产地方面，统计全国462家矿山产能利用率96.4%，环比增2.5个百分点；日均产量580.2万吨，环比增14.9万吨。山西：区域内多数煤矿生产状态正常，整体产量保持相对稳定。当前周边煤厂和贸易商大多持谨慎观望态度，囤货意愿不强，加之终端用户按需采购，市场实际成交有限。个别煤矿出货缓慢，根据拉运情况小幅调整煤价，预计短期内煤炭价格继续承压运行。陕西：供应方面，产地大部分煤矿正常生产销售，个别民营煤矿于近期恢复产销，整体供应量基本稳定。价格方面，进入五月，产地市场依旧延续了上月末的偏弱走势，多数煤矿存在一定销售压力，同时根据自身销售情况调整煤价，幅度多为5-10元/吨。后续预期上，目前下游终端采购仍以刚需为主，对市场资源采买相对谨慎，补库需求较弱，预计短期内煤价将维持震荡偏弱趋势。内蒙：区域内多数煤矿保持正常生产，上月底完成任务停产检修的煤矿基本已恢复正常产销，整体煤炭供应水平稳定。下游用户采购积极性不佳，终端电厂以拉运长协为主，非电企业保持零星刚需采购，贸易商及煤厂观望情绪居多，操作心态偏谨慎，在产煤矿销售情况一般，坑口价格继续承压运行。据统计，截止5月8日，榆林Q6000坑口价报528元/吨，日环比降2元/吨；鄂尔多斯Q5500坑口价报450元/吨，日环比持平；大同Q5500坑口价报472元/吨，日环比降11元/吨。

港口方面，本周港口动力煤整体走势延续弱势运行。五一假期结束，需求端整体未有明显提振，港口库存居之高位，下游拉运不畅，市场整体成交表现寥寥。在需求不济影响下贸易商报价有所下调，但下游压价现象严重，交投僵持，难以达成最终成交。叠加终端采购计划减少，市场信心再度走弱，冷清态势持续，市场煤消耗困难，基本以长协拉运为主。当前暂无利好政策支撑需求释放，后市需持续关注终端采购计划及港口实际成交情况。截止5月8日，环渤海三港（除黄骅港）合计库存3087万吨（+29），调入138.4万吨，调出109.4万吨，其中秦皇岛库存746万吨，锚地8船，预到19船；曹妃甸港区库存1450万吨，锚地5船，预到19船；京唐港区库存891万吨，锚地1船，预到5船。

下游方面，现阶段江南东部华南地区降水偏多，但西北地区东南部黄淮等地降水持续偏少，随着全国气温逐渐回暖，季节性用电需求偏弱，叠加其他清洁能源补位，部分电厂机组检修，火电负荷处于低位，电厂耗煤增长受限，库存继续保持高位缓升节奏。未来十天江南东部华南降水偏多，黄淮中西部、华北南部及陕西关中等地将有高温天气发展，届时水力等清洁能源发电能力增强，对火电的替代效应和挤压作用将进一步加剧。在低日耗、高库存的压制下，终端多继续维持观望，以刚需拉运为主。后期进入五月下旬终端电厂也将进入“迎峰度夏”备煤期。据统计，截止5月9日，全国462家电厂样本日耗336.1万吨/天，环比增2.8万吨/天，厂内存煤8477.6万吨，环比增163.8万吨，可用天数25.2天，环比增0.3天。

进口方面，本周进口动力煤市场偏弱运行。近期进口印尼煤Q3800电厂最低投标价为441元/吨，而同热值内贸煤自北港运至华南到岸价约455元/吨；进口俄煤Q5500电厂最低投标价为674元/吨，而同热值内贸煤自北港运至华南到岸价约680元/吨。本周北港库存不断攀升，而需求持续弱势，导致煤价加速下跌且暂无企稳信号，进口煤同样投标重心有所下移；但内外贸价差明显收窄，进口煤价优势减弱，北港去库速度及价格波动或将重塑进口煤性价比。现印尼Q3800FOB价报49美元/吨，周环比持平。