中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI指数分析周报》（2025年第22期）显示，CECI沿海指数中高热值煤种现货成交价格较上期基本持平，微幅涨跌。曹妃甸指数中低热值煤种价格小幅上涨。进口指数现货成交价持续下降，降幅继续收窄。CECI采购经理人连续2期处于扩张区间，分项指数中，供给、需求和库存分指数处于扩张区间，价格和航运分指数处于收缩区间，库存、价格和航运分指数环比上升，供给和需求分指数环比下降。
一、市场情况综述
燃煤电厂生产方面，本周发电量环比基本持平。电厂库存可用天数环比升高0.1天。根据中电联电力行业燃料统计数据显示，本周（6月13日至6月19日，下同），纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比（6月6日至6月12日，下同）减少0.9%，同比减少6.0%；日均供热量环比增长1.0%，同比增长2.6%；日均耗煤量438万吨，环比减少0.5%，同比减少8.8%。其中海路运输电厂日均发电量环比减少6.7%，同比减少3.0%；日均供热量环比增长1.6%，同比减少7.0%；日均耗煤量环比减少5.2%，同比减少5.0%。发电企业入厂煤量远高于耗煤量，煤炭库存11991万吨，较6月12日增长248万吨。
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，本周国内煤炭主产区供应分化加剧，陕西、山西局部区域受安监环保趋严，挺价情绪支撑，煤价小幅探涨5-10元/吨；内蒙古产能释放稳定，延续供应宽松格局。主产区整体产量环比收缩，叠加站台及终端用户阶段性补库，市场交易活跃度尚可，但供需宽松基调未改，价格调整空间有限。
港口市场方面，本周环渤海港口煤炭去库进程延续缓慢态势，供应结构性矛盾仍存，中低卡煤资源偏紧，高卡煤库存压力未解。伴随高温天气增多，终端询货积极性显著提升，对价格的接受程度有所提高，叠加贸易商发运成本支撑，其挺价态度坚决，港口煤价报价重心呈现上移迹象。
综合来看，迎峰度夏前补库需求释放与供应结构性矛盾对市场煤价短期形成一定支撑，但“高库存、高替代、高进口、低需求”的核心矛盾仍未缓解，供需格局未发生根本转变前，煤价反弹幅度仍将受限。
二、CECI指数分析
CECI沿海指数5500千卡/千克、5000千卡/千克现货成交价较上期分别降低1元/吨、上涨1元/吨。从样本情况看，5500千卡/千克、5000千卡/千克规格品现货成交价样本价格区间分别为610-615元/吨、535-536元/吨。从样本热值分布看，5500千卡/千克、5000千卡/千克、4500千卡/千克样本在总量中占比分别为23.1％、51.2％、25.7％。
图3 CECI沿海指数综合价走势图
CECI曹妃甸指数5500千卡/千克、5000千卡/千克和4500千卡/千克平均价格分别为616.2元/吨、535.4元/吨和471.2元/吨，分别比上期平均价格上涨0.2元/吨、0.4元/吨和1.6元/吨。从样本情况看，本期曹妃甸指数日均现货交易平均数量较上期小幅减少，其中5000千卡/千克、4500千卡/千克样本数量略有减少。
图4 CECI曹妃甸指数走势图
CECI进口指数本期CECI进口指数到岸标煤单价728元/吨，较上期下降15元/吨，环比降幅2.0%。本期各煤种采购价格除太仓港（灵便型）3200千卡/千克价格上涨5元/吨外，均有不同程度下降，其中太仓港（灵便型）3800千卡/千克价格环比下降4元/吨，广州港（巴拿马型）3800千卡/千克价格环比下降7元/吨。本周，进口煤现货市场需求环比显著收缩，市场货盘供应充足但成交清淡，终端普遍持观望态度。本期成交的交货期集中于7月中下旬至8月中下旬，部分成交延至9月上旬。印尼低卡煤主导市场，NAR3800大卡及以下煤种因供需匹配度高，价格区间稳定在FOB46-48美元/吨，NAR3400大卡价格区间下跌至40-41.5美元/吨。澳煤NAR5500大卡则呈现“国内冷、国际热”分化格局，华南码头因降雨物流中断，8月装期澳煤报价CFR630元/吨，但暂未成交；国际市场7月装期报价FOB67美元/吨以上，较印尼同热值煤溢价显著，反映供需预期偏紧。
表1 CECI进口指数
CECI采购经理人指数连续2期处于扩张区间。其中，供给分指数连续2期处于扩张区间，表明电煤供给量继续增加，增幅有所收窄。需求分指数连续2期处于扩张区间，表明电煤需求量继续增加，增幅有所收窄。库存分指数连续11期处于扩张区间，表明电煤库存量继续增加，增幅有所扩大。价格分指数连续20期处于收缩区间，表明电煤价格继续下降，降幅有所收窄。航运分指数连续4期处于收缩区间，表明电煤航运价格继续下降，降幅有所收窄。
表2 CECI采购经理人指数
三、相关信息和建议
根据国务院物流保通保畅工作领导小组办公室监测汇总数据，6月9日-6月15日，全国货运物流有序运行，其中：国家铁路累计运输货物7815.6万吨，环比增长2.42%；全国高速公路累计货车通行5328.4万辆，环比增长2.46%。
中央气象台预计，6月20日-29日，主要降雨区位于西南地区东部、江汉、黄淮、江淮、江南西部和北部、华南及西藏东部等地，累计降雨量60～130毫米，部分地区累计降水量有150～300毫米。另外，新疆西部、西北地区东部、华北地区东部、东北大部等地累计降水量20～40毫米，东北地区北部局地超过80毫米。与常年同期相比，江汉、江淮、黄淮、东北地区北部及西南地区等地降水量偏多2～7成，局地偏多1倍左右。
国家统计局数据，电力生产方面，5月份，规上工业发电量7378亿千瓦时，同比增长0.5%，增速比4月份放缓0.4个百分点。其中，规上工业火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比分别增长1.2%、-14.3%、6.7%、11.0%、7.3%，火电由降转增，水电降幅扩大，核电、风电、太阳能发电增速放缓。1-5月份，规上工业发电量37266亿千瓦时，同比增长0.3%，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.0%。原煤生产方面，5月份，规上工业原煤产量4.0亿吨，同比增长4.2%，增速比4月份加快0.4个百分点；日均产量1301万吨。1-5月份，规上工业原煤产量19.9亿吨，同比增长6.0%。
国家能源局数据，5月份，全社会用电量8096亿千瓦时，同比增长4.4%。1-5月，全社会用电量累计39665亿千瓦时，同比增长3.4%。
根据中电联电力行业燃料统计，截至6月19日，纳入统计的发电集团燃煤电厂本月累计发电量同比下降2.3%，本年累计发电量同比下降5.8%。燃煤电厂耗煤量本月累计同比下降4.8%，本年累计同比下降6.1%。燃煤电厂煤炭库存高于去年同期243万吨，库存可用天数较上年同期升高1.8天。
本周，电煤市场呈现“供应边际收缩、需求弱复苏、结构性矛盾凸显”特征。安监环保趋严叠加月末煤矿停产计划，主产地供应边际收紧；高温推升用电需求预期，但电厂高库存压制补库强度，叠加清洁能源替代作用增强、进口煤价格优势扩大，持续挤内贸煤需求空间。港口低卡煤流通偏紧，贸易商挺价情绪渐显，现货价格小幅探涨，但终端采购仍以长协为主，市场成交活跃度较前期略有回升，但依旧不高。综合判断，市场情绪修复叠加结构性矛盾，短期煤价或延续窄幅探涨，但进口煤低价压制及新能源替代压力下，反弹动能不足，预计维持区间震荡格局。建议重点关注近期高温、降雨天气对用电需求和发电结构的影响情况，根据实际需求优化库存结构，确保迎峰度夏发电用煤安全。
原标题：中电联发布 | 季节性需求预期增加 多因素压制煤价反弹
