今年上半年，煤炭市场可以说是“波澜不惊”。动力煤市场最明显的特点就是价格波动幅度明显收窄，环渤海港口5500大卡动力煤下水煤上半年价格高点在每吨960元，低点在每吨820元附近，高低点价相差140元。而去年上半年价格波动幅度达到每吨480元，是今年的3倍多。
具体市场走势上看，1月市场弱稳运行，下游维持长协拉运，部分终端招标采购进口煤较积极，对国内市场煤以压价为主。月底随着部分民营煤矿放假，供应收缩，价格小幅上涨。2月正值春节，节后在供应未完全恢复时叠加降雪天气影响，而春节假期出现超预期去库，市场情绪发酵，价格出现跳涨，形成上半年价格的高点。不过只上涨了3天，后续涨幅被逐步回吐，市场整体仍偏弱。进入3月，前半段市场弱稳运行，虽然需求低迷，但仍有贸易商认为有反弹机会，因此价格重心下移速度较缓。而后随着下方整数关口被击破，市场情绪有所恐慌，价格加速下行，达到上半年最低点。到3月下旬，价格才有所企稳，但反弹乏力。4月市场波动幅度收窄，在贸易商挺价、部分补库需求出现和提前做旺季准备下，价格出现探涨，不过幅度不大。5月市场有所走强，山西产量仍未完全恢复正常，内蒙古生产也受到扰动，产量出现回落。市场开始博弈旺季行情，坑口、港口贸易商均有补货，大集团外购价上调也对市场形成助推。进入6月，市场继续博弈旺季行情，不过由于电厂日耗表现不佳，再加上下游终端尤其是电厂库存较高，需求迟迟不见起色，价格重心逐步显现下移迹象。
国内产量上看，国家统计局数据显示，1月至6月，规上工业原煤产量22.7亿吨，同比下降1.7%。6月，规上工业原煤产量4.1亿吨，同比增长3.6%，增速由负转正。其中，山西环比增加889.6万吨，内蒙古环比增加760.1万吨。不过，山西虽然增速较快，但由于去年同期的高基数，同比仍下降了6.2%。6月，山西煤炭日均产量达到了382万吨，已高于去年平均水平。从上半年煤炭主产省份表现来看，陕西产量基本稳定，同比增速不到1%。内蒙古有一定增量，同比增幅达到4.4%。山西减量较为明显，同比下降13.3%，因此导致全国整体产量的回落。6月开始，全国产量同比转正，其中山西日产量也基本恢复正常，后续预计波动不会太大。下半年全国产量预计整体稳定，如冬季无特殊情况，全年产量略低于去年水平，相差不会太大。
进口煤来看，海关数据显示，1月至6月，我国进口煤炭2.5亿吨，同比增长12.5%。今年进口量一直保持在较高水平，尤其是1月至2月，由于去年同期的低基数，同比增幅达到22.9%。后续月份，除了3月同比微增外，4月至6月同比增幅均为两位数。不过，预计短期内，进口煤进一步增长也有难度。下半年进口煤月度水平预计维持在4000万吨至4500万吨之间。
需求端上看，国家统计局数据显示，1月至6月，规上工业发电量44354亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，6月规上工业发电量7685亿千瓦时，同比增长2.3%，增速与5月持平。火电发电量1月至4月维持正增长，5月开始由于水电和光伏发电的大幅增长，以及总发电量增速减缓，火电发电量开始出现明显的负增长，6月负增长幅度进一步扩大。从7月高频数据看，火电发电仍处于负增长水平。截至7月18日，重点火电厂月度发电量同比下降12.5%，年累计下降1.3%；耗煤量月度同比下降11.47%，年度同比下降2.6%。由此可见，即便进入迎峰度夏旺季，火电耗煤需求也较差。
库存上看，1月至3月，整体社会库存处于回落期，主要因山西减产较多所致。4月社会库存逐步累库，但受制于产量恢复较慢，累库速度不快。5月中旬社会库存已低于去年同期，不过仍远高于往年。5月至6月，动力煤整体需求较差，火电负荷持续处于偏低水平，而产量逐步恢复，再加上大量进口煤到港，社会库存持续增加，并于6月底超过去年同期水平，刷新历史高点。进入7月后，电厂日耗已进入迎峰度夏旺季期，虽然社会库存见顶回落，但由于下游日耗水平不及去年，去库速度明显偏慢。若旺季去库力度较弱，那么旺季后，煤价会承受较大的库存压力，同时后半年会一直维持较高的库存基数。
整体来看，上半年动力煤供应上比较明显的变化是山西出现较明显的减产，同时恢复速度较慢，到6月才基本恢复正常。内蒙古产量的增加及进口煤的大量补充，对冲了山西减量部分影响，使得供应整体稳定。需求上看，一季度需求仍然较好，但5月开始，水电和新能源电力均迅猛增长，清洁能源的替代作用在二季度表现突出，火电增速逐步减缓，并于5月开始负增长。下半年，供应预计整体稳定，迎峰度冬时水电和光伏发电均会有一定减量，因此火电仍会出现较好需求，但受制于整体发电增速的放缓及社会库存高基数，煤价大概率仍维持稳定，难有太大波幅。
