煤企逆市涨煤价 沿海煤市压力加大
受上调煤炭价格的积极因素被逐渐消化影响，上月底，环渤海动力煤价格指数趋稳。下游需求平淡、电厂日耗不高，煤炭交易并不活跃，港口发运量下滑。进入12月份，随着神华、中煤、同煤、伊泰等多家大型集团带头上调煤炭价格，沿海煤市更加冷清，用户采购积极性下降，到港拉煤船舶急剧减少。数据显示，12月3、4日，秦皇岛港下锚船分别只有13和12艘，降至今年以来最低位，其中已办手续船舶只有1-3艘；曹妃甸港下锚船只有2-3艘。
据业内人士介绍，被称为4+1(神华、中煤、同煤、伊泰和中国煤炭工业协会)的会议结束，就未来一段时间煤炭价格的走势达成共识。一是决定进入12月份，煤价继续上涨；二是，一月初，煤价还要上涨。而确定的目标为：明年年初，发热量5500大卡动力煤平仓价要达到550元/吨以上；此外，煤企和协会还将协调发改委等有关部门，再次约谈华能集团，要求华能带头接受550元/吨的年度长协价格。
受经济增速放缓影响，民用电、工业用电双双不振，造成电厂耗煤低位，库存走高，重点电厂存煤可用天数高达29天左右，直接造成下游电厂采购煤炭不积极。因此，在十一月份，尽管得到“十二月初下水煤即将大幅涨价”的消息，用户心有余而力不足，抢煤意识不强，采购积极性很差。华东、华南大部分电厂做到了“家有存煤心不慌”，主要以消化自身库存和吸纳“西电东送”量为主，对北方港口下水煤仅派出少量船舶维持着刚性拉运，市场一片萧条冷清。整个十一月份，秦皇岛、天津、唐山等北方港口锚地待装船数量偏低，其中，积极办手续装船的船舶更是少之又少。由于煤炭需求偏弱，实际交易量减少，港口发运量也在下降，十一月份，北方港口煤炭下水数量环比有所减少。
受国内煤价持续上涨、竞争力减退影响，拉煤用户悄然减少，北方港口煤炭库存缓慢上升。截止12月7日，秦皇岛港、曹妃甸港存煤分别达到728和670万吨，与11月初相比分别增长了205、104万吨。在南方电厂库存高位的同时，主要煤炭接卸港口：防城港、广州港、上海港、六横岛储煤基地库存量逐渐达到高位，其中，广州港存煤320万吨，达到存煤上限。由于采购进口印尼煤不受关税限制，仍有利润可赚，贸易商纷纷增加印尼煤的采购数量，保持着较为稳定的进口量。澳洲煤方面，由于中澳自贸协定的签订，澳洲动力煤的进口关税要两年后才全部取消；短期内，澳洲煤到货量减少。
已经进入冬季，全国重点电厂存煤接近一亿吨，而耗煤增量不明显；沿海六大电厂方面，截止12月7日，库存量为1354万吨左右，日耗62.4万吨左右，可用天数高达21天。尽管11月份沿海地区降雨有所减少，但贵州、四川、云南等内陆地区降雨量较10月份居然高出20-30%，各大水电站水位依然处于高位，助推了水电运行的良好，水电对火电仍继续保持较强的替代作用，沿海电厂用电负荷继续保持中低位，减少了用煤量。社会库存处于高位，尤其接卸港和火电厂库存均达到历史最高位，均需要长时间的去库存，才能促使煤炭市场供需趋向平衡。进入冬季，在下游需求走弱、产能产量释放，以及高库存、低消耗的大背景下，沿海煤炭市场压力不减。短期内，煤炭市场供需矛盾将不会得到有效缓解，供大于求格局难以改变。
神华集团率先“发难”，大幅上调12月份煤炭价格，12月份，神混1(5500大卡)煤价上调至539元/吨，较11月上涨15元/吨，其余各煤种价格也均上涨15元/吨，同时之前的优惠措施仍然执行。以5500大卡动力煤为例：12月份挂牌价格为539元/吨，长协价格可以在此基础上下浮10元/吨，即529元/吨。神华集团上调煤价后，中煤、同煤、伊泰集团立即跟上，除中煤“平4”煤种上涨12元以外，其余所有煤种均上涨15元/吨；预计其他中型煤企也会跟随上涨。由于下游电厂库存高位，大部分用户并不急于采购，市场活跃度很低。电厂耗煤不稳定，部分沿海电厂日耗仍然偏低，很多电力集团接机对其旗下部分发电机组进行停机检修或备用。在北方港口，市场煤成交量进一步降低，码头空泊现象愈发严重，沿海煤市压力加大。
当前，正值全国煤炭交易会召开之际，处于煤电博弈最关键的阶段；在国家政策的支持下，大型煤企继续上调煤价，以提高长协煤炭的议价砝码。但由于国内经济疲软，工业用电和居民取暖需求偏弱，下游电力集团负荷没有出现显著增加；加之，电厂库存高位不减，采购积极性很差。这轮煤炭涨价后，沿海煤炭市场将更加冷清，秦皇岛、唐山、黄骅等港口到港拉煤船舶急剧减少，库存继续回升，预计中旬将达到各港口存煤能力极限。
