说白了，今年夏天动力煤想大幅涨价，难度非常大。市场情绪整体偏悲观，不是没理由的，主要是几个“老大难”问题叠加在一起了：

1.  煤实在太多了，堆得到处都是：

港口库存压顶：环渤海那几个大港，煤堆得跟小山似的，库存总量长时间在3200万吨以上晃悠，这可比往年正常水平高太多了。虽然6月份去库幅度较大，不过截至6月26日，环渤海九港库存总量2824万吨，仍较去年同期高出116万吨。

电厂仓库爆满：沿海那些主力电厂，库存都够用20天以上，有些甚至超过25天。家里有这么多余粮，夏天到了也没那么着急去抢煤补库。

社会库存消化慢：整个社会面上的煤炭库存，比去年多出来1100多万吨，去库存的速度慢得让人着急。你看那些国有大矿，库存比年初多了快600万吨，比去年同期猛增60%还多。下游拉煤的船少得可怜（环渤海锚地船经常不到20条）。

2.  供应端根本“刹不住车”：

国内产量居高不下：2025年1-5月，全国规上煤矿原煤产量19.85亿吨煤，比去年同期上涨了6%。山西、陕西、内蒙、新疆四大主产区占了总产量的81%，产量稳得很。虽然煤价跌了不少，有些矿已经开始亏本，但产煤大省（比如山西）为了保经济、稳增长，还是要求煤矿“多挖点补价格上的损失”，主动减产的动力不足。

进口煤源源不断：今年前5个月进口煤炭1.89亿吨，虽然比去年同期进口量降了7.9%，但这个量绝对不算少。印尼、澳洲的低价煤不停地到港，对内贸煤价格是个持续的压力。而且进口煤里高卡煤（热值高的好煤）比例在增加（像俄罗斯高卡煤5月进口就环比大涨超50%），把国内高卡煤的市场也挤占了不少。

3. 用煤的需求“支棱不起来”：

新能源抢了火电的“饭碗”：风电、光伏装机跟插了翅膀似的猛增。到今年3月，全国太阳能和风电装机同比分别暴涨43.4%和17.2%。结果就是，1-4月份，火力发电量反而降了4.1%，风光发电量却分别大增19.5%和10.9%。江苏等地电力集中竞价成交价跌至地板价，同比降24%，较煤电基准价低20%。清洁能源越来越给力，夏天用电高峰对煤的依赖自然就减弱了。

工业用电“拖后腿”：制造业PMI数据一直不太好看，在荣枯线下面趴着，第二产业的用电增长很疲软。1-5月燃煤电厂发电量累计下滑了6.8%，工业用电需求恢复得远不如预期。像水泥、钢铁这些用煤的非电行业，被房地产拖累得够呛，对煤炭消费的拉动作用非常有限。

4.  市场信心快跌没了，价格还在往下出溜：

煤价跌跌不休：现在5500大卡的好煤，港口价已经掉到618块左右一吨了，比年初跌了近20%，创了最近四年新低。大家熟悉的煤价波动区间，从去年的700-900，直接压缩到了600-800。很多人都在担心600块这个关口能不能守住，贸易商根本不敢囤货赌行情。

旺季不旺”成了新常态：去年夏天煤价就没怎么涨起来，“旺季不旺”的苗头已经出现。今年5、6月份，煤价还在继续往下探，这更让大家觉得，指望夏天用电高峰把煤价拉起来，恐怕是没戏了。就算现在沿海八省电厂每天烧煤的量确实在增加（比如日耗升到了176.7万吨），但架不住库存高，加上新能源分担压力，电厂补库都是零零星星的，很难形成一波集中的采购热潮把价格顶上去。

5. 天气和政策也不给力：

天气不够“帮忙”：之前冬天不太冷，现在看夏天也可能比较温和，居民用电的峰值可能没那么高（今年1-4月居民用电增速就低于预期）。而且国家保供政策很明确，电厂手里有充足的长协煤（合同煤）保底，市场煤的采购比例自然就减少了。

库存消化需要时间，反弹也难有劲：就算6月底、7月最热的时候，电厂日耗能冲到240万吨（沿海八省），要把现在这么高的库存消化掉，也需要很长一段时间。如果供应这边不出现明显的大规模减产，煤价就算反弹，力度估计也就一二十块钱，而且很可能撑不住。不少机构（像五矿期货）都判断，如果过了8月工业需求还起不来，煤价很可能又要掉头向下。

综上，今年动力煤市场核心矛盾就是："强供给+高库存+弱需求"这三座大山压着，就算夏天用电量上去点，也很难把积压的过剩量消化掉。煤企的日子不好过，要么想办法转型（比如搞煤化工），要么抱团取暖（兼并重组）。想赌短期行情，得盯着6月底港口库存是不是能快点降，或者会不会出现连续极端高温天气。不过整体看，今年夏天煤价想翻身，希望非常渺茫。