（来源：中国电力新闻网）
转自：中国电力新闻网
炎热尚未消退，煤炭市场价格已掉头
——煤炭市场研报（2025年8月）
刘纯丽
（中能传媒能源安全新战略研究院）
◆ 7月份，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%、50.1%和50.0%，较上月分别下降0.4、0.4和0.1个百分点。季节性因素和极端天气影响下，7月制造业PMI供需两端同时回缩，下半年提振内需尤为关键，且外部环境复杂严峻，我国经济运行依然面临不少风险挑战。
◆ 7月煤炭主产地降雨量较往年大幅增加，煤矿生产、运输均明显受限。同时，7月国家能源局发布核查超产文件，各地方部门陆续开始执行，部分煤矿开始试行“276工作日”制度，部分超产矿井自发减量，部分煤矿停产整顿。各因素叠加之下，煤炭供应进一步收缩。当月全国规模以上工业原煤产量3.8亿吨，创下了2024年5月（包含）以来的新低，同比下降3.8%，环比下降9.52%。1—7月，全国规模以上工业原煤累计产量27.8亿吨，同比增长3.8%。
◆ 7月受国内煤价上涨影响，部分进口煤性价比有所修复。当月我国进口煤炭3560.9万吨，结束了4月以来的连续环比下降，环比增长7.8%，同比下降22.9%，降幅较6月收窄。1—7月份，全国累计进口煤炭25730.5万吨，同比下降13.0%。基于近两月内贸煤价格的持续上涨，已有部分机构表示下半年煤炭进口量或将较上半年有所修复。考虑近期国内“反内卷”号召和煤炭下游诸多行业的稳增长预期，后续煤炭需求端预期仍有不确定性。因上半年煤炭进口量减量明显，即使下半年煤炭进口量有所修复，预计亦难以覆盖上半年减量缺口，就全年来看，2025年中国煤炭进口总量同比或仍将呈现下滑趋势。
◆ 今年入夏以来，煤炭消费旺季特征明显，全国范围的持续闷热桑拿天气叠加供给端持续收缩，煤炭市场价格持续上涨，自6月18日的616元/吨涨至8月21日的705元/吨，中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）5500大卡规格品累计涨幅已达89元/吨。不过迎峰度夏渐入尾声，电厂日耗也开始季节性下降。随着煤价的持续上涨，尤其煤价突破长协以后，下游接受度有所下降，大部分终端用户采购谨慎，部分贸易商兑现利润，市场僵持博弈下，供需逐渐呈现弱平衡状态。当前市场多空情绪交织，各方看法不一。不过短期看，煤炭价格已见顶回调。
煤炭供给：主产地产量全面收缩，煤炭进口量环比回升
◆ 7月全国原煤产量3.8亿吨，同比下降3.8%
7月份，我国原煤生产有所下降，全国规模以上工业原煤产量3.8亿吨，创下了2024年5月（包含）以来的新低，同比下降3.8%，环比下降9.52%；日均产量1229万吨，月度环比下降175万吨/天。1—7月，全国规模以上工业原煤累计产量27.8亿吨，同比增长3.8%，累计同比增速相较1—6月降低1.6个百分点。
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
7月，煤炭主产地降雨量较往年大幅增加，持续暴雨下，主产地煤矿生产、运输均明显受限，井工矿为防雨水倒灌，撤人停产现象增多，而露天矿受影响更甚，部分露天煤矿直接停产停销。同时，7月国家能源局发布核查超产文件，各地方部门陆续开始执行，部分煤矿开始试行“276工作日”制度，部分超产矿井自发减量，部分煤矿停产整顿。各因素叠加之下，煤炭供应进一步收缩。
从分省数据来看，7月，山西省原煤产量达10699.1万吨，仍居全国首位，但同比下降5.3%，环比减少669.4万吨，下降5.89%；内蒙古产量9978.7万吨，同比下降4.2%，因露天煤矿较多，环比减少848.6万吨，下降7.84%；陕西省位居第三，产量为6639.1万吨，同比增长1.2%，环比减少282.5万吨，下降4.08%。位列第四的新疆原煤产量显著收缩，产量3685.2万吨，同比下降13.8%，环比下降31.66%；贵州原煤产量1233.9万吨，同比增长1.9%，环比下降9.02%，位居第五。
从累计数据来看，1—7月份累计原煤产量超过亿吨的有四个省区，分别是山西省7.56亿吨，同比增长7.2%；内蒙古7.39亿吨，基本与去年持平；陕西省4.53亿吨，同比增长2.5%；新疆3.15亿吨，同比增长8.2%。四省区累计产量合计达22.63亿吨，同比增长4.84%，约占全国总产量的81.43%，占比较去年同期扩大0.18个百分点。
据中国煤炭工业协会统计与信息部统计，排名前10家企业原煤产量合计为13.8亿吨，同比增加3853万吨，占规模以上企业原煤产量的49.6%。具体情况为：国家能源集团35866万吨，同比下降0.4%；晋能控股集团23709万吨，同比增长7.1%；山东能源集团16187万吨，同比增长3.5%；中国中煤集团15864万吨，同比增长1.5%；陕煤集团15040万吨，同比增长1.9%；山西焦煤集团10876万吨，同比增长12.6%；华能集团5969万吨，同比下降7.7%；潞安化工集团5814万吨，同比增长12.0%；河南能源集团4341万吨，同比增长5.0%；国家电投集团4337万吨，同比下降3.7%。
另据中国煤炭运销协会信息，8月上旬，受降雨、安全检查等因素影响，重点监测企业煤炭日均产量环比增长，但增幅不大，产地煤炭供应尚未完全恢复。8月上旬，重点监测煤炭企业产量完成5686万吨，同比增加182万吨，增长3.3%；日均产量569万吨，日均环比7月下旬增加9万吨，增长1.6%。
8月份乌局铁路运费调整，铁路运费上浮在一定程度上削弱了出疆煤炭的竞争力，抑制了下游采购意愿，或加剧产地库存积压，从而对新疆煤炭产量提升形成制约。同时，受超产核查因素持续影响，预计煤矿产能释放将继续受到抑制。不过随着天气好转，内蒙古露天矿已开始复产，煤炭整体供应或有所好转。
◆ 进口煤价格优势再现，煤炭进口量有所修复
受国内煤价上涨影响，部分进口煤性价比有所修复，沿海电厂对进口煤的招标采购积极性明显提升。7月，我国煤炭进口结束了4月以来的连续环比下降，同比降幅较6月收窄。当月我国进口煤炭3560.9万吨，较去年同期的4621万吨减少1060.1万吨，同比下降22.9%，降幅较6月收缩3个百分点；较6月份的3303.7万吨增加257.2万吨，环比增长7.8%。7月份煤炭进口额为236890万美元，同比下降47.8%，环比下降1.49%。据此推算进口均价为66.5美元/吨，同比下跌31.7美元/吨，环比下跌6.3美元/吨。其中，7月我国进口动力煤2523.7万吨，同比下降27%，月环比增长11%。1—7月份，全国累计进口煤炭25730.5万吨，同比下降13.0%；累计进口金额1943470万美元，同比下降34.6%。
图3 2021—2025年煤炭月度进口量
进口来源方面，据海关总署数据，7月我国煤炭进口中排名前五位的贸易伙伴依次为印尼、俄罗斯、蒙古、澳大利亚和加拿大，当月中国从上述五国共进口煤炭3483.3万吨，占同期我国全部进口煤炭的98%。中国煤炭进口贸易伙伴关系集中度较高且基本稳定。
印尼是我国最大的进口煤来源国，随着其价格优势减退，今年上半年我国自印尼煤炭累计进口量同比下滑，直至7月，印尼煤相较内贸煤价格才逐渐具有明显价格优势，我国自印尼煤炭进口量才有所增加。7月，印尼动力煤出口复苏强劲，当月出口量达到3043万吨，环比6月的2493万吨增长22%，但与去年同期相比，则下降了4%。
8月25日，印尼矿业部公布法令正式取消矿产与煤炭销售中必须以政府基准价作为最低售价的政策。此为今年3月实施的印尼HBA（动力煤参考价）新政，因政府基准价存在透明度低、更新频率低且价格偏高的问题，该政策的实施增加了市场的不确定性，而买家与出口商均更倾向于采用印尼煤炭指数（Indonesian Coal Index）为货物定价。取消矿产和煤炭销售必须用政府基准价作为底价的要求后，矿商生产压力将得到减轻，生产积极性将会提升，今年后几个月印尼煤炭产量和出口量均有望增加。
此外，其他煤炭主要供应国下半年出口量也存在增加的可能。以澳大利亚为例，随着洪水、寒流等制约因素的消退，煤矿生产稳定性有望提升，煤炭产量水平或保持高位以完成全年生产目标，进而对煤炭出口量形成保障。
基于近两月内贸煤价格的持续上涨，已有部分机构表示下半年煤炭进口量或将较上半年有所修复。考虑近期国内“反内卷”号召和煤炭下游诸多行业的稳增长预期，后续煤炭需求端预期仍有不确定性。且因上半年煤炭进口量减量明显，即使下半年煤炭进口量有所修复，预计亦难以覆盖上半年减量缺口，就全年来看，2025年中国煤炭进口总量同比或仍将呈现下滑趋势。
随着北半球秋季的临近，国际煤炭市场整体呈现供需双弱格局，外盘报价有所松动，买方看空情绪浓厚，实际成交有限。我国在出伏后极端高温天气减少，虽然8月中旬进口动力煤市场呈现稳中偏强运行态势，但下游需求疲软态势已显，迎峰度夏用煤旺季迎来尾声，且秋季太阳能发电增加也有望降低对煤电的依赖，后续供需双弱格局下市场或再度陷入僵持状态。
不过由于当前进口煤仍有价格优势，预计煤价仍有一定支撑。据市场信息，进口动力煤走势依旧偏强，指数报价成本偏高；印尼矿方报盘价格持续坚挺，俄罗斯及澳大利亚等进口高卡煤受内贸煤价企稳影响，价格底部支撑不足，矿山挺价情绪稍有减弱，远期现货报价偏稳运行。3800大卡印尼煤大船FOB报价多在46.5美元/吨，5500大卡俄煤大船CFR报价集中在80美金/吨，5500大卡澳煤大船FOB报价多在73~74美金/吨。8月22日，中国电煤采购价格指数（CECI进口指数）7000大卡到岸价报收于821元/吨，环比涨幅27元/吨。
但8月下旬内贸煤市场价格已开启回调，进口市场热度也随之回落，市场交投减少，观望情绪增加，后续进口煤持续上涨难度较大。贸易商出货压力增大，部分招标价格倒挂，短期内价格或呈小幅下调走势。
图4 2024—2025年CECI进口煤（规格品：7000大卡）采购价格指数
煤炭消费：火电增速加快3.2个百分点，拉动电煤需求
◆ 7月全社会用电量首次突破万亿千瓦时，多地负荷创新高
在持续高温高湿天气拉动下，7月份全国多地负荷创新高，当月全社会用电量首次突破1万亿千瓦时，达10226亿千瓦时，同比增长8.6%，增速比上月加快3.2个百分点。从分产业用电看，第一产业用电量170亿千瓦时，同比增长20.2%；第二产业用电量5936亿千瓦时，同比增长4.7%；第三产业用电量2081亿千瓦时，同比增长10.7%；城乡居民生活用电量2039亿千瓦时，同比增长18.0%。1—7月，全社会用电量累计58633亿千瓦时，同比增长4.5%，其中规模以上工业发电量为54703亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量847亿千瓦时，同比增长10.8%；第二产业用电量37403亿千瓦时，同比增长2.8%；第三产业用电量11251亿千瓦时，同比增长7.8%；城乡居民生活用电量9132亿千瓦时，同比增长7.6%。
图5 2025年7月全社会用电量及构成
根据中电联发布的2025年7月全国电力消费系列指数（CNECI），2025年7月，全国全行业用电指数为139.9，全行业用电量比2020年基期（以2020年基期为100）增长了39.9%，年均增长6.9%，同比增长6.5%，增速比上月提高1.9个百分点。7月，农林牧渔业用电指数为188.8，同比增长20.2%。制造业用电指数为134.4，同比增长3.1%，增速比上月提高1.0个百分点。其中：四大高载能行业用电指数为124.6，同比增长0.5%，增速比上月提高1.2个百分点；高技术及装备制造业用电指数为154.5，同比增长7.3%，增速比上月提高1.4个百分点；消费品制造业用电指数为128.6，同比增长1.6%，增速与上月接近。7月，服务业用电指数为166.1，同比增长10.7%，增速比上月提高1.7个百分点。其中在AI、大数据、5G等快速发展带动下，信息传输、软件和信息技术服务业用电指数为173.9，同比增长18.9%，虽增速略有回落，但仍延续快速增长势头；在电动汽车高速发展带动下，“十四五”以来充换电服务业用电量保持高速增长势头，充换电服务业用电指数为1039.1，同比增长43.6%，增速比上月提高1.7个百分点；交通运输、仓储和邮政业用电指数为150.7，同比增长9.0%，增速比上月提高3.0个百分点；住宿和餐饮业用电指数为168.9，同比增长8.7%，增速比上月提高0.4个百分点。
图6 月度全国电力消费系列指数（CNEC）
7月以来，我国有152个国家级气象站观测高温超过40摄氏度，102个国家气象站日最高气温突破7月极值，其中新疆吐鲁番东坎（48.7摄氏度）、陕西兴平（43.1摄氏度）、湖北巴东（42.9摄氏度）等32站突破历史极值。随之而来的是，7月迎峰度夏期间用电负荷屡创新高。7月4日、7日、16日、17日，全国最大电力负荷四次创历史新高，突破15亿千瓦，最高达到15.08亿千瓦，较去年最大负荷增加0.57亿千瓦。
7月规模以上工业电力生产增长加快。当月，规模以上工业发电量9267亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比6月份加快1.4个百分点；日均发电298.9亿千瓦时；扣除天数原因，日均发电量同比增长1.8%。分品种看，7月份，规模以上工业火电、风电、太阳能发电增速加快，水电降幅扩大，核电增速放缓。其中，规模以上工业火电同比增长4.3%，增速比6月份加快3.2个百分点；规模以上工业水电下降9.8%，降幅比6月份扩大5.8个百分点；规模以上工业核电增长8.3%，增速比6月份放缓2.0个百分点；规模以上工业风电增长5.5%，增速比6月份加快2.3个百分点；规模以上工业太阳能发电增长28.7%，增速比6月份加快10.4个百分点。
1—7月份，规上工业发电量54703亿千瓦时，同比增长1.3%。其中，规模以上工业水力累计发电量6909.7亿千瓦时，同比下降4.5%，降幅较1—6月累计值扩大1.6个百分点；规模以上工业火力累计发电量35439.5亿千瓦时，同比下降1.3%，降幅较前6月缩小1.1个百分点，占全国规模以上工业发电量（累计值）的64.79%；规模以上工业核能累计发电量2792.8亿千瓦时，同比增长10.8%，增幅较前6月收缩0.5个百分点；规模以上工业风力累计发电量6291.0亿千瓦时，同比增长10.4%，增幅较前6月略收缩0.2个百分点；规模以上工业太阳能（光伏）累计发电量3268.5亿千瓦时，同比大幅增长22.7%，增幅较前6月扩大2.7个百分点，占全国规上工业发电量（累计值）的5.97%。
◆ 化工耗煤持续增长，其余非电行业煤炭需求依旧疲软
7月份，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%、50.1%和50.0%，较上月分别下降0.4、0.4和0.1个百分点，季节性因素和极端天气影响下，7月制造业PMI供需两端同时回缩。从供给端来看，7月是传统制造业生产淡季，生产分项较上月回落0.5个百分点至50.5%，但仍处于扩张区间。生产活动经营预期分项较上月上升0.6个百分点，表明企业预期向好，从需求端来看，在“抢出口”退坡下外需回落，7月新订单分项较上月下降0.8个百分点至49.4%，新出口订单较上月下降0.6个百分点至47.1%，均位于收缩区间。而消费品“以旧换新”政策下耐用品消费需求持续释放，或透支未来消费需求，一定程度制约内需延续改善。整体来看，7月制造业PMI显示出“供需两弱”的态势，下半年提振内需尤为关键。
图7 中国制造业PMI
7月数据显示内需继续回落。以旧换新拉动减弱，餐饮增速也处于低位，社零增长进一步放缓。7月，社零总额同比增长3.7%，增速较6月放缓1.1个百分点。以旧换新6项零售额合计增速从11.5%降到5%，拖累社零增速放缓大约0.8个百分点。固定资产投资主要受建筑安装工程和其他费用拖累，设备工器具投资仍然保持较高增速。1—7月固定资产投资累计同比1.6%，较1—6月回落1.2个百分点。而受天气因素扰动，7月基建同比超预期负增长，7月单月基建投资同比跌幅为2.0%。房地产销售数据持续走弱，房地产投资同比跌幅扩大至下降17%，累计同比从1—6月的-11.2%下滑至-12.0%。生产端数据同比增速也有所回落，但整体好于需求端数据。7月工业增加值、服务业生产指数分别同比增长5.7%、5.8%，较6月分别下降1.1个百分点、0.2个百分点。工业生产延续平稳较快增长态势，全国规模以上工业增加值分别同比增长5.7%。国家统计局指出，7月份宏观政策发力显效，国民经济克服外部环境复杂多变和国内极端天气等不利影响，保持稳中有进发展态势，展现出较强韧性和活力。但也要看到，外部环境复杂严峻，经济运行依然面临不少风险挑战。
7月，高温多雨等极端天气对户外施工有一定影响，但政策端刺激效应释放，市场情绪趋于积极，钢铁市场需求有所回升，新订单指数反弹至扩张区间，创阶段性新高。供给端随需求同步恢复，生产活动明显回暖，钢厂粗钢产量环比回升。钢材价格同步上行，行业信心有所增强，生产经营活动预期指数回升至扩张区间。当月钢铁PMI为50.5%，环比上升4.6个百分点，结束连续2个月环比下降态势，重回扩张区间。截至2025年7月末，中国钢材价格指数（CSPI）为95.87点，环比上升6.36点，升幅为7.11%；比上年末下降1.60点，降幅为1.64%；同比下降1.13点，降幅为1.16%。进入8月份，国内钢材市场逐步回归基本面，钢价在需求较弱、库存持续累积背景下小幅震荡运行。
7月，不利天气影响持续，高温和强降雨天气交替导致工程施工受限，叠加房地产行业下行、地方财政承压，资金面未见改善，全国水泥市场需求延续弱势运行，全国单月水泥产量环比和同比均出现下降且降幅扩大。结合数字水泥网监测的反映市场实际需求指标——水泥出货率情况来看，7月份全国水泥平均出货率环比小幅下降1.4个百分点，同比下降约3个百分点，显示需求持续弱化。1—7月，全国累计水泥产量同比下降4.5%，降幅较1—6月继续小幅扩大，但较去年同期则有明显收窄。8月份，随着高温等气候性因素减弱，建筑和相关制造业市场需求有所回升，建材生产比7月份加快。8月建筑材料工业景气指数为101.2点，高于临界点，处于景气区间，比7月份回升6.4点，比上年同月低0.2点，建材行业运行环比回升。
7月份，化工下游行业有效需求仍然偏弱，综合测算到化工行业综合景气指数初值为100.8点，较6月份下降0.2点。近期国内石化行业“反内卷”政策持续，工信部等五部门联合印发《关于开展石化化工行业老旧装置摸底评估的通知》，明确开展石化化工行业老旧装置摸底评估工作，有望推动炼油行业落后产能出清。煤化工凭借其低成本优势对油头化工的替代性有望增强，盈利能力提升，或对煤炭形成新的需求支撑。
近期内地甲醇市场偏弱运行，国内检修装置较多、供应阶段性偏低，短期存在提升预期，港口库存仍处于年内绝对高位，港口烯烃装置重启时间尚未明确，对内地市场形成一定牵制；尿素市场报价弱势僵持，现阶段下游需求推进缓慢，仅维持刚需适量采购，贸易商受市场情绪影响，接货较为谨慎，工厂多下调报价销售，市场成交氛围依旧偏弱，行情暂时处于僵持整理阶段。根据市场信息，截至8月22日，国内煤制甲醇企业开工率92.13%，较上周降0.03%，煤制尿素企业开工率89.17%，较上周降2.24%。
煤炭市场价格：环渤海港口煤炭库存持续下滑，煤炭价格止步掉头
7月全国多地出现持续性高温天气，电煤消费旺季特征显现，下游电厂日耗走高，为峰期补库需求的释放继续带来刚性支撑。而受台风及港口封航影响，运力供给收紧，沿海煤炭运价走势亦平稳上涨。环渤海港口煤炭库存持续去化，8月下旬北方港库存合计降至2300万吨左右，25日降至2294万吨，低于去年同期101.7万吨；随后略有回升，27日北方港库存合计2303万吨。截至8月22日，Mysteel调研全国55个港口样本，动力煤库存为6268万吨，周环比减少231.2万吨。
一般而言，港口库存去化同时，锚地船舶数量和吞吐量多处于相对高位。7月中旬，环渤海港口锚地船舶合计数量一度升至126艘，尽管依旧低于2023年同期，但较去年同期有明显的改善，创下了今年以来的新高。但北方港吞吐量却呈现震荡运行、整体下行的趋势。因此，此次港口库存的去化，特别是进入8月下旬，库存的持续下降，更多是由于坑口局部强降雨导致整体生产供应量收缩，港口调入量保持低位以及下游电厂市场煤需求不佳，且上游发运成本倒挂，贸易商发运积极性差，港口调入量减少。
图8 2021—2025年北方九港合计库存
今年入夏以来，煤炭消费旺季特征明显，多重因素下环渤海煤炭市场价格持续上涨。截至8月7日，环渤海动力煤现货参考价5500大卡、5000大卡、4500大卡价格分别收于677、614、549元/吨，周环比涨幅高达23~25元/吨，低硫5500大卡市场煤报价甚至突破700元/吨。而自6月18日的616元/吨涨至8月21日的705元/吨，中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）5500大卡规格品累计涨幅已达89元/吨。
首先，高温支撑用电负荷，开启煤炭消费旺季。今夏，高温势力快速发展，进入8月也并未减退。在持续闷热桑拿天气影响下，居民用电负荷提升，用电需求增加带动发电需求走强，电煤消费峰期特征凸显。持续高温拉动燃煤电厂发电量及其耗煤量继续增长。根据中电联电力行业燃料统计数据，8月1日至8月7日当周，纳入其统计的燃煤发电企业日均发电量周环比增长6.0%，同比增长3.2%，其中环比增幅最大的区域为西北（14.4%）和华东（10.0%）。日均耗煤量环比增长6.2%，同比增长1.3%。电厂库存量开始下降，截至8月7日电厂存煤11613万吨，较7月31日减少290万吨；电厂库存可用天数21.1天，较7月31日减少1.2天。
其次，供给端持续收缩为煤价上涨再行助力。一方面，主产区暴雨频发，露天煤矿生产受限，部分煤矿临时停产，铁路发运量下滑，导致坑口煤价涨幅明显。另一方面超产核查政策发力，国家能源局对晋蒙等八省区开展煤矿超产核查，进一步抑制供应释放，矿方挺价信心增强。而坑口煤价的上涨导致港口到货成本倒挂，贸易商不敢轻易发运，港口调入量持续下降，港口库存直线下滑，优质煤出现紧缺，进而环渤海港口煤炭市场惜售情绪浓厚，支撑港口报价坚挺。
图9 2024—2025年中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）
不过迎峰度夏渐入尾声，煤炭市场也在悄然生变。8月17日，一片飘红的涨势里出现绿色下降箭头，个别煤矿的部分煤种开始调降，集中在块煤、化工煤等煤种，降幅不多，基本在10元/吨以内。随后大型煤炭企业外购价开始止涨企稳，巴图塔5500大卡外购价稳定在483元/吨，未能突破近在咫尺的500元/吨。而至8月26日，大型煤企外购价再度下调7~10元/吨，最新巴图塔5500大卡、5000大卡、4500大卡分别报价472元/吨、409元/吨、341元/吨。
当前，电厂日耗也已开始季节性下降。8月8日至8月14日当周，纳入中电联电力行业燃料统计的燃煤发电企业日均发电量周环比减少7.5%，日均耗煤量环比减少7.1%，同比减少3.2%。且随着煤价的持续上涨，尤其煤价突破长协以后，下游接受度有所下降，大部分终端用户采购谨慎，部分贸易商兑现利润，市场僵持博弈下，供需逐渐呈现弱平衡状态。同时，长协煤供应充足和进口煤价格优势之下，环渤海港口市场煤价格高于长协价格，国内用煤企业采购以长协煤采购为主，以采购进口煤为补充。北方港口煤炭市场交投氛围跌至冰点，市场报价以指数下浮居多，但采购端压价更低，市场成交极少。
当前市场多空情绪交织，各方看法不一。淡季预期增强，部分煤矿担忧库存积压，开始采取降价换量措施。也有煤矿认为煤价只是短期震荡，看好后市预期，仍然报价坚挺。不过短期看，煤炭价格已见顶回调。8月28日中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）5500大卡、5000大卡、4500大卡分别报收于699元/吨、621元/吨、546元/吨，较8月21日前期高点分别累计下降6元/吨、11元/吨、18元/吨。（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、煤炭江湖等）
责任编辑：江蓬新
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