等待2019年新政策的出台
山东兖矿集团：11月1日起，市场煤气精煤上调40元/吨，三分之一焦上调60元/吨，调完后兴隆精煤现汇最低1095元/吨，济三精煤现汇最低1140元/吨，赵楼无市场户，独立焦化现汇最低1330元/吨。
不过目前部分贸易商看好冬季行情，捂货不出。在高库存、低日耗的压力下，港口贸易商抬高报价的行为因为缺乏真实支撑而中断，港口价格回落使得下游采购边际转弱。
日前华创钢铁有色煤炭任志强团队最新研报指出，在高库存+弱需求的组合下，进口煤预期将决定未来2个月的煤价走势。在目前平控措施制约下，四季度将大概率面临进口配额不足的问题。下游方面看，截止10月29日，沿海六大电厂库存合计1613.8万吨，突破1600万吨，库存创出2013年7月初以来的新高，较上月同期增加142.5万吨或9.7%，日耗煤量51.1万吨，近期持续运行于60万吨水平以下，较上月同期减少10.5万吨或17.0%。存煤可用天数为31.6天，和上月同期相比，增加7.7天。业内人士分析指出，自大秦线检修结束以后，环渤海港口的整体调入水平稍微有所增加，近几日由于封航频繁，港口作业受到一定影响，港口场存有所上升。
通过综合调研各方观点总结后认为，今年提前采购模式及用电地域西移是煤炭供需格局发生改变的两大特征，也是造就2018年动力煤市场存在高库存贯穿全年及淡季不淡，旺季不旺特点的主要原因。按照当前的情况来看，企业普遍认为后期进口配额问题可能导致进口煤炭收紧。企业预收较为充足，市场货源紧俏，部分尿素厂家控制接单。
下游化工企业按需采购，由于开工率不高，总体需求量变化有限。另外，伴随取暖季的临近，北方民用煤的销售较为可观，带动煤价小幅上行。地方矿普遍以销定产无库存，煤矿高位挺价心态浓厚，零星矿延续跟涨行情。无烟煤矿块煤产量偏低，供应短期内不会有较大提升，产地煤价继续获得良好支撑。
供应端来看，环保常态化执行下，主流矿与地方矿供应均有有限，供需维持在相对紧平衡的状态，库存不高，对无烟煤整体市场有一定支撑。从产地来看，主流矿、地方矿存煤均不高，无烟煤资源供给偏紧，后市将延续稳中有涨的发展的态势。
受国际印度招标消息面利好，国内尿素业者待涨信心较为高涨，报价连日上涨，部分贸易商积极接货，看多预期增加。虽然电厂日耗偏低，但由于供应偏紧，华东、华北地区部分电厂、水泥厂补库积极性较高，动力煤延续小幅上行行情。预计后市无烟煤市场高位震荡运行为主，部分煤矿仍有一定涨价预期。块煤方面：伴随取暖季的临近，无烟煤走势较为乐观，优质无烟块煤供应紧张，对无烟煤市场形成一定支撑，尿素等化工产品近期有所回温，但开工率仍维持在相对低位。
末煤方面：截至10月16日，沿海六大电厂煤炭库存为1551.41万吨，日耗煤量50.36万吨，可用天数30.8天。国庆至今汽运费涨幅明显，部分贸易商等市场煤提涨积极。其中，10月17日，山西阳城地区尹家沟煤矿块煤普涨30元/吨涨后报价在11180-1200元/吨，屯城煤矿块煤涨幅50-60元/吨，西冯街煤矿中块上涨10元/吨后现价1223元/吨，供应端资源偏紧格局短期内难以改善。总体来看，无烟煤供应端存在支撑，后市取暖季期间，国家将持续推进保供稳价政策，以保证市场不会出现大幅波动情况，所以政策上对于煤炭的产量调控会起到一定积极作用。
从产地来看，无烟块煤偏强震荡运行，部分主流矿月初并未涨价，目前以观望为主，后市不排除有调涨的可能。利空因素主要来自下游，秋冬季错峰生产受限，化工、钢铁行业用煤积极性不高，开工率维持在相对低位，有一定看空预期。
目前无烟煤市场延续稳中小涨的行情，零星地方矿小幅提涨块煤30-60元/吨，末煤整体暂稳运行，无明显亮点。无烟末煤市场当前报价整体高位，供应端资源相对紧缺有所支撑，短时高位坚挺运行为主。
尿素市场行情强劲，多地价格涨至偏高水平，对原料煤市场存一定利好支撑。需求端来看，上周国内尿素市场本周山东尿素市场走势大幅上扬随着传统高耗能逐渐退出，新兴行业逐渐稳定成为主要电力消耗增长部门，全社会用电量将逐步放缓。中国电力企业联合会在《中国电力行业年度发展报告2018》指出，煤电长期经营困难甚至亏损，极大地削弱了煤电清洁发展的能力。市场交易电价降低、市场电量规模扩大导致煤电企业亏损并形成恶性循环。高煤价和低利用小时数将持续挤压煤电的赢利空间。
另一方面，电力市场化和双边交易要求发电降价让利。尽管去年下半年到今年上半年电力消费增速比较快，电煤增长也比较快，但是我认为这个范围不会被突破。
我国平均供电煤耗已降低到309克标煤/千瓦时，低于十三五规划中的310克标煤/千瓦时。在经济步入新常态、能源系统转型的背景下，如何严格控制煤炭消费总量，提高绿色能源消费占比？近日，记者采访了华北电力大学经济管理学院教授袁家海，就电力行业控制煤炭消费的相关内容进行解答。
十三五后期最重要的是要用更加市场化的手段，加速可再生能源去补贴和平价上网，充分发挥市场的资源配置作用引导可再生能源高速增长，并把弃置率控制在5%以内。到2020年我国差不多还有1亿～1.2亿吨标准煤的增量，但是这差不多就是我国电力行业用煤的一个历史峰值。
作为现代能源系统的核心，电力行业一直是煤炭最主要的消费部门。后续通过技术手段提高煤电能效空间有限。中国电力报：随着煤炭行业去产能和供给侧结构性改革不断推进，煤炭价格也水涨船高，这对煤电行业带来哪些影响？袁家海：2016年底以来，我国煤炭价格一直高于国家设定的500元/吨至570元/吨的绿色空间，而且将长期在高位运行。从推动电力行业低碳转型和能源革命的角度来看，中长期更应该控制煤电规模，调整煤电定位，加快电源结构调整。
从技术的角度来看，煤电的发电效率进一步提高。通过上述措施，2020年发电用煤总量可控制在12.9亿～13.3亿吨标准煤。
从耗煤的情况来看，2017年电力行业的发电耗煤是12亿吨标准煤，虽然说相对于2015年有所增长，实际上目前也是和2013年、2014年当时的历史峰值水平12亿～12.1亿吨标准煤相当。用电增长较快就放宽停缓建政策，会加重煤电产能过剩，导致煤电亏损局面持续恶化。
中国电力报：您认为电力行业控制煤炭消费的总体形势是怎样的？袁家海：随着非化石能源比重的不断提高和电力消费增速趋缓，预计煤电领域煤炭消费总量在2020年达到峰值，预计是在13.3亿吨标准煤。中国电力报：今后一段时期内，我国应该采取哪些措施进行电力控煤？袁家海：加强可再生替代，强化可再生电力消纳是电力控煤的主要手段。
煤电在背负着产能过剩、产能替代、可再生能源挤压、经济性恶化四座大山的同时，部分省份火电装机限制出现放宽现象。从2018年到2020年，如果在电力行业实施更加有挑战性的供给侧结构性改革措施，比如通过需求侧管理，可实现每年1000万吨标准煤的节电量，并有效削减最大负荷以避免不必要的新增煤电装机。2017年10家大型发电集团市场化交易平均电价为0.326元/千瓦时，比标杆电价低0.04元/千瓦时。建议应逐步将电网公司节电目标从目前的0.3%分步提高到0.5%和0.8%，力争在2020实现年节电500亿千瓦时。
在通过技术改造继续降低供电煤耗空间有限的形势下，利用市场机制实施经济调度，让高效率机组满发多发、低效率机组转向辅助服务灵活性服务，是进一步提高煤电机组效率的关键。最后，在环保压力下持续推动清洁采暖和电能替代工作的同时，强化需求侧能效，释放更大的节电潜力，是电力消费超预期增长的背景下电力控煤工作的又一道坚强屏障。
随着我国新机组投产的规模越来越少，煤电清洁高效改造，已经基本上趋于结束，那么这种技术进步的空间会越来越小。近期的用电增长较为迅猛，是电能替代加速，新动能发力、旧动能未真正退出所导致的
建议应逐步将电网公司节电目标从目前的0.3%分步提高到0.5%和0.8%，力争在2020实现年节电500亿千瓦时。高煤价和低利用小时数将持续挤压煤电的赢利空间。
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