2022年10月份以来，煤炭价格急转直下，带动甲醇、尿素、双焦、硅铁、工业硅等煤炭相关品种走弱，尤其春节后显著回落。近期，北港煤炭价格出现加速下行趋势，连续跌破1000元/吨、900元/吨关口，截至发稿日，北港煤价已至855元/吨，较之高点几近腰斩。

煤炭的弱，我们认为其主要症结在于供给。从澳煤“进口限制放开”引发的预期回落，到“内外煤价倒挂”下的价格（预期）修复，再到原煤产量及煤炭进口的超预期攀升，供给端一直是2023年以来煤炭价格走势变化的内在主要逻辑。

煤炭当前正面临着高产量、高进口、高库存、“低需求”这样一个“三高一低”的压力。通过统计数据，我们能够清晰地看到，煤炭的“低需求”并非实际意义上的低，相反，我们认为煤炭的电力需求相对强劲，尤其在3、4月份（从电厂日耗可以明显看出）。因此，我们更愿意将之（“低需求”）理解为相较于供给而言的相对低。

据统计局公布数据，1-4月份,我国全社会累积用电量增速为4.7%。其中，受出口带动（3月份以人民币记出口增速当月同比+23.4%，4月份+16.8%），3月份及4月份用电量当月同比增速达5.92%及8.3%，这也带动3、4月份发电增速分别达6.38%及8.03%。

从各发电板块贡献来看，水电因受降雨及水位影响，表现低迷，其中3、4月份水电同比出现显著下滑，分别降17.66%及26.64%（1-4月份累计降13.46%或421.3亿千瓦时）。但今年风力资源十分丰富，使得3、4月份风电同比增速达8.45%与30.11%（1-4月份累计增28.46%或644.6亿千瓦时，大幅的增速来自于风力以及装机，4月份风电装置月均利用小时数突破8小时/天，达8.37小时/天，创历史之最）。同时，光伏装机也在显著释放，1-4月份光伏发电累计增23.76%或162.4亿千瓦时。

风电及光伏的发力填补了大部分水电缺失的影响，而火电则担起了需求增量的部分。1-4月份火电同比增速为4.47%或832.3亿千瓦时，其中3、4月份火电同比增速更是分别达到了9.34%以及12.32%，这是我们认为煤炭实际电力需求并不弱，反而十分强劲的原因，也是体现在煤炭日耗上3、4月份数据如此高的原因。

回头来看供给端，据统计局公布数据，1-4月份我国原煤产量15.267亿吨，累计同比增5.45%或7896万吨。煤及褐煤进口1.425亿吨，累计同比增88.94%%或6707万吨。原煤总供给（产量+进口）累计同比增9.59%或1.46亿吨，该增速远高于需求。

同时，在供求增速差异之下，我们直观地看到了南北方港口以及电厂煤炭库存的大幅累积及显著高企，尤其当大秦线的春检无法帮助北方港口有效消化高库存压力后，当春检结束，大秦线发运的恢复使得港口库存压力更加凸显。

港口库存的高企造成贸易商降价出货压力，而电厂同比显著高企的库存则表明今年电厂迎峰度夏的备煤工作可能已经基本完成，这削弱了市场对于电厂的补库预期，进一步打压了贸易商原本就已“岌岌可危”的信心。

因此，我们不难看出，煤炭下行的压力主要源自于高供给。煤炭价格的显著、持续回落是2021年以来偏紧的供求结构因高供给得到边际改善之后对于前期市场所给予的超额估值的挤出和向下游转移，而需求在淡季的季节性回落显然突出了这一点。

如果说高供给是煤炭价格的内在压力，那么高企的库存就是高供给的具象显化，是“压死”价格的最后稻草，这或可解释近期煤炭价格的加速回落。

展望后市，我们认为年内高供给的格局仍未发生改变。从煤炭主产区，主要“三西”及新疆地区，所公布的2023年煤炭生产目标计划以及当前的增产进度来看，全年预计1.66亿吨的增量当前已完成47.59%（得益于新疆预期外的超额增量，山西进度为37.88%，内蒙进度为21.53%），虽然高于平均进度，但余量分到未来各月（5-8月），仍有月均1200万吨的原煤产量增量需求，折合可支撑火电增发约400亿千瓦时（约合丰水期水电当月总量的30%）。

高供给或将继续给予煤炭价格压力，加之风、光等新能源发电的重点发展及其规模、占比的逐步提升（增加了对于水电缺失情况下火电负荷的替代补充），我们预计煤炭价格（年内）或继续朝着合理区间回落。虽然我们认为未来水电的压力依旧较大（从降雨及来水依旧偏弱角度），但其对于火电的额外需求增量或有限，尤其考虑风、光对于水电缺口的可能补充。