自2024年10月份以来，动力煤价格持续回落。以北方港口Q5500煤价为例，价格自去年10月份高点870元/吨跌至当前643元/吨（截至发稿日），跌幅227元/吨或-26.1%。当前价格已回到2021年年初水平，且仍未止跌。

　　我们认为煤炭价格显著走弱的背后，一方面是供给端在“保供”大背景下的持续放量。从统计局公布的原煤产量数据来看，我国原煤产量自2024年5月份以来持续处于过去几年历史同期高位。

　　2024年5-12月份，我国原煤产量累计同比增约4.8%，2025年1-3月这一同比增速升至8.78%（4月份数据暂未公布，其中存在2024年Q1低基数的原因）。从绝对值来看，2025年1-3月，我国原煤产量同比增加约9700万吨。

　　其中，主要增量依旧来自于山西、陕西、内蒙及新疆地区，合计贡献增量的91%。尤其山西地区一季度补量明显，单地区贡献了近5400万吨增量。此外，新疆地区产量依旧维持高增速，同比贡献约2060万吨产量，这与我们在2024年年报中所预计的情况相符。

　　在国内原煤产量的高增长之下，虽然进口煤同比有所回落（1-3月累计降105万吨，1-4月最新数据显示出口延续回落，同比降幅增至848万吨），原煤总供应仍旧录得超9500万吨的增量（截至3月数据），给予供给端宽松的大格局。

　　另一方面，随着风、光等新能源装机的提升，风电、太阳能发电对于火电的替代效应愈加明显。导致煤炭需求端受到明显压制。

　　2025年1-3月，我国发电总量同比增约1.46%或330亿千瓦时，其中，风电贡献410亿千瓦时（+16.79%）、太阳能贡献355亿千瓦时（+45.26%）、水电贡献132亿千瓦时（+6.26%）、核电贡献135亿千瓦时，而在风电、太阳能为主的替代作用下，发挥调节作用的火电，则同比减少约700亿千瓦时或-4.37%。为2021年以来Q1 发电量首次负增长。且从旬度数据来看，预计4月份这一累计降幅将扩大至890亿千瓦时（-4.31%），相当于近2700万吨的煤炭需求减量。

　　电力需求的大幅缺失导致在化工端用煤仍维持同比近15%高增长的背景下，2025Q1煤炭总需求仍出现同比负增长（受统计口径及电厂库存变动等原因影响，电力需求统计值与发电量变化所测算的需求减量有所差异）。

　　供给端持续放量叠加需求端火电需求被风光替代，供需“双杀”之下便出现了煤价本轮的持续回落。

　　当然，上游矿山及下游贸易商手中大量库存造成的资金压力以及全球大宗商品，尤其是工业品的弱势氛围也是价格持续疲弱的助推因素。

　　煤价能否以及何时能够止跌？

　　那么，后续煤价能否以及何时能够止跌？对此，即价格能否止跌企稳甚至向上小幅反弹的问题，我们认为或需要同时看到供给端，尤其国内原煤产量，的明显回落以及需求端火电需求的回升，唯有这二者同时发力才能够带动库存压力出现显著回落，从而化解价格向下压力。

　　但就目前高频数据来看，供给端尚未满足条件。钢联口径下462家样本矿山动力煤产量仍维持在高位水平，且节后再度回升，暂未见到产量走弱的迹象。

　　需求端，随着时间即将迈入6月，伴随气温的回升，季节性的用电高峰期即将到来，叠加下游电厂旺季前的补库需求，煤炭需求或有望向上抬头，力度有待考证。我们认为这需要同时考虑水电以及风电、太阳能对于火电的替代作用。

　　站在今年拉尼娜气候条件下，我们对于今年水电的预期并不是太高，认为水电未来同比去年出现明显增量的概率偏低。但站在风电、太阳能装机同比高增速的背景下（6-9月，风电装机平均同比预计增22%，太阳能增40%），预计6-9月的用电高峰期内，风电及太阳能月均能够替代310亿千瓦时至330亿千瓦时的火电需求空间，折同比5.5%至6%的增量水平。

　　因此，考虑到风、光对于火电的替代作用，我们认为旺季的煤炭需求或许并没那么乐观。

　　综合来看，短期煤炭端价格的压力仍未有明显的化解，后续5月底可能是观察价格能否企稳一个值得期待的时间节点。但就供给端压力未见明显减弱以及未来风、光替代作用下用电旺季需求乐观程度一般的角度，价格即便企稳有所反弹，反弹力度或许也将一般，煤价的明显反弹仍需要供需两侧更加明显的共同作用。

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