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（来源：华安ETF）
8月的煤炭市场，上演了一出“淡季不淡”的逆势行情。港口5500大卡动力煤价从月初的825元/吨一路冲高至880元/吨，刷新近两年新高，从年内低点算起累计涨幅已接近200元；A股市场同步反应，中证煤炭指数自8月3日至31日累计上涨约14.7%，成为震荡市中少数逆势走强的板块。
这一轮行情的核心推手，并非下游需求的集中爆发，而是供给端的刚性收缩超出市场预期。从原煤产量降幅持续扩大，到安监高压压制产能释放，再到进口端不确定性升温，国家统计局数据显示，7月规模以上工业原煤产量同比下降10.1%，降幅连续两个月接近两位数；与此同时，焦煤矿山库存继续下降，现货资源趋紧。多重因素共同推升了煤价中枢，也将煤炭行业推入了价格改善向盈利传导的观察窗口。
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01
供给端
刚性约束持续收紧，产量降幅超预期
本轮煤价走强的底层逻辑，是供给收缩的速度和力度都超出了市场此前的预判，且呈现“国内减产+进口受限”的双重收紧格局。
（一）国内产量：降幅逐月扩大，安监高压成核心约束
原煤减产并非单月的短期扰动，而是二季度以来持续扩大的趋势。国家统计局数据显示，规模以上工业原煤产量当月同比增速从3月的0.0%逐步下滑，4月-1.0%、5月-1.7%，到6月、7月降幅直接扩大至-9.7%和-10.1%。7月3.4亿吨的单月产量，更是创下2021年9月以来的月度最低水平。
产量持续收缩的背后，是全行业安全生产监管的全面加码。山西“5・22”煤矿事故后，全省煤矿进入高压整治阶段，停产、停建、限产大范围铺开，随后安全排查向全国传导，内蒙古、新疆、陕西等主产区产量均出现明显下滑。新版《煤矿重大事故隐患判定标准》落地后，超能力生产、隐蔽工作面等违规行为被严格禁止，以往旺季依靠临时超产补充供给的空间基本消失，煤矿复产节奏显著慢于预期，供给弹性大幅下降。
此外，8月末，多数煤矿完成阶段性生产任务后集中停产，叠加主产区降雨影响，部分露天煤矿临时停产，市场有效供给进一步收窄。
（二）进口端：短期冲高，难掩后续约束
国内供给缺口带动了进口煤的补充。海关总署数据显示，7月全国进口煤炭4273万吨，同比增长近20%，前7个月累计进口2.68亿吨，创历史同期新高。
但进口煤的增量空间正在收窄：一方面，印尼加里曼丹进入旱季，内河运输效率下降，同时印尼DMO保供政策优先满足国内电力需求，，可能减少可供出口市场的供应量。印尼政府集中煤炭等战略商品出口交易并加强监管的政策即将施行，在这一政策过渡过程中可能会增加煤炭合同和交货的不确定性。9月起印尼煤炭出口专营政策正式落地后，贸易链条重构，或将对我国后续印尼煤进口形成扰动。另一方面，国内外煤价差修复后，进口煤的采购经济性边际减弱，后续进口量大概率维持在4000万吨左右的水平，难以持续大幅增量。
值得一提的是，疆煤入晋等跨区域调配新通道的开辟，更多属于补充性供给，叠加物流成本偏高，短期难以对现有供需格局形成明显冲击。
02
需求端
结构分化明显
（一）电力耗煤：迎峰度夏用煤高峰后，季节性回落拐点已现
作为煤炭消费的第一大支柱，今年动力煤的电力需求整体表现偏弱。从总量数据看，7月全国规模以上工业火电发电量为5841亿千瓦时，同比下降3.5%，是今年以来首次出现月度同比负增长；CCTD高频监测数据同样印证了需求疲软，7月沿海八省、内陆十七省动力煤终端耗煤量同比均下降约2.3%，进入8月后降幅虽有收窄，但弱势格局并未扭转。
火电需求走弱的核心原因并非全社会用电需求萎缩，而是电源结构调整带来的替代效应。7月水电、风电、太阳能发电量同比、环比均实现正增长，新能源发电对火电的挤出效应持续显现。事实上，今年上半年我国煤电发电量占总发电量的比重已降至49.7%，首次跌破50%关口，电源结构的深度调整正在系统性改变火电耗煤的增长逻辑。
从8月的节奏来看，需求呈现清晰的“前高后低”拐点。上旬受持续高温天气驱动，全国迎峰度夏用电负荷攀升，沿海八省电厂日均耗煤量达到236.6万吨，8月4日冲高至240.7万吨，创下入夏以来新高。高位日耗带动港口调出量持续高于调入量，推动港口库存快速去化，对煤价形成了阶段性支撑。但进入下旬后，需求回落趋势逐步明确。受台风、冷空气及大范围降雨共同影响，华中、华东等地高温天气快速消退；8月24日出伏后，全国性高温天气基本结束，居民制冷用电负荷快速回落，电厂日耗随之进入季节性下行通道，终端对市场煤的采购需求同步减弱。
（二）非电需求：行业分化显著，整体仍显平淡
非电用煤同样呈现明显的分化格局，没有形成全面的需求扩张，整体仍以按需采购为主，尚未出现大规模集中补库行情。
其中，化工用煤是为数不多的需求亮点，展现出较强的韧性。随着“金九”传统旺季临近，煤化工行业装置开工率稳步提升，对原料煤的刚性采购需求有所增加，支撑了化工煤的需求强度。
而建材、钢铁两大非电耗煤主力则延续疲弱态势。受房地产行业低迷拖累，下游水泥需求不振，建材行业用煤持续偏弱；钢铁行业同样处于传统消费淡季，叠加终端需求疲软，钢厂采购节奏平缓，没有出现集中补库的动作。整体来看，非电需求难以对煤价形成持续的向上拉动。
03
配资官方门户后市展望
900元关口博弈，高位震荡成主基调
展望9月及四季度，动力煤市场多空因素交织，预计将维持高位震荡运行格局。
（一）多头支撑：供给刚性托底，需求存在阶段性修复预期
供给约束短期难解除，底部支撑牢固。国内安监高压态势延续，煤矿产能释放节奏慢于预期，旺季超产补量空间基本消失；产地煤矿库存普遍偏低，坑口价格坚挺，从成本端持续支撑港口煤价。进口端，印尼9月煤炭出口专营政策落地，贸易链条重构带来不确定性，叠加旱季内河运输受阻、国内保供分流出口资源，后续进口增量有限，难以大幅对冲国内产量缺口。
需求存在阶段性修复窗口，供需或再度边际趋紧。进入9月，电厂夏末补库、冬季供暖提前备货、大秦线秋检前囤煤等季节性需求将集中释放，有望带动终端采购阶段性回暖。同时“金九”旺季临近，煤化工开工率稳步提升，建材、钢铁行业也存在边际补库需求。若供给收缩幅度持续大于需求走弱幅度，市场供需格局有望再度趋紧。
（二）空头压制：需求偏弱+库存缓冲+政策调控三重约束
1.需求整体偏弱，缺乏持续上行动力电力端，迎峰度夏高峰已过，电厂日耗进入季节性回落通道；长期来看新能源替代持续深化，上半年煤电发电量占比首次跌破50%，火电耗煤长期增长逻辑承压。非电端受地产链低迷拖累，钢铁、建材需求整体疲弱，难以形成大规模集中补库。
2.库存缓冲充足，平抑价格波动当前环渤海港口库存仍处近年高位，叠加终端电厂长协煤保障稳定、库存天数处于合理区间，社会库存整体充足，可有效缓冲供给收缩的冲击。终端对高价市场煤接受度低，以按需采购为主，追高意愿不强，价格缺乏持续冲高的成交支撑。
3.政策调控边界清晰，大幅上涨易触发保供900元/吨是煤炭保供稳价的敏感区间，历史上价格突破该位置后，往往会触发长协监管、储备产能释放等保供措施。当前全国统调电厂存煤充足，政策调控工具箱空间充足，若煤价过度上涨，保供稳价政策大概率适时出手。
综合来看，短期动力煤市场上涨动能有所减弱，但供应偏紧及后续需求预期仍为市场提供支撑，价格或转入高位震荡运行。
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