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26期）显示，CECI沿海指数中高热值煤种现货成交价分别较上期上涨11元/吨、6元/吨。曹妃甸指数各规格品价格较上期均上涨10元/吨左右。CECI进口指数到岸标煤单价继续上涨。CECI采购经理人连续6期处于扩张区间，分项指数中，除库存分指数处于收缩区间外，其他分指数均处于扩张区间，所有分指数均环比上升。
一、市场情况综述
本周持续高温拉动发电量继续增长。根据中电联电力行业燃料统计数据，本周（7月11日至7月17日，下同），纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比（7月4日至7月10日，下同）增长2.5%，同比增长8.8%，其中，增幅最大的区域为华中（环比增长16.7%、同比增长2.6%），华东、南方区域环比略有下降。其中海路运输电厂日均发电量环比减少0.9%，同比增长1.8%；日均供热量环比减少2.7%，同比减少4.5%。电厂库存量开始下降，截至7月17日电厂存煤12066万吨，较7月10日减少31万吨；库存可用天数24.2天，比7月10日降低1.5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，本周主产地煤炭市场呈现“高温驱动需求释放，价格阶梯式上行”特征。主产区煤矿生产稳定，鄂尔多斯、陕西等地降雨影响消退后拉运提效，日均销量环比增长；新疆煤出疆短倒运费上涨制约贸易。高温推升需求释放，站台及煤厂拉运加快、库存去化提速，部分国有大矿竞拍溢价扩大，但终端对高价煤炭接受程度有限，以刚需采购为主。
港口市场方面，本周港口煤炭市场呈“结构性缺货支撑报价，成交持续僵持”特征。尽管高温天气推升用电需求，但货源整体充足、电厂存煤可用天数高位，仅维持少量刚需采购；非电终端以刚需补货为主。终端采购积极性虽增，市场交易氛围回暖，但实际需求提升有限，价格微涨，低硫煤因结构性缺货支撑报价，但终端对价格接受度低，成交偏少。
综合来看，本周煤炭市场呈现“产地强支撑、港口弱成交、进口高成本”特征。高温驱动下需求释放有限，价格结构性上涨，供需呈“弱平衡”状态。短期煤价受多因素支撑，预计稳中偏强运行。
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上涨6元/吨、11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619-634元/吨、564-567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26.8％、60.6％、12.6％。
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631.6元/吨、564.2元/吨和500.2元/吨，分别比上期平均价格上涨9.6元/吨、10元/吨和11.4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小幅增加，主要是5500千卡/千克样本数量略有增加。
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756元/吨，较上期上涨6元/吨，环比涨幅0.8%。本期各煤种采购价格除太仓港（灵便型）3200千卡/千克价格下降4元/吨和广州港（巴拿马型）5500千卡/千克价格下降5元/吨外，均有不同程度上涨，其中太仓港（灵便型）5500千卡/千克价格环比上涨19元/吨，广州港（巴拿马型）4600千卡/千克价格环比上涨16元/吨。本期进口煤现货采购量环比持平，终端集中采购8月中下旬货源，部分远期锁定9月中下旬资源。贸易商竞价活跃度有所降低，近期货源虽较上期略减但整体宽松，成交仍显寡淡。结构上看，NAR4500及以上中高卡煤需求及成交显著提升，占比超35%。
表１ CECI进口指数
CECI采购经理人指数连续6期处于扩张区间。其中，供给分指数连续3期处于扩张区间，表明电煤供给量继续增加，增幅有所扩大。需求分指数连续6期处于扩张区间，表明电煤需求量继续增加，增幅有所扩大。库存分指数连续2期处于收缩区间，表明电煤库存量继续下降，降幅有所收窄。价格分指数连续4期处于扩张区间，表明电煤价格继续增加，增幅有所扩大。航运分指数连续2期处于扩张区间，表明电煤航运价格继续增加，增幅有所扩大。
表2 CECI采购经理人指数
三、相关信息及建议
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，7月7日-7月13日，全国货运物流有序运行，其中：国家铁路累计运输货物7960.2万吨，环比增长1.47%；全国高速公路累计货车通行5307.6万辆，环比增长0.19%。
国家统计局数据显示，2025年6月，规上工业发电量7963亿千瓦时，同比增长1.7%，环比增长7.9%；其中火力发电量4939亿千瓦时，同比增长1.1%，环比增长7.0%。规上工业原煤产量4.2亿吨，同比增长3.0%，环比增长4.41%。1-6月份，全国累计原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%，上半年全国原煤产量再次创下历史同期新高。
国家能源局统计，入夏以来至7月16日中午，全国共有天津、冀北、山东、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、河南、江西、辽宁、蒙东、陕西、四川、广东等省级电网及河北南网负荷36次突破历史新高。7月16日，全国最大电力负荷再次刷新历史纪录，首次突破15亿千瓦，最大达到15.06亿千瓦，较去年最大负荷增加0.55亿千瓦。本周全国电力负荷持续维持高位，迎峰度夏能源保供工作已进入关键时期。
中央气象台预计，7月下旬，高温天气将明显缓解。华南、西南地区东部、江南大部、江汉、黄淮、华北北部和东部、东北地区大部等地累计降水量30～80毫米，部分地区100～180毫米，南部和东部沿海局地可达400毫米以上。上述大部地区累计降水量较常年同期偏多4～8成，局地偏多1倍以上；江淮及新疆等地降水偏少。此外，24-26日，河北南部、陕西关中、四川盆地等地将再度出现阶段性35～37℃的高温天气。
根据中电联电力行业燃料统计，截至7月17日，纳入统计的发电集团燃煤电厂本月累计发电量同比增加6.6%，本年累计发电量同比减少4.3%。燃煤电厂耗煤量本月累计同比增加4.6%，本年累计同比减少4.8%。燃煤电厂煤炭库存低于去年同期193万吨，库存可用天数低于上年同期1.2天。
本周，天气影响对主产地生产运输的限制减弱，但产量未完全释放，销售好转带动坑口价格稳中有涨；高温推升火电日耗，贸易商看涨叠加大集团外购价上行，现货价格博弈中延续涨势。后续大范围降雨将缓和高温，水电出力增加带动火电日耗回落，且下旬煤矿生产指标充足，供需渐趋平衡偏宽松，煤价上涨动力减弱。但临近周末大集团外购价普涨10元/吨，叠加发运成本及“迎峰度夏”预期，贸易商挺价情绪仍浓，预计市场煤价稳中偏强、波动收窄。建议重点关注天气对用电需求和发电结构的影响，存煤可用天数、高卡低硫煤资源补库需求的进一步释放情况等，保持库存充足，结构合理，全力保障电力电煤可靠供应。同时，注意做好降雨天气下燃煤接卸及厂内管理工作。
原标题：中电联发布 | 高温支撑电煤市场预期 港口成本上涨交易僵持
