今年夏季，受“厄尔尼诺”现象影响，南方将再次出现类此于去年的降雨频繁、气温偏低现象；不但民用电不振，而且“西电东送”数量也在增加，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。预计今年七、八月份，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。
 
    尽管今年夏季，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，仍属于长期成本线以下的煤炭价格出现的理性小幅回归，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1-5月份，全国电力需求总体宽松，发电装机容量保持快速增长，但是火电利用小时同比降幅扩大，全国跨区送电量保持一定水平，火电出现负增长。进入六月中下旬，已经接近炎热的夏季，但沿海地区降雨频繁，水电发力增加，六大电厂日耗合计保持55-58万吨之间的低位水平；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；而上周，受水电运行良好影响，浙能电厂平均日耗数仅为9.2万吨，最低时仅为8.2万吨；6月27日，受气温回升影响，沿海六大电厂合计日耗增加至64.8万吨。在耗煤水平不高的情况下，为减少堆存资金，降低购煤成本压力，电厂继续保持低库存；由于终端需求缺口未打开，沿海电厂并不急于抢运煤炭，而是保持刚性拉运，促使发煤企业销售数量受挫。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，5月份，全社会用电量增长1.6%，但下游对煤炭的需求增幅缓慢，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。
 
    在需求平稳、进港资源有限的情况下，秦皇岛港、国投京唐港、黄骅港煤炭进出数量保持平衡，生产有条不紊，三大港口存煤数量保持稳定，也促使煤价上涨缺乏根本性支撑。曹妃甸港方面，受中小散户货源减少，调进减少，以及港口清理积压库存等因素影响，曹妃甸港进港资源继续保持低位，船等货时间延长；由于需求较差，煤价依然保持低位，没有出现上涨。
 
    今夏，预计工业经济复苏乏力、企业开工率不足、水电出力增加等因素继续制约煤炭需求增长。受雨水多，南方水电运行好，遏制了火电需求，减少了煤炭消耗数量。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。受沿海地区外购电增加影响，预计多数电厂发电负荷率仍会保持低位，即使有长兴电厂等几个电厂机组陆续投产，但在核电、水电的新能源的冲击下，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，老电厂负荷低”的现象，造成沿海地区整体煤炭需求不乐观。

    截止6月20日，全国重点电厂存煤6279万吨，可用天数为21天。七、八月份，伴随着下游需求的不振和电厂耗煤的低位，全国重点电厂库存会有所回升，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；沿海煤炭运输有条不紊，部分港口发运量保持高位，沿海煤炭市场继续向供需平衡方向转化。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，曹妃甸港资源匮乏态势得到缓解，煤价会继续保持稳定。
 
    今年，预计煤炭产运销各环节基本延续了去年的弱势运行态势，尽管国家出台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。五月份开始，下游需求有所转好；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，工业用电难有大的改观，对煤炭需求增量继续放缓。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的不断完善，将保证清洁能源对煤炭的替代效应继续增强，上海、浙江、广东等耗煤大省外来电比例大幅提升，沿海地区对煤炭的需求难有大的增量，直接遏制了煤炭价格的上涨。