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今年以来，煤炭市场呈现“供大于求、煤价下跌、进口煤常态化发展”等特点。8月份开始，随着夏季用煤高峰的到来，耗煤量增加，电厂补库存，带动煤炭市场出现转好迹象，煤价企稳回暖。9月份，国家出台多项煤炭救市政策，煤炭进口量进一步减少，国内动力煤交易价格略有回升。但是，受下游电厂库存高位、需求平淡、电厂日耗低位运行等因素影响，今年后两个月，沿海动力煤市场仍将保持供大于求的态势。后两个月，沿海煤市的主要特点如下：
一、动力煤需求将有所增长。
11月份，雨季已过，西南地区逐渐进入枯水期，水电出力减弱。不但沿海地区火电压力加大，电厂日耗逐渐恢复到正常水平。而且长江沿岸地区火电压力也会加大，“海进江”船舶也将增加，重庆、湖南、湖北、安徽等地火电厂也增加了北方港口的拉煤数量，在一定程度上增加了煤炭下水，拉动市场转好。与此同时，北方地区取暖期到来，煤炭消耗将大幅增加，煤炭消耗激增；预计华东地区、长江流域电厂日耗将告别前一阶段的较低水平，增至高位，到11月份，预计沿海六大电厂合计日耗将提高到60-65万吨的合理水平。此外，随着宏观经济“微刺激”政策逐步显现，工业用电需求也有望得到进一步改善，进而增加电煤需求。年底，煤电长协合同即将签订，为增加谈判砝码，电厂需要增加库存，煤矿需要提高兑现率，到港拉煤船舶将有所增加，煤炭市场供需双旺将出现。
二、社会库存不会大减。
尽管后两个月，沿海煤市将趋好，交易量将有所提高，但社会库存量不会大减。一方面，11月份，大秦线秋季集中修刚刚结束，经历了为期20天的“开天窗”检修后，秦皇岛、国投京唐等港口煤炭库存出现降低，将有利支撑了煤炭价格，尤其准混、力量、神混、伊泰等低硫煤因存煤紧缺而出现价格上扬。此外，随着神华、中煤等大型煤企限产政策的逐步落实，提价意识提高，市场煤炭的有效供给将收窄，价格逐渐恢复理性上涨。但是，我们还要注意到，年底，一旦出现煤炭市场回暖，价格回升的现象，会刺激此前停产、限产的中小煤炭企业和保持观望的煤炭贸易商恢复生产、经营和销售，增加运输数量。尤其借着大秦线恢复正常这一利好因素，增加发运量。受上述因素影响，国内煤炭供应数量继续保持高位，会继续增加市场供大于求压力，社会库存不会大幅下降，预计年底前，全国重点电厂存煤不会低于7500万吨，沿海电厂库存不会低于1350万吨。
三、进口煤数量继续下降。
在前期国内煤价一路狂降的背景下，最低发热量5500大卡煤炭平仓价只有470元/吨的情况下，国内煤价严重倒挂，进口煤价格优势基本丧失。进口煤炭风险的加大使得贸易商和下游电厂采购进口煤愈加谨慎。此外，国家发改委要求今年全年减少煤炭进口量5000万吨，前三季度，我国共进口煤炭22285万吨，同比减少6.7%。后几个月，要减少进口4000万吨，才能完成任务，各大电厂均有减少进口的具体数量指标。从10月15日开始，国家征收进口煤关税，增加了进口煤成本，澳大利亚、俄罗斯等国出口中国的煤炭增加成本30元/吨，进口煤优势已经不再明显，数量继续下降。预计11、12月份，我国进口煤会下降到2000万吨/月以下水平，给国内煤炭扩大市场份额开辟新的天地。
四、年底之前，煤炭价格涨幅有限。
在需求回升、供给收窄、煤炭进口量减少和年度煤电长协博弈等利好因素的共同支撑下，年底之前，用户拉煤和存煤积极性提高，发货人提价的意识强烈，促使沿海动力煤价格将有所大幅反弹。但由于下游各电厂、中转港、储煤基地场存几乎全部处于高位，即使后两个月电厂日耗有所提高，火电压力加大，但消化库存尚需时日，去库存任务艰巨；加之印尼、菲律宾亚洲国家下水煤炭不受政策影响，出口中国数量不小，因此，进口煤压力依然存在。预计进口煤重压之下，沿海动力煤交易价格不会大涨。在国家救市措施密集出台以及煤企主动而又理性的上调煤价的情况下，到今年年底，预计发热量5500大卡动力煤平仓价会上涨到550元/吨，比8月份最低位时上调80元/吨。
受经济结构调整、水电等清洁能源挤压、煤矿产能释放、北方港口运能增加等因素影响，预计明年，煤炭市场仍将继续面临“供给和运输宽松化、用户用煤不紧张”的现状，煤炭市场供大于求压力不小。
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