中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI指数分析周报》（2025年第9期）显示，CECI沿海指数中高热值煤种现货成交价格继续大幅下行。曹妃甸指数降幅收窄。进口指数各规格品煤种现货成交价涨跌不一。CECI采购经理人指数连续九期处于收缩区间，分项指数中，除航运分指数处于扩张区间外，其他分指数均处于收缩区间，所有分指数均环比上升。

一、市场情况综述

燃煤电厂生产方面，随全国大部分地区天气转暖，居民用电需求持续走弱，除东北区域受冷空气活动频仍影响，叠加水电等清洁能源出力增加，全国大部分燃煤电厂发电量、供热量、电煤日耗环比均下降，多数煤电企业仍以去化库存为主，电厂库存继续下降。根据中电联燃料统计数据，本期纳入电力行业燃料统计的发电集团燃煤电厂日均发电量环比减少5.8%，同比减少6.8%。日均供热量环比减少10.6%，同比增长17.1%。日均电煤耗量减少4.6%，同比减少6.5%。其中，海路运输电厂日均耗煤量环比减少9.4%，同比减少9.1%；日均入厂煤量环比减少5.0%，同比减少0.7%。燃煤电厂存煤9867万吨，同比增长681万吨。

图1  燃煤电厂周均发电量走势图

图2  燃煤电厂电煤库存走势图

国内煤炭主产地方面，大部分煤矿保持正常生产和销售，个别民营煤矿因检修、安全检查等原因停产，但整体煤炭供应基本稳定。前期煤价持续下跌，部分冶金化工需求增多，站台发运拉运积极性稍有提升，少数性价比较高的煤矿小幅试探性上调价格，但港口及下游库存高位，贸易商仍谨慎观望，坑口市场现货价格整体平稳。

港口市场方面，本周前半段北港受大雾大风等恶劣天气影响，经历长时段的封航，库存高位攀升，贸易商降价出货意愿较强，现货成交价格继续下行；本周后半段受主产地价格止跌企稳，询货现象稍有增多拉动，市场情绪略有转暖，少数优质煤种报价探涨，但下游企业依旧低价采购为主，部分空单释放少量刚需补货，现货成交价格稳中小幅探涨。

综合来看，全国多数地区天气渐暖，电厂发电量和电煤耗量环比下行，库存持续去化。主产地煤炭市场企稳，性价比较高的煤种价格探涨，但港口高库存压力依旧存在，下游仍以低价、刚需采购为主，港口现货成交价格暂稳运行，优质低硫煤小幅探涨。

二、CECI指数分析

CECI沿海指数5500千卡/千克和5000千卡/千克现货成交价较上期分别下降21元/吨、37元/吨。从样本情况看，5500千卡/千克、5000千卡/千克规格品现货成交价样本价格区间分别为684-707元/吨、597-598元/吨。从样本热值分布看，4500千卡/千克、5000千卡/千克、5500千卡/千克样本在总量中占比分别为36.1％、49.1％、14.8％。

图3  CECI沿海指数综合价走势图

CECI曹妃甸指数5500千卡/千克、5000千卡/千克和4500千卡/千克平均价格分别为694.6元/吨、599.6元/吨和524.8元/吨，电煤现货价格跌幅收窄，各规格品本周价格平均值比上周分别下降23.2元/吨、26.8元/吨和23.4元/吨。现货交易平均数量有所减少，其中5500千卡/千克、5000千卡/千克数量略有减少，4500千卡/千克样本数量基本持平。

图4  CECI曹妃甸指数走势图

CECI进口指数到岸标煤单价853元/吨，较上期下降1元/吨，环比下降0.1%。现货价格中，各规格品热值进口煤现货价格涨跌不一，其中太仓港（灵便型）5500千卡/千克价格环比上涨17元/吨，广州港（巴拿马型）4600千卡/千克价格环比下降10元/吨。受印尼斋月以及实行HBA作为出口煤炭定价强制标准的影响，外矿对低卡煤种报价相对坚挺。沿海地区电厂继续释放远期进口煤货盘采购需求，多数以3月下旬至4月上旬低卡货盘为主，受进口煤成本上涨，加之内贸煤价格有所企稳迹象，贸易商对后市煤价看法不一，操作多以谨慎观望为主，现货低卡煤种价格稳中偏强运行。

表1  CECI进口指数

CECI采购经理人指数连续9期处于收缩区间。其中，供给分指数连续9期处于收缩区间，表明电煤供给量继续下降，降幅有所收窄。需求分指数连续9期处于收缩区间，表明电煤需求量继续下降，降幅有所收窄。库存分指数连续9期处于收缩区间，表明电煤库存量继续下降，降幅有所收窄。价格分指数连续7期处于收缩区间，表明电煤价格继续下降，降幅有所收窄。航运分指数在连续12期处于收缩区间后上升至扩张区间，表明电煤航运价格由降转增。

表2  CECI采购经理人指数

三、相关信息和建议

根据国务院物流保通保畅工作领导小组办公室监测汇总数据，2月24日-3月2日，全国货运物流有序运行，其中：国家铁路累计运输货物7701.9万吨，环比增长1.33%；全国高速公路累计货车通行5073.8万辆，环比增长4.51%。

据海关总署数据，2025年1-2月我国累计进口煤炭7611.9万吨，较去年同期增加159.9万吨，增长2.1%。

国家统计局发布《中华人民共和国2024年国民经济和社会发展统计公报》，2024年我国一次能源生产总量49.8亿吨标准煤，比上年增长4.6%；年末全国发电装机容量334862万千瓦，比上年末增长14.6%。其中，火电装机容量144445万千瓦，增长3.8%，水电、核电、并网风电和并网太阳能发电装机容量分别增长3.2%、6.9%、18.0%和45.2%；全国各类型发电机组累计发电量首次突破10万亿千瓦时，达100868.8万亿千瓦时，同比增长6.7%，其中火电发电量63742.6亿千瓦时，占比63.19%。

根据中电联电力行业燃料统计，截至3月6日，纳入统计的发电集团燃煤电厂本月累计发电量同比下降3.8%，本年累计发电量同比下降8.8%。燃煤电厂耗煤量本月累计同比下降3.7%，本年累计同比下降7.5%。燃煤电厂煤炭库存高于去年同期681万吨，库存可用天数较上年同期降低0.1天。

近期，电煤市场供需两弱态势下，北方港口库存持续攀升，同比增长超40%，并远高于往年同期水平，对煤价形成明显压制。进口煤方面，由于此轮内贸煤价跌幅大于进口煤，叠加近期印尼政府HBA新政下市场尚处僵持状态，进口煤数量存在下滑预期，或有部分需求转向国内。但随着天气转暖，南方地区居民取暖用电需求大幅减少，北方地区也将于3月中旬结束供暖，叠加水电出力开始增加，火电机组将陆续进入检修状态，电厂日耗将逐步下降，动力煤消费迎来淡季。综合考虑铁路运费下调，集港成本下降等因素，预计近期动力煤市场仍将维持弱势振荡运行。建议电力企业一是关注宏观政策和进口扰动走向，做好采购调运工作，维持合理库存；二是跟踪铁路运费下浮政策，做好中长期合同的优化发运，维护电煤中长期合同履约的严肃性。