报告概述
本报告聚焦2026年迎峰度夏前动力煤市场的库存积累问题。研究对象为中国动力煤市场，覆盖供应端（国产煤与进口煤）、需求端（电力与化工等非电行业）以及库存变化。报告采用平衡表推演方法，结合亚太地区LNG供应紧张导致的煤代气需求、厄尔尼诺对水电出力的潜在压制、以及海外煤炭发运结构变化三大关键变量，对煤价走势做出判断。读者可通过本报告了解影响煤价的核心因素及未来库存演变路径。
报告的核心结论
煤价上涨逻辑未变，年内中枢约800元/吨
报告认为，当前830元/吨附近的横盘是健康整理，迎峰度夏旺季临近有望推动煤价进一步上行。年内北港5500大卡煤价合理区间预计700-900元/吨，中枢约800元/吨。若霍尔木兹海峡封锁持续或厄尔尼诺超预期，价格上沿仍有上调空间。
上半年累库幅度大幅低于去年同期
2026年上半年累库幅度有望仅5000-6000万吨，远低于2025年同期的1.2亿吨。主要原因是进口减量、国产煤增量有限、化工需求高增以及厄尔尼诺弹性项。当前港口和电厂库存均低于2025年同期，淡季累库晚、累库慢的特征明显。
亚太抢煤导致中国进口承压
2026年1-19周，主要产煤国对中国发运量同比减少约14%，年化进口减量约2689万吨。韩国、泰国等国因LNG短缺愿意支付溢价锁定高卡煤源，叠加印尼RKAB配额执行较严，压缩了中国进口空间。
煤代气逻辑正在沿海验证
沿海八省日耗同比+5.1%，显著强于内陆十七省的-2.5%，增速分化远超季节性范围。若广东缺失的490万吨LNG全部由煤电替代，等效约1205万吨煤炭增量。迎峰度夏后沿海煤电需求弹性将进一步放大。
报告回答的关键问题
迎峰度夏前动力煤库存能累起来吗？
报告认为累库幅度有限，预计2026年上半年累库仅5000-6000万吨，远低于去年同期1.2亿吨。进口减量、国产煤增产空间有限、化工需求高增以及厄尔尼诺带来的需求弹性共同制约了库存累积。当前库存处于低位，为煤价提供支撑。
亚太LNG短缺如何影响中国煤价？
亚太地区因霍尔木兹海峡扰动导致LNG短缺，韩国、泰国等国抢购中高卡动力煤，引发海外发运结构变化。主要产煤国对中国出口明显减少，中国进口承压。同时，广东LNG缺口迫使煤电替代增加，沿海煤电需求上升，共同推升煤价。
厄尔尼诺对2026年夏季煤电需求有何影响？
厄尔尼诺通常导致夏季偏热、长江流域降水偏少，可能压制水电出力。2026年4月下旬以来，新能源出力同比走弱，火电出力加大。若迎峰度夏期间水电低于预期，煤电需求弹性将被放大，电厂日耗每多1个百分点对应约2600万吨煤炭需求拉动。
报告中的代表性数据
中国动力煤进口减量估算
2026年第1-19周，主要产煤国(印尼+澳大利亚+俄罗斯+南非)对中国发运量同比-14%，考虑未知流向修正后估算实际减量约-10%。
沿海八省电厂日耗同比增速
2026年初至5月14日，同期内陆十七省日耗同比-2.5%，沿海与内陆增速分化远超季节性波动，煤代气逻辑正在验证。
上半年累库幅度
2026年上半年，远低于2025年同期的1.2亿吨，叠加进口减量、国产煤增量有限、化工需求高增及厄尔尼诺弹性项。
以上数据根据报告摘要整理，具体统计口径和数值请以完整报告原文为准。
完整报告包含什么
- 详细分析亚太地区煤代气理论拉动量测算，按各国LNG采购量和煤电替代率推算，并分国别展示进口变化数据。
- 对中国进口影响的分拆：统计印尼、澳大利亚、俄罗斯、南非四大出口国的发运结构变化，量化中国进口减量。
- 天然气短供对沿海煤电的传导：广东LNG缺口换算煤炭增量，以及沿海与内陆日耗增速分化的高频数据验证。
- 厄尔尼诺对电源结构的扰动：CCTD旬度发电量数据（火电、水电、其他）及三峡水位、出入库流量分析，评估水电不确定性。
- 非电需求结构：化工煤周度耗量同比+9.4%，水泥、玻璃、钢铁等建材链条表现平淡的详细图表。
- 供应端分析：晋陕蒙样本矿开工率、大秦线运量、环渤海港口调入调出数据，判断国产煤增产空间。
- 平衡表推演：综合供应、需求、弹性项，给出上半年累库估算区间，以及厄尔尼诺情景下的敏感性分析。
- 库存现状图：CCTD主流港口、秦皇岛港、沿海八省及内陆十七省电厂库存周度数据对比2025年同期。
- 煤价预测区间与情景假设：年内合理区间700-900元/吨，中枢800元/吨，以及霍尔木兹海峡封锁、厄尔尼诺超预期等风险情景上调空间。
- 重点推荐标的及风险提示：包括兖矿能源、新集能源等8只个股，以及海外能源替代需求回落等5项风险。
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