2023年以来， (略) 场“供应整体充足、需求相对疲软”的情况下，国内动力煤价格整体呈现震荡下行走势。虽然煤价从6月中旬迎峰度夏以来开启震荡反弹，但反弹力度明显较弱，7月中旬即见顶回落， (略) 场预期走向悲观。进入9月份后，在供需两弱的背景下，受阶段性供应受限和非电需求释放、国际能源价格上涨等因素影响，煤价开启一轮价格反弹，但整体上看， (略) 场供需宽松的基本面并未改变，预计“十一”之后，煤价将再次进入下行通道。

一、 (略) 场面临较大下行压力

从供应端看，2023年以来我国煤炭生产以“保供应”为主，重点煤矿保持高强度生产，产能保持高位释放，产量维持在较高水平。同时，随着进口煤零关税政策的延续实施，加之国际能源价格下跌及需求下滑，国外煤炭加速流入中国，推动我国进口煤量大幅增长。根据国家统计局数据，1-7月中国原煤产量26.7亿吨、同比增3.6%，进口煤炭2.6亿吨、同比增长88.6%，整体煤炭供应量同比增长7.9%，供应水平处于历史新高。截至8月21日，全社会整体存煤超过1.76亿吨、同比增加超2418万吨，处于历史同期高位，迎度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平，可用天数维持在20天以上，随着迎峰度夏接近尾端，7月下旬开始电厂日耗有所下降，接续去库压力增大。

从需求端看，煤炭行业的下游需求主要集中在电力（约占53％）、钢铁（约占17％）和建材（约占7％，以水泥行业为代表）三大行业，其它主要为民用煤和煤化工等行业。根据国家统计局数据，1-7月份我国火力发电量3.55万亿千瓦时，同比增长8%；我国粗钢产量6.27亿吨，同比增长2.8%；水泥产量11.27亿吨，同比下降3.2%，三大行业整体用煤量约20.4亿吨，较2021年和2022年同期平均值仅增长3.6%，远低于煤炭供应量7.9%的增速，占整体煤炭供应量的比重降至70%。

(略) 场来看，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企、需求不及预期等影响，煤价下行压力较大。具体分析，8月下旬华西进入秋雨期，较常年同期偏早半个多月，预计最晚11月下旬结束，在火电出力下降的同时水电出力和外送情况转好，加之装机规模已超火电的可再生能源发电出力，将对火电增量形成较大压制；同时，随着我国经济转型发展和碳排放双控政策实施，高耗能产业、传统基建项目和地产投资等恐难有起色，叠加出口下行压力和制造业PMI处于枯荣线边缘，将拖累全社会用电量和非电用煤增长。就迎峰度冬需求来看，厄尔尼诺事件发生后的冬天，东亚一般会出现暖冬，加上全球变暖的长期趋势，我国今年冬季出现暖冬可能性较大，将影响迎峰度冬用煤量。从电煤供应来看，根据2023年电煤中长协供应量提升到26亿吨计算，日均供应能力在700万吨以上，加之6-7月份日均进口动力煤量近100万吨，中长协和进口煤供应量能够满足甚至超过电煤需求，各环节去库存情况较难改善，高库存会对动力煤价格形成长期压制。

二、动力煤阶段性价格支撑点预测

（一）通过电煤中长协价格分析支撑点

2023年我国5500大卡/公斤电煤中长协价格调整区间为570—770元/吨。截止8月底年内动力煤现货价分别于6月中旬（6月13日CCI5500报价764元/吨）和8月中旬（8月18日北方港口5000大卡/公斤品种报价699元/吨）两次跌破长协价区间上限，但随后价格均又反弹回升。 (略) 场煤价在电煤中长协价格区间上限处形成了价格支撑点。

当市场价格逼近电煤中长协价格区间上限时，主要有三方面支撑因素：一是当前晋能控股、中煤、陕煤化、伊泰等主流煤企长协煤供应价格贴近电煤中长协价格区间上限，且就稳定电煤长协价和长协履约基本达成一致意见，从供应端夯实了长协价格支撑点位；二是电力企业普遍认识到长协煤供应对于企业经营的重要意义，仅有少量企业提出降价或限量要求，整体长协履约率仍保持在高位水平，从需求端稳定了长协价格支撑点位；三是年内两次出现现货价跌破长协价区间上限时， (略) 场煤到港成本价与港口价格倒挂的现象， (略) 场供应减量，推动价格再次回升，当前供需两端主要围绕长协价支撑点位进行博弈。

（二）通过国内原煤生产成本测算价格支撑点

根据国家统计局数据，上半年煤炭开采和洗选业营业成本累计值11185.1亿元，原煤产量23亿吨，据此估算国内自产煤平均营业成本约为486元/吨，该估算价格与国内产地煤炭400-500元/吨的生产成本区间较为一致，因此以486元/吨的平均价作为国内产地煤炭生产成本，加上鄂尔多斯至秦皇岛的铁路运费和港杂费约220元/吨，国内煤炭生产成本对港口煤价形成了约706元/吨的底部支撑。

其中就占全国原煤产量72% (略) 煤矿生产成本来看。根据中国煤炭资源网样本煤矿数据，矿井规模分别包含60-90、180-300、800-1000、2000、2500万吨/年，山西样本煤矿的原煤完全成本（下同）为122.03-462.88元/吨；陕西为131.30-305.56元/吨；内蒙古为122.39-212.49元/吨。 (略) 原煤完全成本上限估算， (略) 到秦皇岛港铁路运费和港杂费，山西、陕西（陕北）、内蒙古（蒙西）煤炭生产成本对港口煤价的底部支撑约为630元/吨、530元/吨、430元/吨。

（三）通过进口煤生产成本测算价格支撑点

1-7月份，我国进口动力煤1.97亿吨，同比增长98%，其中进口量排名前三的国家分别为印尼、俄罗斯和澳大利亚，占总进口量的92%。根据海外煤企财报，澳大利亚煤炭开采成本约550元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运成本到我国港口最低约750元/吨；印尼中低卡煤炭开采成本约425元/吨，折算5500大卡/公斤价格约520元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运成本到港最低约680元/吨。俄罗斯高卡煤炭开采成本约650元/吨，折算5500大卡/公斤价格约596元/吨，主要通过满洲里、绥芬河和同江口岸通关，销往吉林、黑龙江和蒙东等地区，不考虑境外运输成本和通关费用，加上增值税和国内运输成本到厂最低约770元/吨。

（四）通过煤炭和电力行业利润测算价格支撑点

根据国家统计局数据，上半年煤炭开采和洗选业营业收入累计值17695.2亿元、同比减少12.6%，原煤产量23亿吨，估算煤炭行业销售均价约为769元/吨，与电煤中长协570—770元/吨的价格区间上限持平。在此价格下，煤炭开采和洗选业实现利润总额4127.6亿元、同比减少23.3%，电力、热力的生产和供应业实现利润总额2555.1亿元、同比增长46.5%，煤炭行业利润总额占两者合计利润总额比例为62%，而2016年供给侧改革后2017年-2019年两者利润分配基本维持在各半水平。因此预计后期煤炭行业和电力行业的利润将面临“一降一升”利差缩小调整，并逐步趋向平衡。如按照两行业利润各半水平测算，煤炭行业销售均价约为735元/吨。

通过上述分析，预计后期煤价（5500大卡/公斤）将在770元/吨、750元/吨和700元/吨处形成价格支撑。一是770元/吨作为电煤中长协价格区间上限值，一旦跌破该价格可能对电煤中长协履约造成较大影响， (略) 场煤价可能在该价格处形成第一支撑点；二是700-770元/吨作为进口煤成本区间值，同时也是煤炭和电力行业利润持平区间，一旦跌入该价格区间进口煤量可能大幅减少，同时电力行业利润增长也会对煤价形成支撑， (略) 场煤价可能在该价格区间处形成第二支撑点；三是700元/吨作为国内原煤成本价，一旦跌破该价格国内原煤产量可能大幅降低，市场供应量将会受到较大影响， (略) 场煤价可能在该价格处形成第三支撑点。

三、当前面临的问题

（一）多项因素制约，国内原煤生产增量乏力

国内原煤产量同比增幅已由1月份的6.9%逐月降至7月份的1.3%；从环比增幅上看，4月原煤产量环比降低3578万吨，5、6月份环比增量也仅维持在432万吨的较低水平，仅为去年同期增量的一半，特别是迎峰度夏旺季的7月受安检力度增强、北方强降雨等因素影响自产煤供应环比降低1255万吨，与去年7月供应水平相当。

通过分析，制约国内原煤产量增长的因素主要有三个：高产能释放达限后增量放缓。今年1-7月我国原煤月均产量稳定在3.8-3.9亿吨之间，显示出自2021年第四季度以来煤炭增产保供的高强度现状已经放缓，后续的产量增长主要依赖于新建矿井的投产，所以短期内增量空间有限。高生产负荷增加煤矿安全生产风险。去年以来国内煤矿产能持续高位释放，煤企安全生产压力骤增，长期性、高强度的生产致使今年以来煤矿安全生产事故频发，进一步制约煤矿产能的增量释放。价格下行对煤炭供应形成反向压制。 (略) 场领跌煤价，导致主产地发运到港成本价与港口价持续倒挂，且随着价格下行，已触及一些煤矿的边际成本,部分煤矿产能释放积极性降低。

（二）内外价差缩小，进口煤增量空间有限

今年以来，我国各月进口煤量维持在4000万吨上下，相对稳定。通过对比内贸煤（CCI5500）与进口煤（PCC8，华南地区5500K进口煤到岸价）价格走势，前者较后者价差从7月上旬（6日，价格855元/吨）的104元/吨逐步缩减至8月下旬（22日，价格816元/吨）的3元/吨。随着内贸煤与进口煤价差逐步缩小，将制约进口煤量的进一步扩大， (略) 场价格继续下行，逐步逼近进口煤成本价，将进一步压低进口煤量，整体上看后期内贸煤与进口煤将维持动态平衡，进口煤增量空间有限。

（三）煤价下行压力增大，中长协履约面临挑战

随着供需形势逐步宽松， (略) 场价格宽幅震荡、整体下行。环渤海港口5500大卡动力煤现货价格从1月初的1210元/吨逐步下跌至6月中旬的764元/吨，首次低于电煤中长协570—770元/吨的价格区间上限。特别是从6月中旬进入迎峰度夏以来，在居民用电负荷快速增长带动下，煤价虽然出现震荡反弹，但反弹力度明显偏弱，5500大卡/ (略) 场价维持在800-900元/吨之间弱势震荡，且中 (略) 场价甚至再次低于电煤中长协价格区间上限。随着迎峰度夏临近结束， (略) 场供需再次走弱，中下游环节煤炭库存仍处高位，用户“买涨不买跌”情绪浓重，煤价下行压力逐渐增大，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，部分无法兑现的电煤长协资源无法转售其他用户，煤炭企业销售难度加大。特 (略) 场现货跌破长协价格以后，煤电企业会普遍压缩长协兑现量，进而影响煤炭企业的正常生产。

四、相关建议

根据上述分析， (略) 场将大概率延续供需宽松局面，煤价将持续震荡下行，同时我国也面临着自产煤增长乏力、进口煤增长空间受限等供应放缓问题。要警惕迎峰度夏结束后、迎峰度冬备煤前煤价再次陷入大幅快速下跌通道，对煤炭供应链安全造成不可逆影响。对此，建议如下：

(略) 场机制和政策引导双重作用，保障煤炭供应链安全。 (略) 场形势及价格变化， (略) 场自主调节为主、政策引导为辅的煤炭价格调整机制，引导煤炭价格在合理区间平稳运行，避免煤价快速大幅波动。重点监控煤价下跌对国内煤炭产能释放和进口煤量的影响，特别是在煤价跌破电煤中长协价格区间上限、进口煤成本价、内贸煤成本价、利润平衡点等重要价格节点时，关注煤炭产业链运行状况。同时，加强对电煤中长协履约监管和考核运用，对兑现率较好的煤企和电企在后续可优先获得长协增量。

加快优质煤源基地建设，推动煤炭供应“量稳质升”。一是在优质产能集中区加快建设煤炭供应保障基地。围绕山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地布局优质产能，替代“高风险、高成本、低质量”产能，逐步完善出区外运通道建设，降低物流环节成本，构建梯度供应格局，形成“区对区”的产-用保供衔接，以此进一步提高煤炭产能集中度，提升煤炭精准保供能力。二是引导国内煤炭供应向“量稳质升”方向发展。加快推进采掘条件好的煤矿，尤其是国有优质大型煤矿的审批、建设速度，缓解全国范围内的生产接续紧张及煤炭质量下降局面，同时制定进口煤煤质管控政策，减少低质高硫煤进口。

按照“一矿一策”的原则，建立“弹性产能”机制。将部分安全性高的优质煤矿纳入国家应急统调煤矿名录，特殊时期允许临时突破产能限制保障供应安全；将部分可长时间停产的露天煤矿作为“海绵产能”统一管理，确保其供应能力随需求变化动态调整，并在税收等政策方面给与支持保障企业经营；同时，建立全国重点煤矿安全风险、生产成本、煤质指标等重要指标信息台账，并以此为依据建立煤矿弹性产能和弹性生产机制，确保产能释放和收缩调控有依有据。

精细化掌握两端数据，实现煤炭产消精准调控。一是准确掌握国内重点煤炭基地的原煤供应能力、煤质指标、生产成本、销售价格及供应流向； (略) 摸清重点行业耗煤情况、需求指标、采购成本、经营状况及采购渠道；三是以标准煤为单位统计和公布煤炭生产、消费情况，推动煤炭行业产运销统计数据标准化和规范化；四是推动煤炭交易由线下转为线上，扶持建立一个或多个大型煤炭电子交易平台，以国资央企为重点逐步引流煤炭行业交易量上线，实现煤炭购销线上监控。通过上述工作，逐步构建供需适配、产消平衡、利润均衡、公开透明的煤炭生产-消费精准调控体系。

2023年以来， (略) 场“供应整体充足、需求相对疲软”的情况下，国内动力煤价格整体呈现震荡下行走势。虽然煤价从6月中旬迎峰度夏以来开启震荡反弹，但反弹力度明显较弱，7月中旬即见顶回落， (略) 场预期走向悲观。进入9月份后，在供需两弱的背景下，受阶段性供应受限和非电需求释放、国际能源价格上涨等因素影响，煤价开启一轮价格反弹，但整体上看， (略) 场供需宽松的基本面并未改变，预计“十一”之后，煤价将再次进入下行通道。

一、 (略) 场面临较大下行压力

从供应端看，2023年以来我国煤炭生产以“保供应”为主，重点煤矿保持高强度生产，产能保持高位释放，产量维持在较高水平。同时，随着进口煤零关税政策的延续实施，加之国际能源价格下跌及需求下滑，国外煤炭加速流入中国，推动我国进口煤量大幅增长。根据国家统计局数据，1-7月中国原煤产量26.7亿吨、同比增3.6%，进口煤炭2.6亿吨、同比增长88.6%，整体煤炭供应量同比增长7.9%，供应水平处于历史新高。截至8月21日，全社会整体存煤超过1.76亿吨、同比增加超2418万吨，处于历史同期高位，迎度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平，可用天数维持在20天以上，随着迎峰度夏接近尾端，7月下旬开始电厂日耗有所下降，接续去库压力增大。

从需求端看，煤炭行业的下游需求主要集中在电力（约占53％）、钢铁（约占17％）和建材（约占7％，以水泥行业为代表）三大行业，其它主要为民用煤和煤化工等行业。根据国家统计局数据，1-7月份我国火力发电量3.55万亿千瓦时，同比增长8%；我国粗钢产量6.27亿吨，同比增长2.8%；水泥产量11.27亿吨，同比下降3.2%，三大行业整体用煤量约20.4亿吨，较2021年和2022年同期平均值仅增长3.6%，远低于煤炭供应量7.9%的增速，占整体煤炭供应量的比重降至70%。

(略) 场来看，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企、需求不及预期等影响，煤价下行压力较大。具体分析，8月下旬华西进入秋雨期，较常年同期偏早半个多月，预计最晚11月下旬结束，在火电出力下降的同时水电出力和外送情况转好，加之装机规模已超火电的可再生能源发电出力，将对火电增量形成较大压制；同时，随着我国经济转型发展和碳排放双控政策实施，高耗能产业、传统基建项目和地产投资等恐难有起色，叠加出口下行压力和制造业PMI处于枯荣线边缘，将拖累全社会用电量和非电用煤增长。就迎峰度冬需求来看，厄尔尼诺事件发生后的冬天，东亚一般会出现暖冬，加上全球变暖的长期趋势，我国今年冬季出现暖冬可能性较大，将影响迎峰度冬用煤量。从电煤供应来看，根据2023年电煤中长协供应量提升到26亿吨计算，日均供应能力在700万吨以上，加之6-7月份日均进口动力煤量近100万吨，中长协和进口煤供应量能够满足甚至超过电煤需求，各环节去库存情况较难改善，高库存会对动力煤价格形成长期压制。

二、动力煤阶段性价格支撑点预测

（一）通过电煤中长协价格分析支撑点

2023年我国5500大卡/公斤电煤中长协价格调整区间为570—770元/吨。截止8月底年内动力煤现货价分别于6月中旬（6月13日CCI5500报价764元/吨）和8月中旬（8月18日北方港口5000大卡/公斤品种报价699元/吨）两次跌破长协价区间上限，但随后价格均又反弹回升。 (略) 场煤价在电煤中长协价格区间上限处形成了价格支撑点。

当市场价格逼近电煤中长协价格区间上限时，主要有三方面支撑因素：一是当前晋能控股、中煤、陕煤化、伊泰等主流煤企长协煤供应价格贴近电煤中长协价格区间上限，且就稳定电煤长协价和长协履约基本达成一致意见，从供应端夯实了长协价格支撑点位；二是电力企业普遍认识到长协煤供应对于企业经营的重要意义，仅有少量企业提出降价或限量要求，整体长协履约率仍保持在高位水平，从需求端稳定了长协价格支撑点位；三是年内两次出现现货价跌破长协价区间上限时， (略) 场煤到港成本价与港口价格倒挂的现象， (略) 场供应减量，推动价格再次回升，当前供需两端主要围绕长协价支撑点位进行博弈。

（二）通过国内原煤生产成本测算价格支撑点

根据国家统计局数据，上半年煤炭开采和洗选业营业成本累计值11185.1亿元，原煤产量23亿吨，据此估算国内自产煤平均营业成本约为486元/吨，该估算价格与国内产地煤炭400-500元/吨的生产成本区间较为一致，因此以486元/吨的平均价作为国内产地煤炭生产成本，加上鄂尔多斯至秦皇岛的铁路运费和港杂费约220元/吨，国内煤炭生产成本对港口煤价形成了约706元/吨的底部支撑。

其中就占全国原煤产量72% (略) 煤矿生产成本来看。根据中国煤炭资源网样本煤矿数据，矿井规模分别包含60-90、180-300、800-1000、2000、2500万吨/年，山西样本煤矿的原煤完全成本（下同）为122.03-462.88元/吨；陕西为131.30-305.56元/吨；内蒙古为122.39-212.49元/吨。 (略) 原煤完全成本上限估算， (略) 到秦皇岛港铁路运费和港杂费，山西、陕西（陕北）、内蒙古（蒙西）煤炭生产成本对港口煤价的底部支撑约为630元/吨、530元/吨、430元/吨。

（三）通过进口煤生产成本测算价格支撑点

1-7月份，我国进口动力煤1.97亿吨，同比增长98%，其中进口量排名前三的国家分别为印尼、俄罗斯和澳大利亚，占总进口量的92%。根据海外煤企财报，澳大利亚煤炭开采成本约550元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运成本到我国港口最低约750元/吨；印尼中低卡煤炭开采成本约425元/吨，折算5500大卡/公斤价格约520元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运成本到港最低约680元/吨。俄罗斯高卡煤炭开采成本约650元/吨，折算5500大卡/公斤价格约596元/吨，主要通过满洲里、绥芬河和同江口岸通关，销往吉林、黑龙江和蒙东等地区，不考虑境外运输成本和通关费用，加上增值税和国内运输成本到厂最低约770元/吨。

（四）通过煤炭和电力行业利润测算价格支撑点

根据国家统计局数据，上半年煤炭开采和洗选业营业收入累计值17695.2亿元、同比减少12.6%，原煤产量23亿吨，估算煤炭行业销售均价约为769元/吨，与电煤中长协570—770元/吨的价格区间上限持平。在此价格下，煤炭开采和洗选业实现利润总额4127.6亿元、同比减少23.3%，电力、热力的生产和供应业实现利润总额2555.1亿元、同比增长46.5%，煤炭行业利润总额占两者合计利润总额比例为62%，而2016年供给侧改革后2017年-2019年两者利润分配基本维持在各半水平。因此预计后期煤炭行业和电力行业的利润将面临“一降一升”利差缩小调整，并逐步趋向平衡。如按照两行业利润各半水平测算，煤炭行业销售均价约为735元/吨。

通过上述分析，预计后期煤价（5500大卡/公斤）将在770元/吨、750元/吨和700元/吨处形成价格支撑。一是770元/吨作为电煤中长协价格区间上限值，一旦跌破该价格可能对电煤中长协履约造成较大影响， (略) 场煤价可能在该价格处形成第一支撑点；二是700-770元/吨作为进口煤成本区间值，同时也是煤炭和电力行业利润持平区间，一旦跌入该价格区间进口煤量可能大幅减少，同时电力行业利润增长也会对煤价形成支撑， (略) 场煤价可能在该价格区间处形成第二支撑点；三是700元/吨作为国内原煤成本价，一旦跌破该价格国内原煤产量可能大幅降低，市场供应量将会受到较大影响， (略) 场煤价可能在该价格处形成第三支撑点。

三、当前面临的问题

（一）多项因素制约，国内原煤生产增量乏力

国内原煤产量同比增幅已由1月份的6.9%逐月降至7月份的1.3%；从环比增幅上看，4月原煤产量环比降低3578万吨，5、6月份环比增量也仅维持在432万吨的较低水平，仅为去年同期增量的一半，特别是迎峰度夏旺季的7月受安检力度增强、北方强降雨等因素影响自产煤供应环比降低1255万吨，与去年7月供应水平相当。

通过分析，制约国内原煤产量增长的因素主要有三个：高产能释放达限后增量放缓。今年1-7月我国原煤月均产量稳定在3.8-3.9亿吨之间，显示出自2021年第四季度以来煤炭增产保供的高强度现状已经放缓，后续的产量增长主要依赖于新建矿井的投产，所以短期内增量空间有限。高生产负荷增加煤矿安全生产风险。去年以来国内煤矿产能持续高位释放，煤企安全生产压力骤增，长期性、高强度的生产致使今年以来煤矿安全生产事故频发，进一步制约煤矿产能的增量释放。价格下行对煤炭供应形成反向压制。 (略) 场领跌煤价，导致主产地发运到港成本价与港口价持续倒挂，且随着价格下行，已触及一些煤矿的边际成本,部分煤矿产能释放积极性降低。

（二）内外价差缩小，进口煤增量空间有限

今年以来，我国各月进口煤量维持在4000万吨上下，相对稳定。通过对比内贸煤（CCI5500）与进口煤（PCC8，华南地区5500K进口煤到岸价）价格走势，前者较后者价差从7月上旬（6日，价格855元/吨）的104元/吨逐步缩减至8月下旬（22日，价格816元/吨）的3元/吨。随着内贸煤与进口煤价差逐步缩小，将制约进口煤量的进一步扩大， (略) 场价格继续下行，逐步逼近进口煤成本价，将进一步压低进口煤量，整体上看后期内贸煤与进口煤将维持动态平衡，进口煤增量空间有限。

（三）煤价下行压力增大，中长协履约面临挑战

随着供需形势逐步宽松， (略) 场价格宽幅震荡、整体下行。环渤海港口5500大卡动力煤现货价格从1月初的1210元/吨逐步下跌至6月中旬的764元/吨，首次低于电煤中长协570—770元/吨的价格区间上限。特别是从6月中旬进入迎峰度夏以来，在居民用电负荷快速增长带动下，煤价虽然出现震荡反弹，但反弹力度明显偏弱，5500大卡/ (略) 场价维持在800-900元/吨之间弱势震荡，且中 (略) 场价甚至再次低于电煤中长协价格区间上限。随着迎峰度夏临近结束， (略) 场供需再次走弱，中下游环节煤炭库存仍处高位，用户“买涨不买跌”情绪浓重，煤价下行压力逐渐增大，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，部分无法兑现的电煤长协资源无法转售其他用户，煤炭企业销售难度加大。特 (略) 场现货跌破长协价格以后，煤电企业会普遍压缩长协兑现量，进而影响煤炭企业的正常生产。

四、相关建议

根据上述分析， (略) 场将大概率延续供需宽松局面，煤价将持续震荡下行，同时我国也面临着自产煤增长乏力、进口煤增长空间受限等供应放缓问题。要警惕迎峰度夏结束后、迎峰度冬备煤前煤价再次陷入大幅快速下跌通道，对煤炭供应链安全造成不可逆影响。对此，建议如下：

(略) 场机制和政策引导双重作用，保障煤炭供应链安全。 (略) 场形势及价格变化， (略) 场自主调节为主、政策引导为辅的煤炭价格调整机制，引导煤炭价格在合理区间平稳运行，避免煤价快速大幅波动。重点监控煤价下跌对国内煤炭产能释放和进口煤量的影响，特别是在煤价跌破电煤中长协价格区间上限、进口煤成本价、内贸煤成本价、利润平衡点等重要价格节点时，关注煤炭产业链运行状况。同时，加强对电煤中长协履约监管和考核运用，对兑现率较好的煤企和电企在后续可优先获得长协增量。

加快优质煤源基地建设，推动煤炭供应“量稳质升”。一是在优质产能集中区加快建设煤炭供应保障基地。围绕山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地布局优质产能，替代“高风险、高成本、低质量”产能，逐步完善出区外运通道建设，降低物流环节成本，构建梯度供应格局，形成“区对区”的产-用保供衔接，以此进一步提高煤炭产能集中度，提升煤炭精准保供能力。二是引导国内煤炭供应向“量稳质升”方向发展。加快推进采掘条件好的煤矿，尤其是国有优质大型煤矿的审批、建设速度，缓解全国范围内的生产接续紧张及煤炭质量下降局面，同时制定进口煤煤质管控政策，减少低质高硫煤进口。

按照“一矿一策”的原则，建立“弹性产能”机制。将部分安全性高的优质煤矿纳入国家应急统调煤矿名录，特殊时期允许临时突破产能限制保障供应安全；将部分可长时间停产的露天煤矿作为“海绵产能”统一管理，确保其供应能力随需求变化动态调整，并在税收等政策方面给与支持保障企业经营；同时，建立全国重点煤矿安全风险、生产成本、煤质指标等重要指标信息台账，并以此为依据建立煤矿弹性产能和弹性生产机制，确保产能释放和收缩调控有依有据。

精细化掌握两端数据，实现煤炭产消精准调控。一是准确掌握国内重点煤炭基地的原煤供应能力、煤质指标、生产成本、销售价格及供应流向； (略) 摸清重点行业耗煤情况、需求指标、采购成本、经营状况及采购渠道；三是以标准煤为单位统计和公布煤炭生产、消费情况，推动煤炭行业产运销统计数据标准化和规范化；四是推动煤炭交易由线下转为线上，扶持建立一个或多个大型煤炭电子交易平台，以国资央企为重点逐步引流煤炭行业交易量上线，实现煤炭购销线上监控。通过上述工作，逐步构建供需适配、产消平衡、利润均衡、公开透明的煤炭生产-消费精准调控体系。