冲突平息，亚洲动力煤市场承压回调

随着动力煤消费旺季临近，市场对于厄尔尼诺现象可能推高夏季气温峰值及电力负荷的预期依然较强。然而，在国内长协煤供应保障充足、上下游库存明显回升以及高温天气尚未兑现等因素影响下，国内市场现实需求偏弱，北方港口现货交易持续冷清，煤价开始出现松动。

6月25日，CCTD环渤海动力煤现货参考价显示，5500K、5000K和4500K动力煤价格分别为857元/吨、766元/吨和668元/吨，日环比均下跌3元/吨，结束了此前持续两周的僵持局面。

海外利空因素集中释放，进口煤价格承压

近期海外市场变化进一步加大了国内煤价下行压力。

首先，6月23日，伊朗正式宣布霍尔木兹海峡已对商船完全开放。海峡重开后，国际市场对能源供应中断的担忧迅速缓解。6月24日，布伦特原油价格单日大跌7%，跌破75美元/桶，抹平美伊冲突爆发以来的全部涨幅。随着能源供应链紧张预期降温，前期支撑动力煤价格上涨的部分逻辑开始弱化。

其次，中东局势缓和、油价下跌叠加中国采购需求疲软，推动国内外干散货航运市场运费快速回落。截至6月24日，澳大利亚海波因特至中国舟山巴拿马型船运费指数降至17.22美元/吨，较月初高点下跌4.7美元/吨（-21.5%）；印尼塔巴尼奥至中国广州超灵便型船运费指数降至12.57美元/吨，较前期高点下跌0.9美元/吨（-6.7%）。

运费回落直接降低了进口煤到岸成本，同时增强了终端用户的观望情绪，并对国内外动力煤价格形成进一步压制。

到港货源集中释放，港口库存压力上升

与此同时，前期市场一致看涨背景下锁定的大量进口煤货源正陆续到岸，华南港口积船现象仍较突出。部分码头卸货等待时间已长达两周，滞港成本持续增加，迫使部分贸易商选择降价出货。截至6月25日，广州港煤炭库存达到323.9万吨，同比增加12.9万吨。

在运费下跌、库存累积以及需求偏弱的共同作用下，近期进口煤离岸价与到岸价均出现回落。部分电厂收到的3800大卡印尼煤投标价格已降至570元/吨左右。根据CCTD测算，本周以来，进口印尼3800大卡煤较相近品质国产煤折算至华南到岸价低约30元/吨，价格优势较上周进一步扩大。

整体来看，当前国产煤与进口煤市场均面临需求不足的问题，价格呈现同步走弱态势。

价格下行仍受多重因素制约

尽管短期市场承压，但对后市也不宜过度悲观，动力煤市场仍存在若干潜在支撑因素。

油价中长期支撑尚未完全消失

霍尔木兹海峡恢复通航后，能源市场风险溢价有所回落，但全球能源供需格局并未完全回到冲突前状态。中东冲突期间，多国消耗了部分战略石油储备，未来数月补库需求有望逐步释放。同时，部分产能恢复仍需时间，油价短期内仍具备支撑基础，甚至存在再度走强的可能。因此，年内油价中枢抬升对动力煤市场的支撑作用并未完全消失。

厄尔尼诺预期仍支撑夏季用煤需求

目前，厄尔尼诺可能带来的高温预期依然存在。随着迎峰度夏深入，中国电力负荷增长仍值得关注。在用煤高峰阶段，长协煤对市场的覆盖作用可能边际减弱，市场煤价格仍具备一定向上弹性。

与此同时，印度市场也存在潜在需求增量。数据显示，印度5月份动力煤进口量同比下降25.8%。受卢比贬值影响，进口煤成本持续高企，进口补充作用减弱，国内电厂库存下降明显。

但根据印度气象局预测，厄尔尼诺现象可能导致季风季节降雨偏少、高温天气持续时间延长、水力发电不足，后续印度电厂存在释放补库需求的可能，从而为亚洲动力煤市场提供额外支撑。

印尼出口增量仍面临不确定性

供应端方面，虽然市场传出印尼可能增加煤矿生产配额的消息，但产量增长以及出口增量实际释放仍需要时间验证。

与此同时，印尼煤炭国内市场义务（DMO）比例已由25%提高至30%，印尼国家电力公司PLN仍面临煤炭供应偏紧问题。6月22日，印尼能矿部长表示，政府正在研究煤炭掺混政策，以保障PLN燃煤电厂供应。

在优先保障国内用煤需求的政策背景下，印尼煤炭出口增量空间受到一定限制。此外，关于出口国家专营等政策的不确定性依然存在，亚洲动力煤供应增长仍面临多重约束。

总结

当前动力煤市场受到需求兑现不足、运费下跌及进口煤集中到港等因素影响，价格阶段性走弱。但厄尔尼诺带来的高温预期以及印尼出口受限等因素仍将对市场形成支撑，煤价下行空间或相对有限，迎峰度夏期间煤价依然可期。（作者：伊森）