随着国内煤价走低，工业窑炉行业的发展，导致进口煤与国内煤价差不断缩小，再加上限制进口政策的出台，进口煤利润缩小，贸易商对进口煤采购较为谨慎，进口煤增速正放缓。
今年上半年，下游需求不振，煤价低位运行；北方港口运煤码头，到港船舶减少、用户购煤欲望不强。进入下半年，夏季用煤高峰到来，电厂积极采购煤炭，补充库存，煤炭市场出现好转迹象；借助国家脱困救市政策的出台，神华等大型煤企于8月初和9月初连续两次小幅上调煤价，神华、中煤等大型煤企还从10月10日开始，将各煤种上涨15元/吨。但是，9月份至今，部分中小煤企和贸易商并没有跟随大型煤企大幅上调煤价，与大型煤炭企业保持一致，而是继续低位销售。当前，在北方港口，市场煤交易并不活跃，已办手续船舶很少，港口发运量有所下降，动力煤实际交易价比神华、中煤等大型煤企报价略低一些。
当前正值用煤淡季，电厂日耗不高；虽然在国家煤炭行业脱困相关政策、措施推动下，北方港口下水的动力煤出现价格企稳迹象。但煤炭市场运行并不乐观，下游电厂库存高位，需求不旺，采购煤炭积极性较低。沿海煤炭运输主要以刚性拉运为主。具体分析如下：
1.电厂提前采购，库存早已升至高位。
8月份，曾有传闻，大秦线检修时间提前到9月中旬。由于时间紧迫，为避免铁路检修期间，出现：煤价上涨和资源紧张；下游用户提前增加船舶运力，赶往北方港口拉运煤炭，采购积极性空前高涨，北方港口也科学组织，加快运输，8月份，北方运煤港口发运量创好成绩。笔者分析，电厂此时抢购煤炭，目的有两个：一是补充夏季用煤高峰时损耗的库存，避免存煤吃紧；二是在大秦线检修之前增加采购数量。因此，经历了8月份的集中抢运之后，电厂库存普遍达到高位。进入9月份，电厂日耗下降，采购积极性有所降低，刚性拉运逐渐成为沿海煤炭运输的主线。
9月份，下游较高的电煤库存状况及其较低的电煤日耗水平形成强烈的反差，造成电厂库存不断攀高，抑制了电力企业的电煤采购热情，迟滞了动力煤价格回升的步伐。进入10月份，濒临大秦线检修，煤炭抢运没有出现，除海运费略有回升以外，煤炭市场依然冷清，需求仍很平淡。大秦线检修开始后，下游电厂采购积极性依然不高，到港拉煤船舶减少，煤炭运输保持低位运行。9月30日，全国重点电厂存煤8652万吨；10月10日，全国重点电厂存煤超过9045万吨，可用天数高达31天；其中，沿海浙能等六大电厂合计存煤1430万吨，可用26天。
2.工业用电不振，影响了用煤量。
在国家继续推进经济结构升级的大背景下，高耗能产业逐步向西北内陆地区转移，导致东南沿海地区的煤炭需求增速放缓。同时，国家对节能减排重视，煤炭资源浪费现象将进一步改善，也使高耗能行业用电大幅减少。
今年，煤炭市场出现严重的供大于求现象，煤价直线下跌，煤企效益下滑。煤炭需求较差的原因，除了大家都熟知的：进口煤冲击国内市场、夏天高温天气不多、水电等清洁能源替代因素以外，还有一个重要因素就是工业用电不振，影响了煤炭需求；用电量放慢与工业用电减缓有直接关系。今年以来，我国正处于经济增长换挡期、结构调整阵痛期以及前期政策消化期三期叠加阶段，经济增速明显趋缓。基础设施、房地产、加工业等行业收缩，导致钢铁、电力、建材等行业效益下滑，粗钢、水泥产量低速增长，煤炭需求有所下降。外贸出口方面，今年以来，国际环境复杂严峻，发达经济体乍暖还寒，新兴市场国家经济增速放缓，外部需求不振，影响国内工业生产。
3.民用电下降较多，水电影响依然存在。
今年夏季，受厄尔尼诺现象影响，我国南方地区雨水较大，水电运行良好，火电压力减轻。今年1-8月份，全国发电量同比增长4.4%，其中火电增长1.4%，水电增长17.2%，8月份，水电单月增幅更是达到了37.2%。今年7月份，溪洛渡及向家坝发电机组全部投产,复奉、锦苏、宾金三大特高压满负荷向华东地区输电。数据显示，今年6-8月，国家电网公司完成特高压输电交易474亿千瓦时，同比增长123%。特高压的快速发展，大幅的提升了水电外送能力，从而促使水电对火电产生了较强的代替效应。
9月份到10月初，南方天气转凉，空调负荷减少，沿海、沿江地区民用电大幅下降，耗煤量减少；但雨水不减，水电继续发力提供支撑，火电受到抑制，致使电力集团耗煤量难以摆脱低位运行。进入秋季，受热带低压和台风影响，南方地区持续出现强降雨。一方面造成气温大幅回落，居民用电需求骤降；另一方面使得水电再次发力，导致沿海火电厂日耗大幅下降。9月份到10月初，沿海六大电厂日耗合计保持在60万吨以下的低位水平。10月12日，日耗仅为50.9万吨，其中，浙能电厂日耗始终保持在8万吨左右的低位运行；而在去年同期，六大电厂日耗合计约为65万吨，浙能电厂日耗高达10万吨。
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