冬季采暖需求正推动动力煤需求端出现边际改善——六大发电集团日均耗煤量86.29万吨，环比增长6.12%；11月火电发电量5174.70亿千瓦时，环比增长8.47%，火电占比提升至69.04%。东兴证券煤炭行业报告指出，在供给高位运行的背景下，需求端的边际改善正在推动库存去化——六大发电集团煤炭库存环比下降4.88%，库存可用天数降至15.9天（环比-10.17%）。电厂耗煤需求的持续攀升是当前动力煤市场中为数不多的积极信号，也是判断煤价底部的重要观测指标。
六大发电集团日耗煤持续攀升，冬季需求效应显现
截至2025年1月9日，六大发电集团日均耗煤量86.29万吨，环比上月增长4.98万吨（增幅6.12%），同比增长0.11万吨（增幅0.13%）。日耗煤量自2024年11月以来持续攀升，反映冬季采暖需求对动力煤消费的拉动效应逐步显现。从趋势看，1月为冬季最冷时段，居民采暖用电需求通常处于年内高峰，预计日耗煤量仍有上行空间。
六大发电集团煤炭库存1375.40万吨，环比上月下降70.60万吨（降幅4.88%），但同比增长107.70万吨（增幅8.50%）；库存可用天数15.90天，环比下降1.80天（降幅10.17%），同比增长1.20天（增幅8.16%）。日耗攀升叠加库存下降，库存可用天数同步减少，验证了“需求增量>供给增量”的边际变化。值得注意的是，电厂库存同比仍处高位（+8.50%），可用天数同比也更高（+8.16%），说明当前库存去化更多是季节性因素驱动而非结构性短缺，电厂补库压力有限。
火电发电量环比增长，冬季用电需求支撑
11月全国发电量7495.10亿千瓦时，环比增长185.10亿千瓦时（增幅2.53%），同比增长2.54%。其中火电发电量5174.70亿千瓦时，环比增长404.10亿千瓦时（增幅8.47%），同比增长1.93%。火电占比69.04%，环比上涨3.78个百分点，同比下跌0.41个百分点。火电环比显著增长反映冬季取暖用电需求提升——北方地区集中供暖启动、南方地区电采暖需求增加，共同推动火电出力提升。
从结构看，火电占比环比提升3.78个百分点，说明在冬季用电高峰中火电承担了主要的调峰和基荷支撑作用。虽然水电、风电、光伏等清洁能源在全年维度占比持续提升（同比火电占比下降0.41个百分点），但在冬季枯水期叠加用电高峰的季节性特征下，火电的边际增量仍然可观，对动力煤需求形成较强支撑。11月火电发电量环比增长404亿千瓦时，按照度电煤耗约300克/千瓦时测算，对应新增动力煤需求约1200万吨，与同期港口和电厂库存去化规模基本匹配。
需求端展望：旺季延续，节后关注工业用电恢复
表：电厂耗煤与火电核心数据| 指标 | 最新数据 | 环比变化 |
|---|
| 六大电厂日均耗煤（1/9） | 86.29万吨 | +6.12% |
| 六大电厂库存（1/9） | 1,375.40万吨 | -4.88% |
| 电厂库存可用天数（1/9） | 15.90天 | -10.17% |
| 全国发电量（11月） | 7,495.10亿千瓦时 | +2.53% |
| 火电发电量（11月） | 5,174.70亿千瓦时 | +8.47% |
| 火电占比（11月） | 69.04% | +3.78pct |
短期看，1-2月为冬季用电高峰延续期，居民采暖需求将继续支撑电厂日耗煤维持高位。六大发电集团日耗煤量有望在1月进一步攀升至90万吨/日以上，库存可用天数可能继续下降至15天以下。但春节前后（通常在2月）工业用电需求将出现季节性回落，届时电厂日耗可能阶段性下降，需关注回落幅度。
中期看，2025年一季度末至二季度是需求端的关键观察窗口。春节后工业复工节奏将决定动力煤需求恢复的斜率——若节后工业生产快速恢复，叠加电厂库存已降至合理水平，补库需求有望对煤价形成支撑；若工业复工不及预期，叠加进口煤持续涌入，煤价可能延续弱势。建议持续跟踪六大发电集团日耗煤变化趋势、电厂库存可用天数及春节后工业用电恢复情况，作为判断动力煤需求方向和煤价拐点的重要依据。
