中能财经 | 今夏动力煤市场为何“燃”不起来?

煤炭市场研报(2026年7月)

【核心观点】

✦ 电厂提前完成旺季备库，传统季节性需求释放节奏被打破;环渤海港口及沿海电厂库存均处历史同期高位，压制市场煤采购意愿，7月煤价呈现先抑后扬、涨幅有限的震荡格局。

✦ 6月煤炭进口同比增近三成，上半年累计进口同比仅增1.7%，增量主要来自蒙古国;印尼DMO配额锁定、出口专营新政9月落地，下半年进口增量空间极为有限。

✦ 山西“5·22”事故后停产煤矿复产缓慢，内蒙古开展百日行动，叠加新版重大事故隐患判定标准施行，超产空间基本消失，供给弹性显著收窄。

✦ 高温刚需释放与高库存压制并存，产地供给增量有限，上行空间受制于历史高位的库存水平;存煤总体偏高的局面下，煤炭供需大概率维持相对平衡，现货价格中枢有望小幅上移。

月评

今夏动力煤市场为何“燃”不起来?

7月，迎峰度夏正式进入关键期，但煤炭港口未见往年的繁忙景象。产地和港口现货报价持续下探，坑口竞拍流拍现象增多，贸易商试图让利换量，成交依然清淡。市场期待已久的旺季行情迟迟未能启动。

有贸易商在港口大量囤货，但6月下旬以来煤价持续低迷，煤炭被迫积压在港，不得不让利出货。7月9日，北方港口5500大卡动力煤主流报价800至810元/吨，价格继续下探。6月中旬，随着全国高温天气来临，居民制冷负荷提前攀升，电厂提前补库，港口5500大卡动力煤冲高至870元/吨，处于近年来国内动力煤价格高位。随后煤价在旺季前夕掉头向下，6月30日跌至841元/吨，半个月累计回调近30元/吨。

此轮煤价下调，主要受到江南、江淮地区迎来持续梅雨汛期影响，流域降雨量较常年同期显著偏高，水电出力大幅提升，持续挤占火电发电空间。与此同时，国家发展改革委多措并举统筹煤炭安全生产与稳定保供，督促煤矿稳产增产、电煤中长期合同足额履约。国家发展改革委数据显示，截至6月16日，全国统调电厂存煤达2.1亿吨，平均可用天数达到34天，库存规模处于历史同期高位。在保供稳价基调下，长协煤稳定兑现，下游电厂采购以长协为主，维持刚需补库即可，对现货采购意愿不足。

上游煤矿和下游库存整体偏高，电厂日耗修复较慢，加上前期煤价处于相对高位，市场情绪转弱后价格随之回落。CCTD中国煤炭市场网数据显示，7月初沿海样本动力煤终端库存达到近年最高水平，较去年同期增长7.1%。

煤市旺季不旺，还受到地产链低迷拖累以及冶金、建材用煤的影响。煤化工利润压缩后企业停止囤货，仅维持刚需采购。前期进口套利窗口打开，6月停产的煤矿又集中复产，全链条电厂、港口高库存持续压制现货价格。

今年煤价上涨行情较往年大幅前置，出现了明显的预期透支。正常年份6月动力煤价格才开启旺季上涨，但今年受国际能源价格走高推动，3至5月国内煤价提前拉涨。6月中旬后国际煤价回落，进口煤到岸价低于国内同热值动力煤，集中到港分流订单，对国内市场形成冲击。国际煤价大幅回落之后，叠加前期电厂集中采购，市场看涨情绪快速消退，6月22日后国内煤价开启快速回调，日均跌幅5至6元/吨左右。7月8日，港口5500大卡、5000大卡、4500大卡动力煤现货参考价分别收于802元/吨、709元/吨、614元/吨。

市场原本预计7月上旬港口5500大卡动力煤价格仍有20至30元/吨的下行空间。但随着华东地区出梅、全国入伏，气温升高支撑用电刚需，拉动煤价回升，夏季煤炭消费高峰期或将延后至7月中旬释放。

市场走势印证了这一判断。7月中旬，煤价迎来止跌反弹。7月15日，北方港口煤价连续第三天上涨，5500大卡报810元/吨，单日涨5元。产地掀起涨价热潮，陕西个别煤矿单次涨幅达40元/吨，神华产地外购煤价同步上调。触发反弹的因素来自供给和需求两端。供给方面，晋陕蒙三大主产区安监同步收紧，产地供应扰动显著增强。需求方面，7月14日全国用电负荷再创新高，达到15.51亿千瓦，华中及多个省级电网负荷同创纪录，制冷需求推升火电日耗。入伏后高温天气持续，沿海六大电厂日耗从不到83万吨攀升至92.77万吨，周环比涨幅约10%，存煤可用天数从17.4天降至15.8天。

但反弹行情未能持续。7月17日涨势渐显疲态，7月23日港口煤价止涨，5500大卡报827元/吨，此后连续一周横盘。

反弹无疾而终，根源在于高库存对价格的压力始终未解除。北方港口煤炭库存飙升至3100万吨以上，再度站上高位。北方三大装船港下水量周环比骤降近50%，远超进港量降幅，疏港压力持续累积。截至7月21日，北方港口总库存达到3175.8万吨，从总量上看处于历史同期偏高水平。贸易商出货意愿增强，买方市场格局未根本改变。

供给端收缩预期也出现松动。6月山西原煤产量骤降至7801.2万吨，同比下降31.5%，环比降幅23.83%。此前山西每月产量均保持1亿吨以上，骤减的直接推手是5月长治矿难后全省安检力度大幅加强，大量煤矿停产整改。7月25日山西省政府召开的市长例会暨上半年全省经济运行分析会提出，要一矿一策推进停产煤矿整改验收、复工复产，有序推动核增产能、稳定生产。市场对供给持续收缩的预期随之动摇，供给缺口有望逐步回补。

需求端支撑同样存在上限。电厂日耗虽攀升，库存总量仍偏高。近期下游电厂仍有进口煤采购补充，北上采购以压价为主，大规模补库意愿不足。港口货源出现结构性问题，部分煤种因调进不足而偏紧，询价有所增加，卖方报价坚挺，但整体成交清淡，结构性紧张难以传导至整体价格。

当前煤市处于多空相持阶段。向下看，高温天气和日耗攀升形成一定支撑，三伏天持续至8月下旬，煤价大幅下挫风险基本解除。向上看，港口高库存、进口煤补充和供给端复产预期共同构成压制。煤价短期大概率延续震荡横盘，市场正在等待供需格局的进一步明朗。

供需：供给持续收缩，需求保有韧性

(一)

供给

国内产量方面，国家统计局数据显示，6月规上工业原煤产量3.8亿吨，日均产量1270万吨，同比下降9.7%。上半年累计产量23.7亿吨，同比下降1.7%。减量主要来自山西和新疆两大主产区。

山西“5·22”沁源煤矿特大瓦斯爆炸事故的影响持续发酵。截至7月上旬，山西全省停产炼焦煤煤矿56座，涉及产能7430万吨，多数在产煤矿因安全及超产监管开工维持30%至70%负荷。即便通过验收的矿井，复产也不等于达产，安全生产自查和上级检查压力下，煤矿开工率维持低位。山西省为汲取事故教训出台了煤炭行业发展和安全新规，意味着后续供应约束将继续收紧。

与此同时，主产地安监保持高压态势。内蒙古自7月6日起开展矿山“打非治违”百日行动，中央安全生产考核巡查组同期进驻开展明查暗访，煤矿生产活动受到明显制约。月底陕、蒙地区部分煤矿在完成月度生产任务后停产减产，7月下旬产地供应进一步收缩。

新版《煤矿重大事故隐患判定标准》于7月1日起正式施行，超产能生产等违规行为被严格禁止。以往旺季依靠临时超产形成的增量空间基本消失，供给端调节空间显著收窄。即便后续需求回升，煤矿也无法像往年一样迅速释放产能来填补缺口。供给弹性减弱，使得价格底部更为坚实。

进口煤方面，6月煤炭进口量大幅冲高。海关总署数据显示，6月全国进口煤炭4277.9万吨，同比增长近三成，环比增长近三成。上半年累计进口煤炭2.254亿吨，同比增长1.7%。

6月进口大增的原因具有明显的阶段性特征。需求端看，正值迎峰度夏期间，华东、华南持续高温，沿海电厂提前启动夏季备库，但国内安监趋严导致北方港口现货供给收紧，电厂缺口只能靠进口煤填补。供给端看，印尼5至6月降雨偏少有利于矿山加大生产，6月中旬宣布启动全年产量配额上调申报，短期暂缓严控出口，出口新政尚处过渡期，短期发运效率未明显受阻。多重因素叠加下，6月煤炭进口量同环比均明显增加。

从具体进口国别来看，上半年进口增量主要来自蒙古国，同比增幅超过六成;而从印尼、俄罗斯、澳大利亚等主要海运来源国的进口均出现不同程度下降，降幅分别为0.5%、9.5%和20%。印尼能源与矿产资源部已将2026年DMO供应配额定为2.12亿吨，优先保障本国电力企业需求。9月起印尼煤炭私企将禁止直接外销，全部通过国有出口商统一出口，政策层面的约束将使下半年进口增量空间极为有限。俄罗斯远东铁路运力紧张且优先供给日韩等出价更高的海外客户，叠加铁路港口运费抬升削弱其价格竞争力。综合来看，6月的进口冲高更像是一次性的集中释放，而非趋势性反转。

(二)

需求

电力耗煤方面，7月进入迎峰度夏核心阶段。7月15日正式入伏，中东部、华南、川渝大范围遭遇持续高温，全社会用电负荷连创新高，电厂日耗稳步修复。CECI周报显示，7月10日至16日当周，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比增长13.6%，日均耗煤量环比增长11.5%。高温天气叠加南方强降雨导致部分水库泄洪、水电出力减弱，火电发电量环比明显增长。

区域走势明显分化。7月16日至23日当周，受大范围降雨及前期台风过境影响，华中、华北等主雨区燃煤发电量与耗煤量环比降幅超过一成;华东区域受高温持续、水电出力回落等影响，燃煤发电量与耗煤量环比涨幅也超过一成，东北区域在台风造成的低基数耗煤量基础上明显回升。

电厂库存整体充裕，拉运以年度长协及进口煤补充为主，市场煤仅维持刚需及零星招标采购。截至7月23日，纳入统计的发电企业煤炭库存11318万吨，较7月16日增长110万吨，库存可用天数22.6天。海路运输电厂煤炭库存3009万吨，较7月16日增长71万吨，库存可用天数19.2天。

今年电厂采购节奏明显前置。3至5月受美伊冲突影响国内煤价提前拉涨，电厂相应提前完成旺季备库。待6月中旬地缘风险溢价消退、煤价回调时，电厂库存已处高位。进入7月后日耗虽有提升，但电厂普遍采取消耗库存加兑现长协的策略，对市场煤的采购意愿低迷。预期先行、需求前置，使得传统旺季需求释放节奏被重新分配。

化工耗煤方面，需求保持较强韧性。煤化工行业产能利用率维持高位，煤制烯烃、煤制油等现代煤化工项目对原料煤的刚需采购持续存在。上半年化工行业平均煤炭周耗同比增长近一成。随着四大煤制油气战略基地建设推进，“十五五”期间化工耗煤有望成为煤炭需求端最重要的增量来源。

建材与钢铁耗煤方面，需求延续疲弱。房地产低迷拖累水泥需求，1至5月水泥产量同比下降近一成。钢铁行业生铁和粗钢产量延续下降走势，1至5月同比分别下降3.1%和3.9%。7月处于传统消费淡季，叠加高温下建筑施工减少，钢材需求进一步走弱。整体来看，非电行业中仅化工需求维持正增长，建材和钢铁两大板块对煤炭需求的拉动持续为负。

市场：行情先抑后扬，价格区间震荡

(一)

动力煤市场

7月动力煤市场走出先抑后扬、区间震荡的行情格局。截至7月24日，CCTD环渤海动力煤现货参考价5500大卡、5000大卡、4500大卡分别收于826元/吨、736元/吨、643元/吨，较月初分别下降11元/吨、10元/吨和5元/吨。月度走势呈现明显的三段式特征。

上旬：震荡走弱。江南、江淮地区梅雨天气持续压制制冷用电需求，电厂日耗回升乏力。沿海电厂前期备货充足，市场煤采购意愿低迷，北方港口库存不断累积。据CCTD监测，7月8日5500大卡、5000大卡、4500大卡现货参考价分别收于802元/吨、709元/吨、614元/吨，日环比分别下降6元/吨、5元/吨、5元/吨，北港市场煤价已跌破部分货源成本线。贸易商出货承压，市场普遍担忧旺季需求不及预期，煤价震荡走弱。

中旬：触底反弹。7月9日起南方梅雨季陆续结束，7月15日正式入伏。中东部、华南、川渝大范围遭遇持续高温，制冷用电负荷快速走高，CCTD监测显示沿海八省与内陆十七省电厂日均耗煤量环比分别增长6%与7.5%。同时受强降雨干扰铁路发运及发运成本持续倒挂影响，进港资源有所减少。CECI周报显示，7月10日至16日当周，5500大卡、5000大卡和4500大卡煤种价格较7月10日分别上涨14元/吨、16元/吨、24元/吨，产地煤价涨势更为强劲。在高温刚需释放和供给收缩双重推动下，煤价触底反弹。截至7月15日，5500大卡、5000大卡、4500大卡分别收于809元/吨、718元/吨、628元/吨，日环比均上涨5~6元/吨。

下旬：涨后趋稳。随着价格连日推升，实际成交量未见明显放大。CECI周报显示7月16日至23日当周，5500大卡、5000大卡现货成交价较上期分别上涨3元、7元，但后半周市场看涨情绪降温，逻辑由情绪驱动转向实际需求驱动，上行支撑不足，价格僵持走平。环渤海港口库存2979.1万吨，周环比增加1.19%，同比高出265.4万吨，仍处近年同期偏高水平。电厂库存绝对水平依旧充裕，对价格上涨抵触明显。多空形成制衡，5500大卡价格在820~826元/吨区间窄幅波动。

从CECI沿海指数看，本期5500大卡、5000大卡现货成交价样本价格分别为810~827元/吨、719~736元/吨。采购类型中年度长协、批量采购、现货采购占比分别为45.1%、25.0%、29.8%，现货采购占比较上期增加16.5个百分点。热值分布方面，4500大卡、5000大卡、5500大卡占比分别为30.3%、54.4%、15.4%，电厂为强化顶峰发电能力，适当加大高卡煤采购力度。

从CECI曹妃甸指数看，截至7月23日，曹妃甸港库存1513万吨，环比增加91万吨，较去年同期高220万吨。5500大卡、5000大卡和4500大卡煤种价格分别为826元/吨、735元/吨和641元/吨，较7月17日分别上涨8元/吨、7元/吨、4元/吨。本期各规格品平均价格分别为822.8元/吨、732.4元/吨和640.0元/吨，较上期分别上涨17.6元/吨、19.2元/吨、21.2元/吨，但涨幅明显收窄，后半周观望走平。

(二)

炼焦煤市场

7月炼焦煤市场总体承压运行。山西事故后主产区停产严重，截至7月上旬仍有73座煤矿处于停产状态，产能约0.95亿吨。即便通过验收的矿井，复产也不等于达产，安全自查和上级检查压力下开工率维持低位。

需求端同样偏弱。7月处于钢材消费淡季，高温下建筑施工减少，钢厂按需采购为主。截至7月24日，京唐港主焦煤库提价2090元，较月初持平;京唐港三分之一焦煤库提价1560元，同样持平。从库存看，独立焦化厂炼焦煤总库存773.32万吨，环比下降2.66%;247家样本钢厂炼焦煤库存775.73万吨，环比微增0.19%。整体呈现供应偏紧、需求偏弱、库存分化的格局。

后市展望：窄幅震荡，价格重心小幅抬升

一是8月高温天气延续，电煤日耗有望维持高位。8月仍处于三伏旺季核心时段，中伏独占20天，是一年中最热的时段。中央气象台预测，未来新疆、内蒙古西部、甘肃西部、陕西关中、四川盆地等地有4~8天高温天气，局部可达39至41摄氏度。高温将继续支撑制冷用电需求，电厂日耗有望维持在旺季较高水平，库存消耗速度有望加快。但当前电厂、港口库存均处历史同期高位，环渤海港口库存同比高出近一成，沿海电厂库存同比仍高出近一成。高库存意味着电厂缺乏大规模补库的紧迫性，市场煤采购仍将以刚需为主。刚需托底、高库存封顶的格局下，8月煤价大概率延续区间震荡走势。

二是产地安监持续收紧，煤炭产量短期难以大幅增加。山西事故停产煤矿复产进度缓慢，多数在产煤矿开工率仅维持30%~70%。内蒙古打非治违百日行动将持续至10月中旬。主产地安监常态化叠加月末部分煤矿完成生产任务后检修，短期内煤炭产量难以大幅释放。坑口煤价保持韧性，产地至港口发运持续倒挂，成本支撑效应将进一步显现。供给端放量受限，将为煤价提供坚实底部。

三是进口煤到港量预计回落，对国内市场的补充作用减弱。CECI进口指数显示，进口煤价持续走高，叠加终端库存充足，进口煤成交量已出现回落。印尼9月起实施出口专营新政，2.12亿吨DMO配额优先保障国内需求，下半年可供出口的增量极为有限。俄罗斯受制于铁路运力和成本上升，澳大利亚高卡煤被日韩等国分流。下半年进口煤对国内供给的边际补充作用将弱于上半年。

四是化工耗煤需求有望延续增长，建材和钢铁需求短期难有起色。煤化工行业产能利用率维持高位，煤制烯烃、煤制油等现代煤化工项目对原料煤的刚需采购持续存在。随着四大煤制油气战略基地建设推进，化工耗煤有望成为需求端最重要增量来源。但房地产低迷将继续拖累水泥需求，粗钢平控政策压制炼焦煤需求，建材和钢铁两大板块对煤炭总需求的拉动作用预计仍为负值。非电需求的化工强，建材、钢铁弱格局短期难以改变。

五是煤价预计维持窄幅震荡，现货价格中枢或将小幅上移。前期因地缘事件催化的价格溢价已基本出清，市场关注点正转向日耗提升幅度、库存去化速度和产地安监执行力度等实际变量。在高温刚需和供给收缩的共同作用下，煤价底部较为明确;在高库存和进口煤价的共同压制下，上行空间同样受限。多空因素交织，缺乏单边驱动。整体来看，存煤总体偏高的局面下，煤炭供需大概率维持相对平衡，现货价格中枢有望小幅上移。