本报告期（12月7日至12月13日，下同，见表一），“CCTD秦皇岛动力煤价格”所采集环渤海地区三种动力煤的周度综合和现货价格稳中略降。其中，“CCTD 5500综合”和“CCTD 5000综合”的周度均价分别报收于548元/吨和492元/吨，均比12月6日发布的价格下降了1元/吨；“CCTD 5500现货”和“CCTD5000现货”的周度均价分别报收于550元/吨和489元/吨，分别比12月6日发布的价格下降了2元/吨和3元/吨。

　　从“CCTD环渤海动力煤现货参考价”发布的日度价格运行情况看（见图一），本报告期环渤海地区现货动力煤价格稳中略降。

　　分析认为，由于部分积极因素的作用偏弱（请参见上期周评），导致现货煤价即使在当前冬季消费高峰背景下，也难以向上突破；随着一些不利因素增强，环渤海地区动力煤市场的供求关系出现向买方市场偏移倾向，但是不利因素的影响也难以明显占据上风，最终本报告期现货煤价在纠结中略有回调。影响本报告期渤海地区动力煤市场的主要因素有：
　　第一，主要产地煤炭生产和产量受到约束。来自晋北、鄂尔多斯和榆林地区等与沿海地区动力煤市场关联紧密的三大主要产地的消息表明，受近期煤矿安全生产检查力度加大、部分地方政府煤管票管制趋严、大多煤矿已经完成年度生产任务、部分露天煤矿年度用地指标即将甚至已经用尽、此前部分超产严重的煤矿被勒令停产等，诸多不利原煤生产因素的影响或制约，近期上述三大主要产地煤炭产量增加势头有所收敛，煤炭出矿价格的下降势头也呈现趋缓、乃至止跌迹象，这一局面将对近期环渤海地区现货动力煤价格形成积极影响。
　　第二，期货价格窄幅震荡。进入12月中旬之后，5500大卡动力煤在期货市场上的价格走势，改变了此前与其它三种购销或交易方式（年度长协、月度长协和现货交易）价格水平相近、价格走势相对平稳的运行局面（见图二），近月主力合约（ZC001）的收盘价格出现快速下行，对本报告期现货煤价走势产生消极影响。

　　第三，煤炭进口量超预期。海关总署公布的数据显示，今年11月份我国煤炭进口量为2078.1万吨，尽管环比减少了490.4万吨、下降了19.1%，但是同比增加162.8万吨、增长了8.5%；至此，今年1～11月份的煤炭进口总量达到29929.6万吨，同比增加2763.9万吨、增长速度达到10.2%，已经超过了2018年28123.2万吨的煤炭进口总量。
　　综合看，超预期的煤炭进口数量，已经并可能继续给渤海地区内贸动力煤带来销售和价格压力，超预期主要表现在三个方面：其一，11月初，曾一度传闻国内大多数地方海关将对进口煤炭采取严格的限制措施、甚至可能采取“一刀切”式的极端性限制措施，明显比2018年同期严厉，但是当月的煤炭进口量依然超出去年同期水平；其二，从上半年就传闻将对今年煤炭进口总量实行“平控”，但是前11个月已经超出去年全年1800多万吨，同比增速竟然达到了10.2%；其三，尽管已经到了12月中旬，但是未见限制煤炭进口措施进一步加码，限制的力度似乎显著弱于去年同期，预期今年12月份煤炭进口量将超过去年同期。
　　第四，春节提前到来扰乱动力煤购销节奏。数据表明，尽管此前一段时期国内主要港口的动力煤库存有所减少，国内主要港口的动力煤库存整体上仍然处于今年以来、甚至是有记录以来的较高水平（见图三）；在这样的背景下，即将提前到来的2020年春节及其“节日情结”，或将对动力煤的购销节奏产生不利的扰动作用，因为按照惯例，消费企业对包括补库在内的动力煤采购需求高潮将在明年1月15日前后结束，使得当前库存仍然较高的煤炭生产和贸易企业的“降库”行动被迫提前，消费企业正是抓住了这一契机，在近期现货动力煤的采购中压价现象比较突出，促使现货动力煤报盘与还盘的价格重心下移。

　　第五，六大发电企业电煤日耗起伏。今年10月份以来，沿海地区六大发电企业的电煤日耗持续运行在去年同期水平之上，是支撑此前现货动力煤市场心理预期的主要利好因素之一；但是，进入12月中旬之后，应该主要受到“暖冬”导致的取暖用电负荷偏低、火电出力受限的影响，沿海地区六大发电企业的电煤日耗不仅出现小幅回落局面，而且也逐渐与去年同期水平相当（见图四）。