摘要
核心觀點
現象探討——進入5月，煤炭市場價格繼續下行，5月秦皇島動力煤Q5500平倉價較上年同期下跌約238.2元/噸。結合產業鏈多維度數據拆解結果看，我們認爲“高供給、弱需求、高庫存”的格局從11M24延續至今，煤炭供應過剩的矛盾愈發突出。
供給&周轉端：國內生產端放量擠出進口，需求疲軟至各環節庫存增加，5月北方港庫存見下降趨勢。①煤炭供給：產煤省經濟運行高度依賴煤炭工業，轉型壓力下煤炭主產區省份25年明確提出穩產要求。②煤炭周轉：節後下遊終端復工偏慢而煤礦復產進度較快，主產區多數煤礦已恢復正常產銷，鐵路保障運輸，北方港口調入量上升；電煤需求持續低迷，非電行業體量難以拉動煤炭消耗,港口庫存普遍增長。
下遊需求端：清潔能源發電量增長擠壓火電發電空間。24年電廠高庫存策略成效顯著，而25年初以來電廠日耗低迷對庫存消耗作用有限，部分電廠僅靠長協即可滿足剛需運轉。5月以來爲准備迎峰度夏，對內貿市場煤的採購積極性提升。
後市展望——預計後續煤價弱穩運行，關注迎峰度夏期補庫帶來的階段性煤價回漲。
供應端：經歷急跌後，3月起市場煤價跌幅趨緩，但仍然難以扭轉下行趨勢。產煤省經濟發展訴求是25年初以來國內生產維持高位的重要原因。在沒有發生重大安全事故導致安監大範圍收緊的情況下，僅通過行業自律減少供應存在困難。
需求端：5月起各地逐步入夏，電廠日耗量環比改善。考慮到特朗普2.0關稅對外貿行業的衝擊尚未完全傳導至下遊，出口對經濟增長的拉動力減弱或對動力煤消費量產生影響。
預計5月國內煤炭生產仍將保持高位，內貿煤價大幅調整後擠出部分成本競爭力處於劣勢的國內外供應量；進口煤價格優勢收窄，部分終端轉向採購內貿煤，對港口煤價形成一定支撐。“高供應+高庫存+弱需求”的局面已經維持近6個月，當前市場或對利多因素較爲敏感。如夏後貿易商或繼續博弈電廠迎峰度夏補庫需求釋放，5月底6月初煤價或小幅探漲。但考慮到當前全社會庫存仍同比處於高位，預計漲幅較小且漲勢持續時間較短。
風險提示：煤價下行不及預期；新增裝機容量不及預期；下遊需求景氣度不高、用電需求降低導致利用小時數不及預期。
正文
1、動力煤價回溯分析及預測核心觀點
1.1 5月煤價走勢概覽——煤價繼續下探
進入2025年5月，煤炭市場價格整體延續前期下行趨勢。供應端看，煤礦復產節奏加快，主產區產能穩定釋放，同時進口煤維持高位，尤其是澳洲、印尼資源大量到港，整體供應呈現寬松態勢。需求端方面，受暖冬影響，電廠日耗持續偏弱，工業復工節奏不及預期，終端採購積極性不高，市場以長協及剛需補庫爲主。供強需弱格局下，市場看空預期加劇，煤價重心持續下移。
內陸煤港口價：以秦皇島動力煤Q5500平倉價爲依據，2025年5月，秦皇島動力煤Q5500平倉價延續下跌趨勢，持續走低，均價較上年同期累計下跌約238.2元/噸，價格進一步下探。
進口煤港口價：以廣州港進口及下水煤Q5500庫提價爲依據，25年5月，廣州港Q5500 澳洲煤庫提價在二月末觸底後出現輕微回升，但整體仍處於低位運行，在2-4月平台期過後5月持續下跌；Q5500印尼煤庫提價延續下降趨勢，並在5月末跌至三類煤中最低，顯現出強經濟性。相比之下，山西下水煤降幅最緩，價格走勢相對穩定。
1.2 港口庫存回落，但仍高於去年同期
供給端：國內產地原煤供應保持同比增長，產煤省份开採積極性仍高。需求端：進入旺季以後電廠庫存消耗加快，補庫需求如期而至。電廠市場煤採購積極性升高，港口庫存壓力有所下降。
1.3 後市展望——預計煤價弱穩運行，繼續關注迎峰度夏預期博弈
供應端：國內產地供應保持同比增長。
國內生產來看，產煤省經濟發展訴求是25年初以來國內生產維持高位的重要原因。當前內外部宏觀經濟環境復雜多變，產煤省經濟社會運行缺乏其他抓手。在沒有發生重大安全事故導致安監大範圍收緊的情況下，僅通過行業自律減少供應存在困難。
流通環節來看，4月起大秦线开始檢修。以往大秦线集中修期間，多數情況下將使港口庫存下降，推動市場煤價上漲；而近年來大秦线檢修對港口庫存和市場煤價走勢的影響逐漸式微，主因市場供應寬松態勢明顯。據太原路局的消息，大秦线春季檢修將較原計劃提前結束。大秦线恢復後，預計進港煤車將大幅增加。
綜合供給側多空因素來看，預計後續國內產地供應仍將保持同比增長。
需求端：考慮去年同期水電高基數、火電出力受擠佔嚴重；今年迎峰度夏期間火電需求或同比回升，拉動動力煤需求。
4月初以來特朗普2.0關稅對外貿行業的衝擊尚未完全傳導至下遊，出口對經濟增長的拉動力減弱或對動力煤消費量產生影響。
綜合供需：預計後續煤價弱穩運行，迎峰度夏補庫需求釋放或對煤價有不定時催化。
預計後續國內煤炭生產仍將保持高位，內貿煤價大幅調整後擠出部分成本競爭力處於劣勢的國內外供應量；進口煤價格優勢收窄，部分終端轉向採購內貿煤，對港口煤價形成一定支撐。另外，高供應+高庫存+弱需求的局面已經維持近6個月，當前市場或對利多因素較爲敏感。隨着夏季漸進、氣溫提升，電廠日耗量環比改善帶來補庫需求逐漸釋放；貿易商或繼續博弈電廠迎峰度夏補庫需求釋放，煤價或迎來不定時的小幅探漲。
2、拆解維度1：國內生產&周轉——產量增長韌性
2.1 國內產量：5月煤炭產量同比提升
1-5月原煤累計產量同比提升7.44%。
原煤生產：整體看，2025年5月原煤日均產量約1300.9萬噸，日均產量同比上升62.7萬噸、環比4月上升3.2萬噸，變化幅度分別爲同比+5.06%、環比+0.25%。
動力煤產量：5月動力煤產量數據未更新，暫先參考1-4月動力煤累計產量12.57億噸、同比+2.10%，累計產量高於去年同期。4月動力煤日均產量佔原煤日均產量比重爲78.0%，環比3月下降1.2pct。
綜上，煤炭產量仍然保持同比增長趨勢，主因：①隨着安監常態化、智能化礦山建設、煤礦產能置換等行業趨勢的發展，煤礦企業在環保、產業布局、用工、洗選、運輸等方面的投資持續增加，使得煤礦企業一旦开始生產便不會輕易停產；②產煤省經濟運行高度依賴煤炭工業，轉型壓力下煤炭主產區省份，如山西，25年明確提出穩產要求。
分地區看，晉陝蒙新煤炭產能佔比81.4%、產能集中度保持穩定；山西產量持續恢復，累計產量同比大幅上升。
4M25晉陝蒙新四省區原煤產量達12.9億噸，佔全國原煤產量81.4%，高於2024年同期的80.9%，且高於2022年同期的80.88%，略低於2023年同期的81.5%。自供給側改革以來，煤炭生產重心進一步向資源稟賦佳、开採條件好的“晉陝蒙新”地區集中，智能化、清潔高效產能陸續釋放。
內蒙古作爲全國重要能源基地，4月原煤產量4.28億噸、佔全國產量的27.0%，同比增加0.74%，4月對全國原煤產量的增量貢獻率達25.46%。
山西4月完成原煤產量4.33億噸、佔全國產量的27.4%、累計同比17.38%，4月對全國原煤產量的增量貢獻率達28.27%。
陝西4月原煤產量2.51億噸、佔全國產量的15.9%，同比增長3.7%，4月對全國原煤產量的增量貢獻率達15.07%。
新疆已晉升爲中國第四大產煤區，2021年12月起增速顯著領先於晉陝蒙三地；2025年1-2月原煤產量0.91億噸、佔全國產量的11.9%、同比增速高達14.4%，1-2月對全國原煤產量的增量貢獻率達17.47%。
截至2025年4月末，六大國有重點煤礦庫存合計2936.8萬噸、較年初增加573.9萬噸、較去年同期也高出1107.3萬噸。
其中，中南、東北地區庫存累庫速度提升，中南地區4月末庫存114.0萬噸、環比增加9.4萬噸、漲幅約9.0%，東北地區4月末庫存215.9萬噸、環比增加3.5萬噸、漲幅約1.65%。華北地區庫存1347.4萬噸，環比減少3.98%；華東、西南地區環比分別下降9.84%、3.51%，西北地區環比下降3.22%。綜合來看，整體庫存的環比增速在3月到達高峰後略有下降趨勢。
從鐵路煤炭發運量看，山西＞陝西＞內蒙＞新疆，2025年4月同比來看，新疆、陝西、山西和內蒙均同比下降。
新疆重點煤礦4月鐵路發運335.0萬噸，較2024年同期減少13.1萬噸，環比3月增加11萬噸。
山西重點煤礦4月鐵路發運1807.4萬噸，同比減少259.7萬噸。去年上半年，山西受煤礦“三超”和隱蔽工作面專項整治工作影響，原煤產量有所下降，煤炭發運量基數偏低。而25年4月，山西省煤炭發運量低於過去3年同期水平，或受下遊需求疲軟和進口煤衝擊的影響。
陝西重點煤礦4月鐵路發運1215.8萬噸，同比減少34.1萬噸，環比3月增加29.2萬噸，但仍高於2022年水平。
內蒙古重點煤礦4月鐵路發運973.7萬噸，同比減少278.3萬噸，是四大產煤省區中發運量負增長最大的省份。
2.2 港口周轉：港口持續累庫，5月底CCTD主流港口庫存較去年同期高15.4%
港口吞吐情況：三大港口日均吞吐量自25年春節回升後略有波動，總體呈回升趨勢。
以黃驊港、曹妃甸港、秦皇島港吞吐量爲依據，三大港口吞吐量在2月上旬階段性觸底後，5M25黃驊港、曹妃甸港、秦皇島港日均吞吐量環比均有回升。港口間日均吞吐量環比變化方向分化，或因黃驊港是國家能源集團煤電路港航一體化運營的支柱港口。在下遊用煤需求總體疲軟的背景下，國家能源可通過產運銷一體化運營的集團作战優勢，提升周轉效率。
總體庫存情況：北方港庫存下降。
以CCTD主流港口煤炭庫存爲依據，5月底庫存7696.9萬噸，較去年同期水平高1029.3萬噸，環比春節前增加844.5萬噸。其中，5月底北方港口合計庫存、長江口港口合計庫存分別爲3054、776萬噸，環比4月分別減少58萬噸、增加21萬噸。
分港口看：北方港環比下降，長江港口庫存環比總體趨勢向上。
北方港口中，5月秦皇島、曹妃甸、曹妃甸二期、華能曹妃甸環比下降，5月末庫存環比4月分別減少14、7、30、14萬噸。京唐港老港、國投京唐港、京唐專業碼頭、黃驊港環比上升，5月末庫存環比4月分別增加11、11、5、23萬噸。合計減少58萬噸
長江口港口中，4月如皋港、長宏2號、鎮江東港、揚子江港口環比下降，月末庫存環比4月分別減少9、3、27、20萬噸，其余港口庫存環比均呈現不同程度的上升。其中，太和港、南京西壩、華能太倉港口增幅較大，5月末庫存環比4月末分別增加20、25、30萬噸。各港口合計上升21萬噸，環比增幅達2.78%。
2.3 煤炭運價：內江運價小幅下跌、沿海運價顯著回升、陸路運價維持穩定
運價總體情況：5M25各途徑運價整體平穩。
公路運價：以鄂爾多斯煤炭公路運價指數爲依據，運價自25年3月以來微幅下跌並在4月中下旬微幅回升，25年5月運價底部企穩，長途公路、中途公路、短途公路運價截至5月30日分別爲0.21、0.42、0.80元/噸公裏，長途環比4月底維持穩定，中途、短途環比4月底分別下降0.01、0.02/噸公裏。
內江運價：以長江煤炭運輸綜合航運指數（CCSFI）爲依據，長江煤炭運價25年5月總體呈穩定回升態勢，5月30日指數報收於604.6點，相較25年4月末上升41.4點，漲幅7.36%。
海運價：中國沿海運價與全球運價同向變動。以波羅的海幹散貨指數(BDI)以及中國沿海煤炭運輸指數（CBCFI）爲依據，BDI指數5月呈低位反彈走勢，月末報收於1418點，較4月底下跌2.31%；CBCFI指數5月初由690點下跌，中旬一度跌至620點附近，月底大幅回升至730點左右，報收於695.14點，環比4月末下跌0.19%。
3、拆解維度2：煤炭進出口——動力煤進口同比減少
進出口概況：5月煤炭進出口數據均未更新，4月動力煤淨進口量同比減少28.0%，環比3月增加約12.42%。
據海關總署數據，25年4月我國進口廣義動力煤1144.1萬噸，較去年同期減少561.7萬噸、降幅爲28.0%，較3月份環比增加159.6萬噸、增幅12.4%。
4月我國動力煤出口27.1萬噸，同比增加12.3萬噸，增幅82.8%。
從動力煤進出口淨額看，4月淨進口1417.0萬噸，同比下跌574.0萬噸，跌幅28.83%；環比3月增長141.9萬噸，增幅11.13%。
4、拆解維度3：下遊需求——電煤需求待旺季修復
4.1 動力煤整體需求情況：4月電煤需求下降，非電需求上升但增量貢獻率較小
5月動力煤消費數據未更新，4月動力煤總消費3.0億噸，同比下降1.3%。
電煤方面：4M25電力部門保持動力煤消費主體地位，消耗動力煤1.8億噸、同比下降4.8%。暖冬天氣+去年同期高基數+清潔能源發電量增長的擠出效應影響下，4M25火電發電量同比-1.95%。
非電煤方面：4M25非電行業總體耗動力煤同比提升。
4M25電力行業動力煤消費佔比有所回升，環比+29.2pcts；冶金、化工、建材、供熱行業動力煤消費佔比提升，環比+12.1pcts/+15.4pcts/+19.6pcts/-44.3pcts。
4.2 從用電需求看發電耗煤需求：5月氣溫總體偏高，電煤需求不及預期
選取2024年用電TOP5省份，從省會城市平均氣溫看，5大省會城市5M25平均氣溫高於去年同期；從單個省會城市來看，5月廣州、江蘇、杭州平均氣溫較去年同期分別偏高0.6、1.3、1.3攝氏度，濟南、石家莊平均氣溫較去年同期分別偏低0.7、0.5攝氏度。
5月用電需求旺季不旺，我國全口徑發電量37265.0億千瓦時，同比增長1.9%，但增速環比下降，或因暖冬和春節假期影響，全國大部分地區氣溫仍相對偏高，用電需求增長驅動力偏弱。
4.3 從其他電源看火電發電需求：可再生能源發電增量貢獻率同比+1.9pct
其他電源發電情況：5M25各清潔電源發電量均同比上升，且核電、風電、光伏發電量增幅環比4月均上漲。總體看，非火電清潔電源發電量合計增量貢獻率37.8%、貢獻率同比+1.9pcts。
分項看，25年5月水電發電量988.82億千瓦時，同比下降14.1%，環比3月上漲26.9%。從水庫流量看，5M25三峽水庫出庫流量低於24年同期水平，同比下降31.8%。
5月，核電、風電、太陽能發電量同比分別+6.8%、+16.3%、+33.7%，增速環比4月分別-6.5pct、-6.1pcts、+11.4pcts。
從利用情況看，5月最新相關數據還未更新，4月核電利用小時數同比上升，水電、光伏、風電利用小時數同比下降，其中核電利用小時數提升或因大修機組數量少於去年同期，水/風/光利用小時下降或因相關可再生能源資源弱於去年同期，另外或還因供需的時空失衡加劇而導致利用率下降。然而，清潔能源對發電量的增量貢獻率同比仍提升了8.9pct，可見新能源裝機滲透率的持續提升對火電需求造成了擠壓。
火電發電需求：5月火電發電量同比上升。
從發電量看，5月火電發電量4616.6億千瓦時、同比+1.45%，漲幅環比+2.5pcts。
從利用小時看，5月數據未更新，暫先參考4月火電利用小時數300小時，同比降低20小時、降幅6.3%。
4.4 終端電廠耗煤及庫存情況：電廠場存增加、5月中下旬可用天數總體增長
火電廠耗煤情況：5月全國電廠日耗環比下降3.5%，存煤平均可用天數在5月逐漸回升、環比上升8.99%。
從供電煤耗率看，暫先參考1-4月火電累計供電耗煤率294.3克/千瓦時、同比下降0.7%，主受季節性因素影響：採暖季熱電聯產機組按供熱量適當分攤煤耗，使得供電耗煤率下降。
從電廠日耗看，25年5月全國電廠日均耗煤量環比4月下降3.5%。
分省份看，25年4月廣東、新疆省耗煤量領先。前5大用電省份中，廣東、新疆累計規上電廠發電耗煤量分別同比增長33.2%、29.0%，而北京、天津、廣西規上電廠發電耗煤量則分別同比下降33.3%、26.9%、28.8%，其中差異或因各省新能源資源稟賦和能源清潔化轉型進度不同。
從終端電廠庫存看，節前煤炭場存持續升值近1年中的峰值；隨着復工復產推進，2月中下旬起，全國電廠平均可用天數开始下降,隨即在4月大幅上升並在5月延續上升趨勢。
自9M24以來，全國電廠煤炭庫存持續增加至1M25。25年5月全國電廠煤炭庫存達8951.7萬噸、較年初增加1763.3萬噸，較去年同期偏高3740.3萬噸。
電廠場存增加，平均可用天數保持穩定。5月，全國電廠平均可用天數25.6天，總體呈增長趨勢，同比來看，5月平均可用天數較去年同期增加1.7天。
4.5 其他非電煤需求：除建材外非電需求整體表現相對堅挺，支撐煤炭需求
非電行業用煤需求除建材領域外總體表現相對堅挺，對總耗煤需求有一定的拉動作用。
4M25化工行業動力煤消費量同比增加479.5萬噸、增幅21.5%，是非電行業動力煤消費增量的主要來源，整體需求增長速度和規模佔比較大，對非電煤需求的拉動作用相對較大。
冶金行業動力煤消費需求可通過主要有色金屬和生鐵產量表現。我國十種有色金屬1-5月累計產量爲3340萬噸、5月同比小幅增長4.2%；生鐵1-5月累計產量月3.6億噸、同比增加0.5%。冶金行業整體用煤量佔比較小、有色金屬和生鐵增長勢能偏弱，對動力煤消費量的增長貢獻率有限。
建材耗煤可主要通過房地產情況體現。25年房地產市場整體延續低迷處境，5月商品房銷售面積同比下降337.0萬平方米，新房开發建設回暖進程較緩慢，仍無法有效拉動建材耗煤量，後續可能會伴隨穩健房地產行業的政策落地生效而有所緩解。
5、投資建議
22年3億噸煤炭核增產能基本釋放，國際能源定價逐漸回歸理性；1Q25煤炭供應過剩矛盾突出，市場煤價大幅下行。
歷史上看，冬季旺季煤價高點及次年淡季煤價低點往往決定次年煤價中樞。24年10月在貿易商提前博弈冬儲的情況下，動力煤市場價上行至865元/噸後止漲，將此視爲測算上限；另一方面，市場煤價低於長協價後電煤長協履約或存在困難，考慮到今年與23年情況有一定相似性，即年初以來市場煤價持續下調且調整幅度較大，預計全年市場煤均價低於該價格中樞。基於此，預計全年市場煤均價約700-720元/噸區間，較24年下行約136-156元/噸。
25年全年煤價繼續下行，有望持續爲火電企業業績帶來實質性改善。
6、風險提示
新增裝機容量不及預期。歷史上電力行業發展始終處在“電力緊張、放松核准、大建電源、供應過剩、嚴控新建、電力緊張”的循環中，若再次出現電力供應過剩情況或將導致已核准火電項目面臨开工難問題。
煤價下行不及預期。若煤炭生產端的安監持續趨嚴則會使得煤炭供需格局由松轉緊，且若國際衝突局勢惡化或美國發生再通脹，或拉升包括煤炭在內的一次能源價格。火電的發電特性決定了其成本結構中燃料成本佔比較高，市場煤價高位運行將擠壓火電盈利。
下遊需求不及預期。宏觀經濟偏弱復蘇、可再生能源大發擠佔空間或導致火電發電量增速低於預期，使得機組利用小時數下滑並導致度電分攤的折舊成本上升。此外，電力市場化改革後電價取決於成本和供需，用電需求不及預期還將導致電價漲幅不及預期，從而影響火電盈利。
注：本文來自國金證券2025年06月19日發布的《專題研究：煤價弱穩預期下進入迎峰度夏期》，報告分析師：張君昊 S1130524070001，李蓉S1130525040001
標題：國金證券：煤價弱穩預期下進入迎峰度夏期
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