截至12月23日，今年以来环渤海港口5500大卡动力煤均价为每吨862.82元，较2023年同期，每吨下跌114元。同时，价格波动区间明显缩小，整体波动幅度仅每吨168元，其中前三季度波动幅度更小。进入四季度后，由于迎峰度冬用煤旺季市场表现不佳，动力煤价格不断创新低，从而扩大了全年波动幅度。从全年价格变动节奏看，今年动力煤供需已经相对宽松。上半年主产地山西产量大幅回落，虽未改变供需仍偏宽松的结构，但煤炭价格的压力小了很多，环渤海港口5500大卡动力煤价格在4月回落到每吨800元附近后就基本稳住，随后在每吨800元至900元之间窄幅波动。
从供应来看，国家统计局数据显示，1月至11月，我国生产原煤43.2亿吨，同比增长1.2%;进口煤炭4.9亿吨，同比增长14.8%。今年，无论国产煤还是进口煤，均有一定幅度的增量。尤其是进口煤，在去年大量进口的基础上，今年还有进一步增长，11月的月度进口量又刷新了历史新高。这主要是由于进口煤价格与国内煤价格相比，优势明显。大量进口煤进入沿海尤其是华南地区，挤压了沿海地区市场的同时，也拉低了下游用煤的成本。预计明年进口煤价格仍会低于国内煤价格，因此，整体进口量仍将维持在较高水平，但进一步增长空间有限。且近期随着国内煤价格的下跌，进口煤价差优势已有明显收窄。
国内煤今年的增量主要来自内蒙古和新疆，增量均在6000万吨以上;主要减量来自山西，减量约8000万吨。从7月开始，山西煤炭产量基本恢复到去年水平，此后没有明显减产。国内明年的增量将主要来自两部分，一是在建煤矿的投产，二是山西减量的恢复。在建投产的煤矿包括今年投产的和明年投产的，因为今年投产的煤矿形成正常产能也要到明年，尤其是今年二季度以后投产的煤矿。今年1月至6月，山西动力煤同比减产了9049万吨，这部分在明年形成增量的确定性较高。
从库存来看，今年动力煤社会库存持续处于高位。虽然二季度受产量下降影响，累库速度有所减缓，库存阶段性低于去年同期水平，但从7月开始，随着产量的恢复，整体社会库存一直处于历史同期最高水平。尤其进入四季度以后，社会库存再次刷新历史高点。从各环节库存情况来看，终端库存对社会库存的累库贡献度最大。因前几年的保供压力，终端一直执行着高库存策略。明年社会库存预计仍会维持相对高位水平，主要是因为明年供需仍然偏宽松，社会库存难有明显下降。
从终端消费来看，国家统计局数据显示，1月至11月，规上工业发电量85687亿千瓦时，同比增长5%。其中，火电同比增长1.9%，水电增长11.2%，风电增长11.5%，太阳能发电增长27.8%。而去年同期火电增速为5.7%，可见火电增速受到压制。去年的增长虽有其特殊因素，但也能看出今年火电在新能源电力和水电的压制之下，增长乏力。不过需注意到，今年风光发电虽然增长迅猛，但电网在新能源电力消纳能力上短期遇到了一定的瓶颈，因此，明年风电和太阳能发电增速大概率会受到影响。从全国能源工作会议的目标来看，2025年风光装机量新增2亿千瓦，与前一年规划一致，但低于2024年的实际装机增量。不过，明年也有不少核电机组将投入运营。因此，明年火电仍会受到其他能源挤压。
从非电需求来看，今年化工用煤需求表现相对较好，比去年有明显增长。其他行业耗煤表现一般，地产等相关行业低迷是主要因素，预计明年也难有太大变化，或会随着整体经济体量的增长而有所增长。
综合来看，今年电力需求虽然增长较好，但是受新能源电力的挤压，火电增速一般。前期由于山西减产的影响，动力煤整体处于相对平衡的状态，价格变化不大。但三季度后，供应量大增，无论国内产量还是进口煤数量均创历史新高，而煤耗同比在持续下滑。旺季去库较差，市场信心不足，导致价格快速回落，不断刷新低点。明年动力煤供应增量预计主要来自国内，从区域来看，主要来自新疆。不过，新疆煤的运输存在一定瓶颈，当价格回落后，新疆煤外运难度加大，产量增量可能会随着价格回落而缩减。从需求上看，明年发电量增速预计不错，但火电的增长还会受到风光核电增量的挤压。因此，明年动力煤供需预计总体仍显宽松，价格重心会进一步下移，主流价格波动进入相对合理区间范围内。
