7月份，煤炭市场整体旺季不旺，价格不断下跌，华东区域高温天气较去年相比大幅减少，社会用电需求减速。在这种大背景下，外来电快速增长对南方尤其华东地区火电及电煤消耗形成挤压。进入8月份，受神华等煤企提价、大型煤企控制产量以及到港拉煤船舶增多等因素影响，北方港口发运量增加，下水煤炭价格基本保持稳定。今年夏季，华东地区高温天气较往年减少，且桑拿天气也不多，促使社会用电量大幅减速，对华东地区火电及电煤消耗形成挤压，促使电厂耗煤低位，市场旺季不旺。值得注意的是，8月中旬，高温过后，南方天气转凉，电厂日耗出现明显下降的情况下，却出现到达北方港口的拉煤船舶不减，拉煤积极性高涨的现象。预计9月份，煤炭市场将出现供需两旺现象。
回顾夏季市场需求的变化情况，7月下旬，经历了短暂高温，电厂耗煤急剧增加，沿海六大电厂日耗从60万吨升至70万吨的高位。就在大家欢呼雀跃，认为市场已经走出低谷之时;8月中旬，随着南方持续阴雨天气的出现，民用电下降明显，沿海六大电厂告别前一阶段70万吨的日耗煤数量，下降到57万吨左右，降幅较大，令人乍舌。今年夏季，对煤炭市场不利的因素，除了国家推进环保节能、控制雾霾以及经济转型发展等原因，促使煤炭需求下降外，水电运行良好，沿海省份外购电增加也是不可忽视的一个重要因素。溪洛渡-浙西跨区输电线路投产，加上之前已投产的跨区输电线路，使四川、云南等地水电大量输往华东、华南等地。夏季，三条特高压输电线路全部持续满负荷运行。据介绍，上海外来电比例最高，占65%，浙江外购电占外来电占发电的27%。随着向家坝、溪洛渡水电全面投产，输送到华东的水电呈现爆发式增长，环比增加了3倍，即使7月底8月初出现持续十多天的高温天气，用电的增量却被外来电大幅增长的水电所消化。
今年夏季，由于工业用电整体低迷，民用空调拉升作用短暂而且有限，华东外来电增长迅猛;煤电发电量及发电耗煤量增长受到明显遏制，促使下游需求不旺。沿海电厂方面，以浙能电厂为例，8月中旬，正常情况下耗煤11-13万吨的浙能电厂，日耗一直保持在9万吨水平;用电负荷不高的情况下，沿海集团纷纷对所辖部分机组进行停机检修或备用，减少了煤炭消耗下游需求不振，上游积极发运，造成煤炭市场供大于求严重，发煤、卸煤港口和电厂存煤大量积压，促使北方发煤企业和贸易商轮番降低煤价促销，煤价不断下行，甚至低于山西煤企成本线以下水平。可以说，西南水电持续增加抵消了迎峰度夏对动力煤市场的提振作用，削弱了电煤需求，促使市场保持低位运行。
8月上旬，到达北方港口的拉煤船舶数量呈增长态势，市场趋好。进入8月中旬，市场情况急转直下，随着南方天气转凉、降雨频繁，促使火电厂日耗煤数量大幅下降，存煤可用天数进一步上升，似乎前一阶段良好的运行态势就要消失了。但是，下游购煤积极性却是不减、到港拉煤船舶居高不下。笔者认为，很多电厂库存下降较快，急需补充库存，增加拉煤数量，提高库存，以备战9月份大秦线检修和冬储煤炭的需要;同时，也是为了在年底的煤炭衔接会中增强议价权。这也是当前电厂库存高位，日耗偏低，但采购煤炭的积极性不减的主要原因。9月份，预计沿海煤炭运输将延续8月份到港船大幅增加的现象，北方港口运输繁忙，沿海煤炭市场进一步趋好。
为治理雾霾天气，减轻环境污染，国家有关部门即将出台《商品煤质量管理暂行办法》，对进口煤质量进行限制，严控高硫高灰煤炭进入国内，将在一定程度上减少进口数量，缓解国内市场供大于求压力;此外，各级政府还将陆续出台政策，减轻煤企赋税，提高煤企竞争能力。9月份即将到来，预计南方水电将有所退潮，“西电东送“将缓慢减少。尽管到那时天气已经转凉，南方华东、华南地区民用电下降。但笔者分析，水电减少，沿海地区火电压力加大，由此带来的煤炭需求增加量，要远比夏季民用电负荷提高、增加的煤炭消耗要多一些。也就是说，进入9、10月份，随着南方水电运行减弱，火电压力增大，市场将继续保持趋好态势，煤炭需求将有所提高，到港拉煤船舶继续保持高位。这些对煤炭价格的上涨将起到推动作用。国家近期连续出台的微刺激政策将于未来一段时间显现，工业增加值及PMI数据也在积极向好发展，工业用电逐渐有所增长。预计从9月份开始，煤炭价格将实现缓慢上涨，直到年底。
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