截止6月12日，黄骅港存煤220万吨，继续维持高位；秦皇岛港存煤648万吨，较6月1日相比增加了38万吨。国投曹妃甸港存煤512万吨，较月初增加了62万吨；国投京唐港和京唐港存煤分别为190和187万吨，由于煤炭进出港数量平衡，两港存煤较月初相比没有大的变化。到港拉煤船舶方面，尽管北方港口煤炭平仓价一降再降，降到了大部分煤企的盈亏平衡点以下水平，但受下游需求平缓、进口煤保持一定数量等双重因素影响，下游用户派船仍不积极。截止6月12日，秦皇岛港下锚船为43艘，其中已办手续的船舶只有8艘；从各港口下锚和预报船舶来看，下锚船和预报船舶继续保持低位，港口空泊现象有增无减。

　　沿海煤炭市场方面，本周南方部分地区迎来高温天气，民用电有所增加，但工业用电不振继续影响着沿海煤炭市场的复苏。截止昨日，沿海六大电厂合计日耗为66.4万吨，增幅不大。除浙能电厂日耗略有恢复外，其余电厂日耗继续处于低位，反弹迹象不明显。虽然主要煤炭企业调整6月份煤炭销售价格，但由于煤市供需状况未发生根本变化，单纯依靠降价销售似乎难以振兴当前煤炭市场。随着南方部分地区阴雨连绵不断，水电更将发力，火电压力继续减轻。日前，很多前期停机检修的火电机组陆续投入生产；但由于需求原因，造成火电机组难以实现满负荷发电，广东、福建、上海等地火电厂用电负荷普遍保持在70%左右，电厂耗煤量仍在中低位运行，煤炭库存可用天数保持在20天以上水平；而南方一些小钢铁、水泥、建材、陶瓷等用煤企业受国家淘汰落后产能以及节能减排等因素影响，倒闭、关停的较多，减少了耗煤量和耗电量，造成需求下降。沿海电厂等用煤大户因考虑到与国有煤企和大型发煤港口之间的战略性合作关系，仍派出一定数量船舶在我国南北航线保持刚性拉运。电厂拉运，主要以长协运输和专用场地煤炭为主，市场采购积极性难有提振，造成煤价和海运费持续下跌。

　　近期，“微刺激”政策延续，但市场普遍预期政府难有大的刺激经济的动作，宏观经济不会有明显回暖，煤炭市场需求难以出现大的反弹。当前，港口中低卡煤性价比较高，需求较足，但中低卡煤资源并不足，港口下水的伊泰、准混等低硫煤较为抢手。神华、中煤6月长协方案出台，神华5200及以上高卡煤价格下调，而中低卡煤价格上调，这也是为刺激下游对高卡煤的需求，加快神华和中煤集团煤下水而采取的措施。而中煤方面，高硫煤较多，长协价虽维稳，但优惠幅度有所扩大。从北方港口下水煤数量变化和到港船舶情况分析，后市市场预期较为悲观，无论是煤矿、贸易商、港口还是铁路、电厂均在期待7、8月份的耗煤高峰期的到来。目前，电厂存煤高位，耗煤低位，存煤可用天数较高，纷纷采取“以耗定购”、“以需定船”的策略，采购需求非常低迷。后市预期悲观。当前，发热量5500大卡煤炭港口实际交易价只有520元/吨，发热量5000大卡煤炭港口实际交易价只有455元/吨。　海运费方面，本周运价继续低位运行，船东经营压力增大，内外贸兼营船多流向外贸市场，部分选择短途运输，还有部分船舶不得不在北方港口抛锚停船“等活”。中国沿海煤炭运价指数(CBCFI)中，华南华东航线运价不断刷新指数(4728.759, 54.68, 1.17%)发布三年以来的最低值。6月10日，秦皇岛-上海(4-5万吨)航线运价为21.3元/吨，较月初相比下跌1.1元/吨；秦皇岛至宁波(1.5-2万吨)航线运价为26.3元/吨，较月初相比下跌1.1元/吨。华南地区，由于频繁降雨影响，用电萎缩，需求很差，运价低位运行。6月10日，秦皇岛-广州(5-6万吨)航线运价为30.6元/吨，较月初下跌了1.9元/吨。随着需求的转淡，预计海运费还将小幅下降。

　　后续煤炭市场情况，由于经济增速仍存在下行风险，后期工业用电仍将增长乏力，导致华东、华南沿海地区电厂后期动力煤市场需求和变化，主要取决于气温的变化和雨水的多少。如果6月中下旬到7月份，南方地区仍像5月份一样的降水充足的话，电厂日耗保持低位，需求仍会不振，下游拉煤积极性仍会保持平缓，电厂对动力煤的需求仍将疲软，“以耗定购”、“以需定船”的策略仍将延续。而受生产成本限制，大型煤企6月份长协煤和市场现货交易的变化不大，贸易商普遍处于观望状态。煤炭企业方面，为保证资金链条不会断裂，很多煤企通过银行贷款来发放职工工资，继续保持低价位进入市场，赔本销售，并期待着市场的好转。但总的来说，后期市场不确定性较大，沿海地区气温及水电发电形势成为左右国内动力煤市场价格走势的主要因素，外贸煤的继续保持高位也助长了市场形势的恶化。(王云)