据综合媒体报道，八月份，沿海煤炭市场告别4-7月份的持续疲软态势，用户拉煤积极性恢复，船舶到港数量增加了一倍，北方运煤港装卸现场繁忙景象再现。沿海煤炭运输繁忙程度的恢复，刺激了海运费连续上涨，且涨幅增大；但由于到港拉煤船舶数量上与往年相比并不高，下游紧张气氛并不浓厚，加之进口煤大量登陆南方市场，下游电厂库存得到及时补充。因此，市场的转好并没有刺激煤炭价格的反弹。8月份，预计北方港口发运煤炭将达到5500万吨，环比增加250万吨，其中，秦皇岛港、唐山港、黄骅港发运量环比上月均有所增加。

今年5-6月份，国民经济运行稳定，重工业用电增幅不大，且气候适宜，下游需求没有大的起色，电厂耗煤和存煤情况变化不大，沿海煤炭市场持续不振，到达北方港口的拉煤船舶很少，各港空泊现象增多，库存走高。

进入夏季，煤炭市场风云突变，受水电出力增幅小，南方高温持续时间长等因素影响，民用电增加，促使用煤量增加；由于7月份，电厂主要以消耗自身场地的煤炭以及前一阶段采购的进口煤炭为主，以外调煤炭为辅，造成各大电厂存煤急剧下降。据数据显示，7月30日，全国重点电厂存煤降为6863万吨；进入8月份，电厂存煤下降更快，8月10日，全国重点电厂存煤6530万吨，存煤可用天数为16天；到了8月31日，全国重点电厂存煤降至6347万吨，电厂库存降至今年以来最低，存煤可用天数仅为15天。沿海电厂方面，受酷暑高温“烧烤”天气影响，民用电大幅增加，电厂耗煤增加。从7月7日开始，沿海六大电厂日耗煤合计数就达到了80万吨左右的高位，其中，8月11日，六大电厂日耗合计达到今年最高点85.2万吨。尽管当前已经进入9月份，日耗仍居高不下，9月3日，沿海六大电厂日耗合计为79万吨，仍保持在高位。其中，表现最为抢眼的是浙能、国电和华能三大沿海电厂；根据9月3日数据，浙能电厂日耗为14.5万吨，华能沿海电厂日耗为21.1万吨，国电电厂日耗为16.5万吨；入夏以来，这三家电厂日耗始终保持在高位，且运行稳定。

今年以来，随着我国宏观经济进入转型期，煤炭消费增长速度减缓，下游煤炭需求快速增长转入低速增长，加之进口煤冲击国内市场，下游电厂库存呈现高位，市场呈供大于求态势。进入夏季后，电厂存煤数量开始下降。夏季接近尾声的8月中下旬，电厂增派船舶拉运煤炭，补充库存；台风季节到来，电厂需要增加存煤；大秦线检修之前，电厂也需要增补库存。因此，沿海煤炭市场暂时告别前一阶段的萧条冷清局面，运输恢复了繁忙，电煤抢运大战就此拉开序幕。

展望未来一段时间的下游需求和市场变化情况，国内煤价连续大幅回调，目前处于低位，等到沿海电厂消耗了前一阶段订购的进口煤炭后，后续进口煤将有所减少。北方发煤企业依靠优惠的价格和与用户长期深远的合作关系，将促使北方港口下水煤再受下游电厂的青睐，南北航线海上运输保持活跃态势。值得注意的是，海运费往往先于煤价上调，截止8月28日，秦皇岛到上海4-5万吨级船舶运费为34.5元/吨，秦皇岛到张家港2-3万吨级船舶海运费为38.9元/吨，秦皇岛到广州海运费为41.4元/吨，较7月2日价格分别上涨10.8、9.2、7.2元/吨，目前，仍保持上涨态势。9月份下旬，大秦线为期15天的“开天窗”检修即将展开，沿海电厂需要提前存煤；10月份，冬储煤炭提前进行，用户增加采购数量；等等利好因素将提高沿海煤炭市场的活跃程度，为运煤铁路和北方港口加快运输发挥重要作用。此外，煤价持续回调，大部分中小型煤企在赔本赚吆喝；预计煤炭价格将在9月份上中旬企稳，9月下旬、最晚10月份将出现反弹，但受进口煤竞争以及工业用电增幅小等因素影响，煤炭价格涨幅不会很大。

近期，国家出台了一系列稳增长、调结构、促改革的举措和政策，增强了企业的发展信心。7月底，山西省出台的“煤炭20条”提出，鼓励煤炭企业与电力、冶金、焦化等重点用户签订长期协议合同，建立和谐煤电关系。8月8日下午，山西省内七家省属煤炭集团与五大电力央企和部分地方电力企业重新签订了电煤中长期供需合同，并明确约定了结算价格；以上利好因素会带动山西煤企与南方电厂之间的煤炭交易有所增加，北方港口中转数量将呈高位运行，预计沿海市场运行会逐步看好。