进入6月中旬之后，多空因素对北方港口动力煤市场的影响逐渐趋向平衡，北方港口现货动力煤价格也随之趋稳（见图一），而且短期内继续平稳运行、未来再度走高的概率较大。
第一，北方主要港口的动力煤调入量维持较高水平。近期，北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港和黄骅港）的动力煤调入量维持在日均200万吨以上的高位水平（见图二），表明产地对北方主要港口的动力煤供应热情和供应能力依然较高，限制市场对夏季高峰到来之前现货煤价的上涨预期。
但是，从全国主要发运和接卸港口的动力煤库存现状看，目前库存总量仍然明显低于去年同期水平（见图三），相对于去年同期而言，在电煤消费水平同比保持增长的背景下，对当前现货煤价走势的影响继续偏向利好。
第二，水电对火电的挤出效应显现。从进入6月份以来的用电层面看，6月上旬全国全口径发电量同比增长约9.1%，全国用电需求延续着5月份的高速增长局面；与此同时，6月22日，南方电网统调负荷达到1.878亿千瓦，比去年最高负荷增长110万千瓦，创下历史新高；与全国用电需求的快速增长局面有所不同，6月1-27日沿海地区六大发电企业的电煤日耗同比增速仅有1.3%（见图四），表明沿海地区燃煤机组的火电产量受到压制，给沿海地区动力煤市场带来消极影响。
沿海地区火电机组出力受限的主要原因，应该是进入6月份之后，水电产量快速增加对火电机组带来的挤出效应。整体上看，进入6月份之后，随着西南等重点地区水电产量的逐步增加（例如，自6月21日17时开始，三峡电站34台机组全部并网发电，实现2020年首次全开运行，而且全开运行时间明显早于往年），西电东送电量快速增加，到6月中旬，南方电网“八交十直”18条西电东送通道全部实现了按最大能力送电。
第三，消费企业的采购热情继续低迷。近期，中国沿海煤炭运价综合指数出现大幅下降（见图五），预示沿海、沿江等下游地区动力煤消费企业和贸易企业，对于北方港口的内贸动力煤需求热情进一步降温，这将降低未来一到两周的北方港口动力煤购销热情，继续削弱北方港口现货煤价的上涨动力。
第四，主要产地煤炭生产及产量继续受限。一方面，进入6月份后，榆林地区多处中小型矿井开始更换工作采面（停产一到两周不等），导致近期榆林地区煤矿的开工率有所下降（6月23日的开工率为66%，比前一周下降了1%）；另一方面，随着月底的临近，鄂尔多斯地区煤管票的紧张程度逐渐增强，煤矿减产停产现象增多，6月23日的开工率降至64.6%，环比上周下降2.9个百分点。
从CCTD重点监测的晋陕蒙地区442家样本煤矿生产情况来看：6月15日-6月21日总产量为2532万吨，周环比微增0.1%。其中，山西周环比增加0.5%；陕西地区周环比减少2.9%；内蒙地区走势分化，蒙西地区继续收缩，蒙东地区产量增加明显，带动内蒙地区周环比增长1.6%。平均产能利用率为76.9%，周环比提高0.1个百分点。其中，山西提高0.3个百分点，陕西降低2.5个百分点，内蒙提高1.3个百分点。
上述两大主产地煤炭产量释放受阻的背景下，上述两大核心产地的动力煤铁路发运量和进港量不减，个别地区资源趋紧，看涨情绪高涨，坑口煤价继续走强；与此同时，随着产地煤价不断上涨，近期部分地区动力煤的发运到港成本开始倒挂，后期北方港口和产地煤价的联动性有望增强。
第五，现货煤价的上涨预期仍然存在。尽管6月中旬的一轮现货动力煤价格上涨透支了部分预期，但是一些预期因素仍然存在，对近期现货动力煤的需求和价格继续带来利好。这些预期主要来自以下三个方面，一是，由于对进口煤炭的限制措施未见松动，市场经传闻已经有越来越多进口动力煤被迫终止合同或取消接货的情况，这将有利于刺激内贸动力煤需求的增加；二是，面对即将到来的夏季用电高峰，沿海地区六大发电企业的电煤库存依然较低（见图六），补库需求继续存在；三是，随着迎峰度夏期间用电需求的逐渐增加，社会用电需求对火电的依赖程度将逐渐增强，届时电煤消费和采购数量也将随之增加。（作者：CCTD副总裁李学刚）
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