截至本周，环渤海市场煤交易价格已经连续9周下降，根据部分经销商反映，发热量5500大卡市场煤实际交易价格比5月初下降了145元/吨，降幅非常大，尤其从6月初至今，受下游煤炭需求增速回落、电厂库存高位等因素影响，发热量5500大卡市场煤降幅达110元/吨。目前，部分经销企业已将发热量5500大卡市场煤报价降到640元/吨，较国家发改委的800元/吨的限价令低160元/吨，较今年最高值低145元/吨，降幅之大令人深思。笔者预计，7月初，煤价还将按照惯性小幅回落，到7月中下旬，环渤海市场煤交易价格将出现企稳态势。7月下旬到8月份，沿海煤炭运输将恢复往日的繁忙，煤炭供需两旺，市场看好。

目前，电厂存煤仍然处于偏高状态，遏制了煤价的企稳，同时，也影响了北方港口的煤炭发运量和疏港的展开。据数据显示，6月10日，全国重点电厂存煤曾经一度达到9313万吨，创历史最高，随后，呈现下降态势，但降幅不大。截止7月初，全国重点电厂仍然存煤高达9124万吨，存煤可用天数为27天，其中华东电网存煤可用天数为22天，广东电网存煤可用天数为23天，由此可见，长三角和珠三角地区存煤仍然偏高。沿海电厂日耗煤方面，梅雨季节过后，沿海电厂日耗仍处于中位水平，没有出现明显提高。目前，上电、浙能等六大电厂存煤合计为1575万吨，日耗煤合计为54.5万吨，存煤可用天数达28.9天。沿海火电厂存煤数量持续高位，去库存工作非常重要，对煤炭的采购和外调仍不积极。进口煤方面，澳大利亚纽卡斯尔港、南非理查德港动力煤、欧洲三港ARA动力煤价格连续两周呈现上调态势。国际煤炭价格在经历了一路狂跌之后，终于探底企稳，整体呈小幅反弹态势。国际煤价小幅上涨，国内煤价继续小幅下跌，价格差不断缩小，双方很快将回到同一起跑线上，用户选择余地增加，采购国内煤炭的数量将增加，煤电双方在北方港口的成交量将会增加。

过去十年间，中国用电量年均增速超过12%，今年以来增速保持在个位数，与经济增长放缓直接相关。用电增速整体回落主要体现在工业用电增幅回落上。前五个月，我国第三产业用电增长12.4%，而第二产业增速仅为3.8%，其中四大耗能产业用电增速更是低至1.4%，仅冶金、建材两个行业就带动全社会用电增速回落约3.5个百分点。当前煤炭不紧张的原因，一是由于经济下行压力加大，电厂发电负荷降低，煤炭需求增幅有限；其次，供给增加尤其是煤炭进口增加较多，国内煤市呈现：进口煤价拖着国内煤价大幅下跌的态势。

今年夏季，南方地区将出现持续炎热天气，用电负荷将有所增加，耗煤数量将有所回升。用电偏紧的地区主要集中在浙江、广东、江苏等地。迎峰度夏已经到来，持续数天的高温天气，令上海电网的用电负荷一路走高。昨天中午，上海电网最高用电负荷达到2426万千瓦，创下今年以来的新高。江苏省，全省统调最高用电负荷已经达到5898万千瓦，创下今年以来的新高。预计今年江苏高温日比往年天数偏多，如果持续35℃高温，全省用电需求可能会达到7500万千瓦。6月30日，受副热带高压边缘和弱空气的影响，宁波的最高气温飙升到35℃，成为今年首个高温日。7月1日，宁波城区的最高气温又升至36℃，而余姚、慈溪、奉化等地更是达到了37℃。受连日来持续高温天气影响，宁波电网负荷迅速增长。7月2日10时25分，宁波电网统调负荷达到800万千瓦。

煤价方面，环渤海煤价一降再降，目前，发热量5500大卡市场煤只卖到640元/吨，为加大销售数量，中煤、神华等大型煤企纷纷将重点合同煤和市场煤按照一定比例进行搭配销售，占有和巩固了市场份额。笔者对后续环渤海市场煤价进行分析，预计发热量5500大卡市场煤降到620-630元/吨便不会再降，止跌企稳。这是因为：1.这个价位已经接近山西煤炭营销企业的承受能力，煤价难以再降。2.与澳大利亚等国进口煤价格差不多，非常适合电厂大量采购，正是抢运的好时机；3.国际煤价尚不明朗，澳洲煤、南非煤有望企稳回升，一旦上调速度加快，国内煤仍为电厂采购的重点。4.“迎峰度夏”已经开始，电厂日耗煤数量呈增加态势，南方各大电厂存煤可用天数将进一步减少，采购欲望提高；5.8月份台风季节就要来临，届时，南北航线正常的船舶海上往返运输将受到一定影响，在此之前需要大量存煤。6.大秦线一般安排每年的9月下旬进行“开天窗”检修，电厂也需要提前存储煤炭，防止煤炭紧缺。7.下半年，国家将释放一系列经济刺激政策，对战略性新兴产业、保障房建设投资将加大，会带动工业用电的增加。笔者预计，以上因素将助推环渤海煤价于7月中下旬止跌企稳。但是，能否出现回升态势，主要看国际煤价的走势和国内经济的回升程度，预计8月份环渤海煤价应该是保持稳定。