日期：2025-08-03 05:10:41
（来源：中国电力新闻网）
转自：中国电力新闻网
——煤炭市场研报（2025年7月）
刘纯丽
（中能传媒能源安全新战略研究院）
◆2025年上半年我国经济整体保持稳定增长，实际GDP累计同比增长5.3%，展现出较强的经济韧性。但房地产市场低迷、内需疲软和产能过剩等结构性问题依然存在；中美贸易关系不确定性造成的压力仍在持续，出口抢运热度或进一步降温。2025年下半年，中国经济仍面临外部不确定性和内部结构调整的多重挑战，尚需通过深化改革、优化政策协同，推动中国经济在高质量发展轨道上实现稳中有进。
◆6月份原煤生产平稳增长，全国规模以上工业原煤产量4.2亿吨，同比增长3.0%，2025年上半年规模以上工业原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%。据市场信息，近日国家能源局综合司《关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》下发后，供给收缩预期升温。此次核查或对下半年煤炭行业供给格局产生影响，但其影响的幅度和持续性仍待观察。预计2025年下半年，煤炭产量虽可能有所下降，但整体或仍将处于高位。
◆6月，进口煤价格优势下降，且在国内需求增量有限的背景下，终端采购积极性进一步减弱，当月我国进口煤炭3303.7万吨，同比下降25.9%，环比下降8.3%。在国内供应宽松格局不改的大形势下，预计煤炭进口量将维持高位回落态势。就全年来看，受内贸煤市场长期下行及煤炭进口量逐月减少等因素的影响，业内人士及机构对全年进口量的预测也同步减少。5月份时多数预测认为年内进口量将保持在5亿吨左右，但近期则纷纷表示会降至5亿吨以下。
◆2025年上半年，煤炭市场供应整体宽松，需求支撑不足，煤炭价格重心整体延续震荡下行趋势，部分时段受下游阶段性集中补库及产地资源收紧等因素支撑，出现短暂小幅反弹。6月中下旬，安检环保检查趋严，主产地资源供应略有收紧，报价试探性上调；环渤海港口中低卡货源结构性缺货，在到港成本及迎峰度夏临近等因素支撑下，价格持续小涨。短期来看，煤炭市场多空因素并存，受政策面支撑，煤炭价格仍可能继续上涨；但若需求跟进不足，煤价亦难出现大幅上涨行情，或将保持震荡上行走势。不过从长期来看，煤炭市场整体供需失衡格局暂未发生实质性改变，供强需弱格局仍将延续，煤炭价格或将持续承压。
煤炭供给：煤炭行业“反内卷”开启，供给收缩预期升温
◆ 2025年上半年全国原煤产量累计同比增长5.4%
6月份原煤生产平稳增长，全国规模以上工业原煤产量4.2亿吨，同比增长3.0%，增速比5月份放缓1.2个百分点；较5月环比增长4.41%；日均产量1404万吨，月度环比增加103万吨/天。2025年上半年规模以上工业原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%，累计同比增速相较1—5月降低0.6个百分点。
图1 2021—2025年月度规模以上工业原煤产量
图2 规模以上工业原煤产量月度走势
6月，正值传统煤炭消费旺季即将来临之际，产能释放明显加快；但受行情持续偏弱、社会库存高企等因素的影响，与2024年相比，传统主产地煤炭产能释放有所放缓。从分省数据来看，煤炭主产区晋陕蒙6月份产量环比均有增加，但名列前两位的山西、内蒙古同比小幅回落。
6月山西省原煤产量11368.5万吨，居全国首位，同比下降1.6%；内蒙古产量为10827.3万吨，同比下降0.1%；陕西位居第三，产量为6921.6万吨，同比增长3.8%。6月晋陕蒙合计原煤产量29117.4万吨，较去年同期增加212.4万吨，增长0.73%；占全国原煤产量的69.15%，较去年同期收窄了2.15个百分点。
位列其后的是新疆和贵州。得益于先进产能的持续释放及煤矿生产效率的不断提升，6月新疆原煤产量5392.3万吨，同比增长21.9%，增幅较上月扩大了3.1个百分点。而作为“西南煤海”的贵州，6月原煤产量1356.3万吨，同比增长17.8%。
从累计数据来看，山西、内蒙古、陕西仍位居前三，三省区1—6月份累计生产原煤167954.1万吨，占全国原煤产量的69.85%；同比增加8226.3万吨，增长5.15%。
表1 2025年1—6月全国分省区原煤产量
据中国煤炭工业协会统计与信息部统计，上半年排名前10的企业原煤产量合计为11.8亿吨，同比增加4026万吨，占规模以上企业原煤产量的49.2%。具体情况为：国家能源集团30589万吨，同比下降1.0%；晋能控股集团20257万吨，同比增长10.9%；山东能源集团13837万吨，同比增长3.8%；中国中煤集团13547万吨，同比增长1.7%；陕煤集团12911万吨，同比增长1.5%；山西焦煤集团9305万吨，同比增长16.4%；华能集团5113万吨，同比下降8.9%；潞安化工集团4968万吨，同比增长13.1%；河南能源集团3727万吨，同比增长5.6%；国家电投集团3660万吨，同比下降4.5%。
另据市场信息，近日国家能源局综合司发布《关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》。通知指出，今年以来，全国煤炭供需形势总体宽松，价格持续下行，部分煤矿企业“以量补价”，超公告产能组织生产，严重扰乱煤炭市场秩序。通知明确核查内容，一是煤矿2024年全年原煤产量是否超过公告产能，2025年1—6月单月原煤产量是否超过公告产能的10%；二是企业集团公司在安排2025年计划时，是否向所属煤矿下达超过公告产能的生产计划及相关经济指标；三是煤矿在安排2025年季度、月度生产计划时，是否存在不均衡、不合理的情况。本次核查范围为山西、内蒙古、安徽、河南、贵州、陕西、宁夏、新疆等8省（区）的生产煤矿，已进入联合试运转的煤矿参照生产煤矿进行核查。
文件的下发被市场视为煤炭行业“反内卷”和新一轮去产能的开始，供给收缩预期升温，引发煤价反弹及资本市场异动。焦煤期货主力合约一度触及涨停，煤炭板块直线拉升。但从煤炭产能利用率来看，全国煤炭行业产能利用率已从2023年四季度的75.64%下降至今年二季度的69.3%。煤炭超产现象或并不普遍。此次核查或对下半年煤炭行业供给格局产生影响，但其影响的幅度和持续性仍待观察。
◆ 2025年上半年煤炭进口量缩减，总量仍处高位
6月内贸煤价格跌至4年来新低，虽然6月中旬后，内贸煤价格开始触底反弹，但涨幅有限，且临近月底影响有限。进口煤价格优势不再，且在国内需求增量有限的背景下，终端采购积极性进一步减弱。2025年6月份，我国进口煤炭3303.7万吨，较去年同期的4460.3万吨减少1156.6万吨，下降25.9%，较5月份的3604万吨减少300.3万吨，下降8.3%。6月煤炭进口量同比降幅创2022年6月（不含）以来新高，同环比均为连续第4个月同比下降，且降幅还在逐步扩大。6月份煤炭进口额为433650万美元(约315亿人民币)，同比下降3.41%，环比增长2.70%。据此推算进口均价为97.22美元/吨，同比下跌15.38美元/吨，环比上涨0.86美元/吨。其中，6月份我国进口动力煤2275.8万吨，月环比下降17%，年同比下降32%。2025年1—6月，我国累计进口煤炭22170.2万吨，同比下降11.1%。尽管累计同比降幅不小，但从进口量来看，今年上半年仍处高位。其中1—6月进口动力煤累计1.6亿吨，同比减少2519.2万吨，降幅14%。
图3 2021—2025年煤炭月度进口量
进口来源方面，据海关总署数据，2025年1—6月中国煤炭进口来源国中，排名前五位的依次为印尼、俄罗斯、蒙古、澳大利亚及加拿大。当月，中国从上述五国共进口煤炭3249.9万吨，占全部进口煤炭的98%。同时由于今年上半年国内煤炭价格持续承压回落，内贸煤性价比高，国内用煤企业对内贸煤需求高于进口煤，中国自上述国家煤炭进口量均出现不同程度的下滑，其中自印尼进口煤炭数量累计下滑最多。
在中国用户进口需求不佳、印尼煤出口定价政策以及月初当地主产区降水天气阻碍煤炭产运等不利因素共同作用下，6月份我国进口印尼煤炭1162.9万吨，环比下降6.8%，同比下降30.1%；占比35%。当月中国的印尼煤炭进口额为6.7亿美元，进口均价为57.3美元/吨，同比降14.7美元/吨，环比增0.1美元/吨。此外据近日报道，印尼政府正在考虑自2026年起对煤炭出口征税，若该政策落实或将进一步削弱对中国买家的吸引力。
其余四个煤炭进口来源国的煤炭进口量也有所下降。6月中国从俄罗斯进口煤炭800.2万吨，同比降17.0%，环比降3.0%；占比24%。从蒙古进口煤炭653.0万吨，同比降14.8%，环比增5.5%；占比20%。在澳大利亚恶劣天气影响下，6月中国自澳大利亚进口煤炭同比降23.6%、环比降29.4%至526.8万吨；占比16%。从加拿大进口煤炭107.0万吨，同比增8.8%，环比增69.9%；占比3%。
进入7月后，北半球夏季炎热的天气推动了空调的使用，电力需求上升，煤炭的需求也随之增加。而近期国际能源署（IEA）发布的《煤炭年中更新报告》（Coal Mid-Year Update）预计，今年全球煤炭需求将继续增长达到新高，一定程度上增强了市场信心。且美国总统唐纳德·特朗普一直在支持煤炭的开发和使用。国际能源署数据显示，今年上半年，随着电力需求的增加，美国煤炭使用量同比增长了12%。需求的激增，支撑并推动国际煤炭市场价格趋稳向上。7月25日洲际交易所（ICE）纽卡斯尔煤炭期货下月交货合约收盘价为每吨113.75美元，比前一交易日上涨0.57%，是自今年2月3日以来的最高水平，也是过去5个月以来的价格最高点。
受国际成本支撑和矿方挺价情绪驱动，海外矿山报价整体偏高。但下游国内电厂因高库存对高价接受度不高，贸易商低价货源采购困难，市场成交氛围稍显僵持。当前，内外贸煤价均保持上涨趋势，但进口煤上涨幅度及速度不及内贸煤，价格优势再现。且电厂对价格接受度重心有所上移，预计短期内进口动力煤价将以稳为主，而若库存去化加速或极端天气推高日耗，市场僵局或有所缓解。7月25日，中国电煤采购价格指数（CECI进口指数）7000大卡到岸价报收于762元/吨，自7月初以来连续3周上涨，累计涨幅21元/吨。
图4 2024—2025年CECI进口煤（规格品：7000大卡）采购价格指数
虽然当前国内煤炭产量缩减预期有所升温，但在煤炭先进产能占比大幅提高的背景下，进一步淘汰落后产能的边际效果或已不大。因此，2025年下半年，煤炭产量虽可能有所下降但整体或仍将处于高位。与此同时，水电、光伏发电量同比显著提升，对火力发电挤压严重。在国内供应宽松格局不改的大形势下，预计煤炭进口量将维持高位回落态势。就全年来看，受内贸煤市场长期下行及煤炭进口量逐月减少等因素的影响，业内人士及机构对全年进口量的预测也同步减少。5月份时多数预测认为年内进口量将保持在5亿吨左右，但近期则纷纷表示会降至5亿吨以下。
近期，知名船舶经纪公司Intermodal在最新报告中指出，中国推进能源多元化已初见成效。2025年4月，风能与太阳能在全国发电结构中占比达到创纪录的26%，而煤电占比则降至55%以下，远低于10年前80%的水平。初步数据表明，2025年中国海运煤炭进口节奏明显放缓。该报告指出，随着国内库存充足和政策倾向于自给自足，进口煤炭的战略地位正被边缘化。更重要的是，进口煤的结构也在发生变化。虽然总体进口量下降，但市场对高热值煤的偏好有所提升，澳大利亚与俄罗斯煤炭受到青睐。同时报告分析认为，尽管夏季高温或将在短期内提振煤电需求，但从中长期来看，中国对海运煤炭的依赖将继续下降。在全球煤价疲软、国内供应强劲、绿色能源替代加速等多重因素作用下，中国煤炭进口的“黄金期”恐已告一段落。
煤炭消费：传统火电市场受清洁能源挤压明显，6月火电发电增速不增反降
◆ 光伏发电装机量突破11亿千瓦，规模以上工业火电发电增速放缓
6月份，全社会用电量8670亿千瓦时，同比增长5.4%，增速比上月加快1个百分点。从分产业用电看，第一产业用电量133亿千瓦时，同比增长4.9%；第二产业用电量5488亿千瓦时，同比增长3.2%；第三产业用电量1758亿千瓦时，同比增长9.0%；城乡居民生活用电量1291亿千瓦时，同比增长10.8%。1—6月，全社会用电量累计48418亿千瓦时，同比增长3.7%，增速较上年同期小幅提升。其中规模以上工业发电量为45371亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量676亿千瓦时，同比增长8.7%；第二产业用电量31485亿千瓦时，同比增长2.4%；第三产业用电量9164亿千瓦时，同比增长7.1%；城乡居民生活用电量7093亿千瓦时，同比增长4.9%。
图5 2025年6月全社会用电量及构成
图6 月度全国电力消费系列指数（CNEC）
6月规模以上工业电力生产增速加快。当月，规模以上工业发电量7963亿千瓦时，同比增长1.7%，增速比5月份加快1.2个百分点；日均发电265.4亿千瓦时。分品种看，6月份，规模以上工业火电、风电增速放缓，水电降幅收窄，核电、太阳能发电增速加快。其中，规模以上工业火电同比增长1.1%，增速比5月份放缓0.1个百分点；规模以上工业水电下降4.0%，降幅比5月份收窄10.3个百分点；规模以上工业核电增长10.3%，增速比5月份加快3.6个百分点；规模以上工业风电增长3.2%，增速比5月份放缓7.8个百分点；规模以上工业太阳能发电增长18.3%，增速比5月份加快11.0个百分点。
1—6月份，规模以上工业发电量45371亿千瓦时，同比增长0.8%。其中，规模以上工业水力累计发电量5397.9亿千瓦时，同比下降2.9%，占全国规上工业发电量（累计值）的11.9%，比重较2024年同期提升2.68个百分点，较2024年底下降1.63个百分点；规模以上工业火力累计发电量29409.9亿千瓦时，同比下降2.4%，降幅较5月收窄0.7个百分点，占全国规模以上工业发电量（累计值）的64.82%，比重较2024年同期大幅下降2.94个百分点，较2024年底下降2.54个百分点；规模以上工业核能累计发电量2362.8亿千瓦时，同比增长11.3%，占全国规上工业发电量（累计值）的5.21%，比重较2024年同期提升0.42个百分点，较2024年底提升0.49个百分点；规模以上工业风力累计发电量5533.1亿千瓦时，同比大幅增长10.6%，占全国规上工业发电量（累计值）的12.2%，比重较2024年同期再次提升1.47个百分点，较2024年底大幅提升2.26个百分点；规模以上工业太阳能（光伏）累计发电量2666.9亿千瓦时，同比大幅增长20%，占全国规上工业发电量（累计值）的5.88%，比重较2024年同期再次提升1.6个百分点，较2024年底提升1.43个百分点。
近10年来，在政策的积极推动下，中国新能源发电装机高速增长，冲击火电需求。截至2025年6月底，全国累计发电装机容量36.48亿千瓦，同比增长18.7%。其中风电装机容量约57260万千瓦，同比增长22.7%，占全国发电装机容量的15.7%，比重较2024年同期提升0.5个百分点，较2024年底提升0.15个百分点；太阳能（光伏）发电装机容量突破11亿千瓦约110003万千瓦，同比大幅增长54.2%，占全国发电装机容量的30.15%，比重较2024年同期大幅提升6.92个百分点，较2024年底提升3.68个百分点；火电装机容量约147452万千瓦，同比增长4.7%，占全国发电装机容量的40.42%，比重较2024年同期下降5.34个百分点，较2024年底下降2.72个百分点。新能源装机的快速扩张直接改变了电力供给结构，新能源的零边际成本特性更将对电力市场定价机制产生深远影响。随着新能源全面进入市场交易，结算电价或将进一步下降，整个电力产业链正在经历一场深度重构。火电作为煤炭下游需求的主要行业，发电量受新能源挤压占比下降，电力行业耗煤量面临下降；但火电作为电力“压舱石”托底作用不改，对电煤消费支撑仍存。
◆ 经济底部回升态势仍存较大不确定性，非电行业煤炭需求支撑有限
2025年二季度我国经济直面关税逆风，如期稳中向好，实际GDP同比增长5.2%，较一季度小幅下行0.2个百分点；上半年实际GDP累计同比增长5.3%。虽然二季度增速略低于第一季度的5.4%，但经济整体保持稳定增长，且增速高于全年5%的目标，展现出较强的经济韧性，也为顺利完成全年目标打下了坚实的基础。
6月份，制造业采购经理指数（PMI）、非制造业商务活动指数和综合PMI产出指数分别为49.7%、50.5%和50.7%，比上月上升0.2、0.2和0.3个百分点，三大指数均有所回升，我国经济景气水平总体保持扩张。不过，制造业PMI仍在荣枯线以下，且三月移动平均值49.4%低于去年同期，经济底部回升态势仍存在较大不确定性。从分项指数看，关税的缓和对制造业预期有所支撑，制造业供需皆有所上行。6月制造业生产指数、新订单指数、新出口订单指数分别为51%、50.2%、47.7%，较上月分别上升0.3个百分点、0.4个百分点、0.2个百分点。特别是在扩大内需政策支撑下，内生动能修复明显，新订单指数进入扩张区间，供需缺口有所收缩。同时PMI出厂价格指数和原材料购进价格指数分别上涨1.5个百分点至46.2%和48.4%，不过仍在收缩区间。且就业指数的下滑以及小企业的收缩也展现了目前微观主体信心不足，1—6月工业企业利润的继续下滑亦表明企业运营存在压力。
图7 中国制造业PMI
随着中美关税“休战”运力逐渐恢复，5月下旬以来中美主要港口的集装箱吞吐量同步回升，6月我国出口超预期增长，对东盟、非洲地区出口仍有韧性。在出口需求支撑下，6月工业企业出口交货值同比增长4%，较上月增加3.4个百分点。同时，“两新”政策仍为工业生产提供有效支撑，6月工业企业产销率同比下降0.3%，跌幅较上月收窄0.5个百分点，上述因素作用下，工业生产仍然保持较强的增长态势，6月工业增加值同比增速6.8%，较上月回升1.0个百分点。2025年上半年工业增加值累计增速为6.4%，较去年同期增加0.4个百分点。不过与内需挂钩的上游工业生产仍然偏弱。且在以旧换新政策优化、“618”需求前置、假期效应消退背景下，6月社零增速掉头回落。居民内生需求仍受收入的制约，居民消费能力有待进一步改善。6月楼市延续降温，地产投资增速创历史新低；且基建增速放缓。尽管当前经济保持稳定增长，但房地产市场低迷、内需疲软和产能过剩等结构性问题依然存在；中美贸易关系不确定性造成的压力仍在持续，即使保持目前关税水平，对外贸出口企业也是不小的压力，何况随着美国对东南亚国家转运商品加征关税政策的实施，我国多个出口行业或面临压力，出口抢运热度或进一步降温。
7月30日召开的中共中央政治局会议指出，宏观政策要持续发力、适时加力。要落实落细更加积极的财政政策和适度宽松的货币政策，充分释放政策效应。会议还指出，增强国内资本市场的吸引力和包容性，巩固资本市场回稳向好势头。2025年下半年，中国经济仍面临外部不确定性和内部结构调整的多重挑战，尚需通过深化改革、优化政策协同，推动中国经济在高质量发展轨道上实现稳中有进。
6月钢铁行业延续深度调整态势，钢铁PMI继续徘徊于收缩区间。6月钢铁行业PMI为45.9%，环比下降0.5个百分点，连续2个月环比下降。分项指数变化显示，钢铁需求偏弱运行，钢铁生产继续收紧，库存去化压力加大，钢材价格低位运行，原材料价格继续下行。截至2025年6月末，中国钢材价格指数（CSPI）为89.51点，环比下降1.29点，降幅为1.42%；比上年末下降7.96点，降幅为8.17%；同比下降13.45点，降幅为13.06%。1—6月份，CSPI平均值为93.75点，同比下降14.45点，降幅为13.35%。预计7月份，受高温多雨天气影响，需求端进一步承压运行，钢材价格继续低位震荡，供给端也难有上升动力。
6月，受房地产深度调整和地方政府债务压力制约，资金面持续偏紧，叠加高考、农忙、高温及降雨等多重不利因素影响，水泥需求环比呈现季节性下滑，单月水泥产量环比和同比均有较大下降；结合数字水泥网监测的反映市场实际需求指标——水泥出货率情况来看，上半年全国水泥平均出货率较上年同期略有下降，6月份环比和同比均下降约3个百分点，显示需求持续弱化。2025年上半年，全国水泥市场需求持续萎缩，全国累计水泥产量同比下降4.3%，降幅较去年同期有明显收窄，但较1—5月略有扩大。2025年7月，建筑材料工业景气指数为94.8点，低于临界点，处于非景气区间，比6月份回落5.8点，比上年同月低1.6点，建材行业运行趋缓。
6月份，化工下游行业有效需求依然偏弱，综合测算，化工行业综合景气指数初值为101.2点，较5月份下降0.1点。虽然传统下游需求尚未明显改善，但在宏观政策利好和烯烃外采预期的双重支撑下，市场心态持续向好，对甲醇现货市场形成明显提振，国内甲醇市场暂稳运行且看涨情绪渐浓。尿素方面，近日国内尿素行情暂稳运行，短时出货多无压力，报价暂时坚挺。根据市场信息，截至7月18日，甲醇、尿素开工率为82.69%、87.77%，周环比分别降1.32%、涨1.18%，区域内装置多保持正常生产，市场整体供应维持稳定。
当前，高温天气持续推升电煤需求。7月16日全国最大电力负荷再次刷新历史纪录，首次突破15亿千瓦，最大达到15.06亿千瓦，较2024年最大负荷增加0.55亿千瓦。但受新能源替代影响，电煤增长幅度有限。非电行业煤炭需求方面，冶金、建材、化工行业中，仅化工行业甲醇、尿素等产品产量同比增长，1—6月化工耗煤同比增12%，开工率维持较高水平。但化工行业煤炭消费体量较小，对市场支撑有限。
煤炭市场价格：高温拉动需求，煤炭价格震荡上行
二季度环渤海九港煤炭库存量先增后减，5月中旬创北方港口煤炭库存最高值后，在北方港口加快疏港进度、控制煤炭调入量以及贸易商为规避自燃风险主动让利去库等多因素影响下，北方港口煤炭库存量不断下滑。进入7月，随着迎峰度夏周期开启，全国多地高温导致用电负荷屡创新高，动力煤需求持续旺盛，港口库存去化明显，产地煤价普遍上涨。近期环渤海港口锚地船舶数量在100艘左右，高于去年同期水平，预计短期内终端拉运将维持高位。而近日持续的降雨对铁路运输产生了一定影响，大秦铁路的日发运量降至历史新低，7月27日大秦铁路日发运量77.76万吨。环渤海港口库存调入量受大秦线运量下滑影响持续偏低，且货源结构性供给偏少问题仍存。7月29日北方港库存合计再下一个台阶至2575万吨，较年内高位减少了741万吨，但仍高于去年同期74万吨。截至7月25日，Mysteel调研全国55个港口样本，动力煤库存为6923.5万吨，周环比下降75.2万吨。
图8 2021—2025年北方九港合计库存
2025年上半年，煤炭市场供应整体宽松，需求支撑不足，价格重心整体延续震荡下行趋势，部分时段受下游阶段性集中补库及产地资源收紧等因素支撑，出现短暂小幅反弹。1—2月受暖冬影响，全社会用电需求保持较低增长，且清洁能源发电同比快速增长，火电增量空间被挤压。3月随着气温升高，北方取暖季结束，煤炭消费转入季节性淡季。4—5月份动力煤价格震荡下行为主，跌幅有所收窄。6月动力煤市场价格先跌后涨。特别是6月中下旬，安检环保检查趋严，主产地资源供应略有收紧，报价试探性上调；环渤海港口中低卡货源结构性缺货，在到港成本及迎峰度夏临近等因素支撑下，价格持续小涨。
据中国气象局信息，7月全国平均气温偏高，高温出现早、日数创新高，同时雨季进程总体偏早、台风数量多、强对流过程多，影响范围广。高温拉动发电量持续续增长。根据中电联电力行业燃料统计数据，7月11日至7月17日当周，纳入其统计的燃煤发电企业日均发电量周环比增长2.5%，同比增长8.8%，其中，增幅最大的区域为华中（环比增长16.7%、同比增长2.6%），华东、南方区域环比略有下降。电厂库存量开始下降，截至7月17日电厂存煤12066万吨，较7月10日减少31万吨；库存可用天数24.2天，比7月10日降低1.5天。
尽管高温天气推升用电需求，贸易商报价保持坚挺甚至部分小幅探涨，但货源整体充足、电厂存煤可用天数处于高位，仅维持少量刚需采购。市场交易氛围有所回暖，但很多用户对当前高价现货持抵触情绪，拉运意愿偏低，阶段性采购规模不足。不过供应端受降雨、核查影响，生产和发运难有突破，且低硫煤因结构性缺货支撑报价，环渤海港口市场煤炭价格保持小幅持续上涨态势。7月29日中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）5500大卡、5000大卡、4500大卡分别报收于652元/吨、585元/吨、522元/吨，较6月底分别累计上涨34元/吨、36元/吨、38元/吨。
图9 2024—2025年中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）
7月下旬，国内台风及强降雨天气致高温有所缓解，电厂日耗回落。7月18日至7月24日纳入中电联电力行业燃料统计的燃煤发电企业日均发电量周环比减少3.1%，同比减少4.6%，其中降幅最大的区域为东北（-17.9%）、华北（-8.6%），华中区域环比略有下降。但台风天气消退后，气温快速回升。根据中国气象局信息，8月我国全国大部地区气温接近常年同期到偏高，尤其是华东、华中、新疆南部等地高温（≥35摄氏度）日数较常年同期偏多，出现阶段性高温热浪风险较高。东北地区中南部、内蒙古中西部、华北、华东北部和东南部、华南、西南地区南部、西北地区东北部、西藏西部、新疆南部等地降水较常年同期偏多，全国其余地区降水接近常年同期到偏少。
短期来看，煤炭市场多空因素并存。供应方面，上周末主产地受强降雨影响，区域内多数煤矿停产减产，加之月底部分煤矿完成生产计划后停产，坑口产量下滑；且据市场信息，上级主管部门已下发通知，将在主要产煤省区开展煤矿生产情况核查，市场担忧供应收缩，对煤炭市场形成一定支撑。另一方面终端拉运维持高位，环渤海港口煤炭库存将继续去化，支撑煤炭价格走高。但目前东南沿海降雨偏多，水电出力较好，同时新能源发电对火电的替代作用将持续增强，煤厂及贸易商采买节奏放缓，煤价实际支撑仍较弱。短期内，受政策面支撑，煤炭价格仍可能继续上涨；但若需求跟进不足，煤价亦难出现大幅上涨行情，或将保持震荡上行走势。不过从长期来看，煤炭市场整体供需失衡格局暂未发生实质性改变，供强需弱格局仍将延续，煤炭价格或将持续承压。
（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、煤炭江湖等）
责任编辑：江蓬新
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