电煤市场迎峰度夏近尾声 强当下与弱预期博弈加剧

中电联在本周发布的周报中指出，上周大范围持续高温天气有所缓解，火电发电量和耗煤量均环比下降。根据中电联电力行业燃料统计数据显示，8月8日至8月14日，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比(8月1日至8月7日，下同)减少7.5%，下降主要区域为华中(-22.3%)、华北(-16.4%)。海路运输电厂日均发电量环比增长4.1%，同比减少1.7%;日均供热量环比增长3.5%，同比减少1.7。日均耗煤量环比减少7.1%，同比减少3.2%。电厂库存量开始下降，截至8月14日电厂存煤11563万吨，较8月7日减少50万吨;电厂库存可用天数20.8天，较8月7日减少0.3天。

图1 燃煤电厂周均发电量走势图

图2 燃煤电厂电煤库存走势图

国内煤炭主产地方面，呈现“稳中有涨、分化加剧”的特征：内蒙古受降雨及煤矿生产核查政策影响，露天矿生产受限，价格续涨;山西晋北天气转好后生产恢复，但神华外购价上调带动采购情绪，部分矿拉运增多后价格调涨5-10元/吨;陕西价格趋稳，前期涨幅较大的矿销售分化，窄幅调价。整体看，供应恢复缓慢叠加成本支撑形成价格韧性，但需求以刚需采购为主，制约价格涨幅。

港口市场方面，港口动力煤市场延续“稳中偏强”格局，港口库存加速去化，秦皇岛港单日降幅达26万吨，库存创年内新低，市场煤结构性缺货矛盾突出，叠加发运成本倒挂，贸易商挺价情绪强烈，各规格品种价格继续上涨。进口煤市场受内贸涨价带动及国际需求回暖支撑，量、价齐涨。但终端对高价接受度仍受长协及库存高位制约，短期内煤价涨幅有限。

综合来看，市场交易博弈加剧，主产区供应恢复缓慢、港口库存下降及成本倒挂等支撑煤价上涨，但终端高库存与长协支撑压制涨幅。

CECI沿海指数5500千卡/千克、5000千卡/千克现货成交价较上期分别上涨13元/吨、19元/吨。从样本情况看，5500千卡/千克、5000千卡/千克规格品现货成交价样本价格区间分别为672-696元/吨、610-630元/吨。从样本热值分布看，5500千卡/千克、5000千卡/千克、4500千卡/千克样本在总量中占比分别为16.8%、61.1%、22.1%。

图3 CECI沿海指数综合价走势图

CECI曹妃甸指数5500千卡/千克、5000千卡/千克和4500千卡/千克平均价格分别为687.8元/吨、624.4元/吨和558.4元/吨，分别比上期平均价格上涨21元/吨、22.4元/吨和20.8元/吨。从样本情况看，本期曹妃甸指数日均现货交易平均数量较上期小幅减少，其中5500千卡/千克数量明显减少，5000千卡/千克样本数量略有增加，4500千卡/千克样本数量略有减少。

图4 CECI曹妃甸指数走势图

CECI进口指数本期，CECI进口指数到岸标煤单价794元/吨，较上期上涨13元/吨，环比涨幅1.7%。本期各规格品进口价格均有不同程度上涨，其中太仓港(灵便型)5500千卡/千克价格环比上涨17元/吨，广州港(巴拿马型)5500千卡/千克价格环比上涨17元/吨。外盘市场受国内涨价情绪及现货放量偏少影响，各规格品均出现不同幅度的涨价。印尼Q3800巴拿马船FOB报价升至45.5美元/吨(环比+0.5美元/吨)，优质矿方9月货盘报至46美元/吨，但询货价围绕45美元/吨僵持;澳煤Q5500因港口拥堵，FOB报价70-71美元/吨(到岸价710元/吨);俄煤Q5500CFR报价76-77美元/吨(到岸舱底价)。国内现货市场量、价齐涨，终端对于进口煤需求大幅增加，仍以采购印尼NAR3800为主，中高卡品种采购主要集中在NAR4600;采购交货期以9月为主，部分终端也提前采购10月中旬的货盘。

表1 CECI进口指数

根据国务院物流保通保畅工作领导小组办公室监测汇总数据，8月4日-8月10日，全国货运物流有序运行，其中：国家铁路累计运输货物7869.7万吨，环比增长1.29%;全国高速公路累计货车通行5330万辆，环比增长1.34%。

国家统计局发布数据显示，7月份，规上工业原煤产量3.8亿吨，同比下降3.8%，日均产量1229万吨;1-7月份，规上工业原煤产量27.8亿吨，同比增长3.8%。7月份，规上工业发电量9267亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比6月份加快1.4个百分点，日均发电298.9亿千瓦时;1-7月份，规上工业发电量54703亿千瓦时，同比增长1.3%，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.8%。

中央气象台预计，8月15日-24日，华北东部、内蒙古东北部、东北地区、山东北部、江南南部、华南、西南地区大部及西藏南部等地累计降水量50～80毫米，其中河北东部、天津、吉林东部、辽宁东部、广东、广西、湖南南部、贵州南部、云南西部和南部、西藏东南部、四川盆地西部等地的部分地区累计降水量100～180毫米，局地超过250毫米;上述大部地区降雨量较常年同期偏多4～8成;其中华北东部、东北地区、华南等地的部分地区偏多1倍以上。此外，江南中北部、江淮、江汉东部、黄淮等地多高温天气，日最高气温一般在35～38℃之间。

根据中电联电力行业燃料统计，截至8月14日，纳入统计的发电集团燃煤电厂本月累计发电量同比增长0.4%，本年累计发电量同比下降3.4%。燃煤电厂耗煤量本月累计同比下降0.9%，本年累计同比下降4.1%。燃煤电厂煤炭库存高于去年同期146万吨，库存可用天数高于上年同期0.3天。

本周期内，随着高温天气范围缩减，火电企业日耗较前期有所回落;随着降水影响的减弱，露天矿生产逐渐恢复正常，但超产核查影响持续，供给侧整体增量有限。发运成本、港口结构性矛盾等因素支撑下，贸易商报价坚挺，加之大集团两次上调外购价格，煤价延续上涨态势，但部分贸易商存在恐高情绪，出货意愿增强，且投机贸易减少，涨幅较前期有所收窄。后期，部分地区仍将面临高温天气，但出伏后火电企业整体日耗水平将逐步震荡回落，且当前电厂库存仍处偏高水平。此外，重大活动在即，部分地区高耗能行业生产或受影响，非电行业需求也将减少。8月下半月，北方地区降雨较多，部分主产地生产或仍将受阻，同时，超产核查影响预计持续，叠加重大活动临近，安监力度升级可能性较大，近期主产地供应能力较难恢复至正常水平。综合判断，后期供需两端均有收缩预期，考虑到目前坑口、现货涨幅均已收窄，市场投机贸易减少、贸易商出货意愿提升，加之进口价格优势较大，煤价上涨动力减弱，预计现货价格呈稳中偏强走势，部分坑口价格或将松动。当前动力煤市场处于供需博弈加剧阶段，采购需兼顾短期应急与长期成本优化。建议以长协煤为基本盘，灵活利用市场窗口期补充低价资源，通过库存结构优化等手段预防风险，同时密切关注政策与天气变化，动态调整策略以保障电力供应安全与经济效益平衡。