3月中下旬，国内煤炭价格是否变化，尚难确定，如果呈现稳中有涨的态势，这将使焦化企业的生产成本上升，焦炭出厂价格明显下调的可能性不大。
突出重点，加大补短板力度，加快新旧发展动能按续转换。落实对山西焦化、运城盐化、山西焦炭三户重点焦化企业的扭亏措施，2017年三户企业同比减亏13亿，特困企业焕发新生。
围绕集团总部五大中心职能作用发挥，加快集中销售、物资采购、财务共享、调度信息、安全环保、人力资源、工程项目、风险防控、统计分析、综合管理十大信息化平台建设，已有集中销售、物资采购等4个平台投入运行。在做好存量煤炭六统一集中销售基础上，将焦炭、化产和洗选副产品纳入集中销售序列。按照集团管总、子公司主建、矿厂主战的思路，贯彻落实11236发展战略，聚焦再聚焦主业，重点推进六大循环经济园区建设，不盲目投资上项目，带领焦煤跨入了高质量发展阶段。加强集团化管控体系建设，注重国有资本收益和质量，全年归属于母公司的净资产收益率完成2.7%，比上年同期-0.24%增加了2.94%，增加了归属于母公司的净利润10亿元，国有资本投资收益明显提升。煤炭总销量12437万吨，同比增幅10.4%。
牢记两个责任，正风肃纪不停步，始终保持反腐败和反四风高压态势，廉洁焦煤建设深入推进，企业政治生态由乱转治，风清气正氛围已经形成。企业分离办社会、混合所有制改革迈出实质步伐。山西晋北地区原煤价格暂稳，部分洗煤厂价格下幅下跌，两会期间煤矿洗煤厂还没全部恢复生产，在产煤矿产量较小，库存偏低，挺价意愿较强，但对于后市有降价预期。
电厂日耗水平稳定持续运行支撑市场对需求企稳信心，销售企业对煤炭抛售和恐慌情绪缓和市场现状一、主产地动力煤：电煤价格持续下行。平均日耗总量65.37万吨，较上周同期增加3.09万吨，增幅4.96%。陕西榆林地区进去焦化企业需求良好，矿上拉煤车较多，部分煤矿稳中小涨，而神府地区煤矿库存较高，价格再次下调15元左右。
另一方面，产地市场供给量稳定，截至3月15日鄂尔多斯地方煤矿销售量位于136.4万吨，持续处于可观水平，相对于需求下滑之际供给在一定程度上略显过剩。在国内煤持续下跌，基本无利好支撑的影响下，预计进口煤价格还有进一步下跌空间。
电厂日耗水平稳定持续运行支撑市场对需求企稳信心，销售企业对煤炭抛售和恐慌情绪缓和。第二，近几日港口环节贸易价格下跌程度位于1-3元/吨之间，相对于上周跌幅明显收窄。综上所述，煤炭市场供给结构保持宽松的局面，但是市场相对积极因素的孕育在一定程度上对价格运行形成支撑，促使市场价格呈现下降但跌幅收窄的运行态势。鄂尔多斯地区贸易商发港口倒挂，坑口电煤需求疲软，部分煤矿沫煤下调10-20元。
二、沿海国内动力煤：市场询盘增加，煤价跌幅放缓。三、沿海进口动力煤：市场冷清，进口煤加速下跌。第三方面，产地煤炭主要园区煤炭铁路发运量下降，本周，日发运量水平降至144万吨左右，较前期水平明显下滑。下游价格指数下降和缓对产地市场价格运行的杀跌压力减小。
本周北方港下水煤尽管受化工以及水泥厂需求好转，询盘增加，跌速放缓，但是港口调入量依旧比较高，库存还在持续增加，而且下游电厂库存高位，终端采购市场煤的积极性不高，成交量较少，贸易商观望较多，市场仍是偏弱行情，预计煤价还会延续缓降的过程。本周鄂尔多斯公路运价指数中途运价表现为小幅上扬的主要因素得益于产地供暖需求支撑电厂采购稳定。
四、需求端动力煤：下游电厂可用天数较高 接货意愿不强。但由于后面预期较差，目前询盘很少，交易不活跃。
山西晋北地区原煤价格暂稳，部分洗煤厂价格下幅下跌，两会期间煤矿洗煤厂还没全部恢复生产，在产煤矿产量较小，库存偏低，挺价意愿较强，但对于后市有降价预期。印尼煤价格加速下跌，尤其低卡煤价格，一是印尼矿方3月份货源还有不少，二是国内没有需求，成交惨淡。本周南方沿海港口库存依旧高位运行，尽管随着下游工业的陆续复工，沿海电厂耗煤量不断提升，但是存煤可用天数处于较高水平，市场活跃度较低，而且内陆一些电厂处于单机组运行，可用天数在25天左右，采购市场煤意愿不强，煤跌幅明显。澳煤与国内煤相比，目前价差68元，价格上具有优势。第三，产地部分矿区临时性缺电及煤矿安全巡查等临时性因素干扰促使部分矿区生产断续，产能释放节奏被打乱，产量投放市场拖延，供给量结构性过剩的压力相对滞后释放，部分矿区煤炭市场价格跌幅收窄。广州港印尼煤到货较多，目前滞期10天左右，预计后面还有不少进口煤到货。
第四方面，由于产地外运贸易需求支撑下滑，产地汽运长途及短途汽运运费纷纷下跌，汽运运费持续性下降表明市场需求回落仍在持续。但是，就目前而言，需求回升能否持续、临时性的供给释放延后等积极因素能否改善供给宽松的整体市场格局，仍是市场信心不足的一个疑虑。
3月12日-3月16日，六大电厂（浙电、上电、粤电、国电、大唐、华能）平均库存总量1401.48万吨，较上周同期增加47.8万吨，增幅3.53%。利多因素反之，在市场消极运行过程中孕育出相对积极因素支撑，这在一定程度上延缓价格下降幅度。
在货源充裕和负荷较低的情况下，下游终端表示国内煤价格还有继续下降的预期。下游港口环节贸易价格下降程度大于坑口价格下降程度，部分缺乏资源优势的贸易商发运倒挂，被逼退出市场促使发运量减少。
本周进口煤市场加速下跌，下游电厂基本没有需求报出。利空因素从市场运行趋势来看，促使产地煤炭价格下降的因素仍然发挥作用。一方面，下游煤炭库存量充裕，沿海六大电厂库存总量位于1400万吨左右,库存可用天数位于20天以上，采购积极性仍受抑制。六大电厂电煤库存平均可用天数21天，较上周同期减少1天。
第一，近期下游煤耗水平持续回升，截至3月15日，下游电厂日耗水平回升接近至67.9万吨左右。同时贸易商对市场信心不足，观望情绪浓厚，园区补库节奏缓和
IEA预计，2018年至2022年，平均每年将有1.1亿吨煤炭被天然气替代。报告并未强调可能造成煤炭需求下降的多个因素，其中包括中国在努力提高天然气使用量，降低煤炭的使用量。
而且IEA对于未来5年煤炭消费缓慢下滑的基础假设符合中国当前的政策。IEA在最新报告中没有提供对2017年的预测，但称2016年需求量为53.57亿吨煤当量，2018年预计为54.45亿吨煤当量。
IEA报告坚持越来越看空的趋势，持续降低对煤炭在全球能源中比重的预期。最大消费国中国的需求将年均下降0.1%，到2022年降至27.87亿吨煤当量。海运煤炭需求和价格方面，中国仍然处于关键地位。IEA称，2014年底中国有56万个工业锅炉，其中约46万个为燃煤锅炉，每年消耗约6亿吨煤炭。
这是国际能源署(IEA)2017年煤炭报告的核心内容，当中提到煤炭未来仍将是重要的全球能源来源，但重要性逐渐下滑。IEA在2012年煤炭报告中预测，2017年全球煤炭消费量将达到61.69亿吨煤当量，但现实情况却有所不同。
巴基斯坦和东南亚国家出现的新需求，预计将对煤炭需求增长做出正面贡献。印度仍是煤炭生产商最大的寄托，该国动力煤需求预计将年均增长3.3%，到2022年将增至6.05亿吨煤当量。
美国将年均下滑0.9%，欧洲发达国家则将年均下滑1.6%。中国希望降低煤炭消费，而印度则是希望实现零进口，虽然目前离这些目标还有一段距离，但这也凸显出海运煤炭市场存在偏于下行的风险。
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