今年以来，煤炭价格持续走弱，秦港动力煤价格累计下跌20%，山西低硫主焦煤现货价格累计下降17%。拖累动力煤价格的核心因素在于需求疲软，特别是火力发电表现不佳。尽管制造业生产和出口保持韧性，但用电弹性不足拖累用电增速，叠加风光水电的进一步替代，火电出力持续收缩。

与此同时，内煤产量维持高位，库存高企，国内动力煤基本面持续宽松。秦港现货煤价自2月底开始贴水长协价，并逐步向570元/吨的长协合理区间下限靠拢。焦煤方面，尽管铁水产量维持在240万吨/日以上，但下游补库意愿不强。焦煤生产与蒙煤进口处于高位，导致煤矿、口岸与洗煤厂大幅累库，焦煤期货价格跌至9年新低。

5月底以来，动力煤降幅有所收窄，焦煤期货也在超跌后反弹。随着供给端出现主动收缩，煤价有望在当前位置附近获得新的平衡。然而，供应的被动收缩不应成为看涨理由，煤价虽底部可见，但反转难度较大，无论是动力煤还是焦煤，下行趋势的逆转可能仍需依赖需求端的超预期表现。

从供应角度看，疆煤供应和煤炭进口量双双下滑。今年前四月原煤产量同比增长6.6%，但4月原煤日均产量环比下滑至1298万吨每日。三西地区产量总体平稳，内蒙古4月产量同比转负至-3%。进入6月后，高频数据显示样本动力煤矿山产量仍维持高位，未出现明显减产迹象。前期增长较快的疆煤出现明显减产，4月日均产量环比下降21%。煤价下跌降低了疆煤外运经济性，尽管运费下调，边际成本支撑仍然松动。

进口煤亦出现收缩，前四月煤及褐煤进口累计下降5.3%。除中国需求疲软外，亚太及欧洲等其他海运煤用户需求同样表现不佳。印度煤炭需求边际回落，一季度电力需求同比增长5.11%，较去年增幅有所下滑。本土供给扩张压缩了对进口煤的采购需求。截至5月28日，发电用煤库存增至5900万吨，同比大增24%。天然气价格下跌、港口煤炭库存充足等因素影响了日韩、欧洲等地高卡煤需求，印尼、澳洲煤炭出口也相应收缩。

供应的被动收缩不足以支撑煤价反弹。产量下滑是产能利用率下降的结果，而非产能受限或减少。进口量下降更多是内外价差与进口利润收窄驱动下的动态平衡结果。当前25省电厂与南北港口合计约有1.9亿吨库存，相当于40天以上的库存水平。总的来看，下半年煤炭市场的供给压力仍在。

煤炭需求增长低于预期，主因在于用电弹性系数大幅回落。一季度全社会用电量同比增长2.5%，用电弹性系数仅为0.46。新能源方面，风光水核替代进程加快，前四月风光水核非规上实际发电量分别同比增长16%、41%、1.3%和13%。用电增长平平叠加替代能源增加共同压制火电前4月累计同比下降4%。

向前看，旺季在即，煤炭消费可能依赖“天时”，包括夏季气温情况和水电表现。若不出现极端高温天气，用电量可能需要依赖高耗能制造业支撑及用电弹性的均值回归。水电方面，预计8月以前水力发电在去年高基数上可能维持负增，这可能给火电出力提供一些空间。非电用煤方面，化工用煤增长或继续与冶金与建材需求下降相抵消。预计下半年煤炭消费同比持平，长期来看，从2025年开始中国煤炭消费可能随火电见顶而进入达峰期。

总的来看，下半年煤炭供应可能在自我调节下出现减量，但需求侧在火电达峰背景下缺乏亮点。从静态平衡表看，动力煤供需将相对均衡，但在高库存背景下煤价磨底之路仍然漫长。预计下半年秦港煤价运行区间为590-650元/吨。

焦煤方面，今年以来黑色系演绎原料让利逻辑，焦煤领跌。铁水在出口支撑下虽保持高位，但对钢铁终端需求的持续性仍存谨慎态度。基建剩余空间不足，地产难企稳，建材消费可能逐步走低。制造业相关需求依赖外生性因素，内生动能放缓。钢厂盈利面虽较高，但产业链弱补库意愿下，补库与复产弹性有限，铁水年内高点可能已兑现。

供给侧，焦精煤产量同比有6.1%的增幅，但在价格压力下国内矿山已出现生产放缓迹象。蒙煤进口量亦出现收缩，甘其毛都通关量下滑约10%。海运煤方面，澳煤进口窗口随国内价格下滑不断收缩，1-4月同比下滑约6.7%，俄煤进口增长9.1%。

从平衡表看，下半年焦煤依然偏宽松。预计焦煤将继续在成本曲线的边际区间寻找新的平衡。焦煤现货价格可能仍有下行空间，从而缩减边际供给实现供需新平衡。焦煤期货价格今年以来下跌约40%，远超现货跌幅。盘面深度贴水，截至6月6日，较蒙3原煤现货贴水已达147元/吨。若按照蒙煤10%的减量反推，理论价格点位应在790元/吨左右。

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