7月11日，为期四十天的三伏天正式开启，南方地区也基本出梅，高温、高湿的“桑拿天”增多，居民制冷用电需求增加，江苏、浙江、杭州、宁波、广东等地陆续出现用电高峰，用电负荷创历史新高。据相关数据显示，沿海八省动力煤日耗迅速走高，日耗超220吨/天，存煤可用天数急剧下降，已不足12天，日均库存及可用天数均低于历史同期水平很多，而目前又处于迎峰度夏期间日耗爬坡期，用电峰顶尚未到来，电厂补库压力迫在眉睫。
电煤需求旺盛，电煤市场可谓内忧外患，供应却受到种种制约，这也是造成次轮价格波动的症结所在。
先看国内的情况，最为首要的问题是煤炭产量的释放不及预期，虽然大庆过后安监压力减弱，煤矿生产逐步恢复，但由于受手续、天气、环保、煤管票等固有的、临时性的种种叠加因素影响，短期新增产量并不多。其次，价格问题导致经铁水南下的煤货源严重不足。产地价格目前涨至900元/吨附近，不说按照港口平仓指导950元/吨的价格倒推，就拿近千元的当前市场成交价格来算，发运至港依旧处于深度的倒挂区间，贸易商发运不能用积极性下降来形容，而是发一吨赔一吨的钱。另外，受利润空间偏差的影响，煤矿自主发运至港的动力也不足，随着坑口电厂、煤化工企业的快速发展，产地就地转化率不断提升，产地煤炭消化率逐年提升，叠加地销煤价的利润空间高于外运，造成上站货源流失严重。据煤炭网数据监测显示，大秦线运量7月份出现大幅下滑，日均运量降至至100.7万吨，日均月环比减少超10万吨/天。而作为中间环节的港口，由于集港货源减少，库存目前也处于低位，据秦皇岛海运煤炭交易市场最新数据显示，截至7月13日，环渤海九港库存为1979万吨，环比减少397.8万吨，同比减少117.4万吨。而近期频现的强降雨和封航天气，也给北方港口生产作业带来了不小的难题，日均卸车大幅减少约40多万吨，煤炭运输受阻。
今年由于煤价高位，电厂主要采取长协拉运为主，这样虽然不会造成煤价暴涨，但是由于库存一直没有打起来，需求旺季到来时，终端集中拉运而产地又供应偏紧的背景下，库存就处于被动低位，目前压力倍增，说明后续电厂也要加强电煤储运及做好市场各种变化的情况准备。
另外，今年国际煤市形势纷繁复杂，虽然近期进口煤量略有增加，但上半年进口煤量同比出现明显下降。前期华东、华南局部地区至6月底除澳煤外全面放开的进口煤措施， 6月进口煤增量效果开始显现，高于往年同期水平。据海关总署最新数据显示，2021年6月份，我国进口煤炭2839.2万吨，较去年同期的2528.6万吨增加310.6万吨，增长12.28%。但从上半年整体情况来看，进口煤量依旧明显低于去年同期水平，我国累计进口煤及褐煤13956.1万吨，同比下降19.7%。后续来看，由于国际油价的上涨和东南亚国家经济的复苏，进口煤依旧呈现价高、量紧的局势，当前印尼进口4700K价格超过790元/吨，折算5500K已经超过920元/吨，价格优势和较长的周期，进口量的大量、快速释放不容乐观。且中蒙公路口岸闭关五天、印尼疫情大爆发和持续降雨，对后续生产运输影响存在较多不确定性，而近日市场消息发改委再提中澳关系紧张，打破了仍寄希望于澳煤部分用户的幻想，预期7.8月份进口煤补充效果存疑。
那么，面对如此严峻的形势，如何对症下药，保证稳定度过夏日高峰? 笔者认为，需要增产保供，多方联动稳市。
一是继续加强政策引领。在前期增产保供的基础上，继续推进增产项目落地速度且促进优质产能释放工作，加快部署推进清洁能源替代，降低火电调峰压力。
二是铁路加强运力保障。积极开拓货源，整合资源，提高运力匹配度，必要时实行点对点供应，多举措提升电煤运输效率，助力“迎峰度夏”。
三是港口对内打高库存，对外稳定价格，加快装卸作业效率，稳定兑现长协煤源并增加市场煤源。
四是电厂加强供耗存监测。每天监测电厂的供耗存情况，及时跟踪掌握电煤供应情况，多渠道采购电煤，分散库存压力，第一时间协调解决供应中出现的突出问题。
综合来看，炎炎夏日到来，动煤需求预期整体向好，虽然供煤大幅增加且清洁能源出力较好，但由于日耗高于历史水平，目前保供增产形势严峻。但相信在保供稳价大背景和长协机制的有效发挥下，后面随着产地产能加快释放，多方联动保供的加持下，供应偏紧形势将会迎来破局。
