美国银行：能源-中国周报：煤炭需求/价格保持稳定；PP开工率降至60%

原标题：BofA Securities Energy~China：Weekly： coal demand prices remained stable； PP runrate lowered to 60%

摘要

报告覆盖截至2026年4月17日当周的中国能源市场数据。3月中国煤炭表观需求约4.79亿吨，同比持平；原油表观需求约6900万吨，同比下降2%；天然气表观需求约338亿立方米，同比下降2%。秦皇岛港5500大卡动力煤价格周环比上涨1.2%至772元/吨，纽卡斯尔6000大卡价格周环比下跌1.9%至132.3美元/吨。布伦特原油周环比下跌5.1%至90.4美元/桶，WTI下跌13.2%至83.9美元/桶。中国炼油毛利4月为33.6美元/桶，高于3月的28.0美元/桶。聚丙烯（PP）开工率降至60%，低于2025年平均78%。

主要观点

• 3月中国煤炭产量约4.41亿吨，同比持平；进口升至3910万吨，同比增1%；表观需求约4.79亿吨，同比持平。
• 3月原油产量约1900万吨（450万桶/日），同比基本不变；进口降至约5000万吨（1180万桶/日），同比降3%；表观需求约6900万吨（1620万桶/日），同比降2%。
• 3月炼厂加工量降至6170万吨（1450万桶/日），同比降2%，显示原油库存持续增加。
• 3月天然气产量同比增3%至234亿立方米，进口同比降约10%至约111亿立方米，表观需求约338亿立方米，同比降2%。
• 截至4月17日当周，秦皇岛港5500大卡价格周环比涨1.2%至772元/吨；港口库存（北方+南方）周环比降1.7%至2336万吨；六大电厂库存周环比降1.4%至1260万吨，日耗周环比增10.1%至75.13万吨。
• 纽卡斯尔6000大卡价格周环比降1.9%至132.3美元/吨，较秦皇岛价格溢价30.7%。柳林4号主焦煤价格周环比涨1.3%至1550元/吨。
• 布伦特原油周环比降5.1%至90.4美元/桶，WTI降13.2%至83.9美元/桶；WTI对布伦特贴水6.5美元/桶（前一周为溢价1.4美元/桶）。
• 美国亨利港天然气价格周环比涨1.0%至2.67美元/百万英热，同比降17.6%；荷兰TTF价格周环比降10.2%至13.33美元/百万英热，同比增11.9%；JKM掉期周环比降22.8%至15美元/百万英热，同比增24.1%。
• 中国储能电池价格：50/100/280/314Ah电芯价格周环比分别上涨0.001/0.001/0.002/0.001元/瓦时至0.423/0.405/0.329/0.350元/瓦时。
• 中国炼油毛利（一个月原油价格滞后）4月为33.6美元/桶，3月为28.0美元/桶；2026年平均炼油毛利为22.4美元/桶，2025年为10.1美元/桶。
• 山东独立炼厂开工率周环比升2.2个百分点至55.93%；2026年至今平均53.4%，2025年为46.4%。
• 中国PE和PP开工率分别降至67%和60%，2025年平均分别为79%和78%。

论述逻辑

报告从3月中国能源生产、进口和表观需求数据入手，指出煤炭需求持平、油气需求下降。随后聚焦截至4月17日当周的价格和库存变化：煤炭价格稳定，港口和电厂库存下降；原油价格因霍尔木兹海峡局势缓和而下跌，但美国库存下降和现货市场紧张提供支撑；天然气价格涨跌互现。炼油和化工环节，炼油毛利改善，但PP开工率大幅下降，反映下游需求疲软。

关键展望

报告未明确给出未来预测或时间窗口。

推荐标的

报告未明确给出推荐标的。

关键图表

Exhibit 1: ASP at coal mine pits

Exhibit 2: ASP at Qinhuangdao port (Kcal5,500)

Exhibit 3: NEWC 6,000K thermal coal

Exhibit 4: Liulin No. 4 hard coking coal price (incl. VAT)

Exhibit 5: Ports inventory (Northern and Southern)

Exhibit 6: China six major IPPs (unit: kt)

Exhibit 7: China coal social inventory

Exhibit 8: YTD China coal production

Exhibit 9: China monthly coal imports

Exhibit 10: Brent and WTI weekly prices

Exhibit 11: US weekly oil and gas rig count

Exhibit 12: US crude oil production (one-week lag)

Exhibit 13: US total oil inventory (mb) (one-week lag)

Exhibit 14: Dirty VLCC Arab Gulf to China spot rate (USD/day)

Exhibit 15: Saudi Arabian OSP (official selling price)

Exhibit 16: US Henry Hub natural gas price (US$/mmbtu)

Exhibit 17: Netherlands TTF Natural gas price (US$/mmbtu)

Exhibit 18: Northern Asia LNG-JKM swap future (US$/mmbtu)

Exhibit 19: China CIF LNG import price (US$/mmbtu)

Exhibit 20: US natural gas storage (bcf)

Exhibit 21: European natural gas storage (bcf)

Exhibit 22: China BESS bidding prices and capacity

Exhibit 23: China inverters monthly export (RMBmn)

Exhibit 24: China energy storage battery cell prices (RMB/Wh)

Exhibit 25: China PCS prices (RMB/W)

Exhibit 26: China monthly processed crude oil (mnt)

Exhibit 27: Shandong teapots refinery run rates (%)

Exhibit 28: SOE refinery run rates (%)

Exhibit 29: Independent petrochemical complex run rates (%)

Exhibit 30: China gross refining margin (GRM) with 1mo-lag crude price

Exhibit 31: Diesel crack margin in China vs. Singapore (US$/b)

Exhibit 32: Gasoline crack margin in China vs. Singapore (US$/b)

Exhibit 33: Diesel/gasoline export arbitrage spread (US$/b)

Exhibit 34: Ethylene-naphtha spread expended to USD462/t

Exhibit 35: Propylene-naphtha spread expended to USD392/t

Exhibit 36: As of 16 Apr, China PE runrate was 67%, VS. average 79% in 2025

Exhibit 37: China PP runrate was 60%, VS. average 78% in 2025

Exhibit 38: East China m-MDI and p-MDI price (RMB/ton)

Exhibit 39: Abbreviations