国际煤炭市场供应紧张，导致国内外煤价倒挂，抑制我国煤炭进口。今年一季度，全国煤炭进口量同比下降24.2%。进口下滑带来的国内煤炭需求缺口，需要依靠自有煤矿产能补充。

随着前期国内电厂对进口动力煤招标增加，电厂加速累库，对海运煤的采购积极性放缓，印尼动力煤市场继续保持冷清。

随着欧盟国家禁止俄煤进口的生效日期临近，市场人士预计进入8月后，将有大量俄罗斯煤进入中国和印度。尽管迎峰度夏期间国内电厂仍有补库预期，但国内煤炭增产情况、进口煤价以及政策相关因素也都存在一定不确定性。

海外方面，近日韩国买家对海运煤询货积极，还盘价有所提高，8月船期的3800大卡动力煤还盘93-93.5美元/吨。而印度买家对印尼中低卡煤有少量需求，主要仍在关注中国市场。

6月15日，印尼3800大卡巴拿马型动力煤离岸报价93美元/吨，听闻部分即期煤成交价89-91美元/吨。

据市场消息称，在国内某电厂最近一次进口煤招标中，3800大卡动力煤中标价为793元/吨，相当于巴拿马型船离岸价92美元/吨左右。

海运费方面，巴拿马型船与小船运费之间的价差较大。目前，印尼南加里曼丹至华南港巴拿马型船运费12.5美元，小船运费18.5-19.5美元。

国内方面，随着全国气温不断攀升、用电负荷不断释放，全社会用电需求将继续攀升，带来煤炭需求提升，局部地区高峰时段将出现供需偏紧，如遇大范围持续极端高温天气，形势将更趋严峻。截至6月9日，沿海八省电厂日耗大幅增长，电煤可用天数为17.6天，较前一周的20.4天大幅下降。同时，国内电煤价格高位波动，煤电企业持续亏损，电力峰谷差不断加大等多方面因素交织叠加，也给电力供需形势带来较大不确定性。迎峰度夏期间煤炭供应依然面临潜在风险。

随着国内电厂库存不断升高，采购积极性较此前明显下降，叠加近期海运费波动，贸易商大多保持谨慎态度。

近日，国内疫情形势不断好转，全国复工复产有序推进，电厂发电量和日耗逐步回升，但仍低于上年同期，煤炭入库高于耗量，库存继续积累。叠加水电及其他可再生能源增发挤压，火力发电延续下降趋势。

国家统计局数据显示，5月份，全国火力绝对发电量为4045亿千瓦时，同比下降10.9%；水力绝对发电量为1217亿千瓦时，同比增长26.7%。

煤炭保供是大事，也是难事。我国虽是煤炭生产大国，但煤炭生产基地相对集中且与主要消费市场逆向分布，经济发展和气候条件的地区差异以及产业政策的调整，决定了我国煤炭市场供需矛盾的复杂性。受资源条件、运输能力、需求变化、安全事故、突发事件等多方面因素影响，煤炭阶段性、区域性供应紧张时有发生。

今日内蒙、山西地区煤价维稳，陕西地区部分煤矿个别煤种出现降价。

今日，内蒙地区，发布新一期（6月17日至24日）外购价格，电煤部分、神优煤种均与上期持平，其中：

神优二：1111元（—）

神优三：1093元（—）

外购5500卡：712元（—）

外购5000卡 ：630元（—）

外购4500卡：548元（—）

外购4000卡：466元（—）

山西地区，今日，煤价继续保持不变。

陕西地区，今日有煤矿的个别煤种价格向下调整，降价幅度10元/吨左右。

北港市场也出现了降价局面，降价幅度也在10元/吨左右，市场成交冷淡。近期，南方地区降雨影响，部分接卸港口作业受阻，北上船舶明显减少，加之下游需求并未完全释放，导致北港库存持续升高，尤其是唐山地区港口，受煤种结构影响，雨季加高温，部分煤种易燃，贸易商出货意愿增加。

下游市场，市场整体情绪不佳，销售热潮仍未到来，煤价虽然暂时维稳，但目前来看，仍缺少有力支撑。

天气预报显示，预计未来10天（6月17日-26日），南方大部分地区仍然有强降雨，大部分地区累计降雨量较常年同期明显偏多。17-21日，山西南部、河北南部、河南、山东及苏皖北部以及内蒙古西部、陕西大部、甘肃西部等地将出现持续高温天气，日最高气温有35～38℃，局部地区可达40℃左右。22日后，江南东部和华南东部的部分地区也将出现高温天气。