当前国内动力煤市场小幅震荡为主。港口贸易商惜售情绪有所增加，而传递至坑口在此情绪的带动下，部分地区止跌企稳且有小幅反弹的迹象存在。

广发证券最新研报分析指出，近期价格企稳回升，一方面由于需求季节性回暖电厂，下游拉运积极性在提升;另一方面，临近年末多数企业也以安全生产为主，供应增量不大。后期，下游需求有望继续向好，电厂高日耗仍将支撑动力煤需求。

此外，由于近期汽运费上涨、铁路车皮难批，煤炭运输也受一定影响。综合来看，虽然政策面有一定压力，但在需求环比改善的预期下，动力煤价短期有望维持680元/吨以上的高位。

12月8日最新一期的CCI动力煤价格指数显示，CCI5500综合指数报598.4元/吨，较月初上涨0.3元/吨或0.1%。CCI5500现货指数报692元/吨，较月初上涨3元/吨或0.4%。

中国煤炭资源网最新了解到，目前港口价格暂时没有变化，5500大卡山西煤现货平仓价695元/吨左右，5000大卡煤平仓价620元/吨。业内人士认为短期价格上涨有难度，下跌的概率也不是很大，整体会以稳为主。

进入11月份以来，天气逐步转冷，北方部分地区电厂日耗提升库存有所下降，支撑电厂补库。分析认为，近期沿海地区主要发电企业的电煤日耗不断提高、相关部门或地区再度恢复燃煤取暖方式、建立煤炭最低和最高库存制度等因素，使得市场对于动力煤需求增加的预期得以强化。

下游方面，截止12月11日，沿海六大电厂库存合计1160.8万吨，较月初减少80.8万吨或6.5%，日耗煤量为70.3万吨，较月初增加4.4万吨或6.7%。存煤可用天数为16.5天，和月初相比，减少2.3天。

近日，发改委公布了煤炭库存制度，对于煤企和电企的最高库存和最低库存标准都做了明确规定，并明确了考核监督机制。

中信证券分析师祖国鹏表示，库存制度的核心是鼓励企业逆供需周期调节库存水平，核心目的就是稳定煤价，防止煤价出现大起大落，有助于稳定煤企的业绩预期。

中国经济网援引华东地区一位电厂内部人士称，煤炭库存制度将约束贸易商的囤煤行为。而对上中下游的煤炭库存上下限作出规定，则可以一定程度上稳定煤炭供需及价格。库存制度的建立使得供需双方都获得保障，促进煤炭供需及煤炭价格维持在相对合理水平。

需要一提的是，专家测算，按照煤炭库存制度的要求，今年大部分时间电厂的库存水平都低于《指导意见》要求，且随着12月份用煤旺季逐步深入，电厂的库存水平将进一步下降。中国青年网援引业内称，由于目前部分电企的库存不符合要求，煤炭库存制度的实施将促使电企在年底前集中补库存，这在短期内将支撑动力煤价格继续走高。

日前，在秦皇岛举行的2018年度全国煤炭交易会上，神华集团、中煤集团等煤炭企业与国电集团、华电集团等电力企业签订中长期合同，此次签约量达1.3亿吨。在随后举办的炼焦煤和无烟煤专场活动，也签订了超过7000万吨的中长期合同。截至目前，已签订的煤炭中长期合同额近3亿吨。

据了解，已签订的中长协合同仍有部分只是框架协议，有价有量的长协并没有很多。11月21日上午大唐和神华签字仪式没有量和价；华电和中煤只签了240万吨，没有价格；华能和晋煤、兖矿只有数量，没有价格；国电、粤电和神华既没量也没价。然而，国家发展改革委希望煤企和电企多签订中长期合同，从此减少煤电矛盾，让成本亏损严重的发电企业日子好过，但煤企则希望尽量以较高的价格签订。这也是此次中长期合同难以签订的主要原因。

煤炭全行业利润达3000亿元虽扭亏但尚未脱困

今年以来，煤炭市场供需保持总体平衡。今年前10个月，全国煤炭产量28.53亿吨，同比增长4.8%；煤炭净进口2.2亿吨，同比增长12.8%；全社会煤炭库存减少1亿吨以上；初步测算，全国煤炭消费量32.6亿吨左右，同比增长3.7%。

随着煤炭供给侧结构性改革不断深化，优质产能逐步释放，落后产能淘汰退出，煤炭运输通道建设加快，全国煤炭市场供需关系正在由基本平衡向更高水平的动态保障发展，带动煤炭经济运行质量显著提升。今年前9个月全国规模以上煤炭企业主营业务收入2.01万亿元；90家大型煤炭企业利润总额（含非煤）1041亿元。据中国煤炭工业协会预测，今年煤炭全行业利润可达3000亿元左右。

但也要看到，煤炭行业发展不平衡的问题还十分突出。在90家大型煤炭企业利润中，前10家利润833亿元，占80%，大多数企业仍处于微利和亏损的边缘，行业亏损面仍有20.7%。中国煤炭工业协会会长王显政强调，在看到取得成绩和效果的同时，也必须看到，全国煤炭产能过剩的态势并没有根本改变，煤炭市场供需平衡的基础还比较脆弱，煤矿关闭退出人员安置难度大，资产债务处理困难，“三供一业”移交难，企业历史负担重，煤矿一线工种招工难等问题还较为突出，相当一部分企业实现了扭亏但尚未脱困，实现行业健康发展依然任重道远。

多重矛盾交织叠加火电全行业亏损超700亿元

相比煤炭行业，火电企业的日子则较为艰难。据中电联发布的报告显示，1~7月份五大发电集团亏损170亿元，全行业总亏损300亿元，预测2017全年火电发电企业亏损额将达到700亿~900亿元左右。

对于发电企业的亏损，一方面煤炭价格上升带动发电企业成本提升，今年前三季度，高涨的煤价已导致全国煤电行业电煤采购成本同比提高2000亿元左右。但另一方面也源自我国煤电区域性产能过剩导致发电机组利用小时数不断下降。近年来，我国在电力消费需求放缓和非化石能源加快发展的双层挤压下，煤电利用小时数不断下降，2016年仅为4165小时，连续第二年低于4500小时的红线。

但是，针对经济发展新常态下存在的煤电区域性产能过剩风险，煤电企业也在贯彻落实国家促进煤电有序发展相关政策的措施，加大淘汰煤电落后产能力度，为清洁高效火电和新能源发电腾出发展空间。但同时也应该意识到，新能源加速发展对调峰容量的需求也在不断提升，煤电灵活性改造后是我国当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。随着我国装机结构多元化，煤电将更多定位为容量能源，所以煤电的利用小时数将处于相对低位状态。因此，应该重新审视煤电利用小时数的新内涵，充分发挥煤电的容量效益。

同时，我国严格控制具有明显价格优势的劣质进口煤，这从另一方面也提高了火电企业的采购成本。前不久，海关总署召集行业龙头企业，要求电企控制进口煤，出台相关管理办法加强监管，电企签订的新进口煤合同要求减量，控制相关口岸开放，延长商检周期。据知情人士透露，目前商检通关周期长达40天左右，对于着急用煤的发电企业而言，更是雪上加霜。

中长期合同是化解煤炭“顶牛”的有效途径

在煤炭行业扭亏但尚未脱贫、发电企业全行业亏损的背景下，煤炭供需双方应该如何交易，以维护各方利益，实现双赢？政府及诸多方面给出的一个重要方案是：煤电双方签订中长期合同。这也是此次全国煤炭交易会的主要内容之一。

为促进煤炭稳定供应和上下游行业健康发展，早在全国煤炭交易会召开前夕国家发展改革委就印发了《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》（以下简称《通知》）。《通知》要求2018年煤炭市场将继续实行“基准价+浮动价”的价格机制，长协基准价或维持2017年水平不变，基本保持在535元/吨。同时，2018年长协合同数量占比将达75%以上。但目前来看，已签订的中长期合同比例还未达到10%。

国家发展改革委副主任连维良在交易会上表示，中长期合同是化解煤炭“顶牛”、实现上下游稳定发展的有效途径，也是供需双方建立长期、诚信合作关系、提高煤炭供给体系质量的现实途径。连维良表示，鼓励煤电双方早签、多签、实签中长期合同，同时，鼓励煤电企业直购直销，推动产运需三方签订合同，第三方征信机构发挥力度，让履约率保持在90%以上。

“十三五”期间，煤炭行业将关闭煤矿产能8亿吨，新投产煤矿9.2亿吨，产能净增加1.2亿吨。据相关机构测算，未来三年产量年复合增速2.2%，消费年复合增速为2.7%，煤炭行业持续存在较大缺口，预计明年煤价依然会维持高位运行状态。然而，随着燃料成本高企、环保因素制约、部分区域存在产能过剩风险以及电价机制不顺等多重矛盾交织叠加，煤电企业经营效益令人堪忧。所以煤电双方应积极早签订中长期合同，并且实签、多签，保障稳定供应，促进煤炭上下游产业的互利共赢发展。