1. 复盘：煤价见底反弹，景气改善
动力煤价格：2025年先降后升
2025年秦港5500K动力煤均价694元/吨，较2024年全年均价下降163元（-19.0%）。
焦煤价格：2025年下行后反弹
京唐港山西产主焦煤2025年均价1497元/吨，较2024年全年均价下降526元（-26.0%）。
煤炭走势复盘：前低后高，景气改善
2025年煤炭板块呈现“前低后高”走势：1–6月供需宽松、震荡下行；7月起受“反内卷”与查超产政策驱动，供需趋紧、快速上行；8–9月区间震荡；10–11月中旬受益于安全巡查与冬储补库，加速上涨；11月中下旬因库存高位，短期回调。
2. 供给：2026年供给有望回落
政策：以量补价难持续，限产打破僵局
2025年下半年限产政策落地，有效扭转上半年价格颓势。“以量补价”属行业自发性恶性竞争，而自上而下的查超产等限产举措是煤价企稳的关键抓手 [2] 。
政策：稳煤价即稳PPI
煤炭价格与PPI高度联动。2024年煤炭开采和洗选业营收占比仅2.3%，但通过成本传导至石油加工、电力热力、黑色金属冶炼、化学制品制造等行业后，合计权重达26.2%；叠加全社会用电终端广泛承压，“煤价—电价—工业品—消费品”传导链显著。该行业PPI波动率（5.8%）远高于通信计算机（0.4%）、电气机械（0.8%）等低波动行业 [2] 。
2025年10月PPI同比-2.1%，连续37个月为负，但降幅连续3个月收窄；其中煤炭开采和洗选业同比降幅收窄1.2个百分点，直接支撑PPI改善。当月PPI环比+0.1%，为年内首次转正，煤炭开采（+1.6%）与煤炭加工（+0.8%）为主要贡献项 [2] 。
国内供给：2025年1–10月增量0.8亿吨
2025年1–10月原煤产量39.7亿吨，同比增长8113万吨（+2.1%）。上半年产量同比偏高，下半年转负，全年预计小幅增长。分煤种：动力煤32.0亿吨（+0.5%），焦煤4.0亿吨（+1.9%） [2] 。
国内供给：2026年产量预计下滑
山西：2025年1–10月原煤产量10.8亿吨（+3.9%），但受“推动煤炭向高价值产品攀升”政策引导，洗选加强将压制商品煤产出； 内蒙古：2025年1–10月产量10.5亿吨（-1.1%），9月全区通报93处煤矿超产并整改，产量已基本达峰； 陕西：2025年1–10月产量6.6亿吨（+2.7%），榆林水资源紧张叠加核增审批缓慢，年底产能退出压力加大； 新疆：2025年1–10月产量4.5亿吨（+4.9%），增产潜力大，但盈利性制约释放节奏 [2] 。
进口煤：动力煤供应结构性分化
印尼：2025年1–10月产量6.6亿吨（-6.5%），2026年目标产量下调至7亿吨以下，并拟开征出口税，对华进口量预计基本持平； 俄罗斯：2025年1–9月产量3.14亿吨（+0.1%），对华出口受印度分流影响略有减少，2026年预计平稳； 澳大利亚：2025年1–10月进口6225万吨（-4.0%），纽卡斯尔港装载效率恢复后，2026年有望回升； 蒙古：2027年对华出口目标提升至1亿吨，中长期仍有增量空间 [2] 。
3. 需求：火电有望边际改善，非电需求企稳
电力弹性系数：2025年阶段性回落
2025年前三季度中国电力消费弹性系数为0.88，低于2020–2024年均值1.36。第二产业仍为用电主力（2024年占比65%），第三产业占比持续提升，构成弹性系数长期下行的结构性动因 [3] 。
电力弹性系数：对标发达国家经验具长周期参考价值
中国人均GDP（2023年12175美元）对应美国1940年代、日本1960年代中后期，彼时两国用电量仍处快速增长期。参考美国1970–1980年（年均用电增速5%、弹性系数1.38），与中国2020–2023年（年均增速6%、弹性系数1.30）相似度较高。随着新兴制造业与第三产业发展，单耗降低与结构优化将推动弹性系数逐步下行，但总量仍具增长空间 [3] 。
电力需求变化：火电减量主因总发电需求偏弱及非化石能源替代
2025年1–10月总发电量仅增2597亿千瓦时，显著低于2023–2024年同期5000亿千瓦时以上水平，反映电力需求边际走弱。同时，风光发电高增——风电+7.6%（增量836亿千瓦时）、光伏+23.2%（增量1326亿千瓦时），叠加水电连续两年正增长，共同挤出火电用量 [3] 。
4. 煤价：底部确立，中枢抬升
（报告来源：华福证券。本文仅供参考，不代表任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）