中信建投研报表示，近日，秦港动力煤价格跌破900元/吨，为近16个月以来首次。从煤炭消费方面来看，受水电持续低迷影响，火电出力维持高位。尽管需求端仍相对旺盛，但受国产煤产能不断释放以及进口煤补充明显提升影响，电煤库存行至高位。判断高库存背景下，动力煤仍将维持买方市场，同时夏季用电对电煤价格的拉升效果有望得到有效缓冲，持续看好火电企业完成业绩及估值修复。

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全文如下

秦港电煤跌破900元/吨，火电业绩修复有望加速

核心观点：近日，秦港动力煤价格跌破900元/吨，为近16个月以来首次。从煤炭消费方面来看，受水电持续低迷影响，火电出力维持高位。沿海省份本周平均日耗193.7万吨，环比增加9.81%，同比增加21.59%；内陆省份周平均日耗为306.7万吨，环比减少3.77%，同比增加10.96%。尽管需求端仍相对旺盛，但受国产煤产能不断释放以及进口煤补充明显提升影响，电煤库存行至高位。本周秦港库存同比增33.47%；广州港库存同比增12.28%；沿海8省煤炭库存同比增22.17%；内陆17省库存同比增12.32%。我们判断高库存背景下，动力煤仍将维持买方市场，同时夏季用电对电煤价格的拉升效果有望得到有效缓冲，持续看好火电企业完成业绩及估值修复。

周度高频数据汇总

动力煤现货价格环比下降9.14%，同比下降26.03%

5月26日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为895元/吨，环比下降9.14%，同比下降26.03%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤5月26日价格为1022元/吨，环比下降4.75%，同比下降24.80%。

5月26日环渤海动力煤指数5500大卡综合平均价格为729元/吨，环比不变，同比下跌0.82%。期货方面，郑州商品交易所2023年7月交割的动力煤合约5月26日报价801.4元/吨，环比保持不变；期现价差为68.6元/吨，环比减少62.64%。

秦港库存环比增长3.28%，同比增加33.47%

煤炭库存方面，截至5月26日，秦港库存630万吨，环比增长20万吨，增幅3.28%，同比增加158万吨，增幅33.47%。而广州港5月26日库存为337万吨，环比减少6.2万吨，降幅1.8%，同比增加37.2万吨，增幅12.38%。

曹妃甸港5月26日库存608万吨，环比增加31万吨，幅度为5.37%，同比增加174万吨，增幅40.09%。而京唐港（国投港区）5月26日库存为204万吨，上周环比增加26万吨，幅度为14.61%，同比增加58万吨，增幅39.73%。

沿海8省份煤炭库存环比增加4.16%，同比增加22.17%

煤炭库存方面，截至5月25日，沿海8省份库存3734.0万吨，环比增加149.3万吨，环比增加4.16%；同比增加677.7万吨，幅度22.17%。而内陆17省份煤炭库存5月25日库存为8186.4万吨，环比增加337.8万吨，增幅4.30%，同比增加897.9万吨，幅度12.32%。

煤炭日耗方面，沿海省份5月25日日耗193.7万吨，环比增加17.3万吨，幅度9.81%，同比增加34.4万吨，幅度21.59%。而内陆省份5月25日日耗为306.7万吨，环比减少12.0万吨，幅度3.77%，同比增加30.3万吨，幅度10.96%。

风险提示：

煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。

区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。

电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。

新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。

新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。新能源发电项目面临着在资源、技术、经济、管理、市场等多方面问题，其投资建设和管理模式也存在诸多差异和不确定性。