煤炭市場研報(2026年7月)

【核心觀點】

? 電廠提前完成旺季備庫，傳統季節性需求釋放節奏被打破;環渤海港口及沿海電廠庫存均處歷史同期高位，壓制市場煤采購意愿，7月煤價呈現先抑后揚、漲幅有限的震蕩格局。

? 6月煤炭進口同比增近三成，上半年累計進口同比僅增1.7%，增量主要來自蒙古國;印尼DMO配額鎖定、出口專營新政9月落地，下半年進口增量空間極為有限。

? 山西“5·22”事故后停產煤礦復產緩慢，內蒙古開展百日行動，疊加新版重大事故隱患判定標準施行，超產空間基本消失，供給彈性顯著收窄。

? 高溫剛需釋放與高庫存壓制并存，產地供給增量有限，上行空間受制于歷史高位的庫存水平;存煤總體偏高的局面下，煤炭供需大概率維持相對平衡，現貨價格中樞有望小幅上移。

月評

今夏動力煤市場為何“燃”不起來?

7月，迎峰度夏正式進入關鍵期，但煤炭港口未見往年的繁忙景象。產地和港口現貨報價持續下探，坑口競拍流拍現象增多，貿易商試圖讓利換量，成交依然清淡。市場期待已久的旺季行情遲遲未能啟動。

有貿易商在港口大量囤貨，但6月下旬以來煤價持續低迷，煤炭被迫積壓在港，不得不讓利出貨。7月9日，北方港口5500大卡動力煤主流報價800至810元/噸，價格繼續下探。6月中旬，隨著全國高溫天氣來臨，居民制冷負荷提前攀升，電廠提前補庫，港口5500大卡動力煤沖高至870元/噸，處于近年來國內動力煤價格高位。隨后煤價在旺季前夕掉頭向下，6月30日跌至841元/噸，半個月累計回調近30元/噸。

此輪煤價下調，主要受到江南、江淮地區迎來持續梅雨汛期影響，流域降雨量較常年同期顯著偏高，水電出力大幅提升，持續擠占火電發電空間。與此同時，國家發展改革委多措并舉統籌煤炭安全生產與穩定保供，督促煤礦穩產增產、電煤中長期合同足額履約。國家發展改革委數據顯示，截至6月16日，全國統調電廠存煤達2.1億噸，平均可用天數達到34天，庫存規模處于歷史同期高位。在保供穩價基調下，長協煤穩定兌現，下游電廠采購以長協為主，維持剛需補庫即可，對現貨采購意愿不足。

上游煤礦和下游庫存整體偏高，電廠日耗修復較慢，加上前期煤價處于相對高位，市場情緒轉弱后價格隨之回落。CCTD中國煤炭市場網數據顯示，7月初沿海樣本動力煤終端庫存達到近年最高水平，較去年同期增長7.1%。

煤市旺季不旺，還受到地產鏈低迷拖累以及冶金、建材用煤的影響。煤化工利潤壓縮后企業停止囤貨，僅維持剛需采購。前期進口套利窗口打開，6月停產的煤礦又集中復產，全鏈條電廠、港口高庫存持續壓制現貨價格。

今年煤價上漲行情較往年大幅前置，出現了明顯的預期透支。正常年份6月動力煤價格才開啟旺季上漲，但今年受國際能源價格走高推動，3至5月國內煤價提前拉漲。6月中旬后國際煤價回落，進口煤到岸價低于國內同熱值動力煤，集中到港分流訂單，對國內市場形成沖擊。國際煤價大幅回落之后，疊加前期電廠集中采購，市場看漲情緒快速消退，6月22日后國內煤價開啟快速回調，日均跌幅5至6元/噸左右。7月8日，港口5500大卡、5000大卡、4500大卡動力煤現貨參考價分別收于802元/噸、709元/噸、614元/噸。

市場原本預計7月上旬港口5500大卡動力煤價格仍有20至30元/噸的下行空間。但隨著華東地區出梅、全國入伏，氣溫升高支撐用電剛需，拉動煤價回升，夏季煤炭消費高峰期或將延后至7月中旬釋放。

市場走勢印證了這一判斷。7月中旬，煤價迎來止跌反彈。7月15日，北方港口煤價連續第三天上漲，5500大卡報810元/噸，單日漲5元。產地掀起漲價熱潮，陜西個別煤礦單次漲幅達40元/噸，神華產地外購煤價同步上調。觸發反彈的因素來自供給和需求兩端。供給方面，晉陜蒙三大主產區安監同步收緊，產地供應擾動顯著增強。需求方面，7月14日全國用電負荷再創新高，達到15.51億千瓦，華中及多個省級電網負荷同創紀錄，制冷需求推升火電日耗。入伏后高溫天氣持續，沿海六大電廠日耗從不到83萬噸攀升至92.77萬噸，周環比漲幅約10%，存煤可用天數從17.4天降至15.8天。

但反彈行情未能持續。7月17日漲勢漸顯疲態，7月23日港口煤價止漲，5500大卡報827元/噸，此后連續一周橫盤。

反彈無疾而終，根源在于高庫存對價格的壓力始終未解除。北方港口煤炭庫存飆升至3100萬噸以上，再度站上高位。北方三大裝船港下水量周環比驟降近50%，遠超進港量降幅，疏港壓力持續累積。截至7月21日，北方港口總庫存達到3175.8萬噸，從總量上看處于歷史同期偏高水平。貿易商出貨意愿增強，買方市場格局未根本改變。

供給端收縮預期也出現松動。6月山西原煤產量驟降至7801.2萬噸，同比下降31.5%，環比降幅23.83%。此前山西每月產量均保持1億噸以上，驟減的直接推手是5月長治礦難后全省安檢力度大幅加強，大量煤礦停產整改。7月25日山西省政府召開的市長例會暨上半年全省經濟運行分析會提出，要一礦一策推進停產煤礦整改驗收、復工復產，有序推動核增產能、穩定生產。市場對供給持續收縮的預期隨之動搖，供給缺口有望逐步回補。

需求端支撐同樣存在上限。電廠日耗雖攀升，庫存總量仍偏高。近期下游電廠仍有進口煤采購補充，北上采購以壓價為主，大規模補庫意愿不足。港口貨源出現結構性問題，部分煤種因調進不足而偏緊，詢價有所增加，賣方報價堅挺，但整體成交清淡，結構性緊張難以傳導至整體價格。

當前煤市處于多空相持階段。向下看，高溫天氣和日耗攀升形成一定支撐，三伏天持續至8月下旬，煤價大幅下挫風險基本解除。向上看，港口高庫存、進口煤補充和供給端復產預期共同構成壓制。煤價短期大概率延續震蕩橫盤，市場正在等待供需格局的進一步明朗。

供需：供給持續收縮，需求保有韌性

(一)

供給

國內產量方面，國家統計局數據顯示，6月規上工業原煤產量3.8億噸，日均產量1270萬噸，同比下降9.7%。上半年累計產量23.7億噸，同比下降1.7%。減量主要來自山西和新疆兩大主產區。

山西“5·22”沁源煤礦特大瓦斯爆炸事故的影響持續發酵。截至7月上旬，山西全省停產煉焦煤煤礦56座，涉及產能7430萬噸，多數在產煤礦因安全及超產監管開工維持30%至70%負荷。即便通過驗收的礦井，復產也不等于達產，安全生產自查和上級檢查壓力下，煤礦開工率維持低位。山西省為汲取事故教訓出臺了煤炭行業發展和安全新規，意味著后續供應約束將繼續收緊。

與此同時，主產地安監保持高壓態勢。內蒙古自7月6日起開展礦山“打非治違”百日行動，中央安全生產考核巡查組同期進駐開展明查暗訪，煤礦生產活動受到明顯制約。月底陜、蒙地區部分煤礦在完成月度生產任務后停產減產，7月下旬產地供應進一步收縮。

新版《煤礦重大事故隱患判定標準》于7月1日起正式施行，超產能生產等違規行為被嚴格禁止。以往旺季依靠臨時超產形成的增量空間基本消失，供給端調節空間顯著收窄。即便后續需求回升，煤礦也無法像往年一樣迅速釋放產能來填補缺口。供給彈性減弱，使得價格底部更為堅實。

進口煤方面，6月煤炭進口量大幅沖高。海關總署數據顯示，6月全國進口煤炭4277.9萬噸，同比增長近三成，環比增長近三成。上半年累計進口煤炭2.254億噸，同比增長1.7%。

6月進口大增的原因具有明顯的階段性特征。需求端看，正值迎峰度夏期間，華東、華南持續高溫，沿海電廠提前啟動夏季備庫，但國內安監趨嚴導致北方港口現貨供給收緊，電廠缺口只能靠進口煤填補。供給端看，印尼5至6月降雨偏少有利于礦山加大生產，6月中旬宣布啟動全年產量配額上調申報，短期暫緩嚴控出口，出口新政尚處過渡期，短期發運效率未明顯受阻。多重因素疊加下，6月煤炭進口量同環比均明顯增加。

從具體進口國別來看，上半年進口增量主要來自蒙古國，同比增幅超過六成;而從印尼、俄羅斯、澳大利亞等主要海運來源國的進口均出現不同程度下降，降幅分別為0.5%、9.5%和20%。印尼能源與礦產資源部已將2026年DMO供應配額定為2.12億噸，優先保障本國電力企業需求。9月起印尼煤炭私企將禁止直接外銷，全部通過國有出口商統一出口，政策層面的約束將使下半年進口增量空間極為有限。俄羅斯遠東鐵路運力緊張且優先供給日韓等出價更高的海外客戶，疊加鐵路港口運費抬升削弱其價格競爭力。綜合來看，6月的進口沖高更像是一次性的集中釋放，而非趨勢性反轉。

(二)

需求

電力耗煤方面，7月進入迎峰度夏核心階段。7月15日正式入伏，中東部、華南、川渝大范圍遭遇持續高溫，全社會用電負荷連創新高，電廠日耗穩步修復。CECI周報顯示，7月10日至16日當周，納入統計的燃煤發電企業日均發電量環比增長13.6%，日均耗煤量環比增長11.5%。高溫天氣疊加南方強降雨導致部分水庫泄洪、水電出力減弱，火電發電量環比明顯增長。

區域走勢明顯分化。7月16日至23日當周，受大范圍降雨及前期臺風過境影響，華中、華北等主雨區燃煤發電量與耗煤量環比降幅超過一成;華東區域受高溫持續、水電出力回落等影響，燃煤發電量與耗煤量環比漲幅也超過一成，東北區域在臺風造成的低基數耗煤量基礎上明顯回升。

電廠庫存整體充裕，拉運以年度長協及進口煤補充為主，市場煤僅維持剛需及零星招標采購。截至7月23日，納入統計的發電企業煤炭庫存11318萬噸，較7月16日增長110萬噸，庫存可用天數22.6天。海路運輸電廠煤炭庫存3009萬噸，較7月16日增長71萬噸，庫存可用天數19.2天。

今年電廠采購節奏明顯前置。3至5月受美伊沖突影響國內煤價提前拉漲，電廠相應提前完成旺季備庫。待6月中旬地緣風險溢價消退、煤價回調時，電廠庫存已處高位。進入7月后日耗雖有提升，但電廠普遍采取消耗庫存加兌現長協的策略，對市場煤的采購意愿低迷。預期先行、需求前置，使得傳統旺季需求釋放節奏被重新分配。

化工耗煤方面，需求保持較強韌性。煤化工行業產能利用率維持高位，煤制烯烴、煤制油等現代煤化工項目對原料煤的剛需采購持續存在。上半年化工行業平均煤炭周耗同比增長近一成。隨著四大煤制油氣戰略基地建設推進，“十五五”期間化工耗煤有望成為煤炭需求端最重要的增量來源。

建材與鋼鐵耗煤方面，需求延續疲弱。房地產低迷拖累水泥需求，1至5月水泥產量同比下降近一成。鋼鐵行業生鐵和粗鋼產量延續下降走勢，1至5月同比分別下降3.1%和3.9%。7月處于傳統消費淡季，疊加高溫下建筑施工減少，鋼材需求進一步走弱。整體來看，非電行業中僅化工需求維持正增長，建材和鋼鐵兩大板塊對煤炭需求的拉動持續為負。

市場：行情先抑后揚，價格區間震蕩

(一)

動力煤市場

7月動力煤市場走出先抑后揚、區間震蕩的行情格局。截至7月24日，CCTD環渤海動力煤現貨參考價5500大卡、5000大卡、4500大卡分別收于826元/噸、736元/噸、643元/噸，較月初分別下降11元/噸、10元/噸和5元/噸。月度走勢呈現明顯的三段式特征。

上旬：震蕩走弱。江南、江淮地區梅雨天氣持續壓制制冷用電需求，電廠日耗回升乏力。沿海電廠前期備貨充足，市場煤采購意愿低迷，北方港口庫存不斷累積。據CCTD監測，7月8日5500大卡、5000大卡、4500大卡現貨參考價分別收于802元/噸、709元/噸、614元/噸，日環比分別下降6元/噸、5元/噸、5元/噸，北港市場煤價已跌破部分貨源成本線。貿易商出貨承壓，市場普遍擔憂旺季需求不及預期，煤價震蕩走弱。

中旬：觸底反彈。7月9日起南方梅雨季陸續結束，7月15日正式入伏。中東部、華南、川渝大范圍遭遇持續高溫，制冷用電負荷快速走高，CCTD監測顯示沿海八省與內陸十七省電廠日均耗煤量環比分別增長6%與7.5%。同時受強降雨干擾鐵路發運及發運成本持續倒掛影響，進港資源有所減少。CECI周報顯示，7月10日至16日當周，5500大卡、5000大卡和4500大卡煤種價格較7月10日分別上漲14元/噸、16元/噸、24元/噸，產地煤價漲勢更為強勁。在高溫剛需釋放和供給收縮雙重推動下，煤價觸底反彈。截至7月15日，5500大卡、5000大卡、4500大卡分別收于809元/噸、718元/噸、628元/噸，日環比均上漲5~6元/噸。

下旬：漲后趨穩。隨著價格連日推升，實際成交量未見明顯放大。CECI周報顯示7月16日至23日當周，5500大卡、5000大卡現貨成交價較上期分別上漲3元、7元，但后半周市場看漲情緒降溫，邏輯由情緒驅動轉向實際需求驅動，上行支撐不足，價格僵持走平。環渤海港口庫存2979.1萬噸，周環比增加1.19%，同比高出265.4萬噸，仍處近年同期偏高水平。電廠庫存絕對水平依舊充裕，對價格上漲抵觸明顯。多空形成制衡，5500大卡價格在820~826元/噸區間窄幅波動。

從CECI沿海指數看，本期5500大卡、5000大卡現貨成交價樣本價格分別為810~827元/噸、719~736元/噸。采購類型中年度長協、批量采購、現貨采購占比分別為45.1%、25.0%、29.8%，現貨采購占比較上期增加16.5個百分點。熱值分布方面，4500大卡、5000大卡、5500大卡占比分別為30.3%、54.4%、15.4%，電廠為強化頂峰發電能力，適當加大高卡煤采購力度。

從CECI曹妃甸指數看，截至7月23日，曹妃甸港庫存1513萬噸，環比增加91萬噸，較去年同期高220萬噸。5500大卡、5000大卡和4500大卡煤種價格分別為826元/噸、735元/噸和641元/噸，較7月17日分別上漲8元/噸、7元/噸、4元/噸。本期各規格品平均價格分別為822.8元/噸、732.4元/噸和640.0元/噸，較上期分別上漲17.6元/噸、19.2元/噸、21.2元/噸，但漲幅明顯收窄，后半周觀望走平。

(二)

煉焦煤市場

7月煉焦煤市場總體承壓運行。山西事故后主產區停產嚴重，截至7月上旬仍有73座煤礦處于停產狀態，產能約0.95億噸。即便通過驗收的礦井，復產也不等于達產，安全自查和上級檢查壓力下開工率維持低位。

需求端同樣偏弱。7月處于鋼材消費淡季，高溫下建筑施工減少，鋼廠按需采購為主。截至7月24日，京唐港主焦煤庫提價2090元，較月初持平;京唐港三分之一焦煤庫提價1560元，同樣持平。從庫存看，獨立焦化廠煉焦煤總庫存773.32萬噸，環比下降2.66%;247家樣本鋼廠煉焦煤庫存775.73萬噸，環比微增0.19%。整體呈現供應偏緊、需求偏弱、庫存分化的格局。

后市展望：窄幅震蕩，價格重心小幅抬升

一是8月高溫天氣延續，電煤日耗有望維持高位。8月仍處于三伏旺季核心時段，中伏獨占20天，是一年中最熱的時段。中央氣象臺預測，未來新疆、內蒙古西部、甘肅西部、陜西關中、四川盆地等地有4~8天高溫天氣，局部可達39至41攝氏度。高溫將繼續支撐制冷用電需求，電廠日耗有望維持在旺季較高水平，庫存消耗速度有望加快。但當前電廠、港口庫存均處歷史同期高位，環渤海港口庫存同比高出近一成，沿海電廠庫存同比仍高出近一成。高庫存意味著電廠缺乏大規模補庫的緊迫性，市場煤采購仍將以剛需為主。剛需托底、高庫存封頂的格局下，8月煤價大概率延續區間震蕩走勢。

二是產地安監持續收緊，煤炭產量短期難以大幅增加。山西事故停產煤礦復產進度緩慢，多數在產煤礦開工率僅維持30%~70%。內蒙古打非治違百日行動將持續至10月中旬。主產地安監常態化疊加月末部分煤礦完成生產任務后檢修，短期內煤炭產量難以大幅釋放。坑口煤價保持韌性，產地至港口發運持續倒掛，成本支撐效應將進一步顯現。供給端放量受限，將為煤價提供堅實底部。

三是進口煤到港量預計回落，對國內市場的補充作用減弱。CECI進口指數顯示，進口煤價持續走高，疊加終端庫存充足，進口煤成交量已出現回落。印尼9月起實施出口專營新政，2.12億噸DMO配額優先保障國內需求，下半年可供出口的增量極為有限。俄羅斯受制于鐵路運力和成本上升，澳大利亞高卡煤被日韓等國分流。下半年進口煤對國內供給的邊際補充作用將弱于上半年。

四是化工耗煤需求有望延續增長，建材和鋼鐵需求短期難有起色。煤化工行業產能利用率維持高位，煤制烯烴、煤制油等現代煤化工項目對原料煤的剛需采購持續存在。隨著四大煤制油氣戰略基地建設推進，化工耗煤有望成為需求端最重要增量來源。但房地產低迷將繼續拖累水泥需求，粗鋼平控政策壓制煉焦煤需求，建材和鋼鐵兩大板塊對煤炭總需求的拉動作用預計仍為負值。非電需求的化工強，建材、鋼鐵弱格局短期難以改變。

五是煤價預計維持窄幅震蕩，現貨價格中樞或將小幅上移。前期因地緣事件催化的價格溢價已基本出清，市場關注點正轉向日耗提升幅度、庫存去化速度和產地安監執行力度等實際變量。在高溫剛需和供給收縮的共同作用下，煤價底部較為明確;在高庫存和進口煤價的共同壓制下，上行空間同樣受限。多空因素交織，缺乏單邊驅動。整體來看，存煤總體偏高的局面下，煤炭供需大概率維持相對平衡，現貨價格中樞有望小幅上移。