今年夏季，受“厄尔尼诺”现象影响，南方再次出现类此于去年的降雨频繁、气温偏低现象。此外，不但民用电不振，而且“西电东送”数量也在增加，这些都将很大程度上缓解我国沿海沿江地区的火电压力，减少煤炭消耗数量。预计今年夏季，沿海煤炭运输会保持平稳运行，船舶压港不会再现，下游采购煤炭积极性也不会非常高涨，电厂用煤更不会出现紧张局面。

尽管今年受“迎峰度夏”影响，南方部分地区用电负荷可能会在某一时间段出现增加趋势，耗煤量出现阶段性走高，电力集团存在一定的补库需求。但受工业用电不振，炎热天气持续时间不长等因素影响，电力集团采购煤炭的节奏会放缓，难以刺激沿海煤炭运输趋向火爆，也难以带动动力煤价格大幅反弹。预计七、八月份，环渤海动力煤交易价格最多会上涨10-20元/吨，仍属于亏损经营之下的煤炭价格理性回归，即使夏季用煤高峰也难以带动市场煤交易价大幅上涨。

今年，宏观经济继续保持低位运行，尽管从五月中旬开始，工业用电量出现复苏迹象，但耗煤量增幅缓慢。民用电方面，受南方降雨频繁，水电发力增幅大等因素影响，火电厂负荷下降，消耗煤炭数量偏低。以浙能电厂为例，浙能集团旗下13个沿海电厂在正常情况下日耗合计应该达到11-13万吨。而目前，受水电运行良好影响，浙能电厂日耗仅为9.2万吨，最低时仅为8.2万吨；上电集团正常情况下日耗应为3万吨，目前日耗仅为1.7万吨。

今夏，预计工业经济复苏乏力，企业开工率不足，水电出力继续增加等因素将继续制约煤炭需求增长。加之“西电东送“数量的增加，非化石能源出力增加，预计今年清洁能源新增发电量折合减少电煤消耗5000万吨以上。今年下半年，受“西电东送”影响，预计多数电厂发电负荷率仍会保持低位，即使华东、华南地区有长兴电厂等几个电厂机组陆续投产，但在核电、水电等新能源的冲击下，火电机组利用小时及负荷率仍将维持较低水平；会出现“新电厂无法开足马力，老电厂又不能满负荷”的现象，造成沿海地区整体煤炭需求不乐观。

预计七、八月份，全国重点电厂库存会随着下游需求的不振和电厂耗煤的低位而保持稳中有升状态，电厂存煤可用天数会保持在20天左右的用量，沿海地区煤炭消费水平将继续保持平稳。尽管沿海煤炭运输有条不紊，但煤炭市场供需仍会维持相对弱平衡态势。受铁路对进港货源进行调整影响，各大港口运输会出现冷热不均现象，主要运煤港口:秦皇岛港、黄骅港车船到港双多，煤炭发运能够保持高位，且存煤保持稳定，价格上涨空间很小；而曹妃甸港存煤继续保持低位，用户派船拉煤和煤矿发煤的积极性均不高，煤炭进出港双低；年底蒙冀线投产后，这一现象将有所改变，蒙煤将大幅增加，曹妃甸港资源紧张得到缓解，煤价会继续保持稳定。

今年，预计煤炭产运销各环节将基本延续去年的弱势运行态势，尽管国家出台了一批基础设施建设项目，给国内工业的需求增长提供一定支撑，但随着我国区域产业转移步伐加快，沿海部分高耗能企业迁往西南地区或东南亚国家，对电力需求增量继续放缓。而在国家大力倡导清洁能源优先上网的背景下，大量水电、核电机组投入商务运营，以及特高压等外送电网输电线路不断完善，将保证清洁能源对煤炭的替代效应继续增强。上海、浙江、广东等耗电大省外来电比例大幅提升，沿海地区对煤炭的需求难有明显增量，这些都将影响煤炭价格的上涨。