在“煤超瘋”呼嘯市場兩年之后，2023年，煤炭價格卻走出與此前完全相反的行情。

2023年第一季度，在需求偏弱的供需格局中，市場對于動力煤價格的下行已有預期，彼時，有投資機構預測，以秦皇島港Q5500動力煤平倉價為代表，其價格中樞約為1000元/噸。

然而，進入5月以來，動力煤價格一路下行，5月31日，秦皇島港Q5500動力煤報價跌破900元/噸，此后，煤價未見掉頭跡象，繼續下探。截至6月2日，秦皇島5500大卡動力煤報價再度擊穿800元/噸價格線，報價750～770元/噸，周環比下降120元/噸。

對比兩年前電力行業發愁“煤價何時才能企穩”的盛況，目前，煤炭行業只想知道，這輪煤價到底何時才能止跌?

價格下行的邏輯

煤炭市場此輪供需寬松的格局是由高供給與弱需求共同造就的。

安信證券研報顯示，2023年，煤炭內產增速趨緩但絕對量持續上升。2023年4月，全國原煤產量3.8億噸，同比增長4.5%，環比減少8.6%;5月，據CCTD(中國煤炭市場網)監測的晉陜蒙樣本煤礦產能利用率在84%左右，仍高于去年同期水平。

同時，進口煤增量又為煤價增添下行壓力。據了解，由于從澳大利亞進口煤炭逐漸恢復，我國動力煤進口量從3月開始快速上升。2023年1～4月，進口煤量1.4億噸，同比增長89%。

然而，在供給保持增長的情況下，國內對煤炭的需求卻持續偏弱。

一方面，我國動力煤庫存維持高位狀態。2023年5月底，CCTD監測的樣本終端動力煤庫存已經高出去年同期14%以上。沿海八省庫存超3600萬噸，內地17 省庫存逾8300萬噸，港口庫存近期庫存高位達3045.9萬噸。這意味著，與以往煤價飆升時的缺煤狀況不同，在高庫存的狀態下，煤用不完了。

目前，甚至出現部分電廠暫時終止長協煤兌現的情況。5月25日，大唐國際發電股份有限公司張家口分公司向內蒙古鄂爾多斯潮腦梁煤炭有限公司復函稱，由于公司庫容原因接卸存在一定困難，無法按照煤炭年度合同規定的月度分解量采購拉運，后期公司將根據實際情況繼續組織拉運。

另一方面，國內經濟增速放緩，又使得非電行業對于煤炭需求量收縮。根據國家統計數據，5月制造業采購經理指數(PMI)環比下降0.4個百分點至48.8%，非制造業商務活動指數環比下降1.9個百分點至54.5%，制造業PMI下降且連續兩個月位于收縮區間。

業內人士表示，未來，在整體需求不出現超預期大幅提升為大概率事件的前提下，如此高的庫存將會一直壓制煤價上行的動力。

迎峰度夏能否止跌?

值得一提的是，隨著氣溫的不斷攀升，迎峰度夏的需求或將提升動力煤需求預期。

據央視新聞報道，隨著南方多地氣溫不斷攀升，區域用電負荷持續走高。5月31日，南方電網最高電力負荷達2.22億千瓦，接近歷史最高水平。5月30日，廣州電網用電負荷今年以來首次突破2000萬千瓦達2115.1萬千瓦，同比增長超20%。同時，廣東、廣西、云南、貴州海南南方五省區用電負荷呈現持續走高態勢。南方電網預計，今年迎峰度夏期間，南方五省區用電負荷還將繼續攀升。

在這樣的情況下，近日沿海電廠日耗持續上漲，終端電廠庫存出現回落。國海證券研報顯示，截至6月1日，沿海八省電廠日耗周環比上升20.4萬噸，內地17省電廠日耗周環比上升6.8萬噸。與此同時，沿海八省庫存日環比下降17萬噸，內地17省庫存日環比下降7萬噸，港口庫存也從高位回落。

國金證券研報顯示，綜合經濟增長和高溫影響，預計2023年6～9月全社會用電量或將同比增長6.5%～8.5%，增量為2040.21～2667.97億千瓦時。而面對夏季電力需求增長，在綜合考慮同期水電、風電、光伏及核電的發電情況后，火電發電需要同比提升6.41%～9.40%以滿足需求。

國金證券指出，雖然當前煤炭庫存較高，但夏季過后庫存仍有降至低位的風險。2023年5月底，我國動力煤社會庫存(重點電廠、主流港口、重點煤礦)比2022 年5月底增加約3825萬噸，6-9月動力煤供需缺口同比擴大1237-7582萬噸計算，9月底重點電廠、主流港口和重點煤礦動力煤庫存較去年同期變化-3757至+2588萬噸，平均為-585萬噸，中性情形下，2023年9月底庫存將降至2018年以來僅次于2021年同期的規模。