迎峰度夏提前到来，煤炭行业供需博弈加剧

入夏以来，全国多地提前进入高温模式，用电负荷屡创新高。例如，6月5日，深圳电网用电负荷达2525.03万千瓦，九天内第三次创历史新高。

在用电需求强劲释放的同时，国内煤炭生产和进口两端却同时面临收缩压力，迎峰度夏这一传统旺季正迎来近年少见的“供需双侧挤压”格局。煤炭行业究竟出现了哪些变动？各方对后续走势有何判断？

供应侧：

国内安检趋严，印尼出口收紧

国内：安监环保压制复产进度

6月正值“安全生产月”，叠加环保督导组入驻，主产区安监力度明显加强。民营煤矿保安全意识较强，部分企业主动检修、搬家倒面，阶段性停产。据Mysteel调研，截至6月1日山西仍有87座煤矿停产，涉及产能9200万吨；汾渭统计亦显示66座煤矿未复产，涉及产能约6820万吨，对应精煤日产量约7.5万吨。钢联数据显示煤企开工率较5月高点下降约15%。在产地供给收缩的同时，北方主流港口煤炭库存较5月底累计减少约244万吨，部分优质资源出现结构性短缺，卖方挺价情绪升温。

国际：印尼新政强化出口管控

印尼总统签发新规，要求煤炭、棕榈油、铁合金出口必须通过政府指定的国有企业统一管理。过渡期为6月1日至8月31日，9月1日起全面实施，2027年1月1日后永久执行。此举旨在根除“低价低报”、转移定价等行为。

此前印尼已削减全年煤炭产量配额约24%，并将国内市场义务（DMO）比例从25%上调至30%。从“减量”到“加税”再到“国有专营”，出口管控步步升级。印尼是全球最大动力煤出口国（2025年出口超5亿吨，占全球贸易量约50%），有分析指出其全年出口可能锐减30%–40%，即1.2–1.5亿吨。

对中国而言，印尼长期是第一大动力煤进口来源国（2025年进口约2.11亿吨，占比43%）。新政意味着沿海电厂主要依赖的低卡煤来源将面临进口成本上移和进口量收缩的双重压力。不过我国进口来源相对多元，俄、蒙、澳可作为补充，中信证券判断“整体影响可控且以结构性为主”。此外，澳大利亚下半年亦有超5%产能因采矿证到期退出，全球煤炭供给端正经历系统性收缩。

需求侧：

用电负荷提前冲高，刚需旺盛

迎峰度夏提前到来，用电负荷屡创新高。

用电高增推动电煤消费持续冲顶。沿海8省电厂日耗连续18天突破200万吨，终端库存可用天数压缩至15.9天，同比降低3.2天，触发刚性补库需求约800万吨。非电领域同样强劲：钢铁高炉开工率82%，铁水日均产量242万吨；化工耗煤同比增速超15%。下游呈现“电煤与非电煤双向拉动”特征，强度超越往年同期。不过，电厂以刚需采购为主，大规模集中补库尚未出现，且长协煤覆盖率提升也在一定程度上平滑了市场煤的需求波动。

煤价走势：

多空博弈，预期分化

对于煤炭后续走势，各方判断存在明显分歧。

乐观派（如，国泰海通等）认为煤价底部已清晰，6月20日进入旺季上涨周期，供需格局持续改善，价格将反弹并确立620–650元/吨的新底部。民生证券指出动力煤需求拐点随夏季气温升高而到来，价格有望在7–8月日耗高峰时达到高点。中金公司判断下半年煤价整体反弹，中枢较上半年抬升。

谨慎派（如，中电联等）认为，当前市场在供应收缩及迎峰度夏强预期下短期高位震荡，但随着主产区短期影响逐步消退，供需结构将改善，价格会出现恢复性调整。中电联预测环渤海5500大卡动力煤价格指数最高或上探至900元/吨。

核心分歧点有三个：

旺季预期能否兑现为实际涨价？乐观派强调供给弹性已丧失：全国产量4–5月环比一季度明显下降，价格低于650元/吨时行业自发减产已出现；进口端1–5月确定性收缩。谨慎派则认为7月安全生产月结束后民营煤矿复产将加快，供应增量会压制煤价反弹空间。

供给收缩的弹性有多大？谨慎派指出，电厂对640元/吨以上的市场煤已显抵触，长协煤覆盖率超90%，市场煤竞拍流标率增加，贸易商囤货心态谨慎。坑口到港成本倒挂仍未缓解，优质资源偏紧，货主挺价意愿较强，若补库节奏加快可能触发新一轮提价。

下游承受能力几何？谨慎派认为，终端库存中高位、长协保障充分，对高价市场煤接受度有限；同时进口煤比价优势逐渐回归，对沿海市场形成补充。

总之，迎峰度夏提前到来，叠加国内煤矿复产缓慢和印尼出口管控升级，煤炭行业处于近年少有的供需错配格局。短期内市场偏强的支撑较为确定：国内复产进度偏慢、进口受印尼新政扰动、高温持续拉动用电负荷攀升。但中期来看，山西煤矿复产进度、进口煤替代能力、下游钢材需求和钢厂利润能否承接原料上涨，仍是决定煤价上行持续性的关键变量。

对于市场参与者，当前正值需求旺季与供应趋紧的窗口期。短期博弈重点在于：国内煤矿复产能否加速、国际市场能否有效替代缺口、终端对高价煤的接受度是否存在天花板。各方预期虽有分歧，但“淡季不淡、旺季有支撑”已成为市场的基本共识。

来源： 智矿新观察