能源方面，国内动力煤价格上升；澳大利亚月环比下降，欧洲、南非月环比均上涨。秦皇岛动力煤价格环比上月涨1.31%； 澳大利亚纽卡斯尔港NEWC动力煤离岸价格环比上月降11.32%；欧洲三港DESARA动力煤离岸价格环比上月涨11.48%；南非理查德RB动力煤离岸环比上月涨9.02%。国内外炼焦煤价格环比上月涨7.79%；京唐港对来自澳大利亚的主焦煤库提含税价环比上月涨40.00元/吨，涨幅为1.72%；峰景矿硬焦煤普氏价格指数359.70美元/吨，环比上涨20.00美元/吨，涨幅为5.89%。国内动力煤炭生产速度提升，库存维持高位，供应较充足。下游需求环比仍在下跌，但同比上涨，仍在恢复。

“十三五”以来，能源电力消费弹性逐年抬升。能源产业规划政策调整，明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设。《“十四五”现代能源体系规划》首要原则是保障安全、绿色低碳，明确大力发展非化石能源、推动构建新型电力系统的同时，加强煤炭安全托底保障，发挥煤电支撑性调节性作用。需关注的是，相较能源发展“十二五”“十三五”规划，在煤炭煤电方面，“十二五”规划的要求是“安全高效开发煤炭和高效清洁发展煤电”、“十三五”规划的要求是“严格控制审批新建煤矿项目、优化规划煤电建设时序和合理确定新增煤电规模”，而“十四五”规划的要求是“加强煤炭安全托底保障、发挥煤电支撑性调节性作用和大力推动煤电‘三改联动’”。同时，2023年10月1日，《求是》杂志刊发的中共国家发展改革委党组署名文章《深刻把握六方面重大关系的实践要求以高质量发展推动中国式现代化》中明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设。近年来，风光等新能源保持稳步增长态势，发电增量贡献中以风光为主，水电占比收窄，煤电仍保持相对较大规模增量。从新增装机看，2013-2022年，风光新能源装机保持较高规模增量（2017年以来增量占比始终保持50%以上），火电新增装机占比逐年下降但仍保持相对较大规模（增量占比由2012年的60.84%下降至2022年的19.03%，火电装机绝对增量仅下降1573万千瓦），而且2023年以来国家同步加大风光和煤电装机。从发电绝对量看，2013-2022年，火电仍是我国主要的发电方式（年均复合增速3.5%），但其在总发电量中的占比有所下降（由78.59%下降至65.91%），而可再生能源在总发电量中的占比有所提高，尤以风力和太阳能发电增长最为突出（由2.09%提高至13.69%）；从发电增量看，2013-2022年，新增发电量中风光等新能源增量占比逐步提高且保持稳步增长的趋势（由12.46%提升至65.34%,），水电增量占比总体呈下降趋势（由73.31%下降至4.69%），火电增量仍保持较大占比但波动较大（如2021年占比62.55%，2022年占比26.59%）；需关注的是，在风光等新能源快速发展的同时，煤电也保持着同步增长的态势，如2016年以来的煤电发电量逐年抬升（同比增速在1.58%-8.58%之间波动），同比增幅明显高于“十二五”期间（由6.70%逐年降至-2.46%），换言之，某种程度上讲，当前发电增量中的风光等新能源增量主要替代水电减量，煤电增量仍保持着相对较大份额。

煤电与新能源有效协同发展是构建新型电力系统、保障能源安全稳定供应的必由之路。一方面，受技术和经济性等约束，风光新能源的发展仍面临挑战，如风光的高波动和间歇性对现有电力系统的较大冲击、时空错配叠加调节资源缺乏带来的消纳压力、能量密度低致使土地空间需求大、电力送出受网架限制、以及“新能源+储能”的高成本导致经济性差等，中短期仍难以成为主体电源。另一方面，煤炭开发利用主要区域与风光资源富集区域高度重合，煤电的高效、经济和便捷性能够满足支撑新能源的大规模接入后电力系统稳定的需求。此外，国家相关主管部门正积极推动煤电“三改联动”和“两个联营”以及风光火储一体化的协同发展模式，传统能源央国企也加快布局新能源业务，推动煤炭与新能源优化组合。煤电与新能源不是简单的此消彼长的对立关系，新能源高速增长的同时也给电力安全稳定供应带来一系列挑战，“新能源+储能”并不能成为煤电的替代者，在过去新能源与煤基能源同步增长的实践中也得以验证，未来煤电与新能源有效协同发展是构建新型电力系统、保障能源安全稳定供应的必由之路，煤电作为基础保障性和系统调节性电源的功能定位也将更加明确。从能源安全保障作用角度看，煤电发电量仍然占总发电量的近一半，短期内煤电在电力保供中仍将占据重要地位。