中电联发布 | 电煤供需双弱格局延续  供应约束主导价格冲高

电煤供需双弱格局延续

供应约束主导价格冲高

中国电力企业联合会电煤价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI指数分析周报》（2026年第32期）显示：本期CECI沿海指数现货价格涨幅扩大，CECI曹妃甸指数加速上涨，CECI进口指数综合价格大幅上涨，CECI采购经理人指数在连续7期处于扩张区间后下降至收缩区间，产地供应修复有限，市场需求季节性回落。

一、市场综述

燃煤电厂生产方面，本周（8月28日至9月3日，下同）呈“日耗大幅下降，库存降幅收窄”的总体特征。根据中电联电力行业燃料统计数据，本周纳入统计的燃煤发电企业日均发电量88亿千瓦时，环比减少19.3%，同比减少12.6%。本周全国普遍降温，居民制冷用电需求骤减，光伏出力恢复正常，各区域发电量均不同程度回落，其中华中、华北等主产区环比分别下降31.1%和27.4%。统计口径日均耗煤量463万吨，环比减少18.4%，同比减少9.5%；其中华中、华北、南方、西北、东北和华东环比分别下降28.2%、26.3%、19.7%、15.6%、12.1%和9.2%。随着日耗大幅走低，日均入厂煤量462万吨，环比减少10.0%，同比减少9.9%，供耗基本平衡。电厂库存降幅明显收窄，纳入统计的发电企业煤炭库存10383万吨，较8月27日仅减少33万吨，9月3日库存环比开始回升，整体库存规模仍处合理区间；其中，南方、东北区域库存有所回升。电厂库存可用天数19.8天，较8月27日增长0.7天。其中，海路运输电厂日均发电量环比减少11.6%，同比减少13.6%；日均耗煤量150万吨，环比减少12.4%，同比减少9.9%；电厂煤炭库存2908万吨，较8月27日增长20万吨，库存可用天数17.4天，较8月27日增加0.7天。

图1 燃煤电厂周均发电量走势图

图2 燃煤电厂电煤库存走势图

国内煤炭主产地方面，本周呈“供应修复有限，价格涨势显著加速”的总体特征。供应方面，主产区安全监管持续从严，月初部分停产煤矿陆续恢复产销，但整体产能释放不足，尤其山西地区供应缺口仍较大，虽复产煤矿逐步增多，但产量提升缓慢，区域供应持续偏紧，推动部分需求外溢至其他主产区，供应偏紧格局由局部向全域传导。需求方面，煤电整体日耗虽大幅下降，但部分内陆电厂库存偏低，叠加迎峰度冬提前累库需求，补库动力有所提升；冶金、化工等非电刚需终端补库需求向好，边际改善明显；受港口市场及大集团外购价格大幅上涨带动，站台、煤厂及贸易商囤货采购积极性高涨，拉运力度持续加大。主产区煤矿销售顺畅，矿区库存持续低位运行，部分区域供不应求，坑口价格延续上涨走势且涨幅显著扩大。

港口市场方面，本周呈“库存去化加快，价格延续上行”的总体特征。受发运成本持续倒挂及产地供应偏紧影响，港口调入量维持低位运行，大秦线等主要通道发运量未见明显回升，港口去库进程有所加快。环渤海港口库存延续去化态势，曹妃甸港库存1155万吨，较8月27日降低100万吨，较去年同期高283万吨，港口库存持续回落，部分煤种供需关系阶段性收紧，但当前库存总量仍处历史同期高位。供应端，前期低成本货源逐步消化，叠加坑口涨价情绪传导，贸易商挺价惜售情绪较浓，报价重心持续上移。需求端，沿海电厂日耗逐步进入季节性回落阶段，库存整体处于合理水平，长协煤拉运平稳，对市场煤仍以刚需采购为主，大规模补库需求尚未释放，对高价煤接受度偏低，实际成交以零散刚需为主。市场整体处于“有价无量”的博弈格局。

进口煤市场方面，本周呈现“量价齐涨”的总体特征。印尼煤方面，煤炭出口新政于9月1日正式进入全面实施阶段，私营矿商当日起不得直接出口、签约与结算，全流程移交DSI，市场对新通道衔接不畅、供应阶段性收窄的预期加强；叠加加里曼丹旱季持续、河道水位偏低，煤炭转运效率下降，可流通现货资源持续偏紧，矿商捂货惜售情绪升温，报价上扬。澳大利亚煤方面，日韩等亚太主要买家持续采购，欧洲天然气价格创美伊战争爆发以来新高，进一步拉动煤炭的替代需求，对澳煤的采购意愿增强，叠加基于印尼新政下供应收窄预期，替代性买盘有所增加，需求支撑与全球能源价格高企联动效应共同推升澳煤价格走强。俄罗斯煤方面，国内动力煤价格持续上行，提振进口煤市场的信心，叠加进口煤资源偏紧支撑，矿商挺价情绪浓厚。外盘报价持续上涨叠加国际海运费同步走高，进口煤到岸成本高位运行，部分贸易商对后续价格走势及盈利空间的不确定性增强，采购趋于谨慎，观望情绪有所升温。沿海电厂日耗在台风及冷空气影响下现季节性回落迹象，对高价市场煤采购谨慎，按需采购为主，由于价格短期上涨过快，价格区间扩大，买卖双方部分交易报还盘价格较为混乱，实际成交难度有所增加。

航运市场方面，本周呈“国内小幅下行，国际持续上涨”格局。国内航运市场方面，电厂日耗明显回落，库存尚处合理水平，在长协煤支撑下，电厂对高煤价接受度下降，采购节奏放缓。运力供给相对充裕，市场延续船多货少格局，运价承压小幅下行，中国沿海煤炭综合运价指数周平均值890.2点，环比下降37.4点。国际航运市场方面，油价上行，各船型日租金呈上涨态势，整体运价稳中偏强运行。海岬型船市场受巴西、几内亚铁矿石发运回升带动，叠加FFA远期合约大涨，矿商提前锁定9-10月旺季运力，日租金上扬；巴拿马型船市场受北太平洋粮食货盘及澳大利亚煤炭货盘支撑，日租金持续上行；超灵便型船市场受巴拿马型船舶租金反弹带动有所回升，但欧洲、地中海船舶供给过剩叠加印尼煤炭出口下降，抑制市场全面走强，日租金走势平稳。

二、CECI指数分析

CECI沿海指数现货价格涨幅扩大，本期5500千卡/千克现货成交价较上期上涨20元/吨，5000千卡/千克现货成交价较上期上涨16元/吨。从样本情况看，本期5500千卡/千克、5000千卡/千克规格品现货成交价样本价格分别为840-940元/吨、780-850元/吨。本期共采集有效样本450万吨，较上期减少94万吨，耗量明显回落叠加煤价持续走高，抑制现货采购需求的同时，价差扩大导致长协兑现不及预期，样本总量下降。从采购类型看，年度长协、批量采购、现货采购占比分别为46.1%、33.8%、20.1%，长协占比提升，现货和批量采购占比均有回落。从样本热值分布看，4500千卡/千克、5000千卡/千克、5500千卡/千克占比分别为46.0%、48.4%、5.6%，保供基本结束，电厂负荷回落，电厂优化掺配，结合价格上涨与刚需采购策略，以低成本4500千卡/千克煤采购为主。

图3 CECI沿海指数综合价走势图

CECI曹妃甸指数加速上涨，截至9月3日，曹妃甸港库存1155万吨，较8月27日降低100万吨，较去年同期高283万吨，库存持续回落对价格形成一定支撑，但在当前需求端以刚需拉运为主的背景下，市场整体处于“有价无量”的博弈格局。5500千卡/千克、5000千卡/千克和4500千卡/千克煤种价格分别为920元/吨、830元/吨和748元/吨，与8月28日相比分别上涨43元/吨、42元/吨和44元/吨。本期各规格品平均价格分别为896.8元/吨、806.6元/吨和723.2元/吨，较上期平均价格分别上涨32.8元/吨、32.8元/吨和33.4元/吨。从市场交易情况看，价格上调后询价活动有所增加，但实际成交并未同步放大，仍以刚需拉运为主，量价配合程度不高。

图4 CECI曹妃甸指数走势图

CECI进口指数综合到岸标煤单价1184元/吨，较上期上涨74元/吨，环比上涨6.7%。本期各煤种采购价格均有不同程度的上涨，其中太仓港5500千卡/千克价格环比上涨75元/吨，广州港3800千卡/千克价格环比上涨23元/吨。从电厂采购情况看，进口煤货源供应整体仍可满足终端需求。受内贸市场涨势扩大影响，部分地区长协兑现率有所下降，终端在内贸市场上可获得的资源量不及预期，转向进口煤采购补充缺口。在涨价预期强化和旺季末期补库需求的双重推动下，终端采购节奏有所加快，本周样本交货期多集中在9月下旬、10月上旬。本期有效样本221万吨，较上期增加79万吨。从煤种结构看，3200千卡/千克、3800千卡/千克、4600千卡/千克、5500千卡/千克样本占比分别为15.3%、40.3%、15.2%、29.2%，采购结构趋于多元，中高热值煤种占比回升，终端在价格上涨预期下煤种配置更趋均衡。运价方面，印尼萨马林达至中国广州7万吨船周平均价为9.8美元/吨，环比上涨0.4美元/吨；澳大利亚海波因特至中国舟山8.5万吨船周平均价为19.28美元/吨，环比上涨0.84美元/吨。

表1 CECI进口指数

CECI采购经理人指数连续7期处于扩张区间后下降至收缩区间，本期为49.43%，环比下降1.54个百分点。其中，供给分指数48.02%，连续4期收缩，电煤供给量继续下降，降幅有所扩大，内贸煤供给量和进口煤供给量均有所下降。需求分指数47.81%，处于收缩区间，电煤需求量由增转降，电煤消耗量和计划量均由增转降。库存分指数49.12%，连续8期收缩，电煤库存量继续下降，降幅有所收窄。价格分指数57.49%，连续8期扩张，电煤价格继续增加，增幅有所扩大，内贸煤和进口煤价格增幅均有所扩大。航运分指数50.99%，连续2期扩张，电煤航运价格继续增加，增幅有所扩大，内贸煤航运价格增幅有所收窄，进口煤航运价格增幅有所扩大。

表2 CECI采购经理人指数

三、相关信息及形势研判

（一）相关信息

8月27日，国家矿山安全监察局印发《关于进一步加强国有煤矿企业安全生产工作的意见》（矿安〔2026〕84号），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。

中央气象台预测，未来10天（9月4-13日），西北地区中东部、华北西部、江南东部和南部、华南东部和南部、西南地区东部及西藏等地累计降水量有30～60毫米，部分地区有80～150毫米，东南沿海局地有200～400毫米；上述大部地区降水量较常年同期偏多3～6成，局地偏多1倍以上，我国其余大部降水偏少。

根据中电联电力行业燃料统计，截至9月3日，统计口径燃煤电厂本月累计发电量同比减少17.3%，本年累计发电量同比减少1.2%。燃煤电厂耗煤量本月累计同比减少13.5%，本年累计同比减少0.2%。燃煤电厂煤炭库存低于去年同期1174.1万吨，库存可用天数低于上年同期1.2天。

（二）形势研判及建议

需求方面，受气温季节性回落带动，电厂日耗进入下行通道，迎峰度夏基本结束。但部分库存偏低电厂仍维持刚性补库需求，叠加部分区域迎峰度冬储备需求逐步释放，电煤需求仍具备底部支撑。受坑口煤价高位运行影响，市场投机性采购需求有所收缩。非电用煤方面，受原油价格上涨支撑，叠加进入“金九银十”传统生产周期，化工等行业用煤需求保持韧性。

供应方面，下周主产区供应呈边际改善态势，上中旬煤矿生产指标充足，叠加煤价处于高位，煤矿生产积极性较高，产量有望提升。但主产区安监持续从严并转向常态化约束，前期停产煤矿复产复量节奏偏慢，产能释放有限。进口煤方面，国际煤价走强，进口煤成本显著抬升，价格优势收窄，对国内市场补充作用有限。

综合研判，近期煤炭市场仍延续“供给约束主导、需求逐步回落”的供需双弱格局。迎峰度夏基本收尾，电厂日耗呈季节性下行态势，进入传统用煤淡季，华东等部分地区电厂库存相对高位，对高价市场煤接受度偏低，但也存在部分库存深度去化电厂的补库需求。山西地区煤炭产量缺口修复缓慢，偏紧效应随时间逐步扩散，叠加进口煤补充支撑减弱，区域性供应紧平衡预期持续累积，并有传导外溢趋势，坑口成本对港口价格形成较强支撑，煤价下行空间有限。港口发运倒挂格局延续，贸易商挺价与兑现利润的博弈加剧。预计近期煤炭价格上涨动能将有所收敛，整体维持高位震荡运行态势。

建议：一是重点关注煤矿复产进度、“金九银十”各行业开工水平及天气变化，把握好补库节奏，规避高价集中追库风险。二是加强新疆煤外运通道优化与组织协调，提升疆煤对主产区供应缺口的补充能力。三是密切跟踪印尼新政落地情况及对供应的影响，统筹国内国际两个渠道，合理发挥进口煤补充作用。

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