6月以来，动力煤价格反弹明显，主要是受到部分煤炭主产区供应受限、电厂补库，以及贸易商惜售等因素影响。但根据相关政策分析，以及基本面数据来看，助推煤价上涨的因素并不充分，7月煤价逐步回归合理区间将是大概率事件。
主要产区供应增加
受去年下半年煤炭价格大幅上涨影响，今年年初，各主要煤炭产区相继放开了按276个工作日生产的限制，煤炭产量持续回升。1—5月，国内原煤产量为14.07亿吨，同比增长4.3%，其中4、5两个月的单月产量同比增速分别为9.9%和12.1%。目前588元/吨的现货价格已经高于国家发改委给出的500—570元/吨的绿色区域，故6月下旬以来，国家发改委为保证需求旺季的煤炭供应，先后出台了一系列政策，包括要求动力煤成交价格原则上不得超过570元/吨的绿色空间上限、加快推进煤炭优质产能释放，以及重点产煤区带头落实增产保供责任等。所以，预计整个迎峰度夏期间，煤炭供应将保持稳定。
贸易商出货意愿加浓
目前，北方主要港口煤炭库存基本维持稳定，截至7月4日，秦皇岛港口库存为565万吨，较上周末回升15万吨，较6月初下降15万吨。6月全月累计铁路调入量为1765万吨，较上月回落77万吨；锚地船舶数均值为56艘，较上月增加16艘。在港口锚地船舶数明显增加的情况下，港口库存降幅有限，表明了电厂对高价现货动力煤的采购意愿有限，港口实际成交情况不佳。
同时，随着国家发改委连续释放保供应、稳价格的消息，市场开始出现恐慌情绪，部分贸易商开始抛货，6月末部分主要港口价格有所松动；若后期市场看空氛围进一步加重，中间商库存会加速涌出，将助推市场价格进一步回落。
下游备货已接近尾声
6月，全国6大发电集团日均耗煤量为62.77万吨，同比增长5.5%，增速较5月回落5.4个百分点，为连续第四个月回落。从日度数据来看，6月上中旬6大发电集团日均耗煤量的增速为13.5%，6月下旬则为-6.2%，故6月耗煤量增速的回落主要是6月下旬增速跳水所致。考虑到目前工业生产延续低位运行、去年同期高基数因素影响，以及近期南方强降雨甚至暴雨天气频繁，水电替代效应将会逐步增加，我们认为未来1—2个月电厂日耗煤同比增速将继续延续回落的态势。
目前6大发电集团电煤库存总量为1344.1万吨，为2015年8月以来高位，同时明显高于近8年历史均值；库存可用天数为21天，基本处于近8年历史均值水平，从电厂库存的角度来看，供应并不算紧张。且6大发电集团电煤库存数据自4月11日见底(921.1万吨)以来，已经连续3个月回升，继续大幅补库的可能性不大，而下一轮的补库可能要到9月中旬之后才会启动。
综合分析，预计未来1—2个月，动力煤现货价格将逐步向长协价格靠拢(7月长协价格为557元/吨)。套利策略上，结合上市以来的历史数据以及动力煤需求的季节性特点，我们推荐“卖9买1”的反套策略。