市場行情

學剛看市環渤海地區現貨動力煤價格繼續快速下行

從“CCTD 環渤海動力煤現貨參考價”發布的日度價格運行情況看（見附圖1），清明節過后，環渤海地區現貨動力煤價格保持快速下行。

分析認為，煤炭生產和貿易企業降價促銷行動對現貨煤價的影響持續發酵，導致北方港口現貨煤價保持急跌態勢。

第一，降價促銷的沖擊波放大并持續發酵。繼陜煤化集團和國家能源集團對4月份動力煤進行降價促銷之后，有更多的煤炭生產和貿易企業加入到了降價促銷行列，各種獨創的、直接的、變相的降價措施或方式，以及“沒有最低、只有更低”不設底線的促銷力度，對現貨煤價的負面影響持續發酵，沖擊力也呈現放大態勢，將現貨動力煤價格拖入接連下挫的惡性循環之中。

第二，北方港口的促銷壓力進一步增大。事實證明，降價促銷并沒有給北方港口的動力煤市場帶來積極影響。

一方面，針對北方港口的動力煤需求沒有因為降價促銷而增加。近期北方四港（秦皇島港、曹妃甸港、京唐港和黃驊港；下同）的動力煤調出量繼續維持低位水平（見附圖2），其錨地待裝煤炭船舶數量也繼續運行在2015 年以來的歷史地位，沒有出現任何好轉的跡象。另一方面，北方四港的動力煤庫存沒有因為降價促銷而減少。近期北方四港的動力煤庫存繼續攀升（見附圖3），并頻創歷史同期最高記錄，在國內動力煤市場陷入極度“恐跌”氛圍之際，進一步強化了各種銷售企業的出貨意愿、增加了砸盤動能；與此同時，4 月9 日北方四港的動力煤庫存已經升至2647 萬t，多個港口或碼頭的庫存水平達到“疏港”的臨界點，已經陸續有港口或碼頭采取“疏港”措施，也對現貨煤價造成負面影響。

第三，主要發電企業電煤日耗繼續回升乏力。沿海地區六大發電企業的電煤日耗水平，在經歷了2月中旬至3月下旬的持續回升、達到55萬t左右之后，開始出現反復（見附圖4），并且近半個月來持續運行在低于2019年同期10%以上的水平上，表明短期內日耗水平繼續回升的動能已經衰竭，給沿海地區動力煤市場帶來消極影響。

下游需求持續不振 港口煤價出現暴跌

從2月下旬開始，沿海煤炭市場承壓下行，港口市場煤交易價格出現下跌；經過為期一個半月的持續下跌之后，發熱量5500kcal/kg的市場動力煤價格從576 元/t 跌至497 元/t，大幅下跌79 元/t。其中，上周煤價更是狂跌39 元/t，創下近8 年來單周煤價跌幅最大記錄。本周，在無利好因素支撐下，煤價將繼續下跌；預計將跌至450～460元/t。

1.4月份上半月，港口煤價繼續下跌

國內動力煤市場供給彈性明顯高于需求彈性，上游煤炭生產的恢復速度好于預期；而大秦、唐呼線發運煤炭數量也已接近正常水平，環渤海港口庫存得到強力補充，秦皇島港存煤達到673萬t。與之對應的是下游需求的低迷和電廠庫存的高位，受庫存飽和影響，用戶大規模采購有心無力，派船數量大幅減少。近半個月來，北方各主力運煤港口半數以上泊位處于空泊狀態，而調進量不減，促使港口庫存不斷向上累積。在秦皇島港和曹妃甸港，無論是長協煤還是市場煤均出現下水困難等問題，天氣轉暖，水電運行將恢復，貿易商紛紛采取措施降價銷售，促使煤炭價格下跌壓力繼續向下尋底。

目前，港口煤炭實際交易價格在490元/t左右；持續下跌的煤價早已跌破貿易企業的運營成本，并低于貿易企業盈虧平衡點以下水平。受發運成本支撐，港口煤價跌幅將有所收窄，尤其大型發運企業繼續大幅下調煤價的可能性不大。而貿易商拋售完場地煤炭之后，繼續大規模賠本銷售的可能性不大，向港口發運市場煤的數量將有所減少。預計煤價跌至450～460元/t會趨穩。

隨著春季到來，南方民用電負荷下降，部分電廠開始對所轄機組進行例行檢修，減少了用煤量。經濟恢復帶來用電負荷的增加，效果比較微弱；即使沿海六大電廠日耗增加2～3 萬t，對扭轉市場被動局面幫助也不大。此外，市場能否轉好，煤價能否止跌企穩，還將受到外圍經濟壓力以及水電恢復的雙重打擊。4 月份，預計沿海六大電廠日耗增量會非常有限，甚至有可能出現日耗停滯不前，或與3月下旬基本持平的現象。

煤炭市場供需格局持續寬松，繼續向價格施壓。國內進口煤政策的改變對煤炭市場是利好消息，限制澳大利亞和印尼等國通關數量，對下跌中的內貿煤炭價格起到穩定軍心的作用。此外，隨著煤電雙方就長協合同成功的補簽，長協托底作用將再現。

2.北方港口存煤出現大幅增加

環渤海港口調進多，下錨船少，裝船量持續低位，促使港口庫存快速回升。其中，秦皇島港存煤已經達到673萬t，距離700萬t大關僅差一步之遙。截至目前，我國環渤海港口合計存煤2830萬t，較4月初增加了283萬t，較3月初大幅增加1138萬t。其中，唐山港口群（曹妃甸四港和京唐三港）合計存煤1725萬t，較3月7日存煤數增加了937萬t，增幅達119%。

煤炭市場需求淡季，疊加疫情壓制，煤價支撐動力不足，電廠日耗遲遲達不到高位。加之低價進口煤進入國內市場，用戶經過惡補之后，存煤全部處于高位。從3 月下旬開始，電廠不再急于大量采購煤炭，而是積極消耗自身庫存，預計整個4月份仍會處于消化庫存和消極采購時間段。而上游復產較快，早已恢復至正常生產水平，煤炭運輸保持正常，坑口產量遠遠大于煤炭消耗量。環渤海港口調進量增加，調出量減少，促使環渤海港口庫存持續回升，市場供大于求壓力不斷加大。

環渤海港口在市場恐慌性的心理預期下，煤價如摧枯拉朽，先后跌破月度長協和年度長協，毫不遲疑，繼續大幅走跌。主力煤企大幅下調4 月份長協價格，加重了市場悲觀氣氛；在下游需求慘淡，港口錨地船舶持續出現零或者個位數的情況下，貿易商恐慌情緒加重，著急出貨，報價向大集團長協優惠價格靠攏，但需求仍不見明顯好轉，價格還在進一步探底。

進入3月份，隨著南方工業企業陸續復產，沿海電廠日耗小幅回升。4 月初，沿海電廠日耗一度升至58.7 萬t，但好景不長，受國外疫情影響，多個國家封國、封城、封港，外貿訂單被取消，沿海地區部分企業剛剛復工就被迫停產、減產、放假，企業開工率受限，導致工業用電需求回升緩慢；另外，隨著天氣轉暖，民用電負荷減少，多方面不利因素相疊加，促使電廠日耗不升反降，截至目前，沿海六大電廠日耗降至56萬t，日耗出現后繼乏力；港口市場煤價格持續下跌，市場參與者預期偏悲觀，再加上大型煤企的量價優惠銷售策略，再次加重了悲觀情緒，貿易商紛紛低價甩貨、拋貨。在下跌行情中，即使需求端有少量采購，也紛紛壓價還盤，很多采購方將船期延后，等待價格進一步下跌。

3.收緊進口或將拉動國內煤市轉好

國外疫情逐漸影響國內沿海部分企業，加之天氣轉暖，電廠日耗難有大幅增加。截至目前，沿海六大電廠存煤1615萬t，日耗56.4萬t，存煤可用天數28d。由于煤價持續下行，下游“買漲不買落”的心里作怪，電廠采購拉運進度放緩；加之部分電廠場地存煤爆滿，卸船困難，對長協煤兌現率有所下降，對市場煤拉運保持零星采購，電廠庫存呈現小幅回落。

國內煤礦保持正常生產，鐵路運量小幅回落，但是在無突發因素和特殊事件影響的情況下，后期煤炭供應仍將維持寬松，部分港口存煤接近疏港線。因下游復工節奏緩慢，加上傳統消費淡季到來，電廠耗煤量偏低，對動力煤采購積極性并不高，短期內煤價仍有下行壓力。春夏季來臨，氣溫回升，逐步進入用煤淡季，電廠也將適時進行春季機組檢修，耗煤需求增幅有限。因此，下游暫無大規模補庫計劃，其采購積極性何時恢復，主要看下游電廠去庫存速度以及冶金、化工等高耗能行業需求恢復情況。

2019 年，國內電廠和貿易商積極開展進口煤業務，實際進口量超過3 億t。2020 年初，各進口商及終端電廠紛紛搶占額度，并在1～2 月份超前使用進口額度，促使進口煤數量進度超計劃。目前，國內疫情已基本抑制，而境外疫情較為嚴重，多國封國、封港，我國也對進口煤進行嚴格管控。在終端進口需求不振的情況下，澳洲和印尼發往我國的煤炭船舶數量有所減少。國內部分港口收緊進口煤通關政策，且規定只有終端用戶才可以進口，令貿易商操作難度加大，市場成交減少。廣東、福建、廣西等地已全面禁止異地報關；中央電力企業進口額度由海關管控，多數華南地區電廠的進口額度被削減一半，其余終端企業進口額度由各地工信委統籌安排。

4月份，沿海很多電廠率先暫停進口煤采購，部分電廠4 月份將取消進口煤，后續將有更多的火電廠跟進，用戶將拉運重點轉至國內市場；但受制于電廠庫存處于偏高水平，采購國內煤炭力度不強，數量不多。從近期煤炭市場情況來看，電廠都在積極消耗自身庫存，雖然進口煤受阻，但對緩解國內煤炭市場供大于求壓力的支持力度不大。電廠庫存經過積極消耗之后，庫存將緩慢下降；預計在5、6月份，下游煤炭需求將有所提振，國內沿海煤炭市場將變得活躍起來。

4.煤價進入黃色區域

從2月下旬開始，沿海煤炭市場承壓下行，煤價出現下跌。截至目前，發熱量5500kcal/kg的市場動力煤實際交易價格已經跌破500元/t關口。在無利好因素支撐下，大部分貿易商按照指數下浮10～20元/t報價。在高庫存、低消耗的情況下，沿海地區用戶“買漲不買落”，紛紛持幣觀望；并壓低還盤價格，煤價承壓下跌。按照國家部委出臺的價格異常波動預警機制來看，煤炭價格的黃色區域是570～600元/t 及470～500 元/t，綠色區域是500～570 元/t，而價格異常上漲或者下跌，是紅色區域，即600元/t以上，或者470元/t以下。從價格變化來看，目前煤價已經進入黃色區域，距離黃色區域的底部470 元/t還有一段距離。

首先，市場供大于求之下，各發運企業展開降價促銷。在港口下水動力煤市場中，下水煤量超過1億t/a的神華、同煤等大型煤炭企業明顯擁有較強的的定價話語權；主力大型煤企下調4 月份各品種煤價后，采取“量價優惠”的降價促銷措施，促使煤價降幅不斷擴大。主力煤企采取降價措施，降幅完全超出大家預想，給動力煤市場的未來走勢蒙上一層陰影；中小煤炭企業和貿易商紛紛效仿，競相殺價，促使煤價出現深跌。

其次，下游用戶觀望氣氛濃重，“買漲不買落”的心態作怪。盡管國內復工速度加快，復產率提高；但不可忽視的問題是出口承壓、基建和房地產開工負荷偏低，促使沿海電廠日耗遲遲達不到高位。在煤炭供應明顯高于需求的情況下，市場供大于求壓力加大，內外貿動力煤價格雙雙下跌；加之北方港口煤炭庫存持續增加，促使消費企業的采購心態平穩，對市場的觀望氣氛濃厚。按照目前的下游存煤情況，沿海主要耗煤企業即使不拉煤，也可以滿足20d 的用量，下游用戶都在積極消耗自身庫存，減少北上拉煤數量。環渤海各大運煤港口下錨船繼續保持低位，進一步加大了北方港口動力煤市場的供大于求壓力，增加了煤價下行壓力。

再次，期貨市場對現貨煤價走勢產生推波助瀾的影響。期貨市場上，近期動力煤主力合約價格快速回落，對現貨煤價走勢及用戶心態帶來消極影響，加重了市場悲觀氣氛。此外，煤炭需求走弱，促使煤企頻繁出臺降價基調，主力煤企大幅下調煤價，拉動煤炭價格指數大幅下跌；而部分貿易商大都按照指數大幅下浮進行交易，這也助推了煤價下跌形成惡性循環。

（慧 民）

國家統計局：4月上旬全國煤炭價格大幅下跌

國家統計局日前公布的數據顯示，4 月上旬全國煤炭價格整體大幅下跌。各煤種具體價格變化情況如下：

無煙煤（洗中塊，揮發分≤8%）價格1000.0元/t，較上期下跌10元/t，跌幅1%。

普通混煤（山西粉煤與塊煤的混合煤，熱值4500kcal/kg）價格430.7 元/t，較上期下跌10.7 元/t，跌幅2.4%。

山西大混（質量較好的混煤，熱值5000kcal/kg）價格為478.6 元/t，較上期下跌12.8 元/t，跌幅2.6%。

山西優混（優質的混煤，熱值5500kcal/kg）價格為540.7元/t，較上期下跌10.7元/t，跌幅1.9%。

大同混煤（大同產混煤，熱值5800kcal/kg）價格為570.7元/t，較上期下跌10.7元/t，跌幅1.8%。

焦煤（主焦煤，含硫量＜1%）價格為1388.6元/t，較上期下跌20.0元/t，跌幅1.4%。

上述數據顯示，4 月上旬全國焦煤價格跌幅有所收窄，動力煤價格跌幅進一步擴大，無煙煤價格開始下跌。

預計我國2020年焦炭產能或將增長2%左右

我國是世界上最大的煤炭生產國和消費國，雖然我國煤炭資源儲量相對豐富，但焦煤資源儲量相對有限，優質焦煤更是稀缺，因此2020 年國內焦煤產量在不斷增加的同時，還需要通過進口補充優質焦煤。

2015～2019 年煉焦煤產量呈現V 形走勢，產量先降后增，之所以呈現這種走勢，主要是受國家政策調控的影響。2016年之前煤炭市場產能過剩，供大于求的現象十分突出，2016年實行供給側結構改革后，當年產能迅速下降。2016年受煤炭行業供給側結構改革影響，煉焦煤產量下降至6.728 億t，同比降幅為8.71%。

從2017 年開始至2019 年，隨著煤炭先進產能的不斷釋放，產量開始呈現增加態勢，2018 年產量增加至7.36 億t，同比增速為6.82%。進入2019 年后，煉焦煤礦井生產陸續恢復正常，先進產能不斷轉為有效產量，整體產量進一步增加，2019 年全年煉焦煤總產量在7.5 億t，與2017 年相比增幅為8.85%，與2018年相比增幅為1.9%。

從消費地區來看，我國煉焦煤的消費地區主要集中在華北、華東、西北、華中等焦炭主產區。

煉焦煤用途比較單一，95%左右的焦煤主要用來冶煉焦炭，一般1.35t 左右的焦煤才能煉1t 焦炭。焦炭多用于煉鋼，是目前鋼鐵等行業的主要生產原料，被喻為鋼鐵工業的“基本食糧”。由于煉焦煤用途是單一和固定的，近3～5 年以來煉焦煤下游消費結構基本無變化，對于煉焦煤本身用途的特殊性，未來煉焦煤的下游消費結構也不會有明顯變化，其中用到焦化行業的消費比重將穩定在95%左右。

我國煉焦煤的消費量完全取決于焦炭的產量，2019 年之前，受環保政策趨向于嚴格的影響，焦炭產量呈現下降態勢，焦煤總消費量亦跟隨下降。數據顯示，2015 年以來，煉焦煤總消費量整體呈現逐年小幅下降態勢，其中2017年煉焦精煤總消費量降至5.82億t左右。2017～2018年是焦化行業的供給側改革年，落后產能在這兩年集中淘汰后，后期焦炭產量將逐步趨向于平穩，焦炭產量維持在4.3億t左右，煉焦煤精煤的消費量在5.8～5.9 億t 的低位水平。但進入2019 年后隨著焦化行業環保限產政策不再執行一刀切，焦化廠開工整體維持高位，2019年焦炭產量創歷史新高，焦煤消費量增加明顯，數據顯示2019年煉焦煤消費總量達到6.36億t左右，同比增幅為7.56%。

以常規焦爐焦化產能來看，我國焦炭的產能和產量主要集中在華北地區，占焦化總產能的43%左右，華東以22%緊隨其后，而西北以16%占據第三的位置。其他地區焦炭產能占比在19%左右。分省來看，山西、河北、山東牢牢占據前三的位置。后期隨著新增焦化產能的不斷投產，山西焦化產能霸主地位依然很難撼動。

從下游焦化行業的產能規模來看，2019年全國焦化總產能約為6.4 億t 左右，包括常規焦爐產能5.5 億t、半焦及蘭炭0.7 億t 左右、熱回收焦爐0.19億t。其中常規焦爐中鋼廠焦化產能2.1 億t，占比37%，獨立焦化產能3.4 億t，占比63%。全國碳化室高度4.3m 及以下焦化產能占比為36.7%，這是焦炭行業淘汰落后產能的重點所在。未來受環保檢查常態化及焦化行業準入門檻的不斷提高，獨立焦化產能占比將逐步下降，另外濕熄焦產能、高爐4.3m 及以下的焦化廠產能將逐步退出市場。

焦化落后產能淘汰方面，從2018 年開始至今，焦化行業淘汰落后產能的步伐不斷加快，根據卓創統計數據來看，到2019 年底山西、河北及山東等地區要淘汰落后焦炭產能近2300 萬t，2019 年壓減焦炭產能共計2076 萬t。2019 年焦炭行業在快速淘汰落后產能的同時，新增產能也在不斷釋放和投產，2019 年累積壓減焦炭產能共計2076 萬t，而2019 年我國焦炭新增產能共計2287 萬t，置換與新建并存，其中多為企業擴產，釋放區域集中在山西、山東地區。整體來看新增產能的數量遠遠大于淘汰的落后產能的數量，因此后期焦煤需求也將保持高位水平。

從產能角度來看，2020年焦炭產能或將呈現增加態勢。未來新增產能高達10051萬t左右，數量龐大，且主要集中在山西地區。按照各地政策文件統計，2020年或有3000萬t左右的產能退出或置換，而前期置換或新建的產能在2020年或將釋放4400萬t左右。綜合來看，通過壓減、整合以及新增產能投產計算，預計2020年焦炭產能或將增長2%左右。

1～2月份安徽省煤炭產運銷情況

安徽省能源局發布的數據顯示，截至2020年2月底，安徽省在冊生產礦井41 處，產能12696 萬t/a。其中，淮河能源集團煤礦10處，產能5610 萬t/a，占全省總產能44.19%；淮北礦業集團煤礦18處，產能3391萬t/a，占比26.72%；中煤新集公司煤礦4處，產能2050萬t/a，占比16.15%；皖北煤電集團煤礦6處，產能1415 萬t/a，占比11.14%；淮北市地方煤礦2處，產能185 萬t/a，占比1.45%；宿州市地方煤礦1處（長期停產），產能45萬t/a，占比0.35%。

一、原煤產量情況

2 月份，安徽省原煤產量795.36 萬t，同比增加44.59 萬t，增幅為5.94%。其中，淮河能源集團原煤產量357.05 萬t，占比44.89%，同比增加16.55 萬t，增幅為4.86%；淮北礦業集團原煤產量226.36萬t，占比28.46%，同比增加43.41萬t，增幅為23.73%；中煤新集公司原煤產量131.21萬t，占比16.50%，同比增加4.03 萬t，增幅為3.17%；皖北煤電集團原煤產量70.46 萬t，占比8.86%，同比減少16.95 萬t，降幅為19.39%；地方煤礦原煤產量10.27 萬t，占比1.29%，同比減少2.46萬t，降幅為19.31%。

1～2 月份，安徽省累計原煤產量1572.23 萬t，同比減少180.4 萬t，降幅10.29%。其中，淮河能源集團原煤產量722.12 萬t，占比45.93%，同比減少67.82萬t，降幅為8.59%；淮北礦業集團415.68萬t，占比26.44%，同比減少24.72 萬t，降幅為5.61%；中煤新集公司原煤產量268.24萬t，占比17.06%，同比減少31.73 萬t，降幅為10.58%；皖北煤電集團原煤產量142.8 萬t，占比9.08%，同比減少51.04 萬t，降幅為26.33%；地方煤礦原煤產量23.38 萬t，占比1.49%，同比減少5.32萬t，降幅為18.53%。

二、煤炭銷售和庫存情況

2 月份，安徽省煤炭銷售總量為606.95 萬t，同比減少2.79 萬t，降幅0.46%。其中，省內銷售量為491.35萬t，占比80.96%；省外銷售量為115.59萬t，占比19.04%，同比增加8萬t，增幅為7.44%。

省內銷售中，電煤銷售量為360.58萬t，同比增加12.19萬t，增幅為3.5%；精煤銷售量為131.68萬t，同比增加3.47萬t，增幅為2.71%。

省外銷售主要有江蘇省27.45萬t，占比4.52%；江西省25.45 萬t，占比4.2%；上海市16.76 萬t，占比2.76%；湖北省13.76萬t，占比2.27%；遼寧省7.12萬t，占比1.17%；浙江省7.22萬t，占比1.19%。

2月份，安徽省鐵路運輸銷售量為411.74萬t，占比67.84%，同比減少21.6 萬t，降幅為5.54%；汽車運輸銷售量為190.88 萬t，占比31.45%，同比增加25.47 萬t，增幅為11.77%；港口水運銷售量為4.33 萬t，占比0.71%，同比增加1.08 萬t，增幅為33.28%。

2 月份，安徽省洗選消耗量為170.95 萬t，同比增加37.78 萬t，增幅為28.37%；2 月底煤礦庫存81.1 萬t，同比增加21.42 萬t，增幅為35.89%；產銷率為97.2%，同比降低了1.54個百分點。

1～2 月份，安徽省累計煤炭銷售量為1227.65萬t，同比減少251.67 萬t，降幅為17.01%。其中，累計省內銷售量為1030.28 萬t，占比83.92%；省外銷售量為197.37 萬t，占比16.08%，同比減少64.19萬t，降幅為24.54%。

省內銷售中，電煤銷售量為723.29萬t，同比減少124萬t，降幅為14.64%；精煤銷售量為261.09萬t，同比減少52.2萬t，降幅為16.66%。

省外銷售主要有江西省44.99 萬t，占比3.66%；江蘇省44.76萬t，占比3.65%；上海市24.2萬t，占比1.97%；湖北省20.99 萬t，占比1.71%；遼寧省14.09萬t，占比1.15%；浙江省13.82萬t，占比1.13%。

1～2月份，安徽省累計鐵路運輸銷售量為740.01萬t，占比60.28%，同比減少150.01 萬t，降幅為16.85%；汽車運輸銷售量為190.88萬t，占比39.06%，同比減少95.46萬t，降幅為16.6%；港口水運銷售量為4.33 萬t，占比0.67%，同比減少6.2 萬t，降幅為43.15%。

1～2月份，安徽省洗選消耗170.95萬t，同比增加37.78 萬t，增幅為28.37%；2 月底煤礦庫存81.1萬t，同比增加21.42 萬t，增幅為35.89%；產銷率為97.2%，同比降低了1.54個百分點。

環渤海港口延續偏弱態勢

4 月7 日～13 日，秦皇島、唐山各港合計調進量繼續減少，合計調出量小幅上行，調進量高于調出量，秦皇島、唐山存煤總量向上突破2500萬t。

秦皇島港方面，周內大秦線有2日天窗檢修，疊加港口庫存壓力傳導至主產地，煤炭供給傾向收縮，港口總體進車量繼續降低，本周秦皇島港日均調進31.3萬t，較前周下降4.2萬t；調出方面，下游需求持續低迷，市場成交清淡，錨地船舶繼續維持在10艘左右，本周日均調出31.7 萬t，較前周下降2.5 萬t；調進、調出大體相當，秦皇島港庫存高位震蕩。截至4月13日，秦皇島港存煤676.5萬t，錨地船11艘。

周邊港方面，曹妃甸港區日均調進37.1萬t，較前周增加0.8 萬t；日均調出27.4 萬t，較前周增加7.2 萬t；調進量仍高于調出量，庫存繼續累積并突破1000 萬t。截至4 月13 日，曹妃甸港區存煤1026.6 萬t，較前周增加68.9 萬t；京唐港區存煤828.5萬t，較前周增加95.1萬t。

下游方面，本周沿海六大電廠日耗震蕩下行，可用天數降至30d以下。隨著用煤淡季到來及水電等清潔能源發力，火電需求表現一般，下游電廠延續高庫低耗模式，而且市場對后期價格走勢存在分歧，電廠目前處于緩慢消耗庫存階段，北上拉運動能不足。短期沿海煤市將難改頹勢，港口庫存壓力繼續凸顯。

（郭喜艷）