国金证券：煤价弱稳预期下进入迎峰度夏期

摘要

核心观点

现象探讨——进入5月，煤炭市场价格继续下行，5月秦皇岛动力煤Q5500平仓价较上年同期下跌约238.2元/吨。结合产业链多维度数据拆解结果看，我们认为“高供给、弱需求、高库存”的格局从11M24延续至今，煤炭供应过剩的矛盾愈发突出。

供给&周转端：国内生产端放量挤出进口，需求疲软至各环节库存增加，5月北方港库存见下降趋势。①煤炭供给：产煤省经济运行高度依赖煤炭工业，转型压力下煤炭主产区省份25年明确提出稳产要求。②煤炭周转：节后下游终端复工偏慢而煤矿复产进度较快，主产区多数煤矿已恢复正常产销，铁路保障运输，北方港口调入量上升；电煤需求持续低迷，非电行业体量难以拉动煤炭消耗,港口库存普遍增长。

下游需求端：清洁能源发电量增长挤压火电发电空间。24年电厂高库存策略成效显著，而25年初以来电厂日耗低迷对库存消耗作用有限，部分电厂仅靠长协即可满足刚需运转。5月以来为准备迎峰度夏，对内贸市场煤的采购积极性提升。

后市展望——预计后续煤价弱稳运行，关注迎峰度夏期补库带来的阶段性煤价回涨。

供应端：经历急跌后，3月起市场煤价跌幅趋缓，但仍然难以扭转下行趋势。产煤省经济发展诉求是25年初以来国内生产维持高位的重要原因。在没有发生重大安全事故导致安监大范围收紧的情况下，仅通过行业自律减少供应存在困难。

需求端：5月起各地逐步入夏，电厂日耗量环比改善。考虑到特朗普2.0关税对外贸行业的冲击尚未完全传导至下游，出口对经济增长的拉动力减弱或对动力煤消费量产生影响。

预计5月国内煤炭生产仍将保持高位，内贸煤价大幅调整后挤出部分成本竞争力处于劣势的国内外供应量；进口煤价格优势收窄，部分终端转向采购内贸煤，对港口煤价形成一定支撑。“高供应+高库存+弱需求”的局面已经维持近6个月，当前市场或对利多因素较为敏感。如夏后贸易商或继续博弈电厂迎峰度夏补库需求释放，5月底6月初煤价或小幅探涨。但考虑到当前全社会库存仍同比处于高位，预计涨幅较小且涨势持续时间较短。

风险提示：煤价下行不及预期；新增装机容量不及预期；下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期。

正文

1、动力煤价回溯分析及预测核心观点

1.1 5月煤价走势概览——煤价继续下探

进入2025年5月，煤炭市场价格整体延续前期下行趋势。供应端看，煤矿复产节奏加快，主产区产能稳定释放，同时进口煤维持高位，尤其是澳洲、印尼资源大量到港，整体供应呈现宽松态势。需求端方面，受暖冬影响，电厂日耗持续偏弱，工业复工节奏不及预期，终端采购积极性不高，市场以长协及刚需补库为主。供强需弱格局下，市场看空预期加剧，煤价重心持续下移。

内陆煤港口价：以秦皇岛动力煤Q5500平仓价为依据，2025年5月，秦皇岛动力煤Q5500平仓价延续下跌趋势，持续走低，均价较上年同期累计下跌约238.2元/吨，价格进一步下探。

进口煤港口价：以广州港进口及下水煤Q5500库提价为依据，25年5月，广州港Q5500 澳洲煤库提价在二月末触底后出现轻微回升，但整体仍处于低位运行，在2-4月平台期过后5月持续下跌；Q5500印尼煤库提价延续下降趋势，并在5月末跌至三类煤中最低，显现出强经济性。相比之下，山西下水煤降幅最缓，价格走势相对稳定。

1.2 港口库存回落，但仍高于去年同期

供给端：国内产地原煤供应保持同比增长，产煤省份开采积极性仍高。需求端：进入旺季以后电厂库存消耗加快，补库需求如期而至。电厂市场煤采购积极性升高，港口库存压力有所下降。

1.3 后市展望——预计煤价弱稳运行，继续关注迎峰度夏预期博弈

供应端：国内产地供应保持同比增长。

国内生产来看，产煤省经济发展诉求是25年初以来国内生产维持高位的重要原因。当前内外部宏观经济环境复杂多变，产煤省经济社会运行缺乏其他抓手。在没有发生重大安全事故导致安监大范围收紧的情况下，仅通过行业自律减少供应存在困难。

流通环节来看，4月起大秦线开始检修。以往大秦线集中修期间，多数情况下将使港口库存下降，推动市场煤价上涨；而近年来大秦线检修对港口库存和市场煤价走势的影响逐渐式微，主因市场供应宽松态势明显。据太原路局的消息，大秦线春季检修将较原计划提前结束。大秦线恢复后，预计进港煤车将大幅增加。

综合供给侧多空因素来看，预计后续国内产地供应仍将保持同比增长。

需求端：考虑去年同期水电高基数、火电出力受挤占严重；今年迎峰度夏期间火电需求或同比回升，拉动动力煤需求。

4月初以来特朗普2.0关税对外贸行业的冲击尚未完全传导至下游，出口对经济增长的拉动力减弱或对动力煤消费量产生影响。

综合供需：预计后续煤价弱稳运行，迎峰度夏补库需求释放或对煤价有不定时催化。

预计后续国内煤炭生产仍将保持高位，内贸煤价大幅调整后挤出部分成本竞争力处于劣势的国内外供应量；进口煤价格优势收窄，部分终端转向采购内贸煤，对港口煤价形成一定支撑。另外，高供应+高库存+弱需求的局面已经维持近6个月，当前市场或对利多因素较为敏感。随着夏季渐进、气温提升，电厂日耗量环比改善带来补库需求逐渐释放；贸易商或继续博弈电厂迎峰度夏补库需求释放，煤价或迎来不定时的小幅探涨。

2、拆解维度1：国内生产&周转——产量增长韧性

2.1 国内产量：5月煤炭产量同比提升

1-5月原煤累计产量同比提升7.44%。

原煤生产：整体看，2025年5月原煤日均产量约1300.9万吨，日均产量同比上升62.7万吨、环比4月上升3.2万吨，变化幅度分别为同比+5.06%、环比+0.25%。

动力煤产量：5月动力煤产量数据未更新，暂先参考1-4月动力煤累计产量12.57亿吨、同比+2.10%，累计产量高于去年同期。4月动力煤日均产量占原煤日均产量比重为78.0%，环比3月下降1.2pct。

综上，煤炭产量仍然保持同比增长趋势，主因：①随着安监常态化、智能化矿山建设、煤矿产能置换等行业趋势的发展，煤矿企业在环保、产业布局、用工、洗选、运输等方面的投资持续增加，使得煤矿企业一旦开始生产便不会轻易停产；②产煤省经济运行高度依赖煤炭工业，转型压力下煤炭主产区省份，如山西，25年明确提出稳产要求。

分地区看，晋陕蒙新煤炭产能占比81.4%、产能集中度保持稳定；山西产量持续恢复，累计产量同比大幅上升。

4M25晋陕蒙新四省区原煤产量达12.9亿吨，占全国原煤产量81.4%，高于2024年同期的80.9%，且高于2022年同期的80.88%，略低于2023年同期的81.5%。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，智能化、清洁高效产能陆续释放。

内蒙古作为全国重要能源基地，4月原煤产量4.28亿吨、占全国产量的27.0%，同比增加0.74%，4月对全国原煤产量的增量贡献率达25.46%。

山西4月完成原煤产量4.33亿吨、占全国产量的27.4%、累计同比17.38%，4月对全国原煤产量的增量贡献率达28.27%。

陕西4月原煤产量2.51亿吨、占全国产量的15.9%，同比增长3.7%，4月对全国原煤产量的增量贡献率达15.07%。

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；2025年1-2月原煤产量0.91亿吨、占全国产量的11.9%、同比增速高达14.4%，1-2月对全国原煤产量的增量贡献率达17.47%。

截至2025年4月末，六大国有重点煤矿库存合计2936.8万吨、较年初增加573.9万吨、较去年同期也高出1107.3万吨。

其中，中南、东北地区库存累库速度提升，中南地区4月末库存114.0万吨、环比增加9.4万吨、涨幅约9.0%，东北地区4月末库存215.9万吨、环比增加3.5万吨、涨幅约1.65%。华北地区库存1347.4万吨，环比减少3.98%；华东、西南地区环比分别下降9.84%、3.51%，西北地区环比下降3.22%。综合来看，整体库存的环比增速在3月到达高峰后略有下降趋势。

从铁路煤炭发运量看，山西＞陕西＞内蒙＞新疆，2025年4月同比来看，新疆、陕西、山西和内蒙均同比下降。

新疆重点煤矿4月铁路发运335.0万吨，较2024年同期减少13.1万吨，环比3月增加11万吨。

山西重点煤矿4月铁路发运1807.4万吨，同比减少259.7万吨。去年上半年，山西受煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治工作影响，原煤产量有所下降，煤炭发运量基数偏低。而25年4月，山西省煤炭发运量低于过去3年同期水平，或受下游需求疲软和进口煤冲击的影响。

陕西重点煤矿4月铁路发运1215.8万吨，同比减少34.1万吨，环比3月增加29.2万吨，但仍高于2022年水平。

内蒙古重点煤矿4月铁路发运973.7万吨，同比减少278.3万吨，是四大产煤省区中发运量负增长最大的省份。

2.2 港口周转：港口持续累库，5月底CCTD主流港口库存较去年同期高15.4%

港口吞吐情况：三大港口日均吞吐量自25年春节回升后略有波动，总体呈回升趋势。

以黄骅港、曹妃甸港、秦皇岛港吞吐量为依据，三大港口吞吐量在2月上旬阶段性触底后，5M25黄骅港、曹妃甸港、秦皇岛港日均吞吐量环比均有回升。港口间日均吞吐量环比变化方向分化，或因黄骅港是国家能源集团煤电路港航一体化运营的支柱港口。在下游用煤需求总体疲软的背景下，国家能源可通过产运销一体化运营的集团作战优势，提升周转效率。

总体库存情况：北方港库存下降。

以CCTD主流港口煤炭库存为依据，5月底库存7696.9万吨，较去年同期水平高1029.3万吨，环比春节前增加844.5万吨。其中，5月底北方港口合计库存、长江口港口合计库存分别为3054、776万吨，环比4月分别减少58万吨、增加21万吨。

分港口看：北方港环比下降，长江港口库存环比总体趋势向上。

北方港口中，5月秦皇岛、曹妃甸、曹妃甸二期、华能曹妃甸环比下降，5月末库存环比4月分别减少14、7、30、14万吨。京唐港老港、国投京唐港、京唐专业码头、黄骅港环比上升，5月末库存环比4月分别增加11、11、5、23万吨。合计减少58万吨

长江口港口中，4月如皋港、长宏2号、镇江东港、扬子江港口环比下降，月末库存环比4月分别减少9、3、27、20万吨，其余港口库存环比均呈现不同程度的上升。其中，太和港、南京西坝、华能太仓港口增幅较大，5月末库存环比4月末分别增加20、25、30万吨。各港口合计上升21万吨，环比增幅达2.78%。

2.3 煤炭运价：内江运价小幅下跌、沿海运价显著回升、陆路运价维持稳定

运价总体情况：5M25各途径运价整体平稳。

公路运价：以鄂尔多斯煤炭公路运价指数为依据，运价自25年3月以来微幅下跌并在4月中下旬微幅回升，25年5月运价底部企稳，长途公路、中途公路、短途公路运价截至5月30日分别为0.21、0.42、0.80元/吨公里，长途环比4月底维持稳定，中途、短途环比4月底分别下降0.01、0.02/吨公里。

内江运价：以长江煤炭运输综合航运指数（CCSFI）为依据，长江煤炭运价25年5月总体呈稳定回升态势，5月30日指数报收于604.6点，相较25年4月末上升41.4点，涨幅7.36%。

海运价：中国沿海运价与全球运价同向变动。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5月呈低位反弹走势，月末报收于1418点，较4月底下跌2.31%；CBCFI指数5月初由690点下跌，中旬一度跌至620点附近，月底大幅回升至730点左右，报收于695.14点，环比4月末下跌0.19%。

3、拆解维度2：煤炭进出口——动力煤进口同比减少

进出口概况：5月煤炭进出口数据均未更新，4月动力煤净进口量同比减少28.0%，环比3月增加约12.42%。

据海关总署数据，25年4月我国进口广义动力煤1144.1万吨，较去年同期减少561.7万吨、降幅为28.0%，较3月份环比增加159.6万吨、增幅12.4%。

4月我国动力煤出口27.1万吨，同比增加12.3万吨，增幅82.8%。

从动力煤进出口净额看，4月净进口1417.0万吨，同比下跌574.0万吨，跌幅28.83%；环比3月增长141.9万吨，增幅11.13%。

4、拆解维度3：下游需求——电煤需求待旺季修复

4.1 动力煤整体需求情况：4月电煤需求下降，非电需求上升但增量贡献率较小

5月动力煤消费数据未更新，4月动力煤总消费3.0亿吨，同比下降1.3%。

电煤方面：4M25电力部门保持动力煤消费主体地位，消耗动力煤1.8亿吨、同比下降4.8%。暖冬天气+去年同期高基数+清洁能源发电量增长的挤出效应影响下，4M25火电发电量同比-1.95%。

非电煤方面：4M25非电行业总体耗动力煤同比提升。

4M25电力行业动力煤消费占比有所回升，环比+29.2pcts；冶金、化工、建材、供热行业动力煤消费占比提升，环比+12.1pcts/+15.4pcts/+19.6pcts/-44.3pcts。

4.2 从用电需求看发电耗煤需求：5月气温总体偏高，电煤需求不及预期

选取2024年用电TOP5省份，从省会城市平均气温看，5大省会城市5M25平均气温高于去年同期；从单个省会城市来看，5月广州、江苏、杭州平均气温较去年同期分别偏高0.6、1.3、1.3摄氏度，济南、石家庄平均气温较去年同期分别偏低0.7、0.5摄氏度。

5月用电需求旺季不旺，我国全口径发电量37265.0亿千瓦时，同比增长1.9%，但增速环比下降，或因暖冬和春节假期影响，全国大部分地区气温仍相对偏高，用电需求增长驱动力偏弱。

4.3 从其他电源看火电发电需求：可再生能源发电增量贡献率同比+1.9pct

其他电源发电情况：5M25各清洁电源发电量均同比上升，且核电、风电、光伏发电量增幅环比4月均上涨。总体看，非火电清洁电源发电量合计增量贡献率37.8%、贡献率同比+1.9pcts。

分项看，25年5月水电发电量988.82亿千瓦时，同比下降14.1%，环比3月上涨26.9%。从水库流量看，5M25三峡水库出库流量低于24年同期水平，同比下降31.8%。

5月，核电、风电、太阳能发电量同比分别+6.8%、+16.3%、+33.7%，增速环比4月分别-6.5pct、-6.1pcts、+11.4pcts。

从利用情况看，5月最新相关数据还未更新，4月核电利用小时数同比上升，水电、光伏、风电利用小时数同比下降，其中核电利用小时数提升或因大修机组数量少于去年同期，水/风/光利用小时下降或因相关可再生能源资源弱于去年同期，另外或还因供需的时空失衡加剧而导致利用率下降。然而，清洁能源对发电量的增量贡献率同比仍提升了8.9pct，可见新能源装机渗透率的持续提升对火电需求造成了挤压。

火电发电需求：5月火电发电量同比上升。

从发电量看，5月火电发电量4616.6亿千瓦时、同比+1.45%，涨幅环比+2.5pcts。

从利用小时看，5月数据未更新，暂先参考4月火电利用小时数300小时，同比降低20小时、降幅6.3%。

4.4 终端电厂耗煤及库存情况：电厂场存增加、5月中下旬可用天数总体增长

火电厂耗煤情况：5月全国电厂日耗环比下降3.5%，存煤平均可用天数在5月逐渐回升、环比上升8.99%。

从供电煤耗率看，暂先参考1-4月火电累计供电耗煤率294.3克/千瓦时、同比下降0.7%，主受季节性因素影响：采暖季热电联产机组按供热量适当分摊煤耗，使得供电耗煤率下降。

从电厂日耗看，25年5月全国电厂日均耗煤量环比4月下降3.5%。

分省份看，25年4月广东、新疆省耗煤量领先。前5大用电省份中，广东、新疆累计规上电厂发电耗煤量分别同比增长33.2%、29.0%，而北京、天津、广西规上电厂发电耗煤量则分别同比下降33.3%、26.9%、28.8%，其中差异或因各省新能源资源禀赋和能源清洁化转型进度不同。

从终端电厂库存看，节前煤炭场存持续升值近1年中的峰值；随着复工复产推进，2月中下旬起，全国电厂平均可用天数开始下降,随即在4月大幅上升并在5月延续上升趋势。

自9M24以来，全国电厂煤炭库存持续增加至1M25。25年5月全国电厂煤炭库存达8951.7万吨、较年初增加1763.3万吨，较去年同期偏高3740.3万吨。

电厂场存增加，平均可用天数保持稳定。5月，全国电厂平均可用天数25.6天，总体呈增长趋势，同比来看，5月平均可用天数较去年同期增加1.7天。

4.5 其他非电煤需求：除建材外非电需求整体表现相对坚挺，支撑煤炭需求

非电行业用煤需求除建材领域外总体表现相对坚挺，对总耗煤需求有一定的拉动作用。

4M25化工行业动力煤消费量同比增加479.5万吨、增幅21.5%，是非电行业动力煤消费增量的主要来源，整体需求增长速度和规模占比较大，对非电煤需求的拉动作用相对较大。

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。我国十种有色金属1-5月累计产量为3340万吨、5月同比小幅增长4.2%；生铁1-5月累计产量月3.6亿吨、同比增加0.5%。冶金行业整体用煤量占比较小、有色金属和生铁增长势能偏弱，对动力煤消费量的增长贡献率有限。

建材耗煤可主要通过房地产情况体现。25年房地产市场整体延续低迷处境，5月商品房销售面积同比下降337.0万平方米，新房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。

5、投资建议

22年3亿吨煤炭核增产能基本释放，国际能源定价逐渐回归理性；1Q25煤炭供应过剩矛盾突出，市场煤价大幅下行。

历史上看，冬季旺季煤价高点及次年淡季煤价低点往往决定次年煤价中枢。24年10月在贸易商提前博弈冬储的情况下，动力煤市场价上行至865元/吨后止涨，将此视为测算上限；另一方面，市场煤价低于长协价后电煤长协履约或存在困难，考虑到今年与23年情况有一定相似性，即年初以来市场煤价持续下调且调整幅度较大，预计全年市场煤均价低于该价格中枢。基于此，预计全年市场煤均价约700-720元/吨区间，较24年下行约136-156元/吨。

25年全年煤价继续下行，有望持续为火电企业业绩带来实质性改善。

6、风险提示

新增装机容量不及预期。历史上电力行业发展始终处在“电力紧张、放松核准、大建电源、供应过剩、严控新建、电力紧张”的循环中，若再次出现电力供应过剩情况或将导致已核准火电项目面临开工难问题。

煤价下行不及预期。若煤炭生产端的安监持续趋严则会使得煤炭供需格局由松转紧，且若国际冲突局势恶化或美国发生再通胀，或拉升包括煤炭在内的一次能源价格。火电的发电特性决定了其成本结构中燃料成本占比较高，市场煤价高位运行将挤压火电盈利。

下游需求不及预期。宏观经济偏弱复苏、可再生能源大发挤占空间或导致火电发电量增速低于预期，使得机组利用小时数下滑并导致度电分摊的折旧成本上升。此外，电力市场化改革后电价取决于成本和供需，用电需求不及预期还将导致电价涨幅不及预期，从而影响火电盈利。

注：本文来自国金证券2025年06月19日发布的《专题研究：煤价弱稳预期下进入迎峰度夏期》，报告分析师：张君昊 S1130524070001，李蓉 S1130525040001