2026煤炭市场走势研判

——煤炭市场研报（2026年2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）

◆2025年，面对国内外经济环境的复杂变化，国民经济运行顶压前行，表现出较强的韧性。初步核算，全年国内生产总值较上年增长5.0%（按不变价格计算），在全球主要经济体中保持领先。2026年，中央经济工作会议明确“稳中求进、提质增效”，对增长质量提出更高要求。国民经济虽将保持向好的支撑条件和基础，但受世界经济增长放缓、贸易摩擦加剧、居民消费活力不足、企业经营动力较弱等因素影响，需求不足问题较为突出，扩大需求仍是2026年经济持续稳定增长最艰巨的任务和挑战。

◆2025年，我国煤炭供给端国内产量虽再创历史新高，但同比增速较上一年小幅回落；进口量较上一年显著收缩，总体供给进入低速增长区间。国内原煤产量“前高后低”，全国规模以上工业原煤产量达48.3亿吨，再创历史新高，同比增长1.2%。若2026年国内供需形势延续宽松态势，政策或将进一步推动保供产能退出或转为储备产能。中国煤炭运销协会预计2026年国内煤炭产量48.6亿吨，同比仅增长0.7%，为近十年最低增速。

◆2025年全年我国煤炭进口总量虽同比下降9.6%至4.9亿吨，但仍处于历史第二高位。2025年2月以来我国煤炭进口量同比持续减少，直至12月我国进口煤炭5859.7万吨，再创历史新高；同比增长11.9%；环比增长33.0%。在2025年我国煤炭进口总量同比下降背景下，我国从大部分国家进口的煤炭数量均出现了不同程度的下降。进入2026年，印尼煤炭出口市场仍未见明显利好支撑。在政策等不确定因素影响下，2026年我国煤炭进口规模易减难增。

◆“双碳”目标下，我国积极推进能源绿色低碳转型，煤炭消费比重持续下降，清洁能源消费占比稳步攀升，消费结构进一步优化。据国家统计局初步测算，2025年全社会能源消费总量比上年增长3.5%，扣除原料用能和非化石能源消费量后，单位GDP能耗比上年降低5%以上。2025年，我国主要耗煤行业产品产量走势分化，煤炭消费同比略有下降，其中电力、钢铁、建材用煤同比下降，化工用煤同比增长。

◆受政策调控、供需格局变化以及季节性需求影响，2025年动力煤整体价格先抑后扬，价格中枢较2024年明显下移。2026年煤炭行业产能端受政策调控与产能退出影响增量有限，需求端依托电煤稳基与非电增长实现结构性提升，煤价重心下移压力缓和，煤价中枢有望维持在合理区间，年均价将略高于2025年。2026年2月，印尼煤炭现货出口陷入停滞，国际动力煤价格明显上涨，进口煤价格优势丧失，直接促使部分终端用户将采购需求转向内贸煤，为国内市场带来结构性利好。但面临即将到来的消费淡季，电厂在高库存下对高煤价的接受程度有限，制约煤价上涨空间。若下游复工进度不及预期，则煤价大概率将维持高位震荡。

煤炭供给：2025年煤炭产量增进口缩，总供给低速增长

2025年，我国煤炭供给端国内产量虽再创历史新高，但同比增速较上一年小幅回落；进口量较上一年显著收缩，总体供给进入低速增长区间。

◆ 2025年原煤产量前高后低，全年累计产量再创历史新高

2025年国内原煤产量呈现明显的“前高后低”特征，前5个月同比增速保持正增长；自6月开始，山西等地安监力度持续加大，“以量补价”的生产模式被“反内卷、严查超产”政策取代，原煤产量回落。2025年全国规模以上工业原煤产量达48.3亿吨，再创历史新高，占全球总产量的54.6%（根据国际能源署数据，2025年全球煤炭总产量为88.5亿吨）。全年原煤产量同比增长1.2%，增速较上一年小幅回落。其中2025年12月规模以上原煤产量4.4亿吨，同比下降1.0%；日均产量1410万吨，月度环比略有回落。

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

从分省区数据来看，原煤产量格局延续传统梯队特征，但区域间增速分化明显。晋陕蒙新四大主产区2025年合计产量达39.5亿吨，占全国总产量的81.7%，较2024年的81.6%提高0.1个百分点，产业集中度进一步增强。其中，山西以全年累计产量13.05亿吨的绝对优势超过内蒙古再次位列全国第一，累计产量同比增长2.1%，增速高于全国平均水平；内蒙古以全年累计产量12.86亿吨位列第二，不过其累计产量同比下滑了1.0%；陕西以全年累计产量8.05亿吨排名第三，累计产量同比增长2.9%，增速高于全国平均水平；新疆以全年累计产量5.53亿吨位居第四，累计产量同比增长1.9%，继续保持增长态势。但与2024年17.5%的增速相比已明显回落。

2025年，全国原煤产量超过1亿吨的省（区）仍为8个。其中，山西和内蒙古产量超10亿吨；陕西、新疆、贵州、河南、宁夏、安徽6省（区）产量在1亿吨至10亿吨之间。山东、云南、黑龙江、甘肃四省煤炭产量位于5000万吨至1亿吨之间，其中，甘肃省产量同比小幅下降至6599.5万吨，退出全国排名前十，位列第十一位；云南省则以7094.2万吨的产量进入前十。

表1  2025年全国规模以上企业原煤产量（分地区）

另据中国煤炭工业协会统计与信息部初步统计，2025年原煤产量超过5000万吨的大型煤炭企业（直报中国煤炭工业协会）达到15家，较上年减少1家。15家企业原煤产量合计为27.0亿吨，较上年增加0.2亿吨，增长0.7%。其中2025年原煤产量超亿吨企业为7家，与上年持平。分别是：国家能源集团6.12亿吨，同比下降1.5%；晋能控股集团4.08亿吨，同比增长1.5%；山东能源集团2.79亿吨，同比增长0.7%；中国中煤集团2.73亿吨，同比下降0.4%；陕煤集团2.58亿吨，同比增长2.4%；山西焦煤集团1.85亿吨，同比增长1.6%；华能集团1.09亿吨，同比下降2.1%。7家企业原煤产量合计为21.2亿吨，较上年基本持平。2025年原煤产量在5000万吨至1亿吨企业为8家，较上年减少1家；8家企业原煤产量合计为5.7亿吨，较上年增加0.1亿吨，增长1.8%。

2021年煤炭市场价格暴涨背景下，当年7月30日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、国家矿山安全监察局综合司联合印发《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》。该通知明确鼓励符合条件的煤矿核增生产能力，对煤矿产能核增实行产能置换承诺制，规定2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，无需提前落实产能置换指标，可采用承诺方式开展产能置换，在取得产能核增批复后3个月内完成产能置换方案。据市场统计，2021年9月以来核增煤炭产能超5亿吨。按政策要求，核增煤矿产能都必须在2025年底完成产能置换指标承诺要求，若不完成，2026年或将面临被撤销核增批复的风险。

2025年7月10日，国家能源局综合司印发《关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》，严格控制未批完手续仍按核增产能生产的行为。榆林2025年退出1900万吨未办完手续的核增产能；国家政策规定2022-2025年底未办完手续的核增产能，部分完全收回，部分转化为储备产能。

与此同时，煤炭主产区亦面临资源枯竭问题。以山西为例，山西作为主产区，高强度开采导致资源加速衰减。数据显示，未来10年内山西约有221座煤矿面临资源枯竭，涉及产能近2亿吨。这意味着供给侧不仅没有增量，反而面临巨大的存量替代压力。

若2026年国内供需形势延续宽松态势，政策或将进一步推动保供产能退出或转为储备产能，此外“十五五”政策建议再提“能源资源基地布局优化”，非主产区（非晋陕蒙新）的落后产能亦或重启退出进程。中国煤炭运销协会预计2026年国内煤炭产量48.6亿吨，同比只增0.7%，为近十年最低的增速。

◆ 2025年煤炭进口量4.9亿吨，同比下降9.6%

2025年2月以来我国煤炭进口量同比持续减少，直至12月我国进口煤炭5859.7万吨，超过了2024年11月的5498万吨，再创历史新高；较上年同期的5234.6万吨增加625.1万吨，同比增长11.9%；较11月份的4405.3万吨增加1454.4万吨，环比增长33.0%。2025年全年我国煤炭进口总量虽同比下降9.6%至4.9亿吨，但仍处于历史第二高位。

2025年12月我国煤炭进口量同环比大增、再创历史新高，远超业内预期，影响因素包括多个方面。首先，正值岁末，部分煤矿在达成全年生产指标后，叠加岁末安全督查与环保整治力度加大，陆续进入停产或减产状态，终端因此增加了对进口煤的采购。其次，12月份本是国内迎峰度冬用煤旺季，且12月到港的进口煤大多是在11月招标采购的，而彼时进口煤价格优势明显，国内用煤企业对进口煤接受度高，采购比较积极；再次，人民币持续升值，尤其2025年11月中旬以来人民币加速升值，人民币购买力增强，煤炭进口需求增长；第四，随着印尼政府将于2026年针对煤炭出口征收关税的讨论逐步明晰，市场预期持续发酵，不少印尼矿商为规避政策落地后的额外成本，加速推进货物发运，以抢占关税实施前的出口窗口期。此外，为了赶在12月1日铁路运费上涨前发货，多数俄罗斯矿方在11月上中旬完成装车，其中一部分货物也在12月抵达中国。

图3  2025年煤炭月度进口量

从煤炭进口来源国别看，2025年12月我国煤炭进口排名前四位的贸易伙伴依次为印度尼西亚、蒙古、澳大利亚、俄罗斯，2025年12月我国从上述四个国家累计进口煤炭5657.42万吨，占当月我国煤炭进口总量的96.55%，处于绝对优势地位。

不过在2025年我国煤炭进口总量同比下降背景下，我国从大部分国家进口煤数量均出现了不同程度的下降。从进口煤来源国占比来看，2025年我国煤炭进口主要集中于印尼、俄罗斯、蒙古和澳大利亚四国，我国从这四个国家进口的煤炭数量占我国煤炭进口总量的95%。相较于2024年，印尼煤进口量占总进口量的比重略有减少，从44.4%下降到了43.1%，连续第四年下滑；其他来源国煤不断挤占印尼煤市场份额，俄煤、蒙煤和澳煤进口量占比有所增加，分别从17.5%上涨到了18.1%、从15.3%上涨到了18.1%、从15.3%上涨到了15.8%。

图4  2025年全国煤炭进口国别与数量

进入2026年，印尼煤炭出口市场仍未见明显利好支撑。印尼方面计划将大幅缩减2026年煤炭产量配额，由2025年的7.5亿吨下调至7亿吨以内，并进一步提升煤炭国内市场义务（DMO）比例，同时对2026年煤炭出口征收1%～5%的关税。印尼煤炭产量的收紧、出口配额被挤压以及出口成本的增加，都会对印尼煤炭出口量形成一定限制，进而影响我国从印尼的煤炭进口量。而随着蒙古和俄罗斯的运力提升，我国从两国进口量或将稳中有增。不过总体来看，在政策端等不确定因素影响下，2026年我国煤炭进口规模易减难增。

据“彭博技术”（Bloomberg Technoz）网站信息，全球动力煤价格在2025年年末有所走强，但就全年而言，动力煤的价格仍是大幅下降。2025年12月31日，洲际交易所（ICE）纽卡斯尔煤炭次月交割合约价格交收于每吨107.5美元，环比前一交易日上涨0.8%。而在2025年全年，该商品价格下降了14.17%。也远未达到之前预期的年末可能回升到120美元/吨的价格水平。

2025年我国全年进口煤均价为74美元/吨，同比下降23.1%；12月当月全煤种进口价格为78美元/吨，维持同比回落趋势。分煤种看，全煤种进口价格较上年同期均有较大幅度下降，其中炼焦煤年度同比降幅最大，但12月当月各煤种价格均环比增加，其中炼焦煤月度环比涨幅相对更大。

图5  2024—2026年CECI进口煤（规格品：7000大卡）采购价格指数

进入2026年，由于海冰形势严峻，俄罗斯经波罗的海港口的煤炭出口已大幅放缓，并面临完全停止的风险。据CCA报道，面临风险的不仅是俄罗斯煤炭对土耳其和印度的供应，还有从哈萨克斯坦到欧洲的过境运输。为保障能源供应稳定，相关需求市场将被迫转移至其他煤炭供应国进行应急采购，从而推动国际煤价的上涨。

2026年2月3日起，印尼煤炭现货出口陷入停滞。受印尼政府大幅削减2026年度煤炭产量配额（下调幅度达24%～40%）以及优先保障其国内电力供应（DMO政策强化）影响，印尼主要矿商已陆续宣布进入“不可抗力”状态，并全面暂停2月至3月期间的现货煤炭出口合同。目前，进口印尼3800大卡的煤炭华南到岸价已经上涨到了482元/吨，比国内同热值煤炭贵了16元；进口澳大利亚5500大卡的煤炭华南到岸价已经上涨到了795元/吨，比国内同热值煤炭贵了42元。

煤炭消费：同比略有下降，全口径煤电发电量同比下降1.9%

“双碳”目标下，我国积极推进能源绿色低碳转型，煤炭消费比重持续下降，清洁能源消费占比稳步攀升，消费结构进一步优化。2025年，非化石能源占能源消费总量比重比上年提高约2个百分点，超过石油成为第二大能源类型，成为能源增量主体。据国家统计局初步测算，2025年全社会能源消费总量比上年增长3.5%，扣除原料用能和非化石能源消费量后，单位GDP能耗比上年降低5%以上。2025年，我国主要耗煤行业产品产量走势分化，煤炭消费同比略有下降，其中电力、钢铁、建材用煤同比下降，化工用煤同比增长。

◆2025年全社会用电量规模首次突破10万亿千瓦时大关，全年规模以上火力发电量同比下降

2025年，全社会用电量累计103682亿千瓦时，同比增长5.0%。从分产业用电看，第一产业用电量1494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19942亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量15880亿千瓦时，同比增长6.3%。第三产业和城乡居民生活用电对用电量增长的贡献达到50%。充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增速分别达到48.8%、17.0%，是拉动第三产业用电量增长的重要原因。

根据已发布的2025年1—11月用电量数据推算，2025年12月，全社会用电量9080亿千瓦时，同比增长2.8%。其中：第一产业用电量120亿千瓦时，同比增长7.1%，占全社会用电量的1.3%；第二产业用电量5930亿千瓦时，同比增长3.1%，占全社会用电量的65.3%；第三产业用电量1738亿千瓦时，同比增长5.3%，占全社会用电量的19.1%；城乡居民生活用电量1292亿千瓦时，同比下降2.2%，占全社会用电量的14.2%。

根据中电联发布的2025年12月全国电力消费系列指数（CNECI），12月，全国全行业用电指数为136.6，全行业用电量比2020年基期（以2020年基期为100）增长了36.6%，年均增长6.4%，同比增长3.4%，增速比上月回落2.3个百分点。其中，12月，农林牧渔业用电指数为173.6，比2020年基期增长了73.6%，年均增长11.7%，同比增长6.1%；制造业用电指数为135.4，比2020年基期增长了35.4%，年均增长6.3%，同比增长3.4%；服务业用电指数为163.2，比2020年基期增长了63.2%，年均增长10.3%，同比增长4.8%。

图6  2021—2025年月度全国电力消费系列指数（CNECI）

2025年我国全社会用电量规模实现了两大突破：一是我国年度全社会用电量规模首次突破10万亿千瓦时大关，达10.37万亿千瓦时，稳居全球电力消费第一大国地位。二是月度用电量规模首次突破1万亿千瓦时大关，7月我国全社会用电量达到1.02万亿千瓦时，这也是全球范围内首次。

2025年规模以上工业发电量97159亿千瓦时，同比增长2.2%。在水核风光等清洁能源发电装机大幅增长推动下，电力结构转型进度加快，清洁能源发电占比持续提升，火电市场受到明显挤压。全年规模以上火力发电量同比下降1.0%至6.29万亿千瓦时，为2016年来首次年度负增长。其中2025年12月，规模以上工业发电量8586亿千瓦时，同比增长0.1%；日均发电量277.0亿千瓦时。分品种看，12月份，规模以上工业火电降幅收窄，水电、核电、风电、太阳能发电增速放缓。其中，规模以上工业火电同比下降3.2%，降幅比11月份收窄1.0个百分点；规模以上工业水电增长4.1%，增速比11月份放缓13.0个百分点；规模以上工业核电增长3.1%，增速比11月份放缓1.6个百分点；规模以上工业风电增长8.9%，增速比11月份放缓13.1个百分点；规模以上工业太阳能发电增长18.2%，增速比11月份放缓5.2个百分点。

在国家及地方层面持续推出的政策支持下，我国光伏装机规模持续增长，集中式与分布式项目协同发展，同时在发展重心上实现由规模扩张向质量提升的转型。截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%；全国非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，占总装机容量比重为61.7%，比上年底提高3.5个百分点；全国火电装机占比降至39.55%；水电装机占比11.51%；核电装机占比1.61%。2025年，全口径煤电发电量同比下降1.9%，增容减量效果逐步显现，煤电发电量占总发电量比重为51.1%；全口径非化石能源发电量4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重为42.9%，同比提高3.4个百分点。2025年，全口径风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的主体。

中电联预计2026年全国电力供需总体平衡。综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、国民经济和社会发展第十五个五年规划建议、国家宏观调控政策措施，中电联预计2026年我国宏观经济将继续保持平稳增长，拉动电力消费需求平稳较快增长，预计2026年全国全社会用电量10.9万亿～11万亿千瓦时、同比增长5%～6%。同时，在国家“双碳”目标下，新能源继续保持较大投产规模，预计2026年全年新增发电装机有望超过4亿千瓦。预计2026年底，全国发电装机容量达到43亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机27亿千瓦，占总装机的比重在63%左右；煤电装机占总装机比重降至31%左右。

虽然煤电装机比重不断下降，但受新能源的间歇性、波动性特点影响，煤电的调峰调频能力已成为维持电力系统安全的关键。且在负荷高峰、风光波动或极端天气场景下，煤电作为系统稳定器与调节资源的稀缺性反而更突出。不过随着新能源装机不断提升，煤电与新能源的协同发展格局正逐步形成，新能源发电量增速不断提高，必将对煤电空间形成挤压。

◆2025年非电用煤需求持续分化，钢铁水泥需求疲软化工耗煤增长

2025年，面对国内外经济环境的复杂变化，国民经济运行顶压前行，表现出了较强的韧性。初步核算，全年国内生产总值较上年增长5.0%（按不变价格计算），在全球主要经济体中保持领先。其中，第一产业增加值比上年增长3.9%；第二产业增加值增长4.5%；第三产业增加值增长5.4%。从增长趋势看，全年呈现“前高后低”的运行特征，名义增速仍落后于实际增速。经济结构延续“供强需弱”的格局，工业生产“新旧分化”“两新”对全年经济支撑较大但效果逐渐走弱。下半年社零和三大投资同步下滑，尤其是投资增速首次转负，凸显了经济转型阶段所特有的结构性承压特征。

2026年，中央经济工作会议明确“稳中求进、提质增效”，对增长质量提出更高要求。结构上着力提振内需、优化供给，需求侧延续“两新”“两重”支持，新增“投资于人”与支持民间投资；供给侧加快传统产业数智化转型，推进“反内卷”与全国统一大市场建设。国民经济虽将保持着向好的支撑条件和基础，但受世界经济增长放慢、贸易摩擦不断加深、居民消费活力不足、企业经营动力较弱等因素影响，需求不足较为突出，扩大需求仍是2026年经济持续稳定增长最艰巨的任务和挑战。

受春节返乡提前、内需偏弱等因素影响，2026年1月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49.3%、49.4%和49.8%，比上月下降0.8个、0.8个和0.9个百分点，经济景气水平有所回落。2026年春节滞后于2月，短期来看，PMI或维持偏弱态势。但平均来看，近两月PMI指数仍延续前期修复态势，或反映开年经济良好。

图7  中国制造业PMI

2025年，基建投资增速显著放缓，房地产市场延续下行态势，市场筑底修复进程缓慢。双重下行压力下，建材市场需求明显萎缩，建筑用建材订单锐减，供需结构性矛盾持续加剧。作为建材行业核心产品，水泥市场承压尤为明显。全年规模以上企业水泥产量降至16.9亿吨，同比下降6.9%，创下2010年以来的最低水平。而钢铁行业“提质增效”、深入整治“内卷式”竞争等高质量发展政策落地成效持续显现，生铁、粗钢产量呈前高后低特征，产量主要集中在上半年释放，下半年则持续回落，降幅逐月扩大，全年粗钢产量时隔五年首次回落至10亿吨以下。预计2026年水泥钢铁两大行业对煤炭的需求将继续受到抑制。

值得注意的是，2025年化工行业用煤呈现出快速增长态势，在一定程度上弥补了建材等行业用煤需求，成为煤炭需求增长点。2025年，甲醇产量同比显著增加。在新增产能持续释放、企业维持较高开工负荷的支撑下，我国累计生产甲醇9231万吨，同比增加785万吨，增幅9%，全年产量规模稳步提升。同时，受益于国内新增产能持续释放、行业开工率高位持稳的有力支撑，尿素产量同比大幅增加，全年累计生产尿素7241万吨，同比增加774万吨，增幅12%。

2026年随着国家对高耗能行业节能减排要求提高和产业结构调整的推进，预计未来建材、化工等行业将更加注重煤炭的清洁高效利用和资源综合利用，推动煤炭消费结构的优化升级。

煤炭市场价格：供需格局转变，2026年动力煤市场价格或理性回调

受政策调控、供需格局变化以及季节性需求影响，2025年动力煤整体价格先抑后扬，价格中枢较2024年明显下移。上半年，原煤产量持续增长，进口量同比虽略有回落但仍维持高位，供应充裕而需求偏弱，导致煤价承压下行。数据显示，上半年秦皇岛港口5500大卡动力煤价格从年初的每吨770元跌至6月底的每吨617元，跌幅达20%左右；大同坑口5500大卡动力煤价格从年初的每吨631元跌至6月初的每吨467元，跌幅约为26%。2025年下半年，在煤炭行业“反内卷”政策引导、煤矿生产能力核查以及季节性需求回升等因素共同推动下，价格出现阶段性反弹。秦皇岛港口5500大卡动力煤价格一路升至11月的每吨830元，涨幅达35%左右。冬季来临后，由于多地气温高于历史同期，电厂日耗提升缓慢，库存普遍处于充足水平，采购意愿不强，动力煤价格转而呈现偏弱震荡下行走势。北港5000大卡市场煤全年均价617元/吨，同比下跌143元/吨，全年价格重心同比明显下移。

图8  2024—2026年中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）

行业专家表示，“2026年，基于国内原煤产量和动力煤进口量的增长潜力不足，动力煤的消费形势将成为影响煤价走势更为关键的因素，预计年度动力煤价格中枢将有所上扬，沿海市场有望保持活跃。全年动力煤供求关系或将呈现‘总体平衡、时段性偏紧’的局面。”总体来看，2026年煤炭行业产能端受政策调控与产能退出影响增量有限，需求端依托电煤稳基与非电增长实现结构性提升，煤价重心下移压力缓和，煤价中枢有望维持在合理区间，年均价将略高于2025年。

2026年2月，印尼煤炭现货出口陷入停滞，对我国南方沿海电厂供应造成直接冲击。印尼是我国最大的煤炭进口来源国，其出口中断将导致我国南方地区（粤、桂、闽等省份）出现约1500万吨/月的供应缺口。且除中国外的亚太国家如韩国、印度、越南等对印尼煤亦存在一定需求。2026年2月首周，国内港口Q5500动力煤现货价格及国际纽卡斯尔动力煤指数均出现15%以上的脉冲式跳涨。春节期间，国际动力煤价格明显上涨，进口煤价格倒挂。截至2月26日，进口印尼3800大卡华南到岸价为508元/吨，较同品种内贸煤价格高32元/吨；进口澳洲5500大卡华南到岸价为791元/吨，较同品种内贸煤价格高24元/吨。

进口煤价格优势丧失，直接促使部分终端用户将采购需求转向内贸煤，为国内市场带来结构性利好。且春节长假期间，港口煤炭调入量持续处于低位，节后环渤海八港合计存煤较节前基本持平，但低于上年同期473万吨。调入量略低于调出量，港口持续小幅去库。这一库存结构对市场价格的支撑效应正在累积，增强了贸易商的持货待涨信心。

不过，3月后将逐步进入传统用煤淡季。春节前，天气回暖叠加节日临近，电厂发电量和耗煤量进一步回落。根据中电联电力行业燃料统计数据，2月6日至12日当周纳入其统计的燃煤发电企业日均发电量85亿千瓦时，周环比减少18.0%；日均耗煤量112万吨，环比减少25.2%，同比减少3.5%。电厂库存量11491万吨，较2月5日增长44万吨；电厂库存可用天数较2月5日增加1.2天。

春节长假后，下游工业企业复工复产进度预计将加快，电力及化工用煤需求逐步恢复，采购逐渐释放，为后续市场带来支撑，煤炭市场或将呈现“易涨难跌”的偏强格局。但面临即将到来的消费淡季，电厂高库存下对高煤价接受程度有限，制约煤价上涨空间。且下游复工进度仍存不确定性，若恢复节奏不及预期，则煤炭价格很难大涨，大概率是维持高位震荡走势。

（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、煤炭江湖）