总量方面，日本煤炭消费量2013年达到峰值，下滑速度较缓。
总量方面，美国煤炭消费量于2007年达到峰值，其后进入快速下行阶段：美国煤炭消费量1958-2007年基本处于波动上行阶段，上行幅度较缓，年度同比基本保持在±5%之内，煤炭消费量从1958年的349.91百万吨以CAGR为2.21%上升至2007年的1023.30百万吨峰值，之后开启波动下行，2020与2023年同比降幅分别高至-18.73%与-17.39%，煤炭消费量从2007年以CAGR为-5.76%下降至2024年的373.17百万吨，下滑速度较快。
结构方面，电力用煤超越工业用煤成为最大耗煤类目，1998年起占比超过90%：1949-1960年，工业部门用煤为美国煤炭消费量最大类目，每年占比均在44%及以上，1961年工业部门用煤占比首次低于电力部门用煤占比且两者之间差距在之后年度逐步拉大，1966年起工业用煤绝对量以及占美国煤炭消费量比例均波动下行，主要系经济全球化背景下利润较低的制造业大规模“外包”所致，具体数据来看，美国的制造业PMI在较多时期低于服务业PMI，并多次跌破50%荣枯线。电力用煤逐渐成为煤炭消费量增长的主要驱动力，1998年，电力部门用煤占比提升至90%+，而工业部门用煤占比则下降至个位数（9.22%）。2024年，电力部门用煤以339.11百万吨占比90.87%，占据美国煤炭消费量的绝大比重。
可得数据时间段内美国工业化后期阶段至净发电量走势趋缓前（1970-2007年）净发电量CAGR为2.73%，煤炭消费量2007年起大幅度下行应源自能源替代：鉴于电力用煤占据美国煤炭消费量的绝大比重，着眼于美国电力情况。根据可得数据，1970年美国服务业增加值占GDP比重（61.22%）已高于工业与农业合计增加值占GDP比重（38.78%）22.44pct，已步入工业化后期阶段，净发电量于2007年达到4.16万亿千瓦时后走势趋缓，基本在4.1万亿千瓦时左右，1970-2007年美国净发电量CAGR为2.73%。2007年起，美国净发电量走势趋缓，因此煤炭消费总量自2007年起的大幅度下行应源自能源替代而非发电量下行。
对于电力下游，1960-2007年商业与住宅部门贡献用电量主要增量:20世纪60年代前商业与住宅部门用电合计占比：工业部门用电占比基本为1：1，其后在经济全球化背景下美国利润较低的制造业大规模“外包”之下，工业部门用电绝对量提升速度较缓，1960-2007年CAGR为2.48%，用电量增量主要由商业与住宅部门贡献，1960-2007年商业与住宅部门合计用电量CAGR为4.40%。1960-2024年，商业与住宅部门用电占比由52.41%提升21.39pct至73.79%，工业部门用电占比则由47.15%下降21.12pct至26.03%。
“页岩气革命”带来美国天然气产量激增，规模效应之下气电以经济性加速替代煤电：自2006年实现了水平井、水压力技术的突破后，美国来自页岩气的天然气产量迅速增加，由2007年的1,990.15十亿立方英尺以CAGR为19.56%快速提升至2023年的34,715.14十亿立方英尺，对应占比由8.07%提升至76.21%，已占美国天然气开采量的绝大比重，美国天然气产量占全球比例由2007年的17.82%提升至2024年的25.05%。“页岩气革命”对于美国天然气开采量的快速推升，通过规模效应使得美国气电年平均价格自2008年起持续走低（其中2021、2022年平均价格提升主要系欧洲地缘政治冲突所致），由2008年的9.11美元/千立方英尺以CAGR为-6.96%下降至2024年的2.87美元/千立方英尺。经济优势成为气电替代煤电的核心驱动力，根据美国咨询公司Lazard2024年6月发布的2024年版本《能源平准化度电成本+》，天然气联合循环发电成本范围约为$45-$109/MWh，相较煤电的$69-$168/MWh具有成本优势。此外从碳排放角度，天然气作为相对清洁、碳排放相对较低的化石燃料，亦是能源转型中较佳的过渡能源。
与美国相比，欧洲煤炭消费总量达峰时间较早（峰值在1987年），2000-2018年下滑速度放缓（CAGR为-0.95%），其后波动幅度明显扩大：相较于美国2007年煤炭消费量达到峰值，欧洲煤炭消费量早在1987年即达到峰值1446.27百万吨，其后首先进入较快下行，以CAGR为-3.46%下降至2000年的936.39百万吨，步入21世纪后下滑速度阶段性趋缓，以CAGR为-0.95%下降至2018年的789.26百万吨，其后波动幅度明显扩大，以CAGR为-6.70%下降至2023年的557.95百万吨，约占峰值39%。
欧洲净发电量2008年达峰：欧洲煤炭消费量1987年达到峰值后，欧洲净发电量仍处于上升阶段，直到2008年达到峰值3.77万亿千瓦时，1980-2008年CAGR为2.03%，其后基本在3.7万亿千瓦时左右。煤炭消费总量在净发电量达峰前便已下滑，应主要系能源替代所致。2023年欧洲总发电量中，气电占比24.33%、核电占比20.82%、水电占比16.57%、煤电占比12.91%、风电占比12.43%、太阳能发电占比6.00%、油电占比2.57%。
煤炭消费总量下滑亦主要源自气电与风光的先后能源替代：拆分欧洲各发电形式的发电量占比，能源替代进程与美国类似，2010年之前主要为气电对煤电进行挤压，1987-2010年煤电占比下滑10.08pct、气电占比提升9.81pct、风光发电占比提升3.58pct，气电替代强于风光替代。自2010年起欧洲风光发电开始发力，2010-2023年煤电占比下滑9.42pct、气电占比降低3.23pct、风光发电合计占比提升14.84pct，风光对煤电与气电均形成替代。
总量方面，日本煤炭消费量2013年达到峰值，下滑速度较缓：日本煤炭消费量1980-2013年处于波动上行阶段，其中2007-2009年的较明显下滑主要系2008年金融危机影响下日本工业生产与电力需求均下滑所致（2009年日本工业生产指数同比-20.77%，电力需求同比-5.89%），煤炭消费量从1980年的87.62百万吨以CAGR为2.52%上升至2013年的199.01百万吨高位，之后开启波动下行，从2013年以CAGR为-1.57%下降至2023年的169.88百万吨，下滑速度较缓。
1970年已步入工业化后期，净发电量于2008年达峰：依照可得数据，日本1970年起服务业增加值占GDP比重已高于工业与农业合计增加值占GDP比重，已步入工业化后期阶段，净发电量于2008年达到峰值1.18万亿千瓦时，1980-2008年CAGR为2.49%。2024年日本总发电量中，气电占比31.30%、煤电占比29.57%、太阳能发电占比9.51%、核电占比8.35%、水电占比7.81%、油电占比2.26%、风电占比1.14%。
福岛核事故影响下核电占比急剧下降延缓煤炭消费总量下行：发电结构来看，2010年及之前日本总发电量中核电占比较大且较为稳定，基本保持在20%-30%之间，2011年3月日本发生地震及海啸引发福岛核事故之后，政府将54个核反应堆全部关停，2012年核电占比骤降至1.63%，近年随着日本各地气温的飙升，日本已开启核电厂重启（如2025年3月大饭核电站4号机组重启商业运行），日本原子能委员会（JAEC）于2025年6月24日发布《2024年度核能白皮书》，指出尽管俄乌冲突推高化石能源价格，但核电已重启的关西、九州等地区的电价得到了有效控制，应“在确保安全的前提下提升核电利用率” ，以应对能源供应不稳定与降低温室气体排放，2024年核电占比已提升至8.35%。在福岛核事故影响下，2012年日本以化石燃料弥补发电缺口，石油/天然气/煤炭发电量分别同比+27.80%/+14.86%/+17.48%，日本煤炭消费总量下行被延缓，煤电占比自2012年提升至29.89%后基本稳定在30%左右，2024年以3005.64亿千瓦时的煤电发电量占比29.57%。
