（来源：中国电力新闻网）
转自：中国电力新闻网
【 核心观点 】
◆一季度以来国内动力煤市场“淡季不淡” ，3月秦皇岛港5500大卡煤炭现货价收于753元/吨 ，年内累计上涨超70元/吨，长协价稳定在682元/吨 ，电煤基本盘稳固。
◆一季度原煤产量同比仅增0.1% ，进口煤量缩价高，到岸价普遍高于内贸煤40~50元/吨 ，沿海电厂转向内贸采购 ，供需格局从宽松转向紧平衡 。
◆需求端火电托底 、化工领涨：一季度全社会用电量同比增长5.2%，火电发电量同比增长3.7%；高油价下煤化工经济性凸显 ，甲醇开工率超90% ，化工用煤量同比增长超8% 。
◆中东地缘冲突改写国际能源比价，霍尔木兹海峡通行量骤降95%，纽卡斯尔动力煤期货冲高至150美元/吨 ，内外价差倒挂支撑国内煤价。
◆后市迎峰度夏备煤 、厄尔尼诺气候预期及国际能源高价有望形成共振 ，二季度煤价易涨难跌，但需警惕850元/吨政策调控红线及水电出力超预期等风险 。
淡季不淡 ，煤价还能涨多少？
3月份 ，秦皇岛港5500大卡长协价微涨2元至682元/吨，托住了电煤基本盘；现货端 ，月底环渤海港口5500大卡平仓价753元/吨 ，较2月末上涨28元/吨，涨幅3.9% 。进入4月 ，受国际能源价格波动影响 ，港口煤价整体波澜不惊，预计全月北方港口5500大卡现货价格将在755~785元/吨区间平稳运行。
过去几年 ，传统淡季煤价通常震荡走弱 。但2026年的春天 ，市场走出了截然不同的曲线 。“淡季不淡 ”背后，是多股力量在共同作用。
从供给端看，国内产量增长空间有限 。一季度全国规上原煤产量同比仅增长0.1% ，远低于同期火电发电量3.7%的增速 。临近4月末 ，不少煤矿完成生产任务后陆续减产、停产，有效供给出现阶段性“断档 ”。更值得关注的是进口端：3月动力煤进口量同比下降11.64% ，一季度累计下降3.87%。印尼作为最大进口来源国 ，斋月后复产慢 、出口配额紧，矿方挺价意愿强烈 。国际海运费持续高位 ，叠加国际煤价走高 ，进口煤到岸成本普遍比内贸煤高出40至50元/吨 。价格倒挂，沿海电厂转向国内煤 ，进一步收紧了内贸市场的供需格局。
从需求端看 ，电力消费保持稳健增长，化工需求表现更为强劲 。一季度全社会用电量同比增长5.2% ，火电发电量同比增长3.7% 。进入4月 ，华南及海南高温提前到来，沿海八省电厂日耗回升到180万至190万吨附近，明显高于往年同期。更值得关注的是煤化工 。国际油价突破100美元/桶后 ，煤化工路线的经济性优势被急剧放大 ，煤制甲醇开工率超过90%，一季度化工用煤量同比增长超过8% 。我国甲醇进口近70%来自中东 ，霍尔木兹海峡通行受阻后 ，进口甲醇供应面临风险，这将倒逼国内煤制甲醇提高负荷。有测算显示 ，若中东供应受限导致我国甲醇进口每减少100万吨 ，将带动约140万吨煤炭消费增量 。地缘冲突对煤炭需求的拉动，正通过化工链条持续放大 。
国际市场的变化同样不容忽视。中东冲突爆发后 ，亚洲纽卡斯尔动力煤期货冲高至150美元/吨 。高油价驱动全球范围的能源替代 。日本 、韩国取消燃煤发电上限 ，重启老旧机组；德国考虑重启已停用的煤电厂；美国2025年煤电发电量同比增长12%。国际煤价上涨通过进口通道向国内传导，与内贸煤形成持续倒挂 ，沿海电厂转而加大国内采购 ，内贸煤需求进一步增加。
供给增量有限、进口持续倒挂 、火电和化工双轮驱动 、国际能源高价传导......这些因素彻底改变了市场预期 。与2023至2025年同期价格持续下行不同，今年初以来国内煤价走出震荡上行的独立行情 。若中东冲突持续，国内煤价旺季有望上移至800至900元/吨区间。当前价格已包含相当程度的地缘风险溢价 ，能否维持取决于冲突走向 。今年春季的“淡季不淡” ，或许只是新一轮周期的开端 。
供给：释放空间收窄，进口补充承压
1.国内生产：增速低位运行 ，月末波动明显
国家统计局数据显示 ，一季度规模以上工业原煤产量12.0亿吨，同比增长0.1%。3月当月产量4.4亿吨 ，同比持平 ，日均产量1421万吨 。进入4月，全国煤炭日均调度产量保持在1250万吨以上 ，但临近月末 ，部分完成生产任务的煤矿陆续减产、停产，供给出现阶段性收缩 。
从主产区看 ，晋陕蒙新产量分化明显。陕西一季度增长6.2% ，增速领先；内蒙古微增0.9%；山西下降2%；新疆下降4.3% 。新疆这一新兴增长极的放缓，进一步收窄了全国产量的提升空间 。
2.进口供应：量缩价高，补充功能弱化
海关总署数据显示 ，3月动力煤进口量为2663.5万吨 ，同比下降11.64%；一季度累计进口8403.08万吨，同比下降3.87%。分月看 ，2月我国进口煤及褐煤环比下降33% ，3月虽环比回升但同比仍为负增长，进口收缩趋势在3月进一步加剧 。
进口缩量源于供给端和成本端的双重挤压 。供给端 ，印尼作为最大进口来源国 ，斋月后复产慢于预期，出口配额审批偏紧 ，现货资源紧张 ，且拟恢复出口关税，抬高出口成本。成本端 ，国际海运费持续高位 ，叠加中东冲突推高国际煤价，进口煤到岸成本水涨船高。
进口来源结构也在变化 。1—2月，自蒙古国进口量同比增长58.3% ，增幅最大；俄罗斯 、加拿大进口量分别下降14.5%和48.7% 。蒙古煤以陆运为主 ，不受海运费波动影响，但热值偏低 、运距有限 ，难以完全替代印尼和澳洲煤的沿海市场角色。
3.运输与中间环节：发运倒挂 ，蓄水池功能下降
一季度以来，主产地到环渤海港口发运持续倒挂 。坑口煤价坚挺 ，港口涨幅不及产地 ，贸易商发运利润微薄甚至亏损，抑制了产地煤炭向港口的集运量 。
大秦线春季检修是常规操作。4月日发运量稳定在100万吨左右 ，较正常水平有所下降 ，但检修将于5月初结束，届时铁路运力将恢复 。从全年看 ，检修并非供给瓶颈 ，仅短期影响港口调入节奏 。
港口库存持续消耗，蓄水池功能减弱。截至4月下旬，环渤海主要港口库存较去年同期下降超400万吨 ，北方九港库存降至2700万吨左右 ，处于历史同期偏低位置 。低库存意味着，一旦下游需求边际增加 ，港口价格反应会更加敏感 。
值得关注的是 ，国家能源局4月发布会披露，全国统调电厂存煤达1.9亿吨 ，可用32天 ，处于历史较高水平。电厂侧供应保障充足，但港口及部分沿海电厂库存偏低 ，形成结构性偏紧局面 ，对市场情绪产生放大效应 。
需求：电力托底，化工领涨 ，建材钢铁分化
1.电力行业：火电承担增量负荷 ，日耗淡季不淡
一季度，全社会用电量累计25141亿千瓦时，同比增长5.2% 。截至3月底 ，全国累计火电装机容量15.5亿千瓦 ，同比增长6.9%。分产业看，第一产业用电量336亿千瓦时 ，同比增长7.1%；第二产业用电量15987亿千瓦时 ，同比增长4.7%；第三产业用电量4833亿千瓦时，同比增长8.1%。其中 ，充换电服务业、互联网数据服务业用电量分别为376亿、229亿千瓦时 ，增速分别达53.8% 、44% 。城乡居民生活用电量3985亿千瓦时，同比增长3.4% 。
中电联数据显示 ，一季度高技术及装备制造业用电量同比增长8.6% ，其中电气机械和器材制造业 、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业等用电量保持两位数增长。
进入4月，华南及海南部分地区高温天气提前到来 ，民用电负荷明显攀升 。截至4月下旬 ，沿海八省电厂日耗回升至180万至190万吨附近，显著高于往年同期水平 。与此同时，电厂机组检修陆续收尾 ，工业用电负荷恢复 ，电力与非电需求形成共振。
2.煤化工行业：高油价催生高景气，成为需求增长极
国际油价突破100美元/桶后 ，煤化工路线的经济性优势被急剧放大 。相比油化工路线 ，煤制烯烃的盈亏平衡点仅为45至50美元/桶，当前油价下煤制路线毛利率超过38% 。
从主要产品看 ，煤制甲醇 、煤制烯烃 、煤制乙二醇等开工率均处于高位。煤制甲醇开工率超过90% ，煤制乙二醇开工率回升至68% 。一季度，甲醇产量同比增长6.7% ，尿素产量同比增长10.15% 。高利润刺激企业维持高负荷生产 ，化工用煤量持续攀升。2025年全国化工用煤量已达4.3亿吨，同比增长10.2%；2026年1—2月累计生产甲醇1583万吨 ，同比增加122万吨 ，增幅8% 。
我国甲醇进口近70%来自中东，主要集中于伊朗、沙特 、阿曼等国 。霍尔木兹海峡通行受阻后，进口甲醇供应面临中断风险。即使冲突缓和 ，中东地区能源生产恢复到冲突前水平也需要时间 ，这将进一步倒逼国内煤制甲醇提高负荷。
此外，煤制油 、煤制气作为国家能源安全的重要补充 ，开工负荷也在提升 。2025年我国煤制油年产能约950万吨 ，年产量约800万吨，年耗原煤约3000万吨 。在中东冲突持续背景下 ，这类项目的战略地位进一步凸显。“十五五 ”期间预计新增煤制甲醇1500万至3000万吨、煤制烯烃400万至800万吨产能 ，化工用煤需求将持续增长 。
3.建材行业：地产拖累延续，恢复高度有限
一季度 ，全国水泥产量3.01亿吨 ，同比下降7.1% 。其中3月单月产量1.23亿吨，同比降幅达21%。水泥产量降幅扩大 ，反映出房地产新开工不足 、基建投资复苏不及预期 。
一季度水泥价格整体低位运行 ，全国P.O 42.5散装水泥均价约278元/吨，同比下跌19.1% 。水泥企业开工率偏低，对动力煤和原料煤的采购意愿较弱。进入3月后 ，随着工地复工项目增多 ，水泥需求出现边际改善，部分区域价格小幅回升 ，但整体仍处于弱复苏状态 。房地产开发投资降幅收窄 ，住宅竣工面积同比下降26.9% 。后续需关注专项债发行进度和基建项目落地情况，但房地产市场企稳仍需更长时间。
4.钢铁行业：政策压产叠加需求偏弱 ，焦煤需求受抑
一季度 ，全国粗钢产量24755万吨，同比下降4.6% 。生铁和钢材产量同样下降 ，1—2月生铁产量1.38亿吨 ，同比下降2.7%；粗钢产量1.60亿吨，同比下降3.6%；钢材产量2.21亿吨 ，同比下降1.1% 。3月当月粗钢产量8704万吨 ，同比下降6.3%，降幅进一步扩大。
减产受三方面因素驱动：一是政策层面延续粗钢压减导向，2026年作为钢铁行业碳市场履约首年 ，环保限产力度加大；二是下游需求偏弱 ，房地产用钢需求低迷，制造业用钢增速放缓 ，钢厂主动控产；三是钢材出口许可证管理收紧 ，外需走弱倒逼国内减量。
市场价格：中枢整体上移，内外走势分化
1.动力煤：淡季不淡 ，逐月走高
年初以来 ，北方港口5500大卡动力煤现货价格从低位稳步回升 。3月末，环渤海港口5500大卡现货平仓价收于753元/吨 ，较2月末上涨28元/吨 ，涨幅3.9% 。3月全月，秦皇岛港5500 、5000、4500大卡平仓价分别报收761元/吨 、681元/吨和594元/吨 ，月内分别上涨8元/吨 、6元/吨和9元/吨 ，年内累计上涨72元/吨、85元/吨和90元/吨。
进入4月，价格稳中偏强 。卖方受库存持续去化及月底需求预期支撑，挺价意愿强烈 。大秦线检修临近尾声 ，后续港口库存存在累库预期 ，但市场对后市需求仍较乐观。4月27日，北方港口5500大卡报价780~790元/吨 ，较4月24日上涨10元/吨 。华南港口涨幅更为明显 ，广东珠电调价后，澳洲5500大卡动力煤价格已升至870元/吨 ，市场看涨情绪浓厚 。
长协价格保持稳定。3月长协价682元/吨 ，较2月上涨2元/吨 。长协价与现货价的价差从年初的每吨约50元扩大到70元以上，长协对电煤基本盘的稳定作用明显 。3月底现货价较2月末上涨3.9% ，比同期国际煤价涨幅低10个百分点以上。
分区域看 ，华南港口涨幅领先于北方港口 。进口煤到岸成本高企，澳洲煤、印尼煤到岸价普遍高于内贸煤40至50元/吨 ，沿海电厂转向北方港口采购 ，拉动了北港价格 。北方港口5500大卡报价从年初约680元/吨涨至4月下旬的776元/吨，涨幅约14%；同期华南港口澳洲煤报价从约760元/吨涨至870元/吨，涨幅同样在14%左右。
2.炼焦煤：涨幅领先 ，波动剧烈
国家统计局数据显示 ，3月下旬焦煤（主焦煤）价格为1495.8元/吨，较上期上涨5.3%。临汾低硫焦精煤一季度均价1559元/吨 ，同比上涨14.7% 。价格走势呈现“两头高 、中间低 ”特征 。1月下旬从每吨1500元涨至1640元；2月初回调至1570元；3月中旬跌至1450元低点；下旬快速拉升至1600元 ，阶段性涨幅达140元。长治低硫贫瘦精煤一季度均价1006元/吨，同比上涨2.1% 。其中1月中旬冲高至每吨1081元 ，随后持续下跌至3月初的936元 ，3月底反弹至1071元 。
炼焦煤价格上涨的驱动因素与动力煤有所不同。供给端，国内炼焦煤产量增长受限 ，海运煤进口减量明显；需求端 ，3月以来钢厂铁水产量持续回升，焦化企业补库需求释放；国际上 ，中东冲突引发国际能源价格大涨 ，黑色系期货走强，带动现货市场情绪 。
3.无烟煤：温和跟涨，涨幅有限
数据显示 ，晋城地区无烟小块煤一季度均价905元/吨 ，同比下跌3.6%，但环比呈上涨趋势 。1月下旬价格从每吨842元涨至916元 ，2月回调至899元 ，3月再涨至934元，较年初上涨10.9%。长治低硫喷吹煤一季度均价903元/吨 ，同比下跌8% 。1月中旬价格从每吨880元涨至916元 ，2月至3月初回调至881元，3月底反弹至937元 ，较年初上涨6.5% 。
无烟煤价格跟涨主要受两方面支撑：一是化工用煤需求旺盛 ，无烟块煤是煤化工的重要原料；二是冶金用末煤受炼焦煤市场带动，钢厂复产增加喷吹煤采购。但整体涨幅有限 ，主因是供应相对充足 ，供需格局宽松 。
4.国际煤价：地缘冲突推升，内外价差倒挂
2月28日美以伊冲突爆发后，霍尔木兹海峡通行量骤降95% ，国际油气价格飙升 ，带动煤炭替代需求激增 。
亚洲基准纽卡斯尔动力煤期货价格从冲突前的约118美元/吨冲高至150美元/吨，涨幅约27%。3月末虽有所回落 ，但仍在145美元/吨上方运行。欧洲ARA港口煤炭价格指数从每吨105美元涨至125至130美元 。国际四大煤炭指数逆势上涨 ，最大涨幅达20% 。
从具体品种看，澳煤5500大卡FOB成交价已至94至95美元/吨 ，印尼3800大卡即期FOB成交价62美元/吨 ，远期报价63至64美元/吨。国际海运费持续高位，进口煤到岸成本水涨船高 。
内外价差出现罕见倒挂 。3月以来 ，进口煤到岸价普遍高于内贸煤40至50元/吨 ，直接抑制了进口煤采购意愿，部分沿海需求转向内贸煤。
后市展望：紧平衡延续 ，上行基础犹存
1.整体判断：供需偏紧格局有望延续
供给端 ，国内增产空间有限 。安监高压常态化，“反内卷”导向下行业自律增强，低效产能持续出清 。主产区中新疆产量增速放缓 、山西产量下降 ，仅陕西保持较快增长 ，但难以支撑全国产量大幅提升。进口方面，印尼出口政策收紧、国际煤价高位 、海运费高企等三方面因素短期难改 ，进口煤到岸成本高于内贸煤的格局或将持续 ，预计二季度煤炭进口量仍将低于去年同期水平 。
需求端，电力刚性增长与化工弹性增长形成双轮驱动 。迎峰度夏备煤周期即将开启 ，当前沿海电厂库存处于近三年低位 ，补库空间较大。中电联及地方政府已要求电厂提前备货，补库节奏有望前置 。煤化工方面 ，国际油价维持高位 ，企业开工意愿强烈 。若中东冲突持续，甲醇进口受阻将进一步推升国内煤化工负荷。
分煤种看 ，动力煤需求受火电托底和夏季备煤支撑最为确定；炼焦煤受益于钢厂复产补库 ，但钢铁行业压产政策仍在，上行空间有限，预计震荡偏强；无烟煤受煤化工高景气支撑 ，但春耕旺季过后需求边际减弱 ，温和跟涨为主。
库存端，港口库存处于历史同期低位 ，蓄水池功能减弱 。虽然全国统调电厂存煤充足 ，但沿海区域库存偏低，结构性偏紧对市场情绪的放大效应不可小视 。一旦需求集中释放 ，低库存环境下价格弹性将明显加大。综合看 ，二季度煤炭市场具备“供给弹性弱 、需求刚性强、库存缓冲薄 ”特征，价格易涨难跌 。
2.上行驱动：三大因素有望共振
一是迎峰度夏备煤需求提前释放 。当前沿海电厂库存可用天数逼近15天警戒线 ，处于近三年同期偏低水平。电厂通常在5月中下旬启动备煤 ，今年由于库存偏低，备煤时间可能提前至5月上旬 。若备煤需求与月末减产 、进口倒挂等因素叠加 ，可能形成阶段性供需错配 ，推动煤价加速上行 。
二是厄尔尼诺气候预期增强。国家气候中心预计今年5月将进入厄尔尼诺状态，夏秋季将形成一次中等及以上强度的厄尔尼诺事件 。历史经验表明，厄尔尼诺年份我国北方大部分地区夏季高温天数增多 ，居民制冷用电负荷明显攀升 。若高温天气提前到来且强度偏大 ，将进一步推升火电出力，放大煤炭需求。
三是国际能源高价持续传导 。中东地缘冲突短期难解 ，霍尔木兹海峡通航仍未恢复正常 。国际油气价格维持高位 ，日韩 、欧洲等地区“气转煤 ”需求持续存在。国际煤价易涨难跌，进口煤到岸成本居高不下 ，倒挂格局短期难以逆转。这意味着沿海市场需求将持续向内贸煤倾斜 ，对国内煤价形成底部支撑 。
多家机构对后市持乐观态度 。中金公司预计旺季到来后秦皇岛港煤价有望上移至800至900元/吨区间；中信证券认为中东冲突以来的涨价效应在二季度将更充分体现；CCTD判断二季度动力煤价格将震荡上行，迎峰度夏补库强度和中东冲突走向决定上涨高度。
3.潜在风险：四大变量需要关注
尽管上行基础较为扎实 ，但仍需保持警惕 。
一是政策调控风险 。北方港口5500大卡煤价突破850元/吨后 ，可能触及政策调控红线。850元/吨是不少中小发电企业的盈亏平衡线，过高煤价将激化煤电矛盾 。若煤价出现非理性快速上涨 ，相关部门可能通过约谈企业、增加产量 、释放储备等手段进行干预 。
二是地缘局势缓和风险。当前煤价中包含相当程度的地缘政治风险溢价 。若美以伊冲突出现超预期缓和 ，霍尔木兹海峡恢复通航，国际油气价格快速回落，煤炭的替代需求将随之减弱 ，国际煤价承压 ，进而通过进口通道向国内传导 。
三是水电出力超预期风险。二季度是传统汛期，若南方降雨充沛 ，水电发电量大增 ，将对火电形成明显挤压 。2025年同期水电出力偏弱，为火电让出了空间；若今年水电恢复 ，火电需求可能低于预期 。
四是宏观经济波动风险。房地产投资降幅虽有收窄但仍为负增长 ，制造业复苏基础尚不牢固。若宏观经济复苏不及预期，工业用电需求放缓 ，建材 、钢铁等行业用煤需求将进一步萎缩 ，削弱煤炭消费的总体增长 。（邱丽静）
责任编辑：于彤彤
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