7月份国内动力煤明显下跌，主产地煤价继续松动，港口动力煤跌幅超过10%，销售情况低迷，整体呈弱势下跌趋势，大部分地区煤价下调。内陆方面，山西市场近半月价格弱势维稳，哈密地区动力煤市场运行平稳；港口方面，7月24日发布的环渤海地区发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格继续刷新该指数发布以来的新低，且跌幅再度扩大，报收578元/吨。若后期市场出现调整，可能加剧调整的幅度与强度。
　　
　　7月国内动力煤价格延续下跌
　　
　　大型煤企相继降价，煤炭市场气氛骤然紧张，贸易商看空市场，悲观情绪蔓延，虽然下游电厂日耗有所上升，但是整体经济数据依旧低迷，无论是从产地、港口，还是从下游耗煤企业来看，整个煤炭市场都是提振乏力。环渤海动力煤价格经过前两周的较大幅度下跌之后，7月下半月继续延续跌势，且跌幅扩大，下半月累计降幅达到20元/吨。7月24日发布的环渤海地区动力煤价格为：秦皇岛港4500大卡热量动力煤价格为410-420元/吨，5000大卡发热量动力煤价格为495-505元/吨，5500大卡发热量动力煤价格为575-585元/吨，5800大卡发热量动力煤价格为620-630元/吨。其中5800大卡动力煤价格下跌10元/吨，其余煤种价格均下跌5元/吨

　　港口动力煤库存冲高回落
　　
　　环渤海五港煤炭库存量由上月的2300万吨减少至当前的2255万吨，本月环渤海五港煤炭库存量与上月库存量相比，环渤海五港煤炭库存量环比减少45万吨，降幅达1.96%。7月25日，环渤海五港煤炭库存量分别为：秦皇岛港煤炭库存量739.5万吨、曹妃甸港煤炭库存量550万吨、京唐港区煤炭库存量450万吨、天津港煤炭库存量320.2万吨、国投京唐港库存为196.05万吨。南方部分地区持续高温，用电量大幅增加，下游各电厂库存量有所降低，日耗煤量有所增加，主力电厂燃煤可用天数减少，但各电厂积极补充库存的积极性不高，预计环渤海五港动力煤库存仍可能居高不下。其中值得一提的是秦皇岛港口煤炭库存逆势增长达到了739.5万吨，主要原因是虽然秦皇岛港具备作业条件的船舶已经不足满足港口发运的需要，造成港口空泊严重，半数泊位等待煤船的靠泊。港口虽然大幅提高生产效率，但船舶衔接后继乏力，吞吐量出现亏欠，虽经过联系协调，用户全力支持，但港口空泊现象依然严峻，以往秦皇岛等港口船排队等待泊位的现象变成了泊位等船，造成港口库存不断走高。

　　国际动力煤小幅上涨
　　
　　国际煤价在连续下跌一个多月之后，本期开始出现探底回稳迹象，国际煤炭三大港口煤价均出现上涨，除欧洲三港煤价涨幅较大之外，澳洲和南非煤价均涨幅微弱，基本与上期持平。 当前，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格报收77.53美元/吨；南非理查德港动力煤价格指数报收73.56美元/吨；欧洲ARA三港市场动力煤价格指数报收75.87美元/吨。国际煤价持续下跌根本原因在于煤炭供求失衡，中国等煤炭消耗大国对于煤炭需求的减弱以及对高库存内贸煤的消化，加之美国页岩气革命使美国煤炭大量出口等原因，造成国际煤炭市场一年以来的低迷运行，而从运输来看，今年上半年国际干散货海运市场在历史底部运行，运价持续低迷，侧面反映煤炭等大宗商品的稀少成交量。
　　
　　1-5月进口动力煤同比回落30.68%

　　2013年5月中国进口动力煤940.56万吨，环比4月增加85.86万吨，同比去年5月降幅达到30.41%，进口动力煤的平均价为90.7美元，环比4月上升2.1美元，2013年1-5月累计进口动力煤4429.1万吨，同比去年降幅20.98%，累计进口平均价为89.7美元。从进口省市来看，浙江省进口动力煤184.5万吨居首位，广东进口动力煤145.7万吨居次位，广西进口动力煤139.4万吨，福建进口动力煤120.1万吨。由于进口量的快速增加，尤其是沿海省份如广东、浙江、福建等动力煤进口量增加，满足了当地电厂的采购需求，使得电厂从国内市场采购动力煤减少，增大了国内动力煤市场的供应压力。
　　
　　下游电厂库存保持低位 日耗增幅较小

　　下游方面，电厂日耗不稳定，增幅太小。虽然全国重点电厂存煤略有减少，但起不了多大作用；沿海六大电厂日耗增加了一些，但受南方雨水多，天气凉爽，造成民用电减少等因素影响，沿海电厂日耗煤数量不稳定，忽高忽低，煤炭消耗增幅不大。以沿海电厂为例，日耗煤情况70-75万吨为正常，前一段时间，曾经达到80万吨，最近又下降到72万吨。下游电厂库存高，采购积极性较弱。经过前期的积极存煤，电厂存煤几乎全部都在高位，大部分沿海电厂存煤可用天数高达19天左右。出于降低购煤成本考虑，预计今年夏季，用户会积极消耗自身的高库存，而对煤炭的采购却是保持着刚性拉运
　　
　　火力发电及社会用电量小幅增长

　　在发电量方面，2013年1-6月，中国发电量累计达到24341.6亿千瓦时，同比增长6%，增速比上年同期降低0.7个百分点。其中，6月份发电量4252.6亿千瓦时，同比增长4.4%。同期，1-6月火电发电量19955.1亿千瓦时，同比增长4.9%，6月份当月全国规模以上火电厂发电量3240.1亿千瓦时，同比增长2.6%。
　　
　　6月份，全国全社会用电量4136亿千瓦时，同比增长4.3%。1-6月，全国全社会用电量23755亿千瓦时，同比增长5.5%。分类看，第一产业用电量465亿千瓦时，减少2.0%；第二产业用电量17580亿千瓦时，增长3.7%；第三产业用电量2673亿千瓦时，增长12.1%；城乡居民生活用电量3036亿千瓦时，增长12.7%。
　　
　　8月动力煤市场走势预测
　　
　　8月初，传闻神华集团神混1号5500大卡动力煤在黄骅港565元/吨成交，比环渤海指数低13元/吨，价差依然较高，预计后期环渤海动力煤价格指数可能回落至570元/吨附近。因此8月国内动力煤市场价格仍延续跌势。随着坑口动力煤市场接近成本线或已成本倒挂，内陆煤矿生产积极性普遍偏弱。秦港动力煤市场仍难掩跌势，成交清淡，库存压力降继续保持，煤价仍有松动空间。虽然北方秦皇岛港国内煤价格有所下跌，但尚未传导至广州地区，预计8月南方港口煤价下滑幅度或将扩大。下游产品市场行情颓势不改，用煤企业采购积极性不高。7月份，国内钢材、煤化工产品等下游价格上涨乏力，行业产量过高而需求弱势，由于产品价格上涨遇阻，一方面下游用煤企业在进行煤炭采购时越来越谨慎，采购积极性明显不高，煤价被不断压低；另一方面，下游行业开工率不断降低，实际用煤需求减少，促使煤价走低。6月份，港口、煤矿、电厂等各环节煤炭库存不低，其中秦港煤炭库存的大幅攀升是推动煤炭下跌的重要原因。在下游需求低迷的情况下，库存大幅攀升直接导致炼焦煤价格的跌幅扩大。
　　
　　综合看来，坑口煤市仍处低迷，港口“量高价弱”的行情仍将继续，下游需求尚不支撑市场走好，外围煤价虽有虚涨，但整体利空因素偏多。各种因素集结，8月份国内动力煤市场将延续走低。

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