2023年国内动力煤市场呈现"淡季不淡"特征，主产区产量增速放缓。据国家统计局数据显示，1-8月原煤产量同比仅增长3.4%，较去年同期下降2.1个百分点。内蒙古、陕西等核心产区受安全环保检查常态化影响，部分煤矿产能释放受限。与此进口煤补充作用减弱，前8月动力煤进口量同比下降12.3%，印尼低卡煤价格倒挂现象频现，贸易商进口积极性受挫。
港口库存数据印证供应紧张态势，截至9月中旬，环渤海主要港口煤炭库存量较年初下降38%，秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价突破950元/吨关口，创年内新高。结构性缺货现象突出，高热值动力煤现货资源尤为紧俏，部分电厂不得不提高采购价锁定货源。
在"双碳"目标背景下，动力煤需求韧性超出市场预期。1-8月全国火电发电量同比增长5.2%，水电出力不足导致"水火替代"效应显著，西南地区来水偏枯使火电调峰压力倍增。工业用电复苏叠加居民用电需求刚性增长，8月全国日发电量三度刷新历史纪录，六大电厂日均耗煤量维持在85万吨高位。
非电行业需求同步回暖，煤化工行业迎来扩产周期。现代煤化工项目核准加速，1-8月煤制烯烃、乙二醇等产品产量同比增幅达8%-15%，原料煤需求增量超过3000万吨。水泥行业错峰生产政策调整后，三季度产量环比提升12%，带动燃料煤采购量稳步回升。
全球能源市场波动加剧对国内市场形成传导效应。欧盟煤炭进口禁令解除后，国际采购重心向亚太地区转移，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格维持在160美元/吨高位，国内外价差持续收窄。地缘政治风险推高海运成本，波罗的海干散货指数（BDI）较年初上涨67%，到岸成本增加进一步压缩进口利润空间。
市场情绪在期现联动中持续升温。郑商所动力煤期货主力合约持仓量突破10万手，基差修复行情吸引套保资金入场。部分贸易商采取"背靠背"操作模式，通过锁定长协价差获取超额收益，这种结构性交易策略客观上加剧了现货市场波动。
面对煤价快速上涨，国家发改委密集出台调控措施。8月起建立电煤中长期合同"三个100%"核查机制（签约率、履约率、价格执行），要求发电供热企业年度用煤实现中长期合同全覆盖。产能核增进入快车道，第三批共计1.8亿吨/年煤矿产能核增方案已获批复，预计四季度可释放有效产能4500万吨。
储备能力建设取得突破性进展，政府可调度煤炭储备已达2亿吨，相当于全国15天用量。智能化建设提速，全国首批70处智能化示范煤矿单井生产效率提升30%以上，陕煤集团等龙头企业井下5G应用场景实现采掘工作面全覆盖。
在新能源装机快速扩张背景下，动力煤需求峰值预期提前。光伏组件价格下降刺激集中式电站建设，1-8月新增光伏装机量超预期完成全年目标的80%。但煤电"压舱石"作用依然关键，新型电力系统建设明确煤电将向基础保障性和系统调节性电源转型，灵活性改造机组可获得容量电价补偿。
碳排放成本内部化改变行业盈利模式。全国碳市场第二个履约周期启动，基准线收紧使煤电企业配额缺口扩大，部分集团开始探索"煤炭-电力-碳资产"一体化运营。CCUS技术商业化进程加速，国家能源集团鄂尔多斯百万吨级碳封存项目进入试运行阶段。
当前市场呈现"强现实、弱预期"特征，建议关注三条主线：一是具备资源整合能力的区域龙头，如晋控煤业、中煤能源；二是布局新能源转型的跨界企业，如中国神华光伏制氢项目；三是受益煤机更新周期的装备制造商，如天地科技、郑煤机。
