我省将煤炭资源税税率定为2％，成为全国煤炭资源税税率最低的省份之一。

之后随着夏季需求旺季到来，煤炭市场有所企稳。我省煤炭行业仍将遇到巨大的挑战，期待进一步调结构转方式，才能最终实现逆市上扬。

作为煤炭市场风向标，环渤海动力煤价格指数在今年上半年每吨下跌了100元左右，创2009年以来新低。煤产量单月增幅11.3%两年来首次持续增长今年1-8月份，安徽全省原煤销售同比增长1.8%，系近两年来首次出现持续增长。日前，2014年度全国循环流化床发电机组能效对标及竞赛获奖结果公布，淮南矿业集团独资建设的顾桥电厂2号机组、潘三电厂1号机组均获一等奖。近年来，我省加快了淘汰落后产能的步伐。省统计局数据显示，今年8月，全省规模以上煤炭业实现增加值31亿元，增长9%，增幅比上月提高7.7个百分点，为2013年12月以来的最高水平，对全部工业增长的贡献率由上月的0.7%提高到4.3%。

安徽煤监局副局长吴卫龙介绍，2014年全省实际关闭小煤矿42对，淘汰落后产能431万吨。在煤炭产能依然严重过剩的大环境下，煤企抢市场会日趋白热化，或将带来新一轮的降价潮。因此，我们预计今年冬季出现2014年及2013年动力煤价格大幅拉升的可能性较小，或许会复制2012年及2011年冬季小幅上涨后并下行的走势。

但是我们认为，今年冬季动力煤供大于求的矛盾仍会延续，后期再度走低的概率较大。一是内蒙古地区动力煤坑口地销价格或有小幅上涨，前期库存将得到清理，低热值煤地销情况将有一定转好。总体来看，山西地区动力煤产量维稳为主，产量同比降幅在3%以内动力煤供给端将小幅收缩首先，冬季为动力煤的传统需求旺季，北方取暖用煤的需求将刺激大型煤企的生产积极性。

但是已经停工的煤矿复工比率较小，开工率不会明显增加，预计四季度动力煤产量同比约下降5%。18月我国进口煤同比减少31.41%，其中8月进口煤同比下降7.3%，跌势明显收敛。

在电力总需求并没有明显增加的情况下，水电、风电、核电发电量的增加将压制火电的输出，预计四季度火电发电量同比下降将超过2%。其次，动力煤主产区产量或分化。最后，冬季进口煤同比下滑趋势将得到收敛。与此同时，受水电、风电、核电装机量基数增加的影响，火电输出将受到压制。

预计1112月沿海电厂仍会增加一定量进口煤，以摆脱对环渤海动力煤的依赖，在此期间进口煤同比下滑的趋势将有所收敛。截至10月12日，秦皇岛港山西优混Q5500由1月5日的520元/吨跌至380.67元/吨，除去铁路运费及港口费用上涨的影响，煤价已经跌至2004年5月初的价格。但是在煤企高库存、工业需求偏弱及进口煤量回升的牵制下，煤价大幅拉升的可能性较小，后期再度走低的概率较大。因此，我们预计今年冬季出现2014年及2013年动力煤价格大幅拉升的可能性较小，或许会复制2012年及2011年冬季小幅上涨后并下行的走势。

二是目前晋北地区煤企经营压力较大，减产的可能性不大，并且有部分整合煤矿将投产，产能释放压力较大。总体来看，山西地区动力煤产量维稳为主，产量同比降幅在3%以内。

在大秦线检修中后期，受港口煤源紧张、北方供暖需求增加、水电进入枯水期及煤企为年度谈判联合挺价等因素的影响，煤价或有一轮小幅上涨。电力主要下游行业钢铁、水泥、化工、电解铝等重工业均处于产能过程及自我调整阶段，对电力需求的增长贡献有限，甚至为负。

数据显示，截至8月底，工业用电量累计同比下降0.7%，其中重工业同比下降1.2%，工业同比下滑明显。受国家经济结构调整及房地产开工下行的影响，工业增长持续放缓，全社会用电量增速维持低位，对电煤的需求也大幅减少，迫使煤价一直处于单边下行的态势。火力发电同比将继续萎缩由于宏观经济增速低迷及工业暂无明显改善，全国用电量增幅仍将维持低位。一是内蒙古地区动力煤坑口地销价格或有小幅上涨，前期库存将得到清理，低热值煤地销情况将有一定转好。截至8月底，全国发电量累计同比增加0.50%，火力发电量同比下降2.20%，水力发电量同比增加5.70%，风力发电量同比增加24.47%，核电发电量同比增加33.94%。主要原因是8月南方沿海省份为动力煤需求旺季，电厂采购一定量的进口煤能有效避免对环渤海下水煤的依赖，从而控制其价格的回升。

因此，动力煤总产量同比将维持收缩态势，预计四季度产能下降4%。三是陕北地区四季度有新产能投入市场，并且由于该地区煤质较好，竞争力较强，开工率仍会维持相对高位，全年增速将控制在3%左右。

但是我们认为，今年冬季动力煤供大于求的矛盾仍会延续，后期再度走低的概率较大。煤价大幅拉升的可能性小我们认为，四季度动力煤需求端和供给端同比将继续收缩，但需求端收缩略大，并且在库存高企的情况下，动力煤供大于求的矛盾仍会延续。

但由于目前煤价持续走低，已停产的煤企复工动能不强8日六大电厂：六大电厂库存1353.1万吨，日耗47.5万吨、可用28.5天。

北方供热用煤需求启动后利于低卡煤销售，有望导致港口5000大卡动力煤价格提升。操作上：601未来运行区间365-385元/吨，仍以反弹后做空为主。近期煤炭消费处于低迷期，此前电厂存煤充足，需求不足。10月动力煤市场低迷依旧。

北方备货尚未开始，海运费再度创低点，9日秦皇岛至广州运费18.6元/吨。11月煤价有望企稳，上涨空间值得怀疑。

大秦线检修对于秦港库存缓解有一定积极作用。但对于南方下水高热值煤价利好有限。

截止9日，秦港库存731万吨，尽管大秦线检修对于煤价已经完全起不到促进作用，但利于港口库存压力，未来真正的环节仍有待冬储备货增加。电厂日耗较9月下旬的51万吨左右继续回落。

受其他大宗商品反弹，周五盘面上涨1.6元/吨，收于368点，受未来现货走稳预期，现货一旦企稳，盘面可能会出现一定反弹，速度和节奏都将快于现货市场，但还是基于合约标准宽泛与现货贸易的差异，601最终将贴水于现货市场环球煤炭交易平台的数据显示，截至9月25日，欧洲ARA三港动力煤价格指数收于52.97美元/吨，较上月末(8月28日，下同)下跌1.4美元，跌幅为2.57%;南非理查德港动力煤价格指数下跌3.48%收于50.74美元/吨，当月跌幅最高;澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数下跌0.38美元至56.72美元/吨，月环比跌幅为0.67%。国际市场底部震荡趋势延续9月份，国际动力煤市场淡季特征明显，价格整体呈下跌趋势。下游方面，由于前期为支援铁路和港口完成运输任务，电厂增加了船舶运力拉运煤炭，透支了9月需求，月初南方大部分电厂存煤已经饱和，存煤可用天数达到24-25天的高位水平，再加上气温下降和水电持续发力，电厂耗煤量偏低，存煤天数快速攀升，采购热情减弱。

同时，日本电厂在煤炭现货市场购买活动也并不活跃。需求低迷、库存高企的困境加剧，大秦线检修的利好对市场刺激微弱，煤炭企业被迫降价促销，观望悲观情绪浓厚，港口煤价也一降再降。

国际煤炭市场持续低迷，作为全球最大的动力煤出口国，印尼煤炭出口也备受煎熬。截至9月27日，环渤海煤炭库存量为1730.5万吨，较月初(9月6日)1593.6万吨增加136.9万吨，环比增加8.59%。

国际方面，受主要消费国需求疲弱影响，煤价跌幅明显，屡创新低，目前惟盼天气转冷，北半球冬储煤需求增加提振煤市，预计10月份仍以弱稳为主。9月30日发布的最新一期环渤海地区动力煤交易价格指数报收396元/吨，较月初(9月2日)下跌13元/吨，月跌幅3.18%。