2025年煤炭行业2026年年度策略：否极泰来，行业迎新一轮上行周期

2026年动力煤后市展望

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。

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。

2026年焦煤后市展望

2025年1-10月炼焦煤价格（元/吨）走势回顾

2025年供需宽松，炼焦煤价格受政策影响V型反转。2025年上半年，在供给恢复与需求疲软的双重压力下，市场情绪悲观，同时中美关税战使市场对未来需求预期更加悲观，价格 持续探底，出现超跌，大部分焦煤企业出现亏损。7月出现转折，煤炭“反内卷”政策（查超产）扭转市场供给预期，供给收缩，同时钢厂盈利修复下铁水产量维持高位，需求淡季 不淡下，煤价触底强势反弹，并于9月后进入高位震荡阶段 。截至10月11日，炼焦煤价格1660元/吨，处于全年高位，但仍远低于过去几年水平。

国内供给： 山西产量回补，2025年1-7月炼焦煤产量增长3.2%

山西产量回补，2025年1-7月全国炼焦煤产量同比增长3.2%。我国炼焦煤资源相当稀缺，2022年我国已探明的炼焦煤储量为2758亿吨，仅占煤炭总储量的20-25%， 2021-2023年，国内炼焦煤产量相对稳定在4.9亿吨左右，2024年受山西安全监管较严影响产量下滑至4.7亿吨，山西是我国炼焦煤第一大省， 2025年1-7月，山西生产的 炼焦精煤占比为47%，对国内炼焦煤产量影响较大。2025年1-7月全国炼焦煤产量2.8亿吨，同比增长3.2% ，主要受益于山西产量回补，1-7月山西省炼焦煤产量1.3亿 吨，同比增长6.7%。

进口：2025年我国炼焦煤进口量同比下降

2025年1-8月我国炼焦煤进口量同比下降7.5%。2025年1-8月我国炼焦煤总进口7269万吨，累计同比下降7.5%，自2022年以来首次同比下降。在进口量减少的背景下，我国 炼焦煤的进口依赖度下滑至18%。进口量下降主要由于2025年以来国内炼焦煤供需宽松，进口需求较弱，且煤价在2024年下半年以来持续下跌后，进口煤价格优势明显减 弱，尤其是蒙煤进口受此影响大幅下滑。 展望后市，虽然近期炼焦煤价格上涨下进口量有所回升，但仍难以回到2024年高位，假设2025年9-12月炼焦煤进口量同比下降2%，则2025全年炼焦煤进口量约为11510万 吨，同比下降5.6%（-680万吨），2026年预计持平。

从全球视角看电力供需，煤电仍是压舱石

全球电力需求高速增长，并明显高于GDP增长。在电气化扩张的推动下，2024 年全球电力需求强劲增长，正在迎来新的电力时代。根据国际能源署（IEA）《Electricity 2025》报告，2024年全球电力需求同比增长4.4%，是过去10年除2021年疫情反弹外的最高增速，并且电力需求增速也高于IMF估算的全球GDP增速的2.9%。根据IEA预测，预 计2025年全球电力需求将年均增长3.3%，2026年将增长3.7%，虽然较2024年的4.4%有所放缓，主因贸易关税和经济前景的不确定性增加导致全球GDP 增速下调，但仍是过 去十年中观察到的较高增速。未来10年电力需求的增长速度将远高于总能源需求。 过去几年全球电力需求的增长主要来自中国、印度等新兴经济体，未来几年，发达经济体电力需求将逆转十五年趋势，重拾增长。从地区分布来看，2024年对比2021年，发 达经济体电力需求几乎保持不变，全球电力需求增长主要来自中国、印度等新兴经济体。与新兴经济体形成对比的是，发达经济体在过去15年里电力需求总量或人均水平基本 持平甚至下降，这主要得益于能效提升和重工业转移。然而，这一趋势正在逆转。根据IEA预计到2025-2027年，发达经济体将贡献全球电力需求增长的15%。美国、欧盟、日 本、韩国等国家和地区预计将重拾增长，这主要得益于数据中心、电动汽车、空调和热泵等终端用能技术的普及。

预计2025-2027年全球电力需求仍将维持4%左右的高速增长，处于近10年来高位。在数据中心、全球气候变暖等拉动下，欧洲、美国2023-2024年用电量增速从-1.8%、-2.8% 提高至2.1%、2.1%，我们预计未来几年增速有望进一步加快，2025-2027年CAGR进一步提高至2.3%、2.2%。虽然受中国等部分地区未来几年用电量增速有所放缓影响（预计 中国2025-2027年CAGR有所降低至5.5%），但全球用电需求仍将4%左右的高速增长，处于近10年来高位。

2010年以来，全球新能源发电高速发展。自2010年以来，全球风电与光伏发电呈现爆发式增长，成为能源转型的核心驱动力。截至2024年，全球风电和光伏发电装机分别达 到11.3亿、18.7亿千瓦，合计占全球总装机的31%；风电和光伏发电量分别达到2112、2497万亿瓦时，合计占全球总发电量的15%。 新能源发电间歇性强、波动大，必须依赖强大的电网调度与储能系统支持。由于风电、光伏发电受气候、天气、昼夜、季节等因素的影响，出力存在一定随机性、波动性、间 歇性以及反调峰性，需依赖灵活调节电源（如煤电、储能、抽水蓄能）和电网系统支持。全球多地由于电网基础设施老化、区域调度能力薄弱，以及储能系统缺位等问题，使 得电力系统难以有效吸收和利用新增清洁能源，造成了“电量增长”与“电力可用性”之间的严重脱节。

报告节选：

编辑：火腿肠