2023年(nian)之(zhi)后，东北地(di)区原(yuan)(yuan)煤产(chan)(chan)业(ye)受安会(hui)、环境(jing)保护等重(zhong)要因素作(zuo)用，原(yuan)(yuan)煤生产(chan)(chan)量比(bi)有(you)所(suo)作(zuo)为增(zeng)(zeng)涨，但(dan)去年(nian)同期反映(ying)并列下挫。进(jin)口(kou)商(shang)商(shang)煤持(chi)续稳定上位且迅(xun)速速生长额(e)，1-6四月，东北地(di)区共进(jin)口(kou)商(shang)商(shang)原(yuan)(yuan)煤38912.5万吨(dun)，比(bi)生长额(e)11.9%。原(yuan)(yuan)煤总(zong)市场(chang)机(ji)(ji)制(zhi)(zhi)(zhi)量比(bi)增(zeng)(zeng)添1.9%，当(dang)中，电力(li)(li)公司(si)产(chan)(chan)业(ye)市场(chang)机(ji)(ji)制(zhi)(zhi)(zhi)弱生长额(e)、化(hua)工公司(si)产(chan)(chan)业(ye)市场(chang)机(ji)(ji)制(zhi)(zhi)(zhi)顺(shun)畅增(zeng)(zeng)添，矿(kuang)冶产(chan)(chan)业(ye)市场(chang)机(ji)(ji)制(zhi)(zhi)(zhi)差不多(duo)、墙体建筑产(chan)(chan)业(ye)市场(chang)机(ji)(ji)制(zhi)(zhi)(zhi)变弱，社交环境(jing)承载力(li)(li)存量位于较(jiao)高标准。较(jiao)之(zhi)于2021、2030年(nian)如何理(li)解(jie)，市场(chang)机(ji)(ji)制(zhi)(zhi)(zhi)略以上市场(chang)机(ji)(ji)制(zhi)(zhi)(zhi)，需(xu)求(qiu)量条(tiao)件(jian)环境(jing)承载力(li)(li)稳定平衡。

基本环(huan)境进(jin)行分析如表：

市场呈现的特点

（一）进口煤依赖高。海关总署10月14日公布的数据显示，2024年9月份，我国进口煤炭4758.8万吨，较去年同期的4214万吨增加544.8万吨，增长12.93%；较8月份的4584.4万吨增加174.4万吨，增长3.80%。2024年1-9月份，我国共进口煤炭38912.8万吨，同比增长11.9%。从进口数据来看，今年东部沿海城市在市场煤采购方面，更加依赖进口煤，这也是为什么国内电煤现货资源在旺季呈现阴跌的原因之一。

（二）价格陡增缓降。今年以来，国内电煤价格变化特征明显，电煤价格在730-810元/吨（5000大卡）区间内呈现陡增缓降。今年的5月份、9月份，按照传统惯例，均为电煤行业的传统淡季，但电煤价格均出现逆势上涨，增加了发电供热企业在旺季采购成本。

（三）淡旺概念弱化。年初，在与众多同行进行交流时，大家普遍认为今年的电煤供需形势相对宽松，电煤价格大概率遵循价值规律。但是从实际运行情况来看，电煤淡季旺季的概念在逐步弱化。一方面，与发电供热企业从2022年以来执行的高库存策略有关，发电供热企业应对市场行情风险的能力增强；另一方面，随着进口煤的全面放开、发电供热企业电煤中长期合同高签订比例、且非电行业不景气的背景下，发电供热企业采购国内市场现货资源的量在缩减。

四季度行情预测

（一）煤机顶峰出力占比增加。夏季光伏、风力等新能源发电负荷较好，叠加水电资源好于2023年，燃煤机组顶峰出力占比减少。在最高用电负荷时段，煤机出力6729万千瓦时，低于2023年冬季水平。但进入四季度，由于光伏、风力发电负荷的不确定性，势必会增加煤机的调度。

（二）价格走势形态或将延续。2022年以来，在国家发改委的调控下，各发电企业均签订较大比例的电煤中长期合同，高峰时段也可通过采购进口煤进行补充，基本能够覆盖发电供热企业的用煤需求。所以，发电供热企业对北方港高价市场煤的承接意愿不足。9月底、10月初的这波涨价过后，电煤价格或将趋于平稳，窄幅震荡下行，价格走势形态与夏季类似。

（三）平均价格高于夏季水平。根据以往经验，冬季的最高用电负荷高于夏季，叠加冬季光伏、风力发电顶峰能力弱，不确定因素较多，今年冬季煤电机组的出力将好于夏季，对电煤的需求也将超过夏季。同时，由于大雾、冰冻天气的增加，对电煤运输效率也存在加大影响；北方中小供热企业长协合同签订比例低，需要通过采购市场煤进行补充。这些因素均对电煤价格形成较强支撑，由此判断，冬季电煤平均价格或将高于夏季水平。