迎峰度夏前_动力煤库存能累起来吗_13页_1mb

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核心内容

本报告分析了2026年动力煤价格走势及库存变化，指出当前煤价处于上涨中继阶段，北港5500大卡报价在830元/吨附近，市场对后续走势存在分歧。报告认为，尽管存在分歧，但中期看多逻辑未变，年内北港5500大卡煤价合理区间预计在700-900元/吨，中枢约800元/吨。若三大关键变量（亚太抢煤、天然气短供、厄尔尼诺）中任一变量超预期，价格区间上沿仍有上调可能。

主要观点

1. 亚太缺气抢煤，海外发运结构生变

• 煤代气拉动量测算：亚太地区（除中国）煤代气理论拉动电煤约7209万吨（Q5500）。实际数据显示，2026年1-19周，中国大陆、印度、越南、马来西亚和日本进口同比减少3065万吨，而韩国、泰国和巴基斯坦进口同比增加约745万吨。
• 关键国家动态：韩国、越南、孟加拉国积极采购中高卡动力煤，愿意支付溢价锁定货源；印度主要消化自身库存，进口动力偏弱；印尼6月可供装船货源有限，RKAB配额执行严格，进一步压缩中国进口空间。
• 进口影响：主要产煤国对中国发运量同比-14%，实际估算-10%，对应中国进口减量约983万吨（年化2689万吨）。

2. 天然气短供，沿海煤电承接增量

• LNG缺口转化：2025年中国从卡塔尔进口LNG约2000万吨，其中24%输送至广东接收站，约490万吨。若全部由煤电替代，等效约1205万吨煤炭增量。
• 沿海与内陆对比：2026年初至5月14日，沿海八省日耗同比+5.1%，显著高于内陆十七省的-2.5%，显示沿海煤电承接增量。
• 未来预期：迎峰度夏临近，广东用电高峰期燃气发电缺口将进一步放大，沿海电厂日耗仍存在向上弹性。

3. 厄尔尼诺扰动电源结构

• 发电结构变化：2026年1-4月，CCTD旬度日发电量累计同比+3.7%，其中火电+1.7%，水电+6.8%，风光等其他电源+8.2%。4月下旬火电出力加大，新能源出力走弱，火电承担更高负载比例。
• 三峡水位回落：5月以来三峡水位回落至2024年同期之下，虽然入库流量有脉冲式回升，但出库同步放大，水库处于“边来边放”的状态，未形成有效蓄能。
• 水电不确定性：若迎峰度夏期间气温偏热、水电出力低于预期，煤电需求弹性将进一步放大。电厂年化日耗同比每多1个百分点，对应煤炭需求拉动约2600万吨。

关键信息

1. 非电需求

• 化工延续高景气：2026年1-5月中旬，化工煤周度耗量同比+9.4%左右，全年贡献约4245万吨。
• 建材需求偏弱：水泥熟料产能利用率同比变化不大，浮法玻璃开工率同比略低，铁水日产基本持平，整体对煤价驱动有限。

2. 库存推演

• 累库幅度：预计2026年上半年累库幅度为5000-6000万吨，远低于2025年同期的1.2亿吨。若厄尔尼诺超预期，累库幅度可能进一步收敛。
• 当前库存状态：CCTD主流港口库存、秦皇岛港库存以及沿海电厂库存均运行在2025年同期之下，印证了今年淡季“累库晚、累库慢”的特征。

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风险提示

• 海外能源替代需求回落
• 印尼出口政策变动
• 厄尔尼诺超预期
• 霍尔木兹海峡快速恢复通行

结构分析

1. 供应端

• 国产煤仍在发力，但增量空间有限。山西、内蒙古、陕西样本矿开工率与2025年同期基本持平，大秦线满发约130万吨/日，环渤海港调入调出量均运行在偏高区间。预计2026年5-6月原煤产量同比难有显著增长，7-8月可能因低基数带来一定增量，但难以改变整体供需格局。

2. 需求端

• 沿海需求：1-5月中，沿海八省日耗同比+5.1%，显著高于内陆十七省的-2.5%。
• 化工需求：按同比+10%估算，半年贡献约2000万吨以上。
• 弹性项：若考虑厄尔尼诺，用电需求超预期或水电低于预期，日耗同比可能转正，对应煤炭需求拉动约2600万吨。

3. 库存变化

• 平衡表推演：预计2026年上半年累库幅度为5000-6000万吨，远低于2025年同期的1.2亿吨。当前库存水平显示累库晚、累库慢的特征，为价格中枢上抬提供支撑。

图表概览

• 图1-2：主要亚太地区“煤代气”潜在比例、2025-2026年第1-19周主要出口国煤炭出口结构。
• 图3-4：沿海与内陆日耗、可用天数对比。
• 图5-10：发电量结构、三峡水位、非电需求变化。
• 图11-14：进口与调运数据、库存变化。
• 图15-18：化工、建材、钢铁等非电需求数据。

结论

报告指出，2026年上半年动力煤库存累库节奏明显慢于去年，预计仅5000-6000万吨，远低于2025年同期的1.2亿吨。当前煤价处于上涨中继，合理区间在700-900元/吨，中枢约800元/吨。若三大关键变量中任一变量超预期，价格仍有上调空间。整体来看，煤价仍具上涨动力，建议继续积极看多。