1.下游需求疲软，电厂耗煤增加不明显。

　　进入夏季，每年一次的“迎峰度夏”开始，电厂负荷增加，带动煤炭需求转好，南北航线运输繁忙。沿海电厂方面，受持续高温带动，空调负荷增加，耗煤数量增加，六大电厂合计日耗达到76万吨。但随着阴雨连绵、南方天气凉爽，日耗再次下降到69万吨，7月9日又增加到78.9万吨，但能否持久还需观察。

　　据媒体报道，6月底以来，华东地区迎来今夏首轮高温，上海、江苏、浙江、安徽、福建连续出现35℃以上高温天气，部分地区最高气温达37℃。随着气温的大幅上升，华东全网用电负荷快速增长，一举跃升至1.69亿千瓦，最高日均达到1.78亿千瓦，连创今年用电负荷新高。笔者分析，进入6月下旬，南方部分地区迎来高温天气，民用电有所增加。然而在宏观经济、工业依旧不振的背景下，钢铁、水泥等高耗能企业开工率明显不足，整体用电需求依旧缺乏明显的改善。加上今年雨水较为充沛，水力发电量有所增加，火力发电压力减轻。笔者认为，仅仅依靠天气炎热带动民用电增加，是难以缓解市场供大于求压力，改变市场格局的，下游总体需求仍较为疲软。

　　2.用户库存高位，采购积极性较差。

　　重点电厂采取增加场地垛位、提前逆季节存煤的方法，增加存煤数量，做到“家有存煤心不慌”，三月份以来，全国重点电厂存煤始终稳定在7200万吨左右的水平。4月初，全国重点电厂合计存煤7393万吨；5月初，全国重点电厂合计存煤7216万吨；6初，存煤7252万吨；7月初，存煤7398万吨，存煤可用天数为21天；几个月来，全国重点电厂存煤基本没有变化。沿海电厂方面，依靠从北方港口的刚性拉运和大量采购进口煤，电厂存煤也处在高位。几个月来，沿海六大电厂存煤始终保持在1500万吨以上的高位；7月9日，沿海电厂合计存煤1561万吨，存煤可用天数达19天。用户存煤能力增加，拉煤方式灵活，采购渠道增多，预计下游用煤不会紧张。7、8两个月，电厂会积极消耗自身库存，而对南北航线的运输维持刚性，不会大量增加北方港口运煤数量。

　　今年年初以来，国内煤价已经大幅下降，但下游电厂的购煤意愿仍然不强。在北方港口，煤炭交易成交数量较少，由于无利润可赚，很多经销企业纷纷退出市场，港口运输保持刚性。一些装煤港口库存持续高企，锚地船舶数量呈现低位。部分航运企业为保证资金流的运转，进一步压低市场运价，运输市场行情持续探底。

　　3.进口煤价格仍占优势，压低国内煤价。

　　5月份，国家拟出台控制煤炭进口的措施，遭到五大电力集团的一致反对，即使三季度《控制进口措施》勉强出台，对今年的煤炭市场影响也不会很大，短期内难以发挥作用。

　　今年上半年，进口煤完成1.6亿吨，同比增长2300万吨，呈快速增长态势，国内仅经营煤炭进口的企业就高达560家，进口煤种五花八门，涉及：动力煤、炼焦煤、无烟煤、褐煤等各煤种，呈全面开花之势，祖国大江南北、内陆以及沿海沿江等地区均大量采购进口煤炭；尽管国内煤价大幅下降，但进口煤优势依然明显。据了解，7月初，澳大利亚5500大卡动力煤在广州等南方港口的到岸价仅为580元/吨，仍比国内煤炭便宜20-30元/吨。进口煤带来的影响，一方面，国际市场供求宽松，煤价持续回调，压制了国内煤炭；另一方面，国内部分地区对外煤的依存度不断提高，一些电厂纷纷改造机组锅炉，进一步适应进口煤的燃用；再加上煤炭进口没有任何门槛，上半年我国煤炭进口保持了快速的增长势头。我国煤炭进口的65%是直接供给东南沿海地区；广东是我国煤炭进口量最大的省份，福建、广西、江苏和浙江等南方省市口岸煤炭进口量也很大；就连北方发煤港口秦皇岛、京唐港也接卸进口煤炭。

　　相对比起来，国内下水煤炭生产和流通成本较大，环节多，大型煤企的开采成本远比国内外的露天煤矿成本高得多。进口煤优势较为明显，下半年进口数量不会大幅下降，会进一步压低国内煤炭价格。

　　4.为保住市场份额，价格战还会继续。

　　为争取市场份额，保住客户，维持企业生产运营，国内“三西”地区大型煤企还要将价格战继续下去，国内煤价还会下调。

　　今年年初开始，世界经济减速降低能源需求压力，国际供应形势宽松，短期内国际动力煤低价位的格局难以改变；尽管国内煤炭价格一降再降，但国际煤价依然具有价格优势，澳大利亚、印尼、越南等国煤炭仍具有一定竞争力。去年至今，受国民经济增长缓慢、进口煤冲击以及煤电企业价格博弈等因素影响，电煤拉运不积极。北方下水煤炭市场需求没有明显改观，供大于求的压力仍然较大。数据显示，今年以来，进口煤已经占据我国沿海地区海上运煤的30%以上,比例较去年相比有所增大。国内煤炭需求平稳而供给增加，为展开市场竞争，确保市场份额不减少，神华、中煤、同煤等大型煤企还会主动下调煤炭价格，预计下半年煤价下调幅度在20-30元/吨左右。(王立群)