7月11日，為期四十天的三伏天正式開啟，南方地區也基本出梅，高溫、高濕的“桑拿天”增多，居民制冷用電需求增加，江蘇、浙江、杭州、寧波、廣東等地陸續出現用電高峰，用電負荷創歷史新高。據相關數據顯示，沿海八省動力煤日耗迅速走高，日耗超220噸/天，存煤可用天數急劇下降，已不足12天，日均庫存及可用天數均低于歷史同期水平很多，而目前又處于迎峰度夏期間日耗爬坡期，用電峰頂尚未到來，電廠補庫壓力迫在眉睫。
電煤需求旺盛，電煤市場可謂內憂外患，供應卻受到種種制約，這也是造成次輪價格波動的癥結所在。
先看國內的情況，最為首要的問題是煤炭產量的釋放不及預期，雖然大慶過后安監壓力減弱，煤礦生產逐步恢復，但由于受手續、天氣、環保、煤管票等固有的、臨時性的種種疊加因素影響，短期新增產量并不多。其次，價格問題導致經鐵水南下的煤貨源嚴重不足。產地價格目前漲至900元/噸附近，不說按照港口平倉指導950元/噸的價格倒推，就拿近千元的當前市場成交價格來算，發運至港依舊處于深度的倒掛區間，貿易商發運不能用積極性下降來形容，而是發一噸賠一噸的錢。另外，受利潤空間偏差的影響，煤礦自主發運至港的動力也不足，隨著坑口電廠、煤化工企業的快速發展，產地就地轉化率不斷提升，產地煤炭消化率逐年提升，疊加地銷煤價的利潤空間高于外運，造成上站貨源流失嚴重。據煤炭網數據監測顯示，大秦線運量7月份出現大幅下滑，日均運量降至至100.7萬噸，日均月環比減少超10萬噸/天。而作為中間環節的港口，由于集港貨源減少，庫存目前也處于低位，據秦皇島海運煤炭交易市場最新數據顯示，截至7月13日，環渤海九港庫存為1979萬噸，環比減少397.8萬噸，同比減少117.4萬噸。而近期頻現的強降雨和封航天氣，也給北方港口生產作業帶來了不小的難題，日均卸車大幅減少約40多萬噸，煤炭運輸受阻。
今年由于煤價高位，電廠主要采取長協拉運為主，這樣雖然不會造成煤價暴漲，但是由于庫存一直沒有打起來，需求旺季到來時，終端集中拉運而產地又供應偏緊的背景下，庫存就處于被動低位，目前壓力倍增，說明后續電廠也要加強電煤儲運及做好市場各種變化的情況準備。
另外，今年國際煤市形勢紛繁復雜，雖然近期進口煤量略有增加，但上半年進口煤量同比出現明顯下降。前期華東、華南局部地區至6月底除澳煤外全面放開的進口煤措施， 6月進口煤增量效果開始顯現，高于往年同期水平。據海關總署最新數據顯示，2021年6月份，我國進口煤炭2839.2萬噸，較去年同期的2528.6萬噸增加310.6萬噸，增長12.28%。但從上半年整體情況來看，進口煤量依舊明顯低于去年同期水平，我國累計進口煤及褐煤13956.1萬噸，同比下降19.7%。后續來看，由于國際油價的上漲和東南亞國家經濟的復蘇，進口煤依舊呈現價高、量緊的局勢，當前印尼進口4700K價格超過790元/噸，折算5500K已經超過920元/噸，價格優勢和較長的周期，進口量的大量、快速釋放不容樂觀。且中蒙公路口岸閉關五天、印尼疫情大爆發和持續降雨，對后續生產運輸影響存在較多不確定性，而近日市場消息發改委再提中澳關系緊張，打破了仍寄希望于澳煤部分用戶的幻想，預期7.8月份進口煤補充效果存疑。
那么，面對如此嚴峻的形勢，如何對癥下藥，保證穩定度過夏日高峰? 筆者認為，需要增產保供，多方聯動穩市。
一是繼續加強政策引領。在前期增產保供的基礎上，繼續推進增產項目落地速度且促進優質產能釋放工作，加快部署推進清潔能源替代，降低火電調峰壓力。
二是鐵路加強運力保障。積極開拓貨源，整合資源，提高運力匹配度，必要時實行點對點供應，多舉措提升電煤運輸效率，助力“迎峰度夏”。
三是港口對內打高庫存，對外穩定價格，加快裝卸作業效率，穩定兌現長協煤源并增加市場煤源。
四是電廠加強供耗存監測。每天監測電廠的供耗存情況，及時跟蹤掌握電煤供應情況，多渠道采購電煤，分散庫存壓力，第一時間協調解決供應中出現的突出問題。
綜合來看，炎炎夏日到來，動煤需求預期整體向好，雖然供煤大幅增加且清潔能源出力較好，但由于日耗高于歷史水平，目前保供增產形勢嚴峻。但相信在保供穩價大背景和長協機制的有效發揮下，后面隨著產地產能加快釋放，多方聯動保供的加持下，供應偏緊形勢將會迎來破局。
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