比+3.10%，累计产量高于去年同 期。1~2 月动力煤日均产量占原煤日均产量比重为 79.0%，环比 12M24 下降 0.4pct。 月度来看，1 月我国动力煤产量 3.14 万吨，同比上涨 1.7%；3 月我国动力煤产量 2.90 亿吨，环比 1 月下降 7.6%，同比增长 4.7%，高于近 3 年历史同期。

综上，1~2 月煤炭产量仍然保持同比增长趋势，主因：①采暖季保供要求下主流煤矿 生产稳定，春节后煤矿生产段复工复产节奏整体快于需求；②随着安监常态化、智能 化矿山建设、煤矿产能置换等行业趋势的发展，煤矿企业在环保、产业布局、用工、 洗选、运输等方面的投资持续增加，使得煤矿企业一旦开始生产便不会轻易停产；③ 产煤省经济运行高度依赖煤炭工业，转型压力下煤炭主产区省份，如山西，25 年明 确提出稳产要求。

分地区看，晋陕蒙新煤炭产能占比 82.1%、产能集中度保持稳定；山西产量持续恢复， 累计产量同比大幅上升。

1-2M25 晋陕蒙新四省区原煤产量达 6.3 亿吨，占全国原煤产量 82.1%，高于 2024 年 同期的 81.2%，且高于 2023/2022 年同期的 81.8%/80.9%。自供给侧改革以来，煤炭 生产重心进一步向资源禀赋佳、开采条件好的“晋陕蒙新”地区集中，智能化、清洁 高效产能陆续释放。

内蒙古作为全国重要能源基地，1-2 月原煤产量 2.07 亿吨、占全国产量的 27.1%，同 比增加 2.1%，1-2 月对全国原煤产量的增量贡献率达 27.06%。

山西 1-2 月完成原煤产量 2.14 亿吨、占全国产量的 27.9%、累计同比 20.8%，1-2 月 对全国原煤产量的增量贡献率达 27.99%。

陕西 1-2 月原煤产量 1.15 亿吨、占全国产量的 15.1%，同比增长 2.5%，1-2 月对全 国原煤产量的增量贡献率达 15.07%。

新疆已晋升为中国第四大产煤区，2021 年 12 月起增速显著领先于晋陕蒙三地；2025 年 1-2 月原煤产量 0.91 亿吨、占全国产量的 11.9%、同比增速高达 14.4%，1-2 月对 全国原煤产量的增量贡献率达 11.93%。

截至 2 月底六大国有重点煤矿，整体库存较年初和去年同期分别增加 441.7 和 1176.6 万吨；其中，华北、西北地区库存涨速最快。

截至 2025 年 2 月末，六大国有重点煤矿库存合计 2804.6 万吨、较年初增加 441.7 万吨、较去年同期也高出 1176.6 万吨。

其中，华北、西北地区库存累库速度显著提升，华北地区 2 月末库存 1259.2 万吨、 环比增加 213.9 万吨、涨幅约 20.5%，西北地区 2 月末库存 919.9 万吨、环比增加 167.1 万吨、涨幅约 22.2%。西南地区库存 80.5 万吨，环比增加 12.8%；华东、中南地区环 比分别上升 12.1%、36.4%，东北地区环比下降 3.2%。综合来看，整体库存的环比增 速已连续 3 个月提升。

从铁路煤炭发运量看，山西＞内蒙古＞陕西＞新疆，2025 年 2 月同比来看，新疆、 陕西和山西同比下降，内蒙同比增长。

新疆重点煤矿 2 月铁路发运 347.6 万吨，较 2024 年同期减少 28.0 万吨，环比 1 月减 少 35.4 万吨。考虑到西北地区煤炭库存堆积和新疆 1-2 月累计煤炭产量同比增长， 煤炭外运量下降或因本地化工用煤需求增加，以及暖冬天气和复工复产节奏偏缓所导 致的下游需求不及预期。

山西重点煤矿 2 月铁路发运 1724.3 万吨，同比减少 115.5 万吨。去年上半年，山西 受煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治工作影响，原煤产量有所下降，煤炭发运量基 数偏低。而 25 年 1-2 月，山西省煤炭发运量低于过去 3 年同期水平，或受下游需求 疲软和进口煤冲击的影响。

陕西重点煤矿 2 月铁路发运 1086.4 万吨，同比减少 106.1 万吨，环比 1 月减少 101.2 万吨，但仍高于 2022 年水平。

内蒙古重点煤矿 2 月铁路发运 1331.0 万吨，同比增加 16.0 万吨，是四大产煤省区中 唯一发运量正增长的省份。

2.2 港口周转：港口持续累库，2 月底 CCTD 主流港口库存较去年同期高 30%

港口吞吐情况：三大港口日均吞吐量自 12M24 起下行至 25 年春节后回升。

以黄骅港、曹妃甸港、秦皇岛港吞吐量为依据，三大港口吞吐量在 2 月上旬阶段性触 底后，2M25 黄骅港日均吞吐量环比回升，而秦皇岛港、曹妃甸港日均吞吐量环比继 续下行。港口间日均吞吐量环比变化方向分化，或因黄骅港是国家能源集团煤电路港 航一体化运营的支柱港口。在下游用煤需求总体疲软的背景下，国家能源可通过产运 销一体化运营的集团作战优势，提升周转效率。

总体库存情况：港口库存逐渐上升、存续库存量有所增加。

以 CCTD主流港口煤炭库存为依据，2月底库存 7498.9万吨，较去年同期水平高 1724.7 万吨，环比春节前增加 646.5 万吨。其中，2 月底北方港口合计库存、长江口港口合 计库存分别为 2920、681 万吨，环比 1 月分别增加 344、77 万吨。

港口库存较 1 月上升主因：①节后下游复工偏慢而煤矿复产进度较快，供应端铁路保 障运输，北方港口调入量上升，货源充足；而需求端电力行业持续低迷，非电行业体 量较小，难以拉动煤炭消耗；②非电企业采购谨慎，受市场行情与资金回笼影响，建 材、化工等非电企业开工放缓，煤炭采购仅维持刚需；③长协煤合同执行稳定，煤矿 持续向港口供煤，推动库存上升。

分港口看：北方港全部环比上升，长江港口库存环比总体趋势向上。

北方港口中，2 月秦皇岛、曹妃甸、曹妃甸二期、华能曹妃甸、京唐港老港、国投京 唐港、京唐专业码头、黄骅港环比上升，2 月末库存环比 1 月分别增加 11、75、7、 38、29、50、65、7 万吨，合计增加 344 万吨。

长江口港口中，2 月镇江东港港口环比下降，月末库存环比 1 月减少 15 万吨；如皋 港港口库存整体保持稳定；其余港口库存环比均呈现不同程度的上升。其中，扬子江 港口、太和港增幅较大，2 月末库存环比 1 月末分别增加 37、30 万吨。各港口合计 上升 77 万吨，环比增幅达 12.7%。

2.3 煤炭运价：内江运价小幅下跌、沿海运价显著回升、陆路运价维持稳定

运价总体情况：2M25 各途径运价整体体现下降的特征；公路运价持平，内江运价窄 幅震荡，沿海运价整体大幅下降，体现旺季需求偏弱。

公路运价：以鄂尔多斯煤炭公路运价指数为依据，运价自 24 年 12 月以来微幅下跌， 25 年 1-2 月运价底部企稳，长途公路、中途公路、短途公路运价截至 2 月 28 日分别 为 0.20、0.42、0.80 元/吨公里，长途、中途、短途环比 1 月底下降各 0.03/吨公里。

内江运价：25 年 1-2 月居民及工业用电需求增长乏力，非电企业煤炭采购多以维持 刚需为主，散货船运力供给充足，供需偏松格局下运价下跌。以长江煤炭运输综合航 运指数（CCSFI）为依据，长江煤炭运价 25 年 1-2 月总体呈下降态势，2 月 28 日指 数报收于 768.43 点，相较 24 年 12 月末下跌 54.72 点，跌幅 6.7%；环比 1 月末下跌 114.29 点、跌幅 13.0%。

海运价：中国沿海运价与全球运价同向变动。以波罗的海干散货指数(BDI)以及中国 沿海煤炭运输指数（CBCFI）为依据，BDI 指数 2 月持续上涨，月末报收于 1229 点， 较 1 月底上涨 67.2%；CBCFI 指数 2 月初维持在 476 点左右，中下旬开始缓慢回升， 月底报收于 573.23 点，环比 1 月末上涨 20.35%。拉尼娜现象作用下，局部地区干旱影响水电发电量，亚洲煤炭运输加速，此外铁矿石、谷物等商品贸易额增加，推动 BDI 指数上涨。2 月下旬，外贸市场行情景气，节后部分船舶尚未恢复通航，市场可 用运力略有收缩，尤其是即期船运价跳涨较为明显，带动 CBCFI 指数持续回升。

3、拆解维度 2：煤炭进出口——2 月动力煤进口量转降、累计仍增长

3.1 进出口总量：2 月动力煤进口量首降，1-2 月累计增速仍为正

进出口概况：2 月动力煤净进口量自 8M24 以来首次转降，同比减少 12.9%，环比 1 月减少约 29.5%。

据海关总署数据，25 年 2 月我国进口广义动力煤 1191.0 万吨，较去年同期减少 153.6 万吨、降幅为 11.4%，较 1 月份环比减少 482.7 万吨、降幅 28.9%。

2 月我国动力煤出口 20.9 万吨，同比增加 19.9 万吨，增幅 1993.1%。

从动力煤进出口净额看，2 月净进口 1170.1 万吨，同比下跌 173.5 万吨，跌幅 12.9%； 环比 1 月下降 490.3 万吨，降幅 29.5%。

从海运煤角度看，2M25 中国煤炭海运进口量保持偏弱运行态势，采暖季渐近尾声使 得进口结构趋于平衡。

从国内供需平衡看：暖冬天气影响下燃煤发电供热需求减少，对于煤炭的需求减弱； 国内煤炭产量增长，电厂、港口、煤矿各环节库存积累，使得 1-2 月内贸煤市场价格 持续下跌，中低卡印尼煤的价格优势、高卡澳煤的性价比优势收窄，推动 2M25 海运 进口煤量同比下跌。

从来源国看：随着与蒙古、俄罗斯的铁路直接联通的发展，通过铁路从蒙古、俄罗斯 进口的煤炭数量持续增长。印尼煤仍然是中国煤炭进口的主要来源国，但受 HBA 定价 新政预期扰动，低卡煤价格优势弱化，进口量同比下滑。澳大利亚进口煤是我国高卡 煤供应的重要补充，虽受整体需求疲软影响进口量同比有所下滑，但降幅小于印尼煤。 1 月澳煤与俄煤当月进口量分别同比增加 33.3%、2.6%，印尼煤与蒙古煤同比减少 20.3%、11.6%。2 月澳煤与印尼煤进口量同比分别下降 12.7%、37.5%，蒙古煤与俄煤 同比增加 6.2%、17.5%，结构变化主要有经济性因素驱动。

3.2 展望后续进口情况：预计 4、5 月煤炭进口量延续同比下降趋势

受亚太市场海运煤价低迷影响，主要进口来源国供应量有所减少。

印尼：受 3 月斋月、降水天气和国际市场煤价低迷的影响，部分生产成本较高的小型 煤炭生产商已减少产量：截至 4 月 16 日，印度尼西亚煤炭产量降至 1.84 亿吨，同比 -7.5%。此外，3M25 最新消息指出，为缓解公共财政压力，印尼能源与矿产资源部提 议提高矿业公司缴纳的特许权使用费。新规将自 4 月 26 日起执行，届时进一步提高 印尼小型煤炭生产商的生产成本，影响其矿产在国际市场中的竞争力。

澳煤：据澳大利亚联邦工业、科学和资源部首席经济师办公室 3 月 31 日发布的 2025 年一季度《资源和能源季报》预测，全球用煤需求下降将加剧出口国间的竞争，高成 本、低质量出口商受到的冲击更大。考虑到澳大利亚高卡煤已建立较为稳定的出口市场，预计澳大利亚动力煤出口量将下降，但市场份额保持稳定。

俄煤：受美国对俄煤炭公司制裁升级影响，俄罗斯煤炭出口结构进一步向远东市场转 移。据 CCA Analysis 1 月 20 日信息，美国新增几家俄罗斯煤炭公司进入制裁名单， 目前几乎所有俄罗斯主要煤炭公司都受到制裁。根据中国煤炭经济研究会整理的信息， 1Q25 俄铁运输出口煤炭同比增长 3.7% 但海运煤出口下降 2.9%；其中，俄罗斯经铁 路运输以中国为目的地的出口煤炭累计为 2479.1 万吨，同比+11.7%。未来供应增量 将受到俄罗斯铁路网络运力瓶颈的制约。

印度 4 月初提前进入高温天气，东南亚受益于产业转移和 90 天关税暂停，用煤需求 韧性增长，预计中低卡进口煤经济优势不足，而高卡煤进口经济优势保持。

受南亚高压影响，4 月 3 日起，印度西北部的贾沙梅尔已连续第 14 天日最高气温超 过 40℃；另有多个城市日最高气温稳定在 37~43℃。高温天气将推升印度发电用煤需 求，印尼能源和矿产资源部调升 4 月下半月中低卡煤 HBA 指导价反映出中低卡煤供需 格局较高卡煤偏紧。 

此外，据路透社报道，1Q25 印度、日本、韩国、中国四大亚太地区主要煤炭进口国 进口量均同比下降，但土耳其、越南和孟加拉国创下季度最高进口记录，马来西亚、 菲律宾、泰国、巴基斯坦和中国香港都报告了强劲的进口增长，新兴市场有望支撑亚 太市场海运煤需求。

综上，考虑到内贸煤港口价格已在 660~670 元/吨区间盘整近 1 个月，期间进口印尼 煤价格优势持续低位运行，预计 4、5 月煤炭进口量将延续同比下降趋势。

4、拆解维度 3：下游需求——电煤需求疲软，非电需求增势偏弱

4.1 动力煤整体需求情况：电煤需求下降，非电需求上升但增量贡献率较小

2 月动力煤总消费 3.2 亿吨，同比微增 0.9%，1 月动力煤总消费 3.7 亿吨，同比下降 3.9%。

电煤方面：1-2M25 电力部门保持动力煤消费主体地位，分别消耗动力煤 2.3、1.9 亿 吨、同比分别-6.1%、-0.8%。暖冬天气+去年同期高基数+清洁能源发电量增长的挤出 效应影响下，1-2M25 火电发电量同比-5.8%。

非电煤方面：2M25 非电行业总体耗动力煤同比+3.4%，除建材行业外均同比增长。其 中，冶金耗煤量同比增长 1.9%。虽然需求预期偏悲观，但下游钢厂利润尚可、产量 仍有增长空间：2025 年 1-2 月全国粗钢、钢材累计产量分别同比-1.5%、+4.7%。建 材耗煤量同比减少 3.2%，主因新建商品房处在“价稳量跌”阶段、市场仍未见底， 房地产行业建材需求持续疲软。供热耗煤量同比增长 3.3%，24-25 年冬季气温阶段性 起伏大，1M25 气温偏高超过 1.0℃，2M25 气温又转为偏低，居民取暖用煤用电需求 增加。化工耗煤量同比增长 10.2%，主因近年我国新型煤化工项目迅速发展，甲醇、 尿素等化工产品市场需求也保持增长态势，增加用煤需求。

2M25 电力行业动力煤消费占比有所回落，环比-4.3pcts；冶金、化工、建材、供热 行业动力煤消费占比提升，环比+19.0pcts/+12.4pcts/+5.5pcts/+5.6pcts。

4.2 从用电需求看发电耗煤需求：1-2 月气温总体偏高，电煤需求不及预期

选取 2024 年用电 TOP5 省份，从省会城市平均气温看，5 大省会城市 2M25 平均气温 高于去年同期；从单个省会城市来看，2 月石家庄、济南、南京平均气温较去年同期 分别偏高 0.5、1.0、1.0 摄氏度，广州、杭州平均气温较去年同期分别偏低 0.4、0.3 摄氏度。

1-2 月用电需求旺季不旺，我国全口径发电量 14920.6 亿千瓦时，同比增长 0.3%，但 增速环比 12 月下降 5.4pcts，或因暖冬和春节假期影响，全国大部分地区气温仍相 对偏高，用电需求增长驱动力偏弱。

4.3 从其他电源看火电发电需求：可再生能源发电增量贡献率同比+2.9pct

其他电源发电情况：2M25 各清洁电源发电量均同比上升，且核电、风电、光伏发电 量增幅环比 1 月均上涨。总体看，非火电清洁电源发电量合计增量贡献率 31.6%、贡 献率同比+4.2pcts。

分项看，25 年 1-2 月水电发电量 1461.1 亿千瓦时，同比上涨 5.2%，环比 24 年 11-12 月下降 11.0%，累计发电量同比增幅自 24 年 7 月达到顶峰开始回落。从水库流量看， 2M25 三峡水库出库流量高于 24 年同期水平，同比上升 19.0%。

1-2 月，核电、风电、太阳能发电量同比分别+7.9%、+18.6%、+47.7%，增速环比 24 年 11-12 月分别-0.3pct、+11.8pcts、+5.1pcts。 ✓ 从利用情况看，1-2 月核电利用小时数同比上升，水电、光伏、风电利用小时数同比 下降，其中核电利用小时数提升或因大修机组数量少于去年同期，水/风/光利用小时 下降或因相关可再生能源资源弱于去年同期，另外或还因供需的时空失衡加剧而导致 利用率下降。然而，清洁能源对发电量的增量贡献率同比仍提升了 4.2pct，可见新 能源装机渗透率的持续提升对火电需求造成了挤压。

火电发电需求：1-2 月火电发电量和利用小时数均同比下行。

从发电量看，1-2月火电发电量10213.7亿千瓦时、同比-5.5%，跌幅环比扩大5.2pcts。

从利用小时看，1-2 月火电利用小时数 691 小时，同比降低 72 小时、降幅 9.4%，或 主因暖冬影响，火电机组利用率同比有所下行。

4.4 终端电厂耗煤及库存情况：电厂场存增加、2 月中下旬起可用天数下降

火电厂耗煤情况：2 月全国电厂日耗环比下降 2.56%，存煤平均可用天数逐渐下降、 环比保持稳定。

从供电煤耗率看，今年 1-2 月火电累计供电耗煤率 287.8 克/千瓦时、同比下降 1.8%， 主受季节性因素影响：采暖季热电联产机组按供热量适当分摊煤耗，使得供电耗煤 率下降。

从电厂日耗看，25 年 2 月全国电厂日均耗煤量环比 1 月下降 2.6%，基本符合与火电 发电量变化趋势。

分省份看，25 年 1-2 月四川、贵州省耗煤量领先，或因二省 1-2 月风电、光伏出力 不足，火电承担保供责任出力增加。前 5 大用电省份中，广东、浙江累计规上电厂发 电耗煤量分别同比增长 3.5%、3.4%，而江苏、山东、河北规上电厂发电耗煤量则分 别同比下降 8.9%、7.9%、15.4%，其中差异或因各省新能源资源禀赋和能源清洁化转 型进度不同。

从终端电厂库存看，节前煤炭场存持续升值近 1 年中的峰值；随着复工复产推进，2 月中下旬起，全国电厂平均可用天数开始下降。

自 9M24 以来，全国电厂煤炭库存持续增加。25 年 1 月春节假期前最后一周，全国电 厂煤炭库存达 7302.8 万吨、较年初增加 114.4 万吨，较去年春节假期前一周（2024 年 2 月 9 日）偏高 2580.8 万吨。3Q24 以来，电煤供需总体宽松、长协及市场煤资源 供应充足，电厂提前完成节前补库，电厂库存高企对市场煤炭价格形成了压制。

电厂场存增加，平均可用天数保持稳定。2 月，全国电厂平均可用天数 22.3 天，虽 然从平均数上看环比 1 月保持稳定，但受春节假期扰动，2 月电厂周度平均可用天数 先升后降，主因电厂日耗与下游复工复产节奏相关；同比来看，2 月平均可用天数较 去年同期增加 3.3 天，主因电厂库存大幅增加。

4.5 其他非电煤需求：除建材外非电需求整体表现相对坚挺，支撑煤炭需求

非电行业用煤需求除建材领域外总体表现相对坚挺，对总耗煤需求有一定的拉动作用。

2M25 化工行业动力煤消费量同比增加 242.37 万吨、增幅 10.2%，是非电行业动力煤消费增量的主要来源，整体需求增长速度和规模占比较大，对非电煤需求的拉动作用 相对较大。

冶金行业动力煤消费需求可通过主要有色金属和生铁产量表现。1-2 月，我国十种有 色金属累计产量为 1293.9 万吨、同比小幅增长 1.3%；生铁累计产量月 1.4 亿吨、同 比基本持平。冶金行业整体用煤量占比较小、有色金属和生铁增长势能偏弱，对动力 煤消费量的增长贡献率有限。

建材耗煤可主要通过房地产情况体现。25 年房地产市场整体延续低迷处境，2 月商品 房销售面积同比下降 622.9 万平方米，新房开发建设回暖进程较缓慢，仍无法有效拉 动建材耗煤量，后续可能会伴随稳健房地产行业的政策落地生效而有所缓解。

编辑：火腿肠