北方港口动力煤市场延续小幅下行的态势。5500大卡煤主流平仓价降至620元/吨左右，5000大卡煤主流平仓价530-540元/吨，其中5000大卡煤下游需求相对较好，贸易商报价坚挺。立秋以来南方地区受到大范围的台风暴雨天气影响，水力发电超发满发，沿海主力电厂日耗连续6天位于80万吨以下水平运行，库存可用天数徘徊在20天左右，对电煤采购需求转向回落，预计8月底之前煤价都将位于下行通道。随着电厂日耗的下滑，主力电厂库存可用天数恢复至15天以上的水平，加之对后期需求预期的减弱，国电山东有限公司20日开始下调高库存电厂最高限价0.002元/大卡，其他电力公司价格暂稳，但市场看空预期增强，9月初有下调计划，计划下调幅度在20元/吨左右。
一方面，环渤海地区三种动力煤的周度交易价格走势整体趋于平稳，其中部分煤种的周度交易价格在此前现货煤价上涨惯性的带动下保持回升局面；另一方面，每日14:00发布的“CCTD环渤海动力煤现货参考价”显示，自8月初开始的环渤海地区现货动力煤价格反弹，已经于上周末宣告结束，个别煤种的现货价格甚至还出现了小幅回调，究其原因，应该是近期环渤海地区动力煤购销的理性回归，使得现货煤价的上涨动能丧失。
供需方面
本周期南方多地降雨，沿海主要电力集团日均耗煤量跌破80万吨，周内多震荡在75万吨附近，存煤天数上行至19天，随着民用电负荷的走低，煤炭消费再度预冷，下游阶段性拉运有所降温，考虑后续电煤需求继续减弱概率较大，电厂将多以长协煤温和补库。随着市场煤价的走弱，港口现货成交将趋于萎缩，港口生产则受前期交易兑现支撑保持维稳态势。
据监测数据显示，8月11日—8月17日，沿海六大电力集团重点电厂日均合计耗煤量为78.83万吨/天，较上周期下降2.69万吨/天，本周沿海电厂日耗出现回落，跌破80万吨/天的水平；截至8月17日，六大电力集团沿海重点电厂存煤总量为1486.65万吨，库存可用天数约20天，库存水平出现小幅回落。过去几天，新疆、黄淮及其以南大部地区出现35℃以上的高温天气，其中重庆、江汉、江淮及江南等地高温日数持续5～9天。此外，辽宁南部、山东、湖北东部等地的多站最高气温超过同期历史极值。未来几天，江南南部、江淮、黄淮、华北南部、东北南部、华南、西南地区东部等地累积降雨量有50～80毫米，其中华南南部、江南东北部、江淮、黄淮西部及云南南部等地的部分地区有100～180毫米，局部地区有200～400毫米降雨；上述部分地区降雨量较常年同期偏多3～8成，局地偏多1倍以上。
运价方面
本周期国内沿海运价指数继续上涨。分析认为，煤价回升，市场交投趋于活跃，货盘量明显增多，周期内运价继续上涨。另外，因港口煤价上涨，个别畅销煤种结构性短缺，船等货现象犹存，加上近日降雨影响装船作业速度，锚地船舶数持续累积。台风“三足鼎立”自南向北，影响多数沿海港口，船东预期向好，要价较为坚挺。非煤货种对航运需求大增，占据部分运力，华南线领涨，其他进江航线跟涨。截至2018年8月17日，沿海煤炭运价指数为954.5点，与上期(8月10日，下同)相比上涨49.1点；其中，秦皇岛至广州(5－6万DWT)运价为49.5元/吨，较上期上涨4.3元/吨；秦皇岛至上海(4－5万DWT)运价为38.5元/吨，较上期上涨1.6元/吨。
港口库存
本周期（8月14日至8月20日）环渤海港口气象条件差导致作业不畅，合计调进、调出均出现下降，调出量降幅明显并低于调进，总场存震荡上行。
秦港：本周期受强降雨影响，港口生产作业严重遇阻，因堆场踏跺、埋轨及18日例行天窗检修，单日卸车量的大幅走低，日均调进量环比降15万吨。因长时间封航及港口雨后场地清理干扰，调出量连续三日不足40万吨，日均环比降17.7万吨，大量船舶积压在港，日涨至102艘次，为今夏最高。周内调进、调出量均波动幅度较大，场存呈震荡走势。截至8月20日，秦港锚地船74艘，库存640.5万吨，近两日港口作业已逐步恢复，后续积压船舶和库存将有所释放。
周边港：本周期曹妃甸港（包括国投曹妃甸、曹二期、华能曹妃甸）卸车受降雨影响较小，日均调进环比增加6.4万吨，但日均调出量受长时间大风封航影响降至37.5万吨，场存被迫上涨，周内再次攀升至900万吨以上，由于降雨后煤炭自燃风险加大，曹妃甸港再次推出针对性收取货物堆存费方案，将继续加紧疏港。截至8月20日，曹妃甸港存924.5万吨；京唐港存642.1万吨。
接卸港：部分下游用户采购转向接卸港，沿海港口存煤延续下行；由于前期长江口压港船舶集中到岸，沿江港口库存有所上涨。截至8月16日，沿海港口库存2234万吨；沿江港口库存1259万吨。
博弈开启
第一，沿海地区六大电力企业的电煤日耗逐渐下降。数据显示，进入8月中旬以来，沿海地区六大电力企业的电煤日耗和库存出现以下三个特征：其一，电煤平均日耗出现下降，其同比增速已经由7月份的7.7%，下降到了8月1-17日的1.4%；其二，最近一周（8月11日-17日）的电煤平均日耗已经出现萎缩，由去年同期的81.6万吨降至78.8万吨；其三，8月17日的电煤库存可用天数为20天，比去年同期多了6天。
上述三个特征表明，夏季电力和煤炭消费高峰已经出现衰减迹象，正在给环渤海地区现货动力煤价格及市场预期带来消极影响。
第二，各类港口煤炭高库存状况延续。尽管夏季电力和煤炭消费高峰已经出现减弱倾向，但是当前沿海、沿江地区各类港口的煤炭高库存状况继续存在，对现货动力煤价格的下行压力继续存在。截止到8月16日，北方四港（秦皇岛、曹妃甸、京唐港和黄骅港）的煤炭库存为2510万吨、同比增加966万吨，沿海下游主要接卸港口和沿江地区主要港口的煤炭库存为3493万吨、同比增加了723万吨，上述统计口径下的港口煤炭库存总量为6003万吨、同比增加了1689万吨。
第三，7月份煤炭进口量创出四年半来的新高。海关总署最新公布的数据显示，7月份我国进口煤炭2900.6万吨，创下2014年1月份以来单月进口量的新高，同比增加954.6万吨、增长幅度达到了49.1%，环比增加353.9万吨、增长了13.9%。
分析认为，7月份我国煤炭进口量的快速增长应该主要来自动力煤进口的超预期增加，这必然促使消费企业减少对内贸动力煤的采购，从而对当月乃至8月份环渤海地区现货动力煤的供求关系和价格造成冲击。
第四，水电产量有望保持快速增长局面。数据显示，7月份全社会发电量继续保持较快增长，同比增长了5.7%，但增速比6月份回落了1个百分点；从发电量构成上看，受全国多地水库来水增加影响，当月水电产量增速明显上升，同比增长6.0%，较6月份提高了2.3个百分点，与此同时，当月火电产量的同比增速降至4.3%，较6月份回落了2.0个百分点。预计，8月份水电产量将继续保持快速增长态势，从而将继续抑制火电产量及电煤需求的增长，给环渤海地区动力煤市场带来不利影响。