区域供应持续严格或造成基本面弱势局面之后，现货市场中长期上行趋势早已更为具体，而长江口市场由于其区域性、市场参予群体结构性特点，在本轮大趋势上行过程中或展现出更加低迷据中国天气网预计，7月下旬，江淮、江南地区将改以高温少雨天气，部分地区日最低气温平均38摄氏度至40摄氏度，高温持续时间平均6天到8天。8月上旬，黄淮、江淮、江南、华南北部等地仍多高温天气。姗姗来迟的高温天气对电厂日乏构成显著提振。广东、广西、贵州、云南、海南五省区的南方电网统调负荷创历史新纪录。
7月24日，六大电力集团沿海电厂日耗煤73万吨，比一周前减少12.5万吨。日乏减少所致挺价情绪，近期北方港口部分贸易商报价小幅探涨。对于后期市场走势，笔者指出，煤价短期或不存在声浪行情，但整体价格中枢松动趋势将会转变。
下游火电市场需求基本明朗旺季不央已是共识今年以来，沿海电厂日乏展现出平平，其中4月六大电力集团沿海电厂耗煤量同比上升5.32%，5月降幅堪称超过了18.9%。沿海日乏同比增加的部分原因在于经济上行压力仍然不存在，而外来电以及新能源发电对火电的断裂也非常明显。数据表明，上半年清洁能源总计发电量同比快速增长14%，占到全社会发电量的27%，而火电发电总计快速增长仅有0.2%，4月和5月同比增长速度为负，分别为-0.2%和-4.9%。同时，不受外来电影响，沿海地区火电发电量经常出现负增长，上半年火电总计发电增长速度上海为-10.1%、浙江为-9.9%、福建为-10.7%、广东为-16.4%。
2月至6月，粤、浙、沪、苏四省市合计输出电量2048.65亿千瓦时，输入电量293.9亿千瓦时，清净输出1754.65亿千瓦时，占到四省市用电量的23.9%。所以，7月底到8月，即使南方经常出现持续高温炎热天气，电厂日乏升到70万吨，乃至80万吨，从整体的发用电趋势来看，夏季沿海地区的火电耗煤增长速度也仍不容乐观。外来电以及新能源发电或将持续减少，沿海部分省份夏季火电发电增长速度或将降到-10%左右。
再加目前电厂库存仍然较高，电厂还将维持一定数量的进口煤补足，对国内煤炭订购增量受限，无法强势提振煤炭市场。预计7月和8月国内煤炭市场将之后维持电厂低库存、环渤海港口下锚船低位、煤价中低位运营的态势，煤价会大幅度下跌。长江口区域库存正处于高位虽然6月北方港口加快去库存，但这部分库存未被市场消纳，而是移往到了长江口区域港口。
数据表明，7月19日，长江口区域主要港口合计库存为835万吨，较一周前增加34万吨，但整体库存依旧正处于历史高位。长江口区域的港口相比于北方港口中小型终端用户较为多，定价更为市场化，在区域可售货源减少的背景下，价格上行风险更高。今年以来，煤价的承托因素最主要的就是成本，从链条的最上游来看，产地价格居高不下，一方面是由于生产供应受到多因素的影响；另一方面是由于产地终端用户的垒库动作带给的订购市场需求提早获释。
但随着影响煤矿生产供应的因素增加，优质生产能力持续获释，供应正处于持续完全恢复状态。而全国重点电厂库存亦上升至同比高位，随着先前转入去库存阶段，产地价格或逐步回升。
考虑到北方港口和长江口区域港口不存在价格同步的情况，当北方港口市场成本承托消失，中小贸易商大量积存的长江口区域市场或面对煤价较慢暴跌的风险。进口煤放宽的预期逐步强化数据表明，2018年我国总计进口煤炭28123.2万吨，2019年上半年我国总计进口煤炭15448.6万吨，同比快速增长5.8%。若全年维持追触，今年下半年剩下煤炭进口量12674.6万吨。
2018年年底进口煤平触政策基本定性，当前部分地区和海关进口煤额度基本告罄，部分地区进口煤政策严格执行，部分进口煤大港上半年早已基本用几乎年额度，国内贸易商对于下半年进口煤放宽的预期逐步强化，对进口煤的订购愈发慎重，预计下半年煤炭进口量将同比增加。综合来看，区域供应持续严格或造成基本面弱势局面之后，在忽视供应经常出现黑天鹅事件扰动的背景下，现货市场中长期上行趋势早已更为具体，而长江口市场由于其区域性、市场参予群体结构性特点，在本轮大趋势上行过程中或展现出更加低迷。
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