迎峰度夏前，动力煤库存能累起来吗?
投资要点：
投资建议：当前煤价处于上涨中继，北港5500大卡报价在830元/吨附近，市场对后续节奏出现分歧。我们结合霍尔木兹海峡扰动下的海外发运结构变化、天然气短供驱动沿海煤电、厄尔尼诺对水电出力的潜在压制三大关键变量，继续积极看多煤价。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、或厄尔尼诺强度高于预期，价格区间上沿仍有继续上调的可能。重点推荐：兖矿能源、新集能源、电投能源、晋控煤业、山煤国际、陕西煤业、中煤能源、中国神华。
亚太抢煤：海外发运结构生变，中国进口端承压。按照亚太各国霍尔木兹LNG采购量和煤电理论替代率测算，亚太地区(除中国)煤代气理论拉动电煤约7209万吨(Q5500)。2026年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%,实际估算-10%,对应中国进口减量约983万吨(年化2689万吨)。韩国、泰国、巴基斯坦在中高卡品质煤源紧张的情况下愿意支付溢价锁定货源，是抢煤的主要力量：印尼6月可供装船货源有限、RKAB配额执行较严，进一步压缩中国进口空间。
煤代气：广东LNG缺口转化为沿海煤电增量。2025年中国从卡塔尔进口LNG约2000万吨，其中24%输送至广东接收站。当前华南非用电高峰期燃气日均耗气量被限制在3200-4000万方。若缺失的490万吨LNG全部由煤电替代，等效约1205万吨煤炭增量。从已落地的高频数据看，煤代气逻辑正在被验证：2026年初至5月14日，沿海八省日耗同比+5.1%,显著强于内陆十七省的-2.5%,沿海与内陆增速分化已远超季节性可解释的范围。
厄尔尼诺：新能源出力走弱，迎峰度夏水电存在不确定性。2026年1-4月CCTD旬度日发电量累计同比+3.7%,其中火电+1.7%、水电+6.8%、风光等其他电源+8.2%:4月下旬以来火电出力进一步加大，新能源出力同比走弱。三峡水位5月以来已跌至2024年同期之下，虽然入库流量出现脉冲式回升，但出库同步放大，水库整体处于“边来边放”的蓄水状态，并未形成有效蓄能。若迎峰度夏期间气温超预期偏热、水电出力低于预期，煤电需求弹性将被进一步放大——电厂年化日耗同比每多1pct对应煤炭需求拉动约2600万吨。
库存推演：累库晚、累库慢，为价格中枢上抬提供基础支撑。综合进口减量、生产端增量有限、化工需求高增以及厄尔尼诺弹性项，预计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：若厄尔尼诺超预期，累库幅度可能进一步收敛。当前CCTD主流港口库存、秦皇岛港库存以及沿海电厂库存均运行在2025年同期之下，迎峰度夏起点库存偏低，为价格中枢上抬提供基础支撑。
●风险提示：海外能源替代需求回落风险、印尼出口政策变动风险、厄尔尼诺超预期、霍
尔木兹海峡快速恢复通行等
一、引言：830元附近出现分歧，看多逻辑未变
进入2026年5月,北港5500大卡动力煤价格上涨至830元/吨附近后陷入震荡,市场对煤价能否突破900元开始出现分歧。我们的判断是:本轮上涨节奏不变,中期看多逻辑没有破坏。年内北港5500大卡煤价合理区间在700-900元/吨,中枢约800元/吨。考虑到亚太抢煤、煤代气、厄尔尼诺三大变量都处在边际利多的方向上,若其中任一变量超预期演绎,价格区间上沿仍有上调可能。
二、关键变量一：亚太缺气抢煤，海外发运结构生变
(一)亚太煤代气拉动量测算
按照亚太各国霍尔木兹LNG采购量和煤电理论替代率测算,亚太地区(除中国)煤代气理论拉动电煤约7209万吨(Q5500)。从实际数据看,由于印尼发运减少,导致2026年第1-19周,中国大陆、印度、越南、马来西亚和日本进口同比降低3065万吨,而韩国、泰国和巴基斯坦同比增加约745万吨。其中:
1韩国、越南、孟加拉国积极采购中高卡动力煤,在该品质煤源供应紧张情况下愿意支付大幅溢价以锁定货源;
2印度主要消化自身充裕库存。据印度中央电力局数据显示,截至5月7日,印度火电厂库存5370万吨,可用天数约17天,整体供应较为充裕,进口动力偏弱;3印尼6月可供装船货源有限,RKAB生产配额执行较严。
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