供需格局生变 煤炭价格走向全解析

供需格局生变，煤炭市场怎么走

——煤炭市场研报（2025年9月）

来源：中能传媒研究院 作者：刘纯丽

（中能传媒能源安全新战略研究院）

◆ 8月份，制造业采购经理指数（PMI）、非制造业商务活动指数和综合PMI产出指数分别为49.4%、50.3%和50.5%，分别比上月上升0.1、0.2和0.3个百分点，制造业景气水平回落速度放缓，国内需求不足的结构性矛盾依然突出，经济回升向好基础待巩固。

◆ 8月，煤炭主产区降雨影响减弱，煤矿复产进度加快，但安监环保政策常态化，内蒙古等地露天矿受降雨及生产核查影响，供应恢复缓慢；主产区“276工作日”制度常态化以及山西煤矿复产不及预期等因素导致供给持续收缩。8月份，全国规模以上工业原煤产量3.9亿吨，同比下降3.2%，连续2个月转负，降幅比7月份收窄0.6个百分点；1—8月份，规上工业原煤产量31.7亿吨，同比增长2.8%。

◆ 8月，进口煤价格优势再次凸显，全国煤炭进口量在7月份环比增长的基础上，继续保持环比增量的走势，并创下年内新高。当月全国进口煤炭4273.7万吨，环比增长20%。同比下降6.7%，虽仍处于下跌态势，但降幅明显收窄。1—8月份，全国共进口煤炭29993.7万吨，同比下降12.2%，累计进口同比降幅有所收窄。因进口煤长协在四季度可能会集中履约，预计下半年我国进口煤量相较于上半年会有所增加，同比降幅也将进一步缩窄。

◆ 9月，内蒙古超产核查政策对煤炭供应产生了立竿见影的影响，叠加大秦线秋季检修，以及北方冬储煤采购需求小幅释放、化工等非电行业需求向好、节前补库等需求端支撑因素，市场活跃度迅速回暖。北方港煤炭价格自9月12日起震荡上行，并快速突破每吨700元关口。不过随着价格的持续上涨，下游采购逐渐冷清，港口动力煤市场情绪逐渐降温。阶段性抢购结束后，市场将逐渐转稳，煤炭市场价格短期或适度回调，延续震荡调整格局。但因港口煤炭市场价格倒挂情况依然突出，在成本支撑下，大幅下行的可能性亦不大。

煤炭供给：主产地产量持续收缩，煤炭进口量创年内新高

◆ 8月全国原煤产量3.9亿吨，降幅有所收窄

8月份，原煤生产降幅收窄，全国规模以上工业原煤产量3.9亿吨，同比下降3.2%，连续2个月转负，降幅比7月份收窄0.6个百分点；日均产量1260万吨，月度环比增长31万吨/天。1—8月份，规上工业原煤产量31.7亿吨，同比增长2.8%，累计同比增速较1—7月降低1个百分点。

图1  2021—2025年月度规模以上工业原煤产量

图2  规模以上工业原煤产量月度走势

7月国家能源局下发煤炭“查超产”通知后，原煤产量趋势出现显著拐头迹象，供给持续收缩。虽然进入8月主产区降雨影响减弱，煤矿复产进度加快，但安监环保政策常态化，内蒙古等地露天矿受降雨及生产核查影响，供应恢复缓慢；主产区“276工作日”制度常态化以及山西煤矿复产不及预期等因素导致供给持续收缩；总体来看，供应端仍处于紧平衡状态，8月产能利用率虽环比上升1.63个百分点，但同比仍低于往年水平。

从分省数据来看，山西省原煤产量10770.8万吨，同比下降6。7%，降幅较7月扩大1.4个百分点；内蒙古原煤产量为10334.3万吨，同比增长0.3%，较7月回升4.5个百分点；陕西原煤产量6606.3万吨，同比增长1.1%，增幅较7月收窄0.1百分点，新疆原煤产量4220.0万吨，同比下降10.5%，相比6月21.9%的增长大幅减量。贵州原煤产量1216.3万吨，同比转为负增长，同比下降3.7%。

另据中国煤炭工业协会统计与信息部统计，我国排名前10家企业原煤产量合计为15.82亿吨，同比增加0.33亿吨，占规模以上企业原煤产量的49.68%。其中华能集团、国家能源集团、国家电投集团三家公司产量同比下降，其他7家煤企产量均同比增加，涨幅最大的是山西焦煤9.3%和潞安化工10.76%。

进入9月，受前期降雨影响及完成生产任务停产的煤矿逐步复产。据中国煤炭运销协会信息，其重点监测企业煤炭日均产量、销量均有所回升，但由于安全监管趋严等因素，煤炭供应恢复有限。9月上旬，中国煤炭运销协会重点监测煤炭企业产量完成5800万吨，同比减少30万吨，下降0.5%；日均产量580万吨，日均环比8月下旬增加70万吨，增长13.8%，日均同比减少3万吨，下降0.5%。

当前，政策因素已成为煤炭行业供给端最关键的收缩驱动力。7月下旬国家能源局发文查煤炭行业“超产”问题后，政策逐渐发酵。8、9月，陕西省发布《关于优化煤炭生产供给促进煤炭市场平稳运行的通知》，山西省发布《山西省安全生产抓落实工作机制》，内蒙古自治区发布《内蒙古自治区能源局关于全区生产煤矿生产能力核查情况的通报》，各地政策持续落地。内蒙古超产核查导致单月产量超产能10%的煤矿停产整改，叠加主产区“276工作日”制度常态化，煤炭产量同比收缩。“反内卷”政策催化叠加安监强化，煤矿超产情况减少，后续供给边际收紧预期仍强。

后续，若相关政策得到严格执行，原本依靠超产来维持利润的煤矿将难以继续违规生产，而合规生产的煤矿在短期内又难以大幅提升产量。迎峰度冬期间，国内煤炭生产存在同比明显下降的可能性，因此产量的阶段性波动以及政策执行的持续性，应引起关注。若产量下降幅度过大，可能会导致阶段性煤炭市场供应紧张，或再度造成煤炭价格大幅波动。

◆ 进口煤价格优势再现，煤炭进口量有所修复

8月全国高温延续，电厂刚需补库持续释放；同时，进口煤价格优势再次凸显，电厂对进口煤的招标采购积极性较高，促使全国煤炭进口情况继续改善。全国煤炭进口量在7月份环比增长的基础上，继续保持环比增量的走势，并创下年内新高。当月全国进口煤炭4273.7万吨，环比7月3560.9万吨增长20%。同比去年4584.4万吨减少310万吨，下降6.7%，虽仍处于下跌态势，但降幅明显收窄。8月份煤炭进口额为28.07亿美元，同比下降35.7%。其中，8月我国进口动力煤3257.5万吨，自今年3月份以来再上3000万吨，连续第二个月环比增长，创今年以来新高，较上年同期的3514.4万吨下降7.31%，较前一月的2598.6万吨增长25.35%。1—8月份，全国共进口煤炭29993.7万吨，同比下降12.2%，累计进口同比降幅有所收窄。

图3  2021—2025年煤炭月度进口量

作为传统的煤炭消费旺季，夏季高温天气对亚太地区电煤日耗形成刚性支撑，历年来我国的煤炭进口高峰期也多出现在8月以及11月。此外，我国进口煤炭量与国内煤炭市场供需、内外贸煤价差密切相关。

7月以来，随着进口印尼煤相较于内贸煤的价格优势逐渐凸显，价格优势的变化直接反映在到货量上，7月印尼煤到货量开始增加，而8月进口数据更是明显回升。这充分表明，在市场机制中，价格因素对煤炭进口起着关键的调节作用，一旦进口煤的价格优势得以体现，其进口量便会相应回升。

此外，进口煤长协在四季度可能会集中履约。综合考虑，预计下半年我国进口煤量相较于上半年会有所增加，同比降幅也将进一步缩窄。这意味着进口煤在下半年将对国内煤炭供应形成一定的补充，在一定程度上缓解国内煤炭供应的压力，稳定市场供应格局。

9月18日，印尼能源与矿产资源部通过矿产与煤炭总局发布编号1533/MB.07/DJB.T/2025的函件，对190家未缴纳复垦保证金的矿业公司实施行政处罚，责令其暂时停产。停产期限最长为60天，若企业能提交复垦计划文件并获批，然后缴纳2025年前的复垦保证金，处罚可被解除。同时，矿产与煤炭总局相关负责人强调，若企业在规定时间内仍未履行义务，其采矿许可证可能被永久撤销。这一政策或将加大印尼煤炭保供稳价力度。据市场信息，截至今年8月，印尼煤炭产量已超过5.09亿吨，占全年目标的68.81%，如果四季度延续此表现，今年全年的煤炭生产目标可以实现。

另据路透社（REUTERS）消息，印度、中国海运动力煤进口回升，助力国际市场煤炭价格恢复。大宗商品价格分析评估机构阿格斯（ARGUS）评估的印尼热值为4200大卡的煤炭价格，在截至9月12日的一周升至每吨42.62美元，较截至7月4日那一周触及的4年低点每吨40.45美元上涨了5.3%。同一周，澳大利亚热值为5500大卡的煤炭售价为每吨69.60美元，较截至6月6日那一周也是4年来周价格低点的每吨65.72美元上涨了5.9%。不过随着近期燃煤发电量增长减弱，价格提振可能难以持续。

据市场信息，9月23日国内进口3800大卡印尼煤到岸价约为430.5元/吨，而同热值内贸煤自北港运至华南到岸价约494元/吨，澳煤5500大卡到岸价约为705.5元/吨，而同热值内贸煤自北港运至华南到岸价约742.5元/吨。根据当前价差来看，进口煤价格优势依旧显著。9月26日，中国电煤采购价格指数（CECI进口指数）7000大卡到岸价报收于825元/吨，环比涨幅13元/吨。当前沿海地区降雨天气增多，终端日耗回落，实际采购意愿较低，预计短期内进口煤价或将延续震荡偏强态势。

图4  2024—2025年CECI进口煤（规格品：7000大卡）采购价格指数

煤炭消费：节前补库叠加非电用煤需求释放，环渤海港口持续去库

◆ 8月全社会用电量再破万亿千瓦时，规模以上工业电力生产平稳增长

8月份，全社会用电量10154亿千瓦时，再破万亿千瓦时，同比增长5.0%，环比略有回落。从分产业用电看，第一产业用电量164亿千瓦时，同比增长9.7%；第二产业用电量5981亿千瓦时，同比增长5.0%；第三产业用电量2046亿千瓦时，同比增长7.2%；城乡居民生活用电量1963亿千瓦时，同比增长2.4%。1—8月，全社会用电量累计68788亿千瓦时，同比增长4.6%，其中规模以上工业发电量为64193亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量1012亿千瓦时，同比增长10.6%；第二产业用电量43386亿千瓦时，同比增长3.1%；第三产业用电量13297亿千瓦时，同比增长7.7%；城乡居民生活用电量11094亿千瓦时，同比增长6.6%。  

图5  2025年8月全社会用电量及构成

7至8月全社会用电量高企，与夏季高温天气直接相关。根据国家气候中心数据，今夏全国平均气温为1961年以来历史同期最高。此外，在“两新”“两重”促消费以及稳工业增长等一系列政策拉动下，宏观经济保持回暖态势，各行业产能持续释放。8月，全国制造业用电量同比增长5.5%，为今年各月以来最高，其中，钢铁、建材、有色、化工等原材料行业用电量复苏势头明显，合计用电量同比增长4.2%，比7月提高3.7个百分点；高技术及装备制造业用电量体现出极强的发展韧性，合计用电量同比增长9.1%，增速高于同期制造业平均增长水平约4.6个百分点。

根据中电联发布的2025年8月全国电力消费系列指数（CNECI），8月，全国全行业用电指数为141.1，全行业用电量比2020年基期（以2020年基期为100）增长了41.1%，年均增长7.1%，同比增长5.6%，增速比上月回落0.8个百分点。8月，农林牧渔业用电指数为173.0，同比增长9.7%。制造业用电指数为136.4，同比增长5.5%，增速比上月提高2.4个百分点。8月，服务业用电指数为164.1，同比增长7.2%，增速比上月回落3.5个百分点。

   图6  月度全国电力消费系列指数（CNEC）