非电需求方面，化工、供热及其他行业煤炭消费量同比增长，建材、冶金同比回落。
专项整治后矿企积极复产，全年煤炭稳产增产目标基本实现
2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》明确了2024年全国能源工作的主要目标，坚持把保障国家能源安全放在首位，截至2024年10月，煤炭稳产增产目标基本实现，全国原煤累计产量为38.92亿吨，同比增加1.64%。2024年上半年，在山西省开展煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治的影响下，1月至7月原煤累计产量同比下降，随着下半年安全检查专项整治结束，原煤复产增产显著提升。2024年10月，国家矿山安全监察局关于印发《矿山安全生产举报奖励实施细则》的通知，核心旨在通过奖励机制鼓励社会公众参与矿山安全生产的监督，及时发现并消除安全隐患。在2024年违规超产问题进行大规模专项整治后，预计2025年安全生产监督工作将保持常态化进行，大规模减产可能性较低，供给有望保持平衡充裕。
山西安检趋严原煤减产，新疆外运能力提升增产显著
分产区来看，山西省2024年上半年根据“三超”整治要求，煤矿全年或月度原煤产量不得超过核定（设计）生产能力幅度的10%，导致山西原煤产量同比有所下降，但下半年专项检查结束，产量累计同比降幅从3月的-18.5%逐渐收窄至9月的-8.0%，预计2024年全省煤炭产量稳定在13亿吨左右，比2023年减产约7500万吨左右。截至2024年9月，内蒙古/陕西/新疆原煤累计产量较去年同比增加5.7%/1.6%/18%，新疆铁路部门数据显示，截至2024年10月24日，新疆铁路疆煤外运量达7005.38万吨，同比增长51.7%，运量、增幅均创历史新高，受到新疆煤炭外运能力提升以及新疆煤制油气、煤制烯烃、煤基新材料等产业集群快速发展的影响，新疆原煤增产显著。预计2025年内蒙及新疆产区仍为全国煤炭增产主要关注地区。
全国原煤产量及进口量同比增长，增幅收窄
截至2024年“三超”和隐蔽工作面整治之前，2021年至2023年全国原煤累计产量及同比增速均呈正增长，对应累计产量分别为40.71、44.96、46.58亿吨，同比增加5.92%、10.43%、3.62%，2023年原煤产量增幅小幅收窄，但整体产量仍维持高位，除安检趋严影响原煤供给外，2023年以来进口煤大幅增加也对原煤产量形成挤压，2024年原煤进口量在2023年高基数下仍维持正增长。
煤炭进口量新高，能源供应渠道有效拓展
全国煤炭当月及累计进口量增长显著，进口煤的补充可以有效平衡煤炭资源分布不均等资源错配等问题，煤炭进口量增加有效拓展了能源供应渠道，平衡了国内外煤炭价格，降低沿海电厂用煤成本。截至2024年10月，煤炭当月进口量为4625万吨，同比增加28.50%，累计进口量为4.35亿吨，同比增加13.51%，国际煤价大幅涨价可能性较低，四季度有望较国产煤延续价格优势，预计2024年原煤进口量有望达到5亿吨。
印尼动力煤贡献主要进口增量，进口价格较国内优势明显
截至2024年10月，印尼/澳大利亚/俄 罗斯/蒙古/哥伦比亚/其他国家动力煤 进口数量累计占比分别为58%/18%/13% /6% /2%/3%，进口量同比分别+5.7% /+55.9%/-16.1%/+56.5%/+236.0%/ +25.6%，由于澳大利亚煤炭同比占比 增加，印尼煤炭进口量占比较2023年 62%下降至58%，但印尼煤累计进口量 仍较2023年同期增长1015万吨。 截至2024年9月，动力煤（广义）累计 进口量为1.68亿吨，同比增加9.08%， 动力煤当月进口均价为651.68元/吨， 且进口均价自2024年初呈显著下降趋 势，较国产煤价格降幅明显。
蒙古炼焦煤进口量占比排名靠前，进口价格优势稳定
截至2024年10月，蒙古/俄罗斯/美国/ 加拿大/澳大利亚/印尼/其他国家动力 煤进口数量累计占比分别为48%/26%/ 9%/7%/7%/2%/2%，进口量同比分别 +14.5%/+18.0%/+78.6%/+10.4%/+233. 3%/-34.0%/+57.0%。由于澳大利亚煤 炭同比占比增加，蒙古煤炭进口量占 比较2023年51%下降至48%，但蒙古煤 累计进口量仍较2023年增长599万吨。 截至2024年9月，炼焦煤当月进口量为 8,898.88万吨，同比增加22.36%，炼 焦煤当月进口均价为1036.70元/吨， 较国内价格优势明显。
长协要求放松，市场煤供应弹性预计增加
国家发展改革委办公厅印发《关于做好2025年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，对2025年电煤中长期合同的签订履约工作作出了系统安排。2025年主要变化为：第一，煤炭企业任务量从不低于自有资源量80%下调至75%，并增加对煤矿安全生产能力的考量。第二，全年履约要求从“全年足额完成履约任务”调整为“全年原则上足额履约，最低不得低于90%”。总体来看，2025年长协要求放松将增加市场煤供应，高长协履约比例龙头企业的市场煤供应弹性有望增加。
煤炭保供稳价， “压舱石”和“稳定器”的作用长期不变
煤炭产能释放受到政策调控、安全生产要求及宏观经济等多重因素影响，煤炭作为我国的主体能源，产能利用保持高位，在能源保供中，起到“压舱石”和“稳定器”的作用。截至2024年11月15日，动力煤方面，461家样本矿山产能利用率为98.10%,同比增加2.4pct，炼焦煤方面，522家样本矿山开工率为89.78%，同比减少3.66pct，炼焦煤样本矿山开工率受到安全检查趋严影响，同比有所回落。2024年4月2日，国家发展改革委发布了《关于建立煤矿产能储备制度的实施意见（征求意见稿）》，旨在建立煤矿产能储备制度，增强供应保障能力。这一政策的实施通过有序核准建设产能储备煤矿项目，形成一定规模的可调度煤炭产能储备，从而增强供给的弹性和韧性，预计2025年矿山产能利用率随储备政策的实施及宏观需求复苏，仍将保持高位，但随着煤炭资源的深度开发，行业面临资源接续日趋紧张，地质构造异常复杂等问题导致开采成本上升，使整体供给增长维持有限空间。
动力煤供需同比双增，供给先降后增需求整体稍弱
2024年动力煤供需整体呈同比双增趋势，供给先降后增需求整体稍弱。一季度安监趋严叠加煤炭消费旺季影响，动力煤供需缺口达到7,497万吨，较2023年-411万吨增幅显著；二季度电煤需求淡季，非电需求较为疲软，整体需求不及2023年同期，供需缺口为-7,780万吨，较2023年-2,932万吨降幅显著；三季度动力煤旺季不旺，迎峰度夏水电出力较强，对火电需求有所挤压，供需缺口为4,777万吨，较2023年6,824万吨同期缺口收窄，煤价整体平稳，旺季反弹有限。
电煤消费量占比维持高位，化工煤创造需求增量
从需求结构来看，截至2024年9月，动力煤累计消费量为305940万吨，同比增加3.29%，其中电力/化工/建材/冶金/供热/其他行业消费量分别为196590/21085/20011/12858/24483/30913万吨，同比增加3.14%/17.71%/-6.56%/-6.45%/6.63%/4.53%，累计占比分别为64.3%/6.9%/6.5%/4.2%/8.0%/10.1%。前三季度动力煤消费量同比小幅增加，电煤消费量维持稳定及高占比，化工煤消费量显著提升，建材、冶金行业消费回落。
火电发电量维持小幅上涨，对电煤消耗形成支撑
电力需求方面，截至2024年10月，全国总发电量累计值为78027.20亿千瓦时，同比增加6.41%，整体维持较高增速，其中，火电/水电/风电/核电/太阳能分别同比增加2.26%/13.22%/18.00%/1.55%/42.55%，从近几年全国前10个月发电量累计值占比来看，火电占比自2019年71.6%回落至2024年66.9%，《2024—2025年节能降碳行动方案》中指出，下一步我国将继续加大非化石能源开发力度，重点建设沙漠、戈壁、荒漠的大型风电光伏基地，有序开发海上风电，要求至2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。火电作为煤炭下游需求的主要行业，发电量增幅虽然不及其他品种且受新能源挤压占比下降，但火电作为能源“压舱石”托底作用不改，对电煤消费形成有力支撑，截至2024年10月，火电累计发电量达到52230.5亿千瓦时，同比增加2.26%，占全国发电总量66.9%，未来预计在电力消费持续上涨的背景下，火电发电量仍维持小幅上涨，对电煤消耗形成支撑。
火电发电装机容量累计小幅增加，能源法推动煤炭产业清洁高效利用
从发电机装机容量占比来看，截至2024年9月，全国发电装机容量为315,976万千瓦，同比增加13.20%，其中火电/太阳能/风电/水电/核电分别为141,860/77,292/47,955/43,055/5,808万千瓦，同比增加3.35%/48.31%/19.82%/2.64%/2.33%，累计占比分别为44.9%/24.5%/15.2%/13.6%/1.8%。火电的装机容量同比小幅增加，但结构占比逐年呈下降态势，太阳能发电的装机容量占比显著上升，在能源转型进程中，清洁能源的比重正逐步提高，但火电仍为电力系统稳定运行的基石。2024年11月8日，十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过《中华人民共和国能源法》，能源法提出，“国家优化煤炭开发布局和产业结构，鼓励发展煤矿矿区循环经济，优化煤炭消费结构，促进煤炭清洁高效利用，发挥煤炭在能源供应体系中的基础保障和系统调节作用”，赋予了煤炭新的责任，即既要为能源转型给予支撑，又要推动产业转型。
火电发电设备利用小时数基本稳定，火电供需格局稳健
从新增发电装机容量来看，截至2024年10月，全国发电设备新增装机容量累计值为27933万千瓦，同比增加12%，其中太阳能/风力/火力/水力/核能分别为18130/4580/4218/887/119万千瓦，同比增加27%/23%/-4%/5%/0%，从发电设备利用小时数来看，截至2024年9月，全国发电设备平均利用小时累计值为2619小时，同比下降3.89%，其中太阳能/风电/火电/水电/核电分别为959/1567/3305/2672/5704小时，同比分别-5.70%/-5.89%/-1.17%/12.89%/-0.35%，在2024年全国装机大幅上升前提下，水电受夏季雨水充沛影响，增幅显著，挤压部分火电需求，但火电利用小时数仍保持稳定，仅呈小幅下降，反映出电力供需格局稳健。
供电煤耗率小幅增加，单位煤耗需求稳定
从不同类型火电发电设备平均利用小时来看，截至2024年9月，燃煤及燃气火电发电设备累计平均利用小时分别3469/1828小时，同比分别-0.9%/-2.6%，燃气设备平均利用小时数同比降幅较高，拉低整体火电设备利用小时数，主要由于燃气发电设备通常被用作调峰电源而非基荷电源，在旺季水电充裕情况下，峰值调控需求减少，燃气发电设备作为调峰电源的使用频率会降低。截至2024年10月，全国供电煤耗率累计值为307.0克/千瓦时，同比增加0.75%，预计在煤耗稳定增加的情况下，2025年国内经济复苏将拉动煤炭需求适度增长。
国内外需求共振，化工行业动力煤消费量增长显著
非电需求方面，化工、供热及其他行业煤炭消费量同比增长，建材、冶金同比回落。2023年下半年海外化工企业开启主动补库阶段，化工行业煤炭消费量即保持同比显著增长，2024年上半年，大宗商品涨价带动中游化工产品价格回升修复利润，海外化工企业自俄乌战争后，原料物流成本高企，我国全产业链化工品出口成本优势凸显，国内商务部等多部门持续推出《推动消费品以旧换新行动方案》《汽车以旧换新补贴实施细则》政策，国内外需求共振有望支撑化工行业煤炭消费量。
