（1）中国沿海煤炭运价指数

15日，中国沿海煤炭运价指数跌势不改，综合指数较昨日下行20.44点至544.3点，各航线运价跌幅在0.7元/吨-1.3元/吨。具体情况如下：

目前，沿海煤炭运价早已跌破船舶运营成本线，停航船舶逐渐增多，但由于临近春节工厂工地停工致电厂日耗下跌，加之进口煤陆续补充等因素影响，其节前补库需求有限，货盘释放稀少；同时沙石发运逐渐减少，外贸低迷兼营回归较多，运力略显过剩，船多货少运价运价维持弱势态势。

（2）外贸市场行情

14日，BDI指数较前一交易日下跌2点至763点；其中，海岬型船运价指数较前一交易日下跌34点，巴拿马型船运价指数暂未发布，超灵便型船运价指数较前一交易日下跌3点，灵便型船运价指数暂未发布。具体情况如下：

巴拿马船型：太平洋市场整体仍比较低迷，装港交船成交仍是目前主流，印尼回国航线实际成交在5000美元/天加5万美元空放补贴，对应南中国交船日租金水平为1500美元/天左右，澳洲回国航线时间成交在5000美元/天加20万美元空放补贴，对应在长江口交船日租金水平仅为1500-2000美元/天左右。受到印尼进口煤货盘有所增加等因素影响，船东信心有所恢复。市场在经历持续下跌后有望逐步企稳止跌。

灵便船型：上周太平洋市场船多货少的局势仍未改善，租金水平继续下跌，到下半周北中国接近0租金水平，市场几无继续下跌空间，同时油价有所回落，市场活跃度略有提高，市场触底企稳。各航线具体成交水平，北中国空船基本都是在渤海湾装港或者韩国装港交船，成交水平在2000美元/天；南中国及东南亚空船做印尼回国煤炭成交在南加装港交船成交在6000-7000美元/天水平，在东加装港交船成交在4000-4500美元/天水平。

（1）汾渭CCI指数

（2）CCTD环渤海动力煤现货参考

（3）CECI曹妃甸指数

临近春节假期，市场新增询货及供应量均有不同程度减少，近期采购主要以拉运长协煤为主，主流报价趋于平稳，实际成交情况一般，各方观望后市和分歧再度显现。目前（CV5500）主流价561元左右，（CV5000）主流价502元左右。

鄂尔多斯网分析认为：随着春节的临近，工厂放假开工率下降，电厂耗煤量将出现明显下滑；贸易商也将清理库存、回笼资金，加快销售步伐。而进口煤本月下旬将有一批补充；届时，接卸港口和电厂库存都将得到提高，市场压力加大，国内港口市场动力煤价格将出现回落。

15日,六大电厂整体库存1491.56万吨，较昨日增加8.67万吨；日耗68.39万吨，较昨日增加1.83万吨；存煤可用天数21.81天，较昨日减少0.47天。具体情况如下:

近期，六大电厂持续采取去库存及长协平稳拉运策略，对市场煤采购较少；加之目前印尼煤通关时间普遍在7-15天左右，后续电厂库存将得到补充，其采购积极性难有提升。

另外，伴随冷空气再次来袭，六大电厂日耗小幅回升至68万吨；但由于冷空气势力整体较弱，明天雨雪范围缩减，本次过程进入尾声，其增加幅度也或有限；同时下游部分工业、企业陆续停工放假，工业用电负荷下降，预计电厂耗煤水平或维持较低水平。

（1）环渤海港口库存

15日，环渤海港口库存1718.8万吨，较昨日增加12万吨。其中，曹妃甸港区库存（不包含华电曹西）较昨日增加10.5万吨，京唐港区库存较昨日下降3万吨，神华黄骅港库存较昨日增加3万吨，秦皇岛港库存较昨日增加1.5万吨。具体情况如下：

临近春节，煤炭需求转淡，下游仅维持零星采购，基本无大批量集中采购计划，同时产地煤矿停产、放假煤矿数量继续增加，贸易商发运积极性不高，煤炭供应持续收紧，港口供需呈现双弱态势；在调入调出相对均衡下，环渤海四港库存小幅波动。

锚地船舶数量

春节渐进，下游部分工业、企业陆续停产放假，其日耗水平有所回落，拉运积极性依旧不足，环渤海四港锚地船舶数量继续处于低位，且预计未来一段时间仍将维持低位。15日，环渤海四港锚地船舶数量65条，其中秦皇岛港21条，国投曹妃甸港5条，神华黄骅港36条，国投京唐3条。具体情况如下：

15日，秦皇岛港调入量43.8万吨，吞吐42.3万吨；神华黄骅港调入量52万吨，吞吐量46万吨；国投曹妃甸港调入量18.5万吨，吞吐量22.4万吨；曹二期调入量5万吨，吞吐量16.6万吨；华能曹妃甸调入量8.4万吨，吞吐量0万吨；京唐老港调入量5万吨，吞吐量7万吨；国投京唐港调入量11.7万吨，吞吐量14.7万吨；京唐3640调入量10.9万吨，吞吐量8.9万吨。具体数据如下：

本报告期（2020年1月8日至2020年1月14日），环渤海动力煤价格指数报收于553元/吨，环比上行1元/吨。

分析认为：临近传统佳节，煤炭产运需各环节生产全线趋弱，供需缩口偏差较大，港口深度被动去库，货源供应趋紧带动港口动力煤价格逆市上涨，本期环渤海动力煤价格指数小幅上行：一、产地供应收缩，带动市场情绪。  二、下水港深度被动去库，货源结构偏紧，港口价格上涨。 三、电厂存煤总量进一步下降，采购需求或将有所释放。具体情况如下：

1月具体封航情况如下：

三峡水况信息如下：

（1）天气

1、南方地区多过程性降水

未来10天，江淮、江南、华南西北部及西南地区东部还将有3次降水过程，主要降水时段出现在15-16日、18-19日、21-24日。

2、华北黄淮等地有雾或霾

15-18日，华北中南部、黄淮西部、东北地区中部等地大气扩散条件转差，有持续性霾天气。

3、西藏西南部有明显降雪

16-17日西藏西南部有明显降雪天气，大部有中到大雪，局地暴雪。

（2）天气海况天气

15日08时至16日08时，台湾海峡、巴士海峡、南海东北部海域将有6～7级、阵风8级的东北到偏东风，东海北部海域、南海中东部和西南部海域将有5～6级、阵风7级的东北风，东海南部海域、台湾以东洋面将有5～6级、阵风7级的东北风转东南风，北部湾将有5～6级、阵风7级的东南风。

16日08时至17日08时，东海南部海域将有6～7级、阵风8级的旋转风，东海北部海域、南海东北部和中东部海域、台湾海峡、台湾以东洋面、巴士海峡将有5～6级、阵风7级的东北风。

17日08时至18日08时，台湾海峡将有6～7级、阵风8级的东北风，东海大部海域、台湾以东洋面、巴士海峡、南海东北部和中东部海域、南海西南部海域将有5～6级、阵风7级的偏北到东北风，琼州海峡将有5～6级、阵风7级的偏东风。

1、统计局：1月上旬全国煤炭价格稳中有涨

国家统计局于1月14日公布的数据显示，1月上旬全国煤炭价格稳中有涨。各煤种具体价格变化情况如下：

无烟煤（洗中块，挥发份≤8%）价格1050元/吨，与上期持平。

普通混煤（山西粉煤与块煤的混合煤，热值4500大卡）价格445元/吨，较上期上涨5元/吨，涨幅1.1%。

山西大混（质量较好的混煤，热值5000大卡）价格为495元/吨，较上期上涨5元/吨，涨幅1.0%。

山西优混（优质的混煤，热值5500大卡）价格为555元/吨，较上期上涨5元/吨，涨幅0.9%。

大同混煤（大同产混煤，热值5800大卡）价格为580元/吨，与上期持平。

焦煤（主焦煤，含硫量<1%）价格为1420/吨，与较上期上涨5.7元/吨，涨幅0.5%。

上述数据显示，1月上旬全国无烟煤价格维稳，炼焦煤价格上涨，动力煤价格稳中有涨。（国家统计局）

2、2019年全国进口煤炭29967.4万吨 增长6.3%

海关总署1月14日公布的数据显示，中国中国2019年12月份进口煤炭277.2万吨，同比减少745.8万吨，下降72.90%；环比减少1800.9万吨，下降86.66%。

12月份煤炭进口额为19370万美元，同比下降73.65%，环比下降87.89%。据此推算进口单价为69.88美元/吨，环比下跌7.09美元/吨，同比下跌1.97美元/吨。

2019年1-12月份，全国共进口煤炭29967.4万吨，同比增长6.3%；累计进口金额2339470万美元，同比下降5.5%。（中国煤炭资源网）

3、山东能源集团首个“公转铁”煤运项目启动

近日，随着一声响亮的火车汽笛长鸣，满载3300吨山东能源枣矿集团高庄煤矿煤炭的列车缓缓驶出官桥站，经枣临线驶向山东潍焦集团薛城能源有限公司，拉开了山东能源集团首个“公转铁”煤炭运输项目大幕。该项目实施后，枣矿集团经铁路销售给山东潍焦集团薛城能源公司的精煤卸车后可以直接装运焦炭继续运输，全年将增加铁路运量60万吨。（中国能源报）

4、云南将加快煤炭产业整合与重组

《云南省能源局、云南省自然资源厅关于加快推进煤炭产业高质量发展中资源整合和企业兼并重组工作的通知（征求意见稿）》（下称“意见稿”）日前发布，向社会公开征求意见。

根据意见稿，云南将坚持从各地区实际出发，因地制宜，处理好资源整合、兼并重组与淘汰落后产能的关系，产业布局向重点地区集中，煤炭开发向大型煤炭基地集中，煤炭生产向骨干企业集团集中，协调推进全省煤炭资源整合和煤炭企业兼并重组工作。

到2021年底，煤企户数控制在20户-30户之间，单个煤企产能规模不得低于300万吨/年。全省原煤产量恢复性增长在8000万吨以内，力争实现工业总产值1000亿元，实现利税180亿元，原煤百万吨死亡率低于全国平均水平。

《意见稿》同时指出，2021年底前，有序引导产能30万吨/年（不含30万吨/年）以下煤矿全部关闭退出；保留煤矿单井规模不得低于30万吨/年，煤与瓦斯突出等灾害严重矿井的最小规模、最大规模应严格按国家有关规定执行；打造一个年生产能力不低于5000万吨级的省属大型煤炭产业集团，使其在全省煤炭生产总量中的占比至少达到60%，力争达到85%。（中国能源报）

5、西北能监局：宁夏煤电企业资金链断裂风险攀升

西北能监局日前发布《关于2019年宁夏部分燃煤发电企业生产经营现状的调研报告》（以下简称《报告》），梳理2019年宁夏电力行业发展和电煤供需情况、宁夏煤电行业存在的问题，并提出相关建议。《报告》指出，从调研情况分析，宁夏煤电行业存在连续大面积亏损、资金链断裂风险攀升、粉煤灰综合利用严重不足、现金流紧张、部分电厂超净排放电价执行不到位、交易组织与市场发展尚不平衡等问题。

《报告》显示，此次收集数据的10家电厂共计32台燃煤火电机组，发电总装机1626万千瓦，占宁夏统调煤电机组的60.99%。10家电厂总资产452.61亿元，总负债360.98亿元，平均负债率79.75%。2019年1至11月，10家电厂营收总额145.51亿元，利润总额-4.98亿元，大部分电厂实现了减少亏损，个别电厂扭亏为盈（3家盈利，7家亏损）。

从10家煤电企业反映的情况看，2019年，虽然通过配煤、改进机组效率、加强生产经营管理等控制措施进一步压缩成本，把握辅助服务市场建设运行等外部有利契机努力增加收益，但受电煤价格持续高位运行、燃煤成本疏导不畅的两端限制，宁夏大部分煤电企业亏损局面难以扭转。2016年下半年以来宁夏4500大卡电煤已从每吨200元涨至340元，涨幅70%。同时，宁夏煤电标杆上网电价从2016年1月1日起至今未随煤价上涨，仍为0.2595元/千瓦时。因此，《报告》预计，2019年将成为宁夏煤电企业连续大面积亏损的第三年。

作为宁夏主要的煤炭生产销售企业，国家能源集团宁夏煤业有限责任公司年产煤量占宁夏规模以上原煤产量的80%左右。在此次调研中，该公司表示，2019年其煤炭产量约5900万吨，全年宁夏电煤需求约5600万吨，其供应约2000万吨，电煤价格较平稳，约每吨340元（发热量4500大卡）。预计2020年宁夏电煤需求较2019年略有上升，该公司供应电煤与2019年基本相同。

对于煤电企业资金情况，《报告》显示，因企业连年亏损，缺乏金融机构认可的盈利预期，偿还债务能力大幅削弱，金融机构对煤电企业信贷实施了严格的信贷管控措施。亏损企业续贷需新增可靠担保人和抵押物。国有企业大部分由上级集团公司或盈利的兄弟企业担保续贷，利率顶格上浮。个别企业甚至出现金融机构不再发放新增贷款的情况，依靠股东增加注资维持企业运转。因此，宁夏燃煤发电企业资金链断裂风险不断加大。

此外， 受宁夏工业产业结构影响，煤电企业所收电费收入中承兑汇票比例长期高企，约占60%左右。企业为维持现金流，采用贴息方式将部分承兑汇票提前兑付。宁夏各煤电企业每年都需支付少则数十万、多则上千万的贴现利息，进一步加重企业负担。2019年支付电费中已出现商业承兑汇票和个别低信用城商银行的承兑汇票无法兑付的情况。

公开信息显示，2019年1至11月，宁夏电网统调年累计发电量1425.6亿千瓦时，其中火电发电量1137.9亿千瓦时，同比增加7.8%；水电发电量20.4亿千瓦时，同比增加9.9%；风电发电量163.2亿千瓦时，同比下降3.5%；光伏发电量104.1亿千瓦时，同比增加 24.7%。