中能财经 | 煤价冲上千元，这次和2021年有何不同？
来源：中能传媒研究院 时间：2026-09-22 09:45
邱丽静
导读：9月煤价逆势冲高，环渤海港口市场煤报价突破千元，创近三年新高。安监常态化推动供给刚性收缩，迎峰度夏收尾后电煤刚需、非电补库与冬储预期形成多层次支撑。9月3日—10日当周，CECI进口指数综合到岸标煤单价上涨至1252元/吨，进口煤价格优势收窄，补充作用减弱。本轮我国煤价上涨属供给收缩驱动的“被动上涨”，与2021年需求爆发式上涨逻辑存在明显差异，后市高位震荡中需警惕终端接受度不足带来的调整压力。
煤价冲上千元，这次和2021年有何不同？
9月10日，秦皇岛港5500大卡动力煤现货报价约989元/吨，波动中环渤海港口市场煤报价自2023年10月中旬以来首次突破千元，创近三年新高。迎峰度夏已收尾，电厂日耗季节性回落，煤价却逆势冲高。这一幕与2021年秋季的极端行情似曾相识，但驱动逻辑已然不同。
2026年5月山西沁源“5·22”矿难后，全国煤矿安监趋严，前期整治主要集中在民营煤矿。8月27日，国家矿山安全监察局印发《关于进一步加强国有煤矿企业安全生产工作的意见》，监管重心从民营煤矿延伸至供给占比更高的国有煤矿。
华泰证券研究所研报信息显示，今年6、7月全国规上原煤产量同比减少9.7%、10.1%，其中山西同比减少31.5%和35.8%。这轮减产并非短期扰动，而是安监从“阶段性运动”转向“常态化约束”的制度性变化。煤矿复产不等于达产，采掘比例失调导致产量恢复缓慢，即便后续政策推动稳产保供，产量回升也需要时间。
电煤日耗开始季节性回落，但仍处于相对高位水平，电厂仍保持一定规模市场煤刚需采购。CCTD中国煤炭市场网分析指出，“金九银十”非电行业旺季到来，化工、建材等非电采购补库需求在提升。北方冬储备货需求、部分贸易投机性备货需求也在释放。黑龙江省自9月份起进入供暖准备工作阶段，部分高寒地区已提前开栓供热。需求并未随高温消退而快速走弱，而是呈现出电煤刚需托底、非电边际改善、冬储预期升温的多层次支撑格局。
进口煤的补充作用也在减弱。印尼是中国最大的动力煤进口来源国，9月装船的印尼低卡煤供应明显偏紧，叠加海运费持续上行，进口煤到岸成本高于国内煤。9月3日—10日当周，CECI进口指数综合到岸标煤单价上涨至1252元/吨，较上期上涨68元/吨，环比上涨5.7%。进口煤价格优势收窄，电厂转向进口煤替代的空间有限，国内供给缺口较难通过外部渠道弥补。
与2021年相比，关键区别在于需求总量。2021年工业用电需求爆发式增长，供需缺口双向扩大，推动煤价在10月达到极端高位。而当前需求总量增速温和，煤价上涨更多是供给收缩驱动的“被动上涨”，而非需求旺盛带动的“主动上涨”。这意味着上涨空间和持续时间都将受到需求端的制约。
近年来电煤价格走势呈现“先降后升”的V型特征。2023年初动力煤价格约1185元/吨，此后逐年下行，2024年降至约927元/吨，2025年跌至769元/吨，2026年初一度探至689元/吨的低位。转折出现在2026年二季度，煤价“淡季不淡”逆势上行，本轮普涨是多因素共同作用的结果。
近期煤炭市场仍延续“供给约束主导、需求逐步回落”的供需双弱格局。山西地区煤炭产量缺口修复缓慢，偏紧效应随时间逐步扩散，叠加进口煤补充支撑减弱，区域性供应紧平衡预期持续累积，并有传导外溢趋势，坑口成本对港口价格形成较强支撑，煤价下行空间有限。港口发运倒挂格局延续，贸易商挺价与兑现利润的博弈加剧，价格上涨动能将有所收敛，整体维持高位震荡运行态势。
CCTD中国煤炭市场网预计，9月中下旬国内煤炭市场紧平衡的核心格局难以根本性扭转，供需基本面仍将为煤价提供坚实支撑，行情整体易涨难跌。同时也须警惕结构性分化风险，部分区域、煤种短期涨幅过快，存在卖方提涨节奏与实际终端需求跟进不足的错配问题，进而带来阶段性的调整压力。截至9月20日，CCTD环渤海动力煤现货参考价5500大卡、5000大卡、4500大卡三个规格品价格分别收于979、884、798元/吨，较前期高点已小幅回落，显示市场在冲高后进入消化阶段。
千元关口的煤价，既是安监常态化下供给刚性收缩的必然结果，也是需求结构性韧性支撑的集中体现。但与2021年不同的是，这一次的政策支持更加多元，长协煤履约监管、储备产能释放等调控手段已趋于成熟。煤价在高位能站多久，取决于安监约束与保供政策之间的微妙平衡，也取决于冬储需求释放节奏与终端接受度的博弈结果。
供需：供给约束仍存，需求季节性回落
（一）供给
国内产量降幅收窄，但恢复仍显缓慢。国家统计局数据显示，8月全国规上工业原煤产量3.6亿吨，同比下降7.7%，降幅比7月收窄2.4个百分点；日均产量1167万吨。1—8月累计产量30.6亿吨，同比下降3.3%。从重点企业看，据中国煤炭工业协会统计，1—8月重点大型企业原煤产量合计15.1亿吨，同比减少9036万吨，占规上工业原煤产量的49.3%。其中，国家能源集团3.98亿吨，同比下降3.1%；晋能控股集团2.16亿吨，同比下降20.3%；山东能源集团1.86亿吨，同比增长0.5%；陕煤集团1.73亿吨，同比增长0.3%；中国中煤集团1.68亿吨，同比下降7.5%；山西焦煤集团1.14亿吨，同比下降8.5%。
安监高压持续，复产节奏偏慢。国家矿山安全监察局印发《关于进一步加强国有煤矿企业安全生产工作的意见》，从培优建强领导班子、健全技术管理体系、完善安全责任体系等九个方面提出具体要求，明确国有煤矿企业应制定煤矿智能化发展行动计划，建立分级分类推进煤矿智能化建设工作机制。市场监管总局批准发布《矿山隐蔽致灾因素普查规范》系列强制性国家标准，自2027年3月1日起实施。山西地区供应缺口仍较大，虽复产煤矿逐步增多，但产量提升缓慢，区域供应持续偏紧，推动部分需求外溢至其他主产区，供应偏紧格局由局部向全域传导。截至9月初，山西仍有46座焦煤矿处于停产状态，总产能4930万吨，较5月底停产煤矿峰值73座已明显下降，显示复产取得一定进展，但整体产能释放仍然不足。
政策推动稳产保供，产量有望边际改善。近日，国家发展改革委、国家能源局、国家矿山安监局联合印发通知，多措并举加快推进煤炭稳产保供。通知要求各产煤省（自治区）和煤炭企业要在确保安全的前提下，全力做好煤炭稳产保供相关工作，持续抓好监测调度，不断优化生产组织，积极稳妥推进煤矿复产达产，加快联合试运转煤矿验收，推动煤炭产量平稳回升。同时，还对电煤中长期合同签订履约、发挥进口补充调剂作用、推进煤炭接续产能建设提出要求。下一步，有关部门将加强统筹协调，指导各产煤省（自治区）和煤炭企业抓紧落实各项工作部署，调整完善政策举措，适时释放煤炭产能储备，全力稳定煤炭生产供应。此外，山西省能源局召开电煤保供工作推进会，要求各市、各有关企业坚决扛牢能源保供政治责任，统筹好安全和生产，全力保障电煤稳定供应。
疆煤外运提质扩容，跨区域调配再添新通道。9月13日，“疆煤入冀”哈密煤炭万吨首发专列抵达河北港口集团唐山港京唐港区，标志着这条疆煤外运铁水联运通道正式落地运行。该通道以疆煤入海为主，通过疆煤入晋，组装万吨大列，再转入唐山港京唐港区，最终通过水路运输将新疆煤炭运往华东、华南沿海区域。此条线路的开通，将把疆煤入冀走铁路货运通道的运输时间从过去的往返28天缩短至10天左右。9月7日，国家发展改革委运行局牵头新疆发展改革委、国铁集团等多方召开专项会议，明确锚定“稳产量、强运力、扩外运”三大核心目标，全面推进疆煤保供提质增效。新疆煤炭预测资源总量达2.19万亿吨，占全国总量的四成以上。《煤炭工业发展“十五五”规划》将新疆纳入全国五大煤炭供应保障基地体系，明确提出2030年五大核心基地煤炭产量全国占比超80%的发展目标。
进口煤同比转降，补充作用减弱。海关总署数据显示，8月全国进口煤炭4209.2万吨，较去年同期的4273.7万吨减少64.5万吨，下降1.5%；较7月份的4272.8万吨减少63.6万吨，下降1.5%。1—8月全国共进口煤炭31018.8万吨，同比增长3.4%。8月进口同比下降，主要受印尼出口供应收紧影响。印尼煤炭出口新政于9月1日正式进入全面实施阶段，私营矿商当日起不得直接出口、签约与结算，全流程移交DSI，市场对新通道衔接不畅、供应阶段性收窄的预期加强。叠加加里曼丹旱季持续、河道水位偏低，煤炭转运效率下降，可流通现货资源持续偏紧。Kpler船舶追踪数据显示，8月印尼海运煤炭出口量为3610万吨，同比下降23.34%，环比下降6.54%，已连续三个月下降。其中对中国煤炭出口降至1447万吨，同比下降30.78%。蒙古方面，自8月14日起蒙古遭遇柴油供应短缺，矿区短途运输能力下降，过境口岸卡车数量减少近一半，截至9月初运煤卡车过境量仅为每天600~700辆，口岸煤炭库存大幅下降。
（二）需求
电煤需求季节性回落，迎峰度夏正式收官。中电联电力行业燃料统计数据显示，8月28日至9月3日当周，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量88亿千瓦时，环比减少19.3%，同比减少12.6%。全国普遍降温，居民制冷用电需求骤减，光伏出力恢复正常，各区域发电量均不同程度回落，其中华中、华北等主产区环比分别下降31.1%和27.4%。统计口径日均耗煤量463万吨，环比减少18.4%，同比减少9.5%。9月3日至10日当周，日均发电量84亿千瓦时，环比减少5.1%，同比减少13.4%；日均耗煤量437万吨，环比减少5.5%，同比减少9.6%。区域走势方面，由全面回落转为分化。南方区域受局部高温及负荷支撑环比大幅上升，华东、东北、西北、华北则延续下降。白露已过，用煤淡季特征逐步显现，9月中下旬，火电机组秋季检修陆续启动，除部分刚需补库需求外，高煤价下整体补库意愿偏低，电煤拉运以长协煤为主，对高价市场煤抵触情绪较强。
非电需求保持平稳，旺季预期有所回落。化工、建材行业需求保持平稳，传统“金九”旺季预期有所回落，需求释放节奏趋于平缓。受原油价格上涨支撑，化工行业用煤需求保持韧性。冶金、化工等非电刚需终端补库需求向好，边际改善明显。但建材行业受房地产低迷拖累，水泥需求不振，整体采购按需进行。
市场：价格冲高回落，高位震荡运行
（一）价格走势
港口煤价先扬后抑，涨幅前高后低。9月动力煤价格经历了“加速上涨—涨幅收窄—高位僵持”三个阶段。CECI沿海指数现货价格涨幅扩大，《CECI指数分析周报》（2026年第32期）显示，5500大卡/千克现货成交价较上期上涨20元/吨，5000大卡/千克现货成交价较上期上涨16元/吨。样本价格分别为840至940元/吨、780至850元/吨。CECI曹妃甸指数加速上涨，截至9月3日，5500大卡/千克、5000大卡/千克和4500大卡/千克煤种价格分别为920元/吨、830元/吨和748元/吨，与8月28日相比分别上涨43元/吨、42元/吨和44元/吨。截至9月10日，曹妃甸港5500大卡/千克、5000大卡/千克和4500大卡/千克煤种价格分别为990元/吨、894元/吨和809元/吨，与9月4日相比分别上涨51元/吨、46元/吨、42元/吨，但随着市场情绪降温，涨幅逐日收窄。下半月，随着安监政策边际放松预期升温、大秦线发运量回升，港口煤价涨势明显降温，市场进入僵持博弈阶段。
产地煤价由涨转跌，区域分化明显。主产区安全监管持续从严，在产煤矿产能释放有限，整体供应保持偏紧格局。但需求方面，电厂日耗持续季节性回落；冶金、化工等刚需用户采购节奏放缓；前期煤价涨幅过快，市场恐高情绪逐步发酵，叠加大集团外购价格下调、港口市场承压，贸易商、煤厂及站台观望情绪加深，整体拉运力度明显减弱，部分煤矿库存出现积压，坑口价格由涨转跌。其中，山西地区煤价滞涨趋稳、蒙西地区承压回落、陕西地区大幅下跌。进入下旬，产地市场率先企稳，部分冬储需求以及节前刚需提前补库，煤价逐渐止跌反弹。
国际动力煤价突破150美元，创近两年新高。国际市场方面，9月3日，全球动力煤基准洲际交易所纽卡斯尔动力煤期货次月合约价格收于每吨150.35美元，连续8个交易日上涨，累计涨幅达8.63%，创自2024年10月以来近两年最高水平。9月4日进一步飙升至153美元/吨，为连续第9天上涨，此前一周价格飙升9.48%。煤炭价格上涨主要受印尼出口供应收紧、国际油气价格走强等因素推动。印尼煤炭产量配额大幅减少、出口政策变动、国内市场保供、厄尔尼诺现象引发干旱气候使河道水位剧降阻断运煤驳船航行等多种因素叠加，导致煤炭出口下降。9月9日，煤炭价格回落至151.1美元/吨，连续三天高位调整，主要因煤炭市场基本面需求侧仍然偏弱，而对供应趋紧的担忧有所消退。
（二）库存变化
港口库存持续去化，但总量仍处高位。环渤海港口库存延续去化态势，曹妃甸港库存由8月27日的1255万吨降至9月3日的1155万吨，再降至9月10日的1149万吨，较去年同期高242万吨。港口调入量维持低位运行，大秦线等主要通道发运量未见明显回升，港口去库进程有所加快。但当前库存总量仍处历史同期高位，部分煤种供需关系阶段性收紧。进入下旬，随着大秦线日发运量推高至115万至120万吨，较前期低位有所回升，环渤海港口调入量出现改善，供应端由紧转松的边际变化显现，港口库存止降趋稳。
电厂库存稳中微降，可用天数小幅上升。中电联发布的数据显示，9月3日纳入统计的发电企业煤炭库存10383万吨，较8月27日仅减少33万吨，9月3日库存环比开始回升，整体库存规模仍处合理区间。电厂库存可用天数19.8天，较8月27日增长0.7天。9月10日库存10340万吨，较9月3日减少35万吨，库存可用天数上升至20.5天，较9月3日增长0.8天。其中，海路运输电厂库存环比继续回升，华中、西北区域电厂库存环比下降。燃煤电厂煤炭库存低于去年同期1440万吨，库存可用天数低于上年同期1.8天。
（三）进口煤市场
进口煤量价齐涨，但实际成交冷清。8月28日—9月3日当周，CECI进口指数综合到岸标煤单价1184元/吨，较上期上涨74元/吨，环比上涨6.7%。9月3日—10日当周进一步上涨至1252元/吨，较上期上涨68元/吨，环比上涨5.7%。各煤种采购价格均有不同程度上涨，其中太仓港5500大卡/千克价格环比上涨75元/吨，广州港3800大卡/千克价格环比上涨23元/吨。从电厂采购情况看，进口煤货源供应整体仍可满足终端需求。受内贸市场涨势扩大影响，部分地区长协兑现率有所下降，终端在内贸市场上可获得的资源量不及预期，转向进口煤采购补充缺口。但在内贸煤涨价预期边际转弱、需求进入传统淡季、市场分歧仍存的背景下，终端电厂对进口煤后市走势存疑，叠加当前进口煤价位高企，市场观望情绪浓厚，实际成交较为冷清。
后市展望
展望四季度，动力煤市场多空因素交织，预计将呈现“供给约束仍存、需求淡季走弱、价格高位承压”的运行格局。
从供给端看，安监约束仍存，但产量有望边际改善。主产区安全监管形势依然偏严，供给端约束仍存。但9月中旬煤矿生产指标充足，叠加前期停产煤矿陆续复产，预计产地供应边际继续改善，煤炭产量有望好转。同时在国家政策支持下，新疆煤持续稳定产量、强化运力，将对全国煤炭供应形成重要接续支撑。进口煤方面，根据CECI进口指数样本数据测算，全国9月动力煤到港量将环比小幅增加；8月下旬采购进口煤多集中在9月中下旬交货，但需警惕因油价上涨、FOB价格上涨等出现的违约情况。印尼出口新政落地后，贸易链条规则重构，政策落地过程中流程不确定性或将对后续印尼煤进口形成扰动。
从需求端看，用煤淡季特征逐步显现。受气温季节性回落及新能源出力稳步提升挤压，电厂日耗持续下行，迎峰度夏正式收官。9月中下旬火电机组秋季检修陆续启动，除部分刚需补库需求外，高煤价下整体补库意愿偏低，电煤拉运以长协煤为主，对高价市场煤抵触情绪较强。非电用煤方面，化工、建材行业需求保持平稳，传统“金九”旺季预期有所回落，需求释放节奏趋于平缓。但部分库存偏低电厂仍维持刚性补库需求，叠加部分区域迎峰度冬储备需求逐步释放，电煤需求仍具备底部支撑。
从库存端看，港口库存持续回落，但总量仍处高位。环渤海港口库存虽持续去化，但较去年同期仍偏高。电厂库存稳中微降，整体库存规模仍处合理区间。中间环节“蓄水池”效应消退，上游煤场、洗煤厂、站台库存经过持续消耗后已降至低位，缓冲效应消失，货源调入减少的问题逐步暴露。下游高库存效应消退，8月之前为应对油价上涨及迎峰度夏，下游电厂已将库存打到较高位置，但8月下旬至今库存下降加快，供应矛盾逐步显现。
从季节性规律看，大秦线秋检成为关键变量。10月7日，大秦线将展开为期20天的检修。检修开始后，铁路进车减少，环渤海港口库存或再次下降，港口市场预期仍较乐观。双节前终端采购存在阶段性放量可能，东北地区冬储补库需求启动，产地市场依然看好。叠加“金九银十”传统旺季进入后半程，钢铁、焦化等非电需求仍有支撑。
综合研判，近期煤炭市场仍延续“供给约束主导、需求逐步回落”的供需双弱格局。迎峰度夏基本收尾，电厂日耗呈季节性下行态势，进入传统用煤淡季，华东等部分地区电厂库存相对高位，对高价市场煤接受度偏低，但也存在部分库存深度去化电厂的补库需求。山西地区煤炭产量缺口修复缓慢，偏紧效应随时间逐步扩散，叠加进口煤补充支撑减弱，区域性供应紧平衡预期持续累积，并有传导外溢趋势，坑口成本对港口价格形成较强支撑，煤价下行空间有限。港口发运倒挂格局延续，贸易商挺价与兑现利润的博弈加剧。预计近期煤炭价格上涨动能将有所收敛，整体维持高位震荡运行态势。后续需重点关注主产区煤矿复产进度及新疆煤外运情况、大秦线秋检前后港口库存变化、下游电厂补库节奏以及进口煤政策落地进展等关键指标。
责任编辑：高慧君
