维度网讯，亚洲动力煤贸易格局正受两种不同套利逻辑影响。俄罗斯煤炭凭借至中国东北亚市场的显著运费优势，继续在进口来源中保持竞争力。从俄罗斯太平洋港口发运的5500大卡/千克煤炭，运费约每吨10美元，远低于印尼的14至16美元、澳大利亚的18至20美元、南非的25美元以上以及哥伦比亚的30美元以上。布伦特原油价格维持在每桶110美元上方，进一步放大了这一物流差异。中国买家也在积极锁定超低热值资源，加里曼丹产3400大卡/千克煤炭离岸报价在37.05至42.45美元之间，具体取决于船型和装期。

中国环渤海港口煤炭库存低于往年同期。数据显示，渤海湾总库存降至1670万吨，同比减少17%；其中秦皇岛港570万吨，曹妃甸港550万吨，京唐港330万吨，同比降幅分别达21.4%、10.6%和30.6%。下游消费方面，5月4日六大沿海火电厂日耗煤74.6万吨，周环比微降0.6%，同比降1%，电厂存煤1260万吨，仍比去年同期低10%。

印度市场方面，印尼动力煤继续在东西海岸提供最具竞争力的到岸价格。4200大卡/千克煤炭与更高热值品种的单位能源成本几乎持平，使买家在燃料选择上更加灵活。6月装船的加里曼丹产4200大卡巴拿马型船货，买方递盘约63美元/吨，卖方报盘在65美元/吨。过去五天印尼动力煤日均出口100万吨，环比下滑8.8%，显著低于2025年131万吨的日均水平。供应端趋紧，多家矿商为优先完成国内市场义务已基本售罄6、7月货源，可售船期开始转向9月。

印度电厂煤炭库存整体充裕，5月4日达5384万吨，可满足17天以上消耗。但受夏季用电高峰影响，仍有8座国产煤电厂和8座进口煤电厂处于临界库存状态。从驱动因素看，高油价环境使俄罗斯与印尼凭借邻近消费地的运费优势，持续主导各自主要市场。印尼煤供应因矿商优先履行国内义务、生产配额不确定性以及区域中高卡煤需求走强而收紧，即期货源有限支撑了离岸价格情绪。

展望后市，中国进口需求仍倾向俄罗斯和印尼资源，澳大利亚煤只有在国内煤价大涨或澳煤离岸报价显著下调后才可能恢复优势。印度终端选择则因用户而异，水泥行业可灵活使用4200大卡煤，海绵铁及内陆用户更偏好高热值品种。霍尔木兹海峡紧张局势若影响液化天然气出口，可能促使亚洲部分地区增加煤炭消费，进一步收紧海运市场。短期内，中国节后补库、印度稳定需求、印尼供应收紧以及参考价回升等因素，预计将共同支撑动力煤离岸价格。

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