中电联发布 | 煤耗趋近同期 煤价止跌探涨

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（来源：电力国际汇epintl）

煤耗趋近同期

煤价止跌探涨

中国电力企业联合会电煤价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI指数分析周报》（2026年第25期）显示：本期CECI沿海指数现货价格小幅下降，CECI曹妃甸指数小幅上涨，CECI进口指数综合价格小幅下降，CECI采购经理人指数在连续3期收缩区间后上升至扩张区间，CEGI发电天然气价格指数小幅下降。

一、市场综述

燃煤电厂生产方面，本周（7月10日至7月16日，下同）呈“高温拉动日耗增加，运输受阻导致库存下降”的总体特征。根据中电联电力行业燃料统计数据，本周纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比增长13.6%，同比减少1.0%。受多地高温天气持续影响，居民制冷用电需求大幅攀升，叠加南方强降雨影响，部分水库泄洪导致水电出力减弱，对火电的替代效应减弱，煤电发电量环比增长，叠加上周的低基数因素，环比增速较快，但整体尚未突破上年同期水平。分区域看，除东北地区环比下降6.6%外，其他各区域均不同程度增长。统计口径日均耗煤量环比增长11.5%，同比增长0.1%；其中东北地区环比下降7.1%，华中、华北、西北、南方和华东分别增长51.3%、13.4%、10.7%、7.7%和4.4%。入厂煤量环比微降，其中，受台风“巴威”影响，航运及电厂接卸受阻，华东、东北地区入厂煤量环比减少。电厂库存明显下降，纳入统计的发电企业煤炭库存11212万吨，较7月9日减少473万吨，电厂库存可用天数23.5天。其中，海路运输电厂日均发电量环比增长7.3%，同比增长2.0%；日均耗煤量160万吨，环比增长5.9%，同比增长5.6%；电厂煤炭库存2944万吨，较7月9日减少208万吨，库存可用天数19.6天。

图1 燃煤电厂周均发电量走势图

图2 燃煤电厂电煤库存走势图

国内煤炭主产地方面，本周呈“供应增长有限，价格止跌走强”的总体特征。主产地安全整治力度持续，叠加主产区降雨影响产运效率，整体供应处于偏低水平。随着南方出梅以及北方区域性高温推升用电负荷，电厂日耗明显回升；冶金、化工等非电行业采购需求稳中略增；在港口价格提升拉动下，贸易商采购积极性提高，坑口拉运需求增加，叠加大型煤企上调外购价格以及高温预期增强，矿方惜售挺价情绪浓厚，各产地价格止跌后走强，涨幅20～35元/吨不等，但涨价后买方接受度一般。

港口市场方面，本周呈“价格小幅上涨，实际成交偏弱”的总体特征。受强降雨干扰铁路发运，及发运成本持续倒挂等影响，进港资源有所减少；虽沿海电厂日耗上升，受封航制约，调出量略有提升，环渤海港口库存缓慢回落，但整体仍处近年同期偏高水平。耗用增加叠加持续高温预期，贸易商挺价心态有所增强，部分煤种报价小幅探涨。电厂库存仍处高位，拉运以年度长协为主，叠加进口煤补充，市场煤采购以刚需及零星招标为主，实际成交未见明显放量，市场多空博弈加剧，价格上行支撑力度有限。

进口煤市场方面，本周呈现“外盘相对坚挺，国内进口煤价跌势放缓”的总体特征。印尼煤方面，印尼政府上调7月下半月煤炭基准价格，并明确将新增产量配额优先用于保障本国电力企业，市场对出口增量的预期随之降温，矿方挺价意愿增强；同时，中国电厂耗用有所回升，内贸煤价止跌反弹，对市场情绪形成边际修复，贸易商大幅降价的意愿减弱。澳大利亚煤方面，澳煤供应保持稳定，中印买家无集中补库需求，日韩等主要进口国的补库动力有所减弱，并将部分订单转移至更具价格优势的俄罗斯及印尼煤，对澳煤市场份额形成多方挤压，现货市场缺乏上行驱动，整体呈弱稳运行。俄罗斯煤方面，俄政府正式否决了煤炭企业关于西北及南部港口铁路运费优惠的请求，矿商与贸易商对华低价出货意愿进一步走弱，同时受中国国内煤价企稳影响，贸易商挺价情绪渐浓，但实际需求释放力度有限，俄煤实际成交氛围仍偏淡。国内进口煤市场方面，人民币升值部分对冲了海运费高企带来的成本压力，随着国内煤价止跌反弹，贸易商对后市预期改善，挺价意愿增强，进口煤报价跌势有所收窄，市场低价货源随之减少，但电力终端库存充足、需求尚未集中释放，多以压价采购为主，对高价进口煤接受度极低。

航运市场方面，本周呈“国内高位盘整，国际震荡上行”格局。国内航运市场方面，在台风“巴威”影响下，沿海船舶周转效率下降，可用运力阶段性收紧，本周末期随着台风影响逐步消退，运力供给有所恢复；同时市场对高温天气的预期依然较强，部分终端用户提前启动采购，释放少量需求，船货供需相对均衡，运价整体维持高位盘整，中国沿海煤炭综合运价指数周平均值937.6点，环比上涨199.4点。国际航运市场方面，地缘风险溢价全面抬升，美国对华301港口费风险持续发酵，涉俄、涉伊制裁不断加码，共同推高散货战争险与合规成本，叠加油价大幅上涨，整体运价震荡上行，各船型日租金走势分化，BDI周平均为2927，环比上涨64点。

二、CECI指数分析

CECI沿海指数现货价格小幅下降，本期5500千卡/千克现货成交价较上期持平，5000千卡/千克现货成交价较上期上涨2元/吨。从样本情况看，本期5500千卡/千克、5000千卡/千克规格品现货成交价样本价格分别为812-814元/吨、721-724元/吨。本期共采集有效样本471万吨，较上期增加34万吨。从采购类型看，年度长协、批量采购、现货采购占比分别为59.1%、27.6%、13.3%，年度长协占比明显提升4.0个百分点，现货采购占比增加2.9个百分点，反映电厂优先依托年度长协煤保障用煤需求的同时，由于近期日耗增加，补充部分临时性现货采购，呈“年度长协和现货采购占比增加、批量采购占比减少”的特点。从样本热值分布看，4500千卡/千克、5000千卡/千克、5500千卡/千克占比分别为38.3%、54.5%、7.2%，上期5000千卡/千克中卡煤采购占比阶段性冲高后，本期合理回调。

图3 CECI沿海指数综合价走势图

CECI曹妃甸指数小幅上涨，截至7月16日，曹妃甸港库存1422万吨，环比增加36万吨，较去年同期高165万吨。5500千卡/千克、5000千卡/千克和4500千卡/千克煤种价格分别为814元/吨、723元/吨和632元/吨，与7月10日相比分别上涨14元/吨、16元/吨、24元/吨。本期各规格品平均价格分别为805.2元/吨、713.2元/吨和618.8元/吨，较上期平均价格分别下降4.0元/吨、下降3.8元/吨、上涨1.4元/吨，后期涨幅有所扩大。从采购样本情况来看，本周市场整体采购节奏保持平稳，各热值煤种的成交占比未出现明显变化。

图4 CECI曹妃甸指数走势图

CECI进口指数综合到岸标煤单价1018元/吨，较上期下降7元/吨，环比下降0.7%。本期各煤种采购价格涨跌互现，其中高热值煤种价格环比上涨，中低热值煤种价格环比下降。从电厂采购情况看，货源供应整体宽松，随着气温升高，电力终端按需补库，市场活跃度回升；同时价格跌势趋缓、部分煤种止跌反弹，推动前期观望需求入市，带动成交量重回高位。本期有效样本246万吨，较上期增加77万吨。从煤种结构看，随着高卡煤价格企稳反弹、性价比有所减弱，终端采购重心重新回归至流动性好、价格相对稳健的主流低卡煤品种，3200千卡/千克、3800千卡/千克样本占比环比分别上涨2.1个和36.7个百分点，4600千卡/千克、5500千卡/千克样本占比环比分别下降15.1个和23.7个百分点，采购煤种更趋集中。运价方面，印尼萨马林达至中国广州7万吨船周平均价为9.33美元/吨，环比上涨0.26美元/吨；澳大利亚海波因特至中国舟山8.5万吨船周平均价为18.22美元/吨，环比上涨0.09美元/吨。

表1 CECI进口指数

CECI采购经理人指数在连续3期处于收缩区间后上升至扩张区间，本期为51.29%，环比上升1.77个百分点。其中，供给分指数49.71%，连续3期收缩，电煤供给量继续下降，降幅有所收窄，内贸煤供给量降幅有所扩大，进口煤供给量由降转增。需求分指数52.04%，连续12期扩张，电煤需求量继续增加，增幅有所扩大，电煤消耗量和计划量增幅均有所扩大。库存分指数49.25%，在连续12期扩张后下降至收缩区间，电煤库存量由增转降。价格分指数52.80%，在连续3期收缩后上升至扩张区间，电煤价格由降转增，内贸煤和进口煤价格均由降转增。航运分指数52.97%，在连续3期收缩后上升至扩张区间，电煤航运价格由降转增。

表2 CECI采购经理人指数

CEGI发电天然气价格指数综合指数为2.92元/标方，环比减少0.04元/标方，同比增加0.20元/标方。本期样本价格区间为1.78—5.30元/标方（含大鹏一期澳大利亚西北大陆架气源）。本期全国发电天然气价格整体呈小幅下行态势。其中，除江苏省、广东省价格浮动较为明显，其他主要省份基本与上月持平。其中，江苏省气价降幅最为明显，主要由于国际地缘冲突溢价暂时消退，进口LNG现货采购成本下行，且6月整体用电负荷不及预期，电厂用气采购意愿偏弱，上游供气方议价能力减弱，促使价格回落；广东省价格上涨，主要因6月中石化、中海油LNG现货报价较5月均有小幅上调，叠加广东地区进入高温迎峰期，燃气电厂调峰用气激增，共同推升了该省气价水平。

表3 CEGI发电天然气价格指数

三、相关信息及形势研判

（一）相关信息

根据海关总署统计数据，6月份，全国进口煤炭4177.9万吨，同比、环比分别明显增长29.49%与28.6%。1-6月，全国累计进口煤炭2.254亿吨，同比增长1.7%。

根据国家统计局数据，6月份，规上工业原煤产量3.8亿吨，日均产量1270万吨，同比下降9.7%。1-6月份，规上工业原煤产量23.7亿吨，同比下降1.7%。

根据国家能源局数据，6月份，全社会用电量8981亿千瓦时，同比增长3.7%，其中第一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别为136、5734、5683、1860和1251亿千瓦时，同比分别增长2.0%、4.7%、5.6%和-3.1%。1-6月，全社会用电量累计50999亿千瓦时，同比增长5.3%。

中央气象台预测，未来10天（7月17-26日），受季风槽活跃的影响，西南地区、华南部分地区雨日可达4～8天，累计降雨量较常年同期偏多，主要过程出现在17日和18-21日。另外，21日后受副热带高压影响，华南大部地区将转为高温晴热天气。未来10天，新疆、内蒙古西部、甘肃西部、陕西关中、四川盆地等地有4～8天高温天气，日最高气温为35～38℃、局部39～41℃；19日之后黄淮西部、河北南部的部分地区也将有3～4天阶段性高温天气。另外，21日后长江中下游及其以南地区将出现大范围高温晴热天气，日最高气温为35～38℃。

根据中电联电力行业燃料统计，截至7月16日，统计口径燃煤电厂本月累计发电量同比减少6.1%，本年累计发电量同比增长0.5%。燃煤电厂耗煤量本月累计同比减少3.5%，本年累计同比增长0.8%。燃煤电厂煤炭库存低于去年同期942.7万吨，库存可用天数低于上年同期1天。

（二）形势研判及建议

需求方面，全国多地区将出现持续性高温天气，同时随着南方降雨减少，水电出力环比回落，煤电日耗继续增加；化工、建材等非电行业刚需相对平稳。

供应方面，主产地安监常态化管控约束产能释放，尤其内蒙古地区，近期中央安全巡视叠加矿山打非“百日行动”，煤矿短期大幅增产的可能性降低。进口煤方面，前期采购货盘相对充足，叠加6月份延期的货盘陆续到港，进口煤对高耗量形成有效补充，但需关注海运费、保险费等成本增加带来的不确定性。

综合研判，近期煤炭市场呈现“供应持续偏弱，需求逐步提升”的格局。大范围高温带动电煤日耗回升预期，但电厂库存以及北方港口、江内库存等各环节库存仍处较高水平，尤其是海路运输电厂库存处常年同期高位，在长协煤和进口煤补充下，电厂持续性现货采购需求不高，对高价接受度有限，市场多空博弈持续，预计近期电煤价格将呈现震荡偏强走势，但整体缺乏持续大幅上涨基础。

建议：一是继续严格落实长协合同履约，夯实迎峰度夏煤炭供应基本盘。二是密切关注水电出力和负荷变化，科学掌握补库节奏，动态补充库存至安全水平，防范因库存快速下降导致的结构性供应紧张。三是跟踪关注主产地区域降水情况及对煤炭生产、运输的影响，做好应急保供预案。