7月下旬以来，多数电厂以采购长协煤为主，其他耗煤企业需求较为低迷，而煤炭主产地开始出现产量增长，煤价调头向下。8月，煤炭市场多空因素交织，未能出现强势主导因素，整体表现或趋于振荡。

供应方面，主产地生产形势有望进一步向好。

目前，陕西的大型煤矿已经开始有效增产，内蒙古鄂尔多斯能源局表示将加快1.3亿吨优质产能的释放以保证煤炭供应。主产地产能释放的信号不断增强，主产地供应尤其是低硫煤供应紧张的局面或将有所改观，供应的增量将会逐步体现出来。

此外，发往北方港的几条主要运煤线路中，大秦线基本上每天运量都维持在130万吨的满负荷状态。近期，由于产地与港口煤炭价格倒挂和上煤较难等原因，蒙冀线发运量有所下降，但基本上也维持在平均每天20大列以上。

进口方面，通关管理依旧严格，即便在内外价差处于历史高位的情况下，进口量预计也很难进一步提高。

迎峰度夏期间，预计我国进口煤数量不会有太大的降幅，因为有保供的压力。但是迎峰度夏结束后，由于通关额度的问题，预计进口煤数量会锐减。

港口库存方面，全国重点港口库存从6月初开始逐步增加。

全国重点港口库存从6月3日的6108万吨增加到7月29日的6834万吨，增加了726万吨，主要受进口煤减量影响，累库速度并不快，目前的库存同比仍少787万吨。在近两年中，目前总体库存处于平均位置。

终端电厂方面，重点电厂7月29日日耗为414万吨，比月初有明显提升，总体库存变化不大，接近9000万吨，与去年同期基本持平。而从库存变化趋势上看，往年基本在7月中旬库存就开始见顶回落，而今年进入7月下旬，库存仍未有明显回落，整体库存较为充裕。只有部分日耗较高且进口煤占比较大的电厂采购需求较为强烈，主要是位于福建的电厂。前期华中地区和华东地区雨水较为充足，长江中下游今年的梅雨期比往年多了19天左右，导致今年出梅时间较晚，且水电站来水充沛，水力发电持续处于高位，挤占火力发电的份额。

目前虽然产地煤管票管理仍然较严，坑口供应处于一个相对偏紧的状态。但是铁路发运情况仍然非常良好，港口调入量也持续处于高位。从传递出的消息看，后期国内煤炭产量大概率是增加的。而地销随着内陆企业的补库结束及错峰生产等原因受到了抑制。既然产量不会进一步受到限制，那么能限制发运和港口调入的主要就是发运利润了。现在北方港煤价的跌幅大于坑口煤价的跌幅，从数据上看，已出现发运倒挂，但如果算上配煤等因素，实际仍有部分发运利润，且大规模的发运企业有站台等费用的优惠，因此发运量并没有出现大幅减少，且短时间也难以出现大幅减少。所以后期供需关系仍要看需求变化，而近期随着下游补库的结束，采购需求减弱，北方港的锚地船舶数也出现了较大的下降。

8月上旬，部分可用天数较少的电厂还有补库的需求，对短期价格会有支撑。同时进口煤占比较大的电厂，在进口额度不足的情况下，也会增加国内煤的采购。因此这段时间价格预计会偏稳。随着迎峰度夏高峰即将过去，日耗开始走下坡路，电厂也开始放慢采购节奏，开启去库阶段，预计煤炭价格会再度下滑。