北京
九月的第一周，动力煤市场给所有人上了一课。秦皇岛港5500大卡报价已经摸到935-945元/吨，较年初涨了超过36%，部分交易直接突破千元大关。按常理，迎峰度夏结束，需求回落，煤价该歇歇了。但现实是，它不但没歇，反而跑得更快了。
这轮反常行情的核心，不在需求端，而在供给端——安监风暴把产量摁住了。
安监常态化，产量是真的少了
从5月开始，山西等产煤大省因矿难引发安全大排查，随后7月国家矿山安全监察局启动专项整治。安监从过去的阶段性运动，变成了常态约束。数据摆在这里：6-7月全国原煤产量同比降幅超过9%，山西单月降幅高达35.8%，52座炼焦煤煤矿至今仍在停产。港口和电厂的库存，就这么被一点点耗掉了。
供给收缩的同时，需求端却表现出超预期的韧性。迎峰度夏期间用电负荷四创历史新高，1-7月全社会用电量同比增长4.7%，最高负荷达到15.57亿千瓦，比去年极值还多了约5000万千瓦。8月下旬电厂日耗同比还增了0.4%，出现翘尾。一边是产量往下掉，一边是需求往上顶，煤价不涨才怪。
进口煤也指望不上，成本倒挂
有人会问：国内不够，进口补上不就行了？问题是，进口煤这条路也堵了。印尼作为最大进口来源国，9月装船的低卡煤供应偏紧，海运费还在往上走，澳洲高卡煤价格同步走高。算下来，进口煤到岸成本已经高于国内煤，电厂想转向进口替代，空间被压得很窄。替代路径收窄，国内供需紧张进一步加剧。
煤价中枢上移，产业链利润正在被重新切割。上半年主流煤企净利润同比增长约34%，陕煤、兖矿、山煤这些增幅超过47%。另一边，火电企业普遍陷入“电价降、煤价升”的夹击：华能国际利润降了28.89%，浙能电力利润降57.21%、毛利率只剩3.63%，粤电力A直接亏损5.46亿元。煤企和火电厂的业绩，冰火两重天。
政策托底有了，但煤价短期难跌
政策端不是没动作。2026年1月起，发改委将煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，优化交易价格下限，给火电的固定成本托了底。但关键问题在于，这轮供给约束来自安监而非产能不足，安监高压态势短期内难以放松。叠加秋季之后“迎峰度冬”的补库预期，9月底前煤价下跌的难度不小。
说白了，这轮煤价上涨不是需求爆发，而是供给被硬生生摁住了。安监常态化是好事，但代价是煤价中枢上移，火电企业的日子更难过了。容量电价能托住固定成本，却托不住煤价上涨带来的变动成本压力。煤电之间的利润再分配，恐怕还要持续一阵子。
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