从传统市场行情来看，迎峰度夏期间的6、7月份本应是提前补库加高温带动民用电激增的用能高峰期，没加的上涨会贯穿始终。去年同期数据显示，2017年7月24日现货价645元/吨，较6月初累计上涨88元/吨，涨幅达15.8%。

但今年，截至7月20日，相关数据显示环渤海动力煤现货平仓成交价为656元/吨，较6月初下降16元/吨，前期虽小幅上涨，但动力明显不足，从7月10日开始持续阴跌，合计回落了28元/吨，且市场看跌情绪仍然较浓。

而从全国用电量数据来看，根据中电联数据，2018年上半年，全社会用电量再创新高，达到32291亿千瓦时，同比增长9.4%，增速比去年同期提高3.1个百分点，其中，6月份全社会用电量为5663亿千瓦时，同比增长8.0%，增速较去年同期提高1.5个百分点。环比来看，6月份用电量较5月份（11.4%）回落3.4个百分点，其中二产、三产和居民用电增速分别环比降4.3、2.1和0.9个百分点。

分行业来看，制造业日均用电量增势强劲，四大高耗能行业均实现增长。2018年上半年，制造业用电量16551亿千瓦时，同比增长7.3%；6月份制造业用电量2992亿千瓦时，同比增长6.0%，日均用电量达到99.7亿千瓦时/天，连续两月创历史新高。化工行业用电量376亿千瓦时，同比增长2.5%；建材行业用电量319亿千瓦时，同比增长3.6%；黑色金属行业用电量447亿千瓦时，同比增长10.4%；有色金属冶炼行业用电量494亿千瓦时，同比增长0.2%。

综合来看，促使今年迎峰度夏期间动力煤出现“旺季不旺”的因素有以下几个。

首先，从全国煤炭行业整体供需来看，除不等地区因气候变化和水电出力的不确定性因素，加之受资源、运输约束出现的时段性供应偏紧的问题外，全国煤炭产需是基本平衡的。

7月19日，中国煤炭工业协会会长王显政在2018年夏季全国煤炭交易会上表示，今年上半年，全国规模以上煤炭企业原煤产量17亿吨，同比增长3.9%；煤炭净进口1.44亿吨，同比增长12.6%；初步预测，全国煤炭消费量约18.9亿吨，同比增长3.1%，实现了产需基本平衡。

这也就意味着，煤价不具备整体持续大幅上涨的可能性。

其次，经过前期的大幅上涨，虽近期有所下跌，但动力煤价格目前仍然处于高位，持续回落直至绿色区间即成为必然。

尽管当前煤价与前期煤价相比有所下跌，但较国家的500-570元/吨的绿色区间仍存在较大差距，且2017年煤价从6月初开始持续上涨88元/吨后，才达到645元/吨，仍低于当前煤价11元/吨。因此价格的阴跌完全可以定位为高位震荡回落。

再次，中长期合同煤及平价煤的有效供应和适时补充较好的稳定了供求关系。

2017年以来，煤炭中长期合同制度和“基础价+浮动价”定价机制，对煤电互保、互利起到重要作用。全国大型煤炭企业中长期合同兑现率稳步提高，达到80%以上。

煤、电双方的长协合同在签订量、定价机制、合同期限方面均有明确规定：年度合同量在30万吨以上，以535元为基准价格+浮动价格定价，合同期在一年以上。2018年煤价整体高位运行，年度长协、月度长协明显低于市场煤价格，较大的价差使得长协“稳价器”、“压仓石”的作用凸显。

7月19日，中国煤炭工业协会会长王显政在2018年夏季全国煤炭交易会上表示，上半年全国中长期合同煤平均价格为562元/吨，同比下降9.5元/吨。

此外，今年5月份，为遏制持续、快速上涨的煤价，保障沿海市场电煤供应，多家重点地方煤炭企业主动承担社会责任，积极组织远低于市场价的平价煤投放市场。6六月份开始，在路港协同护航下，近300万吨平价煤陆续抵达港口，短时补充作用明显，有效地冲击了高价市场。

第四，进口煤的增加，促使内贸煤价格回落。

受国内煤价大幅上涨，部分地区供应偏紧影响，从6月份开始，开始相关部门放松了对进口煤的限制，通关时间缩短，进口煤增量明显。

海关数据显示，6月我国进口煤及褐煤2546.7万吨，同比增长17.9%。上半年，我国累计进口煤及褐煤14618.7万吨，同比增长9.9%，增速比1-5月扩大了1.6个百分点，煤炭净进口1.44亿吨，同比增长12.6%。

第五，进入7月后，随着南北方降水量的增加，汛期明显，水力发电的增发对煤价的上涨形成了一定的冲击力。

进入7月，云贵川等长江中上游地区降雨较往年偏大，导致长江来水增加，水电增发预期迅速增强。截至7月20日，三峡入库流量峰值为5.92万立方米/秒，为2012年夏季以来的最高值，当月日均流量为4.11万立方米/秒，而去年7-9月分别为2.12万、1.95万、2.25万立方米/秒。据估计，整个7月三峡入库日均流量能够保持在3.5万立方米/秒以上。

由此可见，单从三峡水力发电的情况来看，今年7月份，乃至8月份水力发电同比增长将成必然，且增幅较大。根据中电联数据，1-6月份，全国规模以上电厂水电发电量4618亿千瓦时，同比增长2.9%，增速比上年同期提高7.1个百分点。

因此，水电对火电的替代作用将逐渐显现。

第六，电厂以及中转港库存的高企，削弱了下游采购的积极性。

由于国内煤炭产地进一步向“三西”地区集中，煤炭保供的一大措施便是保证煤炭发运的平稳，完成库存从上游向中下游的转移。数据显示，截至7月中旬，全国重点煤矿产出1493万吨，为2018年以来的最高值，但同比减少近550万吨。同时，重点电厂库存为7569万吨，亦处于年内高点，同比增加逾1200万吨。

此外，截至7月19日，全国主流港口库存达到年内最高点，至5493万吨，同比增加近550万吨。以此口径为基准，中下游库存增加逾1700万吨，库存差额来源于产量和进口量的增加。

沿海六大电厂方面，随着气温升高，沿海六大电厂日耗连续3天位于80万吨以上，但整体库存水平连续9天处于1500万吨以上高位，24日耗煤再次低于80万吨。在库存充足，预期中的沿海电厂日耗持续攀升的局面未出现的背景下，电厂采购意愿偏低，需求不足或使北方港口煤价继续下行。

综上所述，在众多因素的合力下，今年迎峰度夏期间动力煤价格走低，出现“旺季不旺”成为必然。

随着环保督查的结束，符合环保要求、达到复工条件的矿井将陆续复产，煤炭供将会增多，而中转地北方港口在国家多项保供措施保障下，库存总量稳步回升，有效地保障了下游迎峰度夏期间的动力煤供给，加之，政策导向上仍有下降压力，预计后期煤价仍存继续下跌的风险。