韩国电力行业对煤炭的需求正面临着核供应量增加和天然气价格竞争日益激烈的双重阻力，因为该国的年度进口总量将达到十年来的最低水平。

海关数据显示，2020年上半年，韩国动力煤进口量下降570万吨，即11%，至4,570万吨，五家国有公用事业公司的消费量下降约470万吨，至3,360万吨，根据Argus根据Kepco最新数据进行的估算。

降幅最大的是今年初，因为政府在第一季度限制了使用燃煤电厂的排放量，以减少粉尘排放。预计该政策将在每年冬天成为年度措施。

由于Covid-19核能利用率的提高和电力需求的疲软，对煤炭燃烧的压力可能会在今年下半年继续存在，这对化石燃料的需求构成压力，而竞争性的天然气价格给煤炭带来了进一步的下行风险。

1月至6月，核发电量增长了1.5%，至18.7GW，维护计划表明增长将在下半年加速。当前计划在7月至12月提供约19.4GW，这比去年的15GW实际产量有所增加。

这种前景取决于Hanbit 3和4装置(均为1GW)在8月28日和9月30日的归还，尽管它们都面临着重启的众多延误，并且分别自2018年中和2017年年中无法使用。但是，即使两个机组在今年剩余时间都保持脱机状态，如果所有其他维护工作都如期进行，核能供应仍将比去年7月至12月的发电量高3GW。

在后一种情况下，假设整体电力需求比2019年减少0-5%，并且来自其他来源(包括石油，无烟煤和可再生能源)的产量，则煤炭和天然气的联合发电量将在年内下滑3.1-6.3GW至38.4-41.6GW在一年中保持不变。

在大流行初期，3月至5月，韩国的发电量比去年下降了约4%，但6月的峰值电力需求数据显示，在温度飙升的情况下，同比增长很小。7月份的7天平均峰值电力需求数据显示，需求仍与往年不符，这表明经济活动放缓仍在阻碍整体需求。

煤炭相对于与石油挂钩的液化天然气价格的成本优势使燃煤发电可以抵御第二季度的整体疲软，但随着油价疲软影响长期与石油挂钩的液化天然气，这种动力可能会在下半年逆转价格。韩国第二季度的燃煤量几乎与去年持平，约为21.4GW，而燃气发电量下降了2.3GW至12.2GW。

据阿格斯(Argus)估计，2019年下半年煤炭占27.8GW，占煤炭和燃气发电总量的62%，今年的同等份额将使产量减少至25.8GW左右。这相当于在40座高效电厂中消耗了4,220万吨NAR 5,800 kcal / kg的当量煤，比去年减少了330万吨。