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核心观点
中东冲突时间持续超预期，能源定价重塑有望带来煤炭及风光储板块的结构性机会。冲突延续至10月，9月以来布油重回100美元/桶上方，欧洲天然气库存降至十年低位。供给扰动、需求走弱与能源政策调整交织，我们预计短期价格强度排序为天然气＞海外电价＞煤炭＞原油＞国内电价；中长期气、煤、电价格共振，有望支撑煤炭价值重估并提升风光储经济性。
油价为何重回100美元/桶上方
供/需双弱的原油市场，遭遇不断延长的供给冲击。回看3月以来油价，我们认为：（1）3-8月库存下降速度慢于预期；（2）需求下降超预期，发展中经济体对高油价更敏感。8月全球库存加速下滑，市场不得不接受供需缺口短期难以弥补的强现实，我们测算9月海峡通行量较冲突前低797万桶/日，若产量维持8月水平且需求恢复，9月后库存或以5300万桶/月流失。
天然气为什么有望涨更多
供/需共振长期走强，库存浅且供给修复缓慢，气价易涨难跌。25年中东LNG在全球天然气消费占比约3.2%，中东以外区域增加出口缓解供需缺口77%，亚太各国降低消费缓解15%。但LNG难储存及无法船对船转运问题随时间推移而显现，欧洲天然气库存已是GIE记录十年同期最低，我们以暖冬情景推演，27年3月库存也将较历史同期均值低46%，欧洲或需抢气补库。同时卡塔尔拉斯拉凡第4/6号产线受损影响总出口能力17%（修复或需3-5年），供需硬缺口或将转化为需求侧重新分配及价格上涨。
国内煤价是否可能共振
煤炭短期需求增长和供给收缩均超预期，煤价稳中有升。若国际煤价随欧洲抢气共振上行，国内供给端煤矿受安监常态化约束，复产不等于满产，外包合规化成本抬升制约供给修复；我们测算27年山西产量或仅恢复至25年90%左右。需求端预计26/27年全社会用电量同比增长5.2%/5.9%，电煤需求在27年小幅增长1.4%。我们测算27年秦皇岛5500大卡均价885元/吨，较4Q26中枢950元/吨回落，但仍高于26年均值的843元/吨。
为什么我们认为电价是拐点
电力需求全球共振上行，供需错配下电价有望进入上行通道。截至10月7日海外电价较年初上涨31%～210%，国内电价仍能保持竞争优势。我们认为，容量电价缓解固定成本压力后煤电企业“以利润换利用小时”动力下降，市场基于火电利用小时低而推断电力供给过剩的逻辑需要重估；26年来多省售电公司大幅亏损，27年长协低价报价意愿或减弱。另一方面，电、煤长协机制改革均在提高现货价格因子权重，煤电联动效果增强，动力煤供给成为火电出力新约束。若2026年底电力年度长协谈判参考的煤价中枢为850元/吨，较2025全年均价高约150元/吨。我们测算150元/吨煤价涨幅推升用煤成本1.5-4.2分/度，或支撑27年电价上涨5%-10%。
投资结论
我们看好煤炭板块系统性重估，煤价中枢上涨增强红利属性。建议重点关注煤电联营业务占比高的煤炭龙头，电价拐点进一步增厚业绩。
风险提示 地缘冲突缓和超预期；国内煤炭供给恢复超预期；进口煤补充能力强于预期；国内电力及电煤需求不及预期；非煤电源出力超预期。
正文
投资概要
中东冲突持续至10月，已超出预期于6月终结的判断。油价重回100美元以上，欧洲天然气库存降至10年低位。不论是原本供/需双弱的原油、煤炭，还是供/需共振长期走强的天然气、电力，在本轮中东冲突带来的供给冲击、需求走弱、能源政策重塑的过程中，都需重新思考价格趋势。短期在即将到来的冬季，我们认为价格强度排序或为：气价>海外电价>煤价>油价>国内电价；而长期气价/煤价/电价的共振将会带来煤炭和风光储板块的结构性机会。
油价为何重回100美元/桶上方
原本供/需双弱的原油市场，遭遇不断延长的供给冲击，在9月迎来需求回升推动的油价反弹。回看3-8月国际油价没能站稳100美元/桶，我们认为主要有2方面超预期，且后者是前者的底层原因：（1）库存下降速度慢于预期，3-5月最大单月下降未超过1.5亿桶，6月又实现回补；（2）需求下降超预期，其中非OECD国家（剔除中国）需求同比降幅占比高于消费份额，显示出发展中经济体（剔除中国）对于高油价更敏感、需求下降更快。然而伴随着9月10日胡塞攻击沙特东西管线，叠加市场对于中东停火短期概率不大的担忧，9月11日IEA发布8月全球原油及成品油库存加速消耗的数据后，市场不得不接受能源供需缺口短期难以弥补的强现实，油价重回100美元以上。
天然气为什么有望涨更多？需求刚性增长
供/需共振长期走强，库存脆弱、且中东供给修复耗时漫长的天然气市场，气价易涨难跌。25年中东LNG约占全球天然气消费的3.2%，本轮冲突导致全球LNG供给减少10.1Bcf/d，中东以外地区的增供以及亚太需求的下降联手缓解了这一冲击。然而随着中东冲突的长期化，LNG难以储存以及无法船对船转运等问题逐步显现，供需硬缺口逐步转化为需求侧的重新分配以及价格上涨。截至10月14日，JKM天然气现货价/TTF天然气价同比+135.7%/+173.4%；当前欧洲天然气库存已是GIE记录的2016-2025年以来的十年同期最低水平，即使我们以暖冬情景推演、2027年3月欧洲天然气库存也将较同期历史均值低46%，我们预计欧洲在与亚太竞买美国LNG补库的过程中一方面将进一步推高天然气价格。
国内煤价是否可能共振
煤炭市场长期看虽也是供/需双弱，但短期需求增长和供给收缩均超预期，煤价稳中有升。若欧洲进一步扩大煤代气，国际煤价将受到带动，并通过进口煤对我国煤价形成支撑。国内供给端5·22事故后安监转向常态化约束，山西复产不等于满产，外包合规化、民营矿成本抬升和表外产量出清共同压制供给修复弹性；我们测算2027年山西产量或仅恢复至2025年的90%左右。需求端预计2027年全社会用电量同比增长5.9%，电煤需求小幅增长1.4%。我们基于季度供需结余与煤价弹性测算，27年秦皇岛5500大卡动力煤均价中枢885元/吨，较26年4Q中枢950元/吨的高位回落，但仍高于26年均值的843元/吨。
为什么我们认为电价是拐点
电力需求全球共振上行，供需错配下电价有望进入全面上行通道。截至10月7日海外电价已较年初上涨31%～210%，而国内电价受煤电长协、容量电价和中长期交易机制影响，传导相对滞后。随着容量电价缓解煤电约4～5分/度的固定成本压力，煤电企业“以利润换利用小时”的动力下降，低利用小时不再等同于电力供给过剩；同时，售电公司26年以来普遍亏损，2027年长协低价报价意愿或明显减弱。电煤长协和电价长协均逐步增加现货价格因子，煤电联动效果增强。若2026年底电力年度长协谈判参考的煤价中枢为850元/吨，较2025年均价高约150元/吨，我们测算度电燃料成本增加约1.5-4.2分，或支撑27年电价上涨5%-10%。
投资结论
我们看好煤炭板块系统性重估，煤价中枢上涨增强红利属性。建议重点关注煤电联营业务占比高的煤炭龙头，煤价中枢上涨提供现金流和分红基础，电价拐点有望进一步增厚业绩。
油价为何重回100美元/桶上方
伴随着9月10日胡塞攻击沙特东西管线，叠加市场对于中东停火短期概率不大的担忧，9月11日IEA发布8月全球原油及成品油库存加速消耗的数据后，市场不得不接受能源供需缺口短期难以弥补的强现实，油价重回100美元/桶以上。回看3月以来的国际油价，我们认为市场经历了3月的强预期以及4月库存数据的弱现实，6月美伊谅解备忘录签署后市场对于战争结束保持憧憬，即使7月末胡塞攻击沙特红海原油出口通道短暂推高油价，乐观情绪仍然在9月前压制油价在100美元/桶以下：
如图1，我们测算3-8月波斯湾外原油及成品油表观库存累计损失4.93亿桶（折合268万桶/日，其中截至6月末OECD国家释放SPR1.9亿桶、消耗商业库存9000万桶，中国库存下降超过5000万桶，其他区域库存损失5000万桶。我们估算波斯湾外原油供给累计下降8.89亿桶（折合483万桶/日，其中中东出口较冲突开始前的水平减少了14.76亿桶（折合802万桶/日，包括霍尔木兹海峡损失1259万桶/日，陆地管线增加出口弥补456万桶/日），波斯湾外合计增加供应5.87亿桶（折合319万桶/日，包括平均213万桶/日的产量提升以及俄罗斯海上石油出口禁令的3个月豁免））。基于库存和供给变动，我们测算隐含需求减少累计约3.96亿桶（折合215万桶/日），主要体现在炼厂降负荷、部分国家限制成品油出口以及终端能源替代。
如图2，在8月中东冲突强度再次提升的背景下，我们认为市场不得不正视霍尔木兹问题长期化的可能性，9月后全球表观库存或以5300万桶/月的速度流失。尽管海峡通行量由于影子船队运输、船对船过驳等路径开辟而好于3-5月最困难时期，但9月通行量仍较战前水平低797万桶/日。假定波斯湾外产量维持8月水平，且需求回归战前正常水平，我们测算全球表观库存将以5300万桶/月（176万桶/日）的速度流失。
8月后市场不得不正视霍尔木兹问题短期无法快速解决的可能性
回看3月以来的国际油价，我们认为均是实质性的供给受损将Brent油价推上100美元/桶。6月美伊停战谅解备忘录的60天谈判窗口在8月17日到期，谈判陷入僵局；博弈重心从外交谈判转为“经济制裁+海上对峙+有限定点军事打击”，局势从僵持逐步重回交火；胡塞武装持续打击沙特能源目标，扰动红海-海湾原油替代通道，在此背景下Brent油价再次站上100美元/桶水平，我们认为这反映出市场对霍尔木兹问题可能长期化的担忧：
油价首次突破100美元/桶出现在3月12日前后。随着美伊冲突的升级，伊朗明确表示将继续限制霍尔木兹海峡通行，伊拉克部分港口作业也因油轮遇袭暂停。
随后4月中旬，在美伊谈判受阻、美国开始加强对伊朗港口和石油出口的海上封锁之后，原本经霍尔木兹海峡流出的约170万桶/日（26年3月口径）伊朗原油开始受阻，油价再次站上100美元/桶。
第三轮发生在7月。此前随着部分航运恢复，油价一度明显回落，但7月23日胡塞武装袭击沙特油轮后，市场担忧的范围已经从单一的霍尔木兹海峡扩大到了红海-曼德海峡，近月合约大涨7%至100美元/桶。
9月Brent价格再上100美元/桶，同样受到了供应实质性损失的影响，美伊针对油轮的直接攻击明显升级，且胡塞同时增加了对沙特的袭击，东西管道受损，影响到绕行路线的缓解能力。
库存6月短暂回补后，再度转入去化
参考IEA逐月库存变动数据，我们测算3-8月湾外原油及成品油表观库存累计损失4.93亿桶（折合268万桶/日）。基于截至6月末的库存下降数字（3月冲突爆发后到6月末累计损失3.8亿桶）看各区域库存的下降量，其中OECD国家合计损失2.8亿桶，中国损失超5000万桶，推算其他区域损失5000万桶。在美伊备忘录签署后，美军于6月18日至7月13日期间短暂解除了对伊朗的海上封锁，6月末全球表观库存短暂回升2100万桶。但随着7月中旬美军重新开始封锁，且8月红海一侧胡塞武装与沙特围绕延布港的冲突增加，全球原油库存再次进入快速去库状态。
释放SPR1.9亿桶缓和了商业库存的消耗速度（截至6月末累计9000万桶），美洲OECD国家（主要是美国）贡献了79%的陆上商业库存下降和49%的SPR释放，亚太OECD国家超比例释放SPR（Strategic Petroleum Reserve，即战略石油储备，是政府为应对战争、供应中断或油价剧烈波动等能源安全风险而建立的应急原油库存）。根据OPEC统计的OECD国家原油和成品油库存，2025年末OECD陆上商业库存28.4亿桶，SPR12.5亿桶，合计40.9亿桶、支撑OECD国家约89天的使用量。而截至6月末，陆上商业库存下降9000万桶到27.5亿桶（库存下降中美洲79%，亚太18%，欧洲2%），SPR下降1.9亿桶到10.6亿桶（库存下降中美洲49%，亚太46%，欧洲5%）。分地区来看：
美洲（包括加拿大、智利、哥伦比亚、哥斯达黎加、墨西哥和美国）库存下降1.59亿桶：陆上商业库存从15.49亿桶下降到14.80亿桶，下降6900万桶；SPR从4.14亿桶下降到3.24亿桶，下降9000万桶。
欧洲库存下降1100万桶：陆上商业库存从9.25亿桶下降到9.23亿桶，下降200万桶；SPR从4.54亿桶下降到4.45亿桶，下降900万桶。
亚太（包括日本、韩国、澳大利亚和新西兰）库存下降1.01亿桶：陆上商业库存从3.66亿桶下降到3.50亿桶，下降1600万桶；SPR从3.8亿桶下降到2.95亿桶，下降8500万桶（占OECD的SPR释放量46%，高于释放前亚太在OECD的SPR占比30%）。
截至8月中国库存或下降5500万桶以上，占全球同期库存损失的11%，低于中国在全球原油消费16%的占比。根据宏观组2026年9月15日《石油供需有持续恶化风险》报告，中国原油商业库存在4-8月期间累计去库36万桶/天（按153天计算约合5508万桶），约相当于全球同期库存损失的11%，低于中国在全球原油消费16%的占比，反映出包括电动重卡在内的新能源车对于成品油消费的替代作用，以及成品油出口配额影响。
G7国家在2026年10月2日达成一致，再释放1亿桶原油及成品油储备。库存释放从10月2日启动，G7预计在前20天释放其中绝大部分，因此若以20天折算相当于约500万桶/日。1亿桶这一总量约相当于全球1天的原油消费量。这是继3月IEA组织的4亿桶SPR释放后的新一轮补充性库存投放。
补充供给手段或已穷尽
参考IEA逐月Oil Market Report以及Kpler的霍尔木兹流量数据，2026年3-8月全球原油供给累计下降8.89亿桶（折合483万桶/日）。其中中东出口较冲突开始前的水平减少了14.76亿桶（折合802万桶/日，包括霍尔木兹海峡损失1259万桶/日，陆地管线增加出口量弥补456万桶/日），波斯湾外合计增加供应5.87亿桶（折合319万桶/日，包括平均增产213万桶/日的产量提升以及俄罗斯海上石油出口禁令的3个月豁免）。逐月来看：
6-8月霍尔木兹通行量已恢复到平均804万桶/日水平，较3-5月的平均378万桶/日明显改善，主要由于6月18日至7月13日约26天的美军暂时性解除对伊朗的海上封锁，以及霍尔木兹南线阿曼侧通行量的逐步提高（包括船对船模式等）。
陆上管线的绕行能力在6月达到790万桶/日的高点（较冲突发生前提高616万桶/日），7月基本保持了这一水平，而8月明显回落到482万桶/日，主要由于胡塞武装在8月5日和24日两次袭击了位于红海的沙特延布港附近的沙特油轮。由于延布港是沙特东西管线绕行出口的必经之地，袭击造成东西管线绕行能力从422万桶/日回落到250万桶/日以内。
参照IEA数据，波斯湾以外区域3-8月平均增加供应319万桶/日，其中原油增产贡献约2/3，主要来自美国（3月起增产约54万桶/日）、哈萨克斯坦（3月起增产约46万桶/日）；增加装载量和加速出口贡献约1/3、主要体现在3-6月、也就是美国OFAC对俄海运原油制裁临时豁免的阶段（3月12日至6月17日）。
非OECD国家需求降低得更快
供给收缩造成缺口从而推高油价，而不同国家对于原油价格的需求弹性并不一致。对价格高度敏感的国家率先收缩原油消费量，其他国家也通过炼厂降负荷和终端能源替代的方式应对，一部分需求的消失推动原油供需在高油价下再平衡。基于上述推演的库存和供给变动，我们测算3-8月隐含需求消失215万桶/日（约相当于全球日消费量的2%），累计少用油约3.96亿桶：
分区域来看：非OECD国家（剔除中国）需求同比降幅占比高于消费份额，显示出发展中经济体对于高油价更敏感、需求下降更快。参考IEA统计，1Q26、2Q26全球原油需求分别为1.04亿桶/日、0.99亿桶/日，同比分别微增70万桶/日（1-2月的同比增长抵消了3月的同比下降）、下降530万桶/日。按季度累计计算，1Q26、2Q26全球原油需求分别同比+0.63亿桶、-4.82亿桶，年初到6月底需求同比损失4.19亿桶。其中：
非OECD国家（剔除中国）2Q26同比下降240万桶/日，占降幅的44%，高于非OECD国家（剔除中国）占全球原油消费份额的40%（按2025全年计，下同），显示出非OECD国家（剔除中国）的需求降幅更大、油品消费与油价弹性更大。
OECD国家中，需求降幅亚太>欧洲>美洲，以2Q26来看，亚太OECD国家占需求降幅的15%（远高于其消费份额的7%），欧洲占11%（略低于消费份额的13%），美洲占3%（远低于消费份额的25%），印证日韩炼厂降负荷、美国炼厂加负荷的趋势。
根据宏观组2026年9月15日《石油供需有持续恶化风险》报告，新能源出行替代中枢值解释了中国原油进口降幅的近三成，显示中国的原油消费下降并非简单的需求消失，而是提前布局能源转型的成果在中东冲突背景下加速释放：新能源出行替代估算贡献60-110万桶/日，替代主要来自电动乘用车、电动商用车以及天然气重卡对汽柴油需求的挤出。其中，公用及私人充电桩上半年用电量同比增加450-500亿度，按燃油车油耗、电动车电耗及汽柴油替代比例估算，对应上半年替代成品油1200-1900万吨，折算减少原油需求55-100万桶/日；天然气重卡替代柴油贡献5-6万桶/日。
国际天然气价格为什么有望涨更多
供/需共振长期走强，库存脆弱、且中东供给修复耗时漫长的天然气市场，气价易涨难跌。25年中东LNG约占全球天然气消费的3.2%，本轮冲突导致全球LNG供给减少10.1Bcf/d，其中中东以外地区增供缓解77%，亚太需求下降缓解15%，4~6月欧盟净注库较常规目标低4.4Bcf/d。然而随着中东冲突的长期化，LNG难以储存以及无法船对船转运等问题逐步显现，供需硬缺口逐步转化为需求侧的重新分配以及价格上涨。截至10月14日，JKM天然气现货价26.3美元/百万英热单位，同比上涨135.7%；TTF天然气价87.2欧元/MWh，同比+173.4%。当前欧洲天然气库存已是GIE记录的2016-2025年以来的十年同期最低水平，即使我们以暖冬情景推演、2027年3月欧洲天然气库存也将较同期历史均值低46%，我们预计欧洲在与亚太竞买美国LNG补库的过程中一方面将进一步推高天然气价格。
欧洲天然气库存已是10年低位，冬季气价易涨难跌
欧洲延缓补库部分对冲LNG供需缺口。4-6月欧盟净注库22.5Bcm、平均8.73Bcf/d，较冬季90%库容目标线性补库所需的68.0Bcm（4-9月折合13.12Bcf/d）低4.40Bcf/d。中东冲突爆发后，欧亚气价迅速定价LNG供应中断风险：开战首两日TTF累计上涨60%；3月19日卡塔尔拉斯拉凡LNG设施严重受损，两条产线停产，合计影响1280万吨/年产能，卡塔尔能源公司负责人预计修复周期3-5年，推动TTF单日飙升35%。此后价格震荡回落，但7月14日美军恢复对伊朗封锁后，欧亚气价再度上涨9%，重新进入上行通道。截至10月14日，JKM天然气现货价26.3美元/百万英热单位，同比上涨135.7%；TTF天然气价87.2欧元/MWh，同比+173.4%，较冲突前（26年2月28日）32欧元/MWh上涨172.5%。本轮TTF高点82.57欧元/MWh，约为2022年8月339.20欧元/MWh历史极值的1/4。
低库存叠加冬季消耗不确定性，欧洲4Q26和1H27将面临较大补库压力。截至2026年10月14日，GIE记录的欧盟储气量为837TWh、库容率74.0%；按2016-2025年同期历史均值（1014TWh）计算，库存减少177TWh。为评估冬季风险，我们将参考ENTSOG需求情景作为寒冬压力情景：1）采用近五年平均需求（2017-2021/22）下调15%的设定，参考欧盟理事会关于继续协调削减天然气需求的建议以及美伊以冲突以来欧洲天然气需求持续走弱的实际情况，得到该需求下调设定；2）假设受厄尔尼诺气候影响，需求维持基准水平，对应近五年平均需求（2017-2021/22）。供给侧假设：1）考虑到欧盟立法逐步退出俄罗斯天然气进口，俄罗斯管道气最迟计划于2027年11月退出，故暂时维持俄气经TurkStream管道履行长协合同假设，对应年供应量上限131TWh；2）LNGTight则在过去五年同一季节各来源的最高30日滚动平均供应量的基础上下调20%，模拟欧洲难以获得充足LNG的情况。我们测算的情景分析结果表明：情景1对应27年3月欧洲平均库存230TWh，较3月底库存的历史均值（2016-2025年）426TWh下滑46%；情景2对应27年3月欧洲平均库存30TWh，较3月底库存的历史均值（2016-2025年）426TWh下滑93%。
尽管供给侧LNG增量资源充分释放，过去半年气价也已翻倍
中东冲突后的3-6月期间，全球LNG供给损失了10.13Bcf/d；供给端中东以外区域增加出口缓解其中的77%，包括3-6月美国LNG出口量同比增加3.18Bcf/d，对应非美区域LNG出口量增加4.63Bcf/d（非洲、澳洲、俄罗斯、马来西亚）；需求侧各国降低消费缓解其中的15%，折合1.52Bcf/d，3-6月中国LNG进口需求下滑0.87Bcf/d，IEA估算日、韩、印通过气转煤节约0.07/0.15/0.12Bcf/d；而剩余约0.81Bcf/d的损失，主要体现在欧洲补库的迟缓，截至2026年10月14日，GIE记录的欧盟储气量为837TWh，为2016-2025年以来的同期最低水平。
海湾地区LNG出口下降，持续性供给损失主要集中在卡塔尔。与原油不同，LNG船难以通过海上船对船过驳实现灵活转运，一旦海峡通行受阻，相关LNG出货基本直接中断。2月底中东冲突后，海湾地区LNG装船明显回落，3-6月卡塔尔和阿联酋LNG装船量同比减少350亿立方米；同期北美和非洲新项目投产放量，带动非海湾LNG产量同比增加270亿立方米，抵消海湾减量77%。根据Global LNG Hub估算，3-8月由于霍尔木兹通道受阻，全球市场累计经受了52Bcm的LNG损失（约合8.7Bcm/月，1.44Bcf/d）。1）拉斯拉凡第4、6号产线受损，合计影响1.7Bcf/d出口能力，占卡塔尔总出口能力17%，设施修复或需3-5年；2）North Field East项目8Mtpa产线投产推迟至2027年夏季，意味着2026年0.27Bcf/d新增供应无法兑现。按Kpler冲突延长情景，卡塔尔Ras Laffan工厂2027年LNG供应或降至6150万吨，较2025年减少约2000万吨（折合约27.25Bcm/年，2.64Bcf/d）、降幅24.5%。
非海湾地区产量增长部分抵消中东损失，27年需要北美、澳大利亚、尼日利亚按期投放以实现对冲。EIA9月短期能源展望预计26/27E美国天然气产量分别为123.0/127.6Bcf/d，同比增加4.6/4.6Bcf/d；但上游产量增长不等于LNG出口能力同步到位，考虑美国LNG出口管线产能投产进度远水难解近渴，EIA预计26/27E美国LNG出口量17.4/18.6Bcf/d，同比仅增加2.3/1.3Bcf/d；加拿大、澳大利亚、尼日利亚在26/27年预计投产14.8/0、1.4/5.4、0/4.1Bcm的LNG。
刚性需求为高LNG价格买单
LNG供需缺口下，非刚性需求主动减少进口（如中国），刚性需求为高LNG价格买单。IEA《Gas Market Report,Q3-2026》显示，霍尔木兹受阻推升现货LNG价格后，2026年上半年全球天然气需求转为负增长，其中亚洲天然气需求同比下降0.5%、减少近5Bcm，中日韩是亚洲需求收缩主力：
中国3-6月天然气需求同比下降4%，带动同期LNG进口同比下降12%、减少3Bcm。
日本25年对霍尔木兹LNG风险敞口约5.56Bcm、占进口总量6.3%，26Q2煤炭进口增长7.2%实现对冲。2026年4月起放宽低效煤电机组运行限制，EIA预计每年节约约0.7BcmLNG，相当于霍尔木兹进口量的12.6%；4-6月日本煤电发电量同比增长4.0%至49.5TWh，占比提升1.6个百分点至25.0%，同期气电发电量同比下降11.3%至50TWh，煤炭进口同比增长7.2%，增量主要来自澳大利亚。
韩国对中东能源依赖度更高，26H1煤炭进口大幅增长21.6%对冲天然气短缺。2025年韩国20%LNG来自中东，其中卡塔尔占LNG进口15%；3月中旬韩国取消季节性煤电出力上限后，IEA估算4-6月最多2TWh气电可转向煤电，折合约0.4Bcm天然气需求，带动同期煤电发电量同比增长近20%、气电下降近5%；26H1煤炭进口同比增长21.6%，其中自俄罗斯和澳大利亚进口分别增长89.0%和35.4%。
欧洲天然气终端消费降幅较小，1-7月煤炭进口量回升5.5%。OECD欧洲上半年天然气消费同比下降0.5%、减少不足1Bcm。欧洲煤电有所回升，2Q26欧洲煤电发电量同比增长11.4%至49.3TWh，在总发电量中的占比由7.3%升至7.9%，但实际煤电出力仍受环保和退煤目标约束。从煤炭进口来看，2026年1-7月欧洲进口煤炭3850万吨，同比+5.5%。分来源来看，2Q26欧洲两大煤炭进口来源是澳大利亚（占比27.5%，同比+21.3%）、美国（占比27.3%，同比-2.8%）。
印度通过行政手段压降非重点部门用气。印度2026年3月启用《Essential Commodities Act》，优先保障居民、CNG等重点用户用气，并减少电力、工业和炼厂供气。IEA估算2026H1印度气电发电量同比下降17%、煤电同比增长4%；3-6月煤电同比增长6%、气电同比下降23%。IEA估算，3-6月印度气转煤规模约2TWh，折合约0.4Bcm天然气需求。
美国LNG在欧亚价差驱动下加速流向亚太市场，欧洲争夺补库资源意味着进一步推高气价。按Bruegel口径，2025年欧盟LNG进口为14.23Bcf/d，其中来自中东的进口占LNG总进口的7.8%、占天然气进口总量的2.5%；4月以来欧洲自中东进口LNG近乎消失，以2025年为基数测算，若年内冲突持续，欧盟26年中东LNG进口缺口或为0.85Bcf/d（26年缺口为25年中东进口量减去26年至今中东进口量），占欧盟LNG总进口量的6%。与此同时，美国LNG出口目的地正向亚洲倾斜，26H1美国对欧洲出口1,862Bcf、占比58.8%，较2025年的68%明显下降，同比仅增长0.8%；同期对亚洲出口826Bcf、占比26.1%，同比增长83.5%。由于目的地灵活货物可在欧亚之间套利，亚洲需求回升将抬高欧洲获取边际LNG资源的竞争成本。
国内煤价是否可能共振
煤炭市场长期看虽也是供/需双弱，但短期需求增长和供给收缩均超预期，煤价稳中有升。若欧洲进一步扩大煤代气，国际煤价将受到带动，并通过进口煤对我国煤价形成支撑。国内供给端5·22事故后煤矿安监由阶段性停产检查转向常态化约束，山西复产不等于满产，外包合规化、民营矿成本抬升和表外产量出清共同压制供给修复弹性；我们测算2027年山西产量或仅恢复至2025年的90%左右。需求端，预计2026/27年全社会用电量同比增长5.2%/5.9%，电煤需求在2027年小幅增长1.4%。我们基于季度供需结余与煤价弹性测算，2027年秦皇岛5500大卡动力煤均价中枢885元/吨，较2026年4Q中枢950元/吨的高位回落，但仍高于2026年均值的843元/吨。
历史上国内煤价冲高往往是由进口扰动带来的
复盘历史煤价走势，国内煤价的大幅冲高往往由进口扰动触发、国内供给约束放大，并在旺季需求和低库存环境下进一步强化。2022年，俄乌冲突推动海外煤价持续走高，叠加极端高温干旱和缺电影响，煤价阶段性反弹；但澳煤进口恢复、产能加速释放、长协保供执行到位，库存压力缓解，价格中枢逐步下移。2023-2025年，产量和进口维持高位、非电需求偏弱，煤价中枢持续下移。进入2026年，“5·22”矿难后主产区安全监管重新趋严，中小矿井复产难复量，叠加印尼干旱、蒙煤通关扰动和迎峰度夏电煤消耗回升，港口库存持续去化，煤价再次打开上行空间。
国际煤价中枢上移，国内煤价同步走高。2026年3月以来，澳洲纽卡斯尔煤价随天然气价格上行持续走强，3月中旬一度冲至150美元/吨附近，8月底再度升至140美元/吨，9月初突破145美元/吨、创12周新高，截至10月14日年内涨幅40%。2月28日至5月22日，国内煤价受美伊冲突带来的全球能源风险溢价影响，均价升至777元/吨，同比上涨16.5%。5·22事故后又叠加国内煤矿安全监管显著趋严，6-8月全国规上原煤产量同比分别下降9.7%/10.1%/7.7%，其中山西原煤产量同比分别下降31.5%/35.8%/30.9%，驱动6-9各月煤价均价分别升至861/818/858/897元/吨，同比+39.7%/+28.8%/+24.0%/+40.3%。截至26年10月14日，秦皇岛5500动力煤价格1018元/吨，同比+41.4%。
气/煤价差走扩后欧洲或增加煤炭采购，海运煤平衡偏紧
中东冲突后海运煤再分配已经偏紧，根据AXS Marine船舶航运跟踪数据，2026年1-8月全球海运煤装船量8.67亿吨，同比增长1.7%。26年3-8月全球海运煤装船量6.69亿吨，同比增长2.5%，供给侧印尼出口2.21亿吨、同比-4.9%；澳大利亚/俄罗斯/南非出口虽分别增长3.9%/15.3%/10.5%，但6-7月澳洲出口同比下降3%，边际收缩。需求端，日本、韩国3-8月海运煤进口分别增长3.3%/15.0%，韩国增购俄煤、日本增加美煤采购。
印尼煤炭政策持续收严，出口弹性受国内保供压力约束。印尼政府将2026年煤炭产量目标下调至6亿吨，明显低于2025年实际的产量8.17亿吨。上半年已生产3.7亿吨，下半年剩余产量空间仅2.3亿吨。而国内能源供应方面，煤电装机/发电量占比达56.08%/60.90%（2024A），2026全年印尼政府DMO（国内市场保供义务）要求2.5亿吨，上半年仅完成0.82亿吨，下半年仍需履约1.7亿吨。我们推算印尼下半年理论可用于出口的煤炭仅0.6亿吨，出口空间明显受限。Sxcoal数据显示，2026年7月印尼动力煤出口3894万吨，同比-7.9%、环比-2.8%。当前供给约束已开始向合同履约和后续配额审批传导，巴彦资源及三家子公司9月14日因2026年RKAB产量配额调整尚未获批，对部分煤炭供应合同宣布不可抗力；印尼政府亦拟对未完全履行DMO的煤企采取扣留或不予核发次年RKAB等更严厉措施，出口弹性受限。
澳煤出口阶段性修复，优质资源更多流向日韩等亚洲市场。Kpler数据显示，2026年1-6月澳大利亚煤炭出口1.73亿吨，同比增长7.3%，其中6月出口3586万吨，同比增6.9%、环比增16.2%，连续四个月环比改善。6月动力煤出口2109万吨，环比增23%、同比增12.5%。流向上，日本、韩国等东北亚客户补库积极，上半年日本进口澳洲动力煤3483万吨、同比增14.2%，仍为最大目的地；韩国进口1122万吨、同比翻倍。
美国煤炭产量预期下滑，出口增长。2026年7月美国煤炭产量为3865万吨，同比下降9%。EIA9月展望预测2026年美国煤炭产量4.68亿吨，仍同比下降2.3%，2027年预计进一步下降3.8%。26Q2美国煤炭出口同比增长19.1%，EIA上调全年出口预测至0.92亿吨；其中动力煤出口在4-6月明显回升，主要受亚太地区“气转煤”需求增加带动。我们推演如果中国2027年从美国每年多进口1000万吨煤炭，按美国27年9100万吨出口来算，相当于11%的增量；按美国2025年4.79亿吨产量来算，相当于2.1%的增量，2027E产能利用率或较未增产情景回升1.3个百分点到62.6%，但仍低于2023年的68.0%。
印度持续推进国产煤替代压制海运煤需求，4Q仍需观察低库存下的阶段性补库。2026年1-7月印度煤炭及褐煤产量6.24亿吨，同比下降1.4%；7月产量6,982万吨、同比增长7.6%。同时，18.7GW进口煤机组中已有5.7GW全面改用国产煤、4.3GW正在推进替代。国产替代带动进口回落，26H1印度煤炭进口1.19亿吨、同比下降11.1%，其中动力煤进口7,445万吨、同比下降15.8%；自印尼/南非进口4,275/1,641万吨，同比下降17.7%/12.1%，占进口总量35.9%/13.8%。6-7月火电发电量同比增长12.6%/12.2%，电厂库存处于历史低位，截至10月6日本土煤/进口煤库存仅1782/261万吨，同比下降57%/28%。若4Q印度国产煤增产不及预期，仍可能触发阶段性进口补库。
气/煤价差进一步拉大，或驱动欧洲阶段性以煤代气。俄乌冲突期间，欧洲气煤价差曾快速打开并触发明显的燃料替代：2022Q2，ICE TTF均价为29.4欧元/MMBtu，欧洲ARA煤价为12.8欧元/MMBtu，气煤价差达到16.6欧元/MMBtu；随着俄气供应风险在2022Q3集中定价，TTF进一步升至59.6欧元/MMBtu，而煤价仅升至14.5欧元/MMBtu，价差扩大至45.2欧元/MMBtu；2022Q4气价回落后，价差仍维持在23.8欧元/MMBtu的高位。对比来看，2026Q2/Q3欧洲气煤价差再次走阔：TTF由2026Q1的11.7欧元/MMBtu升至Q2的13.4欧元/MMBtu、Q3的18.8欧元/MMBtu，而同期ARA煤价基本稳定在3.5欧元/MMBtu附近，价差由8.2欧元/MMBtu扩大至9.9欧元/MMBtu、15.3欧元/MMBtu。虽然当前绝对价差低于2022Q3极端水平，但已明显高于2023-2025年大多数季度，且接近2022Q2冲突初期水平，在高LNG价格和补库压力下，欧洲燃煤发电的相对经济性重新改善，欧洲或再次阶段性提高煤电出力，以对冲天然气供应紧张和高价压力。
中国动力煤进口总量回落，印尼总量受限背景下中国进口难有较大增量。2026年1-7月，我国动力煤进口7394万吨，同比下降1.6%。印尼对中国煤炭发运边际收缩，7月单月对华出口同比减少236万吨，环比下降15.55%。考虑印尼出口总量中中国占比40%，印尼下半年对外出口难以大幅放量，对中国供应的边际支撑有限。
安监压制产能利用率，国内供给弹性有限
5-8月安监力度持续加码，7月“打非治违”成为产量收缩关键。5·22事故后，煤矿安监大致经历三阶段升级：第一阶段为事故后专项排查，监管迅速聚焦瓦斯防治、隐蔽工作面、监控造假、违规分包转包等高风险环节，国务院事故调查组成立后，全国举一反三排查和责任追究预期进一步增强；新版《煤矿重大事故隐患判定标准》于7月1日开始实施，进一步明确煤矿全年产量超过核定产能10%、井工矿季度产量超过核定产能30%即构成重大隐患，限制月度抢产空间；矿安〔2026〕77号明确生产计划必须服从灾害治理能力和安全保障条件，采掘接续紧张、灾害治理不到位、安全投入不足的矿井需限产或停产。第二阶段为7-8月生产能力约束强化，7月六部门“打非治违”政策冲击在产量端集中释放，7月全国原煤产量仅3.43亿吨，同比下降10.1%，较25M7减少0.38亿吨，单月降幅已接近26H1全国0.40亿吨的累计同比减量；山西7月产量仅0.69亿吨，同比下降35.8%，较25M7减少0.38亿吨，基本对应全国全部减量。虽然7月内蒙古/陕西/新疆同比增长2.1%/1.6%/4.1%，单月增量合计仅0.05亿吨，远低于山西减量，说明强安监下蒙陕疆增产对冲山西减产的弹性明显不足。第三阶段为8月以来全面整治和常态化落实，矿安〔2026〕83号、山西“十七条”和国企煤矿84号文继续压实地方及集团责任，同时井下用工外包监管明显趋严，政策明确煤矿井下不得使用劳务派遣工，严禁将采掘工作面、井巷维修作业作为独立工程外包，严禁以劳务派遣、分包名义转包井下工程。我们认为，本轮安监并非短期停产检查，而是从阶段性查隐患升级为常态化查产能、查组织、查责任，国内煤炭供给弹性或持续低于市场预期。
本轮山西减产幅度明显高于前两次专项整治期间，供给恢复节奏值得关注。2020年内蒙古“倒查二十年”全面核查煤炭资源规划立项、资源配置、矿业权审批及股权变更等环节，重点整治煤炭领域历史遗留违规问题；当年3-12月内蒙古煤炭产量8.70亿吨，同比下降2.42%，全年产量10.01亿吨，同比下降7.80%。2024年山西煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治则直接约束生产组织，重点核查超能力下达生产指标、采掘接续紧张及隐蔽工作面，对违规煤矿实施停产整顿、工作面封闭和责任倒查；当年3-6月山西煤炭产量4.11亿吨，同比下降11.41%，全年下降6.90%。相比之下，“5·22”事故后山西煤炭产量降幅较上述两次整治观察期分别扩大30.3/21.3pct，表明本轮供给收缩更为集中、程度更深，山西产量恢复更可能呈现“L型”或缓慢“U型”，而非此前的V型复产。
强安监下内蒙古、陕西产量增量难以对冲山西、新疆减量，全国煤炭供给已经收缩。
2026Q2全国原煤产量11.62亿吨（同比-3.3%），减少0.40亿吨；其中山西产量2.91亿吨（同比-10.8%），较25Q2减少0.35亿吨；同期内蒙古、陕西合计增量仅0.19亿吨，无法抵消山西减量。
7月安监影响更为集中，全国原煤产量3.43亿吨（同比-10.1%），减少0.38亿吨；其中山西单月产量仅0.69亿吨（同比-35.8%），减少0.38亿吨，基本对应全国全部减量。内蒙古/陕西/新疆单月增量合计仅0.05亿吨，被其他产区降幅抵消。
复产缓慢。Mysteel统计523家炼焦煤矿山数据显示，5月22日样本煤矿原煤日产208.6万吨，随后回落并维持在150万吨左右，降幅达27.8%；自5月23日以来山西出现过停产现象的煤矿共计204座，产能共计2.75亿吨，截至10月13日当天处于停产状态的煤矿共计54座，产能共计5670万吨。但因安监形势依旧严峻，复产煤矿产量偏低，整体达产进度依旧缓慢。
8月山西开工率恢复缓慢，复产不等于满产。2026年8月山西产能利用率62.9%，较2025年8月的70.3%下降7.4pct，月环比提升0.2pct，5·22事故后复产复工推进较慢，隐蔽工作面清查及复产验收仍对产量修复形成压制。截至9月16日仍停产产能7290万吨，若按产能利用率100%测算，理论对应月度产量损失0.07亿吨；但8月山西原煤产量同比减少0.33亿吨，意味着在产产能利用率未能恢复到满产状态，仍存在0.26亿吨缩量，占2025年同期山西产量的24%。
4Q26增产空间有限：
1）山西地区：9月18日，国家发展改革委、国家能源局、国家矿山安监局联合印发《关于做好煤炭安全稳产稳供工作的通知》，提出在确保安全前提下推进煤炭稳产保供，并拟在山西试点允许超年度生产计划的合规煤矿经安全评估达标后，年底前单月按核定年产能的1/12组织生产。该政策边际上抬高了山西4Q复产上限，但放松对象仅限合规煤矿，且政策执行窗口主要集中在年底前，对2027年持续供给弹性的指引有限。 2）陕西地区：以陕西煤业为例，在核定产能1.64亿吨/年、按110%测算全年产量空间的假设下，2026年全年产量上限为1.804亿吨；截至2026年8月，公司累计煤炭产量1.2048亿吨，据此测算9-12月剩余可生产空间为5992万吨，而2025年9-12月产量为5908万吨，对应剩余空间同比增加85万吨、增幅1.4%，说明即便按110%上限假设测算，陕西煤业年内后续增产空间也相对有限，结合陕西7月原煤产量同比增长1.6%，我们预计后续月均产量同比增速维持在7月1.6%的水平。
3）内蒙古地区：内蒙古2026年提出煤炭产量稳定在12.5亿吨以上，1-7月累计产量7.58亿吨，同比+2.7%，已完成年度目标的60.7%，高于58.3%的时间进度；据此测算8-12月只需月均9830万吨即可完成目标，低于6-7月月均1.09亿吨，显示前期生产节奏已经偏快。若参考2025年全年12.86亿吨产量水平，8-12月仍需月均1.06亿吨，基本接近近期高位产量，叠加8月内蒙古产能利用率已达87.7%，后续继续依靠开工率提升实现增产的空间有限。
4）新疆地区：26H1产量2.60亿吨，同比下降7.3%，即使26H2维持7月4.1%的同比增速，全年产量也仅为5.42亿吨、同比下降1.9%，且疆煤出区仍受外运通道和经济性约束，只有当内地煤价足以覆盖长距离运费时，增量外运才具备持续性。
在安全原因叠加外包合规化成本压力下，山西煤矿产能或进一步出清2974-4020万吨。从8月山西煤矿停产原因看，因安全原因停产的5230万吨产能是供给修复的主要不确定来源，若其中40%-60%难以恢复，潜在出清产能2512-3558万吨；再叠加其余原因出清比例若为30%，则潜在出清产能2974-4020万吨，若此前安监前上述矿井平均产能利用率为100%，对应表内出清产量2974-4020万吨。此外外包队伍清退后，部分煤矿已出现一线采掘人员短缺，而部分民营矿在此过程中或难以承担吨煤成本抬升压力，推动一批高外包依赖的民企产能出清。截至10月中旬煤矿复产进度依旧缓慢，2026/27两年山西新增产能或被完全抵消。根据GEM不完全统计，若按待投产产能+试生产产能爬坡贡献测算，2026和2027年累计新增产能合计1.7亿吨，其中山西3690万吨。
预计2026/27年全社会用电量同比+5.2%/+5.9%，电煤同比-0.2%/+1.4%
受工业生产修复和三产新业态高增支撑，2026年二季度用电需求维持较快增长。26Q2全社会用电量2.59万亿千瓦时，同比增长5.6%。按行业拆分来看，26Q2一产/二产/三产/城乡居民生活用电同比增长2.8%/5.5%/8.2%/2.9%，分别拉动全社会用电量同比增加0.04/3.61/1.56/0.384pct，其中二产贡献65%，仍是用电增长的主要来源。国家能源局数据显示，上半年高技术及装备制造业用电量同比增长9.8%，显著快于整体用电增速。同时26H1充换电服务业/互联网数据服务用电量分别同比增长56.9%/44.0%。
8月以来用电增速有所回落，或与新能源制造用电回落有关。在产业链需求和产能调整的情景假设下，我们预计2026年新能源制造用电量减少283亿千瓦时，拖累全社会用电增速0.27个百分点。
我们将26E/27E全社会用电量增速由6.5%/6.5%（2025年12月16日《华泰2026年度展望-电新/煤炭：电力的超级周期》）下修至5.2%/5.9%，对应电煤需求增速降至-0.2%/1.4%。我们预计，2026年光伏制造仍面临需求及产能调整压力，二产外需对用电增长的拉动较2025年有所减弱；数据中心和充电需求持续释放，支撑用电量平稳增长，我们预计2026/27年全社会用电量分别达到109,083/115,469亿千瓦时，同比增长5.2%/5.9%，对应新增用电量5,401/6,386亿千瓦时，具体来看：
数据中心将成为新兴用电增长来源。2026/27年分别贡献0.76/0.78个百分点的用电增速。根据华泰电新组26年8月13日报告《AI电源第一性原理800VDC篇：下一轮算力升级引领AI电源四大趋势》中的测算，2026/27年中国AI电源需求分别为8.53/9.07GW；对应数据中心用电增量分别为792/847亿千瓦时，2027年数据中心用电增量占全社会用电增量的13.3%。
新能源制造用电2026年承压，2027年有望修复转正。我们预计2026年新能源制造用电量减少283亿千瓦时，拖累全社会用电增速0.27个百分点，主要源于光伏产业链反内卷推进，阶段性压制高耗电环节开工率。展望2027年，随着行业供需格局改善带动开工率回升，新能源制造用电量有望转为增加462亿千瓦时，拉动全社会用电增速0.42个百分点。
充电需求持续增长，为用电增量提供稳定支撑。考虑新能源汽车使用带来的充电需求，我们预计2026/27年充电桩用电量分别增加400/446亿千瓦时，拉动全社会用电增速0.39/0.41个百分点。其中，2027年充电桩用电增量占全社会用电增量的7.0%。
二产外需继续贡献用电增长，但拉动力度较2025年收窄。我们预计2026/27年二产外需分别贡献用电增量1,349/1,376亿千瓦时，低于2025年的2,613亿千瓦时，对应拉动全社会用电增速1.30/1.26个百分点。外需相关用电保持增长，但对整体增速的贡献趋于平稳，2027年占全社会用电增量的21.5%。
其中煤电发电量分别为54,946/55,938亿千瓦时，同比-0.2%/+1.8%，占总发电量比重由2025年的52.1%下降至2026/27E的49.4%/47.5%。
供需推演，4Q26/2026/2027动力煤价中枢或为950/843/885元/吨
我们基于可掌握的产量、进口、煤耗、焦炭及库存数据，引入煤炭季度供需结余指标H=A+B-C-D/80%-G，以综合衡量季度供需松紧变化。其中，A为国内原煤产量，B为煤炭进口量，C为二十五省电厂动力煤耗，D为焦炭产量，G为可观测库存水平。参考历史供需结余环比变化与煤价之间的弹性关系，我们测算后续季度煤价；其中2027年在用电增速5.9%、电煤需求小幅增长1.4%的假设下，若进口与国内供给逐步修复，煤炭平衡表显示动力煤供需缺口预计4087万吨，27年国内煤炭供需格局仍偏紧：
A：国内产量：4Q26E，《关于做好煤炭安全稳产稳供工作的通知》边际上抬高山西复产上限，我们测算山西合规煤矿年底前可按核定年产能1/12组织单月生产，对应山西/全国产量3.29/12.70亿吨。在新增产能投放及试生产产能爬坡带动下，预计2027年国内原煤产量小幅修复，但增幅仍受安监常态化约束。若山西2027年表内出清产量0.4亿吨、表外产量出清0.9亿吨（我们假设27全年表外出清量为26H2的表外出清量），合计27年山西产量月度出清0.11亿吨，我们测算27年山西产量或仅恢复至25年的90%。我们预计2027E主要省份原煤产量为48.57亿吨，其中山西/内蒙古/陕西/新疆分别为11.74/13.23/8.29/5.97亿吨，对应同比增速分别为5.1%/0.4%/0.6%/10.0%。预计2027Q1-Q4国内原煤产量分别为12.02/12.09/11.78/12.68亿吨。
B：进口量：假定印尼供给放量，其中RKAB上调至7.33亿吨，且DMO按2.53亿吨测算，意味着26H2印尼可对华供应或达0.81亿吨，对应2026年中国煤炭进口量4.93亿吨，假设26Q3/Q4进口量分别为1.24/1.43亿吨。2027年假设印尼RKAB约束较2026年边际缓和，但出口弹性仍受印尼国内保供、气候扰动及资源审批影响；蒙古、俄罗斯进口维持增长，澳大利亚进口小幅增长。我们预计2027E煤炭净进口量为4.84亿吨，同比增长3.7%；煤炭进口量为4.88亿吨，其中澳大利亚/蒙古/俄罗斯/印度尼西亚/其他来源分别为0.79/1.22/0.81/1.72/0.34亿吨。按年度增幅分季度测算，预计2027Q1-Q4煤炭进口量分别为1.17/1.05/1.28/1.38亿吨。
C：二十五省电厂动力煤耗：基于全年用电量同比增长5.2%的假设，对应下半年火电同比增速0.79%，测算26Q3/Q4二十五省电厂动力煤煤耗分别为5.26/5.04亿吨。结合2027年全社会用电量增速5.9%，以及风光、水电等非煤电源继续增长，预计电煤需求小幅增长，对应二十五省电厂动力煤耗同比增长1.4%。参考2026年季度节奏，2027Q1-Q4二十五省电厂动力煤耗分别为5.03/4.52/5.45/5.11亿吨。
D：焦炭产量：考虑基建和地产宏观因素已较充分反映，参考26H1粗钢产量同比增速，我们假设26Q3/Q4焦炭产量分别为1.23/1.22亿吨。考虑地产和基建需求仍对黑色产业链形成约束，焦炭产量参考2026年季度节奏，预计2027Q1-Q4焦炭产量分别为1.23/1.26/1.23/1.22亿吨。
G：库存。可观测库存主要包括CCTD主流港口库存及二十五省电厂期末库存，我们以G代表库存水平变化。参考去年同期库存均值环比变动，假设26Q3/Q4末库存分别为1.85/2.07亿吨。参考2026年同环比节奏，预计2027Q1-Q4库存变化分别为-0.35/0.24/-0.13/0.22亿吨。
由此测算，在山西4Q恢复至2025Q4水平前提下（即保供效果完全释放），印尼放量/不放量的情形分别对应4Q秦皇岛5500大卡动力煤均价942/952元/吨；若山西复产不及预期，价格弹性仍将进一步打开，我们综合测算得26Q4煤价中枢为950元/吨。2027Q1-Q4季度供需结余H分别为6.86/6.88/6.34/7.12亿吨。预计2027Q1-Q4秦皇岛5500大卡动力煤均价分别为904/840/880/916元/吨，全年价格中枢为885元/吨，较2026年4Q高位回落，但仍处于偏强区间，在安监常态化、进口弹性受限及电煤需求小幅增长背景下，27E煤价下行空间有限。
为什么我们认为电价是拐点
电力需求全球共振上行，供需错配下电价有望进入全面上行通道。截至10月7日海外电价已较年初上涨31%～210%，而国内电价受煤电长协、容量电价和中长期交易机制影响，传导相对滞后。随着容量电价缓解煤电约4～5分/度的固定成本压力，煤电企业“以利润换利用小时”的动力下降，低利用小时不再等同于电力供给过剩；同时，售电公司26年以来普遍亏损，2027年长协低价报价意愿或明显减弱。电煤长协和电价长协均逐步增加现货价格因子，煤电联动效果增强。按20%/80%电煤长协覆盖率测算，秦皇岛5500大卡现货煤价每上涨10元/吨，入炉标煤成本分别提高9.3/3.4元/吨。若2026年底电力年度长协谈判参考的煤价中枢为850元/吨，较2025年均价高约150元/吨，按302克标煤/度测算，度电燃料成本增加约1.5-4.2分，或为2027年电价上涨提供支撑。
截至10月7日海外电价较年初上涨31%~210%，国内电价即使上涨仍能保持竞争优势
在能源价格上行的带动下，主要海外电力市场价格较年初明显抬升。截至10月7日，欧洲批发电价按Ember各国均值测算升至180.32EUR/MWh，较1月1日上涨210%，较5月30日上涨65%；日本日前电价升至19.42JPY/kWh，较1月1日上涨118%，较5月30日上涨55%；韩国现货出清价为109.34韩元/kWh，较1月1日上涨31%，较5月30日回落2%；美国PJM实时峰值电价（Real Time Peak）截至9月29日升至124.3USD/MWh，较1月2日上涨122%，较5月29日上涨238%。整体看，欧美日等市场电价对能源价格上行反应更快；相比之下，国内煤电长协、容量电价及中长期电力交易机制对电价波动形成一定平滑，即便后续煤价上行带动国内电价中枢回升，中国工商业电价相对海外主要市场仍具备较强成本优势。
火电利用小时低不等于电力供给过剩，2027年电价长协逻辑或需重估
我们认为，市场此前仅基于火电利用小时低就推断电力供给过剩的逻辑需要扭转。在旧电价机制下，煤电只有多发电才能覆盖折旧、财务费用等固定成本，因此企业存在通过让利降价、抢发电量来摊薄固定成本的动力。2023年火电利用小时数为4466小时，较2016年上涨7.23%；但2023年11月国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，其中2024~2025年多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，即每年每千瓦100元，2026年起提升至不低于50%，即每年每千瓦165元。容量电价落地后，煤电企业约4~5分/度的固定成本压力得到缓解，以利润空间换利用小时的必要性下降，2023年后火电利用小时数逐年下滑，截至2025年为4147小时，较2023年下降7.12%。 由于2026年现货电价持续上行，较多售电公司年初签订低价零售合同后出现批零倒挂，售电公司2026年以来出现大面积亏损，2027年电价长协低价报价能力明显受限。根据广东电力交易中心发布的《2026年广东电力市场半年报告》，2026年1至6月广东共有202家售电公司累计盈利、298家累计亏损，亏损占比达59.6%；广西方面，2026年1~8月售电行业累计亏损超20亿元，9月单月预计亏损超10亿元，全年亏损或突破50亿元，头部单个售电公司年亏损超10亿元。在经历大幅亏损后，售电公司风控收紧、资本金承压，售电企业持续出清，已难以像过去一样通过激进低价抢客户并倒逼电厂降价，买方报价底线有望抬升，2027年长协电价或呈现易涨难跌格局。
煤电联动机制日趋成熟，动力煤供给或成火电出力新约束
电和煤的长协机制改革，均沿着增加现货价格因子的方向前进，从而提升煤电联动效果。电价长协与电煤长协分别对应煤电企业的收入端和成本端，电价端80%的中长期电量覆盖比例与电煤端80%的长协煤覆盖比例相匹配，有助于煤电企业锁定大部分收入和燃料成本。电力市场交易主要由年度长协、月度长协和现货交易构成，2026年年度长协比例下降至60-70%，月度长协用于补足至80%的中长期交易覆盖比例，剩余20%电量进入现货市场；其价格没有全国统一公式，主要由买卖双方协商确定，可结合煤价、现货电价及供需情况设置一定浮动机制。电煤长协则对应电厂燃料采购端，政策要求电厂按80%的用煤需求签订中长期合同，并将年度合同分解至月度履约，价格形成机制相对明确，通常按照“基准价+指数价均值”确定，其中指数部分反映市场煤价波动；按交货地点不同，又可分为坑口长协和港口长协，对应不同基准价和参考指数。整体看二者虽非一一对应，但当现货电价上行并持续高于长协电价时，也将增强下一年度长协电价上行的协商基础。
回溯历史，重点煤电大省下一年的年度电价长协变化，受到当年现货煤价中枢变化的影响。由于秦皇岛5500在2024、2025两年分别同比下滑11.4%和18.5%，带动2025和2026两年的电价长协普遍下滑。以广东为例，2026年煤电长协较2024年下滑93.5元/MWh，累计降幅20%。以江苏长协来看，当年煤价均值对次年电价判断影响更大；而从广东长协来看，对于次年煤价的预期（往往是线性外推）对次年电价判断影响更大。2026年煤价均值上涨带来的成本中枢提升或为2027年长协电价上涨打下基础。
现货电价对供需和成本变化更敏感，2026年内多地已经上涨。从广东、江苏、山西、山东四省月度电价与煤价成本走势看，现货日前电价波动明显高于中长期交易价格。广东4月现货日前电价显著冲高，明显高于煤电单位发电成本和中长期交易价格，体现尖峰供需下天然气机组决定边际出清价格；山西电价整体低于沿海省份，但7-8月现货电价和长协电价同步抬升，也反映煤价成本及区域供需改善对电价形成支撑。
我们测算150元/吨现货煤价上涨约拉高煤电企业用煤成本1.5-4.2分/度
综合考虑长协价格中月度指数变动受到现货价格的影响，我们测算在20%/80%长协覆盖度下，每10元/吨的秦皇岛5500大卡动力煤价格变动，带来9.3/3.4元/吨标煤（不含税）的用煤成本变动，参照2023~2025年平均水平、按302克标煤/度电作为参数，则150元/吨现货煤价上涨约拉高煤电企业用煤成本1.5-4.2分/度。详细测算展开如下：
第一，秦皇岛5500大卡煤价是含税价，10元/吨的价格变动，相当于7000大卡标煤12.73元/吨的含税价格变动，以及扣增值税后11.26元/吨的变动。
第二，由于发改委对于电煤长协的覆盖程度有硬性要求，以下我们将分别按照全现货、10%~100%长协覆盖来计算煤价浮动的影响。
第三，在长协覆盖中，根据985号文，合同量需要分解到月度，淡季月份不低于旺季的80%。而月度长协价格由基准价+浮动价形成，其中浮动价由（1）BSPI环渤海动力煤价格指数（秦皇岛煤炭网）、（2）CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数（中国煤炭市场网）、（3）NCEI国煤下水动力煤价格指数（全国煤炭交易中心）、（4）CECI中国沿海电煤采购价格指数（综合价，中电联发布，2025年新增进入长协公式）等权重形成。
基准价在发改委的定价机制中维持不变，而4个指数价格伴随现货价格有一定波动。我们回测2023年至今的数据，除2023年煤价向上偏离较多的阶段外，4个指数的均值变动绝对值与现货均值变动绝对值之间为1:4的关系，也就是10元/吨的现货价格波动，反映为2.5元/吨的指数价格变动。
第四，综上我们可以从下表得出，不同长协比例下，现货煤价变动对于用煤成本的影响。我们参考公用环保组26年9月29日报告《2027年上网与终端电价迎来分水岭》假设26年底年度长协电价谈判时参考煤价中枢预测为850元/吨，较25年全年均价702元/吨上涨约150元/吨。20%/80%长协覆盖度下，150元/吨的秦皇岛5500大卡现货煤价上涨折合139/51元/吨标煤的用煤成本提升。我们参照2023~2025年平均水平、按302克标煤/度电作为参数，则煤电企业的发电成本上涨1.5-4.2分/度，成本侧基本支持公用环保组26年9月29日《2027年上网与终端电价迎来分水岭》报告中850元/吨煤价的预期下，绝大多数省份2027年电价vs2026年会有5%-10%涨幅（约1.5-3分/度）的测算。
投资逻辑一：煤电联营占比高的煤炭龙头将迎来业绩弹性
煤炭企业传统盈利主要取决于煤价。煤价上行时，采掘业务弹性强；但煤价下行时，利润容易被压缩。煤电联营后，公司可以把部分煤炭资源转化为发电收益，电力业务通过售电收入、容量电费、辅助服务收入等形成相对稳定的现金流，从而平滑煤价周期波动。
投资逻辑二：能源价格上涨带来新能源+储能快速增长的可能
我们认为本轮能源价格上涨将对新能源产业链需求形成催化，其中户用、工商业储能、风电或具备更强的弹性。
全球传统能源价格上涨或带动电价上涨，新能源配储经济性得以提升。以俄乌冲突为鉴，欧洲从油价到气价再到电价具有清晰的传导路径。复盘历史数据，1985年以来国际布伦特原油价格与荷兰TTF天然气价格相关系数达到0.74，由于天然气发电在欧洲电力系统中兼具主力电源与边际定价电源属性，气价上涨将直接推升燃气发电报价，并抬升欧洲批发电价中枢。批发电价上行随后向终端传导：一方面，风电、光伏新签PPA价格通常在1-2个季度内跟随上调；另一方面，居民零售电价也会通过电费账单逐步反映批发电价变化。在欧盟，超过半数国家的居民零售电价可在1个月内完成传导，其余国家传导周期约为6-24个月。
#1储能：能源价格上行催化经济性改善，户储景气度或率先提升。我们测算，若布伦特原油价格由2025年均值69美元/桶上涨至100、130美元/桶，对应TTF天然气价格有望由11.91美元/MMBtu提升至17.93、23.76美元/MMBtu。进一步假设燃气轮机发电效率为60%，且天然气成本完全传导至批发电价，则德国批发电价有望由2025年均值90美元/MWh提升至119、148美元/MWh。若批发电价继续完全传导至零售端，则德国居民零售电价有望由404美元/MWh提升至433、462美元/MWh，对应欧洲分布式光储项目投资回报率有望提升3-7pct，配储经济性进一步强化。
全球储能需求全面共振，共有三重推荐逻辑。
1. 涨电价逻辑下首推户储，全球多数国家户用光伏配储率仍不足1%，渗透空间广阔。在俄乌冲突期间，欧洲天然气与电价大幅上涨，居民侧电价显著抬升，户用光储成为降低用电成本的重要手段。2023年欧洲新增户用光伏装机约17.6GW、户用储能约12.2GWh，分别同比增长约38%和94%，欧洲市场户储厂商艾罗能源、固德威也均在2022年实现了储能逆变器出货的显著增长。此外，随着英国温暖家园计划、德国VDE新规及澳洲、波兰、匈牙利等国补贴密集落地，有望进一步缩短投资回收期。
2. 工商储市场在替代柴发备电、延缓电网扩容等需求驱动下，未来1~2年增长斜率或快于户储，且工商储客户（以企业为主）价格敏感度相对较低、与户储渠道可以一定程度上复用，有望为户储企业开辟新的增长机会。
3. 大储方面，高比例新能源并网持续放大调峰保供需求，传统能源成本中枢上移加速新能源+储能迈向平价，叠加AIDC调峰调频、备用电源、电能质量管理等需求，景气持续向上。
#2风电：传统能源涨价强化能源转型叙事，国内外风电需求共振，关注龙头业绩弹性。
国内方面，我们看好今明两年风电装机需求维持高位。国内6/7月新增风电装机13.6/8.5GW，同比+183%/+271%；7月以来央国企招标集采启动，主要包括华能4.2GW、国电投6.2GW、国能15GW，“五大六小”单月风电设备新增招标29.5GW。政策端，《可再生能源发展“十五五”规划》于26年7月落地，规划“十五五”期间风光三北大基地370GW以上，海上风电新增开工规模100GW以上。
海外方面，根据欧洲风能协会，2026年上半年欧洲新增风电装机8.8GW，同比+30%；海上风电新增并网2.3GW，同比+210%。海外需求高增拉动出口，海关总署数据显示，2026年上半年，我国风力发电机组出口同比增长35.6%，风电装备出海保持较快增长。
国内陆风涨价订单逐步交付，叠加海风景气度回升与出海占比提升，整机及零部件环节盈利有望持续修复；同时氢氨醇等新业务打开第二增长曲线。
风险提示
地缘冲突缓和超预期。若中东冲突缓和、霍尔木兹海峡通行恢复快于预期，或受损油气设施修复进度快于假设，全球油气煤供给紧张程度可能缓解。
国内煤炭供给恢复超预期。若稳产保供政策执行强于预期，山西及其他主产区复产达产快于假设，国内煤炭供给可能明显修复。
进口煤补充能力强于预期。若印尼RKAB审批放松、DMO履约压力减弱，或蒙古、俄罗斯、澳大利亚等来源国对华出口增长快于预期，进口煤补充能力或压制国内煤价。
国内电力及电煤需求不及预期。若宏观经济、出口、工业生产、数据中心投产、新能源汽车充电需求低于预期，或冬夏季气温偏温和导致用电需求不足，电煤需求可能低于预测，煤价存在下行风险。
非煤电源出力超预期。若来水明显好于预期，风光利用小时提升快于假设，或核电投产及利用小时高于预期，火电发电量和电煤消耗可能低于测算，影响煤价、电价及煤电企业盈利预测。
文章来源
研报《能源价格重回高位后的共振与分化》2026年10月18日
刘俊 分析师 S0570523110003 | AVM464
王嵩 分析师 S0570525110001 | BLE051
边文姣 分析师 S0570518110004 | BSJ399
苗雨菲 分析师 S0570523120005 | BTM578
宫宇博 分析师 S0570526070015
戚腾元 分析师 S0570524080002 | BVU938
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徐嘉欣 联系人 S0570125070136
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