主要港口跌超20%，全球煤价深度回调!煤市深陷“供强需弱”困局，静待“迎峰度夏”破局

近期全球及国内动力煤市场持续笼罩在供过于求的阴霾之下，价格全线承压，行业效益显著下滑。多方数据表明，过剩格局短期难破，市场正艰难寻求底部支撑，并将希望寄托于即将到来的夏季用电高峰。

一、国际煤价深度回调，过剩格局凸显

5月国际动力煤市场遭遇全面下挫，主要港口煤价同比跌幅普遍超过20%：

澳大利亚纽卡斯尔港 (5500大卡)：离岸均价68.8美元/吨，同比暴跌23.5%。

印尼加里曼丹港 (3800大卡)：离岸均价46.2美元/吨，同比下降17.4%。

南非理查兹港 (5500大卡)：离岸均价73.1美元/吨，同比下降21.5%。

欧洲三港 (6000大卡)：到岸均价94.4美元/吨，同比下降11%。

核心驱动：

1. 亚太需求疲软：中国国内供应充足、澳煤价格优势收窄，采购低迷;日韩受可再生能源发电增加影响，进口量减少。

2. 印尼供应恢复：雨季结束，产量回升，但缺乏中国及印度(雨季提前、电厂高库存)的强劲需求支撑，矿方挺价困难。

3. 欧洲需求不振：可再生能源显著挤压火电空间。

市场预期北半球夏季耗煤需求将带动价格环比止跌企稳甚至部分回升，但同比大幅下跌的局面年内恐难扭转。

二、国内市场：高库存压制，价格持续探底

中国国内动力煤市场同样深陷“供强需弱”困局：

供应相对充足：4月全国规上原煤产量3.9亿吨(同比+3.8%)，虽增速回落且5月上中旬监测企业日均产量环比降6.8%，但产能释放基础仍在。4月煤炭进口3783万吨(同比-16.4%)，但1-4月累计进口量仍达1.53亿吨。

需求整体偏弱：

4月电煤消费受淡季、新能源及水电出力增长压制，火电发电量同比下降。

非电行业(水泥、平板玻璃等)耗煤疲软。

5月电厂日耗增长动能不足。据Mysteel，5月30日全国462家电厂样本日耗煤335.4万吨，环比降6.2万吨;库存8951.7万吨，环比增128.6万吨，可用天数达26.7天。

库存高企： 全社会存煤处于历史高位。4月末重点火电厂存煤1.9亿吨(同比+6.4%);环渤海港口存煤3100万吨(同比+25%)。至5月20日，港口及电厂库存环比继续增长。

价格深度下跌：5月下旬环渤海5500大卡动力煤现货报价约620元/吨，比年初暴跌150元/吨，同比深跌260元/吨;山西焦肥精煤综合价格同比下跌740元/吨。

行业效益骤降：1-4月煤炭开采和洗选业利润总额1027亿元，同比腰斩(-48.9%);亏损面达54%。

三、近期动态：弱稳震荡，静候转机

端午假期前后，市场呈现“弱稳震荡”特征：

产地方面：煤矿基本复产，供应稳定。煤价涨跌互现(多为5-10元/吨窄幅波动)，高卡煤承压明显。终端及贸易商拉运意愿低，坑口销售转差，悲观情绪加重。不过，6月“安全生产月”致检查趋严，供应或收缩，煤价也不会出现大幅下跌。

北港方面：报价暂稳但成交冷清，询货问价少，报还盘存差距。高品质煤源相对坚挺。环渤海八港库存小幅下降，截至6月5日，环渤海九港库存2940万吨，环比减少20万吨，较去年同期增加392万吨。

下游方面： 南方持续强降雨推升水电出力，挤压火电，短期内居民制冷用电负荷增长受限，电厂日耗缺乏上行驱动。终端库存充裕，维持刚需采购。

进口方面：弱稳运行。当前印尼Q3800和澳洲Q5500到岸价较同热值内贸煤分别有约20元/吨优势。但印尼6月起严格执行HBA指数定价可能推高进口成本，叠加国内旺季预期弱、煤价反弹难，进口贸易长期面临成本倒挂与需求压制的困境。

四、后市展望：关注夏季需求强度

当前市场核心矛盾仍是“高库存与弱现实需求”。短期内，南方降雨持续、水电充沛将继续压制火电日耗，市场缺乏上行驱动，预计维持弱稳震荡、小幅趋缓下探态势。

关键转折点在于“迎峰度夏”：

随着6月高温天气增多，居民制冷用电需求将大幅攀升，电厂开机率及负荷预计提升。

为保障电力供应稳定，电厂理论上存在补库空间及优化库存结构的需求，可能推动采购节奏加快。

综上：

全球及国内动力煤市场正经历严峻的周期性调整，供应宽松、需求疲软、库存高压、价格深跌构成当前主旋律。虽然迎峰度夏的临近带来需求改善预期，但在全社会库存处于历史高位、新能源替代持续发力的大背景下，市场反弹力度或将受限。短期内弱势格局难改，价格底部震荡寻支撑;中长期能否有效改善，高度依赖夏季实际用电负荷强度及由此触发的持续性补库需求释放。市场参与者需密切关注港口去库速度、日耗变化及进口政策实际影响。