今年以来，我国宏观经济增速放缓，经济结构发生变化，能源需求大幅减少。随着我国大规模基础设施建设的结束和房地产建设投资的减少，高耗能产业的增速逐渐放缓，工业用电需求低迷，对煤炭的需求日益减少。加之，我国能源生产和消费革命快速推进，治理雾霾，开展节能减排和实施控煤措施的推进，核电、水电运行实现新的突破，特高压发展迅猛，清洁能源占比增加；沿海地区加快淘汰落后产能，大批高耗能企业由沿海地区搬迁到内地或东南亚国家；沿海地区对外购电的采购大幅增加，影响了电厂的煤炭消耗和采购数量，加深了煤市的低迷程度，也促使煤炭价格大幅下跌，煤炭行业、航运企业亏损严重，出现一片哀鸿。
今年一月份，受冬季枯水期影响，南方地区水电减少；加之气温较低，促使民用电增加，沿海六大火电厂耗煤走高，沿海煤炭运输保持旺势，各大发煤港口发运量保持高位。随着春节长假的到来，南方工厂陆续停产放假，沿海电厂较正常情况下减少了一半，下游用户拉运煤炭积极性悄然减弱。进入三、四月份，随着天气的转暖，民用电负荷下降，沿海六大电厂日耗合计数从一月份寒冬季节的日均70万吨下降到62万吨左右；五、六月份，煤炭市场持续低迷，工业用电不振，电厂耗煤继续保持低位，下游需求疲软；五月中旬，虽然出现因低卡煤和参与配煤的煤种阶段性紧张，促使煤价小幅上涨的现象；但随着电厂增加船舶运力拉煤，电厂存煤很快饱和，煤炭价格出现止涨，掉头下跌。进入七月份，进入暑期，尽管气温回升，耗煤高峰就要到来，但沿海电厂并不急于购买煤炭，而是积极消耗自身高位的库存，并坐等煤价继续下跌。八月上半月，南方出现持续十多天的桑拿天气，促使沿海地区火电厂用电负荷攀高，耗煤量激增。但是，民用电发挥的作用有限，且持续时间较短，难以改变市场供大于求格局；高温带动的新增电力需求大部分被水电、核电等清洁能源瓜分，只有一小少部分被沿海地区火电企业吸纳。从8月1日到8月12日，受高温天气影响，民用电负荷增加，沿海六大电厂日耗升至68万吨左右的高位，但是仅仅持续了十几天，市场形势走好的趋势就“悄然而去”。八月份下半月，沿海六大电厂日耗煤数量再次下降到58-62万吨的中低位水平。
今年，受厄尔尼诺现象影响，南方地区降雨频繁，水电运行良好；尤其去年新投产的溪洛渡、向家坝两个大型水电站，发挥了重要作用。进入夏季，西南地区很多水电厂均能实现满负荷发电，“西电东送”数量较去年同期相比有大幅增加，复奉、锦苏、宾金三大特高压及德宝直输直流输电工程额定输送功率达2460万千瓦，承担着85%以上的四川水电外送任务，输送电力分别占上海、江苏、浙江三省市最高用电负荷的34%、12%和17%，约占华东区外受电的三分之二。沿海地区浙江、上海、广东等地均增加了外购电的采购采购，减少了煤炭的燃用。据了解，今年以来，浙江省外购电数量已经占到整体用电量的1/3，上海、广东等地外购电也呈增加态势，沿海多个省份对煤炭需求已经呈现逐年递减态势。
九、十月份，预计特高压送电数量继续保持增长态势，南方煤炭总体需求增幅继续放缓。秋季，在水电运行良好的情况下，沿海电厂负荷继续保持偏低水平，沿海电厂也不会出现大规模的补库行为。明显偏低的日耗、高位的库存和宽松的采购渠道，均会影响煤炭市场的活跃程度。今年沿海煤炭需求较去年相比会出现大幅下降现象，预计沿海地区七省一市煤炭需求同比去年会减少1.2亿吨左右。
