生意社09月07日讯

　　一、市场综述

　　本周动力煤市场呈现“坑口领涨、港口跟涨”的全面上行格局。在供给端持续收缩的核心驱动下，产地坑口价延续涨势且涨幅扩大，坑口涨价逐步向港口传导，港口价格由前期滞涨转为跟涨，产地与港口走势由背离转为共振上行。截至9月3日，秦皇岛港5500大卡动力煤主流报价已上移至935-945元/吨，同比去年同期的680-690元/吨，贵了整整250元。煤价于本周正式突破900元/吨关口，创下近两年半以来新高。

　　从市场情绪来看，“煤超疯”行情特征初显。产地煤矿销售良好，多数煤矿价格持续上涨；港口贸易商普遍挺价惜售，报价继续大幅上移。但值得注意的是，本轮上涨的核心驱动力在于成本的推升而非需求的强劲增长。

　　二、价格表现

　　1.港口价格：强势突破，连创新高

　　本周北方港口动力煤价格指数持续上行。CCI5500大卡指数从8月27日的874元/吨连续攀升，9月2日已达908元/吨。CCTD5500大卡指数同步上涨，9月3日报924元/吨。9月3日CCI单日暴拉19元，站上927元。

　　环渤海动力煤价格指数报收于720元/吨，环比上行3元/吨。8月28日北方港口动力煤881元/吨，周环比上涨21元/吨，创年内新高。

　　2.产地价格：涨幅更大，成本驱动明显

　　产地价格涨幅显著大于港口。截至9月3日：

　　榆林Q6000动力煤坑口报价为1014元/吨，周环比上涨213元•鄂尔多斯Q5500动力煤坑口报价为818元/吨，周环比上涨133元

　　主产区煤价延续涨势。月初部分煤矿恢复正常产销，供应略有好转，但整体依旧偏紧。冶金化工等需求不减，拉运积极，部分洗煤厂及站台维持补库。

　　3.发运成本与价格倒挂

　　现阶段发运成本过高，产地至港口发运倒挂延续。大集团外购价更新上调39-81元/吨。发运成本高企导致现货贸易商不愿低价出货，进一步支撑了港口报价。

　　三、供给端分析：刚性收缩是核心驱动力

　　1.国内产量：安监持续压制，复产不及预期

　　山西主产区复产缓慢。自5月山西沁源煤矿事故后，安全整治导致大量煤矿停产。截至8月20日，仍有51座煤矿处于停产状态，对应产能约5500万吨，部分矿井停产时长已超80天。已完成验收复产的煤矿普遍未恢复至事故前产能水平，平均产量仅恢复至停产前的66%，即实际减产幅度达30%-34%。

　　从更大范围看，6月到8月全国原煤产量预计减少1.1亿吨。晋、陕、蒙、新四大核心产区7月份全部减产，其中山西同比降超10%、环比降近10%，全国原煤产量创下2021年9月以来月度最低。

　　产能利用率大幅下滑。截至8月28日，样本动力煤矿井产能利用率降至84.3%，周环比下降3.6个百分点。动力煤周产持续下滑，三大主产地产能释放因安监压制持续受限，山西复产偏缓是供应缺口放大的核心原因，而内蒙因安监行动产量下降导致供应边际恶化。

　　政策安监长期化。8月27日，国家矿山安全监察局印发矿安〔2026〕84号文《关于进一步加强国有煤矿企业安全生产工作的意见》，从安全检查责任上移、安全检查常态化、生产经营指标确定等九方面系统强化国有煤矿安全管理。此前8月已印发“83号文”，在全国矿山领域组织开展安全生产突出问题整治。晋陕蒙主产区安全检查频繁，超产管控常态化，停产整改矿井复产进度不及预期。预计高强度安监环境将覆盖至2026年11月底。

　　2.进口煤：外矿供应受阻，进口成本高企

　　印尼出口受限。印尼因生产计划与预算(RKAB)配额审批延迟，以及巴里托河水位较低导致运输中断，出口供应受限。卡普阿斯河因持续干旱已干涸，煤炭驳船无法航行。截至8月28日，印尼3800大卡巴拿马型动力煤离岸价报71美元/吨。

　　澳大利亚煤价上涨。澳洲5500大卡动力煤部分离岸成交价达100美元/吨，折算到岸成本已超910元，与内贸煤相比价格优势较小。8月28日澳洲5500K FOB报价98.9美元/吨。

　　进口煤价格优势收窄甚至倒挂。进口成本高企、内外价差倒挂，支撑内贸价格。5500K华东进口动力煤采购价8月28日为920元/吨，较上期上涨20元/吨。

　　四、需求端分析：旺季支撑犹存，边际有所走弱

　　1.电力需求：迎峰度夏末期，日耗高位回落

　　8月六大电力集团沿海电厂日均耗煤94.3万吨，环比增加9.1万吨，同比增加1.4万吨。8月中上旬，华东、华南地区高温天气反复，电厂日耗持续高位运行，沿海八省电厂日耗拉高至230-240万吨附近。

　　进入8月下旬，迎峰度夏逐步接近尾声。截至8月31日，沿海八省电厂日耗降至216.5万吨，周环比下降21.4万吨，存煤可用天数回升至16天以上。沿海电厂日耗出现季节性回落。

　　2.非电需求：冶金化工等需求不减

　　除电力需求外，冶金化工等用户拉运积极，部分洗煤厂及站台维持补库。非电行业需求对产地煤价形成额外支撑。

　　3.电厂采购策略

　　电厂长协煤保障充足，市场煤追高意愿不强，采购以观望为主。终端用户保持观望心态，仅维持长协煤的刚需拉运。刚需采购拉动成交重心持续上移，但实际成交有限。

　　五、库存分析：持续去化，降至低位

　　1.港口库存：月降近400万吨

　　环渤海港口库存持续下降。截至9月2日，环渤海八港库存2291万吨，日环比减少8万吨。截至8月31日，环渤海九港库存2382.5万吨，月累计下降近400万吨。北方港煤炭库存已从前期近3000万吨显著去化。在供应偏紧的背景下，预计短期内北方港库存将盘桓在相对低位。

　　南方港口方面，广州港库存269.9万吨，月环比下降73.6万吨。

　　2.电厂库存：小幅下降

　　8月六大电力集团沿海电厂日均库存1414万吨，环比下降45万吨。电厂库存处于去化通道，但存煤可用天数仍处于安全区间。

　　六、国际市场：强势上行，逼近150美元

　　1.纽卡斯尔期货连涨七天

　　全球动力煤基准——洲际交易所(ICE)纽卡斯尔动力煤期货持续飙升。9月2日，次月到期合约价格收盘于每吨148.9美元，连续7个交易日上涨，七天内累计上涨7.6%，创下自2026年6月11日以来的最高价。此前9月1日，10月合约已涨至147.75美元/吨，单日上涨2.6%。

　　2.上涨驱动因素

　　油价上涨联动。9月1日布伦特原油收涨4.6%报94.65美元/桶，WTI原油报90.77美元/桶。油价上涨为煤价提供了重要支撑。

　　欧洲市场走强。中东地缘政治紧张、天然气储备减少(截至8月底欧洲天然气储备仅达62%)、天气干扰以及全球煤炭供应收紧，共同推升了欧洲动力煤市场。欧洲煤炭价格上涨使得哥伦比亚和美国煤炭出口再次具有竞争力。

　　南非供应中断。8月21日南非运煤火车29节车厢脱轨导致两条线路关闭，理查兹湾煤港库存下降近10%，南非6000千卡/千克煤炭价格已升至每吨116美元以上。

　　印度需求强劲。印度燃煤电厂煤炭库存已降至四年来最低，截至8月24日仅约2836万吨，相当于9.7天消耗量，而合理水平应为19.4天。8月印度国有煤炭公司产量同比下降5.7%。

　　综合判断，9月煤价大概率维持高位震荡格局，大幅回落的可能性较低。产地煤价仍有惯性补涨空间，但港口价格继续上涨需要终端重新补库配合。

　　【大宗商品公式定价原理】生意社基准价是基于价格大数据与生意社价格模型产生的交易指导价，又称生意社价格。可用于确定以下两种需求的交易结算价：

　　1、指定日期的结算价

　　2、指定周期的平均结算价

　　定价公式：结算价=生意社基准价×K＋C K：调整系数，包括账期成本等因素。

　　 C：升贴水，包括物流成本、品牌价差、区域价差等因素。