进入十一月份，尽管沿海煤炭市场呈现复苏迹象，到港拉煤船舶增多，电厂日耗略有回升，但市场趋稳的迹象并不明朗，海运费涨幅有限，煤价持续走低，环渤海动力煤交易价格继续小幅回调。受港口持续封航影响，各港煤炭发运数量保持中低位，沿海煤市活跃度不够。下游方面，用户派船拉煤积极性不高，对北方港口煤炭维持刚性拉运，市场交易量有限；在进口煤数量不高的情况下，国内煤炭市场压力并没有得到有效缓解，供大于求压力依然严重。其主要原因正是因为下游需求低迷、电厂耗煤量不高造成的。沿海煤炭市场不活跃的主要原因有以下几个：

1.清洁能源继续冲击传统能源。

1-10月份，全国非化石能源发电量同比增长保持增势。进入冬季，借助枯水季节，从11月16日开始，三峡集团新一轮岁修工作全面启动，葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝四大水电站进行检修，水电将受到影响。但天然气、核电以及特高压继续发力，沿海地区火电压力减轻。11月份，沿海地区气候适宜，华中、华东地区日耗略有回升，但增长空间有限。而“西电东送”数量保持一定数量，华东、华南地区继续增加外购电的采购，与九、十月份相比，耗煤量增幅有限。

2、下游需求不足，无法拉动市场走好。

工业用电占据用电量的主导，今年以来，我国四大主要用煤行业除化工行业外，电力、钢铁、建材行业用煤量均有所减少，造煤炭需求不足。数据显示，今年1-10月份，我国煤炭产量、销量同比出现大幅减少，仅销量就减少了1.38亿吨。其中，沿海地区耗煤量也呈下降态势，今年1-10月份，北方港口下水煤炭就减少了3666万吨。国内外经济下行压力加大，宏观经济回暖迹象不明朗，房地产等下游钢材消费需求不足，影响用煤量。

3、电厂存煤保持高位，下游不急于存煤。

截止11月20日，全国重点电厂存煤7685万吨，存煤可用天数为25天。沿海六大电厂合计存煤1246万吨，存煤可用天数21天；其中，除国电、大唐电厂存煤可用天数分别为18、11天以外，其余浙能、上电、粤电、华能电厂存煤可用天数分别为27、27、24、22天。电厂低日耗、高库存，不急于拉运煤炭。即使冬季用电高峰已经到来，但下游企业采购煤炭并不积极，电厂一边对国内煤炭维持刚性采购，一边积极消耗自身库存。

4、市场户交易不活跃。

今年以来，煤价一直保持下行态势，除5月中旬因个别低卡煤因市场紧缺而出现小幅上涨以及八月份市场趋好、煤价企稳以外，煤炭价格基本保持下跌态势。大型煤企和贸易商轮番降价促销，促使环渤海动力煤价格指数持续下跌。当前，煤炭平仓价已经远远低于发煤企业成本价，造成煤企经营困难，亏损严重；大批中小煤企和贸易商退出市场。11月份，尽管到港船增多，但在北方港口交割的双方为大型煤电企业，市场户交易不活跃。

5、新增通道加重供大于求。

九月份，准池铁路通车，部分准混煤炭将由秦皇岛港分流至神华黄骅港；瓦日铁路即将投产，山西南部炼焦煤转至日照港下水。一季度，京唐港新投产36-40#工程，新增煤炭运输能力3650万吨；今年七月份，曹妃甸港煤二期投产，新增煤炭运输能力5000万吨；明年，设计能力为5000万吨的曹妃甸华能煤码头和华电煤码头也将相继投产，促使煤炭运输市场供大于求更加严重。由于煤炭汽车运输成本已远远低于铁路运输成本，很多山西煤炭企业选择汽运到天津港下水中转，促使天津港煤炭运量大幅增长；也在一定程度上搅乱了传统的煤炭运输格局。需求低迷之下，蒙冀线开通和连续三个曹妃甸港煤码头的相继投产，将加重煤市供大于求局面。

6、未来煤炭需求大幅回升依赖工业复苏。

10月份，全国规模以上工业增加值增速比上月回落0.1个百分点，全社会用电量处于低位。进入11月份，尤其中旬以来，电厂耗煤增加主要依赖于民用电和取暖用煤的增加，工业面临较为复杂的局面。当前，宏观经济的减速和固定资产投资低迷，经济回升基础并不牢靠，煤炭市场供大于求压力仍在，煤价上涨难度不小。笔者分析认为，煤炭市场真正回暖，煤价持续上调，还有待于国家稳增长、保增速政策的更大力度“加码”和持续加力，从而带动煤炭需求的增加，市场趋向好转。