2025年(nian)到现在，中(zhong)(zhong)国(guo)(guo)煤碳互联(lian)网(wang)业受安(an)全(quan)性、干净等因素(su)分(fen)析引响，煤碳产销量环比(bi)延(yan)(yan)长(zhang)(zhang)(zhang)率(lv)(lv)进行的(de)降低，但环比(bi)延(yan)(yan)长(zhang)(zhang)(zhang)率(lv)(lv)产生(sheng)链接走弱。原装進(jin)口(kou)(kou)煤依然(ran)做到上(shang)风且速(su)度快(kuai)速(su)延(yan)(yan)长(zhang)(zhang)(zhang)率(lv)(lv)，1-5哪个月(yue)，中(zhong)(zhong)国(guo)(guo)共原装進(jin)口(kou)(kou)煤碳38912.20万吨(dun)，环比(bi)延(yan)(yan)长(zhang)(zhang)(zhang)率(lv)(lv)延(yan)(yan)长(zhang)(zhang)(zhang)率(lv)(lv)11.9%。煤碳总(zong)意愿(yuan)量环比(bi)延(yan)(yan)长(zhang)(zhang)(zhang)率(lv)(lv)加剧1.9%，这之(zhi)中(zhong)(zhong)，输配电(dian)互联(lian)网(wang)业意愿(yuan)弱延(yan)(yan)长(zhang)(zhang)(zhang)率(lv)(lv)、化工类(lei)互联(lian)网(wang)业意愿(yuan)有序加剧，冶炼互联(lian)网(wang)业意愿(yuan)增涨(zhang)、屋(wu)面互联(lian)网(wang)业意愿(yuan)降低，的(de)社(she)会(hui)局部交易量仍(reng)处于(yu)(yu)(yu)较高(gao)能力。有别于(yu)(yu)(yu)于(yu)(yu)(yu)2021、2020年(nian)某种程度，供(gong)给(ji)量略大于(yu)(yu)(yu)等于(yu)(yu)(yu)意愿(yuan)，供(gong)给(ji)与需求(qiu)情势总(zong)的(de)稳定。

关(guan)键的情况介绍以下几点(dian)：

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。