旺季需求疲软，动力煤不旺。
本周开始，北方港口动力煤市场进入下降态势。
8月初煤炭需求有所增加，但由于高库存和对旺季逼近尾声的预期，沿海电厂对北方港口的采购、内陆电厂对坑口的采购力度都不足以支撑一次有效的反弹，电厂基本控制了采购节奏或者说港口价格涨跌节奏，目前处于被动降库存阶段。
今日北方港口动力煤市场稳中下行。截止8月6日，沿海六大电厂库存合计1732.35万吨，环比增加3.65万吨，每日消耗68.51万吨，环比降低0.27万吨，电厂每日消耗呈持续下降走势，对动力煤采购积极性放慢。目前市场整体处于一个疲软的状态，下游询货不积极，贸易商价格依照指数下浮2-5元/吨，但成交量较低。Q5500大卡煤贸易商价格围绕在590元/吨附近上下调整，Q5000大卡煤贸易商价格围绕在515元/吨附近上下调整，预期本周价格将以小幅下降为主。产地方面，山西晋北地区受北方港口煤价下降的传导，部分下水煤为主的矿价格小幅下降5-10元/吨。陕蒙地区煤价涨跌互现，各矿根据自身的产销情况进行调整，价格调整幅度多保持在10元/吨左右。
2016年以来煤炭价格持续上行，其推动在于2016年煤炭供给侧结构性改革之后，产量出现了显著下降。随着《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》《2016年能源工作指导意见》《煤炭工业发展“十三五”规划》等文件的推出，煤炭行业去产能工作展开，煤炭产量迅速压缩，推动了煤炭价格持续上行。根据《煤炭工业发展“十三五”规划》的要求，化解淘汰过剩落后产能8亿吨/年左右，经过减量置换和优化布局增加先进产能5亿吨/年左右，到2020年煤炭产量为39亿吨。
从产量来看，2016年1—12月原煤产量为33.63亿吨，同比2015年下降9.4％，产量下降3.2亿吨，但随着政策从去产能调整为保供稳价之后，煤炭产量日趋回升。2017年原煤产量为34.4亿吨，2018年原煤产量为35.4亿吨，2019年1—6月原煤产量累计同比继续上升2.6％。国内原煤产量稳定增加，对煤炭价格上方产生压力，后期随着榆林等地煤炭限产政策的放松，国内产量将持续上升趋势。另从进口来看，国外动力煤的进口意愿持续高升。数据显示，2019年1—6月原煤进口量为1.545亿吨，累计同比增长5.67％。
作为和经济周期走势紧密的大宗商品，动力煤受宏观经济的影响很大。从本年度的宏观情况来看，国内整体经济增长速度有所下降。房地产数据显示，1—6月房地产销售面积累计同比增长速度下降1.8％，远低于2018年同期3.3％的增长速度。汽车的情况显示，1—6月汽车产量累计同比下降14.2％，连续8个月累计同比增长速度为负。
另外，宏观需求疲软，造成全社会用电量下降更为明显。据统计，1—6月全社会用电量累计同比增长速度为5％，2018年同期为9.43％，其中工业用电量增长速度为2.9％，2018年同期为7.53％。在总用电量增长速度下降的同时，水电的发力造成火电发电量持续走弱。1—6月水电发电量累计同比增长速度为11.8％，2018年同期为2.9％，与之对应的是，1—6月火电发电量累计同比增长速度仅为0.2％，2018年同期为8％。火电增长速度大幅下降，造成电厂的耗煤量显著下降。
目前来看，电厂的高库存导致电厂对于港口煤炭的采购积极性下降。最新一期沿海六大发电集团煤炭库存量为1765万吨，2018年同期为1540万吨，同比高出224万吨。从港口的情况来看，最新一期长江口煤炭库存为854万吨，2018年同期仅为683万吨，下游库存持续累积。
随着华东天气逐步炎热，近期电厂每日消耗有所恢复，但目前的每日消耗恢复并没有超越季节性。月度每日消耗数据显示，2018年7月沿海六大发电集团月度日均耗煤量为77.41万吨，2019年7月为66.69万吨，仍显著低于2018年的水平。在电厂库存无法有效消耗、每日消耗回升又非常有限的情况下，电厂对于煤炭采购的积极性回升仍待观察。
从历年情况看，进入七八月，火电与水电需求均达到当年高峰水平。本年度降雨量偏多，6月水电发电量增长明显，预期七八月水电发电量持续增加，迎来峰值，某种程度上替代火电需求。往年，受到电厂提前备库存影响，动力煤价格一般在五六月开始反弹走势。7月中旬，六大发电集团沿海电厂煤炭库存保持在1600万吨附近绝对高位，由于本年度电厂库存可用天数维持历史高位水平，可很大程度保障高峰期需求，后期补充库存存预期削弱，抑制需求。
全局来看，后期煤炭先进产能释放有希望继续加速，稳定煤炭市场供应预期，保障夏季旺季需求，下游电厂库存维持近年来高位水平，抑制补充库存存需求，动力煤市场呈现旺季不旺特征，延续弱势。