2026年动力煤市场半年度展望

樊园园国泰君安期货投资咨询资格证号：Z0023682 动力煤定价机制：长协托底，政策约束，边际现货定价 ◼动力煤不是一个完全市场化、由年度供需缺口直接定价的品种，而是一个在长协覆盖、政策约束和终端安全库存约束下，由边际现货量定价。 第一，长协覆盖基础需求。动力煤下游以电厂为主，基础用煤需求大量通过长协煤保障。 第二，政策约束价格边界。价格过高触发保供、限价、进口调节；价格过低受到成本、发运倒挂和供应收缩支撑。 第三，终端安全库存决定采购节奏。电厂需求短期刚性，采购节奏主要由库存可用天数决定，而不是煤价小幅波动。 政策价格信号：长协锚中枢，现货受区间监管 ◼动力煤是政策属性较强的能源品种，价格不完全由市场缺口定价，而是在保供稳价框架下运行。2022年发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》文件，分别规定了电煤长协和现货价格的合理区间。 ◼长协端：5500K下水煤合理区间约570-770元/吨。基准价675元/吨，“基准价+浮动价”平滑现货波动。 ◼现货端：对应的现货价格上限则不得超过长协上限的1.5倍，即1155元/吨。 ◼因此，动力煤更适合用“区间+边际验证”框架判断，而不是简单用年度缺口外推价格。 核心观点：供应支撑短期反弹；中期中枢仍有支撑 ◼短期行情：短期煤价偏强，本轮上涨更多是供应收缩+港口去库+空单补库驱动；沿海电厂库存仍高、长协覆盖较强、进口煤仍有替代性，高价承接偏弱，随着报价抬升，市场已开始出现分歧，后续更可能从快速上涨转向高位震荡。 ◼中期主线：中期看，国内供给受安监和合规生产约束，进口端在印尼政策和全球海运煤供给低弹性下难恢复高增，叠加火电兜底和化工用煤韧性，全年供需由宽松转向弱平衡。 ◼价格区间：650-700元/吨附近看政策与成本支撑，770元/吨附近对应弱平衡中枢，850元/吨以上受电厂亏损和监管压制。 上半年煤价走强主线：进口替代减弱，需求韧性推升港口现货 ◼年初以来，印尼政策扰动、海外能源估值抬升、高温预期及国内安监约束共同推升市场风险溢价。更核心的是，进口替代减弱后，沿海电厂长协外采购需求回流内贸，推动北港现货中枢上移，这是上半年煤价走强核心： （1）进口端收紧：1-5月海关进口量同比分别为9%、-10%、-12%、-25%、-23%。 （2）需求韧性超预期：1-5月全社会用电量同比增长5.7%，火电发电同比增长3.4%。火电日耗与非电用煤韧性共同放大港口现货采购弹性。 ◼而旺季到来后，进口到港修复、产业链库存走高、需求偏弱等影响下终端采购转谨慎，利多驱动走弱，旺季市场以消耗库存为主，价格在800-860元/吨区间运行。 近期价格表现：产地>港口>下游 •产地价格：截止2026年8月7日，秦皇岛港5500价格报849.0元/吨，周环比上涨21.0元/吨，秦皇岛港5000价格报760.0元/吨，周环比上涨22.0元/吨。 •港口价格：截至8月7日，榆林5800大卡指数712.0元/吨，周环比上涨13.0元/吨；鄂尔多斯5500大卡指数651.0元/吨，周环比上涨23.0元/吨；大同5500大卡指数718.0元/吨，周环比上涨17.0元/吨。 •进口价格：CCI进口4700指数报94.3美元/吨，周环比上涨2.1美元/吨，CCI进口3800指数报76.0美元/吨，周环比上涨2.8美元/吨。 资料来源：CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 短期判断：供应支撑反弹，但上涨高度仍待终端补库与持续去库验证 ◼经历过回调和震荡后，8月初现货再度走强。但本轮现货走强的核心并不在需求的改善，而在于主产区安监严格、煤矿复产偏慢、发运倒挂制约集港，导致北港可售货源收紧，尤其低卡低硫煤偏紧，港口现货报价持续上移。 ◼短期煤价走强，中期仍以高位震荡看待。随着报价抬升，市场已开始出现分歧，后续更可能从快速上涨转向高位震荡。关注三点：1）沿海八省日耗能否继续抬升并转化为主动补库；2）山西复产进度以及大秦线、呼铁局发运能否回升；3）进口煤RKAB批复及进口价差变化。 库存跟踪：虽仍在高位区间，但边际已转去库，且节奏快 进口跟踪：到港环比走弱、报价回升略提振价格 •此前华南即期货源集中到港，部分港口压港、满库，叠加下游需求弱，进口煤价走弱。 •进口报价中枢较前期抬升，但成交放量有限。近期进口市场整体跟随内贸煤偏强运行，印尼低卡、超低卡货源偏紧，RKAB批复目前以中高卡居多，低卡煤批复偏慢，小矿增产意愿也不强，前期即期货源已基本消化，市场补空难度上升；与此同时，澳煤供应相对充足，但需求仍偏弱。 需求跟踪：天气是迎峰度夏阶段最大变量 ◼夏季是全年用电和发电高峰期，电力行业作为煤炭最大的需求部门，每年夏季市场最大的风险通常聚焦于天气端的变动。从发电供给侧来看，水电是夏季发电重要途径，若多雨（尤其是西南等水电大省）导致流域来水较多，水库水位上升，水电发电能力大幅增加，挤压煤电需求；从用电需求侧看，极端高温几乎必然、直接地推高电煤消耗。 ◼本次厄尔尼诺5月进入状态，9-11月形成事件，冬季达到峰值，目前判断不会持续到2027年夏季，国内预报强度为中等。统计发展年1981年以来厄尔尼诺样本，全国大部气温偏高，华南降水偏多。夏季降水南方地区与指数呈现明显正相关，北方地区负相关；气温南方显著负相关，华东北部、华中正相关。 夏季Nino3.4指数与同期降水、气温相关分布 资料来源：CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 下半年判断：弱平衡约束下，煤价区间看750-900元/吨 ◼展望下半年，煤炭行业告别过去几年的宽松过剩格局，动力煤供需由宽松转向弱平衡。需求端，高温用电、火电兜底和煤化工扩产支撑耗煤韧性；供给端，国内安监和合规生产约束产量释放；进口端在海外供给偏紧和政策扰动下难以恢复高增。 ◼价格区间上，下半年煤价或750-900元/吨区间运行，770元/吨附近对应弱平衡下的合理中枢；850元/吨以上则面临电厂利润、政策监管压制。 ◼天气是核心风险变量。若高温不及预期、水电出力明显恢复，需求兑现不足将压制煤价反弹；若持续高温叠加库存去化，价格仍有向区间上沿修复的可能。 资料来源：CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 “十五五”规划定位：集中化+大型化+合规化+接续化+储备化 ◼国家发展改革委、国家能源局研究制定了《煤炭工业发展“十五五”规划》，该文件于8月10日在国家发展改革委网站披露，《规划》统筹能源安全与绿色转型，聚焦建设现代煤炭产业体系这一主线，提出九个方面重点任务。“十五五”煤炭政策较“十四五”由“增先进产能、强保供”进一步转向“总量调控、结构集中、合规生产与弹性储备并重”。供给向晋陕蒙新集中，大型化、智能化水平提升，超产和小矿约束趋严，同时通过产能储备增强极端情况下的保供能力。 资料来源：CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 供给一：调控重心转向控量提质，合规新增产能收缩 ◼动力煤供给刚性突出，政策是影响供给走势的核心变量。我国煤炭行业以大型国有企业为主体，政府对供给端具备极强的调控能力与政策执行效率，产量调节可通过产能核定、落后产能退出、产能核增核减、超产治理等多元化政策工具落地，涉及多部委协同推进。近年产能管控、环保安监、能源转型多重政策同步收紧，压制产能释放空间。 •动力煤供给并非完全市场化释放，产能核定、超产治理、安监环保和储备产能安排共同决定供给弹性。 •2021-2022年保供核增产能存在合规转化期限，未完成手续的产能后续可能核减或转入储备，长期有效产能天花板下移。 •“反内卷、治超产”后，年度不得超公告产能、月度不得超公告产能10%的约束强化，表外增量空间被压缩。 供给二：安监升级压缩表外产量，山西边际约束更强 ◼自5月22日山西留神峪煤矿瓦斯爆炸特别重大事故以来，山西多地煤矿停产时间和影响范围超出常规安全检查，内蒙古、陕西煤矿安全监管力度同样升级。我们于2026年7月27—31日前往晋陕蒙煤炭主产区，重点了解煤矿实际生产状态、停复产进度、超产治理及下半年生产计划。调研反馈如下： 1、调研样本反映，事故前晋陕蒙均存在个别矿井超产的现象，极端样本产量可达到核定产能的2-3倍。 2、事故发生后，山西地区煤矿停产、减产明显；内蒙古和陕西整体保持稳产。 3、山西复产偏慢，复产后产量仍有减量预期，山西煤产量缺口短期无法由其他地区有效填补，预计下半年煤矿产量释放弹性有限。 资料来源：CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 供给三：从保供增产到稳产控增，供给政策边际转向 供给结论：复产难复量，稳产难增量，有效供给弹性或进一步收窄 ◼我们认为，过去能够在保供或高价期快速提高生产强度的边际弹性正在下降。山西产量缺口短期无法由其他地区有效填补，预计下半年煤矿产量释放弹性有限。近期山西部分停产煤矿已陆续复产，但超能力生产、表外产量等在安全监管趋严、隐蔽工作面等合规约束强化下难以恢复，复产后产量仍有减量预期；陕蒙地区受限于上半年超产透支及下半年按季度考核的新规约束，进一步增产空间有限；此外，疆煤仍受铁路通道、运输成本制约。 ◼区域结构继续向晋陕蒙新集中，但晋陕蒙新增空间受资源、安监和合规约束限制，新疆是长期接续增量，但短期仍受运力和环保制约。 进口一：沿海依赖印尼煤，进口减量放大内贸替代 ◼2025年我国煤炭进口量回落至4.90亿吨，其中动力用煤进口占比73%。2026年延续负增态势。 ◼沿海平衡中，印尼动力煤是华南和东南沿海电厂的重要补充货源，低卡进口煤价格对内贸煤边际定价影响突出。当印尼煤进口下降或窗口收窄时，沿海电厂长协外需求会被动转向内贸，推升北港现货采购弹性。 ◼后续关键：印尼RKAB与出口政策是否放松，以及俄澳蒙能否提供可替代增量。 资料来源：CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 进口二：全球出口国投资停滞，海运煤供给弹性下降 ◼全球煤炭投资并非全面扩张：能源净进口国侧重提升本土保障能力，传统出口国新增投资仍偏谨慎。ESG融资约束、长期需求下行预期和审批限制，使澳大利亚、俄罗斯等传统出口国新增动力煤产能有限。 IEA预计2026年全球煤炭投资维持高位，但新增项目更多集中在中国和炼焦煤，真正可形成海运动力煤出口增量的项目有限。 ◼结论：全球海运动力煤供给弹性下降，进口端难再像过剩周期一样快速补缺口。 资料来源：IEA、CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 进口三：印尼政策摇摆，但出口约束仍偏强 ◼全球最大动力煤出口国印尼对于出口政策调整。近年来，为了提振煤价和加速能源转型，印尼对煤炭产业的管理加严，核心通过：RKAB审批、DMO监督、出口征税、采矿许可限制等方式。2023-2025年印尼煤炭产量分别为7.75、8.36、8.17亿吨，出口量分别为5.21、5.58、5.24亿吨，对应印尼Nar3800大卡动力煤出口均价为63、54、46美元/吨，整体呈现量增价减的格局，印尼财政收入压力上升。印尼政府计划在2026年通过煤炭新政，在煤炭价格下行周期中主动调控供给以支撑煤价，但印尼矿方话语权较强，往年印尼煤炭政策通常在争议中经历多重调整。 ◼印尼政策调控趋势是对矿业加强收益索取。我们认为，印尼新政府对资源行业的政策调整，是基于本土能源安全与资源管控的长期战略转向，而非短期临时性政策摇摆，煤炭供给端收紧的导向具备高度延续性；RKAB配额收缩、DMO内销比例上调等约束，将常态化作用于煤炭出口供给。 资料来源：CCTD、汾渭、钢联、Wind、同花顺 进口四：俄澳蒙难以完全填补印尼缺口 对中国进口端而言，印尼供应缺口较难通过俄澳蒙煤填补。除蒙煤外，当前澳大利亚、俄罗斯煤炭均存在明显的供给瓶颈： ◼澳大利亚方面，煤炭行业已从增长周期进入结构转型周期：近些年来澳洲联邦及州级政府陆续出台针对煤矿审批、减排管控及矿区修复等政策，2024-2025财年澳大利亚能源矿产（动力煤、炼焦煤等）勘探支出下降13%，新增产能项目进展表