从当月水泥产量看，3月份同比下降18.3%，4月份当月转为增长3.8%，5月份当月增长8.6%。
势必会扰乱我国西煤东调和北煤南运的格局，让外国贸易商把握自己的大动脉，我们将在今后的沿海煤炭供应与运输中处于被动局面。在国内用煤紧张，上游供应和运输出现问题，可以适当增加进口煤，来增加供应，满足国民经济用煤需求。
环渤海港口方面，除了黄骅港以外，其他港口装卸生产尚未达到满负荷运转。受疫情和进口煤过多影响，国内煤炭运输形势不乐观;1-5月份，坑挖的太深;即使后七个月，运煤铁路和环渤海港口开足马力，加快运输，煤炭运量出现负增长也是大概率的事。4.今年环渤海港口吞吐量负增长是大概率的事。虽然煤价出现上涨，但下游用煤并不紧张;因此，不能单凭煤价上涨就放开进口煤限制。笔者认为，不能操之过急，不能因为煤价上涨了几十块钱，就放开进口;而应该考虑整个沿海煤炭市场运行情况，考虑下游用户是否真的缺煤。
在今年国内煤炭需求有可能出现负增长的情况下，今年进口政策以2017年进口量为平控目标是没有问题的，不要再搞额度额外增加进口，总量控制在2.7亿吨的既定框架内是合适的。5.是否放开进口煤不能以煤价涨多少为依据。在持续下跌后上周稍稍反弹，跟秦港5500同品质的进口煤，到岸价在395元/吨左右!虽然最近航运价格一直在跌，但进口煤比国内煤价格优势依然很大很大。
随着迎峰度夏的到来，今日智库判断，政府会在不影响国内煤炭市场稳定的基础上，稍稍放开进口煤，价格上港口煤和进口煤预计都会涨，不过幅度都不会大，估计差不多在15块左右吧。如果不这么做，国内动力煤市场受到的冲击可想而知。算上航运费，目前国内5500卡的煤，从秦皇岛港到华南最少得600元/吨，比能直接到厂进口煤差不多贵出了205元/吨，这是今年来最大价差，历史上也不多见!今日智库认为，造成目前国内港口煤中高位企稳，进口煤价格低位徘徊，根本原因上还是政府在收紧进口煤内蒙地区大矿出现因缺票停产，供给偏紧，呼铁局批车数略有下滑，唐呼线运量增幅有限。
值得注意的是，目前电厂仍处于缓慢拉运阶段，但即将进入迎峰度夏阶段，一旦气温升高，日耗仍有回升空间。而大秦线发运却连创新高，日发运量升至130万吨，但是，大秦线一线对八港，有些力不从心，秦港存煤上升缓慢。
本周，市场新增需求不多，观望情绪仍浓，行情以稳为主。各发煤港口以长协煤运输为主，市场新增需求有限;下游观望延缓采购，短期市场稳中偏强。由于煤价维持中高位水平，电厂拉运节奏放缓，仍以长协刚需拉运为主，对市场煤保持观望。部分手上有货的贸易商，继续挺价惜售，而此时，下游询货也不多，拉运有序进行，短期现货价格涨跌支撑力都不强。
近期，安全环保检查频繁，对小煤矿和煤场带来一定影响，且部分煤矿限产，供应增量有限。加之六月份，三峡入库水量增加明显，水电发力较五月份有所增加。预计六月底煤价仍有上涨空间，但涨幅空间有限。随着内需潜力加快释放，以及援企稳企等一系列政策举措落地生效，主要经济指标有望继续改善。
鄂尔多斯地区供应持续偏紧，站台及部分下游采购需求良好，价格延续上涨趋势。陕北地区煤价涨势强劲，地销情况良好，整体库存偏低。
港口方面，港口市场总体趋于平稳，发运量保持高位，下游电厂除个别电厂存煤在10天左右以外，大部分电厂存煤均在20天以上高位。加上进口政策收紧，仍存在一定补库需求。
山西晋北煤矿销售情况良好，流向港口及直达电厂发运量增加，部分矿地销量有限，价格稳中上涨。目前，供应端，国内主产区煤炭产量增幅有限、进口量继续回落;需求端，下游用户补库需求继续释放，国内供需格局偏紧。产地煤价涨势喜人，但港口煤价却是纹丝不动。从五、六月份企业复产和发电量等情况来看，形势趋向乐观。预计六月份下半月，港口煤价波动不大。内蒙地区继续严格限制煤检票，部分大矿因票不够用而被迫停产停销，拉动煤价继续上涨。
受疫情影响，产地对来往拉运车辆检查严格，整体产地供给偏紧，榆林地区部分矿价上涨10-20元预计2020年至2022年，该集团科研经费总体达到主营业务收入的1.5%以上。
预测到2035年，重庆新增电力需求将达2500万千瓦时，缺口更大。此外，重庆能源集团计划利用3年至5年时间，每年投入资金3亿元至5亿元，所有的16处煤矿实现三优三提三减，即优化矿井布局、优化系统、优化劳动组织，提升瓦斯治理水平、提升准备水平、提升智慧管理水平，减环节、减头面、减人员。
面对疫情冲击和经济下行的双重压力，重庆能源集团坚持改革创新、绿色发展，担当建设清洁低碳、经济高效、安全可靠的能源安全供应保障体系的社会责任，着眼长远发展，打出了一套组合拳。按照重庆市提出的3年完成全市国有大型企业专业化重组的部署，该集团推进了建筑板块外部专业重组。
今年初，该集团成立了资产管理公司，重点是盘活集团存量资产，获取现金流，化解资金风险，防范资金断链。所有矿井采掘机械化、煤炭运输连续化、设备操控自动化、管理过程信息化都上高层次。近几年，重庆市用电量呈上升趋势，但重庆电力自给率不断下跌。同时，该集团出台《科技创新发展规划(20202022年)》，计划3年投入12.231亿元，重点解决制约企业发展的重大关键技术难题，包括煤矿瓦斯灾害治理、煤层气开发利用和难采煤层机械化综采等。
该集团下属16个公司致力于减少负债总额，确保资产负债率保持在合理区间，3年内消灭主要亏损源。目前，重庆能源集团尚有煤炭年产能1100万吨，发电装机容量286.65万千瓦，其中火电装机容量228万千瓦、水电装机容量48.37万千瓦、风电装机容量4.95万千瓦、瓦斯发电装机容量5.33万千瓦。
该集团实施内部专业化重组，瞄准新的转型目标加快发展。重庆市城镇气化率超过80%，比全国平均高约40个百分点，主城区气化率达到90%以上，但仍有潜力可挖。
其中，科技攻关类项目51个，推广应用类项目78个，消化吸收类项目1个，软件学研究类项目2个，应用基础类研究项目15个。该集团持有的重庆巨能建设集团100%的股权，无偿划转给重庆高速集团。
未来几年，该集团计划实施的科技创新项目共5类147个，涉及燃气、煤电及清洁能源生产、建设、材料、煤机装备制造、服务业6个领域，包括重庆能源集团下属燃气公司、渝新公司等11个单位。对此，重庆能源集团经济运行部门负责人表示，预测重庆煤炭年总需求量将保持在4500万吨左右，70%以上需要从外部调入。下一步，该集团下属16家二级企业，尤其是煤炭、电力、燃气业务，按照重庆市能源局提出的川渝能源一体化建设设想，坚持两地能源共建共享、互助互保思路，以强化能源安全供应保障为追求，编制切实可行的十四五规划，力争在思路与执行层面同市里的规划与行动对接按照重庆市提出的3年完成全市国有大型企业专业化重组的部署，该集团推进了建筑板块外部专业重组。
预测到2035年，重庆新增电力需求将达2500万千瓦时，缺口更大。该集团下属16个公司致力于减少负债总额，确保资产负债率保持在合理区间，3年内消灭主要亏损源。
目前，重庆能源集团尚有煤炭年产能1100万吨，发电装机容量286.65万千瓦，其中火电装机容量228万千瓦、水电装机容量48.37万千瓦、风电装机容量4.95万千瓦、瓦斯发电装机容量5.33万千瓦。今年初，该集团成立了资产管理公司，重点是盘活集团存量资产，获取现金流，化解资金风险，防范资金断链。
其中，科技攻关类项目51个，推广应用类项目78个，消化吸收类项目1个，软件学研究类项目2个，应用基础类研究项目15个。重庆市城镇气化率超过80%，比全国平均高约40个百分点，主城区气化率达到90%以上，但仍有潜力可挖。
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