2025 年煤炭行业市场动态与展望报告

一、引言年煤炭行2025业的时代坐标演讲人目录引言2025年煤炭行

1.业的时代坐标2025年煤炭行业市场

2.动态分析驱动煤炭行业运行的核

3.心因素当前煤炭行业面临的挑

4.战与风险2025-2030年煤炭行

5.业发展展望

6.结论与建议2025年煤炭行业市场动态与展望报告引言年煤炭行业的时代坐标2025引言2025年煤炭行业的时代坐标煤炭，这个贯穿人类工业文明数百年的“黑色黄金”，正站在能源转型与时代需求的十字路口2025年，全球能源格局经历着深刻变革一方面，《巴黎协定》框架下的碳中和目标持续推进，可再生能源装机容量突破历史峰值，煤炭作为“高碳能源”的退出压力日益凸显；另一方面，地缘冲突、极端天气等突发事件让能源安全成为各国政策的核心关切，煤炭在短期内的“压舱石”作用再次被激活在这样的背景下，煤炭行业不再是单一的“燃料提供者”，而是面临“转型阵痛”与“价值重构”的双重命题本报告将以2025年为时间节点，从市场动态（供需、价格、区域格局）、驱动因素、核心挑战到未来趋势，系统分析煤炭行业的现状与走向，为行业参与者、政策制定者提供兼具数据支撑与现实温度的参考年煤炭行业市场动态分析20251供需格局总量趋稳与结构分化并存煤炭市场的核心矛盾，始终围绕“需求收缩”与“供应韧性”的博弈展开2025年，全球煤炭供需将呈现“总量平稳、结构分化”的特征，中国、印度等新兴市场与欧美等成熟市场的需求路径差异显著

2.

1.1需求端中国“双碳”政策下的结构性收缩，新兴市场的增长缓冲中国作为全球最大的煤炭消费国，其需求变化直接决定全球市场走向2025年，中国“双碳”政策进入深化期，煤电“压减落后产能、严控新增装机”的政策导向将持续发力据国家能源局数据，2024年全国煤电装机容量同比增长

3.2%，但2025年新增装机预计降至5000万千瓦以下，较2023年下降40%，煤电在一次能源消费中的占比将从2023年的56%降至54%1供需格局总量趋稳与结构分化并存与此同时，煤化工成为煤炭需求的“新引擎”随着煤制烯烃、乙二醇等高端化工品产能释放，2025年煤化工用煤量预计同比增长8%，占全国煤炭消费总量的比重从2023年的12%升至14%例如，国家能源集团鄂尔多斯煤制油项目2025年产能将突破5000万吨/年，带动区域煤炭需求增长印度、东南亚等新兴市场则成为需求增长的主要缓冲印度能源部预测，2025年印度煤炭需求将增长

5.5%，达12亿吨，主要源于电力缺口（预计2025年电力需求缺口

1.2亿千瓦）和工业用煤增长；越南、印尼等东南亚国家因工业化加速，煤炭需求增速预计维持在6%-7%1供需格局总量趋稳与结构分化并存

1.2供应端主要产煤国产能调控与地缘博弈下的供应韧性供应端呈现“头部集中、区域波动”的特点澳大利亚、印尼、美国、中国四大产煤国产量占全球总量的75%，其产能政策与地缘政治直接影响全球供应稳定性澳大利亚受国内反煤运动与出口政策调整影响，2025年煤炭出口量预计同比下降3%，但通过与亚洲市场签订长期协议（如中国、印度），其市场份额仍能维持在27%左右印尼则依托低成本优势，2025年动力煤出口量预计增长2%，达

4.5亿吨，主要目标市场为中国和印度中国作为“保供主力”，2025年煤炭产量预计达46亿吨，同比增长

1.5%，但“增产不增价”的政策导向下，国内煤价将保持相对稳定值得注意的是，蒙古国与中国的铁路运输扩容（2025年计划新增运能2000万吨），将进一步强化中国煤炭供应的多元性1供需格局总量趋稳与结构分化并存

1.2供应端主要产煤国产能调控与地缘博弈下的供应韧性地缘博弈加剧供应不确定性俄乌冲突持续影响欧洲煤炭进口，2025年欧洲从美国、印尼进口煤炭量预计增长15%，但美国面临劳动力短缺（煤矿工人平均年龄55岁）、运输瓶颈（密西西比河干旱导致2024年煤运中断）等问题，供应稳定性存疑1供需格局总量趋稳与结构分化并存

1.3库存与贸易全球库存周期波动与区域贸易流向重构全球煤炭库存处于历史中低位，2025年一季度库存同比下降8%，主要源于主要消费国“去库存”策略（如中国电厂库存从2023年的30天降至2025年的22天）但极端天气可能引发阶段性补库，例如2025年夏季厄尔尼诺现象或导致印度、东南亚干旱，火电需求激增推高库存贸易流向呈现“区域化”特征欧洲因能源安全需求，2025年煤炭进口从澳大利亚转向美国（占比从20%升至35%），但美国出口成本（含运输）较印尼高15-20美元/吨，长期竞争力受限；中国与蒙古国煤炭贸易占比从2023年的12%升至18%，以替代澳大利亚煤炭；印度则通过“煤炭进口多元化”策略，从南非、俄罗斯增加进口，降低对单一供应源依赖2价格走势成本支撑与需求波动下的区间震荡2025年煤炭价格将呈现“中枢上移、波动收窄”的特征，动力煤与炼焦煤价格分化加剧，成本成为价格波动的核心支撑2价格走势成本支撑与需求波动下的区间震荡

2.1国际动力煤价格地缘政治与极端天气的双重影响国际动力煤（澳大利亚纽卡斯尔港）价格预计在120-160美元/吨区间波动2025年二季度，若印度遭遇干旱导致火电需求激增，价格或阶段性突破160美元/吨；四季度，随着欧洲煤炭进口高峰结束、中国保供政策发力，价格将回落至120-130美元/吨成本端，澳大利亚煤矿开采成本（含税费）约80-90美元/吨，印尼约50-60美元/吨，美国约100-110美元/吨，成本支撑使价格难以跌破100美元/吨此外，碳成本（欧盟碳价2025年预计达90-100欧元/吨）将增加煤电企业负担，进一步推高价格中枢2价格走势成本支撑与需求波动下的区间震荡

2.2炼焦煤价格钢铁行业复苏与替代材料的博弈炼焦煤价格受钢铁行业需求与替代材料（如氢基竖炉、废钢）影响更大，2025年价格预计在220-280美元/吨区间波动中国钢铁行业“去产能”政策边际放松，2025年粗钢产量预计增长2%，带动炼焦煤需求增长4%，但废钢替代比例提升（2025年废钢利用量预计达3亿吨）对炼焦煤需求形成挤压国际炼焦煤市场呈现“紧平衡”，澳大利亚、蒙古国炼焦煤出口占全球85%，2025年澳大利亚昆士兰州暴雨导致矿场停工，短期推高价格至280美元/吨，但随着新矿投产（如必和必拓在西澳的矿区），下半年价格将回落至220-240美元/吨2价格走势成本支撑与需求波动下的区间震荡

2.3价格波动的传导效应从矿场到终端用户的成本转嫁煤炭价格波动通过产业链层层传导，对下游行业影响显著中国煤电企业面临“燃料成本与电价管制”的矛盾2025年动力煤长协价（5500大卡）预计850-950元/吨，较2023年上涨10%，但电价受政府管控（居民电价涨幅不超过3%），煤电企业盈利空间收窄，部分企业面临“亏电”风险化工企业通过“煤-电-化”一体化降低成本，例如神华集团煤制烯烃项目综合成本较2023年下降5%，但中小化工企业抗风险能力弱，部分企业因煤价上涨被迫限产居民端受影响较小，2025年中国居民用电价格预计微涨1%-2%，主要源于电网企业输配电价调整3区域市场特征中国主导与全球多极化格局煤炭市场的区域分化在2025年将进一步深化，亚太市场仍是核心增长极，欧美市场则处于“收缩-调整”期，新兴市场逐步崛起3区域市场特征中国主导与全球多极化格局

3.1亚太市场中国保供与印度增长的“双引擎”亚太市场占全球煤炭消费总量的70%，2025年需求增长占全球增量的90%中国“保供稳价”政策下，国内煤炭自给率维持在95%以上，进口量预计稳定在3亿吨；印度因电力缺口与工业扩张，进口量将增长8%，达

2.6亿吨，超过日本成为全球第二大煤炭进口国东南亚市场成为新增长点，越南、菲律宾、孟加拉国2025年煤炭需求增速均超6%，主要用于新建燃煤电站例如，越南宁顺燃煤电站（2×620MW）2025年投产，将新增煤炭需求1200万吨/年3区域市场特征中国主导与全球多极化格局

3.2欧洲市场能源安全优先下的短期回摆与长期退出欧洲煤炭需求在2025年呈现“先升后降”特征一季度因俄乌冲突持续、LNG价格高企，欧洲煤炭进口量同比增长20%；二季度后，随着可再生能源装机占比提升（风电、光伏占比达35%），煤炭需求开始回落，预计全年进口量较2023年下降5%长期来看，欧盟“2030年煤炭退出计划”推进，德国、法国计划2030年前关闭所有煤电厂，英国、西班牙则加速煤电退役，2025年欧洲煤炭消费占比将降至10%以下3区域市场特征中国主导与全球多极化格局

3.3美洲市场美国与印尼的出口竞争与供应链调整美国依托页岩气革命后的成本优势，2025年煤炭出口目标为

1.5亿吨，重点开拓欧洲、亚洲市场，但面临运输瓶颈（密西西比河港口效率低）和劳动力短缺（煤矿工人缺口约

1.2万人），出口潜力受限印尼则凭借低成本（开采成本50美元/吨以下）和地理位置优势，巩固亚洲市场份额，2025年出口目标

4.5亿吨，其中中国、印度占比超70%3区域市场特征中国主导与全球多极化格局

3.4非洲与中东新兴潜力市场的培育与挑战非洲市场潜力巨大，尼日利亚、坦桑尼亚计划2025年新增煤电装机5000MW，但面临资金短缺（依赖国际援助）、技术落后（本土煤矿效率低）问题；中东地区煤炭需求以“小众市场”为主，沙特、阿联酋用于海水淡化、工业蒸汽，2025年需求预计增长3%，但规模有限驱动煤炭行业运行的核心因素驱动煤炭行业运行的核心因素煤炭行业的短期稳定与长期转型，是多重因素共同作用的结果在“能源安全优先”与“碳中和刚性约束”的双重背景下，驱动因素呈现“短期现实支撑”与“长期变革动力”的分层特征1短期支撑能源安全与成本优势的现实考量

1.1地缘冲突下的能源自主需求2025年，全球地缘政治格局仍不稳定俄乌冲突持续，中东局势紧张，能源自主成为各国政策关键词欧洲因LNG进口依赖度（2023年达40%）高，被迫重启部分煤电（德国2024年新增煤电装机10GW），2025年煤电在欧洲电力结构中的占比将从2023年的12%回升至15%中国则通过“煤炭保供”保障能源安全，2025年煤炭产能调控目标为46亿吨，较2023年增长2%，并建立“煤炭储备体系”（战略储备+企业储备），储备量达3亿吨，可满足15天应急需求1短期支撑能源安全与成本优势的现实考量

1.2可再生能源的“间歇性”与煤炭的“基荷”价值回归2025年，全球可再生能源装机容量预计达

4.5TW，但“间歇性”（风电、光伏出力不稳定）问题仍未完全解决中国西北、印度拉贾斯坦邦等新能源基地因电网消纳能力不足，弃风弃光率仍达5%-8%，火电作为“调峰备用电源”的需求增加，2025年火电利用小时数预计同比增长3%美国、澳大利亚等国也面临类似问题，2025年煤炭发电量占比预计稳定在20%-25%，成为保障电力系统稳定的“压舱石”1短期支撑能源安全与成本优势的现实考量

1.3发展中国家工业化进程的能源刚需印度、越南、埃塞俄比亚等发展中国家处于工业化初期，电力需求年均增长5%-7%，而可再生能源投资不足（2025年全球清洁能源投资缺口仍达

1.2万亿美元），煤炭作为“成熟、低成本”能源，成为其满足能源需求的首选印度计划2030年前新增煤电装机100GW，越南2025年新增煤电装机5GW，均反映出煤炭在能源结构中的过渡价值2长期推力技术创新与政策调整的协同效应

3.

2.1CCUS技术商业化应用从“负担”到“资产”的转变碳捕集利用与封存（CCUS）技术的突破，正在改变煤炭行业的“高碳”标签2025年，全球CCUS技术成本较2023年下降30%，中国神华、山西焦煤等企业已建成商业化CCUS项目，捕集成本降至40-50元/吨，年捕集能力超1000万吨欧盟碳市场价格（2025年预计达90-100欧元/吨）推动煤电企业投资CCUS，德国鲁尔区某煤矿CCUS项目投产后，年碳收益超2亿欧元，实现“变废为宝”2长期推力技术创新与政策调整的协同效应

2.2煤炭清洁化利用煤电升级与煤化工多元化煤电领域，超临界、超超临界机组占比提升至70%，发电效率从35%提高至45%，单位煤耗下降15%；煤化工领域，煤制乙二醇、煤制芳烃等高端产品产能扩张，2025年煤化工产品在化工品中的占比将达12%，替代部分石油基化学品中国“十四五”煤化工规划明确支持“高端化、多元化、低碳化”发展，神华、兖矿等企业布局“煤-电-氢-化工”一体化项目，煤炭附加值提升30%以上2长期推力技术创新与政策调整的协同效应

2.3政策博弈碳中和目标与能源保障的平衡术各国政策呈现“短期灵活、长期坚定”的特点中国“双碳”政策从“激进退出”转向“平稳过渡”，提出“2030年非化石能源占比25%”目标，但允许煤电在2030年前作为“过渡能源”存在；欧盟则坚持“2030年煤炭退出”计划，但为保障能源安全，对煤电企业提供补贴（2025年补贴规模达500亿欧元）美国政策摇摆，2025年新政府可能放松煤炭行业监管，推动煤电复苏，但受国会制约，实际效果有限当前煤炭行业面临的挑战与风险当前煤炭行业面临的挑战与风险尽管煤炭行业在短期呈现稳定态势，但长期转型压力、行业内部困境与外部环境风险交织，使其面临“进亦忧，退亦忧”的复杂局面1长期转型压力碳中和目标下的“退出倒计时”

1.1《巴黎协定》框架下各国煤炭退出时间表的刚性约束《巴黎协定》要求全球2050年实现碳中和，各国煤炭退出时间表日益明确欧盟2030年关闭所有煤电，德国2038年、法国2023年（已实现）退出；英国2024年、西班牙2030年、意大利2035年退出中国虽未明确退出时间表，但提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”，煤电装机“十四五”后不再新增，存量机组逐步退役这意味着煤炭行业“退出倒计时”已启动，2025-2030年将是高碳产能加速淘汰期，全球煤炭消费占比将从2023年的27%降至2030年的20%以下1长期转型压力碳中和目标下的“退出倒计时”

1.2全球碳市场与碳关税对煤炭企业的成本冲击全球碳市场扩容（2025年覆盖60%的全球碳排放）与碳关税（欧盟碳边境调节机制CBAM）实施，将显著增加煤炭企业成本中国煤电企业碳成本（按50元/吨碳价）约30元/吨，欧洲则达90欧元/吨（约700元/吨），高碳成本使欧洲煤电企业盈利空间压缩80%以上，被迫关闭低效机组碳关税导致出口煤成本上升，中国动力煤出口价格较国际市场高15-20美元/吨，影响出口竞争力，2025年出口量预计下降5%1长期转型压力碳中和目标下的“退出倒计时”

1.3金融机构“碳锁定”解除煤炭项目融资受限全球金融机构加速“碳锁定”，2023年全球煤炭项目融资额仅2016年的1/3，摩根大通、汇丰等银行明确停止对新建煤电项目融资，中国政策性银行也收紧煤炭贷款2025年煤炭企业融资成本上升1-2个百分点，部分中小煤矿因融资困难被迫停产2行业内部困境产能过剩与效率瓶颈

2.1部分区域产能利用率不足，落后产能淘汰滞后中国煤炭行业存在“大而不强”问题，2025年全国煤矿平均产能利用率约75%，低于85%的合理水平，落后小煤矿（产能低于30万吨/年）占比仍达15%，但因地方就业压力、安全改造资金不足，淘汰进度滞后澳大利亚、美国等国也面临类似问题，2025年澳大利亚落后煤矿产能占比超20%，美国阿巴拉契亚地区煤矿因开采成本高（100美元/吨以上），产能利用率仅60%，行业整体效率亟待提升2行业内部困境产能过剩与效率瓶颈

2.2煤矿安全生产与环保投入的成本压力2024年全球煤矿事故死亡人数较2023年下降5%，但安全生产投入仍在增加中国煤矿安全改造投入年均增长10%，2025年安全成本占总成本比重达15%，中小煤矿利润空间被压缩环保投入方面，煤电企业脱硫脱硝设施改造率达95%，但CCUS、废水处理等深度治理成本高（单个CCUS项目投资超10亿元），中小煤电企业难以承担，部分企业面临“环保不达标即停产”的压力2行业内部困境产能过剩与效率瓶颈

2.3产业链协同不足从开采到终端的价值损耗煤炭产业链存在“开采-运输-发电/化工”各环节协同不足问题中国“北煤南运”铁路运能利用率达90%，但部分港口卸煤效率低（日均卸煤量仅8万吨，低于国际先进水平12万吨），导致“煤等电”现象；煤化工企业与煤矿联动不足，2025年煤制烯烃企业原料煤采购成本中运输占比达25%，若建立“矿化一体化”基地，可降低成本10%-15%3外部环境风险替代能源冲击与地缘不确定性

3.1可再生能源成本持续下降对煤炭的经济性挤压2025年，光伏度电成本降至

0.15元/千瓦时，陆上风电降至

0.2元/千瓦时，较2023年下降20%-30%，已低于煤电基准价（中国煤电基准价

0.3-

0.4元/千瓦时）印度、巴西等新兴市场可再生能源装机成本较煤炭低10%-15%，导致新建煤电项目经济性下降，2025年全球新开工煤电项目同比下降40%3外部环境风险替代能源冲击与地缘不确定性

3.2极端天气频发（干旱、洪涝）对煤炭供需的短期扰动2024年全球极端天气导致煤炭供需短期失衡（如印度热浪导致火电需求激增20%，但煤矿因高温停产），2025年厄尔尼诺现象可能加剧干旱，东南亚、印度火电需求增长10%，但供应端因干旱导致运力下降，价格波动加剧3外部环境风险替代能源冲击与地缘不确定性

3.3主要产煤国政策摇摆（如出口限制、关税调整）主要产煤国政策不确定性增加印尼2025年计划对动力煤出口征收10%关税，以保障国内电力供应；蒙古国因国内冲突，煤炭出口通道（中蒙铁路）多次中断，2025年出口量预计下降5%；美国计划对进口煤炭加征20%关税，以保护本土煤矿，但可能引发贸易伙伴反制，影响全球煤炭供应链稳定年煤炭行业发展展望2025-20302025-2030年煤炭行业发展展望基于当前市场动态与驱动因素，煤炭行业将在2025-2030年经历“转型深化期”，从“燃料能源”向“过渡能源”“原料能源”双重角色转变，行业格局将发生深刻调整

5.1短期（2025-2027）在“过渡能源”定位下的平稳调整期

1.1全球煤炭需求增速放缓，区域分化加剧全球煤炭需求增速从2023年的4%降至2025年的2%，2027年接近零增长中国需求进入平台期，煤化工用煤增长抵消煤电需求下降；印度、东南亚保持6%-7%的增长；欧洲、美洲需求持续收缩，占比从2025年的15%降至2027年的10%

1.2价格中枢上移但波动收窄，成本控制成关键国际动力煤价格中枢维持120-160美元/吨，炼焦煤220-280美元/吨，成本支撑（人工、运输、CCUS）使价格难以大幅下跌煤炭企业需通过智能化开采（无人工作面占比达50%）、长协锁价（与电厂签订3-5年长协）控制成本，中小煤矿加速整合，行业集中度提升至CR10超60%

1.3技术升级加速，CCUS试点项目规模化2025-2027年，CCUS技术在煤电、煤化工领域规模化应用，中国将建成5个千万吨级CCUS示范项目，碳捕集成本降至30元/吨以下；美国计划对CCUS项目提供30%税收抵免，推动煤电企业投资

2.1高碳产能加速退出，行业集中度提升欧盟完成煤炭退出计划，德国、法国煤电全面退役；中国煤电“十四五”后不再新增，存量机组退役加速，2028-2030年淘汰落后煤电装机2亿千瓦中小煤矿因成本高、环保压力大，加速退出市场，行业CR5（前五企业）占比从2025年的40%升至2030年的60%

2.2煤化工向高端化、低碳化转型，成为新增长点煤制乙二醇、煤制芳烃等高端化工品产能占比提升至25%，替代石油基化学品；“煤-电-氢”一体化项目在西北、西南地区布局，煤炭转化为绿氢，用于交通、工业领域，煤化工附加值提升50%以上

2.3全球能源治理体系重构，煤炭贸易规则面临调整全球碳关税覆盖范围扩大，煤炭贸易需满足碳足迹标准；国际煤炭市场可能建立“碳标签”制度，中国、印度等主要出口国需提升煤炭低碳属性国际能源署（IEA）或调整煤炭需求预测，将CCUS技术应用纳入需求情景，为煤炭行业争取转型时间

3.1煤炭在化学品、材料领域的替代潜力释放煤炭将从“燃料”转向“碳资源”，通过煤气化、煤液化技术生产合成气、甲醇、烯烃等基础化工原料，2030年全球煤化工原料占比将达15%，替代石油基原料约2亿吨/年中国神华、兖矿等企业布局“煤炭-材料”产业链，煤制石墨烯、煤制碳纤维等新材料商业化应用

3.2零碳能源体系下的“应急备用”角色强化在可再生能源主导的零碳体系中，煤炭作为“应急调峰电源”的角色强化，主要用于应对极端天气、新能源出力不足等突发情况，2030年全球煤电利用小时数或回升至4000小时以上，但长期装机容量将较2025年下降30%

3.3行业ESG转型从被动合规到主动价值创造煤炭企业ESG评级将成为融资、市场准入的关键，企业需从“被动减排”转向“主动创造绿色价值”，例如开发CCUS技术、参与碳交易、发展循环经济（煤矸石发电、煤泥回收）2030年，头部煤炭企业ESG评级将进入国际前50%，中小煤矿加速转型或退出市场结论与建议1综合判断煤炭行业在转型中寻找新平衡2025年，煤炭行业处于“短期稳定与长期转型”的关键节点短期，能源安全需求支撑行业平稳运行，价格中枢上移但波动收窄；长期，碳中和目标下高碳产能加速退出，行业需向“低碳燃料”“碳资源”转型未来5-10年，煤炭行业将从“能源主角”退为“过渡配角”，但在能源体系中仍有不可替代的价值2对行业参与者的建议

2.1技术创新以CCUS与智能化为核心突破点煤炭企业需加大研发投入，2025年前建成CCUS商业化项目，将碳成本转化为收益；推进智能化开采（无人工作面、智能选煤），降低人工成本15%-20%；布局“煤-电-氢”“煤-化-材”一体化项目，延伸产业链2对行业参与者的建议

2.2成本优化从“全成本管理”到“精益运营”建立“采-运-销-用”全链条成本管控体系，通过长协锁价（与电厂、化工企业签订3-5年长协）降低价格波动风险；优化物流路径，利用港口、铁路、河运组合运输，降低运输成本10%；淘汰落后产能，中小煤矿通过兼并重组整合资源，提升产能利用率至85%以上

6.

2.3ESG布局主动拥抱绿色转型，从“合规”到“价值创造”提前布局碳资产管理，参与碳市场交易；开发绿色产品（低碳煤炭、CCUS碳汇），满足市场对低碳能源的需求；关注社区关系，开展煤矿复垦、生态修复，提升企业社会形象3对政策制定者的建议

3.1构建“平稳退出+绿色转型”的双轨机制对煤电企业设定合理的退出过渡期（如2030-2040年），给予技术改造补贴（CCUS项目补贴30%）；对煤炭企业转型提供低息贷款、税收优惠，支持发展煤化工、新能源等替代产业，保障矿工就业转型3对政策制定者的建议

3.2完善煤炭市场调控体系，平衡安全与环保建立“煤炭储备+进口多元化”保障机制，避免“煤荒”与“过剩”交替出现；完善碳价形成机制，通过碳市场倒逼企业减排，2025年前将碳价稳定在50-60元/吨，为CCUS技术商业化创造空间

6.

3.3推动全球能源治理合作，避免“碳壁垒”加剧供应链波动在国际层面推动煤炭行业低碳标准统一，避免碳关税、碳标签成为贸易壁垒；加强与主要产煤国、消费国的对话，建立煤炭供应链风险预警机制，共同应对地缘冲突、极端天气等外部风险3对政策制定者的建议

3.2完善煤炭市场调控体系，平衡安全与环保煤炭行业的转型之路，是能源革命的必然选择，也是行业自身生存的必由之路2025年，我们看到的不仅是传统能源的“夕阳余晖”，更是“黑色黄金”向“绿色资产”的艰难蜕变唯有以技术创新为翼、以政策引导为舵，煤炭行业才能在能源转型的浪潮中找到新的坐标，实现从“高碳依赖”到“低碳重生”的跨越谢谢。