7月高温叠加来水偏枯，旺季煤价已经反弹51元/吨
　　二季度以来水电整体偏枯，水电发电量已连续10个旬度同比下滑，而火电发电量同比增速则自5月下旬由负转正后持续扩大，7月中旬同比增速达到5.5%。7月以来伴随全国范围极端高温天气频发，全国电力最高负荷屡创新高，全社会用电需求显著提升，而同期日均三峡出库流量则同比下滑约35%，从6月下旬开始，在供需双方影响下北港5,500卡动力煤价格进入上升通道，目前（8月4日）已较6月12日反弹51元/吨（+8.3%）至666元/吨。
　　淡季是否不淡，取决于3个条件
　　我们认为市场对于短期煤价上涨并无显著差异，而分歧点在于之后煤价在淡季的走势，其结果也更容易影响明年长协谈判的价格，主要有3个关键变量：
　　（1）抓超产或将减少2H25供给3200万吨到1.1亿吨不等。由于抓超产的尺度以及落实情况尚不明朗，我们分情景测算减产对于国内供给的影响。情景一假定新疆超产约1亿吨（超产接近30%），山西超产1.15亿吨（超产10%），控制两者合计减少2.15亿吨产量，相当于全国供给的4.5%，其中2H25影响1.1亿吨；情景二假定新疆露天矿超产10%（目前12座主要露天矿合计产能近3.6亿吨，对应超产0.36亿吨），叠加山西超产1.15亿吨共1.5亿吨，2H25供给收缩约为0.75亿吨；情景三假定中小煤矿超产，以年产120万吨作为边界，考虑能源局统计全国85%产量来自120万吨/年以上大矿，中小矿超产10%相当于6500万吨，2H25或收缩供给3200万吨。
　　（2）如维持上半年进口节奏，2H25将同比少进口7200万吨。1H24进口量创历史形成高基数，3Q25和4Q25同比少进口规模可能持续放大。随着1H25中国市场现货煤价下破700元/吨，单6月自印尼进口量已较2024年11月高点下滑55%。但即便政策灵活性提高，印尼的产能配额调节周期仍然以年计，3Q25马上做出调整的可能性偏低，进口量有望保持相对平稳。1H25月均进口2813万吨，比2024年月均3500万吨下降了约700万吨/月，比1H24的月均进口3200万吨下降了约400万吨/月。如果预期进口水平维持1H25的2800万吨/月，相比2H24每个月3800万吨少进口1200万吨，合计下半年少进口7200万吨，全年少进口约1亿吨。
　　（3）如果最高负荷持续超预期，下半年火电耗煤可能同比多用6500万吨。我们维持全年用电增速在5.5%的假设，根据上半年全网用电增速/火电发电增速/水电发电增速分别为3.7%/-2.4%/-2.9%，若假设下半年水电发电量增速为-8%，测算下半年火电发电增速为6.1%，则2H25同比有望多消耗动力煤6500万吨，环比1H25多用2.1亿吨，拉正全年火电用煤量增速。其中4Q24发电量增速放缓，4Q25基数效应减弱，动力煤耗有望持续超预期。
　　抓超产“一锤定音”煤价走势，2Q25可能确立煤炭龙头业绩底部
　　需要强调的是，即使没有本轮“抓超产”带来的供给冲击，由于煤耗增加，3Q25环比2Q供需结余也会收紧1.1亿吨。参考4Q23到1Q24结余环比收紧1.1亿吨，煤价季度均价环比+92元/吨。此次3Q25环比2Q25的边际收紧在1.2~1.6亿吨（强于4Q23-1Q24阶段），对煤价持续反弹形成支撑，如果涨幅与上轮一致或达700元/吨以上。2Q25可能形成煤炭龙头的业绩底，我们测算中国神华、中煤能源、陕西煤业、晋控煤业在煤价从600元/吨上升至700元/吨的过程中，盈利分别能提升约4%/12%/15%/13%。我们预计美联储下半年的潜在降息将进一步催化红利板块的配置价值，而煤价重回港口长协价格之上将有利于保障龙头公司长协兑现率及现金流稳定性，强化红利逻辑，推荐中国神华（A+H）、陕西煤业，相关公司包括中煤能源。
　　风险提示：水电出力好于预期；实际减产规模小于预期。