近期，在强降雨的影响下，居民制冷用电需求较弱，沿海六大电厂耗煤量较前期高位有所下降，维持在70万吨上下。
中国煤炭资源网数据显示，截至8月7日，沿海六大电厂日耗为70.9万吨，较前一日增加2.4万吨，较上周同期减少10.7万吨，较去年同期减少8.6万吨。
后期，随着副热带高压东退，我国中东部大范围高温天气过程也将告一段落，居民制冷需求缺乏持续性，8月21日，三伏结束，需求旺季将逐渐进入尾声。
由于高库存和对旺季接近尾声的预期，以及港口煤价的走低致使买涨不买跌心理的出现，电厂采购积极性较低，存煤量有所下降。
截至8月7日，沿海六大电厂存煤量为1727.1万吨，较前一日减少5.3万吨，较上周同期减少25.6万吨，不过较去年同期仍增加198.3万吨。
存煤可用天数为24.3天，较前一日减少1天，较上周同期增加2.8天，较去年同期增加5.1天。
据中国煤炭资源网了解，港口市场煤询货偏少，下游贸易户基于“买涨不买跌”情绪采购市场煤需求放缓，且下游部分电厂因库存偏高卸货不畅有低于长协价出售长协煤的情况，上游供货企业基于需求乏力出货意愿增加，报价下探，但没有出现较明显抛售。
现（CV5500）报价590元左右，（CV5000）报价510-515元左右。
8月6日中国煤炭资源网最新一期的CCI动力煤价格显示，CCI5500动力煤价格报588元/吨，较前一期下跌2元/吨，连续第4期下跌，较上月同期价格下调27元/吨；CCI5000动力煤价格报513元/吨，较前一期下跌1元/吨，连续第3期下跌，较上月同期价格下调21元/吨。
据中国气象网消息，预计未来10天（8月7-16日），江南东部、江淮东部、黄淮东部、华北东部、东北地区南部和东部及云南、四川盆地部分地区累计降雨量有50-80毫米，部分地区有100～180毫米，其中江南东部沿海的局部地区有200-400毫米。
而未来10天，高温天气的出现范围较小，仅在新疆盆地、江汉及江南西部等地。
长期来看，江南东南部、华南中南部等地累计雨量较常年同期偏多。西北地区东部、华北、黄淮西部及东北地区北部等地累计降雨量较常年同期略偏少。
除了青藏高原平均气温较常年同期偏低外，我国其他大部地区气温接近常年同期或偏高，其中华北、东北等地平均气温较常年同期偏高1-3℃。
在高温未退的情况下，未来短期内电厂日耗或将持续维持在70万吨以上，但当前的日耗恢复并未超越季节性。月度日耗数据显示，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。
电厂存煤消耗缓慢，而当前沿海电厂煤炭库存同比偏高15%左右，若按照2018年8月上中旬日耗均值80万吨计算，现有库存基本上就可以有效覆盖至需求旺季结束。
与此同时，中转港口库存亦无减少的迹象。据中国煤炭资源网了解，截至8月6日，环渤海四港总场存为2429.8万吨，较前一日增加51.8万吨，较上月同期增加381.9万吨。
而港口锚地船数量相对偏低，以秦皇岛港为例，8月6日锚地船舶26艘，较前一日增加3艘，较上月同期减少7艘，较去年同期减少15艘。这意味着，下游需求依旧低迷，对市场的支撑力度不足。
供应方面，保障煤炭供应稳定的政策导向并未发生改变，6月原煤产量以同比10%的增速增产，有效缓解了市场对供应的担忧。并且，前期下游企业库存消耗缓慢，采购需求低迷，此前未执行的长协煤仍在港口等待兑现，长协供应保障下，供应不会很紧。
价格方面，主产地煤矿由于近期降雨天气影响，导致煤矿出货乏力，个别煤矿有停产及减产的现象，加之下游采购疲软，生产积极性不高，导致产量小幅回落，部分煤矿出现价格上调。在成本端-坑口报价上涨的支撑下，在煤炭洗选成本增加、短倒成本攀升的背景下，煤炭到港成本明显走高。
根据汾渭能源8月6日产地估价测算“三西”地区动力煤（CV5500）发运至北方港平仓成本分别为：山西煤630元，蒙煤626元，陕煤608元，8月6日CCI5500指数报588元，成本倒挂分别为42元、38元、20元。发运倒挂平均水平较前一日上升2.6元。
在此情况下，动力煤价格不具备大幅上行的条件，而继续下行的空间也有限。
综合来看，立秋将至、酷热渐远，日耗提升乏力，而煤炭先进产能释放有望继续加快，预计今年的“迎峰度夏”，动力煤或将在弱势震荡中度过。
(关键字：动力煤 弱势震荡)
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