6月底以来，煤炭市场可谓草木皆兵，大集团多次调整报价，不到一个月累计降幅达45元/吨，港口锚地船舶低位徘徊，海运费创下历史新低，悲观气氛笼罩市场。期货价格同样跌跌不休，1409合约跌幅近4%，远月合约升水幅度逐渐缩小。

港口库存居高不下，煤企无奈降价

6月26日以来，大集团多次调整煤炭报价。7月22日大集团煤炭长协价格再降5元/吨，其中5500大卡动力煤优惠后为485元/吨，距上次调价仅间隔1周，且这并非最终结算价，月底以月度最低价结算。至此，5500大卡动力煤累计降幅达45元/吨。降价的背后是港口堆存压力持续不减。截至7月23日，秦皇岛港库存725万吨，比6月26日仅下降25万吨。

需求不旺导致电厂日耗未能有效增加。截至7月18日，六大电厂平均日耗66万吨，虽较前一周的64万吨微幅增加，但相比去年同期79万吨的日耗，今年的需求仍不乐观。与此同时，六大电库存总量为1328万吨，周环比减少4万吨；库存周平均可用天数为20.1天，较前一周减少0.9天。随着气温的升高，电厂日耗略有增加，但库存充裕难以激发电厂的大规模采购热情。

进口煤硫分方面有优势，数量难以大幅回落

下水煤销售不畅已经令煤企疲于应付，上半年进口量同比微增，进一步加剧了国内煤炭市场的供应压力。1—6月我国共进口煤1.6亿吨，同比增长0.9%，其中6月进口2505万吨，同比增幅达12.28%。目前广州港库提价4200大卡的印尼煤报价390元/吨，5500大卡的澳洲煤报价570元/吨，相较于内陆煤仍有一定价格优势。8月装船的5500大卡动力煤FOB纽卡斯尔港市场报价57.5—58美元/吨， 如果国内煤价继续下跌，那么印尼煤非长协销售会受到较大影响。澳洲煤则存在调价空间。

长期来看，进口煤在成本、硫分方面具有优势，进口量不会大幅回落，内贸煤难以从根本上收复进口煤市场，销售困境的扭转还需依靠需求的有效增加及供应结构的调整。

近期价格仍承压，长期季节性采购值得期待

7月23日环渤海动力煤价格指数报收于498元/吨，下降8元/吨。6月以来该指数连续8周下降，下降幅度继续扩大。本轮市场调价重要的参考是库存，环渤海库存不降，煤炭价格就难以止跌，供需矛盾的转化不在价格而在需求。目前锚地船舶数量40艘左右，没有明显增加，煤炭消费也缺乏明显增长点。6月全社会用电量4639亿千瓦时，虽然同比增长5.9%，但比去年同期仍低0.4个百分点。煤炭开采、运输环节的税费减免政策有望降低成本，然而这个优惠是留给煤炭企业，还是完全让渡给电厂，存在不确定性。

短期来看，需求不足，港口堆存过高，电厂担忧调价政策延续而不敢采购，市场预期较为悲观，将迫使现货煤价进一步调整。长期来看，煤企亏损面进一步扩大，牺牲短时盈利能力占领市场的策略难以长久，三季度末季节性需求到来之时，供需矛盾得以缓和，煤价反弹是大概率事件。动力煤期货1501合约小幅升水于现货，待市场企稳，可考虑布局长线多单，做四季度反弹行情。