市场行情

学刚看市

环渤海地区现货动力煤价格温和上涨

从“CCTD 环渤海动力煤现货参考价”发布的日度价格运行情况看（见附图1），近期环渤海地区现货动力煤价格温和上涨。

分析认为，一方面，一些积极因素的影响力有所增强，使得环渤海地区动力煤市场的乐观情绪进一步升温；另一方面，阻碍现货煤价上涨的因素也继续存在。在上述两方面因素的作用下，近期现货煤价呈现温和上涨态势。影响近期渤海地区动力煤市场的主要因素有：

第一，煤炭企业落实合同签订工作措施和要求的态度坚决。在2020 年电煤中长期合同签订工作进展依然缓慢、低热值动力煤基准价格备受关注的关键时期，近期部分大型煤炭企业先后明确：2020年各种品质动力煤中长期合同的基准价格维持2019年水平不变，意味着煤炭企业响应和落实国家发改委办公厅《关于推进2020年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》的态度坚决，也意味着5000kcal/kg 及其以下低热值动力煤中长期合同的基准价格得到力挺，从而使得2020年电煤中长期合同签订工作对当前动力煤市场的影响趋于积极，给近期现货煤价走势带来支撑。

第二，北方主要港口高库存继续减少的影响转向积极。继2019年12月18日北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港和黄骅港）的动力煤库存降至2108万t之后，12月25日再度减少161万t、进一步降至1947万t（见附图2），比10月20日的近期高点减少了612 万t、比2018 年同期减少了362 万t，重点港口动力煤库存的持续减少，已经使得北方港口部分优质（例如：低硫）现货动力煤资源趋紧、价格回升，港口库存对现货煤价的影响正在从此前的“下降压力”转向支撑和支持。

第三，煤矿安全生产检查的影响继续发酵。煤矿安全生产检查对煤炭产量的影响继续发酵或拓展，受煤矿安全生产检查政策力度加大的影响，近期晋北地区、鄂尔多斯地区和榆林地区煤矿的开工率普遍下降，部分煤矿受煤管票发放的限制，产量较之前进一步减少，主要产地煤炭出矿价格整体呈现稳中趋升局面，与影响沿海地区动力煤市场的一些积极因素形成共振，促使环渤海地区动力煤市场情绪进一步好转。

第四，动力煤期货价格走高给现货市场带来积极影响。此前近半个月时间，动力煤期货近月合约（ZC001）的收盘价出现明显上行（见附图3），鉴于时间上已经临近交割，其价格上行走势对现货煤价的影响力有所增强，给近期现货煤价走势带来积极影响。

第五，煤炭企业和贸易企业终止降价促销。在近期现货动力煤价格指数普遍上行、市场心态趋于乐观的背景下，在2020年元旦和春节即将到来的关键时期，面对环渤海港口动力煤市场的询盘有所增加，现货动力煤的购销活跃程度有所提高，煤炭生产和贸易企业的现货交易终止了“指数-n”模式，改为参照指数价格定价或指数升水模式。

第六，航运价格走势预示动力煤需求依然偏弱。2019 年12 月下旬以来，国内航运市场受非煤货盘减少、元旦假期煤炭货盘萎缩、外贸船舶运力回流等因素的影响，海上煤炭运力过剩倾向有所加深，船舶煤炭运价连续承压下行（见附图4）。尽管近期环渤海地区现货煤价有所回升，但下游企业和市场对动力煤的采购需求并未好转，将降低环渤海地区现货动力煤价格上涨的预期。

年终岁末港口煤价出现上涨

寒冬时节，电厂日耗升至77万t的中高位水平，华东、华中部分电厂存煤可用天数降到10d以下，对煤炭市场存在利好消息。而部分拉不到进口煤以及采购长协煤偏少的电厂开始增加市场煤采购数量，促使煤炭市场出现短暂的活跃气氛，带动煤炭价格出现上涨。

1.濒临年底，市场形势转好

年终岁末，天气寒冷，民用电负荷提高，带动电厂日耗猛增，需求有所增加。港口市场煤交易价格稳定了一周之后，终于在2019 年12 月20 日出现久违了的上涨；而市场趋向活跃、煤价出现小幅上涨有需求转好这一重要因素。

寒冬时节，电厂日耗升至中高位，沿海六大电厂日耗连续多天达到75 万t 左右，部分电厂存煤可用天数降到10d 以下，对煤炭市场存在利好因素。而进口煤受限之后，部分拉不到进口煤以及订购长协煤数量偏少的用户开始增加市场煤采购数量。而上电、大唐等一些场地小、存煤能力弱的电厂增加采购，补充库存，以确保两节期间用煤需求，带动了市场趋向好转。

此外，还有发运减少的原因。上游方面，受政策、安全检查等因素影响，上游发运煤炭受到影响。受卸车减少、发运量增加等因素影响，国投曹妃甸港存煤出现大幅回落，从2019年12月初的375万t 下降至367 万t；与此同时，秦皇岛港存煤也由2019 年12 月初的628 万t 降至506 万t，直降122万t。其次，冻车、冻煤增多，港口遭遇阶段性封航，影响煤炭中转量。进入寒冬，冷空气降临，北方港口遭遇低温、冻煤，以及大雾、大风封航等客观因素影响，装卸效率受到影响。再次，部分煤矿因接近完成全年任务，以保安全为主；而煤价倒挂之下，贸易商发运积极性下降，发运市场煤主要供应给长期合作的老客户，真正能用于交割的优质低硫煤减少，促使市场煤供应出现阶段性紧张。

此轮煤价将上涨至2020 年1 月初，涨幅为5～8元/t；2020年1月上旬，将出现企稳止涨。以下几个原因决定了此次煤价涨幅有限，且上涨时间很短；2020年1月中旬，煤价可能会出现下跌。首先，电厂存煤继续处于高位。截至目前，全国重点电厂合计存煤约为8614万t，而沿海六大电厂合计存煤1617万t，存煤可用天数21d。两项存煤数据与2018 年同期差不多，仍处于高位，大部分电厂并不缺煤。其次，2020 年初，进口煤将大量涌入。一旦进入2020 年，大量等待通关、接卸的进口煤将进入国内市场。由于增加进口煤，既能节省国内煤炭资源，也有利于火电企业的盈利，还能带动国内煤价的下行。预计2020 年进口煤还将保持3 亿t 左右的高位。再次，长协煤供应充足。2020年煤炭长协基本延续了2019 年的定价机制，且基准价维持535元/t左右。而政策性保供以及较高的年度长协比例依然会成为2020年动力煤市场的主旋律，预计低价长协煤仍将成为下游采购重点，压制了市场煤价格大幅上涨。第四，春节即将到来，一年中需求最平淡的日子就要来到。在1月18日左右（春节前一周），部分工业企业就会提前停产放假，耗煤量将出现缓慢下行；煤价失去支撑，会掉头下跌。

2.煤价迎来今年最后一次上涨

年终岁末，市场煤价格终于迎来了久违的上涨；虽然来得有点晚，但还是来了。煤价在2019 年12月下旬出现上涨，涨幅在5～8元/t左右；2020年1月初，伴随着进口煤的大量涌入，港口市场煤价格将止涨企稳；春节期间，煤价还会下跌。因此，留给国内煤炭价格上涨的好日子只有10d左右。

第一，港口煤价在国庆节过后一直处于下跌状态，跌至548～550 元/t 后，保持了稳定；在电厂日耗激增、冬储煤拉运的带动下，在发运成本和港口库存下降的支撑下，煤价在低谷中出现理性反弹在情理之中。第二，“三西”地区煤矿陆续减产停产，叠加煤矿事故，主产区开展的集中安全整治工作，停产关闭矿井增多；国务院安委会开展为期3 个月的全国安全生产集中整治。部分煤矿因严重超产被叫停，暂时无复产可能，预计年后复产。百日安全生产整治行动开始，煤矿安全大检查将持续至3 月20 日（两会结束），且检查力度将会升级，对主产地煤炭产能释放形成一定的制约。第三，受上游发运减少影响，铁路进车受到影响，而环渤海港口发运保持高位，促使港口库存出现回落，部分优质煤出现紧缺，尤其秦皇岛港存煤一度降至506 万t；加之北方港口、江内接卸港口库存双双下降，市场交投气氛开始回暖，贸易商报价开始出现上涨，优质煤实际成交按照指数上浮2～3 元/t 进行交易。第四，临近年底，为完成全年任务指标，我国华东、华南地区生产经营进入最后冲刺阶段，工业用电负荷提高，煤炭需求增加。临近两节，部分存煤少、场地小的电厂增加拉运数量。第五，受雨雪天气影响，光伏、风电出力减少；长江中下游水位持续走低，尤其长江干线已经全面进入枯水期，造成水电出力减少。枯水期的到来，不但促使华中地区火电负荷提高，煤炭消耗增加；而且受此影响，沿海地区外购电也出现减少，当地火电厂负荷提高，耗煤量增加。第六，尽管进口煤依然存在，但受不能异地通关及政策风险加大等因素影响，沿海地区进口受到影响。预计12 月份，我国进口煤有望控制在1000～1500万t之间，对沿海煤炭市场走好存在拉动作用，用户相应增加国内煤炭拉运量。

一旦进入新的一年，随着进口煤的大量通关、接卸，在很大程度上补充了电厂库存；用户将减少北方港口煤炭采购数量，促使港口市场煤价格失去支撑，将出现止涨，并在2020 年1 月中旬春节将至之际出现下跌。

3.煤市走淡在即，价格将逐渐趋稳

临近年底，“三西”地区完成年度任务的煤矿陆续减产停产，叠加近期煤矿事故频发，国家煤矿安监局对多个主产区进行集中安全整治，停产关闭矿井增多，产地供应不足。近一个多月，铁路发运量下降，而港口调出量走高，促使主要发运港口库存急剧下降，秦皇岛港存煤接近500 万t，部分低硫优质煤出现阶段性紧张，刺激了港口市场煤价格出现上扬。

实际上2019年12月下旬至2020年1月上旬将成为沿海煤炭市场利好的最后时间段。这段时间，沿海六大电厂日耗保持在75 万t 左右的高位，甚至在2020年初有望冲刺到80万t左右，拉动煤炭市场利好因素增加；带动煤炭需求呈现旺盛态势，海上拉运量继续保持高位。

目前，无论是重点电厂，还是沿海电厂，库存均处于高位；全国重点电厂合计存煤约为8614 万t，而沿海六大电厂合计存煤1617万t，存煤可用天数21d。除了上电、大唐等少量堆存能力弱、拉运不及时的电厂继续增加船舶运力，在南北航线进行往返运输以外，大部分电厂存煤尚能支撑到2020年1月上旬，并不急于大量拉煤补库。2020年1月份，进口煤集中通关之后，终端用户补充资源增多，电厂库存将出现回升，对北方港口现货煤的采购需求和派船数量将减少，预计环渤海港口库存将出现缓慢回升。电厂在消耗自身高库存的同时，仍以长协拉运为主；2020年1月上旬，港口市场煤价格就会失去支撑，趋向稳定。

春节期间，煤炭需求平淡，日耗低位，电厂拉运积极性减弱；而煤炭主产地也处于放假过程，产能释放偏弱，部分矿井停产减产，生产和发运量也出现下降；促使沿海煤炭市场处于供需双弱走势，港口市场煤交割减少，煤炭价格相对稳定。

（慧 民）

2019年我国焦煤、焦炭进口双增

2019 年，尽管国内焦煤和焦炭产量均有增长，但受内外价差拉大和市场需求推动，我国进口焦煤和焦炭均呈增势。

我国进口炼焦烟煤总量自2017 年以来呈逐月上升态势。2019年下半年以来，市场上有关进口煤平控政策收紧的讨论渐多。2019年6月份海关总署发文表示将进一步加强对进口煤的管理，随后，部分港口开始限制进口煤报关并延长通关时长。

但从实际进口数据看，2019年9月份单月，我国进口炼焦烟煤达906 万t，创3 年来新高。1～10 月份，我国进口炼焦煤6678.46 万t，同比增长17.4%，进口量已超2018年全年水平（6489.93万t）。

行业分析师分析认为，国内外价差拉大凸显了进口焦煤的价格优势，导致进口放量。2019年，进口焦煤价格震荡下跌，尤其是2019年9月份价格暴跌进一步拉大了国内外价差，进口焦煤优势凸显。截至11月20日，澳大利亚一线主焦CFR（成本加运费）价格为146 美元/t，折合港口含税人民币价格在1200元/t左右，而国内安泽低硫主焦出厂价为1400元/t，到港价格1568元/t，与澳煤价差高达368元/t。澳大利亚一线主焦煤价格相与2019年初相比已累计下跌52.5美元/t，二线主焦煤价格累计下跌60美元/t。

澳煤价格的大幅下跌对国产煤造成较大冲击，且国内外需求总体偏弱，进口焦煤市场成交低迷，报价继续下滑。未来一段时间，澳大利亚主焦煤优势将进一步显现。同时，蒙古国煤炭由于通关原因价格相对平稳，随着国产煤价格的大幅下跌，蒙古国煤炭价格优势相对偏弱。

在焦炭方面，2019年我国焦炭进口增量更为明显。据海关统计，2019 年1～10 月份我国焦炭进口量为32.44 万t，而2018 年同期进口量为5.65 万t，主要进口国为日本、蒙古国和澳大利亚。

对两组患儿的喘息发作发生情况进行统计,比较两组患儿通过治疗获得的治疗有效率,喘息未发作为显效,喘息轻度发作为有效,喘息中重度发作为无效,有效率为显效的患儿例数与有效的患儿例数之和与该组患儿例数的比例。

行业分析师分析表示，全球宏观经济不景气致使国际煤价下跌，对于部分东南沿海钢厂来说，进口焦炭的性价比更高，部分钢厂尝试部分进口焦炭替代国产焦炭，导致进口量增加。后期受国际煤价进一步下跌等因素影响，焦炭进口量也将随之增加。

与进口形成鲜明对比的是，我国焦炭出口量同比下滑明显。因国际钢材产量下降降低了对焦炭的需求，且我国焦炭价格并不具备价格优势，国际市场需求难有支撑。据海关统计，2019 年1～10 月我国焦炭进口量为543.72万t，同比下降30%。全球经济不振也将使2020年我国焦炭出口面临较大压力。

展望2020 年，行业分析师认为，炼焦煤价格中枢或将继续下移。一方面，2020年焦煤长协价格恐有下调风险，市场煤价格底部支撑减弱；另一方面，2019 年需求不及预期，大环境间接影响市场需求，焦价带动煤价低位回落，2020 年低位价格或延续，需求依旧难有起色。

焦炭供应端产能总体将继续保持增势，但投产、关停时间差将是焦炭价格震荡的主要支撑之一，焦炭出口或继续下滑，如果价格合适，进口焦炭量将继续增加。综合来看，2020年焦炭价格中枢或呈下移趋势。

2019年12月下旬内蒙古动力煤价格保持稳定

内蒙古发改委消息，据内蒙古各盟市上报的煤炭价格监测数据显示，2019 年12 月下旬，内蒙古全区动力煤坑口价格保持稳定，电煤购进价格略微上涨。

12月25日，全区主产地动力煤平均坑口结算价格为212.68元/t，与2019年12月15日环比持平。

其中，东部地区褐煤平均坑口结算价格为193.98 元/t，鄂尔多斯动力煤平均坑口结算价格为241.67元/t，环比均持平。

与2018 年12 月25 日相比（以下简称“同比”），全区动力煤平均坑口结算价格略涨0.72%，其中，东部地区褐煤平均坑口价格上涨7.23%，鄂尔多斯动力煤平均坑口价格下降1.36%。

12 月25 日，全区电煤平均购进价格为215.96元/t，环比略涨0.70%；折算为标准煤（7000kcal/kg）后平均值为426.27元/t，环比略涨0.56%。

其中，东部地区电煤平均购进价格为211.65元/t，环比上涨1.20%；折算为标准煤后平均值为490.89元/t，环比略涨0.77%。西部地区电煤平均购进价格为219.41 元/t，环比略涨0.32%；折算为标准煤后平均值为374.57元/t，环比略涨0.35%。

同比，全区电煤平均购进价格上涨2.53%，其中，东部地区电煤购进价格上涨9.05%，西部地区电煤购进价格下降1.99%。

2019年11月份宁夏规上原煤产量594.3万t 同比下降9.5%

宁夏统计局消息，2019年11月份，宁夏全区规模以上工业原煤产量594.3 万t，同比下降9.5%；环比增加2万t，增长0.34%。

2019年1～11月份，全区规模以上工业原煤产量6661.5 万t，同比下降0.8%。其中，一般烟煤6092.8万t，同比下降1.23%；炼焦烟煤345.3万t，同比下降3.2%；无烟煤233.4万t，同比增长13.3%。

2019年1～11月份，全区规模以上工业原煤销售量6305.7 万t，同比增长0.2%，增速比2019 年1～10月份回落1.5个百分点。截至2019年11月底，全区原煤库存338万t，库存周转天数为18d。

此外，2019 年1～11 月份，宁夏全区规模以上工业焦炭产量723.9 万t，同比增长7.7%，增速比2019年1～10月份回落0.2个百分点。

2019年11月份吉林省原煤产量94.42万t 同比增长3.44%

吉林省能源局消息，2019年11月份，吉林全省原煤产量94.42万t，同比增长3.44%；2019年1～11月，吉林全省累计原煤产量1087.42 万t，同比下降2.30%。

本周，沿海煤炭运价前涨后跌，但整体来看较上周同期仍呈上涨态势。

截至2019年12月19日，沿海煤炭运价指数为1003，较前一日下跌6点，跌幅为0.50%；较上周同期上涨49 点，涨幅为5.14%；较2018 年同期上涨232点，涨幅30.09%。

2019年1～11月份河南省生产原煤9703.4万t 同比下降2.6%

河南煤监局日前发布的数据显示，2019 年1～11 月份，河南省煤矿共生产原煤9703.4 万t，同比减少256.24万t，下降2.6%。

其中，骨干煤矿企业原煤产量9034.35 万t，同比减少216.3万t，下降2.3%。地方煤矿原煤产量为669.05万t，同比减少39.94万t，下降5.6%。

骨干煤矿企业中，河南能源集团2019 年1～11月生产原煤4276.56 万t，同比增加83.90 万t，增长2.0%。中国平煤神马集团生产原煤3046.86 万t，同比减少172.47 万t，下降5.4%。郑煤集团生产原煤1043.1 万t，同比减少143.1 万t，下降12.1%。神火集团生产原煤430.36万t，同比增加13.36万t，增长3.3%。中煤河南分公司生产原煤224.72 万t，同比增加18.45万t，增长8.9%。河南省煤层气公司生产原煤3.47 万t，同比减少15.33 万t，下降81.6%。河南省地方煤炭集团公司生产原煤9.28 万t，同比减少1.31万t，下降12.4%。

按辖区分，2019 年1～11 月份，郑州分局辖区生产原煤1803.28 万t，豫西分局辖区生产原煤1416.78万t，豫北分局辖区生产原煤1448.49万t，豫南分局辖区生产原煤3384.36万t，豫东分局辖区生产原煤1350.48万t。

2019年1～11月份湖北省统调电厂累计调运电煤5028万t 同比增长20.4%

2019 年11 月份是备冬储煤的关键期，受气温和电煤库存偏高影响，湖北省统调火电厂调入电煤424.7万t，同比减少41.6万t。

从主供煤省看，由陕、晋、豫、皖调入电煤（不含水运煤）分别为109.1 万t、78.4 万t、30.9 万t、3.7万t，分别增加10万t、-14万t、-18.3万t、-0.1万t。

从运输方式看，铁路运输电煤为232.7 万t，同比减少26 万t；水路运输电煤为180.4 万t，同比减少22.1 万t；公路运输电煤11.5 万t，同比增加6.5 万t。

2019 年11 月末，湖北省统调火电厂电煤库存531.5 万t，同比增加69.8 万t，按2018 年同期日均耗煤12.4万t测算，可满足43d耗用。

2019年1～11月份，湖北省统调电厂累计调运电煤5028 万t，同比增加854 万t 左右，增幅20.4%；累计耗煤4908 万t 以上，同比增加855 万t，增幅21.1%。

日耗回升 港口库存继续向下转移

2019 年12 月24～30 日，虽然坑口整体供应持续偏紧，铁路运量平稳，但沿途接卸减少，到港量增加，秦唐各港合计调进量回升；需求平稳运行，合计调出量小幅回落，调出高于调进，秦唐存煤总量继续下行。

秦皇岛港方面，主产区大部分煤矿将于2020年1 月12 号左右集中放假，生产积极性不高，供应继续收紧，港口调入量未见明显好转，但集港铁路沿途接卸减少，到港量小幅增加，煤炭日均调进46.2万t，较上周增加0.9 万t；调出方面，电厂经过前期集中补库拉运后，继续补库需求放缓，叠加港口生产设备维修及大雾封航影响，港口作业效率略有下滑，日均调出47.5 万t，较上周下降4.9 万t；调出高于调进，秦皇岛港库存持续回落，截至12 月30 日，存煤量为521.5万t，锚地船28艘。

周边港方面，本周曹妃甸港区日均调进36.9万t，较上周微涨0.4万t；日均调出43.1万t，较上周增加2.4万t；调出高于调进，库存保持下降。截至12月30日，曹妃甸港区存煤703.5万t，较上周减少17.1万t；京唐港区存煤524.9万t，较上期大幅减少62.2万t。

下游方面，电厂日耗持续在75万t以上，库存一度跌破1600 万t 的“安全线”，经过集中补库后，库存重回1600 万t 以上，但较前期明显减少，随着近期新一轮降温天气到来，预计日耗仍将上涨，电厂需求仍有放量空间，未来一周仍以北上拉运为主，电厂库存整体维持偏稳运行。