随着冬储采购、“迎峰度冬”等行情接踵而至，市场形势将很快转好，煤炭市场供需双旺将再现。而环渤海港口煤炭调进、调出保持均衡，进口煤增量空间不大，港口和电厂低库存或成常态化。在供求平衡、港口库存回升缓慢、下游需求又不弱的情况下，煤炭价格大跌的可能性很低。预计2021年最后4个月，港口煤价会保持“涨涨停停”模式，继续保持震荡走势，煤价或将在1000元/t以上运行。

1.电厂日耗再度回升

从天气预报来看，高温天气将持续至9月上旬。虽然近日仍有降雨出现，但民用电负荷回升，沿海六大电厂日耗合计再度逼近80万t。

产地方面，晋北主产区煤炭价格有涨有跌，大部分贸易商不敢采购和囤煤，都在了解行情、保持观望。主力煤矿和选煤厂存煤也不多，汽车排队装车，煤炭价格保持稳定；综合分析，主产地市场还是比较紧。目前，市场频繁释放增产保供信号，除内蒙古的38座露天矿以外，陕西榆林、神木亦有多矿提出核增生产能力的申请，等待批准。产能释放的信号频出，促使下游用户暂停采购，接货放缓，等待煤价进一步下行。港口方面，延续偏弱的情绪，贸易商报价稳中下调，低卡煤交易价格继续回落，高卡煤由于存煤少、报价稳定；煤价降幅趋势有所缓解，市场情绪略有积极，下游招标采购增加，煤价即将上涨。

煤炭价格的涨跌变化，归根到底还是由市场来主导。展望9、10月份，后续煤炭市场需求并不弱，煤炭市场将经历夏季过后电厂补库、冬储拉运、水泥行业复工、进口煤受限以及大秦线检修；如果终端用户不抓紧囤煤，后续市场肯定会紧张。目前，拉煤客户还不多，不至于拥堵，正值用户增加库存的良好时节。值得注意的是，从发煤矿站到环渤海港口，再到下游电厂，库存全部处于低位。一旦需求被拉起、采购增加，市场必然会空前活跃起来，优质煤或再受青睐，煤价上涨加快。

立秋后北方天气凉爽，但南方经历了几天低温天气之后，再度回归高温；加之工业用电发力，近期，南方八省电厂库存有可能出现止涨回落。目前，濒临东北地区冬储时节，煤炭需求仍有较强支撑。虽然内蒙古露天矿用地得到批复，煤矿增产申请也已经递交，但具体正常产销日期，能放多少量，以及实际生产能力还是一个未知数。即使放开产量，各主产区也会根据市场需求，科学安排生产、运力，不会盲目超能力生产。因此，下游用户应该抓住目前有利时机，未雨绸缪；在拉煤车、船不多，煤价下跌的情况下，尽快拉煤补库，不要等到煤价不跌了，匆匆忙忙抢煤。在利空消息影响下，市场下行还要持续几天；但随着下游阶段性补库的开启，市场逐渐转好。

2.后续市场趋紧

主力煤企响应上级号召，全力提高长协煤兑现率；叠加沿海地区大量进口外煤，电厂适度采购市场煤即可满足用煤需求。综合分析，电厂保持低库存策略，能够缓解经营压力，节省购煤成本，确保存煤可用天数处于警戒线以上水平。从环渤海港口下水煤结构来看，纯市场煤下水量仅占到港口发运量的15%。主力电厂主打价格低廉的年度长协和价格略贵的月度长协，电厂亏损的主因不应该是采购少量的市场煤造成的。目前，电厂低库存策略的确产生一定效果，港口市场煤价不会大跌，但“采购”这根弦却是时刻绷紧，刚性拉运随时存在。因此，港口煤价很难大跌。

2021年，全球煤炭处于紧张状态，很多沿海电厂进口煤仍是一船难求。印尼经历暴雨、斋月及疫情爆发，对印尼煤炭生产及运输造成影响；叠加国际需求旺盛，印尼煤价格持续上涨。当前印尼煤进口价格已涨至历史高位。目前，印尼国内已有34家煤企因履约率不达标而被限制出口。9-10月份，大部分货物都要交给自己国内市场，出口资源减少。从近期印尼煤到岸价格来看，较国内煤炭价格略微便宜一些，优势不是很明显。后期印尼煤价易涨难跌，也支撑国内煤价相对稳定。

煤矿整合后，留下来的都是主力和骨干煤矿，安全生产是头等大事。在“不得以保供名义超产”“超产入刑”“倒查20年”的威慑，安全、环保、“煤管票”管控等因素影响下，导致产能释放缓慢。虽然露天矿用地得到批复，煤矿增产申请也已经递交，但具体正常产销日期和实际生产能力并不确定。即使增产之后，产量释放也是循序渐进的，煤企会根据市场需求和用户的订单合理组织生产和销售。此外，青海发生煤矿事故，尽管不在主产区，对煤炭产量释放的影响有限，但会影响各地放松安检、增产保供的趋势，对中期煤炭保供的力度会产生相对消极的影响。

国民经济稳中加固、稳中向好，对能源需求保持增长态势。1-7月份，全国全社会用电量同比增长15.6%。7月份，用电总量增长的确有一定的气温升高因素，但居民生活用电只占全社会用电量的12.6%。因此，高温不是7月份用电量创新高的主要因素，用电量高速增长主要依赖经济稳定恢复。专家分析，考虑到国内外经济形势、电能替代等因素，下半年全社会用电量同比增长6%左右。下半年，随着国内疫情影响不断减小，消费、投资等增长延续改善趋势，2年平均增速将继续回升，内需支撑作用进一步提高。随着我国经济的继续恢复，加之新经济、新动能的加快释放以及“迎峰度冬”等因素，预计全年全社会用电量增长12%左右。

3.8月底煤价将出现反弹

近日，煤炭市场情绪偏稳，电厂陆续有招标，货盘也陆续增加，港口煤价上涨了10～20元/t。预计8月底、9月初，煤价可能出现“涨涨停停”的高位震荡走势，既不会大幅上涨，也不会大跌。“涨”是因为港口没货，加之煤价倒挂，贸易商不往港口发，造成优质市场煤短缺；“停”是因为如果涨太快了，需要等等用户。

主打长协的黄骅港和秦皇岛港下锚船出现激增，显示了需求的转旺。近日，神华外购价出现下调，但降幅低于市场预期，反映出实际需求依然有支撑。印尼市场交投较少，报价坚挺，海外市场需求旺盛，印尼煤发运到国内出现倒挂，贸易商观望情绪较浓，进口倒挂导致部分中高卡煤采购需求转向国内。此外，印尼电厂煤炭资源储备不足，现印尼政府要求大力保供国内，延缓出口。

随着中东部、西南地区煤炭产能的陆续退出，最终我国煤炭产能将逐步集中于山西、内蒙古、陕西和新疆地区。保供政策积极落实，但短时间产量增加有限，鄂尔多斯市日产量不稳定，而流通环节市场货源也很紧张。大秦线日运量不稳定，而沿海电厂并未开展大规模补库，继续维持低库存，仍有一定采购刚需。国务院常务会议再次提及保供稳价，完善并落实重要原材料价格上涨应对方案。但增产放量尚未完全释放，煤价倒挂，贸易商不发，环渤海港口库存迟迟打不起来，煤价不好跌。目前，距大秦线秋季检修只有1个多月时间，冬储压力也越来越大，留给港口垒库和电厂补库的时间越来越短。

东北地区冬天来得早，冬储必须提前进行。从上周末开始，黑龙江、吉林、辽宁地区已经陆续开始补库，除东北三省外，蒙东的赤峰、通辽等地也同步开始煤炭的采购和拉运。2021年冬，东北三省电煤缺口可能高达7000万t，三省外购资源主要来自新疆、内蒙古等地，辽宁沿海部分电厂采购来自北方港口。随着东北赶往主产区抢煤，必然会促使产地市场出现火热景象，支撑产地煤价很难下跌，也间接支撑了港口煤价。后续市场走势和价格变化，还得看坑口产能的释放和下游用户的需求情况。如果主产区继续缺票，煤价就能稳定，港口煤价也不会出现下跌。但如果下旬主产区不缺票，产量大幅增加，环渤海港口库存得到强有力的补充，电厂积极拉运，下锚船减少，预计煤价会小幅回落。