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| 多家煤炭股创新高 市场在重新定价什么 |
| 来源：中能传媒研究院 作者：邱丽静 时间：2026/10/29 |
导读：近1个月以来，A股震荡调整，煤炭板块走出独立行情，多家煤企股价创出新高，秦皇岛港5500大卡动力煤站稳千元关口。供给约束推升煤价中枢，长协锁量锁价稳固盈利基本盘，市场正在重新认知煤炭在新型电力体系中的兜底保供价值。供给端复产稳步推进但释放偏慢，进口煤补充有限;需求端进入淡季，冬储补库温和启动。煤价冲高后趋稳，四季度高位承压、震荡偏弱运行。
来源：中能传媒研究院
作者：邱丽静 中能传媒能源安全新战略研究院
月评
多家煤炭股创新高，市场在重新定价什么?
9月以来，A股市场进入震荡调整阶段，多数板块承压，煤炭板块却走出独立行情，多家上市煤企股价创历史新高或逼近前期高点。据相关统计，年内煤炭指数已涨近25%，跑赢同期A股大盘指数。Wind数据显示，截至10月10日，秦皇岛港5500大卡动力煤(山西产)平仓价报1003元/吨，同比增长42.27%，突破千元大关，创近两年新高。
一个贴有“夕阳行业”标签多年的板块，在资本市场持续翻红，反差鲜明。这轮行情的驱动因素究竟是什么?
首先，供给格局改善为这轮行情提供了最直接的支撑。政策持续淘汰落后产能、推动先进产能置换，行业总供给保持克制。多家机构预计，全年动力煤价格中枢有望稳定在750元/吨左右。从港口煤价看，前三季度均价同比上涨约132元/吨，涨幅约20%。多数煤炭公司中报业绩增长，行情上行的基本面支撑进一步确立。
其次，煤企的盈利底色正在被重新审视。过去市场看煤炭，总带着强周期滤镜，煤价大起大落，盈利“大年小年”分明，景气下行时业绩快速收缩。如今，供给侧结构性改革持续推进，叠加电煤长协锁量锁价，煤价剧烈波动被平抑，行业利润底部稳步抬高。煤企周期属性没有完全消失，盈利仍会随市场小幅波动，但安全边际明显增厚。与此同时，“双碳”约束下行业资本开支收缩，企业不再盲目新建矿井，有限利润更多转向股东分红，龙头上市公司股息率普遍维持在4%至5%区间。
第三，煤炭与能源体系的关系正在被重新定价。不少人存在认知误区，认为大力发展新能源意味着煤炭要快速退出。事实恰恰相反。能源转型坚持“先立后破”，风电、光伏天然具有间歇性和波动性，风不吹、光不强时，电力供给容易出现缺口。这时煤电可以快速启动、灵活调峰，补上缺口，守住底线。
过去市场低估了煤炭承担的能源安全溢价。随着新型电力系统建设推进，煤炭兜底保供、系统调峰的战略价值正被投资者重新认识。煤炭消费占比逐步下降是大势所趋，但“下降”不等于“退场”。这轮价值重估，重估的正是这份兜底保供的战略价值。
可以说，现代化煤矿的面貌已今非昔比。大型矿井依托5G、物联网、数字孪生技术远程操控采煤设备，井下少人甚至无人作业逐步成为常态，智能化产能占比持续提升。清洁化改造同步推进，煤炭洗选、充填开采、保水开采等绿色技术广泛落地，矿区“煤改电”“油改电”持续推进，绿色矿山陆续建成。从开采、洗选到转化利用，煤炭产业向更安全、智能、低碳的方向迭代。判断一个行业是不是夕阳产业，不在于其存续时间长短，而要看它在新的体系里还有没有不可替代的位置。
归根结底，煤炭板块这轮逆势走强，是对旧标签的一次纠偏。能源转型不是简单的新旧替换，是循序渐进、稳中求进的系统重塑。煤价有涨有落，行情有起有伏，但煤炭在新型能源体系中的兜底位置，才是这轮重估真正押注的东西。
供需：供给缓慢恢复，需求淡季有支撑
(一)供给
国内产量降幅收窄，山西复产加快。国家统计局数据显示，9月全国规上工业原煤产量3.9亿吨，同比下降6.8%，降幅比8月收窄0.9个百分点;日均产量1284万吨，为5月以来最高。1至9月煤炭累计产量34.5亿吨，同比下降3.5%。分省份看，山西9月煤炭产量7882.6万吨，同比减少31.3%，连续第4个月减产超三成;6月至9月同比累计减产14238.9万吨。但随着政策推动，山西复产进度加快。据山西省能源局数据，截至目前，山西省已有220座煤矿完成整改并顺利复工复产，原煤产量持续抬升，9月日均产量较8月提升约22万吨，10月以来日产量加快恢复。
政策密集部署稳产保供，复产验收提速。9月17日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、国家矿山安监局综合司联合发布《关于做好煤炭安全稳产稳供工作的通知》，要求积极稳妥推进停产煤矿复产达产。9月26日，山西召开全省煤炭安全稳产稳供工作推进会，要求在保证安全的基础上，抓紧推动煤矿企业有序复产达产。9月29日，陕西省发展改革委组织召开全省煤炭稳产稳供工作专题会，研究落实煤炭稳产稳供举措。10月16日，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门在山西太原召开加快煤矿复产增产保供工作推进会，要求“一矿一策”制定复产计划，优化复产验收程序，推动临时停产煤矿加快复产;督促复产煤矿优化生产组织，尽快达产满产，将煤炭产量提升至正常水平;强化每日监测调度，加强电煤中长期合同签订履约，挖掘省内增产保供潜力，研究确定一批应急保供煤矿，加快释放煤炭先进产能。国家发展改革委、国家能源局会同国家矿山安监局等部门已组建工作组赴山西省产煤地市开展调研督导，积极协调煤矿复工复产的堵点难点。政策基调明确“在确保安全的前提下”推进复产，安监高压仍将常态化，但前期“一刀切”式停产状态正在被修正，产量合理回升的方向已经确立。
进口煤同比转降，印尼供应约束持续。海关总署数据显示，9月全国进口煤炭4336.9万吨，较去年同期的4600.3万吨减少263.4万吨，下降5.7%;较8月份的4209.2万吨增加127.7万吨，增长3.0%。1至9月累计进口煤炭35354.3万吨，同比增长2.2%。9月进口同比下降，核心原因是印尼煤发货受限。马哈坎河作为印尼东加里曼丹煤炭外运的唯一通道，今年厄尔尼诺导致旱季提前且延长，水位限制驳船装载，单船装载量显著下降。印尼能矿部9月30日称已完成约95%的RKAB审批，但多数矿商持谨慎心态，不敢签长约、不敢排船期，只能按船或按季度做现货。自8月以来，印尼海运煤发运量持续低于去年，且暂未看到回升迹象。印尼气象局最新预报称雨季开始时间或将晚于常年，预计落在11月至12月间，比正常的10月推迟一个多月;即便雨季到来，马哈坎河水位回到可通航水平还需数周。此外，依据印尼2026年第24号政府条例，煤炭出口过渡期至12月31日，2027年1月1日起全面实施由DSI统一经营，出口全流程由其独家完成。四季度进口煤市场大概率呈“量难增、价难降”格局，对国内市场的补充作用有限。
(二)需求
电煤进入淡季，冬储补库逐步展开。据统计，9月规上工业火电发电量同比下降1.4%，降幅比8月收窄2.9个百分点。10月8日至15日当周，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量83亿千瓦时，环比增长21.8%，同比减少14.1%;日均耗煤量434万吨，环比增长19.6%，同比减少11.1%。节后工业用电负荷集中恢复，叠加全国大范围降温带动北方部分地区采暖需求启动，燃煤发电量与耗煤量环比快速回升、接近节前水平。分区域看，西北、华北、华中、南方、华东和东北区域耗煤量环比分别增长37.5%、24.7%、20.1%、16.0%、14.9%和12.4%。电厂库存稳步回补，10月15日纳入统计发电企业煤炭库存11039万吨，较10月8日增加197万吨，可用天数升至25.2天。CCTD中国煤炭市场网监测显示，沿海和内陆区域动力煤终端用户库存维持在1.2亿吨左右，较去年同期下降5%至6.3%。随着天气转冷，11月前后北方供暖区域将增多，电厂冬储采购有序释放，但考虑到今年冬季大部分地区大概率是暖冬、新能源出力日益增多，电厂补库压力或不大。
非电需求整体平稳，“金九银十”接近尾声。化工行业周度耗煤量环比虽有增加，但同比降幅仍保持在2%左右。10月下半月，“金九银十”接近尾声，化工行业耗煤同比增速或难转正;随着供暖季临近，新一轮工业企业“错峰生产”将开启，非电行业原料煤采购积极性一般。冶金、建材行业需求释放节奏趋于平缓，水泥、钢材需求未见明显放量。
市场：煤价突破千元，冲高后趋稳
(一)价格走势
港口煤价突破千元，创近三年新高。相关数据显示，10月10日，秦皇岛港5500大卡山西产动力煤平仓价报1003元/吨，而上年同期价格约为700元/吨，同比涨幅超过40%。10月15日，CCTD环渤海动力煤现货参考价5500大卡、5000大卡、4500大卡分别收于1020元/吨、925元/吨、830元/吨;10月21日分别升至1034元/吨、934元/吨、836元/吨。北方港口5500大卡煤价在10月21日至25日达到1040元/吨，10月26日回落至1037元/吨，5000大卡、4500大卡分别回落至934元/吨、833元/吨。CECI曹妃甸指数同样连续上涨，截至10月15日，5500大卡、5000大卡和4500大卡煤种价格分别为1020元/吨、924元/吨和830元/吨，较10月9日分别上涨28元/吨、30元/吨、25元/吨。
产地价格偏强上行，发运倒挂加剧。节后电厂补库和化工等非电需求带动煤矿销售，坑口价格随之走强。10月12日，CCTD监测的朔州、鄂尔多斯5500大卡及榆林5800大卡煤价较9月30日上涨20至30元/吨。产地价格上涨抬高了进港成本，部分高卡煤发运仍存在倒挂，贸易商轮库困难，港口现货补充受到制约，持货商挺价意愿较强。10月下旬，随着稳产稳供政策影响持续发酵、终端需求释放较少，卖方乐观情绪受到打压，煤价逐步趋稳。
焦煤焦炭由涨转跌，政策出手遏制涨势。煤焦市场突变始于山西“5·22”重大煤矿事故，煤矿安全监管全面趋严，山西连续三个月产量同比下降30%至35%，炼焦煤供给结构性紧缺，驱动焦煤、焦炭价格大幅上涨。低硫主焦煤累计上涨超1200元/吨，临汾主焦煤价格最高触及2720元/吨;焦炭在国庆节前完成五轮提涨，累计上调450元/吨。9月中旬，国家发展改革委、国家能源局、国家矿山安监局联合发布通知部署煤炭稳产保供，政策基调转变，煤焦价格上涨势头被遏制。9月中旬后煤焦价格顺势下调，近日山西临汾低硫主焦精煤再降100元/吨至2250元/吨，9月中旬以来累计下跌370元/吨;陕西延安气煤下调50元/吨至1350元/吨;山西文水中硫焦煤下调100元/吨至2330元/吨，自9月17日以来累计下调250元/吨。焦炭价格第一轮降价落地，河北、天津市场部分钢厂对湿熄焦炭下调100元/吨、干熄焦炭下调110元/吨，第二轮提降正在路上。国庆节后焦炭首轮提降落地，核心驱动来自焦煤成本端松动。目前钢厂盈利状况极差，超过九成的钢厂处于亏损状态，钢厂对高价原料抵触情绪强烈。根据Mysteel煤焦事业部9月24日调研，全国独立焦化厂吨焦盈利情况，全国平均吨焦盈利78元/吨，山西准一级焦平均盈利119元/吨。9月下旬，247家钢厂日均铁水产量235.66万吨，环比减少1.97万吨，钢厂盈利率6.93%，环比减少0.86个百分点。
国际动力煤价创三年新高。国际市场方面，10月16日，全球动力煤基准洲际交易所纽卡斯尔动力煤期货次月合约价格收于154.6美元/吨，较前一交易日上涨1.14%，较前一周上涨2.72%，为2023年9月以来三年最高水平。10月19日进一步升至156.05美元/吨，连续三个交易日累计上涨2.8%。煤炭价格上涨主要受天然气价格上涨及印尼供应短缺推动，当前煤炭价格比液化天然气便宜约80%，亚洲和欧洲买家在冬季来临前增加进口。
(二)库存变化
北港库存低位运行，大秦线秋检制约调入。10月7日大秦线启动秋季检修以来，北方港口调入量明显下滑，截至10月15日，大秦线日均运量约95万吨，较9月25日至10月6日的107.8万吨明显下降。尽管张唐线日均发运列数近一周环比增长约35%，但仍难以完全弥补大秦线检修造成的运输缺口。截至10月15日，环渤海港口库存2368.8万吨，同比偏低约3.3%;曹妃甸港库存1081万吨，较10月8日升高7万吨，较去年同期低70万吨。9月下旬以来，环渤海港口库存基本在2350至2460万吨之间波动，检修前库存未见明显增加，检修启动后调入回落，短期累库仍有难度。港口热值结构持续调整，9月4日至10月9日，秦皇岛港、国投曹妃甸港和神华黄骅港三港样本中，4900大卡及以上煤炭库存合计减少约98万吨，占比由77.8%降至66.8%，低于4900大卡的库存有所增加，优质中高卡煤资源偏紧。
电厂库存稳步回补，可用天数上升。10月15日纳入统计发电企业煤炭库存11039万吨，较10月8日增加197万吨，可用天数25.2天;海路运输电厂煤炭库存2784万吨，较10月8日增长4万吨，库存可用天数18.5天。沿海八省动力煤终端用户库存10月14日为3579.3万吨，较2025年同期高约240万吨，整体库存缓冲相对充足。近期内陆电厂虽加快备煤，但其库存仍低于去年同期，供暖临近还将带来补库需求。电厂一方面继续保障长协煤供应，另一方面对市场煤的采购意愿有所减弱，等待价格回落和供应形势明朗。
(三)进口煤市场
进口煤到岸成本高企，价格优势收窄。10月15日，中电联发布的《CECI指数分析周报》(2026年第36期)显示，10月8日至10月15日，CECI进口指数到岸标煤单价1297元/吨，较上期上涨52元/吨，环比上涨4.2%。各煤种采购价格均有不同程度上涨，其中太仓港5500大卡、广州港4600大卡价格环比分别上涨40元/吨、43元/吨。印尼3800大卡巴拿马船型FOB报价最高触及83美元/吨，澳洲5500大卡FOB报价115美元/吨以上，外矿挺价情绪较强。进口煤各品种到岸价与内贸煤价之间的价差明显收窄，印尼低卡煤的进口增量还明显受到产量和运输条件限制。不过，由于内贸煤价格增速快于进口煤，进口煤相较内贸煤仍保持一定优势，此前曾出现倒挂的印尼4500大卡动力煤，8月以后比同热值内贸煤便宜至少20元/吨左右。终端电厂冬储补库陆续启动，但在价格持续上行背景下，对高价进口煤接受度有限，以按需采购为主。
后市展望：煤价高位承压，震荡偏弱运行
展望10月下旬及四季度，动力煤市场多空因素交织，预计煤价高位承压、震荡偏弱运行。
从供给端看，政策推动复产，产量有望边际回升。9月以来，国家相关部门及部分主产区积极部署煤炭安全稳产稳供工作，山西等主产区积极响应，国内煤炭供应水平不断提升。山西省已有220座煤矿完成整改并顺利复工复产，9月日均产量较8月提升约22万吨，10月以来日产量加快恢复。考虑到国家相关部门及主产区正积极推进煤炭安全稳产稳供工作、当前产地煤价仍处于较高水平，短期内矿方生产积极性或较高，预计10月下旬产地煤炭供应将继续增加。但需要注意到，月底陕、蒙地区完成月度生产任务的煤矿数量将增多，供应增量空间或受限;同时，国家及地方政府依然高度重视矿山安全生产工作，“确保安全生产”是煤矿产能有序释放的前提条件，短期内产地煤矿安监力度将持续较大，煤炭供应恢复进程或受到一定影响。
从需求端看，电煤淡季走弱，冬储补库有序释放。当前正值电煤消费淡季，下游电厂日耗整体呈现下降态势，库存水平较前期有所提升。CCTD监测显示，沿海和内陆区域动力煤终端用户库存已提升至1.2亿吨左右，同比降幅收窄至5%。随着天气转冷，11月前后北方地区供暖区域将增多，为应对高日耗，预计10月下旬电厂将进行冬储采购，但考虑到今年冬季我国大部分地区大概率是暖冬、新能源出力日益增多等因素，电厂补库压力或不大。非电用煤方面，“金九银十”接近尾声，化工行业耗煤同比增速或难转正，随着供暖季临近，新一轮工业企业“错峰生产”将开启，非电行业原料煤采购积极性一般。新能源发电对火电的替代作用不容小觑，10月风电出力进入季节性回升阶段，太阳能发电有望延续增长态势，新能源出力增多或将挤压火电出力空间。
从库存端看，北港库存存在增加预期。近期受封航影响，北港库存水平快速提升。后期随着大秦线检修进入尾声，铁路发运条件有望好转，同时产量边际改善，进港资源或增加，预计10月下旬北港煤炭库存存在增加预期。但当前港口现货资源尤其是优质中高卡煤依然偏紧，港口报价仍具有较强韧性;主产区坑口价格继续稳中有涨，使港口发运成本维持高位，部分贸易商仍面临发运倒挂，集港意愿偏弱，限制煤价回调空间。
综合研判，预计10月下旬市场煤价将稳中偏弱运行。供给端产地煤炭供应有望逐步增加，加之大秦线秋季集中检修即将结束，进港量增加将推高北港煤炭库存;需求端电厂补库压力不大，冬储需求有序释放，非电行业采购需求一般。四季度阶段性煤价高点大概率出现在10月，后续煤价难以再创新高。但受发运成本倒挂、优质煤资源偏紧、冬储刚需支撑等因素制约，煤价下行空间有限，整体将维持高位震荡运行。后续需重点关注主产地煤矿复产进度及实际产量恢复情况、大秦线检修结束后进港资源变化、中下游煤炭库存变动、终端日耗及冬储补库节奏，以及印尼出口政策落地对进口煤市场的影响。
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