（1）中国沿海煤炭运价指数

5日，中国沿海煤炭运价指数延续涨势，综合指数较昨日上行14.63点至939.16点，各航涨幅在0.2元/吨-1.5元/吨之间。具体情况如下：

近日，市场再次偏向货多船少格局，带动煤炭运价企稳反弹，一方面，月初市场货盘有所释放，加之北方港口强制疏港，部分囤货贸易商加快出货，对适期快船需求明显增加；另一方面，受前期煤价下跌影响，部分船舶提前订出，加之非煤货物运输分流部分运力，导致市场可用运力暂显偏紧。

不过，目前下游电厂在日耗偏低、库存高企下基本无补库压力，多以长协刚需拉运为主，高价市场煤采购意愿不高，对运价形成一定压力，后续运价能否维持上涨态势仍待观察。

（2）波罗的海指数

4日，BDI指数继续下跌44点至1513点。其中，海岬型船运价指数较前一交易日下跌137点，巴拿马型船运价指数较前一交易下跌23点，超灵便型船运价指数较前一交易日上涨2点，灵便型船运价指数较前一交易日上涨1点。具体情况如下：

（1）汾渭CCI指数

本周CCI各项综合指数价格如下：

（2）CCTD环渤海动力煤现货参考价

据了解，在发运成本支撑下，目前供货方报价坚挺，而下游电厂需求较弱，高价接货意愿不高，买卖双方仍处于僵持博弈状态，港口煤价暂显维稳，CV5500主流平仓价625元/吨左右，CV5000主流平仓价540元/吨左右。

进入9月份，多位业内人士表示，对秋季煤市并不看好，其中有专家分析表示，由于入秋天气转凉，民用电负荷下降，部分电厂开始对所辖机组进行检修，为迎峰度冬做准备，再加上沿海火电厂库存偏高，电厂多需要消耗自身库存，拉运和采购数量不多。

不过，需要说明的是，虽然沿海六大电厂基本无补库压力，但目前全国重点电厂的库存6500多万吨，可用天数仅有15天，在供暖季到来之前，内陆电厂仍存在较大的补库需求，据悉进入9月后，北方部分省份已陆续启动冬季供暖安排工作，这将为市场淡季不淡提供一定的支撑。

5日,六大电厂整体库存1547.8万吨，较昨日下降6.5万吨；日耗69.5万吨，较昨日增加2.91万吨；存煤可用天数22.27天，较昨日减少1.07天。具体情况如下:

近期，六大电厂日耗基本稳定于70万吨以下，同时库存水平明显高于往年同期，存煤可用天数22-23天，基本不存在补库压力。据了解，由于负荷偏低、需求不旺，当前六大电厂多保持刚需拉运，增量采购计划不大，且对高价现货煤接受程度较低；另外，部分电厂计划在本月开展火电机组检修。

5日，环渤海四港库存1941.8万吨，较昨日下降1.8万吨。其中，国投曹妃甸港库存较昨日下降1.1万吨，京唐港库存较昨日增加1.2万吨，黄骅港库存较昨日下降2.4万吨，秦皇岛港库存较昨日增加0.5万吨。具体情况如下：

近期，下游电厂负荷较低，需求减弱下拉运热情不高，而产地港口倒挂矛盾仍在一定程度上抑制了发运积极性，使得港口调入调出量均呈波动态势；近两日，在港口调入调出相对均衡的情况下，环渤海四港库存窄幅下滑。

据悉，目前市场需求不足，现货成交较少，各港疏港压力依旧较大，在此情况下唐山及曹妃甸港恢复收取超期堆存费政策，加速煤炭中转。

锚地船舶数量

近期，下游电厂日耗持续走低，加之本月大型煤企月度长协价格下调，其采购节奏明显放缓，北上拉运积极性不高，导致港口锚地船舶数量未有明显增加。

5日，环渤海四港锚地船舶145条，其中，秦皇岛港65条，国投曹妃甸港7条，神华黄骅港区65条，国投京唐港8条。具体情况如下：

5日，秦皇岛港铁路调入量53.6万吨，港口吞吐量53.1万吨，库存较昨日略增；神华黄骅港铁路调入量54万吨，港口吞吐量64万吨，库存较昨日略降；国投曹妃甸港铁路调入量21万吨，港口吞吐量22万吨，库存较昨日略降。具体数据如下：

本报告期（2018年8月29日至2018年9月4日），环渤海动力煤价格指数报收于568元/吨，环比持平。具体情况如下：

分析认为：除环保因素及电厂用煤需求减少外，以下两方面也促进了平衡状态的筑成：一方面，大型煤企下调9月份外购煤价格，在长协煤保障下，现货市场并未出现恐慌采购现象，对现货交易价格起到了加固稳定作用；另一方面，8月下旬开始，远期市场价格开始呈现震荡盘整格局，ZC901价格围绕615元/吨上下波动，市场预期不一致也助推了现货价格的平稳运行。

环渤海各港9月暂无封航。

（1）天气

1、冷空气将影响中东部地区

5-7日，将有一股中等强度冷空气自北向南影响中东部地区，长江中下游及其以北地区有4～6级偏北风，中东部大部地区气温将下降4～8℃。

2、东北西南华南等地多降雨

未来10天，西北地区东南部、东北、西南地区大部、江南南部、华南等地多降雨，华南及四川盆地、云南等地的局部地区有100～180毫米。

3、台风趋势

预计未来10天，南海或西北太平洋将有1-2个台风生成。

（2）海况天气

5日14时至6日14时，渤海将有4～5级西南风转5～6级、阵风7级的西北风，渤海海峡、黄海北部和中部海域将有3～4级增大到5～6级、阵风7级的西南风，南海西南部海域将有5～6级、阵风7级的偏西或西南风。

6日午后至夜间，渤海将有6～7级、阵风8～9级的偏北风。受大风影响海域航行、作业的船舶，需注意航行安全。

1、统计局：8月下旬全国动力煤价格各有涨跌。

国家统计局于9月4日公布2018年8月下旬流通领域重要生产资料市场价格变动情况，数据显示8月下旬全国煤炭价格各有涨跌。各煤种具体价格变化情况如下：

无烟煤（2号洗中块）价格1190.8元/吨，与上期持平。

普通混煤（4500大卡）价格466.7元/吨，较上期上涨5元/吨，涨幅为1.1%。

山西大混（5000大卡）价格为520.6元/吨，较上期下跌2.7元/吨，跌幅为0.5%。

山西优混（5500大卡）价格为570元/吨，较上期上涨1.7元/吨，涨幅为0.3%。

大同混煤（5800大卡）价格为618.9元/吨，较上期上涨2.2元/吨，涨幅为0.4%。

焦煤（1/3焦煤）价格为1150元/吨，与上期持平。

上述数据显示，8月下旬全国无烟煤、焦煤价格维稳，动力煤价格涨跌不一。（国家统计局）

2、两部门联合推进电力市场化交易,试点全面放开煤炭等四行业发用电计划。

据国家发展改革委网站9月4日消息，国家发展改革委、国家能源局近日联合出台了《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（以下简称《通知》），在总结已有工作基础上，提出了下一步推进电力市场化交易的重点措施，对深化电力体制改革，完善电力市场交易机制具有重要的推动作用。

《通知》明确要求，各地进一步提高市场化交易电量规模，加快放开发用电计划，扩大市场主体范围，积极推进各类市场主体参与电力市场化交易。在发电方面，加快放开煤电，有序推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电参与交易，规范推进燃煤自备电厂参与交易。在用户方面，放开所有符合条件的10千伏及以上电压等级用户，支持放开年用电量超过500万千瓦时以上的用户，积极支持用电量大的工商业、新兴产业、工业园区、公共服务行业等用户进入市场，2018年全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业用户发用电计划。在售电方面，将履行相关程序的售电企业视同大用户参与交易，鼓励售电公司扩大业务范围，靠降低成本和提供增值服务参与竞争，支持供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务，积极支持售电公司代理中小用户参与交易。

《通知》进一步提出，结合实际统筹发用电侧放开节奏，明确放开各类发电企业、用户进入市场的时间，明确放开比例，完善准入退出机制。鼓励跨省跨区网对网、网对点交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点交易，支持清洁能源开展交易。进一步完善交易机制，完善市场主体注册制，进入市场的发电企业、用户和售电公司等均要完成注册程序，成为合格市场主体。规范市场主体交易行为，要求市场主体按照交易规则参与各类交易，通过市场竞争形成价格，接受政府有关部门监管，同时明确要求各地有关部门最大限度减少对微观事务的干预。完善中长期合同交易电量价格调整机制，交易双方在自主自愿、平等协商的基础上，在合同中约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格、产品价格联动或随其他因素调整等多种形式的市场价格形成机制。加强事中事后监管，建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制，保障电力市场健康运行。深入推进电力市场主体信用建设，开展信用评价，实施守信联合激励和失信联合惩戒。

《通知》明确，进一步加大力度推动发用电计划放开，选择4个行业全面放开发用电计划是重要举措，完善价格形成机制是重要目标，为此《通知》专门配套制定了《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》（以下简称《实施方案》），对具体工作进行了安排。

《实施方案》指出，煤炭、钢铁、有色、建材4个行业市场化程度较高，在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易，市场经验丰富，试点全面放开发电用计划具有较好的基础。通过先行先试，有利于充分还原电力商品属性，理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制，形成全产业链价格联动、利益共享、风险共担协同发展格局，进而有效促进社会主义市场经济的平稳健康运行。同时要求坚持“应放尽放”、规范有序、完善机制、保障安全、清洁发展的原则推进工作。

《实施方案》明确，试点全面放开4个行业发用电计划，用户全电量参与交易，具备条件的，同步放开发用电计划和电价，由用户和发电企业自主协商确定供电方式和价格机制，逐步放开参与跨省跨区交易限制，支持用户与清洁能源开展市场化交易。要求做好放用电计划放开和推进市场化交易完善交易机制的有效衔接，用户和发电企业无法协商一致的，可先放开发用电计划，用户价格暂按当地目录电价标准确定。建立完善科学合理的市场化价格形成机制，用户和发电企业签订合同时自主协商，约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制，明确“基准电价”和“浮动机制”的协商原则，继续支持资源综合利用和落实惩罚性电价。要求规范4个行业用户交易行为，推进签订中长期合同，确保安全稳定供电。进一步加强事中事后监管，保障合同执行。（上证报）

3、大唐内蒙古龙王沟煤矿项目建设方案变更获发改委核准。

国家发改委办公厅9月4日发布复函称，大唐集团内蒙古准格尔矿区龙王沟煤矿核准建设方案变更。

建设方案变更后，工业场地移至点岱沟村蔺家圪卜东侧山梁台地，矿井采用斜井开拓方式，初期通风系统为中央并列式，取消原风井工业场地，回风立井调整为回风斜井，与主斜井、副斜井集中布置。调整原设计首采区及采煤工作面，矿井移交生产时装备1个综采放顶煤工作面，达到1000万吨/年生产能力。生产过程中根据煤层压茬情况，适时增加1个综采工作面进行配采。

方案变更后，龙王沟煤矿项目总投资为45.98亿元（不含矿业权价款），其中，资本金13.80亿元，占总投资的30%，由项目单位以企业自有资金出资；资本金以外的32.18亿元，申请银行贷款。（发改委网站）

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