在民用电方面，受厄尔尼诺现象影响，今年5~6月份，南方地区持续出现降雨，沿海地区天气凉爽，耗煤量不高；今年7~8月份，华东和华南地区可能出现低温多雨天气，助推水电运行趋好；加之天然气、核电等清洁能源的替代效应，预计“迎峰度夏”用电高峰期对煤炭市场的提振作用将被大幅削弱。

　　为期一个多月的沿海煤炭运输阶段性拉运已经宣告结束，电厂库存得到强力补充，到达秦皇岛、黄骅等主力港口的拉煤船舶急剧减少。进入7月份以来，由于电厂日耗涨幅有限，后续市场需求乏力，沿海煤炭运输再次回到低迷状态，港口空泊再现。随着用户拉运煤炭积极性的减弱，铁路调进的恢复，大型煤企积极发运，北方港口库存将会缓慢回升。在市场低迷之下，预计7月份，煤炭价格在旺季或将出现小幅回调，北方港口下水煤交易价格会出现5元/吨左右的小幅下调，直接吞噬了5~6月份上涨的金额。

　　回顾今年以来的市场运行和煤价走势，可谓是一波三折。今年年初，在经济结构和能源结构调整之下，煤炭市场低位运行。需求的低迷、耗煤的走低，以及煤价的持续下跌，促使下游用户和贸易商对市场保持观望态势，减少采购数量，积极消耗自身库存。今年1~4月份，北方港口合计发运煤炭2.23亿吨，同比减少达1781万吨；煤炭价格方面，由年初的510元/吨下跌到了4月底的410元/吨，直降100元/吨；电厂库存方面，全国重点电厂存煤由年初的9454万吨下降到4月底的5624万吨。从5月中旬开始，受电厂补库影响，到达秦皇岛、黄骅等港口的下锚船舶数量明显增加；受低硫煤紧缺影响，北方港口煤炭交易价上涨了5~10元/吨。6月份，煤价保持不变。截至6月底，在秦皇岛港，发热量5500大卡煤炭实际交易价格为415元/吨，发热量5000大卡煤炭实际交易价格为365元/吨，仍处于发煤企业成本线以下水平，大部分煤企仍处于亏损销售。

　　6月份的最后一周，在南方高温天气的刺激下，沿海电力集团负荷有所提升，但受工业用电需求疲软，以及水电等清洁电力高速增长等因素制约，电厂耗煤增幅有限，沿海六大电厂日耗煤数量增加了4万~5万吨；但此时，前期集中拉运的“小高潮”宣告结束，电厂库存已经达到20天左右的用量。因此，沿海电厂日耗的小幅增加对煤市的走好没有任何提振作用。从6月底开始，用户派船积极性出现下降，北上的拉煤船舶急剧减少。以秦皇岛港为例，7月2日，秦港下锚船数量下降到9艘，其中已办手续船舶为零，下锚船数量降至今年以来秦港日下锚船数量新低；7月3日，秦港下锚船升至16艘，其中已办手续船舶为6艘，预报11艘，到港船舶略有增加。

　　尽管“迎峰度夏”已经来临，但由于宏观经济未明显回暖，加之南方持续降雨影响，今年夏季，下游需求难有明显增加，市场改善程度有限。根据后续船舶预报情况以及下游需求的萎靡，笔者预计，7月份，到港拉煤船舶数量将继续维持低位，电厂拉煤保持刚性，不但无法满足北方港口满负荷运转，反而还会促使市场煤交易量减少，煤企继续降价促销，煤价将出现小幅下跌。当前，受水电等清洁电力出力增加等因素影响，正值用煤高峰的南方电力企业负荷依然不高，市场需求增长乏力，需求动力不足，大幅削弱了下游拉煤的积极性。受工业生产及固定资产投资增速放缓，外需疲软、房地产下行和制造业产能过剩拖累，经济下行压力依然较大。同时，国家实现转方式、调结构政策，加大节能减排力度，单位GDP电耗下降较快，对煤市产生不利影响。

　　不过，值得欣慰的是，我国仍处于工业化、城镇化过程中，投资领域和潜力依然很大。虽然，经济转型升级导致煤炭需求减少，但是，煤炭在较长时间内仍将是我国主体能源。在经济下行的大背景下，为发挥投资在稳增长中的作用，国家发改委密集批复了一系列投资项目；自5月份以来，我国加大了稳增长力度、基础设施投资提速、“一带一路”、长江经济带和京津冀协同发展一体化发展战略的实施，以及重大工程项目建设相继展开，各项稳增长政策措施逐步发挥效应，将拉动钢材、水泥等产品需求量及用电量的增长，也将带动煤炭消费的回升。预计下半年，沿海地区煤炭消费降幅将逐渐收窄，北方港口煤炭发运量缓慢回升。