今年以来,中国经济增速有所回落，导致以工业为主的用电需求有所减少。近期国家出台了一系列稳增长、调结构、促改革的举措和政策，煤炭市场景气指数有所回升，社会用电量大幅增加。但随着天气转凉，电厂日耗降低，部分机组检修；煤价的持续回落，海运费开始下调；沿海煤炭市场的运行仍不容乐观，供大于求的形势还会出现。
据数据显示，8月份，规模以上企业工业增加值超预期增长，社会用电量出现较大增幅。主要有以下几个方面原因：（1）前期政府稳定经济增长的政策效应逐渐显现，市场预期向好；（2）入夏以来，我国多地出现持续高温闷热天气，用电负荷屡创新高，导致我国夏季电力、燃气、水的消耗量增加。
到港拉煤船舶的增多，用户购煤的积极，促使船舶南北往返运输数量增多，船舶运力供不应求，促使海运费出现连续八周上调。9月11日当周，海运费涨势开始趋缓；9月18日当周，海运费开始回调。数据显示，华东航线，截至9月18日，秦皇岛至上海航线2-3万吨船舶的煤炭平均运价为41.7元/吨，周环比下降0.2元/吨，同航线4-5万吨船舶的平均运价为39.3元/吨，周环比下降0.3元/吨；秦皇岛至宁波航线1.5-2万吨船舶平均运价为43.7元 /吨，周环下降0.5元/吨；华南线方面，秦皇岛至广州航线5-6万吨船舶运价为45.7元/吨，周环比下降0.6元/吨。煤炭海上运价连续上涨八周后，开始下降。目前，虽然煤炭拉运的活跃度和到达北方港口的拉煤船舶数量依旧较高，但是，部分远洋船舶因为国内交易的活跃而返回国内航线参与抢运电煤，促使国内运力增加；下游电厂日耗大幅减少，电厂补库力度减弱；南方天气转好，海上运输恢复畅通等等，促使海运费增幅收窄，即将企稳，煤炭市场格局可能会发生变化。据海运煤炭运价指数OCFI发布的航运数据显示：上周，海运煤炭运价指数(OCFI)环比回落，报收1040.22点，周环比下行0.97%。分子指数来看，华东线指数报收1091.91点，环比下行0.90%；华南线指数报收867.14点，环比下行1.30%，说明，沿海运价指数结束前期猛涨状态，止涨回跌。
即将进入十月份，预计市场形势将转为平淡，运输火爆景象趋向平淡，具体分析如下：
1.电厂积极增补库存，预计下游存煤很快恢复正常。
重点电厂方面，8月10日，重点电厂存煤6530万吨，可用16天；8月20日，重点电厂存煤6350万吨，可用15天；8月31日，重点电厂存煤 6347万吨，可用15天。截止9月10日，全国重点电厂存煤增加到6690万吨，存煤可用天数提高到17天，这是今年下半年以来，我国重点电厂存煤数量首次出现上升态势；截止9月20日，全国重点电厂存煤接近7000万吨。耗煤减少，进煤增多，按目前的补库存速度，预计到10月初，电厂库存会恢复到正常水平。
2.市场需求没有实质性好转。
夏季过后，沿海电厂日耗明显下降，补库存意识增强；电厂库存达到高位后，拉煤积极性自然会有所减弱。目前到港拉煤船舶的增多，只是电厂在煤价低位时进行补充库存，实际需求并没有大幅转好。尽管经济视乎扭转了年初疲软态势，但在产能过剩、结构转型的背景下，强势回暖的可能性不大。此外，很多电厂在中秋和国庆期间，以及大秦线检修之前，增加运力储煤，以将存煤提高到一个较高水平。
3.进口煤仍占优势，价格低位，未来仍保持一定水平。
尽管国内煤价依然再降，动力煤在港口的平仓价已经低于去年年初重点合同价格近100元/吨；国家已在着手调控，比如推出进口褐煤按3%征税的政策等；但是，随着美国量化宽松政策的逐渐退出，包括煤炭在内的国际大宗商品降价是大势所趋；部分电厂使用进口煤已成定势，进口煤成为其配煤的重要煤种；除非价格相差太多，否则采购进口煤仍占很大比重，继续冲击国内煤炭市场。
4.电厂耗煤稳定，没有大的增量。
根据经济运行情况分析，我国经济增速的复苏将是温和的、缓慢的。经济改革和经济结构调整将有利于中国长期的经济增长，但可能会在短期内导致经济增长放缓。许多行业存在的产能过剩、投资效率低下以及过去四五年来积累形成的信贷失衡及杠杆率不断攀升等仍是亟待解决的问题。以上促使电力企业发电量不会大增，不会大幅增加耗煤数量；耗煤的稳定，存煤的高位，采购渠道的增多，促使沿海地区缺煤少电的事情不会发生。
5.运输宽松，下游用煤不紧张。
目前，经过扩能建设的环渤海港口，煤炭吞吐能力远超过大秦线铁路运力和煤炭市场需求水平，随着曹妃甸港煤码头新增能力的投产，港口之间对车船运力的竞争日趋激烈；加之进口煤数量不低，煤炭运输更加宽松化。煤炭及时送达到用户手中，下游用煤不会紧张。
随着气温的下降，电厂前期高负荷机组开始检修，以备冬季发电需要；上海、浙江地区电厂发电负荷降到70%左右，下游煤炭日耗出现明显减少。以沿海六大电厂为例，7月中旬到8月份，日耗煤数量一直在80万吨左右徘徊；进入9月份，形势急转直下，电厂日耗煤有所降低，只有65-70万吨左右。海运费在经过连续大幅上涨之后，涨幅开始出现收窄，预期海上煤炭拉运的活跃度在双节过后将有所冷却。
上周，尽管到港拉煤船舶依然高位，但电厂库存增长较快；而神华、中煤等煤炭生产大企仍在下调价格，全力争取市场份额，造成市场运行不稳定。随着沿海地区气温进一步下降，电厂耗煤量也随之下降。由于目前的煤价已跌至大多数煤炭企业成本线之下，对于中小煤炭企业来说，发运一吨煤就要赔上100元左右，造成大部分经销企业积极性下降，能够支持大秦线和北方港口正常运输的只有神华、中煤、同煤等十多家实力雄厚的煤炭企业。在民用电减少，淡季来临的情况下，预计煤炭价格还会再跌一段时间，490-500元/吨可能将成为5500大卡煤炭的底线。而电厂补库即将完毕，大批空船重返市场，海运费走势堪忧。进入九月份，煤炭日耗减少；而中秋、国庆，很多工业企业、学校纷纷放假过节，减少了用电，给煤炭市场带来不利影响。北方港口加快发运，电厂库存回升，购煤积极性将有所下降，难以给予海运费提供强大的支撑。目前，海运费开始下调，船公司的议价底气不足。预计随着10月份电厂负荷降低，以及用煤淡季的来临，运输需求和煤炭需求将双双下降，预计海运费将继续下调，煤炭价格企稳在即，但大幅上涨的可能性不大。
据数据显示，8月份，规模以上企业工业增加值超预期增长，社会用电量出现较大增幅。主要有以下几个方面原因：（1）前期政府稳定经济增长的政策效应逐渐显现，市场预期向好；（2）入夏以来，我国多地出现持续高温闷热天气，用电负荷屡创新高，导致我国夏季电力、燃气、水的消耗量增加。
到港拉煤船舶的增多，用户购煤的积极，促使船舶南北往返运输数量增多，船舶运力供不应求，促使海运费出现连续八周上调。9月11日当周，海运费涨势开始趋缓；9月18日当周，海运费开始回调。数据显示，华东航线，截至9月18日，秦皇岛至上海航线2-3万吨船舶的煤炭平均运价为41.7元/吨，周环比下降0.2元/吨，同航线4-5万吨船舶的平均运价为39.3元/吨，周环比下降0.3元/吨；秦皇岛至宁波航线1.5-2万吨船舶平均运价为43.7元 /吨，周环下降0.5元/吨；华南线方面，秦皇岛至广州航线5-6万吨船舶运价为45.7元/吨，周环比下降0.6元/吨。煤炭海上运价连续上涨八周后，开始下降。目前，虽然煤炭拉运的活跃度和到达北方港口的拉煤船舶数量依旧较高，但是，部分远洋船舶因为国内交易的活跃而返回国内航线参与抢运电煤，促使国内运力增加；下游电厂日耗大幅减少，电厂补库力度减弱；南方天气转好，海上运输恢复畅通等等，促使海运费增幅收窄，即将企稳，煤炭市场格局可能会发生变化。据海运煤炭运价指数OCFI发布的航运数据显示：上周，海运煤炭运价指数(OCFI)环比回落，报收1040.22点，周环比下行0.97%。分子指数来看，华东线指数报收1091.91点，环比下行0.90%；华南线指数报收867.14点，环比下行1.30%，说明，沿海运价指数结束前期猛涨状态，止涨回跌。
即将进入十月份，预计市场形势将转为平淡，运输火爆景象趋向平淡，具体分析如下：
1.电厂积极增补库存，预计下游存煤很快恢复正常。
重点电厂方面，8月10日，重点电厂存煤6530万吨，可用16天；8月20日，重点电厂存煤6350万吨，可用15天；8月31日，重点电厂存煤 6347万吨，可用15天。截止9月10日，全国重点电厂存煤增加到6690万吨，存煤可用天数提高到17天，这是今年下半年以来，我国重点电厂存煤数量首次出现上升态势；截止9月20日，全国重点电厂存煤接近7000万吨。耗煤减少，进煤增多，按目前的补库存速度，预计到10月初，电厂库存会恢复到正常水平。
2.市场需求没有实质性好转。
夏季过后，沿海电厂日耗明显下降，补库存意识增强；电厂库存达到高位后，拉煤积极性自然会有所减弱。目前到港拉煤船舶的增多，只是电厂在煤价低位时进行补充库存，实际需求并没有大幅转好。尽管经济视乎扭转了年初疲软态势，但在产能过剩、结构转型的背景下，强势回暖的可能性不大。此外，很多电厂在中秋和国庆期间，以及大秦线检修之前，增加运力储煤，以将存煤提高到一个较高水平。
3.进口煤仍占优势，价格低位，未来仍保持一定水平。
尽管国内煤价依然再降，动力煤在港口的平仓价已经低于去年年初重点合同价格近100元/吨；国家已在着手调控，比如推出进口褐煤按3%征税的政策等；但是，随着美国量化宽松政策的逐渐退出，包括煤炭在内的国际大宗商品降价是大势所趋；部分电厂使用进口煤已成定势，进口煤成为其配煤的重要煤种；除非价格相差太多，否则采购进口煤仍占很大比重，继续冲击国内煤炭市场。
4.电厂耗煤稳定，没有大的增量。
根据经济运行情况分析，我国经济增速的复苏将是温和的、缓慢的。经济改革和经济结构调整将有利于中国长期的经济增长，但可能会在短期内导致经济增长放缓。许多行业存在的产能过剩、投资效率低下以及过去四五年来积累形成的信贷失衡及杠杆率不断攀升等仍是亟待解决的问题。以上促使电力企业发电量不会大增，不会大幅增加耗煤数量；耗煤的稳定，存煤的高位，采购渠道的增多，促使沿海地区缺煤少电的事情不会发生。
5.运输宽松，下游用煤不紧张。
目前，经过扩能建设的环渤海港口，煤炭吞吐能力远超过大秦线铁路运力和煤炭市场需求水平，随着曹妃甸港煤码头新增能力的投产，港口之间对车船运力的竞争日趋激烈；加之进口煤数量不低，煤炭运输更加宽松化。煤炭及时送达到用户手中，下游用煤不会紧张。
随着气温的下降，电厂前期高负荷机组开始检修，以备冬季发电需要；上海、浙江地区电厂发电负荷降到70%左右，下游煤炭日耗出现明显减少。以沿海六大电厂为例，7月中旬到8月份，日耗煤数量一直在80万吨左右徘徊；进入9月份，形势急转直下，电厂日耗煤有所降低，只有65-70万吨左右。海运费在经过连续大幅上涨之后，涨幅开始出现收窄，预期海上煤炭拉运的活跃度在双节过后将有所冷却。
上周，尽管到港拉煤船舶依然高位，但电厂库存增长较快；而神华、中煤等煤炭生产大企仍在下调价格，全力争取市场份额，造成市场运行不稳定。随着沿海地区气温进一步下降，电厂耗煤量也随之下降。由于目前的煤价已跌至大多数煤炭企业成本线之下，对于中小煤炭企业来说，发运一吨煤就要赔上100元左右，造成大部分经销企业积极性下降，能够支持大秦线和北方港口正常运输的只有神华、中煤、同煤等十多家实力雄厚的煤炭企业。在民用电减少，淡季来临的情况下，预计煤炭价格还会再跌一段时间，490-500元/吨可能将成为5500大卡煤炭的底线。而电厂补库即将完毕，大批空船重返市场，海运费走势堪忧。进入九月份，煤炭日耗减少；而中秋、国庆，很多工业企业、学校纷纷放假过节，减少了用电，给煤炭市场带来不利影响。北方港口加快发运，电厂库存回升，购煤积极性将有所下降，难以给予海运费提供强大的支撑。目前，海运费开始下调，船公司的议价底气不足。预计随着10月份电厂负荷降低，以及用煤淡季的来临，运输需求和煤炭需求将双双下降，预计海运费将继续下调，煤炭价格企稳在即，但大幅上涨的可能性不大。
