在电煤日耗持续增加条件下，港口、产地煤价却都降了。

2023年7月11日港口煤价参考如下：

5500大卡：852元/吨(较昨日有所下降)

5000大卡：752元/吨(较昨日有所下降)

4500大卡：649元/吨(较昨日有所下降)

当前，全国多地持续遭遇高温天气，高温热浪导致各地电力负荷激增。发电企业持续满负荷运行，全力保障电力供应。7月1日至7日，中国华电集团用煤量达到475万吨，较去年同期增长13.5%;华能集团、中国大唐在这7日内发电量分别达到184.19亿千瓦时、131.33亿千瓦时，同比增长13.5%、5.15%，发电量和火电机组运行容量均达到历史最好水平。

中国电煤采购价格指数(CECI)编制办公室发布的《CECI周报》(2023年26期)显示，CECI沿海指数(周)高卡现货成交价上涨，进口指数到岸综合标煤单价本周价格继续回落。

本周，高温天气促使发电负荷快速增长，发电量环比增长较快，供热量基本持平。电煤耗量环比继续增长，入厂煤量持平。电厂煤炭库存维持长期增长态势后开始回落。7月6日，纳入统计的发电企业煤炭库存可用天数23.8天。

产地方面，榆林区域整体销售情况一般，下游大多保持刚需性采购，涨价煤矿数量减少，煤价趋稳。鄂尔多斯区域煤炭出货较为顺畅，煤价整体稳中有涨。晋北区域煤矿销售情况一般，库存低位运行，价格偏稳。7月8日开始，产地出现降价情况，至7月10日降价煤矿数量有所增多。

港口方面，沿海电厂在电煤高供应、库存去化缓慢形势下，普遍对高报价持抵触情绪，仅部分电厂释放高卡煤采购需求，调整迎峰期间存煤结构，市场实际成交情况并不乐观。7月9日周末最后一个休息日，港口市场出现松动，7月10日港口市场煤价未做调整，截至今日，港口煤价开始下调。

随着全国大部分地区进入新一轮高温天气，电厂日耗继续攀升，但在长协煤稳定供应及进口煤集中到岸补充下，库存仍将维持高位，继续抑制电厂采购积极性，除少数电厂进行少量刚需采购外，大部分电厂观望情绪浓厚。短期来看，7月份动力煤价格维持小幅震荡趋势。

本期，CECI进口指数到岸综合标煤单价1106元/吨，较上期大幅下调59元/吨，环比下调5.1%。本周，进口煤价格大幅下调，其中中低卡样本量偏多且降价幅度较大。进口煤价格优势凸显，旺季电厂有提卡需求，进口煤补充效应较为显著。在后续价格预期不明朗、人民币大幅贬值，众多因素影响下，各进口煤种现货交易热度低，价格延续下跌。

本期，CECI采购经理人指数为52.17%，连续4期处于扩张区间，环比上升1.98个百分点。分项指数中，供给、需求、库存和价格分指数处于扩张区间，航运分指数处于收缩区间，需求、价格和航运分指数环比上升，供给和库存分指数环比下降。

供给分指数为52.21%，环比下降0.28个百分点，连续22期处于扩张区间，表明电煤供给量继续增加，增幅有所收窄。

需求分指数为52.92%，环比上升1.60个百分点，连续5期处于扩张区间，表明电煤需求量继续增加，增幅有所扩大。

库存分指数为51.04%，环比下降1.07个百分点，连续17期处于扩张区间，表明电煤库存量继续增加，增幅有所收窄。

价格分指数为54.08%，环比上升5.96个百分点，在连续15期处于收缩区间后上升至扩张区间，表明电煤价格由降转增。

航运分指数为49.25%，环比上升0.95个百分点，连续14期处于收缩区间，表明电煤航运价格继续下降，降幅有所收窄。

6月30日至7月6日，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量，环比增长7.0%，同比增长16.1%。日均供热量环比减少1.0%，同比增长7.0%;电厂日均耗煤量环比增长7.5%，同比增长13.4%;日均入厂煤量环比持平，同比增长16.8%。

综合以上分析，近期国内大部分地区气温逐渐走高，民用电需求不断提升，水电出力不及预期，动力煤消费明显增加，各环节库存持续去化，煤炭价格震荡上涨。但目前全社会库存明显高于往年，且增产保供政策将持续发力，预计煤炭市场供需宽松格局仍将延续。

综合考虑前期反弹幅度及其他影响因素，短期来看7月份动力煤价格维持小幅震荡趋势。