9月10日，秦皇島港5500大卡動力煤現貨報價約989元/噸，波動中環渤海港口市場煤報價自2023年10月中旬以來首次突破千元，創近三年新高。迎峰度夏已收尾，電廠日耗季節性回落，煤價卻逆勢沖高。這一幕與2021年秋季的極端行情似曾相識，但驅動邏輯已然不同。

2026年5月山西沁源“5·22”礦難后，全國煤礦安監趨嚴，前期整治主要集中在民營煤礦。8月27日，國家礦山安全監察局印發《關于進一步加強國有煤礦企業安全生產工作的意見》，監管重心從民營煤礦延伸至供給占比更高的國有煤礦。

華泰證券研究所研報信息顯示，今年6、7月全國規上原煤產量同比減少9.7%、10.1%，其中山西同比減少31.5%和35.8%。這輪減產并非短期擾動，而是安監從“階段性運動”轉向“常態化約束”的制度性變化。煤礦復產不等于達產，采掘比例失調導致產量恢復緩慢，即便后續政策推動穩產保供，產量回升也需要時間。

電煤日耗開始季節性回落，但仍處于相對高位水平，電廠仍保持一定規模市場煤剛需采購。CCTD中國煤炭市場網分析指出，“金九銀十”非電行業旺季到來，化工、建材等非電采購補庫需求在提升。北方冬儲備貨需求、部分貿易投機性備貨需求也在釋放。黑龍江省自9月份起進入供暖準備工作階段，部分高寒地區已提前開栓供熱。需求并未隨高溫消退而快速走弱，而是呈現出電煤剛需托底、非電邊際改善、冬儲預期升溫的多層次支撐格局。

進口煤的補充作用也在減弱。印尼是中國最大的動力煤進口來源國，9月裝船的印尼低卡煤供應明顯偏緊，疊加海運費持續上行，進口煤到岸成本高于國內煤。9月3日—10日當周，CECI進口指數綜合到岸標煤單價上漲至1252元/噸，較上期上漲68元/噸，環比上漲5.7%。進口煤價格優勢收窄，電廠轉向進口煤替代的空間有限，國內供給缺口較難通過外部渠道彌補。

與2021年相比，關鍵區別在于需求總量。2021年工業用電需求爆發式增長，供需缺口雙向擴大，推動煤價在10月達到極端高位。而當前需求總量增速溫和，煤價上漲更多是供給收縮驅動的“被動上漲”，而非需求旺盛帶動的“主動上漲”。這意味著上漲空間和持續時間都將受到需求端的制約。

近年來電煤價格走勢呈現“先降后升”的V型特征。2023年初動力煤價格約1185元/噸，此后逐年下行，2024年降至約927元/噸，2025年跌至769元/噸，2026年初一度探至689元/噸的低位。轉折出現在2026年二季度，煤價“淡季不淡”逆勢上行，本輪普漲是多因素共同作用的結果。

近期煤炭市場仍延續“供給約束主導、需求逐步回落”的供需雙弱格局。山西地區煤炭產量缺口修復緩慢，偏緊效應隨時間逐步擴散，疊加進口煤補充支撐減弱，區域性供應緊平衡預期持續累積，并有傳導外溢趨勢，坑口成本對港口價格形成較強支撐，煤價下行空間有限。港口發運倒掛格局延續，貿易商挺價與兌現利潤的博弈加劇，價格上漲動能將有所收斂，整體維持高位震蕩運行態勢。

CCTD中國煤炭市場網預計，9月中下旬國內煤炭市場緊平衡的核心格局難以根本性扭轉，供需基本面仍將為煤價提供堅實支撐，行情整體易漲難跌。同時也須警惕結構性分化風險，部分區域、煤種短期漲幅過快，存在賣方提漲節奏與實際終端需求跟進不足的錯配問題，進而帶來階段性的調整壓力。截至9月20日，CCTD環渤海動力煤現貨參考價5500大卡、5000大卡、4500大卡三個規格品價格分別收于979、884、798元/噸，較前期高點已小幅回落，顯示市場在沖高后進入消化階段。

千元關口的煤價，既是安監常態化下供給剛性收縮的必然結果，也是需求結構性韌性支撐的集中體現。但與2021年不同的是，這一次的政策支持更加多元，長協煤履約監管、儲備產能釋放等調控手段已趨于成熟。煤價在高位能站多久，取決于安監約束與保供政策之間的微妙平衡，也取決于冬儲需求釋放節奏與終端接受度的博弈結果。

供需：供給約束仍存，需求季節性回落

(一)供給

國內產量降幅收窄，但恢復仍顯緩慢。國家統計局數據顯示，8月全國規上工業原煤產量3.6億噸，同比下降7.7%，降幅比7月收窄2.4個百分點;日均產量1167萬噸。1—8月累計產量30.6億噸，同比下降3.3%。從重點企業看，據中國煤炭工業協會統計，1—8月重點大型企業原煤產量合計15.1億噸，同比減少9036萬噸，占規上工業原煤產量的49.3%。其中，國家能源集團3.98億噸，同比下降3.1%;晉能控股集團2.16億噸，同比下降20.3%;山東能源集團1.86億噸，同比增長0.5%;陜煤集團1.73億噸，同比增長0.3%;中國中煤集團1.68億噸，同比下降7.5%;山西焦煤集團1.14億噸，同比下降8.5%。

安監高壓持續，復產節奏偏慢。國家礦山安全監察局印發《關于進一步加強國有煤礦企業安全生產工作的意見》，從培優建強領導班子、健全技術管理體系、完善安全責任體系等九個方面提出具體要求，明確國有煤礦企業應制定煤礦智能化發展行動計劃，建立分級分類推進煤礦智能化建設工作機制。市場監管總局批準發布《礦山隱蔽致災因素普查規范》系列強制性國家標準，自2027年3月1日起實施。山西地區供應缺口仍較大，雖復產煤礦逐步增多，但產量提升緩慢，區域供應持續偏緊，推動部分需求外溢至其他主產區，供應偏緊格局由局部向全域傳導。截至9月初，山西仍有46座焦煤礦處于停產狀態，總產能4930萬噸，較5月底停產煤礦峰值73座已明顯下降，顯示復產取得一定進展，但整體產能釋放仍然不足。

政策推動穩產保供，產量有望邊際改善。近日，國家發展改革委、國家能源局、國家礦山安監局聯合印發通知，多措并舉加快推進煤炭穩產保供。通知要求各產煤省(自治區)和煤炭企業要在確保安全的前提下，全力做好煤炭穩產保供相關工作，持續抓好監測調度，不斷優化生產組織，積極穩妥推進煤礦復產達產，加快聯合試運轉煤礦驗收，推動煤炭產量平穩回升。同時，還對電煤中長期合同簽訂履約、發揮進口補充調劑作用、推進煤炭接續產能建設提出要求。下一步，有關部門將加強統籌協調，指導各產煤省(自治區)和煤炭企業抓緊落實各項工作部署，調整完善政策舉措，適時釋放煤炭產能儲備，全力穩定煤炭生產供應。此外，山西省能源局召開電煤保供工作推進會，要求各市、各有關企業堅決扛牢能源保供政治責任，統籌好安全和生產，全力保障電煤穩定供應。

疆煤外運提質擴容，跨區域調配再添新通道。9月13日，“疆煤入冀”哈密煤炭萬噸首發專列抵達河北港口集團唐山港京唐港區，標志著這條疆煤外運鐵水聯運通道正式落地運行。該通道以疆煤入海為主，通過疆煤入晉，組裝萬噸大列，再轉入唐山港京唐港區，最終通過水路運輸將新疆煤炭運往華東、華南沿海區域。此條線路的開通，將把疆煤入冀走鐵路貨運通道的運輸時間從過去的往返28天縮短至10天左右。9月7日，國家發展改革委運行局牽頭新疆發展改革委、國鐵集團等多方召開專項會議，明確錨定“穩產量、強運力、擴外運”三大核心目標，全面推進疆煤保供提質增效。新疆煤炭預測資源總量達2.19萬億噸，占全國總量的四成以上。《煤炭工業發展“十五五”規劃》將新疆納入全國五大煤炭供應保障基地體系，明確提出2030年五大核心基地煤炭產量全國占比超80%的發展目標。

進口煤同比轉降，補充作用減弱。海關總署數據顯示，8月全國進口煤炭4209.2萬噸，較去年同期的4273.7萬噸減少64.5萬噸，下降1.5%;較7月份的4272.8萬噸減少63.6萬噸，下降1.5%。1—8月全國共進口煤炭31018.8萬噸，同比增長3.4%。8月進口同比下降，主要受印尼出口供應收緊影響。印尼煤炭出口新政于9月1日正式進入全面實施階段，私營礦商當日起不得直接出口、簽約與結算，全流程移交DSI，市場對新通道銜接不暢、供應階段性收窄的預期加強。疊加加里曼丹旱季持續、河道水位偏低，煤炭轉運效率下降，可流通現貨資源持續偏緊。Kpler船舶追蹤數據顯示，8月印尼海運煤炭出口量為3610萬噸，同比下降23.34%，環比下降6.54%，已連續三個月下降。其中對中國煤炭出口降至1447萬噸，同比下降30.78%。蒙古方面，自8月14日起蒙古遭遇柴油供應短缺，礦區短途運輸能力下降，過境口岸卡車數量減少近一半，截至9月初運煤卡車過境量僅為每天600～700輛，口岸煤炭庫存大幅下降。

(二)需求

電煤需求季節性回落，迎峰度夏正式收官。中電聯電力行業燃料統計數據顯示，8月28日至9月3日當周，納入統計的燃煤發電企業日均發電量88億千瓦時，環比減少19.3%，同比減少12.6%。全國普遍降溫，居民制冷用電需求驟減，光伏出力恢復正常，各區域發電量均不同程度回落，其中華中、華北等主產區環比分別下降31.1%和27.4%。統計口徑日均耗煤量463萬噸，環比減少18.4%，同比減少9.5%。9月3日至10日當周，日均發電量84億千瓦時，環比減少5.1%，同比減少13.4%;日均耗煤量437萬噸，環比減少5.5%，同比減少9.6%。區域走勢方面，由全面回落轉為分化。南方區域受局部高溫及負荷支撐環比大幅上升，華東、東北、西北、華北則延續下降。白露已過，用煤淡季特征逐步顯現，9月中下旬，火電機組秋季檢修陸續啟動，除部分剛需補庫需求外，高煤價下整體補庫意愿偏低，電煤拉運以長協煤為主，對高價市場煤抵觸情緒較強。

非電需求保持平穩，旺季預期有所回落。化工、建材行業需求保持平穩，傳統“金九”旺季預期有所回落，需求釋放節奏趨于平緩。受原油價格上漲支撐，化工行業用煤需求保持韌性。冶金、化工等非電剛需終端補庫需求向好，邊際改善明顯。但建材行業受房地產低迷拖累，水泥需求不振，整體采購按需進行。

市場：價格沖高回落，高位震蕩運行

(一)價格走勢

港口煤價先揚后抑，漲幅前高后低。9月動力煤價格經歷了“加速上漲—漲幅收窄—高位僵持”三個階段。CECI沿海指數現貨價格漲幅擴大，《CECI指數分析周報》(2026年第32期)顯示，5500大卡/千克現貨成交價較上期上漲20元/噸，5000大卡/千克現貨成交價較上期上漲16元/噸。樣本價格分別為840至940元/噸、780至850元/噸。CECI曹妃甸指數加速上漲，截至9月3日，5500大卡/千克、5000大卡/千克和4500大卡/千克煤種價格分別為920元/噸、830元/噸和748元/噸，與8月28日相比分別上漲43元/噸、42元/噸和44元/噸。截至9月10日，曹妃甸港5500大卡/千克、5000大卡/千克和4500大卡/千克煤種價格分別為990元/噸、894元/噸和809元/噸，與9月4日相比分別上漲51元/噸、46元/噸、42元/噸，但隨著市場情緒降溫，漲幅逐日收窄。下半月，隨著安監政策邊際放松預期升溫、大秦線發運量回升，港口煤價漲勢明顯降溫，市場進入僵持博弈階段。

產地煤價由漲轉跌，區域分化明顯。主產區安全監管持續從嚴，在產煤礦產能釋放有限，整體供應保持偏緊格局。但需求方面，電廠日耗持續季節性回落;冶金、化工等剛需用戶采購節奏放緩;前期煤價漲幅過快，市場恐高情緒逐步發酵，疊加大集團外購價格下調、港口市場承壓，貿易商、煤廠及站臺觀望情緒加深，整體拉運力度明顯減弱，部分煤礦庫存出現積壓，坑口價格由漲轉跌。其中，山西地區煤價滯漲趨穩、蒙西地區承壓回落、陜西地區大幅下跌。進入下旬，產地市場率先企穩，部分冬儲需求以及節前剛需提前補庫，煤價逐漸止跌反彈。

國際動力煤價突破150美元，創近兩年新高。國際市場方面，9月3日，全球動力煤基準洲際交易所紐卡斯爾動力煤期貨次月合約價格收于每噸150.35美元，連續8個交易日上漲，累計漲幅達8.63%，創自2024年10月以來近兩年最高水平。9月4日進一步飆升至153美元/噸，為連續第9天上漲，此前一周價格飆升9.48%。煤炭價格上漲主要受印尼出口供應收緊、國際油氣價格走強等因素推動。印尼煤炭產量配額大幅減少、出口政策變動、國內市場保供、厄爾尼諾現象引發干旱氣候使河道水位劇降阻斷運煤駁船航行等多種因素疊加，導致煤炭出口下降。9月9日，煤炭價格回落至151.1美元/噸，連續三天高位調整，主要因煤炭市場基本面需求側仍然偏弱，而對供應趨緊的擔憂有所消退。

(二)庫存變化

港口庫存持續去化，但總量仍處高位。環渤海港口庫存延續去化態勢，曹妃甸港庫存由8月27日的1255萬噸降至9月3日的1155萬噸，再降至9月10日的1149萬噸，較去年同期高242萬噸。港口調入量維持低位運行，大秦線等主要通道發運量未見明顯回升，港口去庫進程有所加快。但當前庫存總量仍處歷史同期高位，部分煤種供需關系階段性收緊。進入下旬，隨著大秦線日發運量推高至115萬至120萬噸，較前期低位有所回升，環渤海港口調入量出現改善，供應端由緊轉松的邊際變化顯現，港口庫存止降趨穩。

電廠庫存穩中微降，可用天數小幅上升。中電聯發布的數據顯示，9月3日納入統計的發電企業煤炭庫存10383萬噸，較8月27日僅減少33萬噸，9月3日庫存環比開始回升，整體庫存規模仍處合理區間。電廠庫存可用天數19.8天，較8月27日增長0.7天。9月10日庫存10340萬噸，較9月3日減少35萬噸，庫存可用天數上升至20.5天，較9月3日增長0.8天。其中，海路運輸電廠庫存環比繼續回升，華中、西北區域電廠庫存環比下降。燃煤電廠煤炭庫存低于去年同期1440萬噸，庫存可用天數低于上年同期1.8天。

(三)進口煤市場

進口煤量價齊漲，但實際成交冷清。8月28日—9月3日當周，CECI進口指數綜合到岸標煤單價1184元/噸，較上期上漲74元/噸，環比上漲6.7%。9月3日—10日當周進一步上漲至1252元/噸，較上期上漲68元/噸，環比上漲5.7%。各煤種采購價格均有不同程度上漲，其中太倉港5500大卡/千克價格環比上漲75元/噸，廣州港3800大卡/千克價格環比上漲23元/噸。從電廠采購情況看，進口煤貨源供應整體仍可滿足終端需求。受內貿市場漲勢擴大影響，部分地區長協兌現率有所下降，終端在內貿市場上可獲得的資源量不及預期，轉向進口煤采購補充缺口。但在內貿煤漲價預期邊際轉弱、需求進入傳統淡季、市場分歧仍存的背景下，終端電廠對進口煤后市走勢存疑，疊加當前進口煤價位高企，市場觀望情緒濃厚，實際成交較為冷清。

后市展望

展望四季度，動力煤市場多空因素交織，預計將呈現“供給約束仍存、需求淡季走弱、價格高位承壓”的運行格局。

從供給端看，安監約束仍存，但產量有望邊際改善。主產區安全監管形勢依然偏嚴，供給端約束仍存。但9月中旬煤礦生產指標充足，疊加前期停產煤礦陸續復產，預計產地供應邊際繼續改善，煤炭產量有望好轉。同時在國家政策支持下，新疆煤持續穩定產量、強化運力，將對全國煤炭供應形成重要接續支撐。進口煤方面，根據CECI進口指數樣本數據測算，全國9月動力煤到港量將環比小幅增加;8月下旬采購進口煤多集中在9月中下旬交貨，但需警惕因油價上漲、FOB價格上漲等出現的違約情況。印尼出口新政落地后，貿易鏈條規則重構，政策落地過程中流程不確定性或將對后續印尼煤進口形成擾動。

從需求端看，用煤淡季特征逐步顯現。受氣溫季節性回落及新能源出力穩步提升擠壓，電廠日耗持續下行，迎峰度夏正式收官。9月中下旬火電機組秋季檢修陸續啟動，除部分剛需補庫需求外，高煤價下整體補庫意愿偏低，電煤拉運以長協煤為主，對高價市場煤抵觸情緒較強。非電用煤方面，化工、建材行業需求保持平穩，傳統“金九”旺季預期有所回落，需求釋放節奏趨于平緩。但部分庫存偏低電廠仍維持剛性補庫需求，疊加部分區域迎峰度冬儲備需求逐步釋放，電煤需求仍具備底部支撐。

從庫存端看，港口庫存持續回落，但總量仍處高位。環渤海港口庫存雖持續去化，但較去年同期仍偏高。電廠庫存穩中微降，整體庫存規模仍處合理區間。中間環節“蓄水池”效應消退，上游煤場、洗煤廠、站臺庫存經過持續消耗后已降至低位，緩沖效應消失，貨源調入減少的問題逐步暴露。下游高庫存效應消退，8月之前為應對油價上漲及迎峰度夏，下游電廠已將庫存打到較高位置，但8月下旬至今庫存下降加快，供應矛盾逐步顯現。

從季節性規律看，大秦線秋檢成為關鍵變量。10月7日，大秦線將展開為期20天的檢修。檢修開始后，鐵路進車減少，環渤海港口庫存或再次下降，港口市場預期仍較樂觀。雙節前終端采購存在階段性放量可能，東北地區冬儲補庫需求啟動，產地市場依然看好。疊加“金九銀十”傳統旺季進入后半程，鋼鐵、焦化等非電需求仍有支撐。

綜合研判，近期煤炭市場仍延續“供給約束主導、需求逐步回落”的供需雙弱格局。迎峰度夏基本收尾，電廠日耗呈季節性下行態勢，進入傳統用煤淡季，華東等部分地區電廠庫存相對高位，對高價市場煤接受度偏低，但也存在部分庫存深度去化電廠的補庫需求。山西地區煤炭產量缺口修復緩慢，偏緊效應隨時間逐步擴散，疊加進口煤補充支撐減弱，區域性供應緊平衡預期持續累積，并有傳導外溢趨勢，坑口成本對港口價格形成較強支撐，煤價下行空間有限。港口發運倒掛格局延續，貿易商挺價與兌現利潤的博弈加劇。預計近期煤炭價格上漲動能將有所收斂，整體維持高位震蕩運行態勢。后續需重點關注主產區煤礦復產進度及新疆煤外運情況、大秦線秋檢前后港口庫存變化、下游電廠補庫節奏以及進口煤政策落地進展等關鍵指標。

行業動態鏈接

國有煤礦安全生產工作進一步加強。8月27日，國家礦山安全監察局印發《關于進一步加強國有煤礦企業安全生產工作的意見》，從培優建強領導班子、健全技術管理體系、完善安全責任體系等九個方面提出具體要求。《意見》明確，國有煤礦企業應制定煤礦智能化發展行動計劃，建立分級分類推進煤礦智能化建設工作機制，根據不同煤礦類型、生產規模、安全生產條件及災害風險等級，科學制定可操作的智能化建設路徑和階段性實施方案。《意見》指出，地質工作是煤礦安全生產、災害治理的基礎和前提，集團公司應建立隱蔽致災因素普查工作檢查督導制度，常態化開展隱蔽致災因素普查。

礦山安全領域強制性國家標準發布。近日，市場監管總局批準發布一批礦山安全領域國家標準，涵蓋隱蔽致災因素普查、鋰離子動力電池等安全生產重點環節和重要設備。其中，《礦山隱蔽致災因素普查規范》為系列標準，分為總則、煤礦、金屬非金屬礦山及尾礦庫等3個部分，自2027年3月1日起實施。該系列標準旨在為全國礦山企業提供一套科學、統一的普查“標尺”，推動礦山安全治理模式向事前預防轉型。

中國中煤整合新集能源股權。據新集能源公告，公司控股股東中國中煤擬將持有的8.27億股股份(占公司總股本的31.92%)無償劃轉給全資子公司中煤(安徽)能源有限公司。2026年9月4日，雙方已簽署《股權無償劃轉協議》;完成后安徽公司成為直接控股股東，中國中煤為間接控股股東，實際控制人仍為國務院國資委。

暑運期間大秦鐵路、瓦日鐵路分別運輸煤炭6243萬噸、1711萬噸。今年暑運，中國鐵路太原局集團有限公司精準制訂運輸方案，建立每日碰頭對話制度，協調產運需各環節，保障全國300多家鐵路直供電廠用煤需求。暑運期間，大秦鐵路、瓦日鐵路分別運輸煤炭6243萬噸、1711萬噸，有效滿足了暑期用電需求。