煤价旺季缘何提前“入冬”

煤炭市场研报(2026年6月)

核心观点

6月上中旬安监加码压制产量释放，下旬停产煤矿陆续复工复产，大秦线满发保障调入，供给端约束逐步改善。进口煤上中旬受高运费倒挂抑制，下旬霍尔木兹海峡重开引发油价暴跌、运费回落，内外价差修复，低价进口煤集中到港，对内贸煤形成持续压制。

6月上中旬高温提前释放补库需求，下旬江南江淮梅雨季全面开启，水电满发挤压火电空间，电厂日耗不增反降。18日至25日当周燃煤发电量环比减少6.3%、同比减少10.2%，沿海八省日耗持续在200万吨以下徘徊，终端库存攀升至26.7天，主动采购意愿降至冰点。

6月煤价呈现月初冲高、中旬僵持、月末回落走势。5500大卡煤价从865至870元/吨高点回落至850至865元/吨。CECI沿海指数现货采购占比骤降18.8个百分点，北方五大港库存2957万吨、广州港库存同比增加近13万吨，疏港压力持续累积，市场心态由惜售转向让利出货。

7月上旬市场仍将承压运行，5500大卡煤价或有20至30元/吨下行空间。中下旬随着华东出梅、全国入伏，厄尔尼诺高温有望推动日耗跃升，煤价存在阶段性企稳反弹机会。但进口煤价格优势及印尼配额放宽预期、水电出力持续偏强将制约反弹高度。

(来源：微信公众号“” 作者：中能传媒能源安全新战略研究院 邱丽静)

月评

煤价旺季缘何提前“入冬”

6月煤炭市场走势，像一出反转剧。

月初，市场还在翘首以盼迎峰度夏行情，煤价在850元/吨上方坚挺运行，贸易商捂货惜售，终端电厂提前备库。然而，月末回头再看，北方港口5500大卡煤价已较月中高点明显松动。市场期待的火热行情不仅没有如期而至，反而提前感受到一股凉意。

细究起来，煤价在旺季前夕掉头向下，是市场对后市判断的偏差集中释放的结果。

5月下旬至6月上旬，市场对厄尔尼诺高温的押注高度趋同，终端库存快速攀升至近年来同期高位，部分电厂存煤可用天数已超一个月。这一库存水平意味着，即便7月高温如期而至，电厂也足以先消化库存，而非急迫地到市场抢煤。

如果说过度一致的看涨预期是内因，那么持续月余的梅雨天气则是直接触发器。

6月中下旬，南方主雨带在华南至长江中下游之间反复摆动，梅雨季全面开启。强降雨带来双重压制，气温偏低抑制制冷负荷，丰沛来水推动水电满发，对火电的替代效应持续加深，此前淡季偏强的需求态势随之扭转。沿海电厂日耗持续在低位徘徊，码头空泊现象增多，环渤海港口锚地船舶数量降至阶段新低。

国际能源市场的变局，让本就脆弱的供需平衡再添压力。霍尔木兹海峡对商船完全开放后，国际油价大幅回落，海运运费随之断崖式下跌，澳洲及印尼至中国运费均显著走低。前期被高运费挡在门外的进口煤集中到港，价格优势重现，成为压垮市场信心的最后一根稻草。

回顾6月，此前的看涨情绪建立在供给收缩、旺季刚需、地缘溢价三方面支撑之上，如今供给在恢复、旺季未兑现、地缘溢价已消退。当前各环节库存均处高位，去库压力持续累积。7月上旬，市场大概率延续偏弱调整态势，煤价仍有下行惯性。

当然，7月下旬才是真正的观察窗口。随着华东地区陆续出梅、全国大范围入伏，厄尔尼诺背景下的高温天气仍有望推动日耗回升，届时库存去化若能加快，煤价存在阶段性企稳的可能。但即便高温兑现，前期积累的高库存也需要时日消化，市场修复不会一蹴而就。

供需：供给约束边际缓解，需求旺季预期落空

(一)供给

1.国内产量先抑后扬，整体供给约束边际改善

6月份，国内煤炭主产地呈现“上中旬偏紧、下旬逐步恢复”的生产节奏。6月上旬，晋陕蒙主产地安全检查加码，叠加安全生产月督查持续发力，煤矿停产、减产检修增多，短期产能释放受限，产地资源偏紧。山西长治沁源县煤矿事故后续影响持续发酵，该县个别煤矿虽已复产，但复产后的煤炭产量明显低于停产前水平。

中下旬开始，供给端约束逐步缓解。一方面，迎峰度夏保供消息频传，前期停产煤矿陆续复工复产;另一方面，主要运煤通道继续保持高位运行，大秦线持续处于满发状态，港口调入量居高不下。据中电联数据，6月18日至25日当周，纳入统计的燃煤发电企业日均耗煤量环比减少6.6%，同比减少8.3%，但电厂入厂煤量保持高位，库存水平进一步提升。截至6月25日，统计口径电厂库存较6月18日增长231万吨，库存可用天数26.7天。

从更大范围看，安全生产月接近尾声，尽管煤矿安监仍保持严格，但随着安全形势逐渐好转以及保供力度加大，后期国内供给存在提升预期。6月9日，国家矿山安全监察局召开《煤矿重大事故隐患判定标准》宣贯视频会，要求煤矿企业对照自查整改、各级监管监察部门严格执法检查，安监高压态势预计仍将延续。值得注意的是，CECI采购经理人指数在连续8期扩张后降至收缩区间，6月为49.88%，环比下降0.93个百分点，其中供给分指数51.24%，连续9期扩张但增幅有所收窄，反映供给增量正在边际放缓。

2.进口煤先紧后松，内外价差修复压制市场情绪

6月上中旬，国际煤价、海运费维持高位，内外价格倒挂导致进口货源偏少，对国内市场形成支撑。然而下旬形势急转直下。6月23日伊朗正式宣布霍尔木兹海峡对商船完全开放，国际市场对能源供应中断的担忧迅速缓解。6月24日布伦特原油价格单日大跌7%，跌破75美元/桶，基本抹平美伊冲突爆发以来的全部涨幅。

受此影响，国际动力煤价格全面回调，海运运费亦大幅回落。截至6月24日，澳大利亚海波因特至中国舟山巴拿马型船运费指数较月初高点下跌4.7美元/吨，印尼塔巴尼奥至中国广州超灵便型船运费指数较前期高点下跌0.9美元/吨。运费回落直接降低了进口煤到岸成本，内外价差倒挂格局得到修复，进口煤价格优势重新显现。

中电联发布的《CECI指数分析周报》(2026年第22期)显示，本期CECI进口指数综合到岸标煤单价1067元/吨，较上期下降51元/吨，环比下降4.6%，各煤种现货价格均有不同程度下降。其中太仓港(灵便型)5500大卡、广州港(巴拿马型)5500大卡价格环比分别下降55元/吨、54元/吨。CECI进口指数有效样本167万吨，较上期增加60.5万吨，反映进口煤市场活跃度有所提升。低价进口煤大批量运抵华南港口，对内贸煤形成持续压制。部分电厂收到的3800大卡印尼煤投标价格已降至570元/吨左右。根据中国煤炭市场网(CCTD)测算，进口印尼3800大卡煤较相近品质国产煤折算至华南到岸价低约30元/吨，价格优势较前期进一步扩大。

后期来看，印尼政府可能适度放宽煤炭产量限制，矿方可在7月申请修订年度开采计划，供应宽松预期有所强化。但受DMO履约比例由25%提高至30%、印尼盾贬值推高换汇成本等因素影响，矿方挺价意愿仍较强，供应增量实际释放仍需时间验证。此外，印尼国内电厂燃煤短缺问题尚未完全解决，6月22日印尼能矿部长表示政府正在研究煤炭掺混政策以保障PLN燃煤电厂供应，出口增量空间或受到一定限制。

(二)需求

1.高温前置透支旺季预期，梅雨压制电煤消费

6月动力煤市场需求端呈现典型的“旺季预期落空”特征。上中旬，全国高温天气前置，居民制冷负荷提前攀升，叠加初夏水电、新能源出力偏弱，火电兜底压力大增，电厂提前迎峰补库，刚需带动煤价走强。CCTD数据显示，6月上旬沿海八省动力煤终端用户日均耗煤水平一度明显提升。

然而下旬市场逻辑完全反转。南方地区进入强降雨集中期，江南、江淮梅雨季全面开启，气温回落叠加水电满发，对火电形成明显替代。据中电联数据，6月18日至25日当周，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比减少6.3%，同比减少10.2%;日均耗煤量423万吨，环比减少6.6%，同比减少8.3%。分区域看，华中、南方和华北区域发电量环比分别下降22.6%、9.2%和7.5%，仅西北区域环比增长。海路运输电厂日均耗煤量环比减少4.7%，同比仅增长1.8%，增速较前期明显放缓。

截至6月16日，沿海八省电煤库存较前一周增长5.9%，较去年同期高出6.1%。终端经过前期集中补库后库存充足，存煤可用天数处于合理区间。截至6月25日，统计口径电厂库存可用天数26.7天，其中海路运输电厂库存可用天数20.1天。电厂持续开展迎峰度夏前的补库工作，入厂煤量保持高位，库存水平进一步提升。

中央气象台预测，6月26日至7月5日，西南地区东部、江汉南部、江淮、江南北部和东南部、华南及西藏东南部等地累计降水量60至120毫米，大部地区较常年同期偏多3至6成，局地偏多1倍以上。从历史数据看，目前正处于日耗提升阶段，但今年夏季煤炭消费高峰期可能延后至7月中下旬集中释放。

2.非电用煤需求分化，建材行业需求延续疲弱态势

非电行业中，煤化工领域表现相对坚挺。在国际油气价格高位运行的背景下，煤化工经济性优势凸显，甲醇、尿素等装置开工率维持高位，对原料煤的刚需稳定。一季度甲醇、乙烯、合成氨产量同比分别增长9.7%、18.4%、10.1%，煤化工市场规模持续扩大。但值得关注的是，随着产品利润收窄，部分煤化工企业可能安排检修，化工用煤需求存在边际减弱风险。

建材行业需求延续疲弱态势。受房地产行业低位运行及基础设施建设拉动效应减弱影响，水泥产量持续下降，1—4月全国规模以上水泥产量同比下降8.6%，对煤炭的需求随之降低。钢铁行业方面，1—5月全国粗钢产量4.16亿吨，同比下降3.9%;生铁产量3.55亿吨，同比下降3.1%，冶金煤消费呈小幅下降趋势。

从5月发电量数据看，全国规模以上工业企业发电量7843亿千瓦时，同比增长4.2%，较4月份加快1.6个百分点。1—5月累计发电量3.91万亿千瓦时，同比增长3.6%，明显高于去年同期0.3%的增速。但结构上，火电同比增长3.4%，水电同比增长10.9%，太阳能发电同比增长10.7%，风电同比下降2.1%，核电同比下降2.5%。水电的突出表现及太阳能的持续高增长，对火电形成显著替代效应。5月份全国水电发电量同比增长13.0%，且6月份来水密集，水电对火电的冲击进一步加大。5月东部沿海地区动力煤消费量增长明显，沿海八省动力煤耗煤量同比增长8.56%，但这一势头在6月未能延续。相比之下，十七个内陆省份电煤消费量5月同比下降2.4%，区域分化格局较为明显。

市场：价格冲高回落，库存高位承压

(一)动力煤市场

1.煤价先扬后抑，打破僵局后步入下行通道

6月份国内动力煤市场走势节奏分明，整体呈现月初冲高、中旬僵持、月末回落的特征。6月上旬，受供给偏紧及旺季预期驱动，煤价惯性冲高，北方港口5500大卡动力煤报价一度触及865~870元/吨。中旬市场进入“下有成本支撑、上有库存压制”的僵持格局，价格窄幅波动，涨跌两难。CCTD数据显示，截至6月15日，5500大卡、5000大卡、4500大卡三个规格品分别收于863、774、675元/吨，均环比持平，连续多日保持稳定，这一僵局从6月上旬延续至中旬。

6月下旬起，市场平衡被打破。供给端，前期停产煤矿陆续复工复产，国内原煤供给稳步恢复，北方港口库存高位持稳。需求端，南方降雨增多、高温消退，水电出力回升挤压火电空间，电厂日耗环比回落。更关键的是，霍尔木兹海峡恢复通航引发国际油价暴跌，海运运费同步回落，低价进口煤集中到港，内外价差修复，进口煤价格优势重现。多重利空叠加，市场情绪急转直下。

截至6月25日，CCTD环渤海动力煤现货参考价5500大卡、5000大卡和4500大卡分别报收857元/吨、766元/吨和668元/吨，日环比均下跌3元/吨，结束了此前持续两周的僵持局面，标志着煤价正式进入下行通道。至6月29日，北方港口5500大卡动力煤主流报价约850~865元/吨，5000大卡主流报价约760~770元/吨，4500大卡报价665~675元/吨，较月初高点回落15~20元/吨左右。各平台指数显示，6月29日各热值煤价统一下调5元/吨，跌势仍在延续。

CCI指数及CECI曹妃甸指数同步走弱。CECI曹妃甸指数截至6月25日5500大卡、5000大卡和4500大卡煤种价格分别为855元/吨、765元/吨和665元/吨，较6月22日分别下降7元/吨、8元/吨、9元/吨。本期各规格品平均价格较上期分别下降2.75元/吨、3.25元/吨和4.0元/吨，跌幅呈逐步扩大态势。CECI沿海指数现货价格本期5500大卡、5000大卡现货成交价较上期均下降2元/吨，从样本情况看，年度长协、批量采购、现货采购占比分别为49.5%、32.5%、18.0%，现货采购占比大幅减少18.8个百分点，反映电厂在库存充足、日耗偏低背景下积极兑现长协，非刚需现货采购全面收缩。

产地市场方面，6月最后一周晋陕蒙主产地行情分化明显。鄂尔多斯、神木不少民营矿中高卡块煤、洗煤主动下调10至20元/吨出货，主要是库存压力大、下游拉运积极性不高，只能靠降价缓解压力;唯独低热值煤泥行情逆势坚挺，少量矿上调10元/吨，电厂刚需补库托住低卡货源。前期集中安监整改的矿井基本恢复正常生产，整体供货量稳步放开，市场看跌情绪较浓。据榆林煤炭网数据，6月29日榆林区域主流动力煤坑口含税价集中下调5至15元/吨，部分民营矿井为去库存单日最大跌幅超20元/吨，块煤品种跌幅更为显著。国有煤矿以长协保供发运为主，出货相对平稳，民营煤矿市场煤走货受阻，线上竞拍流拍率居高不下。

2.港口库存高位运行，疏港压力持续累积

6月港口库存整体呈现“北港高位坚挺、南方港口持续攀升”的格局。北方九港煤炭库存保持在2800万吨以上，与去年同期基本持平。截至6月29日，北方五大主要港库存总量2957万吨，处于年内高位水平。秦皇岛港存煤直逼700万吨，曹妃甸港库存1437万吨，环比增加33万吨，较去年同期高107万吨，疏港压力较大。

值得关注的是，在进港价格持续倒挂的背景下，贸易商向港口方向发运积极性有所下降，铁路运力优先保障长协资源，市场煤请车较为困难。但调入量仍高于调出量，港口去库乏力。部分煤种因堆存时间过长存在自燃风险，贸易商避险性出货意愿有所增强，部分贸易商为回笼资金、叠加轮库诉求，出货卖家增多，抛售有所加快。

南方港口方面，广州港煤炭库存截至6月25日达323.9万吨，同比增加12.9万吨。华南港口积船现象仍较突出，部分码头卸货等待时间长达两周，滞港成本持续增加，迫使部分贸易商选择降价出货。长江沿线港口库存亦处高位，江内港口煤价跌幅较北方更大，每吨跌10元。当前长三角地区正处于梅雨季节，电厂日耗回落，终端库存处于中高位，补库节奏明显放缓。

3.海运市场大幅回落，船运价断崖式下跌

6月国内海运煤炭市场呈现“船多货少、运价崩塌”格局。电厂日耗增长动能不足，采购节奏趋缓，叠加进口煤价格优势重新显现，部分终端采购需求向外转移，内贸海运市场货盘稀少，运价持续承压走低。中国沿海煤炭综合运价指数周平均值861.1点，环比大幅下降345.5点，降幅达28.6%。环渤海港口锚地船舶数量创5月以来新低，日下锚船数量为5月份以来最低水平，码头空泊现象增多，船运价呈崩塌式下跌。

国际航运市场方面，地缘冲突缓和推动油价回吐涨幅，各船型日租金走势分化，整体运价持续走低。BDI周平均2644点，环比下降164.5点。印尼萨马林达至中国广州7万吨船周平均价9.65美元/吨，环比下降1.6美元/吨，进一步降低了进口煤到岸成本。

(二)炼焦煤市场

相对动力煤而言，6月炼焦煤市场呈现“供给持续偏紧、价格高位坚挺”的特征。受山西煤矿事故持续影响，炼焦煤主产区复产进程整体偏慢，长治、临汾、吕梁等地部分煤矿仍在等待验收，晋中42座煤矿停产维持不变，523座炼焦煤样本矿山原煤日产处于低位，山西炼焦煤供应受影响比例明显，对炼焦煤价格的供给侧支撑远强于动力煤。

截至6月26日，京唐港主焦煤库提价(山西产)2160元/吨，与6月18日持平;京唐港主焦煤库提价(河北产)1930元/吨，与前一周持平。从月度走势看，焦煤价格在经历了5月下旬的快速上涨后，6月进入高位持稳阶段。焦炭市场已酝酿第九轮提价，显示出产业链价格传导仍在延续，焦化企业成本压力向下游传导的路径尚未完全受阻。

但需注意的是，钢铁行业需求整体偏弱，1—5月粗钢产量4.16亿吨，同比下降3.9%;生铁产量3.55亿吨，同比下降3.1%。若钢材终端需求持续不振、钢厂利润进一步收窄，可能倒逼焦煤价格承压，对焦煤价格上涨空间形成天花板约束。当前焦煤市场正处于供给偏紧与需求疲弱的博弈之中，短期价格以高位震荡为主。

后市展望：煤价短期承压延续，拐点或在7月中下旬

一是7月上旬市场大概率延续调整态势，煤价以偏弱震荡为主。短期来看，压制煤价的多重因素仍然存在。南方梅雨季节尚未结束，中央气象台预测6月26日至7月5日南方大部地区累计降水量较常年同期偏多3至6成，降雨持续抑制制冷负荷，水电出力维持高位。中下游库存处于偏高水平，疏港压力不减。进口煤价格优势持续，低价货源不断到港，对内贸煤形成压制。终端用户库存充裕，主动补库意愿低迷。预计7月上旬港口5500大卡动力煤价格仍有20至30元/吨的下行空间，但产地安监限产及发运成本倒挂将对跌幅形成一定约束，短期大概率维持偏弱震荡走势。

二是7月中下旬行情存在修复空间，煤价有望止跌企稳甚至反弹。随着迎峰度夏逐渐进入关键期，气温升高将支撑用电刚需。据机构分析，基本面核心拐点在7月中旬，随着华东全面走出梅雨季及全国入伏，叠加厄尔尼诺来临，需求有望重回4至5月创历史同期新高的轨道。一旦高温来袭，空调用电负荷大幅攀升，火电调峰兜底需求将实质性提升，电厂日耗有望从当前低位大幅跃升。届时前期积累的高库存将进入去化通道，集中补库需求释放将直接支撑煤价走强。

三是多重利多因素形成底部支撑，煤价不具备深跌基础。产地安全检查持续抑制供应恢复，山西矿难后安监高压至少延续至8月底，覆盖整个旺季。月末部分民营煤矿完成月度任务后计划停产或减产，区域产量难以大幅提升。环渤海港口发运成本持续倒挂，集港成本高位运行，贸易商发运积极性下降，市场可流通资源有限。化工等非电行业开工率保持高位，用煤刚需稳定，对价格形成托底。中东局势虽暂时缓和，但各方博弈仍未完全消除，后续能源市场仍存不确定性。

四是进口煤增量与水电出力是影响反弹高度的关键变量。当前进口煤较国产煤到岸价保持明显价格优势，印尼政府可能放宽产量限制的消息持续发酵，若7月进口煤到港量进一步增加，将持续压制国内煤价上涨空间。同时，厄尔尼诺带来的充沛降雨虽阶段性压制高温，但也推动水电出力维持高位，若7月来水持续充裕，水电对火电的替代效应将制约电煤消费增幅。需重点跟踪天气变化、进口到港及中下游库存变化情况。

五是政策层面双向调节，煤价上行空间受制于保供稳价基调。相关部门强调发挥煤炭的基础保障和系统调节作用，做好迎峰度夏能源生产保供工作。在保供稳价基调下，长协煤对市场的覆盖作用将持续发挥，市场煤价格弹性或受到一定抑制。预计北港5500大卡市场煤价在7月中下旬有望企稳回升，但上行空间或受政策调控及库存压力制约。