上半年以来，由于内贸煤价不断深跌，进口煤价格优势被削弱，从而导致进口市场长时间处于下行通道。根据海关最新数据显示，我国上半年动力煤累计进口量2.22亿吨，同比下降11.1%，而6月我国煤炭进口量更是同比暴跌25.9%，创2023年2月至今最低水平。进口不断减量的背后反映了国内产能释放、经济结构调整及政策调控等多重深层趋势。进入本月后，在需求释放及成本带动下，进口煤市场稳中小涨，以下我们将从国际市场、国内供需格局以及本周进口价格走势三个方面具体阐述。

一、印尼低卡煤价领涨，俄澳高卡博弈东南亚

上周长协贸易商以及空单用户采买需求纷纷涌现，印尼市场成交氛围火热，以致部分矿方8月货盘紧俏，叠加其对中国夏季煤价预期较高，上游挺价情绪十分浓厚，报价开始上调。本周看涨情绪加剧，印尼Q3800大船FOB主流报价在42-43美金/吨，个别优质矿方报价已上调至45美金/吨。据悉印度为降低其进口煤采购成本，对硫份要求适当放宽，若此政策实施，将带动印尼高硫煤种销售，此举也将进一步支撑印尼煤价。

数据来源：钢联数据

高卡煤的受众国主要集中在日韩及东南亚地区，价格导向下发运量环比齐增。据7月7日-13日发运数据来看，澳煤排队装港问题有所缓解，发运量周环比上涨27.5%。值得注意的是俄煤在日韩等国的市场份额在不断增加，其中增幅最明显的是东南亚，据发运数据显示，俄罗斯发运至东南亚的煤炭数量同比增长46.6%，增速遥遥领先。目前俄煤Q6000至韩国CIF报价95美金/吨，澳煤Q5500巴拿马船FOB主流报价68-69美金/吨。

数据来源：钢联数据

二、国内供给宽松叠加终端库存高企，进口空间再压缩

国内供给方面，本周产地供应尚未完全恢复，但从长期来看或将继续维持宽松格局。根据数据显示，我国1-6月原煤产量共计24亿吨，同比增长5.4%，其中6月原煤产量达4.2亿吨，同比增长3%。上半年进口减量已被国内增产量覆盖，意味着主要产煤省份仍在加快产能释放。

国内需求方面，随着华东及华中地区极端高温天气频繁出现，居民用电增加使得电力需求抬升。根据Mysteel493家电厂耗存统计来看，7月7日至7月13日当周，日耗煤量共上涨49万吨，存煤量下降5.9万吨，可用天数下降3.3天。清洁能源的发力在一定程度上缓解火电压力，但高温依然使部分需求得以释放，尚未形成规模的主要原因还是前期高库存压制了需求增量空间，“堰塞湖效应”仍在持续。非电需求表现有所分化，建材用煤相对平淡，尤其是水泥产量的下滑拉低耗煤水平，但化工用煤表现尚可，在一定程度上对动力煤价格形成支撑。

整体来看国内供需基本面仍处于宽松状态，该局面下留给进口煤的缺口较小，进口煤生存空间或将进一步收窄。

三、进口煤价温和反弹，后续涨价空间有限

当前回国海运费仍处于上行通道，叠加外盘高位僵持，进口贸易商成本正在攀升，国内电厂投标重心随之上移。据悉本周华南区域沿海电厂批量释放低卡印尼煤8-9月采购需求，其中Q3800投标区间在396-413元/吨，周环比上涨6-12元/吨不等，但有贸易商反映，此次电厂依然未有追高拿货情况出现，且对未来市场依然存在看空预期。

当前的进口市场正在由“供需双弱”向“需求引领”的特征过渡。高温天气驱动下，电力耗煤需求有所改善从而推动价格企稳反弹；但电厂耗煤长协供应仍占据主要地位，进口煤作为补充资源价格上行空间有限。

综上来看，进口动力煤市场正处于周期性拐点，未来2个月将迎来“迎峰度夏”与“冬储备煤”的需求叠加窗口，价格中枢有望稳步上移，但供需基本面尚未发生根本性逆转，后续市场应维持谨慎乐观态度。

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