6月份原煤产量继续超预期回升，增速回归上升通道，不仅扭转市场对原煤产量的继续收缩预期，而且体现出坑口产出弹性较大、保供能力可控性较强的特点。
大砭窑煤矿面煤产量 2千吨左右。府谷：恒益煤矿水洗 3-8块、水洗 2-5籽价格各上调 20元/吨。
周末至今，鄂尔多斯地区煤炭公路销量及呼铁局发运量均有所恢复，区域内煤价弱势维稳。19日业内盛传受陕西榆林绥德县8.13非法制造雷管引发爆炸事件影响，榆林煤矿大停产。据榆林煤炭交易中心最新了解，之前在产煤矿现在仍正常生产，并未受到8.13事件影响，而炮采煤矿火工品供应可能受到管制，但目前并未收到停产消息。神木：隆德煤矿末煤价格下调 11元/吨，现执行 296元/吨，精煤价格下调 27元/吨，现执行 403元/吨。横山：正和煤矿末煤价格下调后，矿上销售情况好转，场地存煤有所减少。
张家洼煤矿价格调整后，矿上销售情况良好，由于日产量有限，场地存煤较少。新窑煤业 8月 17日下午恢复正常生产销售。但下游并不接受，用户依靠着高位的库存，对长协煤保持刚性拉运。
本周，环渤海港口下锚船将有所增加，沿海煤炭运输趋向繁忙。3.坑口煤价有望企稳止跌上周，受需求冷清、拉运客户减少等因素影响，陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯、山西晋北等地区煤价稳中下降。未来几天，多省份用电负荷的急剧攀高，11省区进入火炉模式，部分地区将达到37-39℃的高温，用电负荷继续增加。本周，将告别前一阶段，煤价上涨无力、持续低位徘徊的尴尬局面。
电厂不急于大量拉煤补库，而是压低还盘价格，零星采购市场煤炭。2.港口贸易商挺价意识增强上周，尽管煤炭市场出现转好迹象，贸易商开始按指数上浮2-3元/吨报价。
尤其27、28日，电厂日耗更是罕见的突破80万吨，不但创今年以来日耗新高，而且接近去年同期水平。今年迎峰度夏期间，预计全国日发用电量的峰值将达到245亿千瓦时左右，用电负荷峰值将高于去年的峰值水平，在一定程度上拉动了对煤炭需求的增加。4.港口煤炭运输趋向繁忙六月份至上周，沿海煤炭运输市场不温不火，尽管煤炭运输有条不紊，但下锚船保持中位偏低水平，船等货现象并不多见。加之部分用户出现抄底心里，港口运输趋向繁忙，港口市场煤价格将出现5-10元/吨的上涨，原因如下：1.电厂耗煤快速增加从上周四开始，沿海六大电厂日耗出现快速增加，从24日开始，沿海六大电厂日耗分别为73、76.7、79.9、81.4、80.3万吨。
本周，这一现象也会得到改观，受下游拉运积极性恢复、采购量增加等因素影响，预计坑口煤炭价格将出现企稳止跌，并可能小幅上涨。本周市场将出现好转，部分存煤偏少或者本身堆场面积就小、依靠船舶往返运输的用户出现抄底和抢运心里，开始增加煤炭采购数量，拉动市场煤需求转好，助推煤价进一步趋稳甚至反弹。随着南方高温天气的延续，用电负荷增加。除了黄骅港下锚船保持在40艘左右水平以外，秦皇岛港下锚船始终保持在20多艘，而国投曹妃甸港、国投京唐港等港口下锚船只保持在个位数字，与去年同期相比，减少了很多
但下游并不接受，用户依靠着高位的库存，对长协煤保持刚性拉运。尤其27、28日，电厂日耗更是罕见的突破80万吨，不但创今年以来日耗新高，而且接近去年同期水平。
本周，将告别前一阶段，煤价上涨无力、持续低位徘徊的尴尬局面。4.港口煤炭运输趋向繁忙六月份至上周，沿海煤炭运输市场不温不火，尽管煤炭运输有条不紊，但下锚船保持中位偏低水平，船等货现象并不多见。
未来几天，多省份用电负荷的急剧攀高，11省区进入火炉模式，部分地区将达到37-39℃的高温，用电负荷继续增加。今年迎峰度夏期间，预计全国日发用电量的峰值将达到245亿千瓦时左右，用电负荷峰值将高于去年的峰值水平，在一定程度上拉动了对煤炭需求的增加。除了黄骅港下锚船保持在40艘左右水平以外，秦皇岛港下锚船始终保持在20多艘，而国投曹妃甸港、国投京唐港等港口下锚船只保持在个位数字，与去年同期相比，减少了很多。2.港口贸易商挺价意识增强上周，尽管煤炭市场出现转好迹象，贸易商开始按指数上浮2-3元/吨报价。电厂不急于大量拉煤补库，而是压低还盘价格，零星采购市场煤炭。加之部分用户出现抄底心里，港口运输趋向繁忙，港口市场煤价格将出现5-10元/吨的上涨，原因如下：1.电厂耗煤快速增加从上周四开始，沿海六大电厂日耗出现快速增加，从24日开始，沿海六大电厂日耗分别为73、76.7、79.9、81.4、80.3万吨。
本周市场将出现好转，部分存煤偏少或者本身堆场面积就小、依靠船舶往返运输的用户出现抄底和抢运心里，开始增加煤炭采购数量，拉动市场煤需求转好，助推煤价进一步趋稳甚至反弹。本周，环渤海港口下锚船将有所增加，沿海煤炭运输趋向繁忙。
随着南方高温天气的延续，用电负荷增加。3.坑口煤价有望企稳止跌上周，受需求冷清、拉运客户减少等因素影响，陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯、山西晋北等地区煤价稳中下降。
本周，这一现象也会得到改观，受下游拉运积极性恢复、采购量增加等因素影响，预计坑口煤炭价格将出现企稳止跌，并可能小幅上涨但随着影响煤矿生产供应的因素减少，优质产能持续释放，供应处于持续恢复状态。
外来电以及新能源发电或将持续增加，沿海部分省份夏季火电发电增速或将降至-10%左右。同时，受外来电影响，沿海地区火电发电量出现负增长，上半年火电累计发电增速上海为-10.1%、浙江为-9.9%、福建为-10.7%、广东为-16.4%。8月上旬，黄淮、江淮、江南、华南北部等地仍多高温天气。数据显示，7月19日，长江口区域主要港口合计库存为835万吨，较一周前减少34万吨，但整体库存依旧处于历史高位。
7月24日，六大电力集团沿海电厂日耗煤73万吨，比一周前增加12.5万吨。姗姗来迟的高温天气对电厂日耗形成明显提振。
长江口区域的港口相较于北方港口中小型终端用户比较多，定价更加市场化，在区域可售货源增加的背景下，价格下行风险更高。长江口区域库存处于高位虽然6月北方港口加速去库存，但这部分库存并未被市场消纳，而是转移到了长江口区域港口。
所以，7月底到8月，即使南方出现持续高温闷热天气，电厂日耗升至70万吨，乃至80万吨，从整体的发用电趋势来看，夏季沿海地区的火电耗煤增速也仍不容乐观。沿海日耗同比减少的部分原因在于经济下行压力依然存在，而外来电以及新能源发电对火电的挤压也非常明显。
2018年年底进口煤平控政策基本定调，当前部分地区和海关进口煤额度基本告罄，部分地区进口煤政策严格执行，部分进口煤大港上半年已经基本用完全年额度，国内贸易商对于下半年进口煤收紧的预期逐步增强，对进口煤的采购越发谨慎，预计下半年煤炭进口量将同比减少。进口煤收紧的预期逐步增强数据显示，2018年我国累计进口煤炭28123.2万吨，2019年上半年我国累计进口煤炭15448.6万吨，同比增长5.8%。笔者预计，7月和8月国内煤炭市场将继续保持电厂高库存、环渤海港口下锚船低位、煤价中低位运行的态势，煤价不会大幅上涨。综合来看，区域供应持续宽松或导致基本面弱势局面继续，在忽略供应出现黑天鹅事件扰动的背景下，现货市场中长期下行趋势已经较为明确，而长江口市场由于其区域性、市场参与群体结构性特点，在本轮大趋势下行过程中或表现更为疲软。
下游火电需求基本明朗旺季不旺已成共识今年以来，沿海电厂日耗表现平平，其中4月六大电力集团沿海电厂耗煤量同比下降5.32%，5月降幅更是达到了18.9%。今年以来，煤价的支撑因素最主要的就是成本，从链条的最上游来看，产地价格居高不下，一方面是由于生产供应受到多因素的影响。
另一方面是由于产地终端用户的垒库动作带来的采购需求提前释放。据中国天气网预计，7月下旬，江淮、江南地区将转为高温少雨天气，部分地区日最高气温可达38摄氏度至40摄氏度，高温持续时间可达6天到8天。
若全年保持平控，今年下半年剩余煤炭进口量12674.6万吨。考虑到北方港口和长江口区域港口存在价格联动的情况，当北方港口市场成本支撑消失，中小贸易商大量积聚的长江口区域市场或面临煤价快速下跌的风险。