2025年煤炭行业专题研究：“旺季不旺”再再现，今冬煤价走势何去何从？

1、动力煤价回溯分析及预测核心观点

1.1 11 月煤价走势概览——旺季初始，煤价显著下跌

进入 2024 年 11 月，煤炭市场价格小幅波动中继续下行。迎峰度冬背景下为保障供 暖各地进行煤炭补充，但煤炭需求偏弱，偏松的供需格局推动供暖季首月煤价持续 下跌。

内陆煤港口价：以秦皇岛动力煤 Q5500 平仓价为依据，24 年 9-10 月煤价还处于小幅 抬升后的平稳运行态势，而 11 月进入传统旺季后，煤价开始进入下跌通道，月内累 计跌幅近 30 元/吨。

进口煤港口价：以广州港印尼煤 Q5500 库提价为依据，24 年 9-10 月中上旬维持上升 态势，随后开始下降回调，月底跌至 946 元/吨；11 月初继续小幅上升至 965 元/吨， 随后转跌，月底跌至 909 元/吨。

1.2 从供暖季首月看今冬煤价——高供给+高库存+弱需求，供需宽松造就下行趋势

供给端：在前期高库存未消化的背景下，生产+进口达年内高点，叠加周转错配加剧 “压港”，港口去库压力进一步增加。

11 月港口库存已达年内峰值和历年同期高点，去库压力较大。港口库存的快速爬升 趋势主要从 10 月开启、延续至 11 月，10 月攀升主因前期南方结束高温后北方尚未 开启大规模供热、沿海电厂耗煤量降至全年最低值导致电厂库存继续高位累积，同 时非电需求一般、均维持刚需采购；而供给侧在主汛期退出后天气影响基本消退、 露天煤矿生产趋于正常，煤炭产量维持正增长，同时进口煤量也同比高增。以上前 期因素造就了 11 月港口库存压力较大的背景。

导致 11 月旺季高库存难以扭转的供给侧因素则主要是“生产+进口”的供给量双攀升。一方面，为确保冬季居民取暖和企业生产用煤需求，煤矿端积极增产保供，叠 加山西煤炭生产持续恢复，11 月原煤日均产量环比、同比分别提升+7.39%、+3.38%。 另一方面，进口印尼低卡煤仍具价格优势，电厂询货需求仍旺盛，导致当月进口量 达年内高点。

周转侧 11 月同样呈现去库的不利因素。一方面，台风及冷空气共同影响下沿海海域 和江内部分港口出现气象封航等情况，即期运力供应有所收紧；而与此同时，港口 进货端并未做出同步调整，随着大秦线恢复运行和运费优惠，11 月起铁路部门完成 煤炭日均装车同比增长 3.3%，致使大量煤炭涌进港口，加剧了北方港口煤炭“压港” 现象。

需求端：进口煤和长协煤保供充足+暖冬弱需求，市场煤采购热情较弱。11 月虽然 动力煤需求因季节性变化而环比有所转好，但暖冬导致电煤整体需求不及预期，在 长协煤及大量低价进口煤的双向补充下，沿海电厂库存又较为充足，对内贸市场煤 采购并不积极，真正释放出的市场煤需求有限。

12 月基本延续了 11 月的供需基本面特征，叠加过年偏早、降温偏晚的时间错配带 来的贸易商情绪扰动，造就今年冬季前半程煤价持续大跌并跌破长协的局面。

11 月的煤炭供需基本面特征在 12 月并未发生明显变化，保供进程延续、暖冬影响 持续，导致供需转松的驱动因素持续产生影响。

此外，导致 12 月起煤价加速下行、甚至中下旬跌破长协价上限（770 元/吨）的另 一重要因素则为贸易商恐慌心理的扰动。首先，暖冬导致 24 年冬季降温偏晚，下游 日耗抬升偏迟、港口去库困难；与此同时，25 年过年时间偏早，过年期间工厂停工、 用煤需求进一步大幅下滑的悲观预期使得贸易商在冬季需求没来得及真正抬升时便 产生了恐慌“甩货”情绪，驱动了煤价“下砸”现象。

1.3 后市展望——预计 12 月末开始的回调上行空间较小、可持续性较弱

煤价经历了 11-12 月持续探底后，于 12 月底至 1 月初迎来了一波小幅上调，截至目 前距 12 月末底部已小幅回调 7 元/吨至长协上限附近，主因供需短期略有收紧和上 游挺价所致。

一方面，12 月随着年度生产任务逐步完成、部分煤矿开始减产放假，叠加部分地区 环保检查趋严（如 12 月山西省自然资源厅召开全省严厉打击非法违法采矿“冬季百 日行动”），年末生产强度开始有所下滑，港口调进量受到一定抑制；另一方面， 人民币兑美元汇率持续贬值叠加外矿报价下调幅度有限使得进口煤采购成本有所增 加，且内贸煤价格加速下行、国内海运费降幅超过国际海运费降幅，驱使进口印尼 中卡煤和澳煤价格优势收窄，进口强度得到了一定控制。与此同时，价格大幅下滑 后部分下游用户抄底，出现少量空单补货需求和投机锁货行为，包括元旦节前化工 等终端补库需求稍有释放，带动煤价小幅反弹。

此外，类比 23 年 6 月煤价跌破长协时的情况，上游挺价或是刺激价格触底回调的重 要原因之一。由于经历 11-12 月贸易商抛货后，煤价已跌破长协上限，或已激发上 游挺价意愿和贸易商潜在心理支撑效应，价格继续下探的阻力较大。

我们预计今冬供需宽松形势难改，此轮回调的上行空间较小、可持续性较弱，预计 1 月中旬煤价止涨，随后中下旬低位震荡、平稳过节。

我们认为此轮供需短期小幅收紧对煤价上涨的支撑力较弱。一方面，目前高库存、 高进口压力仍存，长协保供力度仍较强；而反观需求侧，鉴于终端电厂库存仍较充 足、非电企业需求低迷，上游价格探涨以后询货需求开始减少，仅有部分交货期临 近的空单需求采购，对煤价的实际支撑有限。

此外，我们也需要考虑 2025 年开始对煤价带来压力的一些结构性新变化：①电煤的 《2025 年度长协签约方案》对长协签约比例的要求有所放宽，这意味着后续市场中 长协煤比例有望减小、市场煤比例增多，会加大对供需变化敏感度较高的市场煤的 供给。②2025 年度长协电价签约情况已基本落地，各省长协电价总体呈下滑趋势， 一定程度降低了煤电行业对煤价的承担能力，不利于煤价持续上行、也会限制后续 上涨空间。

对于 1 月煤价止涨后的情况，我们预计整体会呈现震荡持平走势： 供给侧——2025 年春节在 1 月末、煤矿放假将早于上年，且年前为保障安全生产， 1 月中下旬产地安监力度将较强，因此生产供应有望持续收缩。 需求侧——据中央气象台预报，未来一周将有两股冷空气影响我国，偏暖格局或将 发生一定扭转，终端日耗将保持较高水平，但目前动力煤终端用户库存较去年同期仍明显偏高，叠加长协稳定保供，预计现货需求变化幅度不大；与此同时春节临近 也意味着非电用煤和部分电煤需求会同步收缩。 综上，煤矿发运和终端拉运有望同步放缓，预计届时煤炭市场活跃度、成交量下降， 港口库存将维持在较为稳定的水平、平稳度过春节假期，煤价 1 月下旬预计呈现窄 幅波动、涨跌均有限的情况。

1.4 后续跟踪启示——“旺季不旺”愈发频繁，需求端实质性改善才是有效支撑

对比 24 年“迎峰度夏”& 23 年“迎峰度冬”，“旺季不旺”愈发频繁，其根本原因 均在于市场煤有效增量需求释放不足。

回顾 23 年冬季（23 年底至 24 年初），冬季生产保供下供给侧较宽松；需求侧由于 冬季几轮降温持续时长短于预期、电厂日耗虽有所提升但幅度不大，叠加长协煤、 进口煤持续供应充足，电厂采购需求较弱、港口库存持续高企，最终导致整个冬季 煤价震荡下行。但相较于 24 年冬季（24 年底至 25 年初）而言，24 年有过年提前、 暖冬、港口库存水平更高等不利因素加持，因此23年冬季煤价整体跌幅小于24年。

回顾 24 年夏季，在前期经历了生产管制后产能端已有所恢复，同时贸易商对夏季需 求预期较强，积极囤货备战“迎峰度夏”，而恰逢 2Q24 起来水偏丰、水电发电量大 幅增长、对火电需求产生挤压，同样此时在长协煤、进口煤保供充足的条件下，5 月有部分提前补库需求释放后，后续夏季来临时储煤需求偏弱、并未对夏季煤价形 成支撑。

总结来看：在 23 年我国煤炭产能增长、进口煤同比增加、长协保供力度有所加强后， 煤炭供给端在旺季来临前基本都处于宽松充裕状态；而经历前期淡季后煤价正处于 低位水平处，此时贸易商因有后续旺季需求的预期会加大囤货力度，但真正旺季来 临时下游释放出的储煤增量需求释放却不及预期，导致港口库存居高不下，只能选 择被迫压价。以上原因共同造就了“旺季不旺”的屡次出现。

后续跟踪关注点在于需求释放情况，尤其是年初 1-2 月气温情况和 3-4 月非电煤旺 季的需求变化，这决定了当前供需宽松的格局是否能够阶段性扭转。

在今冬整体供需宽松的基本面下，预计直至供暖季结束，煤价大概率不会有较大波 动，除非后续气温下行持续、电厂日耗明显提升带来增量市场煤采购订单释放，因 此需持续关注天气变化带来的用煤需求边际变化。

此外，由于 3 月开始电煤需求进入淡季，非电煤将成为市场煤价主导，若在相关宏 观调控政策刺激下建材、化工、冶金等顺周期需求有超预期表现，则会对煤价带来 一定的提振作用。

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 11M24 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——产量稳定增长，港口库存高企

2.1 国内产量：11 月原煤产量稳定增长、动力煤产量同比提升

11 月煤炭原煤产量同比上涨 3.38%；动力煤产量同比上升 0.7%。

原煤生产：整体看，2024 年 11 月煤炭日均产量约 1426.6 吨，日均产量同比、环比 分别上升 46.6、98.2 万吨，同比、环比分别+3.38%、+7.39%。国家统计局公布 11 月原煤产量创年内新高。11 月动力煤日均产量占原煤日均产量比重为 80.2%。

动力煤产量：1-11 月动力煤累计产量 35.3 亿吨、同比+3.13%，整体来看累计产量 高于去年同期。月度来看，10 月我国动力煤产量 3.36 万吨，同比上涨 7.6%；11 月 我国动力煤产量 3.43 亿吨，环比 10 月上涨 2.2%，同比增长 0.7%，高于近 3 年历史 同期。

综上，11M24 煤炭产量同比增长趋势延续，主因：①智能化矿山项目的稳步推进提 高了煤矿的生产效率，有效释放煤炭产能；②进入冬季，供给端的煤炭稳定供应， 发挥煤炭保暖保供的“压舱石”作用；③今年以来，国家出台了一系列包括推动煤 矿的增产和产能的合理释放在内的政策，以保障煤炭的稳定供应，有序发展先进产 能，加快推进储备煤矿建设，实现供给的稳定增长。

分地区看，晋陕蒙新煤炭产能占比 81.6%、产能集中度保持稳定；山西产量持续恢 复，累计产量同比降幅持续收窄。

1-11M24 晋陕蒙新四省区原煤产量达 35.3 亿吨，占全国原煤产量 81.6%，高于 2023 年同期的 81.2%，且高于 2022/2021 年同期的 81.0%/79.8%。煤炭采掘行业规模效应 显著，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。

内蒙古作为全国重要能源基地，产量维持领先，1-11 月原煤产量 11.8 亿吨、占全 国产量的 27.3%，同比增加 6.7%，1-11 月对全国原煤产量的增量贡献率达 27.25%。

山西原煤产量仅次于内蒙古，1-11 月完成原煤产量 11.6 亿吨、占全国产量的 26.8%、 累计同比-6.9%，主要受到年初“三超”管制的影响，但下半年随着安监常态化、山 西煤矿生产逐步恢复，累计同比降幅持续收窄。

陕西 1-11 月原煤产量 7.1 亿吨、占全国产量的 16.4%，同比增长 2.5%，1-11 月对全国原煤产量的增量贡献率达 16.26%。

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；2024 年 1-11 月原煤产量 4.8 亿吨、占全国产量的 11.0%、同比增速高达 20.2%，1-11 月 对全国原煤产量的增量贡献率达 12.24%。

11 月六大国有重点煤矿中，东北、华东地区库存持续上行，整体库存仍明显高于年初和去年同期水平。

截至 2024 年 11 月末，六大国有重点煤矿库存 2347.4 万吨、较年初增加 757.6 万 吨、较去年同期也高出 780 万吨。

其中，东北、华东地区库存持续上行，东北地区 11 月末库存 189.8 万吨、环比增加 14.8 万吨，华东地区 11 月末库存 226 万吨、环比增加 35.5 万吨。华北地区库存 1066.3，相比 10 月小幅去库、但相比 9 月仍有 9.3%的增幅。西北地区 11 月末库存 762.70 万吨，同比增长 31.16%。中南、西南地区库存虽自 7 月起开始回落，但占比 较小，对整体库存的上升影响不大。

从铁路煤炭发运量看，山西＞内蒙古＞陕西＞新疆，2024年 11月同比来看，山西、 陕西和内蒙同比增长，新疆维持稳定。

新疆重点煤矿 11 月铁路发运 330.5 万吨，同比 2023 年减少 4 万吨，环比 10 月减少 27.2 万吨，但由于新疆 21 年以来增产卓有成效，因此 11M24 外运量相比 2021 年同 期仍增加 46.3 万吨。

山西重点煤矿 11 月铁路发运 2136.5 万吨，同比增加 71.4 万吨。山西上半年受煤矿 “三超”和隐蔽工作面专项整治工作影响，原煤产量有所下降。下半年随着安监常 态化，煤矿生产逐步恢复，全年煤炭产量先降后增、稳中有进。

陕西重点煤矿 11 月铁路发运 1290.4 万吨，同比增加 211.2 万吨，在四大产煤省区 中同比增幅排位第一。

内蒙古重点煤矿 11 月铁路发运 1383.6 万吨，同比增加 145.1 万吨，环比增加 62.3 万吨，与历史同期走势相符、呈季节性波动。

2.2 港口周转：港口持续累库，CCTD 主流港口库存较去年同期高 526 万吨

港口吞吐情况：11 月，三大港口日均吞吐量环比下行。

以黄骅港、曹妃甸港、秦皇岛港吞吐量为依据，11M24 三大港口吞吐量整体环比 10M24 下行，体现出港口拉运需求的萎靡。

总体库存情况：港口库存保持上升趋势、累库持续。

以 CCTD 主流港口煤炭库存为依据，10 月底库存 6769.9 万吨，较月初增加 28 万吨； 11 月继续累库，月底库存达 7508.9 万吨，较月初上升 739 万吨，较去年同期水平高 526 万吨。其中，北方港口合计 11 月库存环比增加 568 万吨、长江口港口合计环比 增加 40 万吨，分别达到 3096、678 万吨。

港口库存增加主因：①产地出台保供政策，煤炭生产供应水平提升；②大秦线秋季 集中修结束后，铁路运量大幅增加，持续保持在 130 万吨的满发状态，港口进多出 少，煤炭库存不断累积；③四月份开始陆续有部分铁局出台运费优惠下浮政策，运 输成本下滑，港口资源调入量增加。而下游用户拉运采购积极性整体表现一般，拉 运连续性较差，致使各港口和终端下游整体以累库为主。

分港口看：北方港多数环比上升，长江港口库存环比总体上升。

北方港口中，11 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，11 月末库存环比 10 月分别增加 114、 101、19、32、28、33、98、55 万吨，合计增长 568 万吨。

长江口港口中，11月镇江东港、扬子江、太和港港口环比下跌，月末库存环比 10 月 分别减少 8、20、15 万吨；其余港口库存环比均呈现不同程度的上升，其中长宏 2 号、南京西坝、华能太仓港口涨幅较大，11月末库存环比10月末分别增加17、18、 30 万吨。各港口整体上涨 37 万吨，环比上涨 6.3%。

2.3 煤炭运价：内江运价窄幅震荡、沿海运价增幅下行、陆路运价维持稳定

运价总体情况：11M24 各途径运价整体体现旺季上涨、但涨势不强的特征；公路运 价持平，内江运价窄幅震荡，沿海运价整体增幅偏小，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 2 月以来微幅下跌， 10-11 月运价底部企稳，长途公路、中途公路、短途公路运价截至 11 月 29 日分别为 0.22、045、0.83 元/吨公里，环比 10 月底各下降 0.01/吨公里。

内江运价：10 月以来，长江干线水位“汛枯急转”，较往年提前一个半月进入枯水 期，部分航道水深接近最小维护尺度。水位的下降导致船舶装载能力受限，运输成 本相对增加，进而推动运价上升。以长江煤炭运输综合航运指数（CCSFI）为依据， 长江煤炭运价 10-11 月总体呈缓步上升态势，11 月 29 日指数报收于 840.55 点，环 比 10 月末上涨 91.16 点、涨幅 12.16%。

海运价：中国沿海运价与全球运价反向变动。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 11 月初上涨至 1785 点后下跌，月末 报收于 1354 点，较 10 月底下降 2.54%；CBCFI 指数自 10 月初维持在 700 点左右， 下旬开始缓慢上涨到 800 点附近，11 月中下旬起迅速上涨，一度攀升至最高点 908.96，月底报收于 890.87 点，环比 10 月末上升 9.52%。一定程度可以体现出国际 煤炭需求相较于中国更加萎靡，也可以一定程度解释 11 月进口煤利润优势凸显和进 口量的高增。

3、拆解维度 2：煤炭进出口——月度进口量触达年内和历史同期峰值

3.1 进出口总量：11 月煤炭进口量保持双位数增长

进出口概况：11 月煤炭进口量同比+26%，触达年内和历史同期峰值。

据海关总署数据，24 年 11 月我国进口煤炭 5498.2 万吨，较去年同期增加 1147.6 万 吨、同比增长 26.38%，较 10 月份环比增加 873.4 万吨、增幅 18.89%。其中，我国 动力煤 11 月进口量 2250.6 万吨、较去年同期上涨 15.7%，触达年内和历史同期峰 值。

11 月我国动力煤出口 12.2 万吨，同比下降 14.3 万吨，降幅 53.97%。 ✓

从动力煤进出口净额看，11 月净进口 2238.4 万吨，同比上涨 320.37 万吨，涨幅 16.7%；环比 10 月上涨 383.16 万吨，涨幅 20.65%。

从海运煤角度看，11M24 中国煤炭海运进口量保持偏强运行态势，迎峰度冬需求使 得进口结构向高卡煤倾斜。

从国内需求看：11 月为迎峰度冬期，电力需求的提升刺激了进口需求；此外，国际 煤价处于低位，价格优势凸显，进一步促使国内企业增加进口，推动 11M24 海运进 口煤量同比增长。

从来源国看：中国恢复进口关税造成俄煤出口中国竞争力下降的影响持续，叠加铁 路物流、国际制裁等问题，使得俄煤价格优势下降；虽然 5 月 1 日起俄罗斯取消部分煤炭出口关税，俄煤进口量仍增势萎靡。印尼煤仍然是中国煤炭进口的主要来源 国，其低卡煤价格优势显著，支撑了进口量的增加。澳大利亚出口高卡煤居多，在 冬季保供需求的促使下我国对其进口量高增。10 月、11 月澳煤与印尼煤当月进口量 同比增速均保持在 30%以上，11 月澳煤进口增速较印尼煤高 15pct，总体进口结构 开始向高卡的澳煤倾斜。

3.2 展望后续进口情况：预计 2025 年进口煤量居高企稳

主要进口来源国进口量预计增量有限。

印尼煤：虽然印尼 25 年年度产量可能继续上调，但因矿端报价已跌至接近生产成本 线，矿方或出现挺价情绪而减少部分供应。此外，据 11M24 第九届亚太不锈钢产业 大会消息，印尼可能计划效仿镍矿对煤炭等矿产资源实施新的出口禁令，若落地则 将对该国煤炭出口量产生较大影响。

澳煤：IEA 预测 2027 年全球煤炭产量接近 90 亿吨，澳大利亚将超过美国和俄罗斯， 成为全球第四大煤炭生产国，是中国未来煤炭进口的重要渠道；预计在中国需求支 撑下，澳煤产量有望小幅增长，但受制于环境法规、劳动力成本以及基础设施等因 素，预计整体增幅有限。

俄煤：俄罗斯自 10M23 至 2024 年底对无烟煤、动力煤和炼焦煤出口采取灵活关税政 策；然而受自身价格竞争力下降和远东港口发运能力瓶颈等因素影响，2024 年俄煤 出口量仍然承压。据俄罗斯通讯社报道，俄方政府决定自 2025 年起停止征收动力煤、 无烟煤和炼焦煤出口关税，整体出口政策仍然偏宽松；但也要考虑到，据 CCA Analysis，俄罗斯铁路公司（RZD）将于 24 年 12 月起将铁路运价提高近 14%，因此预计出口量仍将受制于高昂运费成本及运力问题。

煤炭总需求下行，叠加进口煤经济性减弱，预计对进口煤的增量需求也将有限。

我们在年度策略《电源侧投资开花结果，与成长风格共振》中，测算 25 年用电增速 预计为 5.7%、较 24 年下滑 1.3pct，且考虑到新能源渗透率的持续提升，预计火电 利用小时数 25 年将同比下降约 2.4%，火电对煤炭的需求支撑将有所减弱，预计只 有化工用煤板块有少量增量需求。

此外，随着中国煤价中枢稳定下移，截至 24 年底进口煤价经济性已下滑，对国际进 口煤价不断形成压力，有望倒逼进口煤降价；而 2024 年末部分进口价格已贴近生产 成本线，因此未来进口煤、尤其低卡煤下跌空间或有限，进口煤价格竞争力较 24 年 或有所下行。

综上，24 年煤炭进口量再创新高后，25 年进口量有望高位企稳、增量有限，总进口 量或与 24 年基本持平。

4、拆解维度 3：下游需求——动力煤消费总需求增势偏弱、增幅环比下跌

4.1 动力煤整体需求情况：电煤需求同比小幅上升，非电需求表现分化

11 月动力煤总消费 3.8 亿吨，同比上升 4.22%，10 月同比上升 4.27%，可见增幅环 比下降。

电煤方面：10-11M24 电力部门维持动力煤消费主体地位，分别消耗动力煤 2.2/2.0 亿吨、同比分别+3.59%/+4.07%。2024年 9月起，水电发电量同比增速再次转负，火 电需要承担更多的发电任务。

非电煤方面：11M24 非电煤总体耗动力煤同比+4.45%，内部表现分化。其中建材耗 煤量同比分别下滑 2.96%，或主要由于地产投资和新开工处于弱增长状态。化工耗 煤量同比增长 7.56%，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。供热行业受暖冬影响动力煤消费量 同比降低 0.98%。

11M24 化工、建材、冶金行业动力煤消费占比有所回落，环比分别-1.0pct、- 1.1pct、-0.6pct。10-11M24 供热行业耗煤平均占比 9.05%，环比 9 月上升 5.45pct， 符合行业传统季节性规律。

4.2 从用电需求看发电耗煤需求：11 月气温普遍偏高，用电需求不及预期

选取 2023 年用电 TOP5 省份，从省会城市平均气温看，5 大省会城市 11M24 平均气温 高于去年同期；从单个省会城市来看，11 月石家庄、济南、南京、浙江、广州平均 气温较去年同期分别偏高 3.4、2.9、1.5、0.5、0.3 摄氏度。

4.3 从其他电源看火电发电需求：可再生能源季节性波动，发电增量贡献率同比+0.9pct

其他电源发电情况：11M24 各清洁电源发电量虽大部分上升，但增幅环比 10 月下降 明显。总体看，非火电清洁电源发电量合计增量贡献率 31.97%、贡献率同比 +0.9pct。分项看，24 年 11 月水电发电量 825.6 亿千瓦时，同比下降 0.63%，环比下降 22.29%， 累计发电量同比增幅自 7 月达到顶峰开始回落。从水库流量看，三峡水库 24 年 11 月流出量低于 23 年同期水平，同比下降 25.84%。 11 月风电、太阳能发电量同比分别+3.53%、+38.05%，增幅环比分别-40.8pct、- 13.81pct。核电发电量 382.40 亿千瓦时，同比增长 4.88%，增幅环比+2.68pct。 从利用情况看，11 月水电、风电、光伏利用小时数下降，呈现季节性波动，使清洁 能源对发电量的增量贡献率环比-3.9pct，但同比仍提升了 0.9pct，可见新能源的 持续渗透仍对火电需求产生了一定挤压。

4.4 终端电厂耗煤及库存情况：电厂场存增加、可用天数持续上行

火电厂耗煤情况：暖冬因素导致 11 月全国电厂日耗仅小幅环比上行 2.1%，煤炭场 存量环比持续增加，存煤平均可用天数也同步环比爬升。

从供电煤耗率看，今年 1-11 月火电累计供电耗煤率 304.8 克/千瓦时、同比增长 0.3%，或主因可再生能源发电量增加，火电承担调峰、调频责任后启停次数增多、 导致供电耗煤率增加。

从电厂日耗看，24 年 11 月全国电厂日均耗煤量环比 10 月小幅提升 2.1%，基本符合 季节性特征，但暖冬导致供暖季首月耗煤量并未发生明显的环比提升。

分省份看，11 月内蒙古、山东、江苏、山西等负荷/外送电大省耗煤量领先，福建、 河南、四川、重庆等中南部省份开始陆续入冬，累计发电煤耗量同比增幅领先。

从终端电厂库存看，11 月煤炭场存持续升值年内峰值，平均可用天数同步提升。 9 月起全国电厂煤炭库存持续增加，截至 11 月末全国电厂煤炭库存达 7137.2 万吨、 环比增加 595 万吨，较去年同期偏高 2181.5 万吨。2024 年电煤长协保供较为充足， 且电厂或已提前备战完成冬储、延续高库存策略，场存高企对市场煤炭价格形成了 压制。 随着电厂场存增加，平均可用天数同步上升。11月，全国电厂平均可用天数 24.0天、 环比 10 月增加 0.5 天，同比去年同期增加 0.2 天。前期冬储充足，加之暖冬影响煤 炭消耗量不大，使得电厂库存消纳较少，可用天数居高不下。

4.5 其他非电煤需求：非电需求整体表现疲软，对煤炭需求拉升作用较弱

非电行业用煤需求除化工领域外总体表现疲软，对总耗煤需求拉动作用较小。 11M24 化工行业动力煤消费量同比增加 180.72 万吨、增幅 7.6%，是非电行业动力煤 消费增量的主要来源，但整体需求增长速度和规模占比有限，对非电煤需求的拉动 作用相对较小。 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。11 月我国十种有色 金属产量为 671 万吨、同比微增 3.2%，与往期基本持平，对非电煤需求拉动作用不 大。建材耗煤可主要通过房地产情况体现。24 年房地产市场整体延续 23 年低迷处境， 虽然 11 月商品房销售面积同比上升 257.62 万平方米，但房地产开发建设回暖进程 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