行情预测预计，下周4-5万吨主流进江航线在（18-20）区间波动。 由于运价已跌至成本线一下，基本无下行空间，加上工业企业陆续复工有效进行，六大电厂日耗回升，用煤需求逐渐增加，市场支撑面渐显，预计短期内运价将有所回暖。 行情综述 本期海运市场运价持续底部徘徊。本周六大电厂日耗回升至40万吨以上，且频繁封航影响下，船舶周转滞缓，船东虽报价坚挺，但是目前下游库存依旧高企，货盘仍旧不多，市场交易较为冷清，运价仍在底部徘徊。 煤炭贸易市场止涨企稳，据了解，目前港口市场交易较为冷清，多空交织，市场价格僵持，暂时平稳；北方港口库存震荡上涨，近日，受大雾天气影响，北港封航较长，船舶装卸效率明显下降，调出量有所减少，同时上游产地煤矿复产加快，调入量小幅增加，在其高于调出的情况下，北港库存有所增涨；终端电厂小幅震荡，近日，随着下游工业企业复产增多，带动用电量的增加，六大电厂日耗回升至42万吨左右，同时库存继续保持在1700万吨以上，存煤可用天数41天。

行情预测预计，下周4-5万吨主流进江航线在（18-21）区间波动。目前运价已经跌至成本线以下，加上近期封航较多，锚地检疫，市场可用船不多，且后续随着多地开始陆续复工，用煤需求可预见性增加，货盘将逐渐增多，预计下周运价或小幅回升。行情综述 本期海运市场运价持续底部徘徊。由于新冠病毒疫情影响持续，工业企业复工迟缓，下游电厂在日耗低位、库存充裕下采购需求有限，市场货盘依旧较少，运输需求持续低迷，加之外贸市场仍弱，大量兼营船舶回流，运力过剩继续凸显，市场交投平淡，运价持续底部运价。煤炭贸易市场止涨企稳，目前来港询货现象减少，港口作业仍以长协调度居多，市场煤供应紧缺且报价较高，整体成交少，但下游企业复工进程缓慢，电厂日耗低且多数备货相对充足，不急于买货，对高价煤接受度不高；北方港口煤炭小幅下降，近日，受较强冷空气影响，北方四港均出现不同时段的封航，导致船舶装卸效率降低，加之下游需求乏力，用户采购积极性不高，调出量明显下降，而新冠疫情导致主产地煤矿和运输业复产缓慢，港口调入量有限；终端电厂小幅上升，近期，下游工业企业复工缓慢，电厂日耗一直较为低迷，加之库存相对充足、长协煤供应稳定。

行情预测 预计，下周4-5万吨主流进江航线在（33-38）区间波动。 年关临近，部分煤企紧赶年度营收任务，加大电厂长协煤兑现，电厂提前拉运使得需求有小幅回升，且后续冷空气持续影响下，六大电厂日耗可预期性提升，虽然整体库存仍旧较高，但是利多情况下，预计下周运价小幅上涨。 行情综述 本期海运市场运价先弱势维稳后小幅上涨。上半周，市场商谈清淡，报出船货均不多，实际成交较少，且受制于终端高库存影响，采购需求的释放，不过冷空气影响下，北港船舶周转缓慢，六大电厂日耗有所增长，对运价有所支撑，市场以稳为主，波动较小；后半周，随着市场热度小幅升温，货盘有所释放，以南下粮食及建材发运较多，加上六大电厂日耗持续上涨，耗煤需求增加，利好支撑下，运价开始小幅上涨。 煤炭贸易市场企稳，近期，煤炭市场交投尚可，个别港口库存下降较快，但主要为中低卡煤表现良好，贸易商稳价观望；北方港口煤炭库存大幅下降，近期，港口市场稍有回暖迹象，下游用户在电厂耗煤量增加及进口煤受限升级下补库需求略有增多，加之封航解除，船舶装卸效率恢复正常，港口调出量小幅增加，在其高于调入的情况下，北方四港库存持续下行；终端电厂库存震荡上涨，近期，冷空气带动民用电需求走强，六大电厂日耗攀升至近69万吨，不过，其库存亦到达1674万吨高位，存煤可用天数降至24天。

通过四年的供给侧结构性改革，我国煤炭行业生产结构不断调整，生产集中度逐年提高，生产布局持续优化，企业负债率回落，盈利能力回升，行业投资回暖。2019年是国务院提出煤炭化解过剩产能实现脱困发展的第四个年头。通过四年的“供给侧结构性改革”，煤炭行业生产结构不断调整，生产集中度提高；生产布局持续优化；企业负债率回落，盈利能力回升，行业投资回暖。在消费方面，根据国家统计数据，今年上半年全国煤炭消费占比下降2.1个百分点；根据中国煤炭运销协会测算，2019年1-8月全国商品煤累计消费量26.3亿吨，同比增长0.4%。其中，电力行业煤炭消费量为14.1亿吨，同比下降0.9%，但钢铁、建材、化工行业煤炭消费量上升，2019年1-8月钢铁、建材、化工行业煤炭消费量分别达4.6亿吨、3.1亿吨和2.0亿吨，同比分别增长5.9%、3.3%和1.3% 。生产：增量集中在“三西一新”随着煤炭行业供给侧结构性改革深入推进，煤炭生产布局持续调整，新增产能主要集中在“三西一新”地区。今年煤炭优质产能加速释放。2019年1-8月国家发展改革委和国家能源局共核准煤矿33处，均为大型及特大型煤矿，其中31处为新建项目，2处为改扩建项目（温家庄煤矿500万吨/年改扩建项目和芒来露天矿500万吨/年改扩建项目），33处煤矿净增产能约1.61亿吨/年；去年同期共核准14处煤矿，净增产能6050万吨/年，今年上半年通过核准的项目数量和净增产能为去年同期的2倍以上。新核准产能主要集中于三西地区和新疆（33处中26处来自以上四省/区），仅内蒙古一地新获得核准煤矿达10处，产能6230万吨/年，净增产能6140万吨/年，占净增产能约38%。陕煤化集团的4处煤矿（小庄煤矿、曹家滩煤矿、小保当一号煤矿、小保当二号煤矿）获得国家发展改革委办公厅的审批，按设计生产能力生产，其中小保当一、二号煤矿以及曹家滩煤矿分别从800万吨/年的产能提升至1500万吨/年、1300万吨/年、1500万吨/年。此外塔山煤矿、高家梁煤矿等大型煤矿先后完成生产能力核定，产能获得大幅提升。根据国家能源局最新产能公告（2019年第2号），截至2018年12月底，三西地区（山西、陕西和内蒙古）煤炭数量总和在全国煤矿总数中占比35.7%，较上期公告（截至2018年6月底）提高4.4%；三西地区（山西、陕西和内蒙古）煤炭产能总和在全国煤炭总产能中占比64.1%，较上期公告提高1.6%。“三西一新”区域内煤炭数量占到全国煤矿总数的近三分之一，较上期公告上升4.9%；“三西一新”区域煤炭产能占全国煤炭总产能的近70%。此外，“三西一新”单矿平均生产规模（产能）位居全国前列。内蒙古、新疆、陕西和山西单矿平均生产规模分别为239.20万吨/年、195.10万吨/年、192.11万吨/年和156.36万吨/年，分别位列本次公告内省（区）单矿平均生产规模的第三、四、六、九位。原煤产量持续增长，煤炭进口适度放开，供应保障能力加强。根据中国煤炭工业协会数据，2019年1-8月全国原煤产量24.1亿吨，较上年增加约1.31亿吨，同比增长5.7%。仅2019年8月原煤产量达3.16亿吨，同比增长6.5%。根据海关数据，2019年1-8月累计进口煤炭及褐煤约2.20亿吨，较去年同期增加1714万吨，同比增长8.4%。动力煤进口出现回落，2019年1-8月动力煤累计进口约5719万吨，同比增加2.4%；炼焦煤进口则出现显著增长，2019年1-8月炼焦煤累计进口约5312万吨，同比增长22.7%。运输“瓶颈”解开，铁路运量保持增长。2019年1-8月全国煤炭铁路发运量16.2亿吨，同比增长3.2%，煤炭交通运输保障能力进一步提高；2019年1-6月国有重点煤矿发运量约5.91亿吨，同比增长3.9%，在总发运量中占比49.2%，较去年同期增加0.6个百分点。大秦铁路上半年煤炭发运量约2.18亿吨，同比下降3.2%。此外，世界上最长重载铁路浩吉铁路建设基本完毕，该铁路规划年运输能力2亿吨以上，将打通“北煤南运”的运输瓶颈。随着“去产能”工作不断深入，东北、华东、华中、西南区域内煤炭生产规模延续下降趋势。继2016-2018年先后完成2.9亿吨/年、2.5亿吨/年和2.7亿吨/年去产能工作后，根据不完全统计，2019年各省提出的去产能计划合计超过7000万吨/年，其中山西、贵州和河北提出的产能退出计划均超过了1000万吨/年，分别为1895万吨/年、1617万吨/年和1003万吨/年。其中东北地区（黑龙江、吉林和辽宁）煤炭数量总和在全国煤矿总数中占比12.1%，较上期公告（截至2018年6月底）下降4.0%；东北地区煤炭产能在全国煤矿总产能中占比4.2%，较上期公告下降0.4%。华东地区（江苏、安徽、福建、江西、山东）煤炭数量总和在全国煤矿总数中占比8.8%，较上期公告（截至2018年6月底）持平；华东地区煤炭产能在全国煤矿总产能中占比8.8%，较上期公告回落0.5%。华中地区（河南、湖北和湖南）煤炭数量总和在全国煤矿总数中占比8.8%，较上期公告（截至2018年6月底）下降4.9%；华中地区煤炭产能在全国煤矿总产能中占比4.6%，较上期公告回落0.7%。西南地区（四川、云南、贵州、重庆）煤炭数量总和在全国煤矿总数中占比27.6%，较上期公告（截至2018年6月底）增加4.0%；西南地区煤炭产能在全国煤矿总产能中占比7.9%，较上期公告增加0.2%。结构：煤企头部集中根据国家能源局公告，截至2018年年底，在生产煤矿中，大型及特大型煤矿共有823处，较上期公告增加1处；中型煤矿1002处，较上期增加8处。小型煤矿数量继续下降，为1548处，减少452处。大型及特大型煤矿数量占比约为24%，较上期公告提高约2%；小型煤矿数量占比约46%，较上期下降六个百分点。大型及特大型煤矿产能占比达到72%，与上期公告持平；小型煤矿产能占比约7%，较上期下降约1%。2019年1-8月，小型煤矿数量下降明显，而大型及特大型煤矿产能占比继续上升，煤炭行业结构持续优化。根据中国煤炭工业协会数据，2019年上半年全国煤炭产量前十名的企业产量合计约8.37亿吨，较上年增加1876万吨，同比增长2.3%。协会直报企业上半年产量12.8亿吨，全国煤炭产量前十名的企业产量占协会直报企业总产量的65.4%，较去年同期增加1.4个百分点。经营、投资：利润小幅回落，行业投资回暖2019年1-8月，煤炭开采和洗选业固定资产投资完成额同比增长26.1%，较上年增加26.5个百分点。2019年1-6月全国规模以上煤炭企业营业收入11697.3亿元，较上年同期增加402亿元，同比增加3.6%；利用总额（补贴后）1391.1亿元，较上年同期减少96亿元，同比下降6.5%；亏损企业亏损额207.9亿元，较上年同期增加43亿元，同比增加26.2%；资产负债率65.9%，较去年同期下降0.8%。

近日，国家电网有限公司全面完成我国北方12省9259项“煤改电”10千伏及以下配套电网工程建设，为广大群众温暖度冬提供坚强电力保障。　　推进“煤改电”配套电网建设，关系北方地区广大群众能否温暖过冬和雾霾天能不能减少，是打赢蓝天保卫战的重要举措，是能源生产和消费革命、农村生活方式革命的重要内容。　　2019年是蓝天保卫战三年行动计划中任务最艰巨的一年。公司党组认真贯彻党中央、国务院关于打赢蓝天保卫战重大决策，提前研究部署，国网设备部、发展部、营销部、物资部等部门积极落实公司“七项蓝天行动”要求，精心组织，建立协调机制，及时解决存在问题，在郑州组织召开“煤改电”工作推进会，进一步推动工程建设及运维保障工作；加强过程管控，按照10月底全面完工的工作目标，逐项梳理制定里程碑和竣工时序计划，建立日报告、周分析、月通报机制，采取督导检查、重点约谈等方式，全过程管控项目立项、物资招标等17个关键节点，确保里程碑计划刚性执行。　　工程建设中，公司各单位以高度的使命感和责任担当，迎难而上、攻坚克难。认真贯彻资产全寿命周期管理理念，导线截面、通道布局、土建规模、设备选型一步到位；强化配电网标准化建设，选用标准物料、定制化设备；推行工厂化预制、成套化配送、装配化施工、机械化作业，严格工程竣工验收；扎实开展配电网工程现场安全管理巩固提升行动，组织开展现场安全管理交叉互查，实现工程“零死亡”安全目标。　　2019年“煤改电”工程惠及19684个村、372万户居民，供暖面积约2.3亿平方米，其中京津冀周边及汾渭平原重点区域惠及18479个村、340万户居民。电采暖全面启用后，预计2019-2020年采暖季，公司范围内北方电采暖用户取暖电量将超过200亿千瓦时，减排二氧化碳2000万吨，减排二氧化硫、氮氧化物和粉尘污染物600万吨，相当于替代散烧煤1100万吨，节能减排效果显著，将进一步提升人民群众的幸福感、获得感。

1、中国煤炭资源网消息，10月30日，国际能源署（IEA）表示，印尼动力煤产量停滞不前，2040年，俄罗斯预计将超过印尼成为最大的动力煤出口国。国际能源署在2019新加坡国际能源周上发表《东南亚能源展望》表示，随着2020年后煤矿投资停滞，2020-2030年印尼煤炭产量或将下降。2、根据最新国常会决策，明年2020年1月1日起，现行标杆上网电价机制，将改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。新机制中的基准价将按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，具体电价由供需双方协商或竞价确定，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。这一政策意味着电力同煤炭一样，逐步市场化将成为往后大趋势。政策定调加速电力市场化改革，增大电价下调的空间，电厂对煤价压价增强，叠加自2016年来的3年供给侧改革边际效用逐步递减，后期煤价拐点即将到来，即将逐步进入长期下跌，需要重点关注。（来源：期海任逍遥）3、中国煤炭资源网消息，受进口澳煤市场冲击，沿海企业对于国内产地低硫主焦煤需求缩减明显。山西临汾、吕梁等地低硫主焦煤价格经过前期调整，部分煤矿仍有出货压力，不排除价格进一步下调。另据市场消息称，山西晋南地区钢厂第二轮提降焦炭价格50元/吨，市场心态整体偏弱，后期钢厂提降范围或将扩大。需持续关注后期焦企情绪及钢厂环保限产情况等。源自：中国煤炭资源网

煤炭在未来一段时间内仍然是我国重要的基础性能源，在国民经济发展中占据重要的位置。在这种情况下，安全高效的煤炭运输体系对于保障煤炭供应安全、促进国民经济健康发展具有重要作用。目前，我国已经形成了“西煤东运”“北煤南运”的煤炭运输总体格局。然而，在能源革命和煤炭供给侧结构性改革交互作用下，我国煤炭运输通道面临诸多新情况新问题，亟需予以关注。铁路、港口和汽运多题待解铁路方面 ——煤炭铁路运力出现区域性和季节性紧张情况。随着煤炭优质产能向“三西”、新疆等地区进一步集中，这些地区的煤炭调出量已占到全国煤炭省际调出总量的四分之三。我国煤炭大多数流向东部沿海地区，这使得东部铁路干线运力相比西部地区更为紧张。同时，夏季气温陡升、冬季供暖等季节性因素，使我国煤炭需求表现出明显的季节性特征，形成煤炭运输季节性运力松紧不一的情况。铁路通道货源竞争日益激烈。随着三条运煤通道的相继投产运营，“三西”地区煤炭外运路线选择更加多元化，大秦铁路原有的货源不断被分流，三条运煤通道的铁路干线在争取“三西”地区煤炭货源的相互制衡越发凸显，逐步呈现“三分天下”的运输局面。同时，随着瓦日线装车配套设施的逐步完善，晋中南铁路也将吸引山西南部煤炭，铁路货源的竞争更加激烈。铁路管理体制仍然无法满足市场化需求。我国铁路的所有制结构单一，国家铁路集团仍然是垄断经营，缺乏发展动力、竞争压力及有效的市场化监督机制，影响铁路煤炭运输效率的提高。同时，煤炭运输价格由国家制定，铁路运力和煤炭运输需求无法通过市场化的价格机制进行调节，制约着煤炭运输的发展。铁路运输效率与国际水平存在差距。与国际先进水平相比，我国煤炭铁路的机车载重和性能水平有限，较难承担远距离、大数量的煤炭运输任务，无法满足载重大、速度快的市场需求，重载货车和快捷货车的发展水平有待提高。铁路尚未形成运输、装卸、仓储、配送、信息等为一体的煤炭物流运营系统，铁路信息化建设水平有较大的提升空间。港口方面——煤炭发运港口产能严重过剩。近年来，我国煤炭港口新增产能不断增加。在煤炭发运最集中的环渤海地区，随着主要煤炭发运港口陆续投产，港口发运能力大幅提升，北方七港已形成煤炭吞吐能力8.9亿吨/年。然而，2018年北方七港实际发运煤炭7.14亿吨，煤炭发运港口的产能严重过剩。同时，各港口煤炭发运量还存在明显的不均衡性。煤炭发运港口经营主体分散。沿海主要煤炭发运港口中，环渤海的秦皇岛港、天津港、黄骅港、唐山港（含曹妃甸港区及京唐港区）、青岛港、日照港等的实际运营权分散在河北港口集团、神华集团、唐山港集团等企业手中，多家运营主体存在利益博弈。主要内河煤炭发运港口中，长江四港及京杭运河煤炭中转的徐州港的经营权也分散在不同主体手中。不同的经营主体对煤炭货源和有限用户的竞争日益激烈，进一步影响了煤炭发运港口的运营效率。煤炭发运港口难以协同发展。具体表现为同一港区内的不同企业间、同一港口群的不同港区间以及不同港口群之间的无序竞争，难以形成协同合力。尤其是环渤海地区煤炭发运各港口间存在严重的竞争关系。此外，煤炭上水、下水港口间的信息不畅通，各港口间的船运、报关、指挥调度等信息无法共享，在一定程度上影响了港口的资源调配与运行效率。汽运方面—— 2018 年国务院印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》及《推进运输结构调整三年行动计划（2018—2020）》提出，要大力提升张唐、瓦日等铁路线煤炭运输量。在环渤海地区、山东省、长三角地区，2018年底前，沿海主要港口的煤炭集港改由铁路或水路运输；2020年采暖季前，沿海主要港口的焦炭等大宗货物原则上主要改由铁路或水路运输。然而，在“三西”地区、新疆等煤炭主产区，局部地区存在铁路运力紧张、运力季节性不均衡等问题。同时，铁路运输“前后一公里”的问题没有解决，尤其是一些短距离运输的铁路两端接送成本占比较高，铁路运输全程物流费用高于公路“门到门”运输费用的问题较为突出。煤炭公路运输仍存在一定的需求，禁止汽运煤政策的执行仍需要一定的时间。多点发力保障煤炭运输安全面对上述问题，为保障煤炭供应和运输安全，笔者提出以下建议：构建安全高效、绿色低碳的煤炭运输体系。一是加强煤炭运输的宏观管理，以规划和政策等手段引导煤炭运输资源向重点发展的区域聚集，通过政策保障实现对煤炭运输基础设施的精准投入。二是持续优化煤炭运输结构，大力发展铁路运输、水路运输，进一步减少公路运输，同时加快零距离换乘、无缝衔接的煤炭中转枢纽建设。三是不断优化煤炭物流网络，重点发展铁水联运，完善煤炭转运设备设施，实现铁路运输与水路运输的无缝衔接。四是加快物联网、移动互联等先进技术在煤炭物流领域的应用，建设单种运输方式、多式联运的公共信息平台，实现信息互通、资源共享。推进煤炭铁路通道高质量发展。一是加快提升煤炭干线铁路的运输能力，推动瓦日铁路等增开万吨重载列车，扩大万吨重载列车开行范围；推动干线主要编组站设备设施扩能改造，提升铁路网络运输能力。二是加强铁路与煤炭企业的合作，实现煤炭货源的稳定供给。三是深化铁路运输价格市场化改革，降低煤炭铁路运输的物流成本。四是加强信息化建设，在不同运输方式、不同地区、不同企业主体之间构建合作网络，实现多式联运信息资源的交换共享。推动煤炭水路通道升级发展。一是推动区域港口整合，探索以中央企业或地方政府所属企业为平台，通过股权划转、并购重组等多种方式，以省为单位推动港口整合，打破煤炭发运港口条块分割、各自为政的局面，解决低水平重复建设和无序竞争的问题，实现煤炭发运港口的良性发展。二是继续推进集疏港铁路线建设，推动集疏港铁路向码头前沿、港口堆场延伸，同时加快装卸场站以及配套基础设施建设，打通铁路进港的“最后一公里”。三是探索建立以港口为平台的上下游产业协同经营平台，扩大煤炭企业、发电企业及港口企业的长期战略合作，使港口企业提供更加高效的煤炭装卸、靠泊保障、专用堆场等服务，更好地满足煤炭用户的用煤需求。四是建立区域港口协同机制，探索建立以省为单位的区域性港口信息平台，实现船运、报关、指挥调度等各类信息资源的共享，推动区域港口间的协同发展。保障“公转铁”政策落实到位。一方面要加强公路运输煤炭的整治，对京津冀及周边地区、长三角地区、汾渭平原等重点整治区域，通过加大煤炭流转源头的监管力度，实施汽运煤“黑名单”制度，加大相关人员或企业惩治力度等措施，确保“公转铁”政策落实到位。另一方面，对政策允许且汽运煤方式发挥重要作用的区域，推动公路运煤的集约化发展，通过兼并、重组、收购、控股、加盟连锁等措施，积极发展货运大车队、企业联盟、品牌连锁等集约高效的煤炭运输方式，整合分散经营的中小货运企业和个体运输业主，使承担煤炭运输任务的市场主体向现代物流企业转变。（作者：国家开发投资集团有限公司王小洋，中国人民大学商学院李先国）

据中国砂石协会和中国砂石骨料网了解，湖南省人民政府已正式印发《湖南省普通建筑材料用砂石土矿专项整治行动方案(2019—2021年)》(简称《方案》)，《方案》指出将利用3年时间对全省砂石土矿进行专项整治，到2021年，全省砂石土矿(不含河道采砂)总数减少近40%，控制在2200个以内，力争控制在1500个以内。大中型矿山比例由现在的12%提高到30%以上。根据《方案》，到2021年全省历史遗留矿区和关闭矿山生态环境(含地质环境)治理率达80%以上，生产矿山要做到“边生产、边恢复、边治理”。全省绿色矿山达标率80%以上，其中新建矿山达标率100%。湖南省砂石土矿山“边采边治”台阶式分层开采达标率100%，开采机械化程度达到80%以上。 湖南省自然资源厅矿业权管理处相关负责人介绍，我省砂石矿数量较多，现有砂石土矿占全省采矿权总量的68%，资源开发“小、散、乱”现象突出，对生态环境破坏较大，群众反映集中，中央环保督察组对此提出了整改要求。此外，部分地区砂石资源出让价格偏低，资源资产流失较为严重，政府和百姓所得收益不多，亟需通过专项整治予以规范。专项整治的主要任务包括开展调查评价评估、严格专项规划源头控制、开展矿山集中整治、严格采矿权审批管理、推进绿色矿山建设、强化生态修复治理、深化有偿使用改革、创新产业发展模式等八项。“砂石土采矿权新设、单独保留、整合、扩界、限期退出、直接关闭等情形都应在规划中予以明确;未在规划明确的，不得设置矿权或办理相关采矿登记手续。”省自然资源厅矿业权管理处相关负责人解释说。矿山集中整治方面，将直接取缔关闭一批。对非法开采的，坚决予以取缔;对属自身原因导致采矿许可证过期失效的，依法予以关闭;对生态环境保护不达标、不具备安全生产条件或不符合建材产品技术标准的矿山，责令停产限期整顿。整顿仍达不到要求的，依法予以关闭。《方案》还特别提到，要创新产业发展模式。提高产业集中度和融合度，依托现有省级及以上产业园区，以“园中园”形式，建立一批砂石产业园区;积极推广“砂石+水泥或饰面石材”的发展模式，推动砂石相关产业的一体化经营。开展矿山土地综合利用，坚持“谁破坏谁治理、谁治理谁受益”的原则，将矿区治理与土地开发、产业发展、城市建设、环境绿化等有机衔接，依照“宜耕则耕、宜地则地、宜景则景、宜林则林”的要求，科学规划空间功能。

“基准+浮动”新政下火电盈利预期更稳定　　国家发展改革委24日公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称《指导意见》），明确从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。　　按照规定，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。但实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。　　业内人士认为，这意味着我国实施了15年之久的煤电价格联动机制将退出历史舞台，电价改革在坚持市场化方向上迈出新的关键一步，为近50%的燃煤发电上网电量进入市场创造了条件，将大幅提升电力市场化交易程度。虽然中长期浮动机制或执行向下浮动，企业用电成本进一步降低，但未来市场化电价使得火电盈利预期更加稳定。　　《指导意见》明确，现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中，具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。同时，燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行，确保价格水平稳定。此外，已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量，继续按现行市场化规则执行。　　国家发展改革委有关负责人表示，此次改革，将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响。当前，我国燃煤发电量约占全部发电量的65%。实行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，可以有效反映电力供求变化，促进电力资源进一步优化配置。此外，当前全国电力供需相对宽松，改革有利于促进降低企业用电成本。　　中泰证券分析师李俊松判断，考虑到目前煤炭供给正在不断释放，全社会用电量增速预计缓慢下行，供需格局区域宽松有望使得未来煤价持续缓慢下行，中长期浮动机制有望执行向下浮动。　　兴业证券蔡屹分析团队则指出，当前标杆电价对企业盈利影响弱化，改革带动电价大幅下调概率小。而且电力市场化推行以来，竞价逐渐趋于理性，市场电比标杆电折价呈收敛趋势。从中长期角度来看，取消标杆电价，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，并非单边压制电价，而是保障电价在一个合理范围波动，未来电价市场化使得火电盈利预期更加稳定。

日前市场传出福州港、广州港限制进口煤的消息，从市场了解到，由于福州海关煤炭申报量已超2018年水平，25日起暂停进口煤炭申报；广州海关不允许异地报关。  据部分进口商反映，福州海关进口煤超量，暂停申报，但福州港还可以异地报关，港口作业还正常；广州港还有额度，暂时看对市场影响有限。  中国煤炭资源网通过国内某贸易商了解到，近期进口煤价格基本没有多少优势，国内接货跟涨乏力，有听说部分港限制的消息，但预计影响程度有限，或暂时先从市场情绪上给些提振。  有市场分析人士指出，当前港口煤炭市场依旧冷淡如常，贸易商并没有因为市场传言进口煤限制而出现挺价现象，都在观望，5500K需求依旧低迷，基本没人要，5000K低硫还有一些询盘，但价格压的很低。  目前进口煤政策并不明朗的前提下，内贸煤受制于需求极度低迷影响，延续下跌态势，报价持续走低，贸易商挺价意愿不强，短期内市场仍以缓慢下跌为主。  进口煤市场方面看，近日进口煤优势减弱，价格上涨乏力，外矿货少，国际市场需求尚存，短期看进口煤价暂无大跌的可能，或将以稳为主，现印尼（CV3800）小船型报价FOB35.5美金左右，澳煤（CV5500）报价FOB53美金左右。  今年以来，尽管市场屡屡传出进口政策收紧消息，但进口煤数量仍呈增长态势。海关数据显示，1-9月份中国共进口煤炭25057万吨，同比增长9.5%。  就目前市场消息来看，随我国进口政策收紧，同时电厂库存高企，预计第四季度煤炭进口量或将有所下降。  不过，临近冬储，保证煤炭市场的充分供应是首要任务，而进口煤对国内煤炭市场又是有效的补充，进口煤限制的幅度或不会很大。