供给收缩叠加冬储补库，今年三季度煤价累涨超140元/吨

【概述】

2025年以来，动力煤市场经历了从上半年“高供弱需、价格承压”到下半年“政策托底、供需改善”的显著转折。在政策收紧供给、工业需求修复与季节用能高峰叠加的多重作用下，市场逐步告别无序波动，迈入温和复苏阶段。

一、市场行情：价格突破年内新高，结构分化加剧

近期，动力煤市场呈现“现货领涨、长协托底”的格局，价格中枢持续上移。截至11月11日，北港Q5500动力煤现货价报823元/吨，周环比涨29元/吨，较9月上旬涨142元/吨，突破今年1月770元/吨的前期高点。

长协市场则保持稳健调整，11月电煤年度长协Q5500 价格上调至684元/吨，月环比上涨 8元/吨，与现货价差139元/吨，有效发挥了价格“压舱石”作用。

二、核心逻辑：供需错配与冷冬预期形成共振

（一）需求端：低库存推动电煤需求持续放量

供暖需求提前释放：10月下旬北方多地遭遇 "断崖式" 降温，北方12省份因气温骤降提前启动供暖，北京、内蒙古等地最低气温较常年提前两周跌破冰点，沿海电厂日耗煤量同比增幅超15%。当前电厂库存较前两年仍处于低位，终端补库积极性高涨，站台贸易商拉运增多，推动动力煤消费持续放量。

（二）供给端：产量进口双降形成硬约束

国内产量持续收缩：自7月超产核查启动以来，全国原煤产量连续三个月同比负增长，1-9 月全国规上工业原煤产量累计达35.7亿吨，同比增长2.0%，虽保持正增长，但增速已较上半年大幅回落。其中一季度表现尤为亮眼，产量12.0亿吨，同比增幅高达8.1%；1-2月产量7.7亿吨，同比增长7.7%，前期高增速为全年产量奠定了基础。不过7月起煤矿超产核查启动后，产量增长势头戛然而止，7-9 月连续三个月出现同比负增长，标志着产量从扩张周期转入收缩调整阶段。

进口补充作用减弱：前10个月全国煤炭进口量3.88 亿吨，同比下降11%，其中10月进口量同环比双降9%以上，印尼、澳洲煤因国内外价差收窄导致到港量下滑。蒙煤虽保持通关优势，但难以弥补整体进口缺口。现印尼Q3800到岸价约为494元/吨，而同热值内贸煤自北港运至华南到岸价约585元/吨；俄煤Q5500到岸价约为840元/吨，而同热值内贸煤自北港运至华南到岸价约874元/吨。

（三）库存端：中低位运行加剧市场紧张

环渤海港库存虽环比微增至2291万吨，但同比仍处于历史低位，且结构分化明显，高卡煤库存占比不足30%。电厂库存呈现“总量充足、区域失衡”特征：全国统调电厂存煤2.2亿吨，但北方供暖核心区电厂库存仍处于低位，部分电厂已启动应急补库。

三、政策调控：三层机制平衡保供与稳价

国家发改委在供暖季保供会议中明确“三类措施”：一是强化煤炭生产运输保障，确保电源 “应开尽开”；二是提高电煤长协履约率，重点保障好北方集中供暖地区特别是东北地葭区的用煤需求；三是全力做好高峰期能源保供。保持对存煤15天以下的电厂动态清零。确保煤电高峰出力，充分发挥气电、水电、抽水蓄能和电化学储能装机的顶峰保供作用。

四、后市展望：震荡上行但空间受限

短期来看，12月供暖需求峰值叠加冬储补库，煤价有望继续保持坚挺，但需警惕三大约束：一是860元/吨已接近电厂盈亏平衡线，终端承接能力有限；二是若气温高于预期，需求可能阶段性回落；三是政策储备产能或择机释放。

中长期而言，2026年供给端受产能置换政策影响，增量主要来自新疆等新兴产区，整体弹性不足；需求端受益于 AI、新能源车充换电等新兴业态，火电需求有望恢复正增长。煤价中枢将稳定在 800-860 元 / 吨区间，行业盈利环比改善趋势明确。

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