2024年上半年，国际市场虽有扰动，但整体煤炭供应依旧充足，故需求端对于国际煤价的影响更大。国际煤价波动幅度较前两年明显收窄，整体偏弱运行。其中，印尼和澳大利亚煤价变动紧跟市场需求，欧洲煤价受其他能源产品和衍生品影响较大。

上半年，国际煤炭需求不振，国际煤价处于振荡寻底的过程中。4月中旬，澳大利亚5500大卡动力煤价格触及近年来底部。6月初，中国电厂和港口库存同时高企，国内贸易商观望情绪较浓，印尼低卡煤价格连续下跌。7月下旬，印尼低卡煤价格创年内新低。

7月26日，印尼3800大卡动力煤离岸价、欧洲6000大卡动力煤到岸价、澳大利亚5500大卡动力煤离岸价、澳大利亚6000大卡动力煤离岸价和哥伦比亚6000大卡动力煤离岸价分别为每吨52.44美元、每吨111.24美元、每吨87.90美元、每吨134.46美元和每吨91.38美元，较年初分别下跌5.57美元、3.69美元、5.36美元、9.93美元和2.62美元。

春节后，中国煤炭采购需求好转，叠加海运费攀升，3月上旬，进口煤价达到年内峰值，而内贸煤价格提前下跌。3月中旬后，进口煤价格开始补跌，但整体跌幅不及内贸煤，故进口煤短暂失去价格优势。

5月，进口煤价窄幅波动，但内贸煤贸易商整体挺价意愿较强，内贸煤价小幅上涨，进口利润扩大。6月初，华南和华东港口均出现累库，导致船只难以卸货。沿海电厂库存高企并维持刚需采购，进口贸易商普遍不看好后市煤价走向，贸易商密集降价抛货，进口煤中标价格大幅回落。直到7月下旬，进口煤价格依旧低位振荡。

整体来看，上半年，内贸煤价整体跌幅小于进口煤，因此，进口煤价格优势明显。截至7月下旬，印尼3800大卡动力煤9月货盘到岸价为每吨500元至每吨520元，较年初每吨下滑20元至30元；印尼4600大卡动力煤9月货盘到岸价为每吨655元至675元，较年初每吨下滑30元至40元。澳大利亚5500大卡动力煤、印尼4500大卡动力煤、印尼3800大卡动力煤价格较内贸煤价格每吨分别低30元至40元、15元至30元、40元至55元。

上半年，除主流煤炭出口国（印尼、俄罗斯、蒙古国和澳大利亚）向中国销售煤炭意愿增加外，中国进口贸易商和哥伦比亚矿方的长协合同签订量也明显增加。叠加进口煤价格优势明显，中国煤炭进口量继续实现高位增长。

上半年，中国煤炭及褐煤进口量达到2.4957亿吨，同比增幅为12.5%。分煤种来看，褐煤进口占比下滑，动力煤和炼焦煤占比均有上涨。其中，褐煤进口量为8478.84万吨，同比增加137.37万吨，进口占比从37.6%下降至34%；动力煤和炼焦煤进口量分别为8501.89万吨和5738.67万吨，同比增加2527.24万吨和1177.3万吨，动力煤进口占比从26.9%上升至34.1%，炼焦煤进口占比由20.6%上升至23%。

分国别来看，今年上半年，印尼依旧是中国最大的煤炭进口来源国。同时，中国从澳大利亚进口煤炭增量明显，哥伦比亚煤炭发运量也明显大增。上半年，中国从印尼、俄罗斯、蒙古国、澳大利亚进口煤炭的占比分别为43.2%、18.3%、15.7%和14.7%，合计91.8%。其中，从澳大利亚进口3665.46万吨，同比增加2009.8万吨，增幅为121.39%。从非主流国家进口2049.7万吨，同比增加808.40万吨，其中哥伦比亚发运量为551.7万吨，同比增加485.6万吨。

2024年上半年，主流煤炭进口国的煤炭库存高企，而国际煤炭供应依旧充裕，市场面临需求端考验。主流煤炭进口国的观望情绪导致国际煤价振荡走低。

从供应端来看，除去俄罗斯煤炭由于受美国制裁而出口量明显减少外，其余主流煤炭出口国的出口量稳中有增。其中，印尼和蒙古国自主增产意识较强，成为煤炭出口增量的主要贡献者。1月至5月，印尼和蒙古国煤炭出口量分别达到22184.33万吨和3247.87万吨，同比分别增加994.37万吨和858.45万吨，增幅分别为4.7%和35.9%。澳大利亚和美国煤炭出口量同比也有增加，但增幅相对有限。1月至6月，澳大利亚纽卡斯尔港煤炭出口量为7152.76万吨，同比增长5.2%；1月至5月，美国煤炭出口量为3862.60万吨，同比增长4.6%。上半年，俄罗斯煤炭遭受美国两次制裁，大型俄罗斯煤企均在被制裁行列。市场普遍反映俄罗斯煤炭支付问题难以解决，同时，俄罗斯煤炭向该国东部港口运输的物流偏紧，远东港口货物较为紧缺，导致在俄罗斯煤炭产量变化不大的情况下，出口量大幅下滑。1月至5月，俄罗斯煤及褐煤产量为1.79亿吨，同比下降0.2%。截至7月21日，俄罗斯今年海运煤出口量为8859.56万吨，同比下降17.2%。

从需求端来看，中国和印度依旧是煤炭需求端的主要支撑。日本、韩国和欧洲煤炭消费量明显减少，东南亚煤炭进口量增幅明显，但增量对市场影响有限。由于中国签订的进口长协合同增加，叠加进口煤价格优势，上半年中国煤炭进口量再创新高。印度经济发展潜力大，但有意实现煤炭自给自足，煤炭产量增长较快，一定程度上挤压了煤炭进口增量。1月至5月，印度进口煤炭达11200.51万吨，同比增长12.3%。欧洲、日本和韩国由于能源消费结构调整，煤炭进口量明显下滑。1月至6月，韩国煤炭进口量为5662.5万吨，同比回落3.3%；1月至5月，日本煤炭进口量为6623.25万吨，同比回落5%。截至7月21日，欧洲今年海运煤进口量为5228.53万吨，同比回落25.6%。上半年，东南亚煤炭需求强劲，煤炭进口量大增。截至7月21日，东南亚今年海运煤进口量为9864.99万吨，同比增长9.3%。

中国和印度煤炭库存同时高企，一定程度上加重了贸易商的观望情绪。截至7月17日，中国华南港口和沿海8省库存分别达到1788万吨和3639.7万吨，同比分别增长13.8%和下滑2.1%。截至7月23日，印度主流电厂库存为3886.34万吨，同比增长35.8%。

虽然预计下半年俄罗斯煤炭出口量可能进一步减少，但其他国家出口增量将填补俄罗斯煤炭出口减量。因此，国际煤炭市场整体供应相对稳定，下半年的焦点依旧集中在以中国和印度为主的需求端。当前，中国和印度采购需求均受国内高库存制约。在中国进口煤价格持续走弱的情况下，进口煤贸易商囤货投机需求明显减弱。6月，流向中国的海运煤发运量也逐步回落。受贸易商观望情绪影响，叠加电厂煤炭库存较高，印度煤炭采购需求也出现回落。日本、韩国及欧洲的煤炭消费持续下降，预计这几个国家和地区的煤炭进口量同比将继续回落，其中欧洲地区回落幅度更大。东南亚煤炭进口仍有增长潜力，但增量有限。

库存高企叠加沿海电厂维持刚需采购，导致今年进口煤价窄幅波动。水电增发压制火电，电厂和港口高库存引发市场悲观情绪，进口煤贸易商出货意愿普遍较强。同时，房地产和基建项目减少导致水泥厂煤炭需求减少，非电煤采购对煤价难以形成支撑，预计下半年进口煤价格依旧偏弱运行。印尼3800大卡动力煤全年到岸均价预计在每吨480元至580元，5500大卡动力煤全年到岸价预计在每吨800元至900元。

当前，中国进口贸易商囤货投机需求明显减弱，但由于进口煤相较于内贸煤价格优势仍在，煤炭进口需求依旧存在，预计下半年煤炭进口量位于同期较高水平，全年煤炭进口量或将达到5亿吨。