基本面：
　　（1）供应：主产区供应边际恢复，但尚未完全回到正常水平。9月初，部分完成月度生产任务后停产、减产的煤矿陆续恢复生产，煤矿样本产能利用率升至87.40%，周环比提高3.38个百分点；但山西产能利用率仅73.5%，仍明显低于事故前93%—94%的水平。与此同时，产地煤价回落使发运倒挂收窄，铁路运力明显改善，大秦线日运量由月初不足80万吨升至110万吨以上，北港调入开始恢复。
　　（2）需求：迎峰度夏结束后，沿海电厂日耗加速回落。截至9月9日，沿海六大电厂耗煤量周环比下降9.85%、同比下降5.45%。在高煤价和日耗下降背景下，电厂以兑现长协为主，市场煤采购积极性偏低；化工等非电终端前期集中补库后转为刚需采购，贸易商观望和压价情绪增强。需求目前处于“夏季旺季结束、冬储尚未启动”的阶段性真空期。
　　（3）库存：港口由持续去库转为小幅累库。9月11日，北方四港合计库存2385万吨，周环比增加5万吨、增幅0.21%；其中秦皇岛港库存605万吨，周环比增加3万吨。北方港日均铁路调入159万吨，周环比增加26万吨、增幅19.57%，已经高于日均调出量153万吨。库存拐点的形成主要来自供应和铁路发运恢复，而非需求改善，预计短期港口库存仍有小幅累积压力。
　　近期煤价驱动回顾：本周煤价的主要矛盾逐步转向“供应边际恢复—需求季节性回落—港口重新累库”。周初贸易商报价保持坚挺，但随着陕西、内蒙古煤价下跌范围扩大，产地到港倒挂有所修复，贸易商发运和获利兑现意愿增强；与此同时，电厂日耗下降、终端压价观望，港口报货增多但成交偏弱。进口煤同样由偏强转为高位松动，印尼供应和海运费仍提供成本支撑，但终端招标流标增多。
　　短期来看，动力煤价格预计维持高位偏弱调整，上涨阶段暂告一段落，但深跌条件尚不充分。看弱的核心依据是：产地供应和铁路发运边际恢复，发运倒挂收窄后北港调入明显增加；迎峰度夏结束使电厂日耗快速下降，终端在库存尚可和高煤价背景下继续推迟采购；贸易商前期库存已形成利润，止盈出货增加，港口库存也由去化转为累积。因此，煤价短期仍有回调压力，前期超涨的陕西高卡煤、化工煤以及港口高卡煤调整弹性可能更大。但价格大幅下跌的基础仍不充分：山西产量仍显著低于正常水平，部分民营矿受安监、倒面及产能约束影响，实际供应尚未完全恢复；贸易商和中间环节库存总体不高，Special report on Guotai Junan Futures山西煤到港成本仍偏高；国庆节前补库、大秦线检修及后续冬储预期可能逐步形成支撑。预计市场将由前期单边上涨转入高位震荡、结构分化阶段。