从产量来看，10月份，全国生产原煤3.1亿吨，同比增长8.0%，比9月加快2.8个百分点，自8月份以来一直保持加快趋势。1～10月，我国共生产原煤28.99亿吨，同比增长5.4%。今年以来，优质煤炭产能加速迭代。2016年国有重点煤矿煤炭产量占全国煤炭产量比重为49.8%，2017年提高到51.2%，2018年进一步提高到53.3%。此外，煤炭行业负债水平改善，资本开支回升。煤炭企业赢利水平改善，表外增量明显。

 

 

 

　　张飞龙分析称，今年我国动力煤市场出现了四大变化。一是市场结构导致淡旺季周期变化。今年国内市场煤体量减少，集中度提高，边际量带来的价格弹性增强。二是多因素促使沿海和内陆电厂耗煤分化。沿海六大电厂日耗在市场研判中的地位“弱化”。从8月份开始，沿海电厂日耗同比开始负增长，而同期全国重点电厂日耗仍增加7%左右。其主要原因是沿海省市实行“双控”、当地核电等新能源替代。三是库存结构前移，成本因素强化。下游终端库存管理更加“市场化”，备货提前，社会库存总量处于低位，上游低库存状况尤为明显，调峰能力减弱，港口成本支撑效应提高。四是产地、北方港、长江口市场价格差异加大。随着市场结构的转变，产地、北方港和长江口等产业链各环节市场的逻辑差异加大，各地价格不再是单纯的“上游+运费”。以北方港和长江口为例，据易煤网监测显示，2017年易煤长江口和北方港指数5500大卡价格差和运费相关系数为0.5823，而截至11月中旬该相关系数仅为0.1612。

 

 

 

　　从需求层面看，今年受宏观经济压力，以及能源结构调整的影响，煤炭消费增长压力较大。但在加大电力终端能源消费替代、电器“消费升级”，以及新型产业发展的推动下，电力消费增速将保持高位，在火电仍为主要电力来源的情况下，煤炭消费仍将保持一定的增长。张飞龙称，在供求结构由紧平衡转向宽平衡的背景下，价格中枢将逐步下移，但运力、区域等结构性的矛盾短期依然存在，周期性波动依然明显。

 

 

 

　　在进口煤方面，张飞龙表示，煤炭进口的核心驱动力——“价差”将逐步缩小。2017年以来，电厂的综合用煤成本持续处于高位，电力企业经营遇困。2018年进口煤价格优势明显，优势平均稳定在50元/吨左右，较高的时候达到100元/吨；以2∶2∶3∶3的用煤结构测算，沿海电厂用煤成本可下降15元/吨左右。2019年，随着国内价格中枢的下移，进口煤价格优势将减弱。进口煤主要地区珠三角和长三角的“双控”*策，将明显压制低卡煤的进口需求。