今年夏季，受经济企稳、民用电增加以及国内煤价下调等多方面因素影响，国内煤炭运输形势突然转好，南北航线运输繁忙。产运需各方加强协调配合，铁路、港口、航运各相关企业发运煤炭数量均创出高产。9月份，虽然天气转凉，用电负荷有所下降，但电厂补库存积极性不减，派船数量仍在高位，促使沿海煤炭市场和北煤南运形势继续看好。展望未来一段时间的市场变化，受日耗降低、存煤回升等因素影响，预计从10月下旬开始，用户采购煤炭的积极性将有所下降，海运费即将开始下调，而煤价虽有企稳迹象，但下调空间还在。

政策因素致用电量增加

自7月份，国家提出经济增长速度不应滑出“下限”水平以来，稳增长政策释放力度明显加大，各级政府相继推出和落实一系列稳增长、调结构、促改革、惠民生的综合举措，稳定了社会经济发展预期，提振了市场信心。随后公布的多项宏观数据均进一步印证当前国内经济呈现企稳回升态势。从7月份起，工业增加值和发电量、用电量数据回升，而8月汇丰中国制造业PMI达到50.1%，创4个月新高，中采制造业PMI也从50.3%走强到51%，从数据上分析，中国经济已经呈现出较好的复苏势头。PMI的回升主要来自需求和预期的较好改善，生产方面则显得相对缓慢，沿海地区大型外贸加工型企业对稳定经济发挥突出作用，效果明显，但抗风险能力差的中小企业生产经营仍然困难。随着中国工业的加快发展，将对包括金属在内的大宗商品产生直接的拉动和需求，间接增加对煤炭需求的增加。

8月份，受全国多地高温“烧烤”天气的影响，空调用电推升电力消费需求，中下旬以后，天气降温，负荷下降，带动电力需求开始走弱。8月份，火电发电量3951.1亿千瓦时，同比增长19.2%；水电发电量841.7亿千瓦时，同比回落10.1%，水电发电量增幅降低推动了火电压力加大，耗煤量增加。今年1-8月，全国发电量为34320亿千瓦时，同比增长6.4%。而夏季高温持续时间较长，各地气温连续创新历史新高，带动了民用电的增加。因此，8月份，沿海电厂负荷增加，耗煤数量较高，电厂和港口库存双双回落。

煤价、海运费走势不容乐观

8月份，主要消费地高温不断刷新历史记录、用电负荷屡创新高，带动沿海地区主力电厂日耗水平持续高位运行。而且随着国内动力煤价格一降再降，在北方港口，发热量5500大卡煤炭实际交易价格经降低到515元/吨，到达广州等南方港口的部分进口煤价格优势接近丧失。刚性需求的增加，耗煤的提升，以及国内煤价回落，支撑下游消费企业电煤采购模式开始向内贸市场倾斜，促使北方中转港口作业形势趋好，港口泊位利用率较高，船舶待泊时间有所延长，各港口锚地大量压船。

月初，受大风、大雾等恶劣天气影响，发煤港口频频封航，造成秦皇岛、曹妃甸、黄骅港库存连续冲高；中旬以后，随着天气晴好，港口开航，拉煤船舶相对充足，对港口作业生产的利好影响开始显现。但由于主产地煤炭产量减产有限、进口煤暴增和下游电厂库存继续保持中高位，加之部分大型企业低价供给仍有释放，造成环渤海地区动力煤市场仍难实现价格止跌企稳。9月18日发布的最新一期的环渤海动力煤价格指数报收533元/吨，较8月初下跌32元/吨，同比下跌100元/吨，今年以来累计下跌100元/吨。预计煤炭价格还会下调2-3周才会走稳。

航运方面，受内贸煤炭价格持续深跌、高于往年的闷热酷暑天气、沿海尤其华东地区电厂库存量回落明显、台风接踵而来以及前期被迫停运或船舶流失至国际航线造成的沿海有效运力减少等利好因素影响，7月下旬以来，海上煤炭运价开始止跌，并开始呈现加速上扬态势。截至9月17日秦皇岛至广州(5-6万吨)、上海(4-5万吨)和宁波(1.5-2万吨)航线运价分别为45.7元/吨、39.3元/吨、44元/吨，较7月中旬的最低水平分别上扬12.1元/吨、16.1元/吨、14.7元/吨。但是，随着下游补库接近完成以及返回国内航线的远洋船舶增多，海运费大幅上扬后采购煤炭成本增加，导致继续采购的积极性受挫。上周，海上多个航线的煤炭运价再次步入下行通道。

进口煤优势已不明显

8月份，受哥伦比亚第二大煤炭生产商工人罢工及南非地区酝酿罢工影响，国际煤炭供应过剩局面有所缓解，支撑国际煤价整体呈现小幅回升态势，但煤炭供应偏紧的短暂影响对价格支撑作用有限。截至9月6日当周，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格报收76.70美元/吨，环比前一周下跌1.91美元/吨，跌幅为2.43%；南非理查德港动力煤价格指数报收71.71美元/吨，环比前一周下跌0.18美元/吨，跌幅为0.25%；欧洲ARA三港市场动力煤价格指数报收76.79美元/吨，环比前一周上涨0.44美元/吨，涨幅为0.58%，国际煤价出现两跌一涨。

印尼方面，受8月斋月和主要产煤区持续下雨影响，造成很多矿主都开始停产和减产，导致印尼贸易商采购能力及装船外运受到影响；虽然矿商有涨价意向，但国内需求偏弱，且贸易商接货意向不强，持观望状态。根据煤炭资源网报告数据显示，9月15日，华南地区澳洲5500大卡的到岸价为558元/吨，而同质量的北方港口煤到岸价格为575元/吨，外煤较内贸煤优势已经非常有限。进口煤价格优势持续被削弱，部分印尼煤甚至已经出现倒挂现象，进口煤受到抑制，进口贸易商悲观情绪和观望气氛浓厚，延迟接货甚至违约拒收的现象时有发生。但由于前期煤炭贸易商看好夏季用煤高峰，提前预订进口煤炭，造成更多的进口煤炭在7、8月份集中到货，使得夏季我国进口煤延续高位水平，7月份进口2865万吨，而最新数据，8月份进口煤炭为2596万吨，同比增加552万吨，增幅27.4%，环比减少269万吨，降幅9.4%。今年1-8月我国累计进口煤炭2.13亿吨，同比增加2848万吨，增幅15.5%。由于外贸煤炭在国电、华能、深能源等大型电厂消费中的常态化趋势较为明显，部分沿海电厂在澳大利亚、印尼等国煤炭优质不再的情况下，仍采购部分进口煤炭配比使用。

海关总署8月29日公布消息，自2013年8月30日起，对褐煤等商品进口关税税率进行调整，取消了褐煤的零进口暂定税率，恢复实施3%的最惠国税率。但由于之前我国与东盟国家实施自由贸易区协定税率。按照国际煤炭贸易惯例，褐煤进口商只需取得东盟原产地证明，即可享受零关税待遇，而去年中国从印尼进口褐煤占到当年褐煤进口总量的93.4%，因此本轮税率调整对进口褐煤的成本影响程度有限，不足以扭转该类煤炭的市场价格走势，褐煤价格优势依然存在。

后续市场以稳为主

中国经济正处于企稳回升的通道，预计经济复苏将是温和的、缓慢的。8月份，经济数据整体回升尤其是工业增速的回升幅度较大，进一步印证了中国经济回暖的态势。今年迎峰度夏期间，全国日发电量屡创新高，但全国竟然没有出现拉闸限电现象。受此影响，火电行业、煤电行业没有实质性的利好消息出现，动力煤市场强势回暖的期望已经落空，价格大幅上调成为“水中月，镜中花”。动力煤弱势运行的主要原因还有产能过剩：近年来，煤炭产能的快速释放，资源整合后，大型煤企产量和销售量快速增加，加剧了全社会煤炭库存的高位态势。煤炭产能建设超前、产量过剩、进口暴增和煤炭需求不足成为当前煤炭市场持续不景气的重要推手。2010年以来，我国年平均增加煤炭产能4亿吨，导致市场过剩压力不断加大。而煤炭增长的区域主要来自“三西”地区，品种以高挥发分、高热值的动力煤为主，少有炼焦煤产能的大幅增长。这也是夏季以来，动力煤和冶金煤走势表现不同的动因之一。

后期，高温退去对煤炭市场是不利因素，不过有利因素依然存在，随着基建旺季来临，以及国家宏观经济数据的向好趋势，预计动力煤市场将显现以稳为主的局面，沿海煤炭市场继续保持供运需三高的态势。进入9月份，受大秦线即将展开第二轮检修影响，电厂积极增补库存，拉煤积极性高涨。9、10月份，是传统的开工旺季，地方政府城镇化的不断推进，轨道交通及配套设施全面展开，保障房、节能和信息消费领域支出的增加，9-12月份，将迎来投资的“小高潮”。政策或扭转短期经济运行轨迹，经济平稳前行将进一步受到支持，而这一效应可能将持续到年末。随着经济企稳回升，我国经济开始摆脱下行压力，而我国经济是短暂性“反弹”还是趋势性“反转”仍有待验证。只要政府坚持改革的决心不变，未来政府出台大规模的经济刺激政策基本不可能，因此，经济增长再回到以往的速度可能性不大，国内煤炭需求将呈现温和增加态势，年底之前，煤炭价格即使反弹，上涨幅度也不会很大。