本周，煤炭市场价格延续震荡偏强运行，焦煤价格涨幅明显，动力煤价格亦小幅上涨。供给扰动与旺季预期仍是支撑煤价的核心因素：一方面，国内安监持续从严，叠加印尼出口新系统运行初期出现阶段性扰动，煤炭供给端不确定性有所增加；另一方面， “迎峰度夏”旺季临近，极端高温天气预期仍对电煤需求形成支撑。需求端：短期水电出力或阶段性抬升，但高温旺季支撑明确。6月上旬南方主汛期集中来临，长江、澜沧江等流域来水同比偏丰，川滇、两湖等水电大省水库蓄水抬升。受此影响，水电出力或阶段性压制电煤需求释放节奏，但“迎峰度夏”旺季预期仍对需求端形成明确支撑。根据国家气候中心预警，今夏大概率出现中等强度厄尔尼诺，全国多地极端高温概率抬升，夏季全社会用电负荷有望再创新高。考虑到华东、华南等负荷中心用电需求较高，若高温天气持续，电力缺口仍需依托火电兜底填补，电煤需求有望维持较强支撑。供给端：国内安监持续从严，印尼出口扰动升温。1）国内方面，6月正值全国“安全生产月”，叠加此前山西沁源留神峪煤矿事故后续督查落地，晋陕蒙等主产区安全巡查趋于常态化，超能力生产管控明显收紧，煤矿生产弹性受到压制，短期国内原煤供应难有明显增量。2）印尼方面，印尼煤炭出口新系统首日遇阻，进口煤供应扰动预期升温。6月1日，印尼新推出的单一窗口出口报告系统正式运行，部分港口出口审批出现阶段性延迟，引发市场对印尼战略大宗商品出口集中监管计划实施效果的关注。根据中国煤炭资源网报道，印尼煤炭矿业协会表示，海关并未正式暂停出口审批，本次扰动更多与新出口框架过渡有关，包括出口商需通过CEISA 4.0平台向国有企业印尼达南塔拉资源公司（DSI）进行强制报告，而非出口本身暂停。考虑到印尼是全球最大动力煤出口国，也是中国、印度等亚洲主要消费国的重要煤源，且当前亚洲电力需求进入季节性上升阶段，若后续审批延迟持续或影响船舶装货计划，从而继续扰动亚洲海运动力煤供应。库存端：北港库存震荡上行，而现货资源或相对有限。截至6月5日，环渤海港煤炭库存为2889.6万吨，延续震荡上升趋势；其中，秦皇岛港煤炭库存为691.0万吨，本周下降7.0万吨，同比增加33.0万吨，仍处于历年同期偏高水平。虽然北港库存整体高位运行，对现货价格形成一定压制，但港口内部库存表现有所分化，秦皇岛港库存本周小幅去化，或反映下游拉运需求仍有支撑。与此同时，铁路运力长期向长协保供倾斜，也导致港口货源结构发生偏移，长协煤占比较高，市场煤占比偏低，港口优质现货资源或相对有限。总体来看，在库存总量偏高与可流通现货资源有限并存的背景下，港口煤炭价格仍具韧性。

本周观察：兖矿能源拟164亿元收购山能电力资产，业绩增厚可期。兖矿能源于2026年6月3日公告，拟以现金164.15亿元收购控股股东旗下新能源集团、山能售电100%股权，电力资产注入有望显著扩张公司电力业务规模。标的资产覆盖火电、风电、光伏及售电业务，截至2026年1月底合计装机1325.2万千瓦，其中已商运705.8万千瓦、已并网未商运175.0万千瓦、在建320.4万千瓦、拟建124.0万千瓦。收购完成后，公司发电资产规模和发售用协同能力有望明显提升。1）从装机结构看，标的资产以火电为基础，同时具备风光增量。收购标的总装机中，火电784.0万千瓦、风电399.5万千瓦、光伏141.8万千瓦；2025年合计发电量/售电量分别为229.03/212.46亿千瓦时。后续伴随在建项目陆续投产，公司电力业务规模仍有进一步提升空间。2）从盈利和估值看，2025年新能源集团和山能售电合计实现归母净利润约9.58亿元，对应本次收购PE约17.1倍；2026年1月两家公司合计实现归母净利润约2.52亿元，年化后对应PE约5.4倍。同时，新能源集团2026-2028年累计扣非归母净利润承诺不低于30.59亿元；若业绩未达标或期末资产发生减值，转让方将按约定以现金方式补偿，为盈利兑现提供一定约束。需要注意的是，新能源集团仍有约32.22亿元注册资本尚未实缴，交割后将由兖矿能源按规定履行出资义务。关于本次收购，我们重点提示三点：①收购方式为现金收购，不存在增发摊薄风险，而且电力业务有望增厚公司eps；②收购金额不涉及重大资产重组，资金体量可控，不会损害公司现金分红能力；③收购涉及火电资产大部分已经投运，不会导致公司现有国内煤炭销售结构发生重大变化，不会对上市公司煤炭板块业绩弹性带来实质冲击。

煤价阶梯：预期是如何抬升的？①产能核查及预核增产能退出，国内供给收缩，煤价预期上升至700-750元/吨【持续影响】；②印尼RKAB计划缩减，进口煤炭规模下降，煤价预期上升至750-800元/吨【持续影响】；③美伊冲突影响下，大宗价格暴涨，煤价预期上升至800-850元/吨，高点突破1000元/吨【持续影响】；④替代需求爆发，煤制油、煤制气、煤化工价格飙涨，煤价预期上升至850 元/吨，高点突破1000元/吨强化【持续影响】。煤价上涨的预期催化有望逐步加强，伴随北半球Q2电煤及非电煤需求的持续释放，供不应求格局将凸显，煤价料将加速上行。

多重催化：旺季煤价上行确定性？ ①供给端：矿难引发安监趋紧，供给或持续受限（《煤矿重大事故隐患判定标准》自2026年7月1日起施行）；印尼煤炭出口管制 DMO政策，或将进一步降低中国煤炭进口预期；②需求端：厄尔尼诺异常高温天气 北半球迎峰度夏需求释放（欧洲天然气库容率和中国25省电厂库存均处低位），内外共振需求释放可期。此外，替代能源风光发电规模同比或将持续走弱，利好燃煤发电需求。

供应方面，截至2026年06月05日，462家样本矿山动力煤日均产量546.10万吨，周环比增长1.54%，同比下降4.58%。需求方面，截至2026年06月04日，25省综合日耗煤538.90万吨，相比于上周增长27.70万吨，周环比增长5.42%，同比增长10.48%。港口价格方面，截至2026年06月05日，京唐港动力末煤(Q5500)山西产平仓价868元/吨，相比于上周上涨2元/吨，周环比增长0.23%，相比于去年同期上涨254元/吨，年同比增长41.37%。

供应方面，截至2026年06月05日，523家样本煤矿精煤日产量和314家样本洗煤厂精煤日产量分别为69.21万吨和26.30万吨，周环比分别为-4.50%和-6.47%，同比分别-6.91%和 11.82%。需求方面，截至2026年06月05日，247家钢企铁水日产为240.7万吨，周环比下降0.12%，同比下降0.45%。产地价格方面，截至2026年06月05日，柳林高硫/低硫主焦价格指数(含税)分别为1570和1900元/吨，相比于上周分别上涨110元/吨和上涨240元/吨，周环比分别 7.53%和 14.46%，相比于去年同期分别上涨620元/吨和上涨760元/吨，年同比分别 65.26%和 66.67%。港口价格方面，截至2026年06月05日，京唐港山西产主焦煤库提价(含税)为2070元/吨，相比于上周上涨240元/吨，周环比增长13.11%，相比于去年同期增长800元/吨，年同比增长62.99%。

政策限价风险；煤炭进口放量；宏观经济大幅失速下滑；第三方数据存在因数据获取方式、处理方法等因素导致的可信性风险；研报使用信息更新不及时风险。

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