1.电厂日耗仍有提升空间。江南大部、华南中东部等地出现35℃以上的高温天气;继7月8日，沿海八省电厂日耗升至210万吨之后，9日，电厂日耗升至216万吨;昨日，推高至217万吨。较月初相比，八省电厂存煤减少了114万吨，日耗增加33万吨，可用天数降至11.5天。
2.进口煤受限。随着印尼新冠肺炎感染病例数再次激增，政府宣布对爪哇岛和巴厘岛实行两周半的抗疫封锁，煤炭装船受限。另外，持续降雨造成河水流速过快，从而导致船运受阻;而由于生产出的煤炭运输困难，矿方不得不暂停开采，产量因此减少。
3.国际煤价上涨。中国国内煤炭供不应求，澳洲煤被禁，终端对印尼煤的需求大大增加。而日本、韩国等国经济加快复苏，用电耗煤需求也在增加;同样，对国际煤价和海运费也起到了助推作用。
4.上游生产和发运增幅不明显。山西和陕西、鄂尔多斯的产能释放较为稳定，难有太多增量，部分地区尚未放开煤管票限制。因此，主要产能的增加将放在新开和新复产煤矿上;而新批临时征地的露天煤矿形成产能需要一段时间，无法在夏季用煤高峰形成有效供应，供应增量落地还需要一段时间。
5.环渤海港口库存回升难度不小。受降雨、煤价倒挂和市场预期有分歧等因素影响，供需矛盾暂时难解，贸易商发运不积极，铁路调进保持低位;大秦线日运量不足百万，蒙冀线日发运也有下降。
我国沿海电厂和大量终端用户持续高日耗、低库存，长协煤已经难以维持，部分用户准备着手招标采购市场煤。如果此时，上游产能释放，以及贸易商发运、港口调进不能满足下游需求和装船的话，供应问题依然难解，势必拉动市场强势回归，煤炭市场迎来新的局面。
